【正文】 常規(guī)土酸酸化中鋁垢的形成 ?812% HCl+36% HF ?土酸處理， pH 為 ～ 時(shí)易產(chǎn)生氟鋁鹽垢 HF+Al－ Si H+A1FX+H2SiF6+H2O H2SiF6+A1－ Si H+A1FX+SiO2XH2O H+AlFX+AlSi H+AlFY+SiO2XH2O X： 1～ 3， 且 Y＜ X 常規(guī)土酸酸化中鋁垢的形成 ?二次反應(yīng)： 反應(yīng)得到的氟硅酸與剩余的硅鋁酸鹽作用 ， 生成 SiO2XH2O膠體 。 ?三次反應(yīng)： 二次反應(yīng)得到的氟鋁酸與硅酸鹽進(jìn)一步反應(yīng) ， 增加產(chǎn)物中鋁的百分?jǐn)?shù) ， X與Y值與反應(yīng)流體中 HCl含量有關(guān) ， 以及和三次反應(yīng)的程度有關(guān) 砂巖酸化 ?氟硼酸型酸液 —不使微粒失去穩(wěn)定性，可以在水中緩慢溶解，緩慢地生成 HF —必須單獨(dú)使用，酸化用量是土酸的 10倍 ?%HF+10%醋酸型酸液 —可避免與 HCl酸敏礦物 (綠泥石、沸石、方沸石 )反應(yīng)，適于處理含有大量 HCl酸敏礦物的地層 —使用醋酸而不用 HCl， 也能減少鋁的化合物形成 砂巖酸化 ?H3PO4+3%HF型酸液 —體系與方解石、白云石的反應(yīng)速度很慢，在碳酸鹽巖表面形成保護(hù)層，可避免形成Al(OH)3和 AlF3沉淀 —存在較多 HF、 H3PO4的情況下，與粘土、長(zhǎng)石反應(yīng)緩慢，活化 HF能穿入較深 碳酸鹽巖酸化 ?乳化酸 — 一種粘性非牛頓流體，其注入酸掃及系數(shù)高，通常是200400 MPas。（ 室溫、 S1剪切速率） — 可采用各種注入方案，例如先用 15（重） %HCl作前置（ Preflush）， 有時(shí)也可用凝膠酸 — 減少活性酸與管柱的接觸，減輕腐蝕，減少鐵離子穩(wěn)定劑及緩蝕劑的用量 — 垂直井、注水井、水平井處理均有良好效果 ?水力壓裂概述 ?壓裂液損害 ?選擇壓裂液指標(biāo) ?二氧化碳泡沫壓裂的主要優(yōu)點(diǎn) 第 6節(jié) 壓裂過(guò)程中儲(chǔ)層保護(hù)技術(shù) 水力壓裂概述 水力壓裂概念 —泵注前置液以形成裂縫，并建立延伸 —泵注混有支撐劑的攜砂液 —攜砂液繼續(xù)延伸裂縫，并攜帶支撐劑深入裂縫內(nèi) —泵送完成后，壓裂液化學(xué)破膠降為低粘度狀態(tài)流向井內(nèi)，流下一條高導(dǎo)流能力通道，油氣順暢流入井底 水力壓裂設(shè)備 水力壓裂裂縫形態(tài) 無(wú)量綱導(dǎo)流能力 CfD CfD = Kf W / K xf 式中 : Kf — 裂縫滲透率； W — 裂縫寬度； K — 油氣藏滲透率； xf — 裂縫半長(zhǎng)。 壓裂的歷史 ? 18901950年，全世界石油工業(yè)通常使用液態(tài)的、后來(lái)是固態(tài)的硝化甘油進(jìn)行爆炸壓裂。因危險(xiǎn)性使其受到限制 ——爆炸壓裂后需要大量的井筒清洗工作 ——套管損壞 ——作業(yè)人員可能受到傷害 ? 1948年， Stabolind石油天然氣公司（ Pan American石油公司，Amoco） 宣布水力壓裂法 ? 最初壓裂液排量 ， 隨后發(fā)現(xiàn)規(guī)模越大，泵注排量越高，增產(chǎn)幅度越大，有效期越長(zhǎng)，這也反映了 19501974年的壓裂技術(shù)發(fā)展面貌 ? 水力壓裂技術(shù)的應(yīng)用 ? — 解除損害：鉆井完井過(guò)程在井眼附近的損害 ? — 增加產(chǎn)量：在油氣藏內(nèi)形成深穿透、高導(dǎo)流能力的裂縫 ? — 油氣藏管理：改變流體的流動(dòng)型式，控制出砂、調(diào)整產(chǎn)液剖面，提高井的吸收能力和掃油效率，注水、蒸汽驅(qū) ? — 環(huán)境保護(hù)：提高廢液處理井和注水井的吸水能力 裂縫半長(zhǎng)與滲透率的關(guān)系 油 層 氣 層H u l l i b u r t o n 公司 D o w e l l 公司 El k i n s 提出的劃分標(biāo)準(zhǔn)滲透率103μ m2定性評(píng)價(jià)建議的措施滲透率103μ m2定性評(píng)價(jià)建議的措施滲透率103μ m2定性評(píng)價(jià)要求的裂縫半長(zhǎng) ,m0 . 1 ～ 1 低滲 壓裂 0 . 1 低滲 壓裂0 . 0 0 0 1 ～0 . 0 0 1極致密 1 2 2 0 ～ 9155 ～ 10 中滲壓裂或酸化10 ～ 20 中滲壓裂或酸化0 . 0 0 1 ～0 . 0 0 5很致密 915 ～ 76390 ～ 150 高滲 酸化 2 0 高滲 酸化0 . 0 0 5 ～0 . 1致密 763 ～ 3050 . 1 ～ 1接近致密305 ～ 1531 ～ 1 0 0 常規(guī) 153 ～ 61滲透率與增產(chǎn)措施類別及裂縫半長(zhǎng)的關(guān)系 120220 100000 80000 60000 40000 20220 0 產(chǎn)量（ m3/d） WATTENBERG 油田壓裂技術(shù)典型實(shí)例 序號(hào) 體積 支撐劑量 支撐縫長(zhǎng) 1 1890 m3 255 m3 1058 m 2 1134 m3 153 m3 661 m 3 680 m3 92 m3 450 m 4 162 m3 15 m3 132 m 5 10 15 20 25 30 時(shí)間 （月） 瓦騰博格氣田 A區(qū)典型措施井生產(chǎn)動(dòng)態(tài) 壓裂液損害 ? 液鎖，對(duì)致密氣層尤為明顯 ? 壓裂液殘?jiān)? ? 水敏 ? 原油乳化損害 ? 固相侵入 ? 應(yīng)力敏感，裂縫閉和 ? 壓裂液冷卻效應(yīng)，有機(jī)垢沉積 ? 支撐裂縫導(dǎo)流能力損害 壓裂液類型 導(dǎo)流能力保持 （ % ）生物聚合物 95泡沫 80 90聚合物乳化液 65 85膠化油 45 70線性溶膠 （不交聯(lián)） 45 55交聯(lián)羥丙基胍膠 10 50（）不同壓裂液對(duì)支撐導(dǎo)流能力的影響 不同閉合壓力下支撐劑的導(dǎo)流能力 導(dǎo)流能力， μ m2.cm支撐劑承壓MP a 中密度陶粒 高密度陶粒 石英砂10 153 154 8920 1 15 127 6330 88 105 4340 64 91 2750 44 7460 29 6070 19 5080 13 41壓裂保護(hù)措施 ? 降低油水界面張力， ? 注氣，熱處理 ? 控制濾失，促進(jìn)返排 ? 優(yōu)選壓裂液 ? 加粘土穩(wěn)定劑 ? 防乳化劑 ? 嚴(yán)格過(guò)濾 ? 提高支撐裂縫導(dǎo)流能力保持率 應(yīng)用狀況類型 優(yōu)點(diǎn) 缺點(diǎn) 適用范圍國(guó)內(nèi) 國(guó)外水基植物膠交聯(lián)壓裂液廉價(jià)安全，綜合性能好殘?jiān)?，損害大普遍，強(qiáng)水敏層除外 95 606 5油基交聯(lián)凍膠壓裂液與儲(chǔ)層配伍性好，易返排安全性差，成本高，耐溫能力差，濾失較高強(qiáng)水敏，低壓儲(chǔ)層 乳化壓裂液低濾失，低殘?jiān)?，粘度高，損害低介于前二者之間，綜合性能差水敏，低壓，低中溫井 泡沫壓裂液易返排，損害低，攜砂能力強(qiáng)施工壓力高，需特種設(shè)備和氣源低壓水敏，氣層試驗(yàn) 253 0壓裂液類型及應(yīng)用現(xiàn)狀 二氧化碳泡沫壓裂優(yōu)點(diǎn) ? 造縫面積大：因?yàn)槠湔扯雀?，濾失量小，摩阻小，有利造縫 ? 裂縫誘導(dǎo)能力高：對(duì)產(chǎn)層損害小 ， 懸砂能力好 ， 反排迅速?gòu)氐? ? 適合特殊情況 —低壓 、 低滲 、 強(qiáng)水敏地層 —下部受水層威脅的地層 —大段射開(kāi)用封隔器選壓的油氣井 二氧化碳泡沫壓裂優(yōu)點(diǎn) ? 經(jīng)濟(jì)效益好 —一般增產(chǎn) 610倍；動(dòng)用設(shè)備少 ， 見(jiàn)效早 ? 長(zhǎng)慶氣田： 1998年 10月以來(lái)，對(duì)原已壓裂試氣的老井進(jìn)行重復(fù)測(cè)試結(jié)果表明，產(chǎn)量較原來(lái)均有大幅度提高，最高提高 3倍以上。說(shuō)明在壓裂作業(yè)過(guò)程中，常規(guī)水基壓裂液等入井液體對(duì)氣層造成了較嚴(yán)重的傷害（主要是水鎖損害）。為減少壓裂過(guò)程中對(duì)儲(chǔ)層的二次損害，盡可能減少入井液量、提高返排率 二氧化碳泡沫壓裂 ? 二氧化碳泡沫壓裂的特點(diǎn) — 液體用量小、壓入液返排速度更快、更徹底。 — 一般在 12小時(shí)內(nèi)即可將壓入液排完，對(duì)地層損害更小 — 泡沫壓裂液還具有濾失系數(shù)小、攜砂性能好、在相同壓裂液體積條件下裂縫更長(zhǎng)，因此有利于提高效果 二氧化碳泡沫壓裂 ?現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn) — 完成 8口井，支撐劑用量為 ， 凍膠砂比 39%43%，混合液砂比達(dá)到 2026%， CO2用量 7094m3， 占 4152% — CO2壓裂試驗(yàn)井連續(xù)排液能力強(qiáng)，有效排液時(shí)間短，一般2070小時(shí)既可排完，而常規(guī)水力壓裂井平均排液時(shí)間約 80小時(shí) — 壓后試氣產(chǎn)量除一口井未達(dá)工業(yè)油流，其余均獲得了工業(yè)氣流，平均單井無(wú)阻流量 39 104m3/d， 最高達(dá) 104m3/d。 與儲(chǔ)層條件相近鄰井比增產(chǎn)效果明顯 思考題 ? 鉆井過(guò)程油氣層損害特點(diǎn)及控制因素 ? 多壓力系統(tǒng)條件下鉆井完井保護(hù)技術(shù)的方法 ? 調(diào)整井的特點(diǎn)及鉆井完井保護(hù)措施 ? 固井作業(yè)儲(chǔ)層損害特點(diǎn)及保護(hù)措施 ? 射孔完井損害特點(diǎn)及保護(hù)技術(shù) ? 水平井與直井鉆井完井過(guò)程損害的異同點(diǎn) ? 酸化作業(yè)儲(chǔ)層損害特點(diǎn) ? 壓裂液損害規(guī)律及損害防治