CO2泡沫压裂技术介绍
二氧化碳压裂页岩技术
二氧化碳压裂页岩技术
二氧化碳压裂页岩技术
二氧化碳压裂页岩技术
二氧化碳压裂是一种新兴的页岩气开采技术。
它利用高压二氧化碳替代传统的水和化学品作为压裂液，将其注入到页岩岩层中，从而使岩石裂缝扩大，释放出埋藏在其中的天然气。
相比于传统压裂技术，二氧化碳压裂具有更高的效率和更少的环境影响。
二氧化碳压裂技术的优势在于其压裂液为二氧化碳，不仅可以减少对地下水资源的污染，还可以将二氧化碳气体注入到岩层中进行封存，起到减缓气候变化的效果。
此外，二氧化碳压裂所需的水资源也较少，适用于缺水地区的页岩气开采。
不过，二氧化碳压裂技术也存在一些挑战，例如二氧化碳的成本较高、压裂液的注入需要更高的压力等。
此外，岩层中的二氧化碳含量也会影响二氧化碳压裂的效果。
总体来说，二氧化碳压裂技术是一种有前途的页岩气开采方法，其环境友好、高效节能的特点使其备受关注。
未来随着技术的不断进步，二氧化碳压裂技术的应用前景也将变得更加广阔。
- 1 -。
二氧化碳压裂施工安全技术要点
二氧化碳压裂施工安全要点CO₂泡沫压裂是低压低渗、水敏性地层有效的增产措施，具有对地层伤害低、液体返排率高、携砂性能好、抑制粘土膨胀、降低滤失及水的表面张力等优点，增长效果较好，目前在国内外各油气田得到广泛应用。
但是由于液态的CO2容易形成干冰堵塞而出现炸裂等事故，因此，CO₂泡沫压裂施工安全显得尤为重要。
介绍主要从两个方面入手：CO2物理特性和现场施工安全注意事项，对CO₂压裂安全施工具有较好的指导作用，保证压裂施工的安全有效进行。
一、CO₂的物理性质1、性质CO₂在-56.6°C和0.531MP(绝对)的条件下，气态、液态和固态三种形态同时存在，即CO₂的三态点。
在低于0.531MP(绝对)时，CO₂以固体（干冰）或者是气体的形态存在，高于30.6°C和7.5MP时，它将以气体的形态存在。
在大气压条件下，固态在其温度达到-78.5°C时，便开始升华。
超过30.6°C时，CO₂都是蒸汽，超过这个临界温度增加压力也不能使之转变到液态。
CO₂常温下是一种无色无味、不助燃、不可燃的气体，密度比空气大，略溶于水，与水反应生成碳酸。
CO₂压缩后俗称为干冰。
2、人体危害（1）CO₂密度较空气大，当CO₂少时对人体无危害，但其超过一定量时会影响人（其他生物也是）的呼吸，原因是血液中的碳酸浓度增大，酸性增强，并产生酸中毒。
因为CO₂比空气重，所以在低洼处的浓度较高。
CO₂的正常含量是0.04%，当CO₂的浓度达1%会使人感到气闷、头昏、心悸，达到4%~5%时人会感到气喘、头痛、眩晕，而达到10%的时候，会使人体机能严重混乱，使人丧失知觉、神志不清、呼吸停止而死亡（2）切记在每次接触干冰的时候，一定要小心并且用厚绵手套或其他遮蔽物才能触碰干冰，如果是在长时间直接碰触肌肤的情况下，就可能会造成细胞冷冻而类似轻微或极度严重冻伤的伤害。
二、CO₂压裂基本原理CO₂泡沫压裂液是由液态CO₂、水冻胶和各种化学添加剂组成的液-液两项混合体系，在向井下注入过程，随温度的升高，达到30.6°C临界温度以后，液态CO₂开始气化，形成以CO₂为内相，含高分子聚合物的水基压裂液为外相的气液两相分散体系。
二氧化碳泡沫压裂技术及应用
为中浅层压裂增产改造的主要技术手段。
大庆探区二氧化碳泡沫压裂技术发展及应用
目前大庆探区二氧化碳泡沫压裂技术现状
1、车组设备能力;2006年以前压裂泵车应用双S3缸泵车组
,CO2液压裂施工排量最高2.7m3/min,大排量限流法压裂，泡沫质
量一般在50左右%,现在CO2液施工排量提高到3.0m3/min,泡沫质 量提高到60%以上 。
第一阶段,1998年-1999年,这期间引入吉林油田设备进行 技术服务,共压裂7口井11层,平均泡沫质量为51.02%,最大单 层加砂规模32.0m3,最高泡沫质量56.7%,压后平均单井日产油 3.82t。工艺水平相当于混气水压裂。
第二阶段,2001年-2006年,引进双S2000型压裂车组,建立 了大庆油田自己的二氧化碳泡沫压裂技术,形成了恒定内相泡 沫质量和变泡沫质量的设计方法,提高了施工成功率和泡沫质 量,这期间共压裂30口井40层,平均泡沫质量为60.56%,最大单 层加砂规模36.0m3,最高泡沫质量67.7%, 压后平均单井日产 油3.83t。真正实现了二氧化碳泡沫压裂。
• 改变原油性能,降低粘度和凝固点
CO2进入低饱和压力的油藏，可以大量溶于原油中，据统 计，中原稠油井采用CO2吞吐，原油粘度平均下降38%, 凝固 点一般下降10℃,原油的粘度和凝固点大幅度降低，减小了渗 流阻力，提高了油层产能。
大庆探区二氧化碳泡沫压裂技术发展及应用
• 大庆探区二氧化碳泡沫压裂技术发展大体分为三个阶段
CO2泡沫压裂排量与泡沫质量选择表
CO2排量 (m3/min ) 2.8 2.0 基液排量 (m3/min) 1.0 1.8 1.0 1.9 1.2 2.1 1.4 2.4 1.6 2.7 1.8 2.9 2.0 2.9 总排量 (m3/min ) 3.8 3.8 4.0 4.0 4.2 4.2 4.4 4.4 4.6 4.6 4.8 4.8 5.0 4.8 泡沫质 量(%) 73.7 73.7 75.0 73.6 71.4 71.6 68.2 67.8 65.2 64.0 62.5 62.3 60.0 62.3 质量类型
页岩气co2泡沫压裂技术
页岩气co2泡沫压裂技术
现阶段，利用岩石毛细孔中的co2赋存量，利用其作为液体的体积膨胀及液体的许多性质，结合页岩气压裂技术，从而开发出了页岩气co2泡沫压裂技术。
首先，页岩气co2泡沫压裂技术是以低温液体co2为介质，通过液体发泡及压裂，使得油气藏毛细孔内许多封闭的油气节点与此液体co2充分接触，从而获得大量的页岩气。
其次，这样的技术能够有效的提高对深层页岩气的采收率，同时能够有效的减少污染，减少对环境的污染。
最后，岩石毛细孔中的co2不仅当作介质使用，其在页岩气开发过程中也可以被有效的利用，从而达到节能环保的目的。
总之，页岩气co2泡沫压裂技术是一种能够有效实现页岩气开采过程中高效减排的环保技术，并且具有节能环保、节约用水、降低开采成本等优点。
CO2泡沫压裂技术介绍
（3）CO2泡沫压裂液添加剂优选
★起泡及稳泡性能试验 ★压裂液耐温耐剪切性能评价试验 ★静态与动态滤失试验 ★动态模拟试验 ★粘弹性试验 ★支撑剂沉降试验 ★压裂液破胶与残渣性能试验 ★压裂液的表面化学特性与吸附特性试验
(3) CO2泡沫压裂液添加剂优选
• 起泡剂优选
80
70
FL-36
YPF-1
770
825
600
400
200 70
0 YPF-1
136.7 B-18
212 FL-36
起泡体积（ml） 半衰期（×0.1min）
不同起泡剂的起泡效率与稳泡特性（1.0%水溶液）
（3）CO2泡沫压裂液添加剂优选
•稳泡剂的优选
起泡体积（m l） 半衰期（m in）
羟丙基瓜尔胶 水溶液浓度越大， 形成的泡沫半衰 期越长，也就是 泡沫越稳定；同 样也使得泡沫体
四:CO2泡沫压裂工艺技术
工艺技术特点 总体上CO2泡沫压裂特点表现为“一少、一低、一
快”。与常规水基压裂相比，入井液量少；对储层伤害 低；压后返排快。
中国 . 西安
CO2泡沫压裂工艺流程
在水力压裂的泵注过程中，采用CO2泵注车将液体CO2经过地面三通与冻胶液混合注入井 内。利用液态CO2与冻胶液的混合液进行加砂压裂施工。
60
B-18
50
时间(min)
40
30
20
Hale Waihona Puke 100050
100
150
200
250
不同起泡剂水溶析液水的量(泡ml沫) 稳定性对比
（3）CO2泡沫压裂液添加剂优选 • 起泡剂优选
从起泡效 率和泡沫稳 定性对比看， FL-36起泡剂 性能最好， B-18和YPF-1 起泡剂性能 相当。
泡沫压裂
一种抗高温二氧化碳泡沫压裂液的研究1.泡沫压裂1.1泡沫压裂介绍。
利用特殊装备、特殊的化学添加剂，使用CO2/N2泡沫液作为压裂液进行加砂压裂的水力压裂施工方式称为“泡沫压裂”。
常用的CO2泡沫压裂的压裂液是由液体CO2（-18℃）和凝胶水（压裂液基液）与发泡剂构成的“气-液分散体系”，这种分散体系是热力学不稳定体系.1.2 CO泡沫压裂液的优点。
21.用于低渗油气层改造，CO2溶于水中形成低PH值的碳酸水可以减少粘土膨胀提高渗透率增加近井地带导流能力致使产量提高。
2.减少了水基压裂液用量，因此大大减少了压裂液对储层的污染。
3.具有低滤失性，提高了液体效率，有利于裂缝型油气藏的改造。
4.较高的表观粘度，是理想的前置液和携砂液，造缝能力强，携砂能力强。
5.在储层中汽化后，增加地层能量，提高返排率，有利于保护地层，减少油层污染。
6.CO2可大量溶解在原油中，使原油体积膨胀，粘度下降，增加原油流动性，使原油产量增加。
7. CO 2饱和碳酸水的界面张力为清水的20～30%，使流动阻力大大降低，是较好的助排剂1.3 CO泡沫压裂的发展概况2●70 年代开始使用水+ 起泡剂+N 2组成的比较原始的泡沫压裂液，砂液比只有1-2PPG（1PPG=119.8kg/m 3 ），但解决了低压井的压后液体返排问题●80年代初采用水+起泡剂+聚合物+N2/CO2组成的泡沫压裂液，巨大地提高了泡沫压裂液的粘度及稳定性，砂液比提高到了4-5PPG，高压储层泡沫压裂工艺技术获得成功，使得该技术得到了飞速发展。
80年代末开始采用水+起泡剂+聚合物+交联剂+CO2组成的泡沫压裂液，泡沫的稳定性进一步提高，造缝能力、抗温能力和携砂能力进一步增强，高温下砂液比也可达到4-5PPG，深井高温储层泡沫压裂技术得到发展。
1.4 CO 2 泡沫压裂的工艺技术的特点及用途1.4.1恒内相设计当支撑剂浓度增加时，保持压裂液基液排量稳定，但相应降低液体CO2排量，使其降低值与支撑剂占的空间值相当，内相（气体+支撑剂）和外相（液体）保持平衡，以保证压裂液的泡沫质量、表观粘度恒定。
二氧化碳压裂增产技术
二氧化碳压裂增产技术摘要：近年来，二氧化碳压裂法作为一种新型的非水压裂法已被广泛地用于国外和国外的非传统石油资源的开采。
二氧化碳压裂工艺主要有二氧化碳泡沫和二氧化碳干压裂化两种工艺，对于非传统油藏（尤其是低压、低渗透、水锁、水敏伤害）的工艺改进具有重要作用。
为解决二氧化碳压裂增产问题，本文综述了二氧化碳压裂技术的原理、施工工艺、压裂液体系、设备要求等，并对当前的问题及发展方向做了简要的介绍，以期为相关人员（或工程）提供参考。
关键词：二氧化碳；压裂增产CO2 fracturing stimulation technologyXI Shangyong，XIA Xuhua，BAO Li（CNPC Xibu Drilling Engineering Company Limited Tuha Downhole operation company）In recent years, as a new non hydraulic fracturing method, carbon dioxide fracturing has been widely used in the exploitation of unconventional oil resources at home and abroad. Carbon dioxide fracturing technology mainly includes carbon dioxide foam and carbon dioxide dry pressure cracking, which plays an important role in the process improvement of unconventional reservoirs (especially low pressure, low permeability, water lock, water sensitive damage). In order to solve the problem of CO2 fracturing stimulation, this paper summarizes the principle, construction technology, fracturing fluid system, equipment requirements, etc. of CO2 fracturing technology, and briefly introduces the current problems and development direction, in order to provide reference for relevant personnel (or Engineering).Key words:carbon dioxide;Fracturing stimulation引言近几年，由于我国石油消费的日益增长，石油对外依赖性已达60%，而随着国内石油产区的不断减少，石油产量的不断减少，石油资源的供应也面临着严峻的挑战。
二氧化碳泡沫压裂技术研究及应用现状
二氧化碳泡沫压裂技术研究及应用现状本文总结了二氧化碳泡沫压裂技术相对于常规水力压裂技术的优点，介绍了二氧化碳泡沫压裂室内研究及现场应用现状。
就目前国内的应用效果来说，二氧化碳泡沫压裂与普通水力压裂相比具有更好的压后投产效果，对于储层渗透率损害相对较低。
最后给出了二氧化碳泡沫压裂技术的认识与研究方向，将适合二氧化碳泡沫压裂技术的压裂液和解决压裂后产能递减率过高两点作为今后主要研究方向。
标签：二氧化碳；泡沫压裂；应用现状自从吉林油田在1997年引进国外石油公司的二氧化碳泡沫压裂设备后，国内相关高校及石油公司开始对二氧化碳泡沫压裂进行研究。
而二氧化碳泡沫压裂工艺以其相对于常规水力压裂较少的用水，对国内水敏地层的适应性，以及在低压地层中优异的返排能力，赢得了广泛关注，成为非常规油气储层的新型压裂方法。
二氧化碳泡沫压裂是将液态二氧化碳和压裂液同时注入井筒，使井筒中充满二氧化碳泡沫，以二氧化碳泡沫作为压裂介质进行造缝的压裂方法。
1 二氧化碳泡沫压裂优点相对于常规水力压裂，二氧化碳泡沫压裂具有许多常规压裂所无法企及的优点。
二氧化碳泡沫压裂水相含量低，能够有效降低储层中粘土膨胀运移，避免造成过高的储层渗透率降低，减少对储层的伤害。
而且二氧化碳水溶液pH值小于7，呈现弱酸性，也能够在一定程度上一直粘土膨胀。
对于地层能量不足，地层压力系数小于1的低压油气层，采用二氧化碳泡沫压裂能够有效降低井筒液柱压力，使地层有足够能量将压裂液快速返排，加之二氧化碳泡沫压裂液在储层中滤失量较低，进一步降低了进入地层的压裂液对储层造成的二次损伤。
在注入的液態二氧化碳中加入增粘减阻剂，注入井筒中形成的高质量二氧化碳泡沫具有较高粘度，相对于常规水力压裂携砂能力大大增强，同时能够有效降低了压裂管柱摩阻，为大排量压裂施工提供可能。
2 二氧化碳泡沫压裂室内研究与现场应用现状二氧化碳泡沫压裂室内研究主要集中在相应的压裂液的研制上。
国内研究人员参考国外使用的增稠剂，采用羟丙基胍胶作为增稠剂，测得液态二氧化碳与基液混合起泡年度达到了248mPa·s。
煤层气田二氧化碳压裂适应性简介
压裂液类型 泡沫压裂液 聚合物乳化液 油基压裂液（凝胶） 线性胶（不交联） 交联水基冻胶
CO2增能/泡沫压裂工艺技术
导流能力保持率 80～90 65～85 45～70 45～55 10～50
中国石化 中原石油勘探局
CO2增能/泡沫压裂工艺技术
5、CO2段塞增能压裂
在常规压裂前，在前置活性水阶段向地层泵入高泡沫 质量的CO2段塞，有隔离液与后续的前置冻胶相隔，增加压 裂液的返排能力，达到快速排液之目的。
• （5）由于煤层温度较低，高浓度的液体CO2无法快速气化， 形成泡沫，为压后快速返排提供能量，且在未来的返排过程 中形成干冰，毁坏套管。
三、煤层采用CO2压裂的依据
• 依据一：煤层压裂改造可有效地将井孔与煤层天然裂隙连通起来，从而在排水采气时， 更合理地分配井孔周围的压降，增加产能和气体解吸速率，提高采收率，因此，压裂改 造作为一种重要的强化增产措施，在煤层气开采中得到普遍应用。中原石油勘探局井下 特种作业处在工艺技术方面已经取得了许多重要进展，积累了不少经验，尤其在煤层气 井压裂改造方面，已形成了一套比较完善、配套的工艺技术，现场应用取得了较好效果。
高压泵进行灌注供液，从而满足吞吐等施工工艺的需求。
• CO2增压泵车采用德国梅塞德斯—奔驰公司生产的 2 0 3 1 A K 底 盘 ， 主 要 包 括 台 上 卡 特 3 1 1 6 TA 发 动 机 、 液 压 系统、吸入管汇、液气分离瓶、增压泵系统、排出管汇、 控制面板等组成。台上发动机中额国定石功化率为中1原9石0马油力勘探，局增压
入井下,其体积系数是1:517;
N2在地层中不参加任何反应而CO2与地层水反应产生碳酸，有效地降低了系统的总
pH值，降低了压裂液对基质的伤害；
二氧化碳压裂技术-二氧化碳焊技术
纲
一、CO2压裂技术特点及分类
二、国外CO2压裂技术发展现状 三、国内CO2压裂技术发展现状 四、胜利油田开展CO2压裂技术应用的准备情况
一、CO2压裂技术特点及分类
1、 CO2的物理性质
CO2的相态: 气态、液态、固态
三相点： 压力：0.518MPa 温度：-56.6 ℃ 临界点： 压力：7.38MPa 温度：31.06 ℃ 标准状态（0℃，0.101MPa）下： 1m3 CO2（液态）＝546标m3 CO2（气态）
2、 CO2泡沫压裂液体系
由液态CO2、原胶液和各种化学添加剂组成的液液两相混 合体系，形成以CO2为内相，水为外相的乳状液取代普通 压裂液。 在向井下注入过程中，随着温度的升高，达到31℃临界温
度以后，液态CO2开始汽化，形成以CO2为内相、含高分子
聚合物的水基压裂液为外相的气液两相分散体系。由于泡
6、 CO2压裂施工地面流程
储
砂车
泵车 泵车 泵车 增 压 泵 CO2泵车 N2泵车 CO2泵车 N2泵车 CO2泵车
液
混 砂 车
罐
泵车 泵车
泵车
CO2
CO2
至井口
罐
罐
提
纲
一、CO2压裂技术特点及分类
二、国外CO2压裂技术发展现状 三、国内CO2压裂技术发展现状 四、胜利油田开展CO2压裂技术应用的准备情况
2、 CO2压裂技术特点 ① 降低了进入油气层的液体量，同时依靠CO2增能助排 特性，提高排液速度和返排率，减少液体对油气层的 伤害而提高产量。 ② CO2压裂时混合液具有粘度高、携砂性能好的特点， 有利于提高施工排量和砂比。 ③ CO2溶解形成酸性液，能够有效抑制粘土膨胀。
④ CO2溶解性衍生的其它特点，如泡沫压裂液的界面张力
增产措施：CO2泡沫压裂技术文档
CO2压裂工艺技术CO2压裂工艺技术是80年代以来发展起来的新工艺技术，它是以液态CO2或CO2与其它压裂液混合，加入相应添加剂，来代替常规水基压裂液完成造缝、携砂、顶替等工序的压裂工艺技术。
根据使用的压裂液组成不同，CO2压裂工艺技术可分为二氧化碳液体压裂、二氧化碳（甲醇）稠化水压裂、二氧化碳与氮气双相泡沫压裂和二氧化碳泡沫压裂四种形式，其中以二氧化碳泡沫压裂最为常用。
⑴原理CO2压裂液主要成分是液态CO2、原胶液和若干种化学添加剂。
在压裂施工注入过程中，随深度的增加，温度逐渐升高，达到一定温度后，CO2开始汽化，形成原胶为外相，CO2为内相的两相泡沫液。
由于泡沫液具有气泡稠密的密封结构，气泡间的相互作用而影响其流动性，从而使泡沫具有“粘度”，因而具有良好的携砂性能，在压裂施工中起到与常规水基压裂液相同的作用。
⑵技术优点①液体的二氧化碳在地层中既能溶于油又能溶于水，改善原油的物性，降低油水界面张力，有效提高油气采收率；②二氧化碳压裂液和常规压裂液相比，只有极少量的水和固相颗粒进入地层，同时二氧化碳泡沫可在裂缝壁面形成阻挡层，从而大大减少滤失，减少对地层的伤害；③CO2泡沫压裂液的PH值在3.5左右，即可有效防止粘土膨胀，又能对地层起解堵作用，有利于保护或增加地层孔隙渗透性，对水敏性地层效果更佳；④返排时，随井底压力下降，二氧化碳起到气驱作用，对于低产能井，有助于提高返排能力和加速返排速度。
使用CO2压裂，返排出的液体一般为总液量的75～90%，可以减少地层伤害，这是使用二氧化碳压裂气层的主要原因之一。
⑶二氧化碳泡沫压裂设计方法二氧化碳泡沫压裂设计采用“恒定内相”的设计方法，即把水基液部分看作外相，液态二氧化碳和支撑剂看作内相，施工过程中总排量和水基压裂液的排量恒定，随着加入支撑剂浓度的提高，液态二氧化碳的排量相应减小，使支撑剂和液态二氧化碳的体积量始终保持一个恒定值，这样有利于降低施工压力，提高施工一次成功率。
CO2泡沫压裂工艺技术
破胶剂：配套常用破胶剂
3、压裂液综合性能评价 基液浓度与粘度 交联比 抗剪切性能 耐温性能 破胶性能 防膨性能 配伍性 伤害率
五、压裂设计技术
压裂设计主要内容： 泡沫质量设计 裂缝几何参数设计 支撑剂量 排量 砂比 摩阻（压力预测） 温度场分析 施工程序设计
2、基液——冻胶液
主要体系：羧甲基胍胶体系。 羟丙基胍胶液体系。 酸性冻胶液体系。 交联剂：对于羟丙基胍胶液体系——专门的酸性 交联剂。 添加剂：防膨剂、破乳剂、破胶剂等由实验结果确 定类型与加量。
基本配方（以常用的羟丙基胍胶液体系为例）：
基液：羟丙基胍胶+起泡剂+稳泡剂+破乳剂+ 防膨剂+铁离子稳定剂… 胶联剂：专用酸性交联剂
（一）、几个概念
泡沫质量 在一定温度压力下，气态CO2占总泡沫压裂液的比例 称CO2泡沫质量。 按CO2泡沫质量大小分为： 伴注泡沫液（<30％）液体为连续相； 增能泡沫液（３０—６５％）； 泡沫压裂液（>65—70%）泡沫呈连续相， 一般情况下，CO2泡沫压裂特指泡沫质量大于65—70%， 泡沫质量达到100%时，也就是全部用CO2压裂时，称为 干法压裂。
气态标准体积为517m3。
三、CO2压裂技术的优缺点与适用性
1、CO2压裂技术优缺点 主要优点：
低伤害 快返排 高携砂能力
主要缺点：
高摩阻 成本相对较高 安全方面要求相对高
四、CO2泡沫压裂液体技术
1、基本要求：
□冻胶液体系具有酸性环境下的可交联能力。
□泡沫压裂液体体系具有对温度变化具有较强
的适应能力。 □良好的破胶性能。 □与地层流体配伍性良好。
CO2泡沫压裂工艺技术
CO2压裂相关的最新技术及应用,
CO2干法压裂面临的问题 。
中原油田桥69井CO2泡沫压裂现场
液态CO2粘度低，由此带来的是携砂能力差、液体容易滤失等问题
CO2干法压裂适合于以下几种气层的开发：
（1）低渗透气层；
（2）水敏性地层；
中原井下
六、 CO2施工安全保障
CO2 压裂施工过程中，除常规压裂的HSE要求与规定
外，重点应注意以下五种安全操作：
中原井下
三、 CO2泡沫压裂技术
中原油田桥69井CO2泡沫压裂现场
案例1： 某井泡沫压裂：注入清洁压裂液560m3，CO2液量145m3，加砂量 54.5m3，施工泵压62 MPa，施工排量4.2m³/min。 中原井下
三、 CO2泡沫压裂技术
中原油田桥69井CO2泡沫压裂现场
案例2：注入清洁压裂液702m3，CO2液量182m3，加砂量80m3，
1、防冻伤 2、防窒息 3、防干冰堵 4、防储罐爆炸 5、放喷时防止闸门与放喷管线刺漏。
中原井下
汇 报 结 束
谢 谢
中原井下
3700m，创造了国内CO2泡沫压裂施工的井深记录
。
中原井下
一、CO2增产技术现状
CO2增产技术分类
增能压裂：泡沫质量<52%、段塞增能压裂； 泡沫压裂：泡沫质量53％-96%，现场通常泡沫质量53％-75% ；
干法压裂：纯液态CO2压裂（正在研发）；
CO2气驱增产技术
中原井下
一、CO2增产技术现状
CO2泡沫压裂液
CO2泡沫压裂液是由液态CO2、
胶液和各种化学添加剂组成的气-液 两项混合体系，在向井下注入过程
中，随温度的升高，达到31℃临界
温度以后，液态CO2开始气化，形 成以CO2为内相，含高分子聚合物
超临界二氧化碳压裂
超临界二氧化碳压裂
超临界二氧化碳压裂，是一种新型的压裂技术。
它具有对环境的友好性，对裂缝的侵蚀较小，同时能够保证压裂效果的提高。
该技术逐渐被广泛应用于页岩气、煤层气等天然气开采中，为国家能源产业的发展带来新的机遇。
超临界二氧化碳是一种特殊的物质，当其处于临界条件下时，体积小、密度大、温度高，且具有极强的溶解能力。
在压裂作业中，超临界二氧化碳能够穿透岩石裂缝，与其中的油、气等有机物质迅速反应，加速产生压裂效果，从而提高了采收率。
与传统的水力压裂技术相比，超临界二氧化碳压裂具有以下几个优势：首先，这种技术对环境的影响很小，不需要大量用水，不会产生二氧化碳等污染物；其次，压裂液中含有的二氧化碳可以在岩石裂缝中形成气体泡沫，从而进一步增强压裂效果；最后，该技术适用于各种岩石类型，能够满足不同地质条件下的特定需求。
然而，超临界二氧化碳压裂技术的应用还存在一些问题。
例如，压裂液中的二氧化碳可能会泄漏到地表或大气中，对环境产生负面影响；此外，该技术对设备性能和操作要求较高，需要有资深的工程师和技术人才参与。
总的来说，超临界二氧化碳压裂技术是当前天然气开采领域中的一种创新技术。
通过进一步完善技术路线，优化操作流程，在确保安全的前提下，该技术有望持续发展，并为我国的能源产业做出贡献。
二氧化碳干法压裂案例
二氧化碳干法压裂案例
二氧化碳干法压裂是一种使用液态二氧化碳作为压裂介质的压裂技术。
这种技术可以避免常规压裂技术中可能出现的水相伤害，如水敏和水锁现象。
以下是二氧化碳干法压裂的案例：
1. 吉林油田的二氧化碳蓄能压裂：这是一种无水相压裂技术，以液态二氧化碳为压裂介质，使用高强度固体颗粒作为支撑剂。
这种技术在吉林油田得到了应用，并取得了良好的效果。
2. “二氧化碳+氮气”泡沫压裂技术：这种技术是在压裂施工中同时注入二氧化碳及氮气。
具体的施工方法是，将液态二氧化碳或添加了其他化学剂的液态二氧化碳注入地层，在地层条件下气化。
依靠液态二氧化碳的造壁性，在储层中形成动态裂缝，为油气流动提供导流能力较高的渗流通道。
施工后地层中无液体残留。
如需更多二氧化碳干法压裂案例，建议查阅相关资料或咨询石油专家获取帮助。
二氧化碳泡沫压裂液研究与应用
二氧化碳泡沫压裂技术在苏里格气田的应用摘要：苏里格气田地层条件复杂、储层物性差、非均质性较强，水锁伤害严重、地层压力低。
二氧化碳泡沫压裂技术具有入井水冻胶量减少、滤失量小、压裂液体系pH 值较低、降低入井液界面张力、缩短了液体在地层中的滞留时间等特点，能够有效降低压裂液对储层的伤害，因此对苏里格气田具有较强的针对性和适用性。
针对苏里格气田低压、低渗、水锁伤害严重的特点，开展了二氧化碳泡沫压裂技术应用研究及现场试验。
通过对比分析苏里格气田二氧化碳泡沫压裂井和液氮伴注水力压裂邻井的压裂试气及生产情况，分析研究了二氧化碳泡沫压裂技术在苏里格气田的应用情况。
从对比结果来看，二氧化碳泡沫压裂技术能够提高压裂液返排率、缩短排液周期，提高气井生产能力、具有较好的稳产效果，能够有效的改善苏里格气田天然气井改造效果。
关键词：苏里格气田；二氧化碳泡沫压裂；水力压裂；产量目录1苏里格气田储层压裂改造地质特征概况 (3)2二氧化碳泡沫压裂在苏里格气田的适应性 (3)3长庆二氧化碳泡沫压裂研究成果 (2)3.1二氧化碳泡沫压裂设计优化 (2)3.2二氧化碳泡沫压裂液体系研究 (3)4二氧化碳泡沫压裂在苏里格气田的应用情况 (3)5苏里格气田二氧化碳泡沫压裂工艺应用效果 (5)5.1压后液体返排情况分析 (6)5.2压后试气情况分析 (7)5.3压后生产情况分析 (8)5.3.1日产气量对比情况分析 (8)5.3.2单位压降下累计产气量对比情况分析 (10)5.3.3采气指数对比情况分析 (11)5.3.4压后生产情况分析小结 (13)6下一步设想及思路 (13)1苏里格气田储层压裂改造地质特征概况苏里格气田储层物性差，岩心分析结果表明：盒8储层孔隙度为3.0-21.8%,平均8.95%。
渗透率在0.0148-561×10-3μm2之间,平均0.73×10-3μm2,主要分布范围0.1-0.9×10-3μm2。
VES--CO2泡沫压裂工艺技术研究--延长上古生界气藏的开题报告
VES--CO2泡沫压裂工艺技术研究--延长上古生界气藏的开题报告一、研究背景和意义上古生界气藏是中国陆相天然气资源的重要组成部分，具有储盖、复杂构造、低孔低渗等特点，常规开采技术面临着诸多挑战，无法达到预期的开采效果。
而CO2泡沫压裂技术，作为一种新兴的天然气开采方法，已经在国外某些地区得到了应用和发展。
本课题旨在对CO2泡沫压裂技术在上古生界气藏开采中的应用进行深入研究，探索其在提高气藏开采率、延长气田生产期等方面的作用和意义。
二、研究目标和内容本研究的主要目标是以CO2泡沫压裂技术为基础，结合上古生界气藏的特点，研究如何实现对气藏的优化开发和提高采收率的目的。
具体研究内容如下：1. CO2泡沫压裂技术原理与特点的分析和研究。
2. 探讨CO2泡沫压裂技术在上古生界气藏中的应用场景，并分析其优势和不足。
3. 研究CO2泡沫压裂液体系的配方，选择适合该类气藏的最佳物料组合。
4. 设计实验方案，开展CO2泡沫压裂实验并进行实验数据分析，以验证其在上古生界气藏开采中的适用性。
5. 通过数值模拟方法，对CO2泡沫压裂工艺在气藏开采过程中的影响进行探究。
三、研究方法和步骤本课题将采用的主要研究方法包括实验室实验、数值模拟和理论分析等。
1. 实验室实验：设计合适的实验方案，运用CO2泡沫压裂技术对上古生界气藏进行开采实验；采集实验数据，进行数据处理分析；验证CO2泡沫压裂技术在气藏开采中的应用性和优越性。
2. 数值模拟：以某油田实际数据为基础，运用数值模拟工具对CO2泡沫压裂技术在气藏开采过程中的影响进行模拟计算，分析和比较其与其他开采方案之间的差异。
3. 理论分析：通过对CO2泡沫压裂原理和上古生界气藏特点的分析和研究，结合国内外相关文献，进行理论思考和综合分析。
四、预期成果本课题预期获得以下成果：1. 对CO2泡沫压裂技术原理和特点的深入理解并运用到实践中，掌握该技术在上古生界气藏中的应用方法和有效性。
CO2干法压裂技术
CO2干法压裂技术压裂改造是低渗透油气藏开发生产最重要的增产措施之一。
对于常规压裂，一般要求压裂液具有较高的黏度，以便在其压开的裂缝中能均匀布置其所携带的支撑剂，同时液体的滤失应尽可能小。
为了提高黏度减小滤失，常在压裂液中加进增稠剂、交联剂；为了改善压裂液与地层的相容性，则在压裂液中加入无机盐（如NaCl、KCl）或其它的化学物质以控制压裂液的pH值。
而这些措施将造成压裂液在地层中留下残渣、在储层表面形成滤饼堵塞孔喉或孔隙、破胶不完全等问题，进而对地层造成不可避免的伤害。
为了减小压裂液对地层特别是低渗透、低压、水敏性油气藏的伤害，一种新型无伤害压裂技术——CO2干法压裂技术应运而生。
CO2干法压裂技术，即以无水无伤害液态CO2为携砂液进行压裂的技术。
从80年代早期美国、加拿大采用以液态CO2为基础的压裂液体系进行储层改造开始，CO2干法压裂主要经历了3个发展阶段：（1）液态CO2加砂干法压裂技术液态CO2加砂干法压裂采用100％液态CO2作为携砂液，工艺流程如图1所示。
据报道，到1982年为止，美国FracMaster公司已进行超过40次液态CO2加砂干法压裂。
在这40次压裂中，60﹪成功应用于气井，25﹪成功应用于油井，还有15﹪没有商用价值。
至1998年前，美国又应用液态CO2加砂对大约50层的新井或老井进行压裂措施处理，其结果使产量有了明显的提高。
液态CO2加砂干法压裂工艺技术在加拿大得到了广泛应用和发展，从1982年开始到1998年，加拿大已在1400多口油气井成功采用了这种压裂方法，增产效率在50﹪以上。
图1 液态CO2/砂干法压裂工艺流程但由于液态CO2自身黏度很低，携砂能力差、摩擦压降大、液体很容易滤失到地层中，因此液态CO2的使用量大，整个压裂施工成本高。
（2）液态CO2/N2干法压裂技术液态CO2/N2干法压裂是在液态CO2携砂液中通入N2进行压裂的一种工艺措施，其工艺流程如图2所示。
CO2泡沫
CO2泡沫压裂基本原理及特点1.CO2泡沫压裂基本原理在物理上，CO2有三种不同的相态，即气、液、固。
气态临界温度和压力分别为31℃和1071Psi，在18℃液态条件下其密度为1.02g/cm3,1 m3转化为0℃，1atm的气态标准体积为517 m3。
CO2泡沫压裂是由液态CO2和增稠剂及多种化学添加剂组成的液-液混合物，携带支撑剂迅速进入地层，随着液体在井筒和地层中温度的升高，当温度达到31℃的临界点以后液态的CO2开始汽化，形成以CO2为内相由含高分子聚合物的水基压裂液为外相的气液两相分散体系，由于泡沫两相体系的出现使流体粘度显著增加，通过起泡剂和高分子聚合物的作用，大大增加了泡沫流体的稳定性，形成了低滤失、低密度和易反排的压裂液特性。
因此，CO2泡沫压裂液流体具备了压裂液的必要条件，并拥有了常规水基压裂液不能相比的多种优势。
2.CO2泡沫压裂的特点（1）CO2泡沫是CO2液体分散于水基冻胶液中的分散体系，CO2是分散相，水基冻胶液是连续相，当温度超过31℃时，气化的CO2泡迅速膨胀后，则CO2变成连续相，水基液为分散相（2）CO2泡沫的加入，可降低液体的界面张力，从而增加了压裂液的反排能力，减少毛管力的作用。
（3）减少水基压裂液的用量。
（4）CO2的加入，可使压裂液的PH值降低，对防止粘土膨胀及三价铁、铝盐的沉淀都有一定的作用。
（5）由于CO2泡沫增加了压裂液的粘度，可以起到控制压裂液滤失的作用。
（6）CO2泡沫液的摩阻大，施工时液柱压力低，因而施工压力高，不利于施工。
CO2泡沫压裂压裂施工程序（1）井筒处理；（2）射孔；（3）按方案设计下钻；施工前一天下好压裂钻具，坐好井口连接好放喷管线。
（4）配液；施工前清洗储液罐，按设计配好施工液体，胍胶液与液体CO2的比例为1：1。
（6）冲管线、试压；摆好施工车辆，辅助车辆及测试设备，连接好地面高低压管线，低压管线0.5MPa下不刺不漏，高压管线按预计破压的125%进行试压。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
80 70 60 50 40 30 20 10 0 0 FL-36 YPF-1 B-18
ä (min) ª¼ Ê
不同起泡剂水溶液的泡沫稳定性对比 ö Ë Î ® Á ¿ (ml)
50
100
150
200
250
（3）CO2泡沫压裂液添加剂优选 • 起泡剂优选
从起泡效 率和泡沫稳 定性对比看， FL-36起泡剂 性能最好， B-18和YPF-1 起泡剂性能 相当。
三、CO2泡沫压裂液技术
(1) CO2泡沫压裂的优点
•为压后工作液返排提供了气体驱替作用。 •气态的CO2能控制液体滤失，提高压裂液效率。
•减少了水基压裂液的用液量。
•CO2 与水反应产生碳酸，有效地降低了系统的总 pH 值，降低了压 裂液对基质的伤害。 •降低了压裂液的表面张力，有助于压裂液的迅速反排等特点。
（2）CO2在井筒及地层中发泡条件分析
CO2运输和储存的条件下是-17℃温度和2.1MPa压力，压裂过程 中压力超出临界压力，只是在井筒泵入一定量的低温压裂液后温度较 低，无法满足CO2以气体的形态存在，也就是CO2与压裂液混合不具 备发泡条件而不能发泡。例如，假如压裂液和CO2混合的比例为1：1， 如果压裂液的温度为10℃，那么，压裂液和CO2混合后，混合液的温 度大大降低，显然，CO2压裂液在混合处不能发泡。但是由于地层温 度远高于地面温度，随着压裂液沿井筒进入地层，温度逐渐上升， CO2的温度可能高于30.6℃，这样CO2以气体的形态存在，也就是CO2 压裂液具备了能发泡的条件。
CO2泡沫压裂 特种设备
SS2000/IC330型CO2增压泵车
最大流量4.65m3/min 最大工作压力2.76MPa 最大压差0.69 MPa 最高转速350rpm，最高功率75KW
CO2泡沫压裂技术
作业能力:
• • CO2 最大排量 4.65m3/min CO2最大加入量：180m3 (根据需要)
粒分散运移；③快速排液机制，减少了由于大量液体滞留引起的储层伤害。
（3）CO2泡沫压裂液添加剂优选
★起泡及稳泡性能试验 ★压裂液耐温耐剪切性能评价试验
★静态与动态滤失试验
★动态模拟试验 ★粘弹性试验 ★支撑剂沉降试验 ★压裂液破胶与残渣性能试验 ★压裂液的表面化学特性与吸附特性试验
(3) CO2泡沫压裂液添加剂优选
二、CO2的相态特征及发泡条件
（1）CO2的相态特征
CO2的相态特征曲线
（1）CO2的相态特征
CO2和水一样存在三态。在-56.6℃和0.531MPa（绝对）的条件下，
CO2的气态、液态和固态同时存在，即为CO2的三态点。低于 0.531MPa （绝对）CO2以固体（干冰）或是气体的形态存在；高于
四:CO2泡沫压裂工艺技术
工艺技术特点 总体上CO2泡沫压裂特点表现为“一少、一低、一 快”。与常规水基压裂相比，入井液量少；对储层伤害
低；压后返排快。
中国 . 西安
CO2泡沫压裂工艺流程
在水力压裂的泵注过程中，采用CO2泵注车将液体CO2经过地面三通与冻胶液混合注入井 内。利用液态CO2与冻胶液的混合液进行加砂压裂施工。
（2）CO2泡沫压裂液的基本要求
★泡沫粘度与流变特性
泡沫的粘度均显著高于两相中任何一相流体的 粘度，主要受泡沫质量和液相性能的影响。泡沫 质量越高，气泡越密集，气泡干扰、摩擦阻力越 大，粘度就越高，当泡沫质量达到75～80%时，泡
沫粘度达到最大。增加液相粘度，不仅增加泡沫
的稳定性，而且进一步提高了泡沫流体的粘度。
一、概述
(3)国内CO2压裂应用情况
在国内，四川石油管理局于 1985 年开始泡沫酸液的基础研究和泡 沫酸酸化施工技术的研究；用于具体实施是在1988年5月4日，辽河油田 与加拿大合作进行了全国第一口氮气泡沫压裂井的设计、施工，并获得 成功。辽河油田及大庆油田先后进行了氮气压裂施工。由于试验设备、 装备和工艺技术还有待进一步完善，国内泡沫压裂技术进展缓慢。吉林 油田由于有丰富的二氧化碳资源，于 1997 年引进了美国 SS 公司的CO2 泡 沫压裂设备，并针对其油田主要进行了油层吞吐和 CO2 助排增能压裂工 艺技术的实施。至1998年，吉林油田共压裂油井69口，气井5口(合隆气 田)；吉林合隆气藏井深1300～1420m，采用线性胶泡沫压裂。长庆油田 1999 年在靖安油田进行了 3 口井 CO2 泡沫压裂试验， 2000-2003 年在长庆 气田24口井进行了27次CO2泡沫压裂。
30.6℃和7.5MPa（绝对）的条件下，CO2以气体的形态存在。
在温度-30©F，压力2000psi（-17℃，2.1MPa）条件下，CO2 可以运输和储存，采用专用的CO2密闭运输车运输，将液态CO2泵
入专用设备而与支撑剂混合，就可以完成压裂作业。压裂一旦完成，
在油藏条件下（远大于31℃），变为气态，带动残余压裂液返排 出地表。
1000 500
起泡体积
800 600 400 200 0 0 20 40 60 80 100 120 300 200 100 0 140
形成的泡沫半衰
期越长，也就是 泡沫越稳定；同
样也使得泡沫体
积变小，起泡能 力变弱。
表观粘度（mPas ）
羟丙基瓜尔胶水溶液对泡沫起泡与稳泡的影响
半衰期（min）
半衰期
1000 745 770 825
800
600
400
200 70 0 YPF-1 136.7
212 起泡体积（ml） 半衰期（¬0.1min）
B-18
FL-36
不同起泡剂的起泡效率与稳泡特性（1.0%水溶液）
（3）CO2泡沫压裂液添加剂优选 •稳泡剂的优选
羟丙基瓜尔胶 水溶液浓度越大，
起泡体积（ml ）
要专门的密闭混砂车，因此不适合中、大规模的压裂改造。
一、概述 (2)国内外CO2压裂应用情况 1986年在联邦德国的费思道尔夫的石炭系士蒂凡组气藏 的压裂改造中成功2倍。该气藏埋深在3400～3650m，包括8个含气 层，单层厚度在8～43m之间，有效厚度为5～17m，孔隙度为 7 ～ 8% ，平均渗透率为 0.15¬10-3μ m2 ，平均含水饱和度为 30%。施工所使用的 60%CO2泡沫压裂液（液相中使用了 30%甲 醇和70%KCl水）对储层的伤害比以前使用的油基压裂液和常 规的水基压裂液都低，并且获得了3000m3/h的天然气产能。
五:CO2泡沫压裂现场应用
2000年在陕28井进行了首次CO2泡沫压裂工艺技术试验， 获得成功。 加 砂 量：20m3， 施工排量：2.8m3/min， 泡沫质量：55-65%， 井口产量：20.821×104m3/d， 无阻流量：56.2247×104m3/d，
中国 . 西安
作业业绩
目前共进行了24口井27次的CO2泡沫压裂施工,其中在乌审旗、 中、东部气田试验14口井15次，苏里格气田试验 10口井12 次。和吉林合作19井次施工，独立施工5口井8次施工。 最大井深：天1井，作业井段3704-3715m 最大规模：G23-4井，作业井段3285-3291m
加砂量：38m3，液态CO2用量：142.6 m3， 排量：2879 L/min，综合砂比：27.4%。
最大规模：苏29井，作业井段3517-3521m
加砂量：40m3，液态CO2用量：102 m3， 排量：4163 L/min，综合砂比：25.4%。
部分气井CO2泡沫压裂层基本数据
® º ¾ Å Õ Ë 6 Â É 28 Õ Ë 14 Ü Ó 44-10 Â É 217 Â É 11 G09-1 Ü Ó 43-9 Õ Ë 29 Â É 242 Õ Ë 22 Õ Ë 6 Â É 156 Õ Ë 12 Ü Ó 18 G34-12 ã Î ² » Ð º Ð º Ð º ½ É ½ É Ð º Ð º ½ É Ð º Ð º Ð º ½ É Ð º Ð º Ð º ½ É 8 8 9 2 2 8 9 2 8 8 9 1 8 9 8 2 ¾ ¶ ® Î ¨ £ m© £ 3318.4-3329.0 3175.2-3182.3 3452.8-3462.0 2785.5-2794.7 2777.4-2793.9 2926.0-2937.0 3038.0-3063.4 2787.3-2793.0 3516.0-3524.0 3140.3-3148.3 3523.6-3529.8 3375.3-3385.4 3034.0-3041.6 3246.5-3251.5 2176.3-2182.9 3511.0-3520.9 H (m) 10 7.1 9.2 9.2 15.3 9.2 15.9 5.7 8 8 6.2 10.1 7.6 5 6.6 9.9 Rt (W.m) 54.3 200 73.5 598.4 463.5 140 / 395.7 70.5 / 21.3 / 100 24.6 123.1 86.8 ÷ ¡ T K (10-3m m2) Õ ¦ (Ì ¦ s/m) ¨ £ %© £ 243.7 1.0/30.0* 10.6 240 1.1 10.7 250.8 11.6* 13.07 213.7 0.38 7.8 204.8 0.2 5.8 252 1.28 9.1 / 0.4 8.38 200.9 1.82 5.8 233.1 0.47* 9.41 / 0.74 8.12 257.75 0.41* 14.4 / 0.67 9.46 226 0.89 9.4 244.87 0.36* 10.69 213.71 / 6.8 207.16 0.56 6.7 Sw (%) 32.5 18.7 29.37 20.5 25.2 25.6 23.64 25 39.27 / 44.6 / 28.2 38.96 38.8 38.7 ´ ã ¢ ² é ¿ Ç ö Ã º Ï º ½ Ã Ï º ½ Ã Ï º ½ Ã Ï º ½ Ã Ï º ½ Ã Ï º ½ Ã Ï ² ½ î Ï ² ½ î Ï ² ½ î Ï ² ½ î Ï ² ½ î Ï ² ½ î Ï ² ½ î Ï ² ½ î Ï ² ½ î