压裂技术现状及发展趋势

压裂技术现状及发展趋势

(长城钻探工程技术公司)

在近年油气探明储量中，低渗透储量所占比例上升速度在逐年加大。低渗透油气藏渗透率、孔隙度低，非均质性强，绝大多数油气井必须实施压裂增产措施后方见产能，压裂增产技术在低渗透油气藏开发中的作用日益明显。

1、压裂技术发展历程

自1947年美国Kansas的Houghton油田成功进行世界第一口井压裂试验以来，经过60多年的发展，压裂技术从工艺、压裂材料到压裂设备都得到快速的发展，已成为提高单井产量及改善油气田开发效果的重要手段。压裂从开始的单井小型压裂发展到目前的区块体积压裂，其发展经历了以下五个阶段[1]：（1）1947年-1970年：单井小型压裂。压裂设备大多为水泥车，压裂施工规模比较小，压裂以解除近井周围污染为主，在玉门等油田取得了较好的效果。

（2）1970年-1990年：中型压裂。通过引进千型压裂车组，压裂施工规模得到提高，形成长缝增大了储层改造体积，提高了低渗透油层的导流能力，这期间压裂技术推动了大港等油田的开发。

（3）1990年-1999年：整体压裂。压裂技术开始以油藏整体为单元，在低渗透油气藏形成了整体压裂技术，支撑剂和压裂液得到规模化应用，大幅度提高储层的导流能力，整体压裂技术在长庆等油田开发中发挥了巨大作用。

（4）1999年-2005年：开发压裂。考虑井距、井排与裂缝长度的关系，形成最优开发井网，从油藏系统出发，应用开发压裂技术进一步提高区块整体改造体积，在大庆、长庆等油田开始推广应用。

（5）2005年-今：广义的体积压裂。从过去的限流法压裂到现在的直井细分层压裂、水平井分段压裂，增大储层改造体积，提高了低渗透油气藏的开发效果。

2、压裂技术发展现状

经过五个阶段的发展，压裂技术日趋完善，形成了三维压裂设计软件和压裂井动态预测模型，研制出环保的清洁压裂液体系和低密度支撑剂体系，配备高性能、大功率的压裂车组，使压裂技术成为低渗透油气藏开发的重要手段之一。

2.1 压裂工艺和技术

2.1.1 区块开发压裂技术

区块开发压裂技术把低渗透油气藏整体区块作为一个研究对象，根据油气藏地质特征建立区块地质模型和裂缝模型，研究区块注采井网条件下压裂方案的可行性，预测区块油气井产量、采油速度和采出程度，形成一套集成油藏工程和压裂技术的区块开发方式，为低渗透油气藏高效开发提供新的技术手段。

低渗低压油藏宝14区块[2]采用电阻率层析成像和微地震的方法检测裂缝方位及长度，在此基础上调整注采方式。根据裂缝参数优化结果，在一些高水淹地区采用水平周期注水、间歇注水，大大提高了区块注水驱油的效率。

2.1.2 重复压裂技术

重复压裂技术是指油气井第一次压裂裂缝失去作用后，对该井同一层位进行第二次或更多次压裂施工，恢复油气井产能。

图1 重复压裂技术原理示意图

美国巴肯油田是典型的低渗低孔油田[3]，2004年部署水平井初次压裂后水平段中有相当多的产层未有支撑剂铺置, 导致压后产量不高且稳产时间短，为此开展了16口水平井重复压裂试验，现场施工成功率达93.7%，重复压裂的平均施工压力明显降低，重已为该区增加650t的可采储量，增产效果明显。

国内截止到2006年7月，重复压裂工艺技术在安塞油田、陇东油田延长储层以及新疆乌尔禾储层应用237口井，增产效果显著。

2.1.3 煤层气压裂技术

煤层具有杨氏模量低、泊松比高、天然割理发育等特点，国外煤层气压裂技术从90年代大排量、低砂比压裂开始探索，发展到现在中排量、较高砂比、连续油管分层压裂，压后产量是常规压裂产量的1.5倍。在美国宾夕法尼亚州mount pleasant煤层气中共有33口井，通过使用LGB交联压裂液，压裂后区块产量增加到2831万方/月，单井产量得到较大提高。

国内中石油煤层气公司通过煤层岩性分析，形成了大排量、低伤害的煤层气

压裂技术，2009年至2010年7月在韩城、三交、大宁－吉县区块共进行了220口井，463层的压裂施工，单井产量达2000-8000方/天，取得了明显的效果。

2.1.4 页岩气压裂技术

页岩气储层低渗、低孔，即是烃源岩，又是储层和盖层，大部分都需要压裂改造才能生产。美国页岩气发展历程如表1。

表1 美国页岩气发展历程

国内在四川盆地中南部威远-长宁-昭通等地区开展页岩气开发先导性试验[4]，目前成功完成了威201、宁201、昭104井、宁203井四口探井的页岩气储层直井压裂改造和威201-H1井水平井压裂改造，测试产量在0.72-1.86万方/天，显示该区块页岩气可采潜力巨大，为以后页岩气开发奠定了基础。

2.1.5 复杂储层压裂技术

表2 复杂储层压裂技术

（1）致密砂岩油气藏压裂技术

致密砂岩油气藏具有低压、低渗、低产、低丰度等特点，储层压力系数低，压裂液进入地层已引起水锁损坏，影响压裂效果和返排效果。目前，在苏里格气田采用整体优化压裂技术，确定了最佳裂缝长度和井网部署方式，形成了一套直井不动管柱封隔器分层压裂技术+裸眼完井水平井分段压裂技术，提高直井/水平井单井产量至2/10万方/天，取得了较好的经济开发效果。

（2）火成岩油气藏压裂技术

火山岩油气藏具有埋藏深、温度高、天然微裂缝发育、储层非均质性严重、储层敏感性强等特点，造成压裂施工难度大、压裂液滤失严重，影响了火山岩油藏的开发。大庆油田徐深气田为埋藏深、物性差的火山岩气藏，通过建立火山岩裂缝破裂和延伸数学模型，预测压裂施工风险，研制出170℃高温压裂液体系和深井压裂工具，完成了人工裂缝控制和火山岩压裂施工规范的制定，该技术共实施火山岩直井压裂147口227层，最大单井无阻流量达100万方/天，实现了火山岩油气藏增产效果的跨越式突破。

（3）深层稠油压裂技术

深层稠油埋藏深，地层温度高，常规压裂面临增产效果不明显、有效期短、出砂问题，难以满足稠油油藏生产的需求。吐哈油田鲁克沁深层稠油油藏[5]针对原油粘度高、地层岩性疏松、无有效封隔等特点，开展了前期稠油压裂效果分析，形成了大孔径电缆射孔、压前解堵剂预处理、层内多段、多层体积压裂、水基降粘压裂液等配套技术，在现场试验3井次，施工成功率100%，平均单井日增油6.3t，取得了较好的压裂效果。

（4）潜山高凝油压裂技术

潜山储层主要孔隙类型为构造裂缝，油品性质为高凝油，具有含蜡量高、凝固点高、析蜡点高和蜡熔点高等特点，原油在地层中流动性差，开采难度大。辽河油田曹台古潜山油藏为高凝油油藏，随着注水开发，高渗透砂岩进入高含水期，低渗透砂岩注水效果差，为此，2004年攻克潜山大型压裂难题，采用降滤失工艺和高温压裂液，提高了施工成功率。研发了热压裂液技术[6]，压裂液入井后温度达60℃，降低了高凝油粘度，近年来实施3口井，单井最大加砂量达80m3,累