压裂液使用指导

压裂基本知识
地层水:配伍性最好, 但悬砂性能差前提是支撑剂的密度降下来。

最小的伤害就在于使用地层水加入添加剂，对支撑剂进行改进，利用纳米技术使得它的密度很水一样，强度还要好，那么在水中就能悬浮，这样就达到无伤害的目的。

风险大
水力压裂改造技术主要机理为：
通过高压驱动水流挤入煤中原有的和压裂后出现的裂缝内，扩宽并伸展这些裂缝，进而在煤中产生更多的次生裂缝与裂隙，增加煤层的透气性。

且可产生有较高导流能力的通道，有效地连通井筒和储层，以促进排水降压，提高产气速度，这对低渗透煤层中开采煤层气尤为重要. 可消除钻井过程中泥浆液对煤层的伤害，这种地层伤害可急剧降低储层内部的压降速度，使排水过程变得缓慢，影响煤层气的开采。

这种技术在煤层气生产实践中也存在一些问题：
由于煤层具有很强的吸附能力，吸附压裂液后会引起煤层孔隙的堵塞和基质的膨胀，从而使割理孔隙度及渗透率下降，且这种降低是不可逆的，因此，目前国内外在压裂改造技术中，开始使用大量清水来代替交联压裂液，以预防其伤害，但其造缝效果受到一定的影响；
由于煤岩易破碎，因此，在压裂施工中，由于压裂液的水力冲蚀作用及与煤岩表面的剪切与磨损作用，煤岩破碎产生大量的煤粉及大小不
一的煤屑，不易分散于水或水基溶液，从而极易聚集起来阻塞压裂裂缝的前缘，改变裂缝的方向，在裂缝前缘形成一个阻力屏障。

对于构造煤（soft coal），采取压裂的办法行不通，因为受压煤层的透气性会更低. 构造煤主要难点：强度弱、煤岩碎、非均质强、渗透性差
清洁压裂液（ClearFRAC）
清洁压裂液的工作原理：加入的表面活性剂形成的胶束，可以在特定的盐浓度下产生，获得粘度，可以在稀释获得遇见亲油相以后通过减少胶束过流面积以后去除粘度。

它一种粘弹性流体压裂液，主要成分包括长链的表面活性剂(VES)、胶束促进剂(SYN)和盐(KCl)，目前国内外广泛使用是第一代VES 压裂液，主要是阳离子型季铵盐表面活性剂，它们是CTAB（十六烷基三甲基溴化铵）、Schlumberger的JB508型表面活性剂和孪生双季铵盐类表面活性剂。

VES压裂液粘度低，但依靠流体的结构粘度，能有效地输送支撑剂，同时能降低摩阻力。

与传统聚合物压裂液（包括天然的胍胶，田青胶，黄原胶，半天然的HPG,HEC,全人工的可交联聚丙烯酰胺，低分子量的国内也自称是清洁压裂液）相比，该压裂液配制简单，不需要交联剂（理论上没有可在砂体中形成聚合物堵塞的可能）、破胶剂和其他化学添加剂，因此，几乎无地层伤害并能使充填层保持良好的导流能力。

清洁压裂液的优点
（1）不用破胶剂当棒状胶束与油、气或地层水接触时可转化为很小的球状胶束，体系的粘度变得很低，在储层条件下不需要另加破胶剂即可破胶。

彻底破胶后粘度约为3mPa.s，相当于清水，易返排。

其交联及破胶机理决定了其在油、气层中应用时，不需要添加任何破胶剂便能完全破胶。

（2）因清洁压裂液主要成份是表面活性剂，其分子直径仅为瓜胶的1/5000，滤失不随时间改变，不形成滤饼，滤后不形成残渣，施工后易返排，能充分保留支撑裂缝的导流能力；
（3）携砂能力强，抗剪切力强压裂时排量的选择空间较大，有利于控制裂缝的纵向延伸，有利于形成更长的支撑裂缝，在较低粘度下，就具有良好的携砂能力，节约了砂，也降低了所需净压力的大小；（4）对储层的伤害小对岩心的伤害率仅为3-5%，裂缝渗透率能保持在90%，且返排率一般大于65%，高的能达90%左右，KCl成分能够防止粘土遇水膨胀，清洁压裂液中的表面活性剂（VES）也具有较好的粘土稳定作用，室内实验证明VES若与KCl复配使用，防膨效果更佳，能够降低粘土膨胀对煤层的伤害
（5）施工摩阻低现场试验表明：清洁压裂液摩阻仅为交联瓜胶压裂液的1/3。

这就减少了施工作业风险并降低了施工水马力。

这种低摩阻特性使采用连续油管进行压裂施工成为可能，清洁压裂液可以由13/4″连续油管泵送到3600m井下，并且清洁压裂液管路摩阻很低，可以做到清水的一半以下；
（6）添加剂少常规聚合物基压裂液通常需要10-15种添加剂，而清洁压裂液只需要1-3种添加剂, 配制时只需与水充分混合，可随时调整粘度，不需要长时间溶胀，无毒无腐蚀性，便于现场施工；
清洁压裂液的缺点：
（1）滤失速率上比较大，因为它无法形成泥饼，且在高渗透地层压裂时，滤失大；其砂比通常无法达到胍胶的水平，也就是说如果你要追求端部脱砂，清洁压裂液不是好的选择；
（2）费用比较昂贵，国内做的（真实性尚待验证，只收到报价）每方价格也上千，斯伦贝谢来做的话经过伴氮以后也要6000以上；（3）耐高温能力不如改性胍胶；
清洁压裂液的适应性
清洁压裂液适用于低温浅井、低渗透、水敏储层压裂施工。

所选的储层油气储量要丰富，能量要充足。

在压裂选井选层时，要有针对性，以便获得最大的经济效益。

用压裂液说明：
清洁压裂液用于油田具有突出的优势，无残渣，伤害小，由于分子量小没有滤饼，是全滤失，如果滤失时剪切速率下，或者说压差小时，滤失反而更低。

泡沫压裂主要适用与低压，难返排的储层，具有返排的动力和低伤害。

加重压裂液主要用于破裂压力高的储层。

超级瓜胶压裂液主要用于低渗储层9渗透率小于0.5，残渣伤害是主要影响因素。

其它情况使用普通的压裂液。

低浓度胍胶压裂液
低分子胍胶压裂液（可重复使用）
疏水缔合聚合物压裂液
清洁压裂液(VES)
无伤害压裂液
聚合物压裂液
超低密度支撑剂BJ
新型压裂液：清洁压裂液(清洁压裂液，高携砂性能和低伤害是主要亮点，但目前耐温性能不高和滤失性大是影响其在深层高温井上应用的主要因素，其次是价格较高。

)、酸性压裂液、复合压裂液、低聚合物压裂液、低伤害超级瓜胶压裂液、羧甲基瓜胶压裂液、RPM压裂液、醇基压裂液、加重压裂液、泡沫压裂液、乳化压裂液、可回收压裂液、自生热压裂液等等。

酸液：变粘酸(这种体系的出现主要是为了解决酸化均匀布酸以及酸压中酸液滤失的问题。

稠化剂就是普通的聚丙烯酰胺类共聚物，交联剂为铁或锆。

如果用铁做交联剂破胶剂就得选用还原体系，如果用锆
就得选用络和体系。

体系存在不少问题如交联区间短、对储层伤害大等问题，因为即使破胶体系最多达到酸液基液粘度，返排较为困难。

)、可携砂的交联酸(交联酸。

目前携砂酸液体系具有很强大耐温、耐盐能力，通过锆、钛、铜等金属离子与聚合物的羧基发生交联反应，具有很高的粘弹性。

在施工过程中加入了助剂，是液体整体的缓蚀性、稳定性、施工后返排率都较好。

但现在在耐温性上还有缺陷，携砂的规模较小、体系抗剪切性也有待提高。

交联酸携砂：一是适合的储层类型不多，像砂岩我认为基本上不能开展（酸浓度小了交联不行，大了对砂岩地层没用，现在破胶还是问题）；二是如果在碳酸盐地层开展，盐酸溶蚀率高，形成酸蚀蚓孔，砂子嵌在里边是什么样的状态？好像大家都在回避；个人认为倒是可以在一些碳酸盐含量相对高的复杂岩性来做一下，验证一下其效果)、多氢酸(多氢酸酸化技术是近年来才发展起来的新型砂岩酸化技术，经过国内外各大油田酸化施工效果证明该项酸化技术具有比其他现存酸化技术更多的优越性。

多氢酸是一种多元弱酸，在不同PH值下缓慢释放足够的氢离子与氟盐生成氢氟酸，在与岩石反应过程中，使溶液氢离子浓度保持较低的水平。

结合反应动力学分析可知多氢酸可有效降低二次反应速度，静态腐蚀实验证明其具有很好的缓蚀性，多氢酸防垢性能实验证实其具有良好的防垢和分散性，能有效控制和防止二次伤害物的生成，且能使产生的二次沉淀处于悬浮和分散状态，润湿实验表明多氢酸对石英有很好的润湿性，能加速与石英的反应[11]。

因此，多氢酸具有加快
酸液与砂岩储层石英矿物的反应速度，且抑制与粘土矿物反应的特性。

由于多氢酸具有上述优点，在许多使用常规土酸、氟硼酸酸化效果不好的井段实施多氢酸酸化都取得了很好的效果。

)等等。

需要对该井做过测试压裂，然后实时的显示净压力，当你发现净压力走平以后，迅速以超过45°的斜率上升，那基本上是微裂缝开启.
天然裂缝是否存在可以在测试压裂解释中看到，特点是G函数图趋势线不过原点而且裂缝闭合以后呈现斜率很小的近直线
多裂缝几乎都会产生，只是是否影响加沙的问题。

一般不是平行的多裂缝都问题不大。

如果是平行的几乎是沙一到井底压力就开始攀升
酸化液用量设计
预处理液、主处理液、后顶替液的用量，一般是由经验及挤酸得出。

比如，《酸化原理》一书，曾介绍：
1.前置液用量：要足以把主处理液所覆盖区域碳酸盐先溶解掉，确保后续氢氟酸组分溶解粘土。

推荐用量1.2-2m3/m油层。

2.主处理液：根据标准土酸实验得出知道数据，用量一般为1.5-2.5m3/m油层。

3.后顶替液用量，目的是要将残酸液顶替远离近井地带，所以推荐用量要求为主处理液的2－2.5倍。

实际现场应用中，由于设备规模、统计效果、经济原因等等。

不断修正后，目前用量一般参照下述规范
1.前置酸：0.8-1.5m3/m油层
2.主处理酸：1.2-2m3/m油层（实验先确定堵塞污染半径，如半径为2-3m，再使用v=
3.14h(Ri^2-rw^2)计算得出）
3.后顶替液：0.8-1.2倍主处理液。

其中，酸液用量与射孔厚度关系很大，如<10m射孔段，往往取上限。

10-20m射孔井段往往取中限，>20m射孔井段取下限。

另外，由于各个油田储层物性差异很大，当在某一区域大规模井次施工时候，也可以总结出适合当地的最佳施工用量。

（与增产效果、施工设备局限性、施工成本控制等等有关）。