滑溜水压裂技术

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1、清水压裂技术清水压裂技术的发展历程两个砂岩地层的应用效果对比清水压裂对致密气藏伤害评价清水压裂增产机理及适应性压裂液返排监测技术70年代中期，在俄克拉荷马西北的密西西比裂缝性石灰岩地层进行了有规模的清水压裂；用大量的清水，每分钟排量为8—12方，砂比为1.75%，由于砂量及砂比都较低，难以长期支撑形成的裂缝。1986至1987年在吉丁斯油田（澳斯汀白垩石灰岩地层）进行了清水压裂，基质岩石的渗透率为0.005至0.2毫达西，地层厚度为50至500英尺。压裂后，油井从平均日产油0.64方增加至6.4方。压裂规模平均2400方清水，

2、排量平均7方，平均用浓度7.5至15%的盐酸500方。清水压裂技术新进展1988年联合太平洋能源（UPR）公司在其第一口水平井中也进行了清水压裂，在作业中使用了蜡珠作为分流剂。95年以后，广泛应用于裂缝性致密砂岩气藏；提出了冻胶与滑溜水联合的混合清水压裂技术。1995年UPR公司－东得克萨斯盆地棉花谷致密、低渗砂岩地层施工概况：泰勒段砂岩，对150口井进行了250次的清水压裂储层情况：渗透率0.001至0.05毫达西无论纵向上和横向上都非常不均质，纵向上砂－页岩交替，砂层总厚为1000到1500英尺清水压裂技术应用实例1压裂工

3、艺：采用大量清水与少量的化学剂（降阻剂、活性剂、防膨剂等）20/40目的Ottawa砂子，总砂用量在2273公斤到136吨之间砂比3.5%，少数作业中使用砂比达到15%的尾随支撑剂排量为1.6方到13方，用水量约为64方到3180方，前置液占40%到50%棉花谷泰勒砂层A气田大型清水压裂与常规压裂的比较新工艺－清水压裂与冻胶压裂效果比较泰勒砂层Ｂ气藏清水压裂与常规压裂产量对比新工艺－清水压裂与冻胶压裂效果比较泰勒砂层C气田清水压裂与常规压裂产量的比较造缝后导流能力不足！所以要根据地层物性设计合理的导流能力、选择施工工艺新工艺－

4、清水压裂与冻胶压裂效果比较90年代中期安纳达柯石油公司－东得克萨斯棉花谷上侏罗纪博西尔砂层储层情况：博西尔砂层位于棉花谷砂岩之下，是黑灰色页岩间夹有细砂、粉细泥质砂岩的大厚层粘土的主要成分是绿泥石与伊利石平均孔隙度与渗透率分别为6~10%及0.005~0.05毫达西低渗储层的含水饱和度为50%，高渗透率储层为5%清水压裂技术应用实例2－混合清水压裂工艺技术－混合清水压裂法：在工艺实践中发现，对某些储层清水压裂导流能力得不到保证，采用了混合清水压裂工艺：用清水造一定的缝长及缝宽后，继以硼交链的3.6—4.2公斤/方的胍胶压裂液，

5、带有20/40、40/70目砂子，从而产生较高导流能力的水力裂缝。EXT-4气井清水压裂加少量砂子压后采气曲线EXT-9气井清水压裂加大量砂子压后采气曲线EXT-15气井混合清水压裂压后采气曲线研究的目的在上侏罗系砂岩的博西尔地层进行了清水压裂，施工中泵入大量清水并在裂缝扩展过程中又毫无防滤措施，在这样致密的砂层内毛管力自吸现象又严重地存在；同时考虑到泵入水在裂缝扩展过程中，也会受到应力依赖的渗透率的影响。所以采用数值模拟方法研究这些因素对气井产能的影响。清水压裂对致密砂岩地层伤害评价压裂施工及监测情况滑溜水1590方40/7

6、0目涂层砂（RCS）50方平均排量12方井口平均作业压力53MPa微地震成象监测有效厚度：169ft孔隙度：8.89%水平渗透率：0.0297md垂向渗透率：0.00297md新工艺－清水压裂中水锁及岩石物性应力依赖性的影响采用油藏—地质力学—压裂模拟的综合模型进行拟合，拟合时的限制条件如下：压裂压力约在81~84.5MPa之间;裂缝微震成像的半长约为106—137米，垂直于缝的宽度很大（每边可达15米－－地层变形的范围！）;返排期间水产量递减很快，到生产晚期基本为常数;不稳定试井得出的缝长较短，缝导流能力约为1.52~3dc

7、.cm。研究方法－数值模拟方法（地层－裂缝模型，单相与气水两相）拟合时的计算参数1渗透率：0.03－0.0107md2导流能力：1.52dc.cm3填砂缝长：67m压裂作业拟合结果QgQw排液与生产时间的拟合停泵时，滤失区达到了15英尺停泵时刻裂缝壁面附近地层含水饱和度分布平均进水深度5-10英尺停泵时井筒附近地层含水饱和度分布水侵入区域在井底周围已大大减少，但在缝端部的含水饱和度仍然很高，此处的排液程度较低，排液的初速度与井底周围的水饱和度、滤失区的厚度有关，并受控于随应力而变化的渗透率。生产10天后裂缝附近地层含水饱和度的

8、分布水锁和水相渗透率对产量影响单相气与气水两相流对产量影响不大！因此，水锁影响并不大！渗透率伤害（粘土膨胀、堵塞等）对产量影响裂缝附近地层渗透率降低2％，产量降低10～15％！因此，清水压裂也应针对性地选择添加剂，以减少对储层的伤害！岩石中的天然裂缝多半是表面粗糙，闭合后仍能