压裂酸化技术难点和挑战

压裂酸化技术难点和挑战
正如在我国石油工业“十五”规划报告指出的一样：现在我国石油工业面临的形势是新区勘探开发困难，老区的增产挖潜还有大量的工作要做。

其中，常规的井网加密已经效果不大，对酸化压裂措施的认识不够。

同时，增产措施改造的对象越来越复杂，改造目标已经从低渗、单井发展到了中、高渗和油田整体主要的难题集中在以下几个方面：
1.复杂岩性油气藏
指的是陆源碎屑岩、碳酸盐岩和粘土矿物以一定比例均匀存在，没有任何一种成份在主导地位。

典型的代表是玉门酒西盆地的清溪油田，该油田储量高、品位好，但是储层矿物组成十分复杂。

由于矿物的不连续分布，酸压后只能形成均匀、低强度的刻蚀；而水力压裂由于发生支撑剂嵌入和粘土矿物的水敏、碱敏现象严重，因此目前酸压和水力压裂技术对这类储层多为低效或无效。

只能考虑从液体体系上改进工艺措施。

2.高温、超高温、深层、超深层和异常高压地层
以准葛尔盆地、克拉玛依、塔里木和吐鲁番为代表，如柯深101井，压力系数为2.0，温度135摄氏度，千米桥潜山地区井深4000m—5700m，温度在150摄氏度到180度之间。

这种地层的技术难点往往是需要的施工压力和压裂酸化液体不能达到要求；酸液的反应时间短，酸蚀作用距离短。

3.低渗、低压、低产、低丰度“四低”储层
如中石油的长庆苏里格气田压力系数在0.8—0.9，渗透率为0.5—3.0达西，中石化的大牛地油田压力系数0.67—.0.98，渗透率仅为0.3—0.9达西。

类似的这种储层在我国占很大的比例，由于产生水锁现象进而产生很难解除的水相圈闭，如果不采用特殊的工艺手段，很难得到高效开发。

4.凝析气藏
代表有千亿方的塔里木迪那气田和中原白庙深层凝析气藏。

这类油田酸化压裂最大的问题是由于压力降低后凝析油的析出产生凝析油环，大大降低了天然气的产量。

5.高含硫，高含二氧化碳油田
这类油田有被誉为“南方海相勘探之光”的普光气田（储量高达1144亿立方米）；580亿立方米的罗家寨气田。

这两个气田的含硫量都在10%—12%，远远超过3%的行业标准。

硫化氢的高还原性和化学反应活性容易产生单质硫和硫化亚铁沉淀，在酸化压裂施工中造成二次伤害。

同时，高含硫还会加大钻、采、集、输、外运的困难，尤其是在地形复杂，自然条件恶劣的四川丘陵地区。

6.异常破裂压力油藏
这种油藏埋藏深度和破裂压力不成正比，以川西致密须家河组和赤水地区为例：2000多米的井深破裂压力高达90多兆帕，现场经预处理措施之后，施工压力仍然高达80多兆帕。

造成的直接后果就是压不开地层，酸液不能进入，对设备的损害比较大。

7.缝洞型、裂隙型碳酸盐岩
我国“九五”规划最大的整装油田——塔河油田就是这类油田的代表。

塔河油田560万吨产量中有80%是依靠压裂酸化措施取得的。

而压裂酸化中最大的难题是注入液体的滤失，因为这种缝洞型、裂隙型油藏已经并非常规意义上的裂缝和孔隙，而是体积巨大的溶洞和裂隙。

8.低渗稠油
这类油田由于稠油的流动性差，向井流动困难，导致初期增产效果差或无效，酸化压裂有效期短。

9.水平井、多分支等复杂结构井
我国从80年代中期在海上应用水平井，水平井的采油工艺远远落后于钻井技术的发展。

水平井等复杂结构井压裂核心问题是起裂裂缝条数和裂缝方位的控制，水平井酸化存在的问题主要是酸液的均匀置放和长时间浸泡下酸岩反应机理。

目前，在这方面已经作了大量的研究工作。

酸化压裂技术发展现状及创新
1.压裂裂缝延伸数学模型研究
目前已取得的研究成果主要为由西南石油学院率先提出的三维裂缝模型和控缝高技术以及“四变”：变排量、变粘度、变支撑剂类型和支撑剂粒径技术。

2.重复压裂技术
重复压裂定义为压裂同一口井，同一个层位，同一个地方，区别于常规的认为的第一次压裂无效后的再压裂或是压开不同层段。

其技术核心可以概括为“堵老缝，压新缝”，即：堵已经成为储水通道的缝，堵控制区域已经完全或大部分产出的老缝。

压新缝的关键是把握新缝压开的时机，新缝的压开总是发生在最大最小应力场改变时。

3.高含硫油田
目前国外常用的方法是用互溶剂吸收生成的单质硫。

现在又提出了“双管齐下”的解决办法：即同时降低铁离子浓度和用硫化氢吸收剂把单质硫的形成扼杀在摇篮中。

4.低渗低压油田
目标是减少水锁和水相圈闭，可以考虑的途径有：尽量减少进入气层的液量，减少滤液的表面张力，减少毛管阻力。

目前的措施包括：○1提高返排速度：液氮伴注，分段破胶，强制闭合，高效返排；○2二氧化碳泡沫压裂；○3自生气/生热增压助排；○4表面活性剂压裂液
5.异常破裂压力
降低摩阻，增加酸液的密度和强度是治标的方法。

治本的途径包括：高能气体压裂、酸化预处理、射孔参数优化。

现场实践表明，通过上述方法可以分别减小井口压力10MPa,4—10MPa,5MPa 左右。

6.复杂结构井压裂机理和技术
关键的技术是合理设计压开裂缝条数，优选裂缝长度。

以前的观点认为水平井相当于一口水力压裂井，但是最新完井思想认为水平井钻成后必须要做增产措施才能发挥其全部产能。

因此完井方式上要预先考虑有利于裂缝的形成，有利于后续的酸化压裂改造。

7.酸化压裂新观点：
传统观念认为碳酸盐岩水力压裂会造成矿物脱落，堵塞裂缝和孔隙，一般增产措施应该采用酸压和基质酸化；而砂岩油藏由于胶结疏松，容易压破地层边界，酸液均匀溶蚀岩石，不能形成沟槽，酸压后裂缝大部分闭合，没有形成导流能力等原因，经典教科书上都不推荐采用酸压。

现场作业已经大大地挑战了上述传统观点，如采用酸基压裂液，冻胶酸的碳酸盐岩水力压裂以及砂岩储层的酸压都取得了不错的增产效果，但其机理研究还需进一步深入。

一、表面活性剂压裂液体系
在表面活性剂稀溶液中，当其浓度大于临界胶束浓度（ＣＭＣ），均可形成球状胶束。

随着
表面活性剂和盐浓度的增加，电解质压缩胶束的界面双电层，胶束中表面活性剂分子之间的排列趋于紧密，结构和体积发生突变，胶束由球状向棒状和蠕虫状转变，粘弹性大大增加，形成冻胶状；但不同的表面活性剂在不同的盐溶液中，形成的冻胶状不同。

胶束的粘弹性大小直接与蠕虫状胶束的生长有关。

蠕虫状胶束体系是一个平衡体系，其
相对分子质量分布（ＭＷＤ）不是固定的，受温度、矿化度、反离子浓度、表面活性剂类型与体积分数和溶剂等因素影响。

对于ＣＴＡＢ／ＮａＳａｌ体系，Ｇｒａｎｅｋ等人［１４］研究表明胶束的平均长度Ｌ与表面活性剂浓度相关，对低盐度（０．１ｍｏｌ／ＬＫＣｌ），胶束长度Ｌ随着表面活性剂浓度增大而增大，而高盐度时（０．２５ｍｏｌ／ＬＫＣｌ），却随着表面活性剂浓度增大而减小。

盐的性质和浓度对胶束的增长和特性存在严重的影响。

Ｋｈａｔｏｒｙ等人［１５］研究了不同浓度的ＣＴＡＢ在ＫＢｒ溶液中的增长情况，在温度较高（３５℃）时，随盐度的增大（ＫＢｒ盐度变化范围０．４，１．０，１．５和２．０
ｍｏｌ／Ｌ），胶束增长；温度较低（３１℃）时，随盐度的增大，胶束长度Ｌ有个最大值，即盐度的增加促进了胶束的缔合、交联，随温度升高将破坏胶束的形成的结构，粘度降低。

表征胶束理化性能的研究方法较多，主要有光散射法、凝胶色谱法、超速离心沉降法、电镜法、粘
度法、荧光法、核磁共振波谱法、中子散射法和小角度激光散射法。

近年来，研究表明由水溶性表面活性剂在一定条件下可形成粘弹性胶束压裂液，具有良好的流变性能，清洁、无固相残渣，即清洁压裂液。

国外自１９９７年起，已开展了２１００井次的清洁压裂液压裂实施。

二、低浓度瓜尔胶压裂液
近年来，美国ＢＪ公司开发了一种新型低聚合物浓度的压裂液体系［１８］，它由聚合物、缓冲剂、交联剂和破胶剂组成。

聚合物是一种高屈服应力的羧甲基瓜尔胶（ＨＹ－ＣＭＧ），而不是目前常用的羟丙基瓜尔胶，可以在极低的聚合物浓度下使交联链节延展，其聚合物用量仅约为常规聚合物用量１／２，一般使用浓度为０．１５％～０．３０％，可适用地层温度为９３～１２１℃。

该压裂液体系具有以下特点：（１）压裂液具有低聚合物浓度，交联后却比常规ＨＰＧ交联冻胶粘度高，能形成较理想的裂缝长度；（２）成本较表面活性剂压裂液低；（３）降低聚合物用量，减少了压裂液残渣与伤害，返排更好。

该压裂液体系具有较高的粘度，具有良好的携砂能力。

目前，国外已经进行了３５０口井以上的实施，获得了较理想的缝长和较彻底的清洁返排，增产效果好于使用ＨＰＧ交联冻胶的结果。

三、低分子瓜尔胶压裂液
低分子瓜尔胶压裂液（ＬＭＷ）［１９，２０］是近年国外开发的一种全新理论的压裂液新体系，仍然利用了表面活性剂压裂液低分子缔合特点和ｐＨ值控制液体流变性的优点，可实现“低粘高弹”、不需要破胶剂破胶和聚合物可回收循环再利用，达到降低储层伤害和降低压裂液成本的目的。

实验室和油田测试结果表明该体系明显优于其他的聚合物体系，是一种更有效的压裂液体系。

因为它的低滤失，携砂能力强，在较低的泵送速率下支撑剂浓度却可以提高，压裂施工用液量可减少到原来的一半或更低。

这些优点可归因于更短的支链聚合物，因为它可以形成更紧密、更复杂的聚合网络。

于瓜尔胶在低分子化过程中，将常规植物胶的水不溶物的主要成分———蛋白质演变成了水溶成分，纤维素经过衍生和解聚作用也变成可溶物。

常规瓜尔胶较高的水不溶物变为了右边低分子清洁水溶液。

在不同闭合压力下，低分子瓜尔胶压裂液的支撑裂缝导流能力恢复率明显高于常规瓜尔胶压裂液体系，进一步提高导流能力恢复率２１％～３８％。

国外已经完成室内研究，并开展了现场试验。

四、ＣＯ２泡沫压裂液
ＣＯ２泡沫压裂是国内外普遍采用的压裂措施。

目前国内缺乏工业化的羧甲基瓜尔胶或羧甲基羟丙基瓜尔胶产品，而羟丙基瓜尔胶使用于碱性交联。

国内针对羟丙基瓜尔胶稠化剂，研制了与之相适应的酸性交联剂ＡＣ－８和起泡剂ＦＬ－１００，配套其它压裂液添加剂，形成了酸性交联的ＣＯ２泡沫压裂液新体系［２１］。

先后完成了在长庆、吉林、大庆油田４２口井的应用，满足了国内３５００ｍ井深、１２０℃、加砂４０ｍ３压裂改造的需要。

针对表面活性剂压裂液存在成本高、滤失较大等缺点，不能满足低压、水敏储层压裂改造的需要，国内首次提出了清洁ＣＯ２泡沫压裂液的研究与应用。

利用ＶＥＳ压裂液在弱酸性介质下仍然具有良好增粘能力和表面活性剂良好起泡的特点，将表面活性剂压裂液与ＣＯ２介质相结合，形成清洁ＣＯ２泡沫压裂液新体系。

该体系具有酸性起泡、稳泡能力强，泡沫流体降低滤失，提高压裂液效率，减少液体的用液量等特点，进一步降低了压裂液成本。

该压裂液体系已经完成了室内研究并在油田进行现场试验，工艺成功，助排、增产效果明显。

五、清水压裂技术
清水压裂（Ｗａｔｅｒｆｒａｃｓ）是始于美国２０世纪９０年代中期的一项新技术。

它是用水（或加入极低浓度聚合物形成低摩阻滑溜水）在较高排量下进行的，仅使用极少量支撑剂与极低砂液比，在裂缝拐弯与扭曲处桥塞支撑，已经成功应用于低渗透储层的增产改造。

清水压裂主要优点是降低压裂液及施工成本，适合于低渗透油藏的压裂改造，特别是低效难动用储层的压裂改造。

清水压裂应用很大程度上依赖于地层特性与就地应力场：裂缝的剪切错位程度、裂缝面粗糙度与岩石力学性质等。

清水压裂液体系是由水、降阻剂、粘土稳定剂和表面活性剂组成，其中降阻剂为人工合成聚合物或低浓度瓜尔胶。

清水压裂工艺过程一般包括：水基流体作为前置液，占体系的５０％，
而携砂液不同浓度的支撑剂量，其中４５％量为０．５％ｌｂｍ／ｇａｌ浓度支撑剂的携砂压裂液，５％为２．０％ｌｂｍ／ｇａｌ浓度支撑剂的携砂压裂液。

在吉林油田、四川油田开展了现场试验研究，压裂施工成功，增产效果显著。

1．清水压裂主要有以下特点:
较大的施工间隔段；工作液效率低，用量大;工作液粘度低，形成的裂缝宽度较窄；携砂能力差；要求较高的泵注排量,以补偿工作液的高滤失；形成的裂缝几何形状较复杂。

2．清水压裂的增产机理
清水压裂增产依靠以下几种机理相互作用:
(1)由于岩石中天然裂缝具一定表面粗糙度,闭合后仍能保持一定的缝隙,就可以形成对低渗储层来说已经足够的导流能力。

(2)清水压裂基本上不存在残渣伤害问题与聚合物压裂液相比裂缝的导流能力受残渣伤害有所降低。

(3)清水(线性胶)携砂能力弱,支撑剂易沉降到较细垂直天然裂缝中,使微裂缝处于张开状态。

(4)压裂过程中,岩石脱落下来的碎屑(特别是在页岩地层中)它们可能形成“自撑”式支
撑。

(5)剪切力使裂缝壁面产生剪切滑移,在裂缝延伸过程中使已存在的微隙裂开,并使断层面及其它弱面张开。

总之,当裂缝周边的岩石在压力超过“门槛”压力后,即发生“滑移”破坏,两个裂缝粗糙面的滑动,使垂直于缝面的缝隙膨胀，停泵后,张开了的粗糙面使它们不能再滑回到原来的位置,从而剪切产生的裂缝渗透率得到保持。

3．清水压裂增产的适应性
清水压裂由于携砂能力差,砂浓度低,故清水压裂施工的效果取决于是否存在着有利的天然裂缝系统以及它们对压力及原有的就地应力的响应程度。

清水压裂一般适用于以下条件的地层: （1）低渗透地层
研究表明:油气藏渗透率越低,裂缝所要求的导流能力就越低"下面是适合清水压裂的油藏渗透率划分界限:
主要应用于油气藏渗透率<0.05mD；
在渗透率为0.05Md~0.1mD的油气藏中可以使用；
渗透率>0.1mD存在天然裂缝油气藏。

（2）高强度岩石地层
研究表明:岩石的杨氏模量越高,岩石越坚硬,压裂易形成粗糙的节理,越有利于保持裂缝张开,保持裂缝的导流能力：
清水压裂主要应用于杨氏模量>34475MPa的油气藏；
在杨氏模量为68955MPa ~34475MPa的油气藏中可以使用。

（3）具低闭合应力地层
低应力有利于使残余的裂缝保持张开,一般要求闭合应力梯度<0.01765MPa /m,而且闭合应力越低,压差越大的地层越有利于清水压裂。

（4）具天然裂缝的地层
天然裂缝的储层,水力压裂可以沿天然裂缝网络延伸,增强裂缝的导流能力,并有利于天然裂缝网络和井筒之间的连通性。

（5）压力较低的地层
此种地层采用传统的冻胶压裂返排比较困难凝胶滞留于地层对储层造成伤害,而清水压裂有助于加速返排,可以避免凝胶损害。

4．清水压裂的优点
易形成有一定导流能力的长裂缝;消除冻胶损害,加速返排,由于清水压裂可免去制备冻胶所需
的成胶剂!交联剂与破胶剂,不含残渣,不会堵塞地层,是有利于返排的;延伸已有的天然裂缝或形成相互连通的天然裂缝网;减少了支撑剂的用量及运输费用,降低了施工成本"清水压裂与常规冻胶压裂在相同规模的作业中,可节省费用40%~60%"对于那些渗透率很低的边际油气田,清水压裂将是开采这类油气田的重要措施,也是降低采油成本,增加动用储量的有效途径。

5．清水压裂的缺点
清水压裂虽然存在以上优点,但是由于清水压裂施工中,泵入的支撑剂量和支撑剂浓度均较低,因此清水压裂存在以下缺点:
(1)形成的裂缝导流能力较低,这是由于清水压裂砂比极低,难以形成良好的支撑；
(2)携砂能力差,一方面支撑剂在裂缝中的快速沉降,使支撑剂的输送距离有限,有效缝长很短;另一方面支撑剂的沉降也影响支撑剂在裂缝中的均匀铺置,难以提高裂缝导流能力,还最容易产生砂堵；
(3)有效缝长快速变短在清水压裂中,低粘度清水输送支撑剂的能力较低,导致支撑剂颗粒快速沉降,不能将支撑剂输送到远井地带,从而严重地限制了有效裂缝长度。

6．清水压裂基本工艺设计
(1)液体配方组成:清水+降阻剂+表面活性剂+粘土稳定剂；
(2)为了减少支撑剂的泵入量与施工成本,一般的清水压裂施工前置液占50%,随后泵入
60kg/m3浓度的支撑剂,并在整个施工阶段保持一个定值,施工结尾时(通常剩余5%的施工液体)支撑剂浓度增加到240kg/m3,其目的是为了增加井筒与裂缝之间的连通性"
(3)清水压裂设计一般考虑下面几个因素:
设计支撑缝长或压裂缝长的体积;满足裂缝导流能力和裂缝宽度的支撑剂筛析尺寸;达到足够导流能力的支撑剂浓度;产生足够裂缝宽度的泵注排量。

7．混合清水压裂
微地震研究表明:清水压裂能形成长裂缝,但是支撑裂缝的有效长度将随着支撑剂的浓度和铺置的有效性发生很大的变化。

清水压裂中不使用支撑剂会导致低的裂缝导流能力,鉴于清水压裂得到的裂缝导流能力较低,90年代中期,提出了冻胶与滑溜水联合的混合清水压裂技术。

混合清水压裂结合了冻胶压裂和清水压裂的优点,短期压力恢复测试和长期产量数据曲线下降类型表明,混合清水压裂能获得更长的有效裂缝半长和更高的裂缝导流能力。

混合清水压裂一般工艺是用清水造一定的缝长及缝宽后,继以聚合物压裂液携带20/40目，40/70目砂子,从而产生较高导流能力的水力裂缝。

（1）混合清水压裂与清水压裂的不同点：
滑溜水作前置液；
线性凝胶或胶联液用于输送支撑剂；
20/40~40/70目支撑剂浓度达到480kg/m3。

总的来说,混合清水压裂能比小型或大型清水压裂产生更长的有效裂缝半长和更高的有效裂缝导流能力,小型的清水压裂得到的平均有效裂缝半长低于21m,使用更多支撑剂后的较大型清水压裂到的平均有效裂缝半长增加30%,大约是33.5m混合清水压裂得到的平均有效裂缝半长是71.6m分别比小型清水压裂和大型清水压裂增加2倍3.5倍。