復(fù)雜油氣藏壓裂酸化技術(shù)第1頁/共147頁2主要內(nèi)容一、特點與難點二、技術(shù)發(fā)展與創(chuàng)新三、存在問題及建議※堵老縫壓新縫重復(fù)壓裂技術(shù)※提高采收率新技術(shù)(自生CO2、內(nèi)源微生物、MaDG、自生泡沫技術(shù))※微生物催化產(chǎn)出污水為活性水回注技術(shù)

第2頁/共147頁3一、特點與難點

壓裂酸化是油氣田開發(fā)的主導(dǎo)工藝技術(shù)，為我國老油氣田的挖潛和新油氣田的開發(fā)做出了卓越貢獻(xiàn)。我國已投入開發(fā)的低滲透油氣田儲量占總動用儲量的1/3以上，這些油氣田大多數(shù)處于低產(chǎn)低效狀態(tài)，而未動用油氣地質(zhì)儲量中的低滲透儲量占的比例更大。已投入開發(fā)的低滲透油氣田如何進(jìn)一步提高開發(fā)效果，未動用的低滲透儲量如何盡快高效地投入開發(fā)，壓裂酸化技術(shù)起著不可代替的作用。第3頁/共147頁4一、特點與難點

同時，近年來壓裂酸化技術(shù)的進(jìn)展已從一般意義的單井增產(chǎn)發(fā)展到油氣藏整體壓裂開發(fā)、已逐漸將傳統(tǒng)的壓裂酸化技術(shù)僅作為低滲透油氣田增產(chǎn)改造技術(shù)發(fā)展提高至中高滲油氣田也成為壓裂酸化開發(fā)改造的對象。另外，在新油氣區(qū)、新油氣儲量的發(fā)現(xiàn)越來越困難的今天，老油氣田老油氣區(qū)如何增產(chǎn)挖潛和進(jìn)一步提高采收率，壓裂酸化技術(shù)起著十分關(guān)鍵的作用。第4頁/共147頁5一、特點與難點

依靠壓裂酸化技術(shù)高效開發(fā)低滲透油氣田、整體改造開發(fā)中高滲油氣田、以及對老油氣田進(jìn)一步增產(chǎn)挖潛和進(jìn)一步提高采收率對保持我國石油工業(yè)持續(xù)穩(wěn)定發(fā)展和保證我國石油安全具有十分重要的現(xiàn)實意義。第5頁/共147頁6一、特點與難點我國油氣田類型復(fù)雜多樣，具有世界級開發(fā)難度的油氣田很多，特別是“九五”以來，隨著油氣勘探開發(fā)的不斷深入，壓裂酸化的工作對象越來越復(fù)雜，高溫/超高溫、深層/超深層、復(fù)雜巖性儲層、復(fù)雜流體儲層、縫洞和裂縫儲層、高含硫儲層、異常破裂壓力儲層、中高含水老油田、低壓低滲油氣藏等復(fù)雜油氣藏、水平井、大位移井等復(fù)雜結(jié)構(gòu)井壓裂酸化改造的技術(shù)難度越來越大。第6頁/共147頁7

近年來發(fā)現(xiàn)或開發(fā)并且壓裂酸化技術(shù)作為主要投產(chǎn)開發(fā)手段的典型油氣藏包括：1.復(fù)雜巖性油氣藏

儲層巖性屬于陸源碎屑巖、碳酸鹽巖和粘土礦物各以一定比例均衡存在；或某一類礦物與其它兩類礦物總量之和比例相對均衡；與碳酸鹽巖單純占優(yōu)，或碎屑巖單純占優(yōu)不同。

第7頁/共147頁8最典型的復(fù)雜巖性油氣藏是玉門酒西盆地白堊系青西油田，青西油田的發(fā)現(xiàn)徹底扭轉(zhuǎn)了玉門油田長期無大的儲量接替和產(chǎn)量接替的被動局面，實現(xiàn)了玉門油田的扭虧脫困，使老油田重新煥發(fā)了青春。第8頁/共147頁9青西油田窿8井全巖分析結(jié)果如下：第9頁/共147頁10

陸源碎屑巖、碳酸鹽巖、粘土礦物基本各占1/3，該油田是中石油產(chǎn)能建設(shè)的重點區(qū)塊，也是玉門油田再創(chuàng)輝煌的希望所在，必須采取改造才能正常投產(chǎn)。

該類油藏的改造難點是：

這類儲層導(dǎo)致加砂壓裂和酸壓的低效性和無效性。碳酸鹽巖含量低、酸溶性礦物不連續(xù)分布使酸蝕裂縫壁面產(chǎn)生均勻的低強度刻蝕；高含量的粘土礦物使壓裂過程中的水敏、堿敏和支撐劑嵌入引起二次傷害和裂縫閉合失效。第10頁/共147頁112.高溫/超高溫、深層/超深層異常高壓、低孔低滲油氣藏

典型油氣區(qū)有：

準(zhǔn)噶爾盆地侏羅系高溫深層異常高壓碎屑巖探區(qū)，該探區(qū)是2001年中石化成立西部新區(qū)勘探指揮部，進(jìn)軍西部戈壁大漠、加快西部新區(qū)油氣資源勘探的重點區(qū)域。如成1井測試結(jié)果如下：成1井測試結(jié)果

井深，米

測試壓力/井深溫度,℃壓力系數(shù)5036.5～5056.592.3/5008126.41.845087.9～5099.086.49/5041126.91.725323.0～5328.589.61/5270134.01.70第11頁/共147頁12為塔西南勘探開發(fā)公司原油上產(chǎn)奠定了資源基礎(chǔ)的柯深101井，壓力系數(shù)達(dá)2.0，溫度高達(dá)135℃；

千米橋潛山超高溫深層凝析氣藏，井深4500-5700米，溫度150-180℃。

這類油氣藏改造難點是：沒有滿足超高溫和超深井的低傷害、低摩阻、高密度要求的壓裂酸化工作液體系。難以形成寬裂縫、不能解決砂堵和支撐劑破碎而導(dǎo)致支撐裂縫失效的問題。對于碳酸鹽巖高溫儲層酸壓時，一般酸液的酸巖反應(yīng)速度快、導(dǎo)致酸蝕作用距離短。地層壓不開、酸液注不進(jìn)。第12頁/共147頁13

3.低壓低滲油氣藏

典型的低壓低滲油氣藏有：

蘇里格氣田上古生界二疊系石盒子組和山西組，壓力系數(shù)0.8~0.9MPa/100m,滲透率0.5×10-3~3.0×10-3um2大牛地氣田上古生界二疊系石盒子組和山西組，壓力系數(shù)0.67~0.98MPa/100m,滲透率0.3×10-3~0.9×10-3um2紅臺區(qū)塊小草湖洼陷氣藏，壓力系數(shù)0.63~0.84MPa/100m,滲透率1.0×10-3~5.0×10-3um2老君廟M油藏，壓力系數(shù)0.9~1.0MPa/100m第13頁/共147頁14

3.

低壓低滲油氣藏

這類油氣藏普遍具有低壓、低滲、低產(chǎn)、低豐度的特點，壓裂改造是實現(xiàn)高效開發(fā)(經(jīng)濟開發(fā))的關(guān)鍵。

改造難點：壓裂液體系水體濾入氣層產(chǎn)生水鎖，水體表面張力越大，熱力學(xué)水鎖效應(yīng)越顯著；油氣藏越致密，壓力系數(shù)越低，動力學(xué)水鎖效應(yīng)越顯著。從而形成嚴(yán)重的水相圈閉損害，大大降低改造效果或?qū)е赂脑鞜o效。第14頁/共147頁15

4.凝析氣藏典型的凝析氣藏：塔里木盆地的迪那凝析氣田、中原油田白廟深層凝析氣藏。

迪那凝析氣田是繼克拉2氣田后在塔里木發(fā)現(xiàn)的第二個地質(zhì)儲量上千億方的大氣田，是我國目前最大的凝析氣田。建成后將年產(chǎn)天然氣51億立方米，是西氣東輸?shù)牡诙€主供氣田，奠定了塔里木氣區(qū)在西氣東輸中的主要氣源地位。第15頁/共147頁16

迪那凝析氣田平均孔隙度4~10%，平均滲透率0.1×10-3-1.5×10-3um2。氣藏中部地層溫度135~141℃，中部地層壓力106MPa，壓力系數(shù)2.14~2.29。超深異常高壓凝析氣井鉆采工藝配套技術(shù)難度極大，也給壓裂酸化增產(chǎn)改造帶來了新的挑戰(zhàn)。白廟凝析氣田平均滲透率0.11×10-3~0.92×10-3um-2，埋深3600~4000m，地層壓力51~70MPa，凝析油含量400~1000g/m3，為高含凝析油的凝析氣藏。

第16頁/共147頁17

4.凝析氣藏凝析氣藏壓裂與干氣氣藏壓裂有顯著區(qū)別，主要表現(xiàn)在凝析氣藏壓裂后在井筒和壓裂裂縫周圍有大量的凝析油析出并飽和地層而產(chǎn)生凝析油環(huán)，對儲層產(chǎn)生嚴(yán)重傷害，大大降低天然氣產(chǎn)量。如何有效降低凝析油(液)環(huán)是凝析氣藏壓裂改造的關(guān)鍵和難點。

特別是含蠟?zāi)鰵獠卦谖鱿烖c和露點壓力下發(fā)生凝析相變，蠟、油、氣將會發(fā)生相間傳質(zhì)現(xiàn)象，滲流規(guī)律更為復(fù)雜。

國內(nèi)外對凝析氣藏水力壓裂改造沒有進(jìn)行專門的系統(tǒng)研究，仍采用常規(guī)油氣藏的設(shè)計計算與工藝方法。第17頁/共147頁185.

高含硫高CO2氣藏典型氣藏有：普光氣田、建南氣田和曾經(jīng)發(fā)生了“12.23”井噴特大事故的羅家寨氣田。氣田名稱產(chǎn)層甲烷(％)CO2H2S(%)建南氣田羅家寨氣田普光氣田長興組飛仙關(guān)組飛仙關(guān)組85.8975.2977.969.305.449.14.0510.4912.6第18頁/共147頁19

羅家寨氣田以580億立方米的探明儲量改寫了盆地內(nèi)中石油最大整裝天然氣田的記錄，該氣田的發(fā)現(xiàn)為實現(xiàn)“川氣出川”奠定了新的堅實基礎(chǔ)。2004年，中國石化南方勘探開發(fā)分公司在川東北的宣漢縣境內(nèi)發(fā)現(xiàn)了普光特大氣田，在近6000米的海相飛仙關(guān)組首批獲得1144億立方米探明儲量，是目前四川盆地最大的整裝氣田。普光氣田的發(fā)現(xiàn)點燃了南方海相勘探的希望之光，也為我國油氣資源勘探開辟了新的領(lǐng)域。第19頁/共147頁20

硫化氫的劇毒性給高含硫氣田的開發(fā)帶來較大難度，在鉆、采、集、輸、處理整個流程中,均要重視安全，使得其開采難度高，開發(fā)投資大。特別是川東北部是川渝地區(qū)增儲上產(chǎn)的主要區(qū)域，其改造的主要難點是：在壓裂酸化改造中，硫化氫強烈的還原性和化學(xué)反應(yīng)活性，導(dǎo)致硫化亞鐵和單質(zhì)硫等大量沉淀，造成壓裂酸化過程中嚴(yán)重的二次傷害，氣井改造后效果很差或無效。第20頁/共147頁21井名地區(qū)施工方式井口壓力破裂壓力梯度官3井赤水官渡構(gòu)造帶測試壓裂酸化85.8MPa/2290.0m95.0MPa/2278.0m＞0.037MPa

/m＞0.042MPa/mY2井新疆焉耆盆地壓裂86.0MPa/2715.0m＞0.032MPa/m合561川西致密碎屑巖須家河組壓裂92MPa/5100.0m＞0.018MPa/m合148

川西致密碎屑巖須家河組

壓裂

89MPa/3512m

＞0.025MPa/m典型的異常破裂壓力氣藏有川西致密碎屑巖須家河組氣藏和赤水地區(qū)碎屑巖低滲氣藏。6.異常破裂壓力油氣藏

第21頁/共147頁226.異常破裂壓力油氣藏

川西致密碎屑巖須家河組是中石化西南分公司今后主要的產(chǎn)量接替層系，由于儲層超深(4500~5000m)、超壓(壓力系數(shù)2.15~2.27)、超低孔、滲(φ≈6.67%，K<0.1×10-3um2)，壓裂改造的難度極大。但是，已成為川西淺層、中深層砂巖油氣田勘探開發(fā)核心技術(shù)的壓裂改造能否突破將制約深層須家河組氣藏勘探開發(fā)進(jìn)程。第22頁/共147頁236.異常破裂壓力油氣藏

赤水地區(qū)碎屑巖低滲氣藏經(jīng)歷了近30年的勘探歷程，地層壓不開、酸液注不進(jìn)一直是制約該地區(qū)勘探開發(fā)無突破進(jìn)展的瓶頸。改造的難點：壓裂時地層壓不開，酸化時酸液注不進(jìn)。第23頁/共147頁24

7.縫洞裂隙型碳酸鹽巖油氣藏

最典型的縫洞型油氣藏是塔河油田，該油田是中國石化新星分公司“九五”期間發(fā)現(xiàn)的我國第一個超深層非常規(guī)海相碳酸鹽巖整裝大油田，屬于典型的高溫深層縫洞型裂隙性碳酸鹽巖油藏，儲量豐富，但動用難度大，必須進(jìn)行壓裂酸化改造。塔河油田目前的動用儲量中有81%是通過酸壓動用的。第24頁/共147頁25

7.縫洞裂隙型碳酸鹽巖油氣藏

縫洞型碳酸鹽巖油氣藏的主要特征是溶洞和大裂縫或裂隙相當(dāng)發(fā)育，是主要的儲集空間和滲流通道。改造難點：由于裂縫和溶洞的存在，使得縫洞型儲層酸壓機理研究和工作液體系研究方面的難度非常大。第25頁/共147頁26

7.縫洞裂隙型碳酸鹽巖油氣藏

同時由于裂隙縫洞的存在，改造后含水上升快，穩(wěn)產(chǎn)難度大。現(xiàn)在中石化又提出了“塔河下面找塔河”的戰(zhàn)略，并且最近在塔河油田的深層已有新的重大發(fā)現(xiàn)，這又給高溫超深層儲層改造提出了新的課題。第26頁/共147頁278.低滲稠油油藏

典型的低滲稠油油藏如吐哈盆地玉1塊稠油油藏。該油藏埋藏深(3280~3420m)、中孔(16%)、低滲(26×10-3um2)。地面原油密度高(0.965g/cm3)、粘度高(12708mPa.s)、凝固點高(31.4℃)。儲層溫度99℃，壓力系數(shù)0.91。第27頁/共147頁28低滲稠油油藏改造問題：(1)壓裂初期效果差或無效；(2)壓裂有效期短。主要原因：稠油的流動性差，壓裂對稠油油藏的開發(fā)僅是一種“治標(biāo)”措施，不能解決稠油難以入井的根本問題。8.低滲稠油油藏

第28頁/共147頁29這里的復(fù)雜結(jié)構(gòu)井主要指水平井和大位移井。2005年，西南油氣田分公司提出加快磨溪氣田天然氣開發(fā)進(jìn)度，加大了儲層改造力度，包括對水平井實施酸化改造。9.復(fù)雜結(jié)構(gòu)井

第29頁/共147頁30水平井段長度大(如：磨75-H完鉆井深3278m，水平段516m，射孔厚度386.5m)，要實現(xiàn)均勻酸化難度大。水平井和大位移井壓裂過程中，裂縫的起壓位置、裂縫初始方位、起裂壓力、裂縫形態(tài)，裂縫條數(shù)優(yōu)化(壓裂方式)等屬于攻關(guān)難題。9.復(fù)雜結(jié)構(gòu)井

第30頁/共147頁31二、技術(shù)發(fā)展與創(chuàng)新

近年來在復(fù)雜油氣藏取得的主要理論和技術(shù)突破,包括：●壓裂裂縫延伸數(shù)學(xué)模型研究

在國內(nèi)率先，與國外幾乎同步開展了裂縫三維延伸力學(xué)機理和數(shù)學(xué)模擬研究，逐步建立和完善了擬三維和全三維裂縫延伸數(shù)學(xué)模型，通過三維延伸模型導(dǎo)出了三維酸壓、水力壓裂和三維壓后評估等模型，裂縫三維延伸模型考慮地層的多層和非均質(zhì)特征，即任意多層的地層厚度、地應(yīng)力和巖石力學(xué)參數(shù)（如泊松比、彈性模量、斷裂韌性）變化的影響，能模擬任意多層各種應(yīng)力分布模式以及裂縫穿層后的延伸情況，更為重要的是模型考慮了多層壓裂時流量的初始分配和實時再分配問題。第31頁/共147頁32

●壓裂裂縫延伸數(shù)學(xué)模型研究這些研究豐富了壓裂、酸壓優(yōu)化設(shè)計理論和方法，更為重要的是由此提出并研究形成了針對氣頂、底水或薄層油氣藏的控縫高壓裂技術(shù)，也為端部脫砂壓裂技術(shù)的應(yīng)用提供了理論依據(jù)?？刂瓶p高壓裂在國內(nèi)首次研究成功人造遮擋層壓裂技術(shù)，為控縫高壓裂技術(shù)在全國的推廣應(yīng)用提供了重要的技術(shù)源頭。同時建立了一套應(yīng)用密度和聲波測井曲線計算地應(yīng)力剖面的數(shù)學(xué)模型以及基于地應(yīng)力剖面的模糊聚類分層方法。這套技術(shù)目前正應(yīng)用于海拉爾盆地控縫高壓裂改造。第32頁/共147頁33●重復(fù)壓裂機理與技術(shù)研究

針對老油田增產(chǎn)挖潛和中高含水油田控水穩(wěn)油進(jìn)一步提高采收率，在國內(nèi)外率先提出了堵老縫壓新縫重復(fù)壓裂技術(shù)，其基本原理是先采用堵劑封堵老裂縫，再在其它方位壓開新裂縫。通過井筒周圍應(yīng)力場研究，揭示了壓新縫力學(xué)機理，并通過理論分析、室內(nèi)實驗和現(xiàn)場實踐證明了壓新縫的可能性以及提出了堵老縫壓新縫重復(fù)壓裂的時機問題。這套技術(shù)已在長慶、中原、勝利等油田獲得成功應(yīng)用。第33頁/共147頁34●油藏整體壓裂數(shù)值模擬

在我國提出油藏整體壓裂開發(fā)概念后,提出了一套全新的整體壓裂開發(fā)的設(shè)計思路、設(shè)計原則和優(yōu)化設(shè)計方法。考慮啟動壓力、壓裂裂縫的非對稱和任意方位、滲透率隨孔隙壓力變化等因素，建立了非線性流固耦合整體壓裂數(shù)值模擬模型，研制了“區(qū)塊整體壓裂模擬設(shè)計軟件系統(tǒng)”。并應(yīng)用這一核心技術(shù)，完成了新疆小拐油藏、新疆53東上烏爾禾組油藏、吉林油田英101區(qū)塊、勝利油田河口采油廠、大港油田協(xié)作項目涉及的阿塞拜疆KARABAGLI油田等的整體壓裂方案編制。第34頁/共147頁35●

壓裂增產(chǎn)效果評價模型和技術(shù)

依據(jù)油藏數(shù)值模擬原理，考慮地層非均質(zhì)性、非達(dá)西效應(yīng)、裂縫長期導(dǎo)流能力、天然裂縫等因素影響，結(jié)合壓裂油氣井實際工作制度的變化，建立了單井壓后效果預(yù)測模型，在油田應(yīng)用中不斷改進(jìn)和完善了“單井壓裂產(chǎn)能數(shù)值模擬軟件”。提出了一套地層測試資料、油氣井實際生產(chǎn)歷史資料的擬合方法，形成了一套實用的單井壓裂增產(chǎn)評價、效果預(yù)測和方案優(yōu)化的技術(shù)和方法。該技術(shù)最近在四川盆地官南構(gòu)造須家河氣藏官10井、官3-側(cè)1井，準(zhǔn)噶爾盆地的永1井，二連油田的太43井、太47井等的歷史擬合、增產(chǎn)評價等得到了較好的應(yīng)用，為這些井（特別是探區(qū)、新井、新層）的壓裂方案設(shè)計和實施提供了有力的支撐。第35頁/共147頁36●縫洞型油藏酸壓機理模型研究

縫洞型（裂縫+溶洞）碳酸鹽巖油氣藏的酸化壓裂方案設(shè)計模型完全不同于均質(zhì)或一般非均質(zhì)油氣藏，特別是在流體濾失規(guī)律、酸巖反應(yīng)規(guī)律和流體滲流規(guī)律方面存在顯著的差異。針對縫洞型油藏滲流特征，在國內(nèi)外首次建立了三重介質(zhì)(裂縫+溶洞+基質(zhì))壓裂液濾失的解析計算模型，首次提出了考慮酸蝕蚓孔的酸液濾失計算方法，建立了考慮酸液縱向傳質(zhì)的三維酸液流動反應(yīng)數(shù)值計算模型；第36頁/共147頁37●縫洞型油藏酸壓機理模型研究首次建立了考慮大裂縫和溶洞的縫洞型油藏壓后產(chǎn)能數(shù)值模擬模型，并研制了縫洞型油藏壓裂的產(chǎn)能模擬器，配套形成了高溫深層縫洞型裂隙性碳酸鹽巖儲層酸壓技術(shù)，該技術(shù)已成為塔河油田開發(fā)和進(jìn)一步勘探的主力技術(shù)。第37頁/共147頁38●縫洞型油藏酸壓機理模型研究目前又研制成功了高溫、低固相、高粘度、低成本、緩速性能好、緩蝕效率高的凍膠酸和膠凝酸，為塔河油田進(jìn)一步開展酸帶砂壓裂改造作好了技術(shù)儲備。特別是高粘膠凝酸使用的膠凝劑（聚合物）含量從一般酸液體系的0.8%~1.0%降到0.5%~1.0%，減少了酸壓過程中高粘聚合物對儲層造成的潛在傷害。第38頁/共147頁39●復(fù)雜巖性油藏酸壓技術(shù)

提出了研究復(fù)雜巖性裂縫性儲層酸壓機理實驗方案和技術(shù)思路，通過大量復(fù)雜巖性儲層酸巖反應(yīng)實驗研究，得出了酸巖表面反應(yīng)動力學(xué)方程與酸巖系統(tǒng)反應(yīng)動力學(xué)方程；開展了復(fù)雜巖性儲層酸蝕裂縫導(dǎo)流能力系統(tǒng)實驗研究；對低滲透復(fù)雜巖性儲層提出了采用乳化酸攜砂酸壓技術(shù)進(jìn)行改造，獲得了適合青西裂縫性低滲透復(fù)雜巖性儲層增產(chǎn)改造的攜砂乳化酸液體系，形成的配套技術(shù)已在玉門青西油田應(yīng)用，并且建議玉門青西開展酸帶砂壓裂改造。第39頁/共147頁40●酸化壓裂設(shè)計軟件研制在多年機理研究、理論研究和設(shè)計方法研究成果的基礎(chǔ)上，開發(fā)了具有自主知識產(chǎn)權(quán)的系列壓裂、酸化模擬、設(shè)計、預(yù)測軟件，完成了“油藏壓裂模擬設(shè)計軟件系統(tǒng)”和“酸壓模擬設(shè)計平臺系統(tǒng)”的設(shè)計和研制。這些軟件為現(xiàn)場壓裂酸化施工提供了強有力的工具，廣泛應(yīng)用于我國油氣田壓裂酸化的模擬、設(shè)計、分析。首次完整實現(xiàn)了變排量、變支撐劑類型、變壓裂液類型和變砂比的四變注液工藝模擬，在國內(nèi)首次完整地對泡沫液在井筒及裂縫中流動進(jìn)行模擬，并實現(xiàn)了考慮酸蝕蚓孔和酸液三維流動的酸壓裂縫中酸液流動反應(yīng)模擬。第40頁/共147頁41●壓后評估技術(shù)

首次系統(tǒng)研究了考慮裂縫中流體壓縮性、閉合后裂縫延伸等綜合影響的三維壓力遞減分析模型，提出了一種新的數(shù)學(xué)擬合方法，完善了壓后評估技術(shù)；首次建立了天然裂縫油藏壓裂壓力遞減模型，提出了裂縫性油藏壓力遞減分析方法；提出了考慮CO2壓縮性的酸壓遞減分析技術(shù)和方法；第41頁/共147頁42●壓后評估技術(shù)考慮裂縫導(dǎo)流能力在生產(chǎn)過程中的變化,首次建立了識別垂直裂縫氣井水力裂縫參數(shù)的生產(chǎn)歷史自動擬合模型,新近又研究形成了壓裂液排液過程分析和反演裂縫參數(shù)新技術(shù)。這些技術(shù)已廣泛應(yīng)用各油氣田的壓裂監(jiān)測、評估和分析中，使解釋結(jié)果更為合理可靠，也為改進(jìn)后續(xù)壓裂設(shè)計提供了科學(xué)依據(jù)。第42頁/共147頁43

●高含硫氣藏酸化壓裂中控鐵控硫新方法

含硫氣井控硫控鐵處理方法

采用“雙管齊下”的思路：一是控制游離鐵離子濃度,打破鐵沉積的溶度積條件(Fe2+濃度和S2-濃度的乘積達(dá)到一定積常數(shù)時，形成FeS沉淀)，使Fe3+轉(zhuǎn)化為Fe2+，同時形成可溶性化合態(tài)硫，對Fe2+采用選擇性絡(luò)合劑形成穩(wěn)定絡(luò)合物，使其濃度達(dá)不到形成FeS沉淀所需的飽和度。二是采用H2S吸收劑，弱化H2S的反應(yīng)活性,最終達(dá)到控制鐵沉淀和硫沉淀的目的。第43頁/共147頁44●高含硫氣藏酸化壓裂中控鐵控硫新方法

針對單質(zhì)硫沉積，國內(nèi)外處理方法不直接控制單質(zhì)硫的析出，而是采用互溶劑溶解析出的單質(zhì)硫，互溶劑使用濃度高達(dá)10%,有的甚至更高。我們的方法是直接控制單質(zhì)硫的析出，使其形成可溶性化合態(tài)硫,避免了走“硫析出,再補救”的老路。研制開發(fā)了硫處理劑、鐵離子穩(wěn)定劑和高效H2S吸收劑。該技術(shù)保證了建南氣田的順利投產(chǎn)開發(fā)，為川東北地區(qū)高含硫氣藏的有效開發(fā)奠定了堅實基礎(chǔ)和提供了技術(shù)儲備。第44頁/共147頁45●低壓低滲氣藏改造技術(shù)

低壓低滲油氣藏改造的技術(shù)關(guān)鍵是降低壓裂液濾失量、降低濾液表面張力、減小毛管阻力、提高返排速度和返排率。①快速高效返排技術(shù)包括加醇等助排、分段破膠技術(shù)、液氮伴注技術(shù)、強制閉合技術(shù)等

②CO2泡沫壓裂(純CO2壓裂、CO2泡沫壓裂、CO2增能壓裂)降低侵入地層的液量、依靠CO2增能助排特性提高返排速度和返排率、通過CO2溶解形成酸性液降低PH值而抑制粘土膨脹和控制鐵沉淀、通過CO2降低界面張力而減小毛細(xì)管壓力和地層對濾液的滲吸作用。第45頁/共147頁46③自生氣/生熱增壓助排壓裂將自生氣/生熱增壓體系引入到水基壓裂液體系中，逐漸反應(yīng)，增加壓裂液的溫度，同時產(chǎn)生大量氣體（氨氣、氮氣、二氧化碳），提高低壓儲層的返排能力；所產(chǎn)生的氣體均勻地分散在已交聯(lián)的壓裂液中，形成類泡沫壓裂液，降低濾失。反應(yīng)速度、生氣量、生熱幅度可以根據(jù)需要通過調(diào)節(jié)生氣/生熱增壓體系以及激活劑、PH調(diào)節(jié)催化劑的加量進(jìn)行控制，在水基壓裂液中實現(xiàn)自生氣/生熱增壓、交聯(lián)、泡沫化的一體化，實現(xiàn)用與普通水基壓裂液相同的工藝、遠(yuǎn)低于泡沫壓裂液的成本和施工難度，而達(dá)到泡沫壓裂液的效果。

第46頁/共147頁47

③自生氣/生熱增壓助排壓裂由于低滲地層應(yīng)力敏感性強，冷流體進(jìn)入地層會導(dǎo)致孔隙結(jié)構(gòu)發(fā)生變化、張開的微裂縫閉合、滲透率大幅度降低(冷傷害)，該技術(shù)還可以起到控制冷傷害的作用。該技術(shù)已在玉門老君廟低壓低溫油藏和洛帶氣田低壓低溫淺層氣藏成功應(yīng)用。第47頁/共147頁48

④表面活性劑壓裂液壓裂表面活性劑壓裂液與常規(guī)水基壓裂液的不同點在于其成膠機理和破膠機理的不同：水溶液中，表面活性劑分子首先聚集形成蠕蟲狀膠束，加入有機鹽(陰離子)，將中和膠束電荷并嵌入蠕蟲狀聚集體的表面活性劑分子之間，使膠束聚集體變得更細(xì)長，加入無機鹽(陽離子)可以起到同樣作用。變長的蠕蟲狀膠束將相互纏結(jié)，從而在體系中形成空間網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)，亦即“凍膠”體。第48頁/共147頁49

④表面活性劑壓裂液壓裂在“凍膠”體系中，表活劑與鹽的分子間主要存在物理作用，而不像胍膠等壓裂液體系中的組分是以化學(xué)作用相互連接，因此，表活劑壓裂液膠束遇地層水和油氣時，會引起表活劑與鹽的分子間作用距離增加，蠕蟲狀膠束的相互纏結(jié)狀態(tài)受到破壞直至解體成簡單膠束，使“凍膠”體系產(chǎn)生自動“破膠”。第49頁/共147頁50表面活性劑壓裂液具有下列優(yōu)勢：①無固相、無殘渣，同時陽離子表面活性劑本身具有良好的防止粘土膨脹的能力；②無需加入防腐劑、破膠劑。并且自動破膠徹底，返排速度快、返排率高；③盡管無濾餅，但濾失速度低、濾失量少，研究表明，表活劑壓裂液很難濾入5md的地層中，并且表面張力低，不易形成水相圈閉；第50頁/共147頁51

表面活性劑壓裂液具有下列優(yōu)勢：

④摩阻低，只有清水的25%；⑤表活劑壓裂液與常規(guī)壓裂液粘性攜砂不同，其攜砂機理表現(xiàn)為彈性攜砂，攜砂能力更強。該技術(shù)已在新疆陸梁油田石南21井區(qū)、4井區(qū)低壓水敏性油藏獲得成功應(yīng)用。第51頁/共147頁52●異常破裂壓力儲層降低破裂壓力技術(shù)

近年來發(fā)現(xiàn)或遇到的幾個典型的異常破裂壓力油氣藏(例如赤水官渡構(gòu)造帶、川西致密碎屑巖須家河組、寶浪油田、準(zhǔn)噶爾盆地中部探區(qū)等)都表現(xiàn)為破裂壓力與油氣藏埋藏深度不對應(yīng)。降低破裂壓力的技術(shù)措施分為兩大類，一類是“治本”措施，一類是“治標(biāo)”措施。

治本：高能氣體壓裂降低破裂壓力酸化預(yù)處理降低破裂壓力優(yōu)化射孔參數(shù)降低破裂壓力第52頁/共147頁53●異常破裂壓力儲層降低破裂壓力技術(shù)建立了三種“治本”措施降低破裂壓力的計算模型，將定性概念上升到了量化計算（特別是酸化預(yù)處理）。實例研究表明，高能氣體壓裂可降低破裂壓力10MPa以上；酸化預(yù)處理可降低破裂壓力4—10MPa左右。

治標(biāo)：降低壓裂液/酸液摩阻增加壓裂液/酸液密度

＞降低地面施工壓力第53頁/共147頁54●異常破裂壓力儲層降低破裂壓力技術(shù)降低摩阻和提高密度以增加液柱壓力來降低施工壓力的傳統(tǒng)作法是為了降低施工成本，現(xiàn)在的目標(biāo)是通過降低施工壓力間接降低地層破裂壓力。射孔參數(shù)優(yōu)化技術(shù)、酸化預(yù)處理優(yōu)化技術(shù)以及針對鉆井傷害程度重、深度大，地層壓不開酸液注不進(jìn)而研究形成的降低破裂壓力的大型酸化壓裂技術(shù)在赤水地區(qū)官渡構(gòu)造帶取得重大突破。第54頁/共147頁55●復(fù)雜結(jié)構(gòu)井壓裂機理與技術(shù)研究

大位移井、水平井的井筒周圍應(yīng)力和裂縫起裂壓力研究方面：考慮原地應(yīng)力、井筒內(nèi)壓、壓裂液濾失效應(yīng)和熱應(yīng)力等綜合影響，建立了裸眼和射孔完井的裂縫起裂壓力和起裂角計算模型，提出了降低破裂壓力的工程技術(shù)方法。

第55頁/共147頁56●復(fù)雜結(jié)構(gòu)井壓裂機理與技術(shù)研究針對大位移井、水平井壓裂的油藏和裂縫特征，應(yīng)用滲流力學(xué)和勢迭加原理，建立了多條裂縫相互干擾的產(chǎn)能解析計算模型，解決了多條裂縫相互干擾的產(chǎn)能和裂縫條數(shù)優(yōu)化難題。開發(fā)出大位移井和水平井壓裂優(yōu)化設(shè)計軟件，可在4000m以上的油氣井中應(yīng)用。第56頁/共147頁57●凝析氣藏壓裂技術(shù)研制了一套凝析氣藏壓裂生產(chǎn)動態(tài)模擬軟件，通過物理模擬和數(shù)值模擬研究發(fā)現(xiàn)：壓裂過程中壓裂液進(jìn)入儲層加劇油(液)鎖，通過液鎖實驗分析得到了井筒附近出現(xiàn)凝析油(液)鎖的條件及解除條件。壓裂規(guī)模和裂縫參數(shù)對凝析油(液)環(huán)及液鎖有顯著影響，通過優(yōu)化施工參數(shù)可以盡量降低井筒和裂縫附近凝析油(液)環(huán)及其傷害程度。第57頁/共147頁58

●砂巖儲層酸壓技術(shù)

傳統(tǒng)觀點：酸壓一般用在碳酸鹽巖儲層，砂巖儲層通常采取水力壓裂，幾乎不進(jìn)行酸壓，解堵時則采用酸洗或基質(zhì)酸化。理論分析：分析了砂巖儲層一般不能進(jìn)行酸壓的原因，提出了砂巖儲層要獲得成功酸壓需具備的可能條件。實驗研究：砂巖巖心的酸蝕裂縫導(dǎo)流能力顯示，酸蝕后的巖樣結(jié)構(gòu)完整，獲得了較高的導(dǎo)流能力?，F(xiàn)場驗證：新疆柯克亞和江蘇油田砂巖儲層酸壓效果良好。新的理念：在一定條件下，砂巖儲層也可進(jìn)行酸壓。該技術(shù)研究突破了砂巖儲層改造的理論局限，對一些特低滲砂巖儲層可嘗試酸壓改造，從而為砂巖儲層增產(chǎn)開辟了新的途徑。第58頁/共147頁59●固體酸酸壓新技術(shù)目的：提高酸蝕裂縫長度、實現(xiàn)高溫儲層的深部改造。原理：首先將酸固化成顆粒，然后用非反應(yīng)流體壓開裂縫，并將固體酸攜帶入裂縫中；根據(jù)所設(shè)計的裂縫長度和導(dǎo)流能力確定布酸方式，最后注入釋放液，使固體酸釋放出酸并與巖石作用，從而實現(xiàn)對裂縫壁面的刻蝕并實現(xiàn)深部改造。

該技術(shù)的重要突破是改變了酸型，酸作用范圍不受酸巖反應(yīng)速度的影響，可以根據(jù)油田生產(chǎn)要求進(jìn)行設(shè)計、施工。第59頁/共147頁60●延遲酸酸化技術(shù)

該技術(shù)采用一種新型酸液，在溫度高于一定值（釋放溫度）時，體系才大量產(chǎn)生酸，并可根據(jù)地層溫度的高低確定釋放溫度，設(shè)計酸液體系。從根本上解決了高溫深井碳酸鹽巖儲層深部酸壓技術(shù)難題。

第60頁/共147頁61三、存在問題及建議存在的主要問題：

壓裂酸化技術(shù)在某些方面達(dá)到了國際先進(jìn)水平，而在新方法新技術(shù)研究方面差距較大（特別是物模和數(shù)模研究、壓裂酸化配套設(shè)備及各種測試儀器、工作液流變性及酸巖反應(yīng)機理研究、應(yīng)力場研究）。第61頁/共147頁62建議：

1.重視壓裂酸化基礎(chǔ)理論研究。近年來，國內(nèi)各油田院所開展了大量的壓裂酸化現(xiàn)場應(yīng)用研究，逐步形成了適應(yīng)于不同類型油氣藏的壓裂酸化工藝技術(shù)，壓裂酸化技術(shù)的應(yīng)用確保了油田穩(wěn)產(chǎn)增產(chǎn)目標(biāo)的實現(xiàn)。但在壓裂酸化設(shè)計的理論，以及由此孕育新技術(shù)新方法方面與國外仍有較大的差距。第62頁/共147頁63

2.加強校企交流與合作，優(yōu)勢互補，促進(jìn)理論成果向現(xiàn)實生產(chǎn)力的轉(zhuǎn)化。壓裂酸化技術(shù)是基礎(chǔ)理論＋先進(jìn)技術(shù)→重大效益而保證油氣田高效開發(fā)的關(guān)鍵技術(shù)之一，占有很重的應(yīng)用技術(shù)成份，發(fā)揮高校、研究院所在理論研究方面的優(yōu)勢，促進(jìn)油田壓裂酸化技術(shù)水平的提高。

第63頁/共147頁64

3.發(fā)揮團體優(yōu)勢，加大對壓裂酸化增產(chǎn)技術(shù)研究的投入，開展新工藝的理論和技術(shù)儲備研究，這對于提高我國復(fù)雜油氣藏難動用儲量的開發(fā)水平和開發(fā)效果，保持我國石油工業(yè)持續(xù)穩(wěn)定發(fā)展具有十分重要的現(xiàn)實意義。第64頁/共147頁65※

堵老縫壓新縫重復(fù)壓裂技術(shù)

一、重復(fù)壓裂概念二、堵老縫壓新縫重復(fù)壓裂的關(guān)鍵三、重復(fù)壓裂造新縫的力學(xué)機理四、老裂縫堵劑研制五、進(jìn)一步要開展的工作第65頁/共147頁66一、重復(fù)壓裂概念

1.層段井段壓出新裂縫

●

前次壓裂失敗

●

同一層段新層位壓裂

●

同井新層段壓裂這是一井重(新)壓裂或多次壓裂、分層壓裂的技術(shù)范疇。第66頁/共147頁67

2.延伸老裂縫

●

老裂縫失效

●

老裂縫產(chǎn)量下降(裂縫控制油氣逐漸采出)

●

壓裂規(guī)模不夠、支撐裂縫短、裂縫導(dǎo)流能力低這是一般意義上的重復(fù)壓裂概念。第67頁/共147頁68

3.堵老縫壓新縫重復(fù)壓裂第68頁/共147頁69

3.堵老縫壓新縫重復(fù)壓裂

●

中高含水、老裂縫成為主要出水通道→控水穩(wěn)油

●

老裂縫控制儲量全部或接近全部采出，但全井尚有剩余控制可采儲量→增產(chǎn)挖潛

實施堵老縫(永久堵、暫時堵)壓新縫重復(fù)壓裂技術(shù)，這是真正意義上的重復(fù)壓裂概念。第69頁/共147頁70

如果σxmin+σx誘導(dǎo)>σymax+σy誘導(dǎo)，可以形成新裂縫1.重復(fù)壓裂井應(yīng)力變化決定了可形成新的人工裂縫。解決“應(yīng)力變化”關(guān)鍵問題必須全面描述人工裂縫、地層壓力變化、孔隙熱彈性應(yīng)力、鄰井注水/生產(chǎn)過程、定向射孔、堵老縫、新縫延伸等產(chǎn)生的誘導(dǎo)應(yīng)力場。2.堵老縫造新縫重復(fù)壓裂的時機。回答在什么條件下什么時候能夠形成新裂縫。3.如何實現(xiàn)造新縫重復(fù)壓裂。定向射孔、堵老裂縫。

二、堵老縫壓新縫重復(fù)壓裂的關(guān)鍵第70頁/共147頁71

1、裂縫誘導(dǎo)的應(yīng)力變化①裂縫誘導(dǎo)應(yīng)力隨著縫的位置而變化，縫口誘導(dǎo)應(yīng)力最大，縫端誘導(dǎo)應(yīng)力最??；②重壓新裂縫方向所誘導(dǎo)的水平應(yīng)力最大，原裂縫方向所誘導(dǎo)的水平應(yīng)力最?。虎墼谥貕盒铝芽p方向上，最大水平主應(yīng)力方向上的誘導(dǎo)應(yīng)力大于最小水平主應(yīng)力方向上的誘導(dǎo)應(yīng)力。三、重復(fù)壓裂造新縫的力學(xué)機理第71頁/共147頁72①在空間上，離井眼和裂縫縫口越近，應(yīng)力變化越大；②在時間上，生產(chǎn)初期，由于開采速度高，孔隙壓力下降大，引起應(yīng)力變化較大，生產(chǎn)到一定時間后，應(yīng)力隨時間變化不再明顯，主要隨空間距離變化；③在垂直原裂縫方向（重復(fù)壓裂新裂縫方向）上，最大水平主應(yīng)力下降的速度大于最小水平主應(yīng)力下降的速度。

2、生產(chǎn)誘發(fā)的應(yīng)力變化第72頁/共147頁73

①注入引發(fā)的應(yīng)力變化在徑向上始終為負(fù)，表現(xiàn)為張應(yīng)力，井眼處應(yīng)力變化最大，隨著徑向距離的增加應(yīng)力數(shù)值逐漸降低；②切向上應(yīng)力變化較復(fù)雜，開始隨著徑向距離增加而增大，在達(dá)到某一最大值之后又逐漸減小，到一定距離后為零；同時應(yīng)力的變化從負(fù)值到正值，變化趨勢受徑向距離和注入時間控制；③由于沒有考慮剪切應(yīng)力，因此，徑向應(yīng)力方向即為最大水平應(yīng)力方向，切向應(yīng)力方向為最小水平應(yīng)力方向上；④切向上的應(yīng)力變化比徑向上的應(yīng)力變化大，則在最大水平應(yīng)力方向和最小水平應(yīng)力方向上的應(yīng)力變化具有相似的特征。

3、鄰井注水產(chǎn)生熱彈性應(yīng)力和孔隙彈性應(yīng)力

第73頁/共147頁744、總應(yīng)力

情形I：不能改向，裂縫沿原裂縫方向延伸第74頁/共147頁75情形II：裂縫改向，但很快回到原來方向第75頁/共147頁76情形III：改向裂縫與原裂縫距離較大

第76頁/共147頁77情形IV：改向裂縫不回到原方向

第77頁/共147頁785、重復(fù)壓裂時機第78頁/共147頁79(1)堵劑能夠在一定程度上預(yù)先成膠，優(yōu)勢在于:①能完全進(jìn)入地層裂縫中從而有效封堵裂縫；②不滲入地層孔隙從而不會堵塞巖石孔隙。(2)要求堵劑有高的強度、良好的粘彈性，也就是很好的抗拉性及與巖石表面強的粘附力。以保證重復(fù)壓裂時裂縫偏離最大主應(yīng)力方向，堵劑強度至少要高于產(chǎn)層破裂壓力。(3)良好的剪切稀釋性，有利于泵入和流動。

四、老裂縫堵劑研制1、裂縫堵劑性能要求

第79頁/共147頁802、堵劑體系第80頁/共147頁81五、進(jìn)一步要開展的工作1、應(yīng)力場數(shù)學(xué)模擬2、造新縫物理模擬3、現(xiàn)場施工裂縫實時監(jiān)測第81頁/共147頁82√提高稠油油藏壓裂改造效果技術(shù)√內(nèi)源微生物提高采收率技術(shù)√MaDG轉(zhuǎn)向驅(qū)油技術(shù)√自生泡沫驅(qū)油技術(shù)※提高采收率新技術(shù)第82頁/共147頁83※提高稠油油藏壓裂改造效果技術(shù)

一、自生CO2提高稠油采收率的意義二、自生CO2技術(shù)的優(yōu)勢三、自生CO2的作用機理四、注入體系的確定五、室內(nèi)實驗評價六、結(jié)論第83頁/共147頁84一、自生CO2提高稠油采收率的意義針對稠油油藏壓裂效果差的問題，主要解決方法：蒸汽驅(qū)、蒸汽吞吐、火燒油層等20世紀(jì)末俄羅斯提出了就地生成CO2技術(shù)即自生CO2技術(shù)提高稠油油藏采收率。第84頁/共147頁85二、自生CO2技術(shù)的優(yōu)勢①在地層中就地生成CO2，解決了常規(guī)CO2驅(qū)中天然CO2資源不足的缺陷以及CO2運輸問題，同時還減少了對油井和設(shè)備的腐蝕；②在井筒附近不產(chǎn)生CO2或產(chǎn)生微量CO2，這樣氣體能夠充分地進(jìn)入油區(qū)并大量溶于其中，提高CO2利用率；③就地生成CO2不僅成本低，操作簡單，并對環(huán)境不會產(chǎn)生不利影響。第85頁/共147頁86向地層深部注入生氣化學(xué)劑，在地層條件下相互融合產(chǎn)生大量的高溫高壓二氧化碳?xì)怏w，CO2可以是單相、混相、或者呈泡沫狀態(tài)，處于超臨界狀態(tài)的CO2氣體具有強烈的溶蝕性、解吸性和提取性，在低滲油藏中具有很好的穿透作用。

三、自生CO2的作用機理第86頁/共147頁87

自生CO2除了具有常規(guī)CO2驅(qū)油的基本原理外，具有其自身獨特的技術(shù)原理：放熱作用、封堵高滲透層、改善地層流動性、與堿的協(xié)同作用、表面活性劑作用和泡沫效應(yīng)、驅(qū)替作用。三、自生CO2的作用機理第87頁/共147頁881、放熱作用生氣劑在油層反應(yīng)生成二氧化碳?xì)獾耐瑫r伴有大量的熱量放出，降低稠油粘度，以及降低地層中有機物膠質(zhì)、瀝青質(zhì)、蠟質(zhì)等的粘度，增加流動性。

第88頁/共147頁892、封堵高滲透層優(yōu)先在高滲透區(qū)生成的二氧化碳?xì)怏w與攜帶介質(zhì)形成網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)的氣－液泡沫體系，阻止微氣泡體系的擴散，對后面注入介質(zhì)產(chǎn)生附加阻力形成障礙，迫使轉(zhuǎn)向進(jìn)入低滲透區(qū)擴大波及體積，提高波及效率。第89頁/共147頁903、改善地層流動性

通過向地層注入生氣劑溶液段塞，在地層內(nèi)進(jìn)行混合，形成多種相態(tài)，一方面可清除油層內(nèi)部的酸溶性及堿溶性堵塞物，另一方面生氣劑在油層內(nèi)部混合反應(yīng)后，生成CO2氣體，可起到疏通滲流通道的目的。同時其生成物溶于地層流體后，使地層流體的粘度下降。其特有的活性組分能夠較好地吸附在巖石表面，從而使巖石表面潤濕性發(fā)生改變，能更好地增加油的流動性。第90頁/共147頁914、與堿的協(xié)同作用

當(dāng)生氣劑在地層深部反應(yīng)產(chǎn)出二氧化碳后，生氣劑溶液將顯堿性，從而可以形成“堿水驅(qū)”，具有“堿水驅(qū)”的降低油－水界面張力，提高驅(qū)油效率；改變巖石潤濕性，增加原油的流動性；增溶油水界面處形成的剛性薄膜等驅(qū)油作用。

第91頁/共147頁925、表面活性劑作用和泡沫效應(yīng)

由于生氣劑溶液顯堿性，可與原油中的石油酸反應(yīng)生成表面活性劑，從而還具有表面活性劑驅(qū)油的作用。表面活性劑還可以與二氧化碳?xì)怏w復(fù)合作用生成泡沫，穩(wěn)定驅(qū)替前緣，增加驅(qū)替效率。表面活性劑同時也具有降低油井和地面設(shè)備腐蝕的作用。第92頁/共147頁936、驅(qū)替作用

生氣劑在低滲透層融合時，伴隨二氧化碳?xì)怏w的生成，系統(tǒng)壓力瞬間升高，使生成的二氧化碳?xì)庠诘蜐B透層更具有穿透性。二氧化碳?xì)怏w溶解于原油后，產(chǎn)生體積效應(yīng)(泡沫油)，驅(qū)替剩余油。生氣劑在地層深部反應(yīng)伴生的碳酸具有酸化解堵作用，進(jìn)一步解除地層深部污染。

綜上所述，自生CO2技術(shù)消除了伴隨CO2驅(qū)的不利因素而保持并擴大了有利因素。

第93頁/共147頁94四、注入體系的確定

產(chǎn)生的氣體足夠多，能夠滿足大規(guī)模施工的要求；反應(yīng)速度適當(dāng)，容易控制；反應(yīng)物利用率相對較高；提高采收率的作用較為明顯；滿足對環(huán)境和設(shè)備的要求；經(jīng)濟上可行。

1、篩選體系的標(biāo)準(zhǔn)第94頁/共147頁952、雙液法

雙液法：按一定先后順序向地層加入兩種反應(yīng)液，就地反應(yīng)生成CO2。三種備選體系：

A.活性酸+碳酸鹽,B.活性酸+碳酸氫鹽,C.強酸弱堿鹽+碳酸鹽。實驗結(jié)論：體系A(chǔ)的反應(yīng)速度較快，生氣量豐富，但不易控制；體系B與體系A(chǔ)的生氣量相當(dāng)，但反應(yīng)速度相對較慢，容易控制；體系C容易生成沉淀。

因此，選擇體系B作為雙液法體系,具體為4％的活性酸+0.2mol/L的碳酸氫鹽。

第95頁/共147頁96

3、單液法單液法：向地層中加入一種反應(yīng)液，就地生成CO2。兩種體系：碳酸鹽和碳酸氫鹽分解生成CO2。實驗結(jié)論：碳酸鹽和碳酸氫鹽分解速度均較慢，但相對而言，碳酸氫鹽的分解效率和生氣量優(yōu)勢明顯，從而確定碳酸氫鹽熱分解為單液法體系。

溫度為70℃的情況下，選用0.5mol/L的碳酸氫鹽體系，而溫度在80℃的情況下，選用0.6mol/L的碳酸氫鹽體系。

第96頁/共147頁97五.室內(nèi)實驗評價1、膨脹性在常壓條件下，單液法體系可以使原油體積膨脹30.8％～85.4％，而雙液法可以使原油體積膨脹21.7％～61.9％；在油藏條件下，單液法體系可以使原油體積膨脹20％，而雙液法可以使原油體積膨脹32.5％。原油體積的膨脹率隨壓力增大而增大。

實驗結(jié)論：就地CO2體系具有很好的膨脹原油體積的能力。第97頁/共147頁982、降粘在常壓條件下，單液法體系可以使原油粘度下降38.07％，而雙液法可以使原油粘度下降47.96％；在油藏條件下，單液法體系可以使原油粘度下降42.15％，而雙液法可以使原油粘度下降52.69％。實驗結(jié)論：就地CO2體系具有很好的降低原油粘度的能力第98頁/共147頁993、油藏條件下生成氣量無論單液法，還是雙液法，在油藏條件下均能夠生成充足的CO2氣體，生成氣量隨注入PV數(shù)的增加而增大。

第99頁/共147頁1004、結(jié)垢當(dāng)?shù)貙铀蠧aCl2的濃度達(dá)到1000mg/l時，加入單液法反應(yīng)液開始出現(xiàn)沉淀；而當(dāng)?shù)貙铀蠧aCl2的濃度達(dá)到2000mg/l時，雙液法開始出現(xiàn)沉淀。

第100頁/共147頁1015、地層傷害單液法地層傷害實驗數(shù)據(jù)

KW1,mDKW2,mDKW3,mDR,無量綱R’,無量綱R’’,無量綱800.32772.15818.353.52％102.25％雙液法地層傷害實驗數(shù)據(jù)

KW1,mDKW2,mDKW3,mDR,無量綱R’,無量綱R’’,無量綱805.26814.681.17％

就地CO2單液法體系對填砂管巖心有著很小程度的傷害，但在經(jīng)過酸處理后，填砂管巖心的滲透率比巖心初始滲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雙液法體系對填砂管巖心模型并不會造成傷害，而且?guī)r心滲透率還有一定程度的提高。

第101頁/共147頁1026、巖心流動實驗評價（雙液法巖心流動實驗數(shù)據(jù)）

代號K,mD?,%Soi,%η1,%η2,%Δη,%1800.325.4683.3332.038.46.421400.643.9790.7334.051.0617.063933.724.9688.4432.340.07.74875.428.1881.3333.341.58.251273.242.689.6434.6750.2215.556875.424.689.6636.9245.388.46當(dāng)注入0.1PV反應(yīng)液時，單液法可提高水驅(qū)后原油采收率7.4％～10.8％，雙液法能夠提高水驅(qū)后原油采收率6.4％～17.06％。第102頁/共147頁103六、結(jié)論

1.自生CO2使原油體積膨脹，油藏條件下單液法使原油體積膨脹20％，雙液法膨脹32.5％。2.自生CO2降低原油粘度，油藏條件下單液法使原油粘度降低42.15％，雙液法降低52.69％。3.自生CO2具有較好的驅(qū)油能力，當(dāng)注入0.1PV反應(yīng)液時，單液法使驅(qū)替率提高7.4％～10.8％，雙液法提高6.4％～17.06％。4.自生CO2體系對地層不造成傷害。

第103頁/共147頁104

※內(nèi)源微生物提高采收率技術(shù)一、內(nèi)源微生物技術(shù)研究的意義二、技術(shù)特色三、技術(shù)創(chuàng)新四、研究工作基礎(chǔ)第104頁/共147頁105一、內(nèi)源微生物技術(shù)研究的意義微生物采油在我國油田（特別是稠油油藏）開發(fā)中得到了一定應(yīng)用。但是對于深層高溫油藏，由于微生物在溫度較高、鹽度較大、重金屬離子含量較高的油藏條件下易遭到破壞，微生物菌種選取的較為困難。由此提出了內(nèi)源微生物采油技術(shù)。第105頁/共147頁106一、內(nèi)源微生物技術(shù)研究的意義內(nèi)源微生物由于適應(yīng)了油藏環(huán)境，只需要加入成本較低的物質(zhì)，就能激活內(nèi)源微生物生長、繁殖和產(chǎn)生有利于驅(qū)油的代謝產(chǎn)物：如有機酸、醇、表面活性劑、多糖以及CH4和CO2等氣體。第106頁/共147頁107一、內(nèi)源微生物技術(shù)研究的意義由于地層條件的復(fù)雜和內(nèi)源微生物的種類差別，所用的激活體系有很大的差別。需要針對特定的油藏進(jìn)行激活內(nèi)源微生物，產(chǎn)生有利于驅(qū)油的代謝產(chǎn)物。因此，尋找一條簡便、實效的篩選激活體系的方法尤為重要。第107頁/共147頁1081.內(nèi)源微生物適應(yīng)了油藏的惡劣環(huán)境條件，但由于營養(yǎng)物質(zhì)的缺乏而處于休眠狀態(tài)。該技術(shù)的關(guān)鍵就在于研制一種激活內(nèi)源微生物有益菌的營養(yǎng)體系達(dá)到提高原油采收率的目的；二、技術(shù)特色第108頁/共147頁1092.通過該項技術(shù)激活內(nèi)源微生物產(chǎn)生活性強的生物表面活性劑、生物多糖、有機酸、醇以及CH4和CO2生物氣等代謝產(chǎn)物。這些代謝產(chǎn)物能充分改善原油的物化性質(zhì)和環(huán)境，提高剩余油流動性和采收率；二、技術(shù)特色第109頁/共147頁1103.與外源微生物提高采收率的本質(zhì)區(qū)別是該技術(shù)不需注入其它的微生物，因此，不需要考慮微生物對環(huán)境的適應(yīng)性，既節(jié)約了成本也提高了成功率。同時由于只需注入營養(yǎng)體系，該項技術(shù)不會造成環(huán)境無污染。二、技術(shù)特色第110頁/共147頁1111.以油田污水和原油作為試驗對象，通過加入N源、P源或其它生長因子，激活污水中有益菌，代謝產(chǎn)生改變原油物化性質(zhì)的產(chǎn)物。這種方法目前國內(nèi)無相關(guān)，我們已經(jīng)取得一定的進(jìn)展；2.國內(nèi)首次研制開發(fā)針對某一特定油田的內(nèi)源微生物激活營養(yǎng)體系，研究思路與方法具有一定的推廣應(yīng)用價值。三、技術(shù)創(chuàng)新第111頁/共147頁1121.微生物菌落和形態(tài)上圖為從油田污水中分離得到的桿菌菌落和單染色顯微鏡照片四、研究工作基礎(chǔ)第112頁/共147頁1132.生長曲線油田污水中分離出來的菌在好氧的條件下生長曲線第113頁/共147頁1143.生物表面活性劑

60℃下微生物處理后原油粘度和表面張力變化

從上表可以看出：微生物可以產(chǎn)生乳化原油的表面活性劑，經(jīng)鑒定為糖脂類。第114頁/共147頁1154.微生物對原油的乳化作用

在加入一定的含N、P的營養(yǎng)物質(zhì)后，微生物得到激活，產(chǎn)生了能乳化原油的物質(zhì)，改變了原油性質(zhì)，有利于提高原油采收率。第115頁/共147頁※MaDG轉(zhuǎn)向驅(qū)油技術(shù)一、MaDG驅(qū)油技術(shù)的提出二、MaDG體系概況三、MaDG體系的開發(fā)四、MaDG的性能測試第116頁/共147頁1.常用調(diào)剖劑面臨的問題如何進(jìn)一步提高中、高含水油田原油采收率是我們面臨的一大難題。目前，油田常用的調(diào)剖劑主要有兩類：凝膠類調(diào)剖劑和顆粒類調(diào)剖劑。這兩類調(diào)剖劑曾在油田的控水穩(wěn)油措施中發(fā)揮了非常重要的作用。但它們在應(yīng)用中存在下面問題。一、MaDG驅(qū)油技術(shù)的提出第117頁/共147頁凝膠類調(diào)驅(qū)劑：如弱凝膠，經(jīng)剪切后可能不成膠，或者是成膠后抗剪切性差，導(dǎo)致剖面改善或流度控制能力下降。

顆粒類調(diào)剖劑：如預(yù)交顆粒，則存在一定的注入性問題，主要用于流體轉(zhuǎn)向，但驅(qū)油能力差。第118頁/共147頁2.提出的解決辦法——MaDG驅(qū)油技術(shù)結(jié)合三次采油現(xiàn)狀與油藏實際情況，我們在弱凝膠、CDG、預(yù)交聯(lián)顆粒研究和應(yīng)用的基礎(chǔ)上，提出了就地形成膠粒、可大規(guī)模實現(xiàn)流體轉(zhuǎn)向與驅(qū)油的新型技術(shù)，即MaDG技術(shù)。第119頁/共147頁

MaDG驅(qū)油技術(shù)：指聚合物注入地層后在油藏條件下交聯(lián)生成具有一定體相粘度的顆粒凝膠。該凝膠顆粒在一定壓差作用下能向油層深部運移，起到流度控制、深部調(diào)驅(qū)和深部流體轉(zhuǎn)向的作用，如果與表活劑復(fù)合使用還能提高洗油效率。

因此，MaDG調(diào)驅(qū)技術(shù)在高滲透和非均質(zhì)性強的油藏以及聚合物驅(qū)后油藏具有廣闊的應(yīng)用前景。第120頁/共147頁1、MaDG體系特點及優(yōu)勢（1）MaDG粒度大小可控，粘度可控，適用于30-75℃的油藏，兼具深部流體轉(zhuǎn)向（剖面調(diào)整或非均質(zhì)性改良）和流度控制雙重功能。（2）凝膠顆粒粒徑范圍在0.1-10mm、成膠時間1-240小時可控，膠粒柔韌性、形變性強，其流動性對壓力敏感。二、MaDG體系概況

第121頁/共147頁1、MaDG體系特點及優(yōu)勢（3）MADG與本體膠不同，它是一種分散膠。形成的凝膠顆粒在油層多孔介質(zhì)中沿低阻力區(qū)或大孔道運移，呈分散狀。并且，在一定壓力梯度下能向油層深部運移。因而，MADG性能大大優(yōu)于本體膠。（4）MaDG體系能自主選擇進(jìn)入低阻力高滲透油層，對低滲透層傷害小，甚至無傷害。且施工工藝簡單，可攏統(tǒng)注入。第122頁/共147頁（5）當(dāng)凝膠顆粒在多孔介質(zhì)的孔喉處吸附、堵塞時，減小了大孔道的有效滲流通道，提高了低阻力區(qū)或大孔道的滲流阻力，從而達(dá)到深部流體轉(zhuǎn)向目的。如圖1所示：凝膠顆粒在孔喉處堆積使壓力梯度增大，改善了油層非均質(zhì)性。凝膠顆粒在孔喉處吸附、堵塞示意圖

第123頁/共147頁2、MaDG體系組成（1）聚合物主劑該體系的主劑為聚合物，優(yōu)選出了滿足成膠條件的聚合物。（2）成核材料成核材料是形成顆粒凝膠和影響體系性能的關(guān)鍵。（3）交聯(lián)劑及其它添加劑針對不同的油藏條件和成膠時間及強度要求，可制備或篩選交聯(lián)劑和添加劑。第124頁/共147頁表1聚合物與成膠性能聚合物濃度mg/L成膠時間粒徑mm體系視粘度mP.sPAM800-180016h-8D1-5100-400HPAC200-400實驗條件：溫度30、60、70和80℃、聚交比8:1-20:1

三、MaDG體系的開發(fā)1.主劑的確定在對多種聚合物的溶解性、穩(wěn)定性和成膠性能進(jìn)行分析的基礎(chǔ)上，優(yōu)選出滿足MaDG成膠條件和成膠性能的兩種高分子聚合物，見表1。第125頁/共147頁2.成核材料聚合物分子以成核材料為中心，圍繞在成核材料周圍，在交聯(lián)劑作用下形成顆粒凝膠。實驗室選擇了兩類成核材料：水溶性、非水溶性。通過成核性和成膠性評價，并考慮到注入性，選擇了水溶性成核材料（濃度50-500mg/L）。第126頁/共147頁3.交聯(lián)劑及其它添加劑

為了保持良好的成膠性能和膠體穩(wěn)定性，需要在成膠體系中加入除氧劑，并根據(jù)油田實際情況，加入H2S吸收劑和Fe＋2、Fe＋3離子的處理劑等添加劑。第127頁/共147頁四、MaDG的性能測試1.MaDG的粘度和粒徑

表2基液和MaDG的粘度及粒徑

流體注：#號表示45天后的膠體粘度、*表示剪切性質(zhì)基液MaDGMaDG#體相溶膠溶膠粘度mp.s14.11.3651.040.329.2*粒徑mm/3-53-61-3*第128頁/共147頁圖2MaDG無膠粒的流變曲線圖3MaDG含膠粒的流變曲線注：圖2與圖3中“1”、“2”分別表示剪切前、剪切后的流變曲線。圖2和圖3表明，MaDG其體相液和溶膠體均顯示