复杂油气藏压裂酸化技术.ppt

1,复杂油气藏压裂酸化技术,2005年5月,赵金洲,西南石油学院,2,复杂油气藏压裂酸化技术,一、特点与难点二、技术发展与创新三、存在问题及建议※堵老缝压新缝重复压裂技术※提高稠油油藏压裂改造效果技术,,,3,一、特点与难点,“九五”以来，随着油气勘探开发的不断深入，压裂酸化的工作对象越来越复杂，高温/超高温、深层/超深层、复杂岩性储层、复杂流体储层、缝洞和裂缝储层、高含硫储层、异常破裂压力储层、中高含水老油田、低压低渗油气藏等复杂油气藏、水平井、大位移井等复杂结构井压裂酸化改造的技术难度越来越大。,4,,近年来发现或开发并且压裂酸化技术作为主要投产开发手段的典型油气藏包括●复杂岩性油气藏储层岩性属于陆源碎屑岩、碳酸盐岩和粘土矿物各以一定比例均衡存在；或某一类矿物与其它两类矿物总量之和比例相对均衡；与碳酸盐岩单纯占优，或碎屑岩单纯占优不同。,5,,最典型的油气藏是玉门酒西盆地白垩系青西油田，如窿8井全岩分析结果如下,6,陆源碎屑岩、碳酸盐岩、粘土矿物基本各占1/3，该油田是中石油产能建设的重点区块，也是玉门油田再创辉煌的希望所在，必须采取改造才能正常投产。该类油藏的改造难点是这类储层导致加砂压裂和酸压的低效性和无效性。碳酸盐岩含量低、酸溶性矿物不连续分布使酸蚀裂缝壁面产生均匀的低强度刻蚀；高含量的粘土矿物使压裂过程中的水敏、碱敏和支撑剂嵌入引起二次伤害和裂缝闭合失效。,7,●高温/超高温、深层/超深层异常高压、低孔低渗油气藏典型油气藏有准噶尔盆地侏罗系高温深层异常高压碎屑岩油藏，如成1井测试结果如下成1井测试结果井深，米测试压力/井深温度,℃压力系数5036.5～5056.592.3/5008126.41.845087.9～5099.086.49/5041126.91.725323.0～5328.589.61/5270134.01.70,8,千米桥潜山超高温深层凝析气藏，井深4500-5700米，温度150-180℃。这类油气藏改造难点是没有满足超高温和超深井的低伤害、低摩阻、高密度要求的压裂酸化工作液体系。难以形成宽裂缝、不能解决砂堵和支撑剂破碎而导致支撑裂缝失效的问题。对于碳酸盐岩高温储层酸压时，一般酸液的酸岩反应速度快、导致酸蚀作用距离短。地层压不开、酸液注不进。,9,●低压低渗油气藏典型的低压低渗气藏有苏里格气田上古生界二叠系石盒子组和山西组，压力系数0.80.9MPa/100m,渗透率0.510-33.010-3um2大牛地气田上古生界二叠系石盒子组和山西组，压力系数0.670.98MPa/100m,渗透率0.310-30.910-3um2红台区块小草湖洼陷气藏，压力系数0.630.84MPa/100m,渗透率1.010-35.010-3um2老君庙M油藏，压力系数0.91.0MPa/100m,10,●低压低渗气藏这类油气藏普遍具有低压、低渗、低产、低丰度的特点，压裂改造是实现高效开发经济开发的关键。改造难点压裂液体系水体滤入气层产生水锁，水体表面张力越大，热力学水锁效应越显著；油气藏越致密，压力系数越低，动力学水锁效应越显著。从而形成严重的水相圈闭损害，大大降低改造效果或导致改造无效。,11,●凝析气藏我国凝析气藏分布广泛、资源丰富，但大多数埋藏深、渗透率低，不能自然投产，必须压裂开发。凝析气藏压裂与常规气藏、黑油油藏压裂有显著区别，主要表现在凝析气藏压裂后在井筒和压裂裂缝周围有大量的凝析油析出并饱和地层而产生凝析油环，对储层产生严重伤害，大大降低天然气产量。如何有效降低凝析油液环是凝析气藏压裂改造的关键和难点。国内外对凝析气藏水力压裂改造没有进行专门的系统研究，仍采用常规油气藏的设计计算与工艺方法。,12,●高含硫高CO2气藏典型气藏有,特别是川东北部是川渝地区增储上产的主要区域，其改造的主要难点是在压裂酸化改造中，硫化氢强烈的还原性和化学反应活性，导致硫化亚铁和单质硫等大量沉淀，造成压裂酸化过程中严重的二次伤害，气井改造后效果很差或无效。,13,●异常破裂压力油气藏典型油气藏包括,这类油气藏改造的难点是压裂时地层压不开，酸化时酸液注不进。,14,●缝洞裂隙型碳酸盐岩油气藏这类油气藏的主要特征是溶洞和大裂缝或裂隙相当发育，是主要的储集空间和渗流通道。最典型的油气藏是塔里木盆地塔河油田，其改造难点是由于裂缝和溶洞的存在，使得缝洞型储层酸压在流体滤失模拟与控制、酸岩反应机理研究和工作液体系研究、产能预测方法研究等方面的难度非常大。,15,●缝洞裂隙型碳酸盐岩油气藏同时由于裂隙缝洞的存在，改造后含水上升快，稳产难度大。现在中石化又提出了“塔河下面找塔河”的战略，并且最近在塔河油田的深层已有新的重大发现，这又给高温超深层储层改造提出了新的课题。,16,●复杂结构井主要指水平井和大位移井。我国已在陆地和海域的14个油气区钻有水平井和大位移井140余口，中原油田多个开发区块油气井属于大斜度井。水平井和大位移井压裂过程中，裂缝的起压位置、裂缝初始方位、起裂压力、裂缝形态，裂缝条数优化压裂方式等属于攻关难题。根据查新报告，国内外没有专门的水平井、大位移井压裂设计软件及商业性应用的报道。,17,二、技术发展与创新,,近年来在复杂油气藏取得的主要理论和技术突破,包括●压裂裂缝延伸数学模型研究在国内率先，与国外几乎同步开展了裂缝三维延伸力学机理和数学模拟研究，逐步建立和完善了拟三维和全三维裂缝延伸数学模型，通过三维延伸模型导出了三维酸压、水力压裂和三维压后评估等模型，裂缝三维延伸模型考虑地层的多层和非均质特征，即任意多层的地层厚度、地应力和岩石力学参数（如泊松比、弹性模量、断裂韧性）变化的影响，能模拟任意多层各种应力分布模式以及裂缝穿层后的延伸情况，更为重要的是模型考虑了多层压裂时流量的初始分配和实时再分配问题。,,18,,●压裂裂缝延伸数学模型研究这些研究丰富了压裂、酸压优化设计理论和方法，更为重要的是由此提出并研究形成了针对气顶、底水或薄层油气藏的控缝高压裂技术，也为端部脱砂压裂技术的应用提供了理论依据。控制缝高压裂在国内首次研究成功人造遮挡层压裂技术，为控缝高压裂技术在全国的推广应用提供了重要的技术源头。同时建立了一套应用密度和声波测井曲线计算地应力剖面的数学模型以及基于地应力剖面的模糊聚类分层方法。这套技术目前正应用于海拉尔盆地控缝高压裂改造。,19,●重复压裂机理与技术研究针对老油田增产挖潜和中高含水油田控水稳油进一步提高采收率，在国内外率先提出了堵老缝压新缝重复压裂技术，其基本原理是先采用堵剂封堵老裂缝，再在其它方位压开新裂缝。通过井筒周围应力场研究，揭示了压新缝力学机理，并通过理论分析、室内实验和现场实践证明了压新缝的可能性以及提出了堵老缝压新缝重复压裂的时机问题。这套技术已在长庆、中原、胜利等油田获得成功应用。,20,●油藏整体压裂数值模拟在我国提出油藏整体压裂开发概念后,提出了一套全新的整体压裂开发的设计思路、设计原则和优化设计方法。考虑启动压力、压裂裂缝的非对称和任意方位、渗透率随孔隙压力变化等因素，建立了非线性流固耦合整体压裂数值模拟模型，研制了“区块整体压裂模拟设计软件系统”。并应用这一核心技术，完成了新疆小拐油藏、新疆53东上乌尔禾组油藏、吉林油田英101区块、胜利油田河口采油厂、大港油田协作项目涉及的阿塞拜疆KARABAGLI油田等的整体压裂方案编制。,,21,●压裂增产效果评价模型和技术依据油藏数值模拟原理，考虑地层非均质性、非达西效应、裂缝长期导流能力、天然裂缝等因素影响，结合压裂油气井实际工作制度的变化，建立了单井压后效果预测模型，在油田应用中不断改进和完善了“单井压裂产能数值模拟软件”。提出了一套地层测试资料、油气井实际生产历史资料的拟合方法，形成了一套实用的单井压裂增产评价、效果预测和方案优化的技术和方法。该技术最近在四川盆地官南构造须家河气藏官10井、官3-侧1井，准噶尔盆地的永1井，二连油田的太43井、太47井等的历史拟合、增产评价等得到了较好的应用，为这些井（特别是探区、新井、新层）的压裂方案设计和实施提供了有力的支撑。,22,●缝洞型油藏酸压机理模型研究缝洞型（裂缝溶洞）碳酸盐岩油气藏的酸化压裂方案设计模型完全不同于均质或一般非均质油气藏，特别是在流体滤失规律、酸岩反应规律和流体渗流规律方面存在显著的差异。针对缝洞型油藏渗流特征，在国内外首次建立了三重介质裂缝溶洞基质压裂液滤失的解析计算模型，首次提出了考虑酸蚀蚓孔的酸液滤失计算方法，建立了考虑酸液纵向传质的三维酸液流动反应数值计算模型；,,23,●缝洞型油藏酸压机理模型研究首次建立了考虑大裂缝和溶洞的缝洞型油藏压后产能数值模拟模型，并研制了缝洞型油藏压裂的产能模拟器，配套形成了高温深层缝洞型裂隙性碳酸盐岩储层酸压技术，该技术已成为塔河油田开发和进一步勘探的主力技术。,,24,●缝洞型油藏酸压机理模型研究目前又研制成功了高温、低固相、高粘度、低成本、缓速性能好、缓蚀效率高的冻胶酸和胶凝酸，为塔河油田进一步开展酸带砂压裂改造作好了技术储备。特别是高粘胶凝酸使用的胶凝剂（聚合物）含量从一般酸液体系的0.81.0降到0.51.0，减少了酸压过程中高粘聚合物对储层造成的潜在伤害。,,25,●复杂岩性油藏酸压技术提出了研究复杂岩性裂缝性储层酸压机理实验方案和技术思路，通过大量复杂岩性储层酸岩反应实验研究，得出了酸岩表面反应动力学方程与酸岩系统反应动力学方程；开展了复杂岩性储层酸蚀裂缝导流能力系统实验研究；对低渗透复杂岩性储层提出了采用乳化酸携砂酸压技术进行改造，获得了适合青西裂缝性低渗透复杂岩性储层增产改造的携砂乳化酸液体系，形成的配套技术已在玉门青西油田应用，并且建议玉门青西开展酸带砂压裂改造。,,26,●酸化压裂设计软件研制在多年机理研究、理论研究和设计方法研究成果的基础上，开发了具有自主知识产权的系列压裂、酸化模拟、设计、预测软件，完成了“油藏压裂模拟设计软件系统”和“酸压模拟设计平台系统”的设计和研制。这些软件为现场压裂酸化施工提供了强有力的工具，广泛应用于我国油气田压裂酸化的模拟、设计、分析。首次完整实现了变排量、变支撑剂类型、变压裂液类型和变砂比的四变注液工艺模拟，在国内首次完整地对泡沫液在井筒及裂缝中流动进行模拟，并实现了考虑酸蚀蚓孔和酸液三维流动的酸压裂缝中酸液流动反应模拟。,27,●压后评估技术首次系统研究了考虑裂缝中流体压缩性、闭合后裂缝延伸等综合影响的三维压力递减分析模型，提出了一种新的数学拟合方法，完善了压后评估技术；首次建立了天然裂缝油藏压裂压力递减模型，提出了裂缝性油藏压力递减分析方法；提出了考虑CO2压缩性的酸压递减分析技术和方法；,,28,●压后评估技术考虑裂缝导流能力在生产过程中的变化,首次建立了识别垂直裂缝气井水力裂缝参数的生产历史自动拟合模型,新近又研究形成了压裂液排液过程分析和反演裂缝参数新技术。这些技术已广泛应用各油气田的压裂监测、评估和分析中，使解释结果更为合理可靠，也为改进后续压裂设计提供了科学依据。,,29,,●高含硫气藏酸化压裂中控铁控硫新方法含硫气井控硫控铁处理方法采用“双管齐下”的思路一是控制游离铁离子浓度,打破铁沉积的溶度积条件Fe2浓度和S2-浓度的乘积达到一定积常数时，形成FeS沉淀，使Fe3转化为Fe2，同时形成可溶性化合态硫，对Fe2采用选择性络合剂形成稳定络合物，使其浓度达不到形成FeS沉淀所需的饱和度。二是采用H2S吸收剂，弱化H2S的反应活性,最终达到控制铁沉淀和硫沉淀的目的。,30,,●高含硫气藏酸化压裂中控铁控硫新方法针对单质硫沉积，国内外处理方法不直接控制单质硫的析出，而是采用互溶剂溶解析出的单质硫，互溶剂使用浓度高达10,有的甚至更高。我们的方法是直接控制单质硫的析出，使其形成可溶性化合态硫,避免了走“硫析出,再补救”的老路。研制开发了硫处理剂、铁离子稳定剂和高效H2S吸收剂。该技术保证了建南气田的顺利投产开发，为川东北地区高含硫气藏的有效开发奠定了坚实基础和提供了技术储备。,31,●低压低渗气藏改造技术低压低渗油气藏改造的技术关键是降低压裂液滤失量、降低滤液表面张力、减小毛管阻力、提高返排速度和返排率。①快速高效返排技术包括加醇等助排、分段破胶技术、液氮伴注技术、强制闭合技术等②CO2泡沫压裂纯CO2压裂、CO2泡沫压裂、CO2增能压裂降低侵入地层的液量、依靠CO2增能助排特性提高返排速度和返排率、通过CO2溶解形成酸性液降低PH值而抑制粘土膨胀和控制铁沉淀、通过CO2降低界面张力而减小毛细管压力和地层对滤液的渗吸作用。,32,③自生气/生热增压助排压裂将自生气/生热增压体系引入到水基压裂液体系中，逐渐反应，增加压裂液的温度，同时产生大量气体（氨气、氮气、二氧化碳），提高低压储层的返排能力；所产生的气体均匀地分散在已交联的压裂液中，形成类泡沫压裂液，降低滤失。反应速度、生气量、生热幅度可以根据需要通过调节生气/生热增压体系以及激活剂、PH调节催化剂的加量进行控制，在水基压裂液中实现自生气/生热增压、交联、泡沫化的一体化，实现用与普通水基压裂液相同的工艺、远低于泡沫压裂液的成本和施工难度，而达到泡沫压裂液的效果。,33,③自生气/生热增压助排压裂由于低渗地层应力敏感性强，冷流体进入地层会导致孔隙结构发生变化、张开的微裂缝闭合、渗透率大幅度降低冷伤害，该技术还可以起到控制冷伤害的作用。该技术已在玉门老君庙低压低温油藏和洛带气田低压低温浅层气藏成功应用。,34,④表面活性剂压裂液压裂表面活性剂压裂液与常规水基压裂液的不同点在于其成胶机理和破胶机理的不同水溶液中，表面活性剂分子首先聚集形成蠕虫状胶束，加入有机盐阴离子，将中和胶束电荷并嵌入蠕虫状聚集体的表面活性剂分子之间，使胶束聚集体变得更细长，加入无机盐阳离子可以起到同样作用。变长的蠕虫状胶束将相互缠结，从而在体系中形成空间网状结构，亦即“冻胶”体。,35,④表面活性剂压裂液压裂在“冻胶”体系中，表活剂与盐的分子间主要存在物理作用，而不像胍胶等压裂液体系中的组分是以化学作用相互连接，因此，表活剂压裂液胶束遇地层水和油气时，会引起表活剂与盐的分子间作用距离增加，蠕虫状胶束的相互缠结状态受到破坏直至解体成简单胶束，使“冻胶”体系产生自动“破胶”。,36,表面活性剂压裂液具有下列优势①无固相、无残渣，同时阳离子表面活性剂本身具有良好的防止粘土膨胀的能力；②无需加入防腐剂、破胶剂。并且自动破胶彻底，返排速度快、返排率高；③尽管无滤饼，但滤失速度低、滤失量少，研究表明，表活剂压裂液很难滤入5md的地层中，并且表面张力低，不易形成水相圈闭；,37,表面活性剂压裂液具有下列优势④摩阻低，只有清水的25；⑤表活剂压裂液与常规压裂液粘性携砂不同，其携砂机理表现为弹性携砂，携砂能力更强。该技术已在新疆陆梁油田石南21井区、4井区低压水敏性油藏获得成功应用。,38,,●异常破裂压力储层降低破裂压力技术近年来发现或遇到的几个典型的异常破裂压力油气藏例如赤水官渡构造带、川西致密碎屑岩须家河组、宝浪油田、准噶尔盆地中部探区等都表现为破裂压力与油气藏埋藏深度不对应。降低破裂压力的技术措施分为两大类，一类是“治本”措施，一类是“治标”措施。治本高能气体压裂降低破裂压力酸化预处理降低破裂压力优化射孔参数降低破裂压力,39,●异常破裂压力储层降低破裂压力技术建立了三种“治本”措施降低破裂压力的计算模型，将定性概念上升到了量化计算（特别是酸化预处理）。实例研究表明，高能气体压裂可降低破裂压力10MPa以上；酸化预处理可降低破裂压力410MPa左右。治标降低压裂液/酸液摩阻增加压裂液/酸液密度,＞,,降低地面施工压力,40,●异常破裂压力储层降低破裂压力技术降低摩阻和提高密度以增加液柱压力来降低施工压力的传统作法是为了降低施工成本，现在的目标是通过降低施工压力间接降低地层破裂压力。射孔参数优化技术、酸化预处理优化技术以及针对钻井伤害程度重、深度大，地层压不开酸液注不进而研究形成的降低破裂压力的大型酸化压裂技术在赤水地区官渡构造带取得重大突破。,,41,●复杂结构井压裂机理与技术研究大位移井、水平井的井筒周围应力和裂缝起裂压力研究方面考虑原地应力、井筒内压、压裂液滤失效应和热应力等综合影响，建立了裸眼和射孔完井的裂缝起裂压力和起裂角计算模型，提出了降低破裂压力的工程技术方法。,42,●复杂结构井压裂机理与技术研究针对大位移井、水平井压裂的油藏和裂缝特征，应用渗流力学和势迭加原理，建立了多条裂缝相互干扰的产能解析计算模型，解决了多条裂缝相互干扰的产能和裂缝条数优化难题。开发出大位移井和水平井压裂优化设计软件，可在4000m以上的油气井中应用。,43,●凝析气藏压裂技术研制了一套凝析气藏压裂生产动态模拟软件，通过物理模拟和数值模拟研究发现压裂过程中压裂液进入储层加剧油液锁，通过液锁实验分析得到了井筒附近出现凝析油液锁的条件及解除条件。压裂规模和裂缝参数对凝析油液环及液锁有显著影响，通过优化施工参数可以尽量降低井筒和裂缝附近凝析油液环及其伤害程度。,44,●砂岩储层酸压技术传统观点酸压一般用在碳酸盐岩储层，砂岩储层通常采取水力压裂，几乎不进行酸压，解堵时则采用酸洗或基质酸化。理论分析分析了砂岩储层一般不能进行酸压的原因，提出了砂岩储层要获得成功酸压需具备的可能条件。实验研究砂岩岩心的酸蚀裂缝导流能力显示，酸蚀后的岩样结构完整，获得了较高的导流能力。现场验证新疆柯克亚和江苏油田砂岩储层酸压效果良好。新的理念在一定条件下，砂岩储层也可进行酸压。该技术研究突破了砂岩储层改造的理论局限，对一些特低渗砂岩储层可尝试酸压改造，从而为砂岩储层增产开辟了新的途径。,45,●固体酸酸压新技术目的提高酸蚀裂缝长度、实现高温储层的深部改造。原理首先将酸固化成颗粒，然后用非反应流体压开裂缝，并将固体酸携带入裂缝中；根据所设计的裂缝长度和导流能力确定布酸方式，最后注入释放液，使固体酸释放出酸并与岩石作用，从而实现对裂缝壁面的刻蚀并实现深部改造。该技术的重要突破是改变了酸型，酸作用范围不受酸岩反应速度的影响，可以根据油田生产要求进行设计、施工。,46,●延迟酸酸化技术该技术采用一种新型酸液，在温度高于一定值（释放温度）时，体系才大量产生酸，并可根据地层温度的高低确定释放温度，设计酸液体系。从根本上解决了高温深井碳酸盐岩储层深部酸压技术难题。,47,三、存在问题及建议,存在的主要问题压裂酸化技术在某些方面达到了国际先进水平，而在新方法新技术研究方面差距较大（特别是物模和数模研究、压裂酸化配套设备及各种测试仪器、工作液流变性及酸岩反应机理研究、应力场研究）例如塔里木盆地深部白云岩地层酸岩反应机理,48,建议1.重视压裂酸化基础理论研究。近年来，国内各油田院所开展了大量的压裂酸化现场应用研究，逐步形成了适应于不同类型油气藏的压裂酸化工艺技术，压裂酸化技术的应用确保了油田稳产增产目标的实现。但在压裂酸化设计的理论，以及由此孕育新技术新方法方面与国外仍有较大的差距。,49,2.加强校企交流与合作，优势互补，促进理论成果向现实生产力的转化。压裂酸化技术是基础理论＋先进技术→重大效益而保证油气田高效开发的关键技术之一，占有很重的应用技术成份，发挥高校、研究院所在理论研究方面的优势，促进油田压裂酸化技术水平的提高。,50,3.发挥团体优势，加大对压裂酸化增产技术研究的投入，开展新工艺的理论和技术储备研究，这对于提高我国复杂油气藏难动用储量的开发水平和开发效果，保持我国石油工业持续稳定发展具有十分重要的现实意义。,51,※堵老缝压新缝重复压裂技术,,,,一、重复压裂概念二、堵老缝压新缝重复压裂的关键三、重复压裂造新缝的力学机理四、老裂缝堵剂研制五、进一步要开展的工作,52,一、重复压裂概念1.层段井段压出新裂缝●前次压裂失败●同一层段新层位压裂●同井新层段压裂这是一井重新压裂或多次压裂、分层压裂的技术范畴。,53,2.延伸老裂缝●老裂缝失效●老裂缝产量下降裂缝控制油气逐渐采出●压裂规模不够、支撑裂缝短、裂缝导流能力低这是一般意义上的重复压裂概念。,54,3.堵老缝压新缝重复压裂,55,3.堵老缝压新缝重复压裂●中高含水、老裂缝成为主要出水通道→控水稳油●老裂缝控制储量全部或接近全部采出，但全井尚有剩余控制可采储量→增产挖潜实施堵老缝永久堵、暂时堵压新缝重复压裂技术，这是真正意义上的重复压裂概念。,56,如果σxminσx诱导σymaxσy诱导，可以形成新裂缝1.重复压裂井应力变化决定了可形成新的人工裂缝。解决“应力变化”关键问题必须全面描述人工裂缝、地层压力变化、孔隙热弹性应力、邻井注水/生产过程、定向射孔、堵老缝、新缝延伸等产生的诱导应力场。2.堵老缝造新缝重复压裂的时机。回答在什么条件下什么时候能够形成新裂缝。3.如何实现造新缝重复压裂。定向射孔、堵老裂缝。,二、堵老缝压新缝重复压裂的关键,57,1、裂缝诱导的应力变化,①裂缝诱导应力随着缝的位置而变化，缝口诱导应力最大，缝端诱导应力最小；②重压新裂缝方向所诱导的水平应力最大，原裂缝方向所诱导的水平应力最小；③在重压新裂缝方向上，最大水平主应力方向上的诱导应力大于最小水平主应力方向上的诱导应力。,,三、重复压裂造新缝的力学机理,58,①在空间上，离井眼和裂缝缝口越近，应力变化越大；②在时间上，生产初期，由于开采速度高，孔隙压力下降大，引起应力变化较大，生产到一定时间后，应力随时间变化不再明显，主要随空间距离变化；③在垂直原裂缝方向（重复压裂新裂缝方向）上，最大水平主应力下降的速度大于最小水平主应力下降的速度。,,2、生产诱发的应力变化,59,①注入引发的应力变化在径向上始终为负，表现为张应力，井眼处应力变化最大，随着径向距离的增加应力数值逐渐降低；②切向上应力变化较复杂，开始随着径向距离增加而增大，在达到某一最大值之后又逐渐减小，到一定距离后为零；同时应力的变化从负值到正值，变化趋势受径向距离和注入时间控制；③由于没有考虑剪切应力，因此，径向应力方向即为最大水平应力方向，切向应力方向为最小水平应力方向上；④切向上的应力变化比径向上的应力变化大，则在最大水平应力方向和最小水平应力方向上的应力变化具有相似的特征。,,3、邻井注水产生热弹性应力和孔隙弹性应力,60,,4、总应力,情形I不能改向，裂缝沿原裂缝方向延伸,61,,情形II裂缝改向，但很快回到原来方向,62,情形III改向裂缝与原裂缝距离较大,63,,,情形IV改向裂缝不回到原方向,64,5、重复压裂时机,65,1堵剂能够在一定程度上预先成胶，优势在于①能完全进入地层裂缝中从而有效封堵裂缝；②不渗入地层孔隙从而不会堵塞岩石孔隙。2要求堵剂有高的强度、良好的粘弹性，也就是很好的抗拉性及与岩石表面强的粘附力。以保证重复压裂时裂缝偏离最大主应力方向，堵剂强度至少要高于产层破裂压力。3良好的剪切稀释性，有利于泵入和流动。,四、老裂缝堵剂研制,1、裂缝堵剂性能要求,66,2、堵剂体系,67,五、进一步要开展的工作,1、应力场数学模拟2、造新缝物理模拟3、现场施工裂缝实时监测,68,※提高稠油油藏压裂改造效果技术,,,,一、自生CO2提高稠油采收率的意义二、自生CO2技术的优势三、自生CO2的作用机理四、注入体系的确定五、室内实验评价六、结论,69,一、自生CO2提高稠油采收率的意义,目前，稠油油藏改造一直存在着两个问题压裂初期效果差或无效压裂有效期短导致这两个问题的主要原因是稠油的流动性差，压裂对稠油油藏的开发仅是一种“治标”措施，不能解决稠油难以入井的根本问题。现有主要解决方法蒸汽驱、蒸汽吞吐、火烧油层等20世纪末俄罗斯提出了就地生成CO2技术即自生CO2技术提高稠油油藏采收率。,70,二、自生CO2技术的优势,①在地层中就地生成CO2，解决了常规CO2驱中天然CO2资源不足的缺陷以及CO2运输问题，同时还减少了对油井和设备的腐蚀；②在井筒附近不产生CO2或产生微量CO2，这样气体能够充分地进入油区并大量溶于其中，提高CO2利用率；③就地生成CO2不仅成本低，操作简单，并对环境不会产生不利影响。,71,自生CO2除了具有常规CO2驱油的基本原理外，具有其自身独特的技术原理放热作用、封堵高渗透层、改善地层流动性、与碱的协同作用、表面活性剂作用和泡沫效应、驱替作用。向地层深部注入生气化学剂，在地层条件下相互融合产生大量的高温高压二氧化碳气体，CO2可以是单相、混相、或者呈泡沫状态，处于超临界状态的CO2气体具有强烈的溶蚀性、解吸性和提取性，在低渗油藏中具有很好的穿透作用。,三、自生CO2的作用机理,72,1、放热作用生气剂在油层反应生成二氧化碳气的同时伴有大量的热量放出，降低稠油粘度，以及降低地层中有机物胶质、沥青质、蜡质等的粘度，增加流动性。,73,2、封堵高渗透层优先在高渗透区生成的二氧化碳气体与携带介质形成网状结构的气－液泡沫体系，阻止微气泡体系的扩散，对后面注入介质产生附加阻力形成障碍，迫使转向进入低渗透区扩大波及体积，提高波及效率。,74,3、改善地层流动性通过向地层注入生气剂溶液段塞，在地层内进行混合，形成多种相态，一方面可清除油层内部的酸溶性及碱溶性堵塞物，另一方面生气剂在油层内部混合反应后，生成CO2气体，可起到疏通渗流通道的目的。同时其生成物溶于地层流体后，使地层流体的粘度下降。其特有的活性组分能够较好地吸附在岩石表面，从而使岩石表面润湿性发生改变，能更好地增加油的流动性。,75,4、与碱的协同作用当生气剂在地层深部反应产出二氧化碳后，生气剂溶液将显碱性，从而可以形成“碱水驱”，具有“碱水驱”的降低油－水界面张力，提高驱油效率；改变岩石润湿性，增加原油的流动性；增溶油水界面处形成的刚性薄膜等驱油作用。,76,5、表面活性剂作用和泡沫效应由于生气剂溶液显碱性，可与原油中的石油酸反应生成表面活性剂，从而还具有表面活性剂驱油的作用。表面活性剂还可以与二氧化碳气体复合作用生成泡沫，稳定驱替前缘，增加驱替效率。表面活性剂同时也具有降低油井和地面设备腐蚀的作用。,77,6、驱替作用生气剂在低渗透层融合时，伴随二氧化碳气体的生成，系统压力瞬间升高，使生成的二氧化碳气在低渗透层更具有穿透性。二氧化碳气体溶解于原油后，产生体积效应泡沫油，驱替剩余油。生气剂在地层深部反应伴生的碳酸具有酸化解堵作用，进一步解除地层深部污染。综上所述，自生CO2技术消除了伴随CO2驱的不利因素而保持并扩大了有利因素。,78,四、注入体系的确定,产生的气体足够多，能够满足大规模施工的要求；反应速度适当，容易控制；反应物利用率相对较高；提高采收率的作用较为明显；满足对环境和设备的要求；经济上可行。,1、筛选体系的标准,79,2、双液法双液法按一定先后顺序向地层加入两种反应液，就地反应生成CO2。三种备选体系A.活性酸碳酸盐,B.活性酸碳酸氢盐,C.强酸弱碱盐碳酸盐。实验结论体系A的反应速度较快，生气量丰富，但不易控制；体系B与体系A的生气量相当，但反应速度相对较慢，容易控制；体系C容易生成沉淀。因此，选择体系B作为双液法体系,具体为4％的活性酸0.2mol/L的碳酸氢盐。,80,,3、单液法单液法向地层中加入一种反应液，就地生成CO2。两种体系碳酸盐和碳酸氢盐分解生成CO2。实验结论碳酸盐和碳酸氢盐分解速度均较慢，但相对而言，碳酸氢盐的分解效率和生气量优势明显，从而确定碳酸氢盐热分解为单液法体系。温度为70℃的情况下，选用0.5mol/L的碳酸氢盐体系，而温度在80℃的情况下，选用0.6mol/L的碳酸氢盐体系。,81,五.室内实验评价1、膨胀性在常压条件下，单液法体系可以使原油体积膨胀30.8％～85.4％，而双液法可以使原油体积膨胀21.7％～61.9％；在油藏条件下，单液法体系可以使原油体积膨胀20％，而双液法可以使原油体积膨胀32.5％。原油体积的膨胀率随压力增大而增大。实验结论就地CO2体系具有很好的膨胀原油体积的能力。,82,2、降粘在常压条件下，单液法体系可以使原油粘度下降38.07％，而双液法可以使原油粘度下降47.96％；在油藏条件下，单液法体系可以使原油粘度下降42.15％，而双液法可以使原油粘度下降52.69％。实验结论就地CO2体系具有很好的降低原油粘度的能力,83,3、油藏条件下生成气量,无论单液法，还是双液法，在油藏条件下均能够生成充足的CO2气体，生成气量随注入PV数的增加而增大。,84,4、结垢当地层水中CaCl2的浓度达到1000mg/l时，加入单液法反应液开始出现沉淀；而当地层水中CaCl2的浓度达到2000mg/l时，双液法开始出现沉淀。,85,5、地层伤害,单液法地层伤害实验数据,双液法地层伤害实验数据,就地CO2单液法体系对填砂管岩心有着很小程度的伤害，但在经过酸处理后，填砂管岩心的渗透率比岩心初始渗透率有一定程度的提高，更加有利于提高原油采收率。就地CO2双液法体系对填砂管岩心模型并不会造成伤害，而且岩心渗透率还有一定程度的提高。,86,6、岩心流动实验评价,（双液法岩心流动实验数据）,当注入0.1PV反应液时，单液法可提高水驱后原油采收率7.4％～10.8％，双液法能够提高水驱后原油采收率6.4％～17.06％。,87,六、结论1.自生CO2使原油体积膨胀，油藏条件下单液法使原油体积膨胀20％，双液法膨胀32.5％。2.自生CO2降低原油粘度，油藏条件下单液法使原油粘度降低42.15％，双液法降低52.69％。3.自生CO2具有较好的驱油能力，当注入0.1PV反应液时，单液法使驱替率提高7.4％～10.8％，双液法提高6.4％～17.06％。4.自生CO2体系对地层不造成伤害。,