中外压裂技术现状与进展.docx
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中外压裂技术现状与进展
中外压裂技术现状与进展
1.国外压裂液发展现状及选择依据
1.1国外压裂液发展状况
1.2压裂液的选择依据
2支撑剂发展状况及技术要求
2.1中外支撑剂状况及影响导流能力的因素
2.2支撑剂渗透率对压裂效果的影响
3.压裂综合施工设计技术路线
4.目前国外公司的软件状况及技术发展趋势
5.美国大石油公司大型压裂(MHF)处理设计实例
5.1详细规划
5.2根据地层条件来选择压裂流体及支撑剂
5.3细致的后勤规划可排除人为误差和机械故障
5.4作业计划需要良好的设备和有经验的人员
5.5结论
6我国大型压裂的成功实例(角58井)
7.现状及工作建议
7.1设备现状
7.2压裂设计及压裂液
7.3工作建议
参考文献
水力压裂作为油气藏增产措施,已经应用近50年。
它是利用高的排量和压力,将含有高浓度支撑剂的非牛顿高粘压裂液注入井下,在目的层造缝并延伸扩展裂缝;当压裂液破胶返排后形成一条或多条具有高导流能力的支撑裂缝。
压裂液作为造缝和携砂的介质,其性能的改进一直是人们研究的课题。
自50年代以来大规模进行水力压裂以来,压裂液无论从单项添加剂研制、整体压裂液配方体系的形成、室内研究仪器设备和方法以及现场应用工艺技术等均发生了重大变化,特别是90年代以来,压裂液体系研究趋于完善,在压裂液化学和应用工艺技术方面又取得了许多新的突破,并在现场应用中发挥了重要作用。
本部分综述了90年代国外压裂液技术的新进展。
1.国外压裂液发展现状及选择依据
1.1国外压裂液发展状况
目前,国外广泛使用的压裂液体系可分为水基压裂液、泡沫压裂液、油基压裂液和乳化压裂液,自1950年到1996年,压裂液发展趋势如图1所示。
可见从50年代初到60年代初是以油基压裂液为主,而在60年代初,以瓜尔胶稠化剂的问世,标志着现代压裂液化学的诞生。
70年代初,由于瓜尔胶化学改性(如羟丙基瓜尔胶HPG、羟基羧甲基瓜尔胶CMHPG)的成功,以及交联体系的完善(由硼、锑发展到有机钛、有机锆),水基压裂液迅速发展,在压裂液类型占主导作用;随后致密气藏的开采和部分低压油井压后返排困难等因素,在80年代泡沫压裂液技术又大规模在现场应用,取代了部分水基压裂液。
目前在国外压裂液体系仍是以水基压裂液为主(占65%),泡沫(占30%),油基,乳化压裂液(占5%)共存的局面。
其中,在水基压裂液中,硼交联压裂液占40%,钛、锆交联压裂液占10%,未交联线形胶占15%(如图2)。
水基压裂液由聚合物稠化剂(植物胶,如瓜尔胶、香豆胶等)、交联剂、破胶剂、pH值调节剂,杀菌剂、粘土稳定剂和助排剂等组成,具有低廉、安全、可操作性强、综合性能好、运用范围广等特点,但潜在的问题是损害水敏性储层,以及由于残渣,未破胶的浓缩胶和滤饼造成的导流能力损害。
减少伤害、降低成本是其发展方向。
泡沫压裂液具有易返排、伤害小、携砂能力强等特点。
在压裂施工中的应用正稳步增加。
泡沫压裂液一般由气相和液相组成,气相(一般为70%-75%的CO2或N2)以气泡的形式分散在整个连续的液相之中。
液相通常含有表面活性剂或其它稳定剂,加入植物胶稠化剂,可以改善泡沫压裂液的稳定性。
适合于低压、水敏性储层,尤其是气藏。
油基压裂液通常由烃类(原油、柴油)、稠化剂(有机磷酸盐)、交联剂(偏铝酸盐)和破胶剂(强碱弱酸盐)组成。
通过两步交联法,提高了现场可操作性和耐温能力(达130°C)。
它与油藏配伍性好,易返排、低伤害,适合于强水敏、低压储层,同时也存在安全性差、成本高、耐温能力较弱、滤失量大等特点。
改善施工安全的可操作性,使用高效液体破胶剂是油基压裂液的发展方向。
乳化压裂液是介于水基与油基之间的压裂液流体,目前常用的是聚合物水包油乳化压裂液。
它由60%-70%的液态烃(原油或柴油为内相)和30%-40%聚合物稠化水(植物胶水溶液为外相)组成,具有低滤失、低残渣、粘度高、伤害较小等特点。
改善流变性能、降低摩阻是其发展方向。
1.2压裂液的选择依据
压裂作业中液体配方的选择应满足储层特点。
由多种粘土矿物引起油层污染(表1)。
储层对压裂液和添加剂的要求大部分应从油层保护角度出发优选。
粘土矿物的化学成分各异,可与近井液体发生不同的反应。
水溶性盐(KCl、NH4Cl)加入会降低水基液的反应速度,岩石接触水基液时间越长,它吸附的水就越多。
且与水基液中的阳离子含量、PH值有关。
表1粘土矿物对储层的影响
矿物
化学成分
给储层带来的主要问题
绿泥石
(Mg,Al,Fe)12
[(Si,Al)8O20](OH)16
对酸和氧化水极为敏感,析出无法通过孔隙喉道的胶状Fe(OH)3。
伊利石
K1-1.5Al4[Si7-6.5
Al1-1.5O20](OH)4
同其它可运移微粒一起堵塞孔隙喉道,K+的沥滤会使它变成膨胀粘土。
混合层
伊利石-蒙脱石
绿泥石-蒙脱石
断裂成块状物和桥接物,横跨孔隙,从而降低渗透率。
高岭石
Al4[Si4O10](OH)8
断裂、运移,并聚集在孔隙喉道,从而严重堵塞孔隙,降低渗透率
蒙脱石
(1/2Ca,Na)0.7(Al,Fe,
Mg)4[Si,Al]8O20].nH2O
对水敏感,可百分之百地膨胀。
减少微孔隙和降低渗透率。
压裂作业中保护油气层液体技术有①选择与油气层岩石和流体配伍的压裂液包括水敏性油气层、低渗油气层、高温深层应分别选用油基或泡沫压裂液、残渣低滤失低返排能力强的压裂液、耐高温抗剪切低摩阻的压裂液。
②合理的添加剂,如PH调节剂可控制增稠剂溶解速度、交联速度等;降滤失剂可控制压裂液滤失量、提高液体效率,防止水敏性地层、泥岩、页岩粘土的膨胀和微粒的运移。
常用的添加剂有粘土稳定剂、降阻剂、破胶剂、破乳剂、消泡剂、杀菌剂、冻胶稳定剂等。
表2油层对压裂液的要求
油层特征
压裂液性能要求
配伍选择
酸敏矿物较多
防止酸性沉淀
控制PH
低温油层
破胶快、彻底
低温高效破胶剂
压力系数低
返排容易
加入助排剂、表面活性剂
砂岩地层
不宜用阳离子表面活性剂破乳,避免地层转为油湿润,降低油相渗透率
非离子表面活性剂破乳剂
低压、低渗
低残渣、低滤失、返排能力强
低残渣增稠剂、助排剂、降滤失剂
水敏矿物多
防粘土膨胀能力或油基压裂液
加入粘土稳定剂
2支撑剂发展状况及技术要求
2.1中外支撑剂状况及影响导流能力的因素
近年来,国外在支撑剂特性评估方法与设备日趋成熟,特别在裂缝导流能力评估技术方面有较大的完善和提高,国内院校与油田为研究支撑剂特性评估及应用也进行了大量的研究工作。
天然石英砂支撑剂在密度、资源、成本方面有较大的优势,在有效闭合应力低于30Mpa的地层条件下,优质天然石英砂(表3)有足够的强度可保持较好的导流能力。
人造陶粒支撑剂目前在性能方面有了很大的改善,中高密度陶粒一般有较高的强度,可用于我国油田中深及深层油气藏的压裂施工。
在我国现有压裂液系统条件下,陶粒的密度限制了缝内支撑剂铺置浓度的提高,因此,开发低密度陶粒既能消除和弥补天然石英砂支撑剂强度上的弱点,又能在同等条件下提高水力裂缝缝内的支撑剂铺置浓度,从而提高裂缝导流能力。
支撑剂导流能力与其物理性能关系密切。
在诸多因素中短期导流能力与支撑剂抗压强度和铺置浓度关系非常敏感。
支撑剂受到闭合应力作用,部分支撑剂破碎产生的碎屑运移堵塞流通孔道是裂缝导流能力下降的主要原因。
(据朱文等廊坊分院)
2.1.1粒径分布的影响
一般以一定铺置浓度的支撑剂受到额定压力后,公称粒径下限以下的破碎率来衡量支撑剂的强度。
对不同粒径的支撑剂按统一的规范进行的抗压强度试验表明:
增大石英砂支撑剂大颗粒砂子的含量,可以改善石英砂支撑剂通过抗压强度测试的能力(表4),陶粒支撑剂的破碎情况与石英砂类似。
若将支撑剂粒径分布集中在靠近粒径上限范围内有助于改善其抗压强度的测试结果,而且可以提高支撑剂的导流能力(表5),石英砂的改善情况与陶粒相同。
在额定压力下,大颗粒支撑剂的实际破碎情况比较广重,这一结论和以往单颗粒支撑剂抗压强度试验的结论相同。
(据朱文等廊坊分院)
(据朱文等廊坊分院)
2.1.2微观结构的影响
天然石英砂中有许多不同的矿物成分,如钾长石、燧石、斜长石及其它杂质等,采用随机抽样的方法进行石英砂的矿物成分分析是最为客观的方法。
通过石英砂的薄片鉴定分析,可以确定砂样是单晶还是复晶石英。
所谓单晶石英即晶体间由化学键结合而成的一个完整的石英集合体;而复晶石英则是由一个以上的单晶石英结合而成的集合体,复晶石英间存在明显的结合带。
这种集合体不是由化学键构成,而是依赖于胶结物粘结或其它成因。
这种石英晶体结构上的差异影响了天然石英砂支撑剂的抗压强度。
单复晶含量石英砂支撑剂抗压强度试验表明:
单复晶含量比值越大,石英砂支撑剂抗压强度就越高(表6)。
(据朱文等廊坊分院)
对陶粒支撑剂进行X衍射分析表明:
Al2O3与Fe2O3的含量对支撑强度起着重要作用(表6)。
美国8103陶粒的Fe2O3总含量达到86%,其中Fe2O3·CuO·TiO2的含量超过10%以上;美国8104与东方906的SiO2的含量超过40%时,陶粒的密度降到2.8g/Cm3左右,但在45MPa的闭合应力下破碎率仍在10%以下,这证明SiO2含量的增加大大降低了陶粒的密度。
其次,可以根据陶粒的物相(或物相比)来判断陶粒的强度(表7,表8)。
烧结工艺技术的关键之一是烧结温度的控制。
陶粒坯体非均质及受热不均必然导致坯体原有矿物难以统一地完成理想的物相转变,给烧成陶粒的强度带来影响。
美国8103,8104及成都陶粒均采用回转炉烧结,烧成后结构颗粒在3μm左右极为致密,因此强度测试指标也较为理想。
喷吹陶粒呈玻璃相,但喷吹工艺上无法解决表皮迅速冷却形成的脆性结构,给工程应用上带来了不利因素。
(据朱文等廊坊分院)
(据朱文等廊坊分院)
2.1.3支撑剂铺置浓度的影响
改变支撑剂的铺置浓度可以使裂缝导流能力得以明显的改善。
从API短期导流能力试验结果(图3,图4)中可以看出,铺置浓度从2.5kg/m2增加到10kg/m2,导流能力在闭合压力的每个点上都有明显的增加。
因此,当支撑剂强度不能满足现场闭合压力的要求时;可以考虑增加缝内的铺置浓度来提高裂缝的导流能力,改善增产效果。
(据朱文等廊坊分院)(据朱文等廊坊分院)
2.2支撑剂渗透率对压裂效果的影响
填砂裂缝的导流能力(WfKf)大小,直接影响压裂效果,而在压裂设计时,计算程度一般输入的是支撑裂缝的渗透率值(Kf)。
在现场应用中,一般要求裂缝导流能力为地层系数(Kh)的10倍。
即对一给定的油藏条件,要求压裂设计中对WfKf做出最优的选择,以使WfKf/Kh=10。
其中Wf为填砂裂缝宽度,它受压裂施工的限制,Kf为填砂裂缝的渗透率,它主要由支撑剂决定。
2.2.1支撑剂渗透率与铺砂浓度的关系
根据API短期导流实验结果可以发现,在同一闭合压力下,尽管支撑剂的导流能力是随铺砂度的增加而增大的(见图3,图4),但它的渗透率却出现了异常现象。
图5为与图4对应的渗透率变化曲线,从图中可以看出,在低闭合压力下(Pc<50Mpa=低的铺砂浓度能产生较高的渗透率,而高铺砂浓度的渗透率相对较低,闭合压力越低,这种现象越明显。
随着闭合压力的增大,当Pc>50MPa时,不论多大的铺砂浓度,渗透率都趋于一致。
这个实验结果,在美国的压裂专业实验公司STIM—LAN公司也得到验证。
渗透率的这种变化现象,除与支撑剂的强度有关外,更大的可能是由缝壁效应与孔隙结构的变化共同引起的。
从另一方面说,随着闭合压力的增大,低铺砂浓度的渗透率下降速度快,而高铺砂浓度渗透率下降速度较慢,当铺砂浓度增大到一定程度时,这种渗透率的变化差异就会消除,如铺砂浓度为7.5kg/mZ与10kg/mZ的渗透率变化就基本一致。
2.2.2支撑剂渗透率变化对压裂设计及压后评估的影响
综上所述,支撑裂缝渗透率与支撑剂铺置浓度有关,这种渗透率差异对压裂预测及压后评估的计算将会产生较大的影响。
在以往的压裂设计和产量预测中,人们不考虑裂缝中支撑剂的铺砂浓度为多少,均输入某一特定铺砂浓度的支撑剂渗透率到计算程序中进行计算,这种计算会产生较大的误差。
根据现场应用经验,裂缝中支撑剂渗透率通常可取相应闭合压力下API短期测试值的三分之一来进行研究。
详见表9
从图6和图7中看出,K1 例如图6中,取支撑缝长为80m,正确的累计净增产量为4.5kt,而渗透率K1和K3对应的累计净增产量分别为4.3kt和4.7kt,两者与正常值相差约200t。 这说明在产量预测时,如果不考虑裂缝中支撑剂的铺砂浓度而引起的渗透率变化,将会做出错误的估计。 另一方面,累计增产量相同时,采用不同的支撑剂渗透率值,得到的优化支撑缝长将会不同。 从图5看,正确的优化支撑缝长为160m,若采用高铺砂浓度的渗透率值进行设计优化支撑缝长为120m,采用低铺砂浓度的渗透率值的设计优化支撑缝长为200m。 缝长的设置与控制对油藏总体压裂是很关键的,否则在某些条件下将会出现降低水驱扫油效率。 由此可见,若不考虑裂缝中支撑剂的铺置浓度引起的渗透率值变化,不仅在产量预测时会出现偏差,而且会使优化缝长设计出现错误,导致更大的失误。 因此,在做压裂设计时,应优先考虑裂缝中的支撑剂铺砂浓度,然后将对应铺砂浓度的支撑剂渗透率值输入到电算程序中进行计算,才能得到最优的支撑缝长和更准确的产量预测。 2.2.3支撑剂质量的重要性 压裂一口井,费用往往是几十万元,甚至上百万元,但支撑剂费用在其中所占的比例并不大。 然而,支撑剂的质量好坏对压裂效果(或者说压裂后的净增收益)起了至关重要的作用。 若使用不同强度的支撑剂,按相同的加砂规模对同一口井进行压裂设计,假设最后在裂缝中的铺砂浓度均为5kg/m2,支撑剂数据作相应的变化,结果列于表10。 由表10的数据可见,使用三种不同类型的陶粒支撑剂,压裂施工总费用基本相当,但压裂半年后的净增收入却有很大的区别。 使用高强度陶粒比使用低强度陶粒要多收入81万元。 由此也可以推断,若使用支撑强度更低的石英砂支撑剂,最终获得的经济效益将会更低。 所以说,在条件允许的情况下,应尽量使用陶粒支撑剂以期获得更大的经济净现值。 再以图6和图7为例,假设K1代表强度较低质量差的支撑剂,K3代表强度高质量好的支撑剂,那么,在同一支撑缝长的情况下,好的支撑剂将会得到更多的净增产量。 从另一方面讲,在进行压裂设计时,选择使用优质支撑剂,就会设计出更长的优化支撑缝长,扩大施工规模,得到更大的净增收益。 3.压裂综合施工设计技术路线 当设计“理想的”压裂施工时需要考虑下面介绍的各个设计阶段: 随着在一个具体的或类似的油田上压裂经验的不断积累,其中许多阶段可以省略。 顾名思义,这种“理想的”设计是不实际的,因为不可能为一次具体的压裂施工收集到作业井的所有资料。 然而,这却可以说明压裂施工期间所遇到的技术问题的范围,尽可能使设计完美。 (1)证明井的机械状况良好,能够承受将要受到的各种力的作用。 进行和分析压裂前的压力恢复试井。 (2)确定地层参数(总厚度、有效厚度、流体界面等)和岩石参数(渗透率、孔隙度、扬氏模量、泊松比等)。 (3)根据地层矿物组成、完井方式、作业考虑的问题、地下岩石应力、返排支撑剂历史和计划将来采取的生产对策,选择压裂液和支撑刘。 (4)应用将要泵人的实际物质(水、破胶剂和胶联剂混合液)样品,在预计的地下条件下测定流体的数据(流体滤失系数、流变性等)。 (5)测定地下应力剖面。 每一层都要求有详细信息(对主要油气层的顶部和底部要测定地下应力和力学特性)。 (6)应用合适的二维和三线压裂模型,研究裂缝的几何形态。 (7)通过经济评价确定最优的裂缝长度和导流能力。 经济评价根据希望油气井产能增加的倍数衡量大型作业的费用和风险。 (8)根据以上各项,计算详细的压裂处理设计。 通过敏感性分析检验设计是否留有余地,以保证各输入参数的合理变化不会造成施工故障(脱砂)。 检验是否会超过油气井规范和可用的设备和马力。 (9)与服务公司一起制定作业计划。 水力压裂是非常复杂的作业,需要一整套的设备、严密的监测和控制,所有参与者要互相合作和协调。 (10)进行微型压裂试验,证实地下应力、裂缝超压和流体滤失系数估算值。 如果必要,则修改施工设计。 (11)进行压裂施工。 (12)分析压裂后的压力递减。 这可以得出有关造缝的重要信息。 还应当考虑测井确定裂缝高度。 (13)进行洗井,允许支撑剂少量返排。 (14)通过试井确定出油气裂缝的特性。 4.目前国外公司的软件状况及技术发展趋势 国外压裂数学模型在现场得到广泛的应用,根据不同的用途和目的,国外各石油公司或服务公司都有自己研制的全三维或拟三线压裂模型和软件,例如Shell公司的ENER—FRAC.Meyer&Assocs公司MFRAC,Reservoirengineeringsystem(RES)inc.公司的FRACPRO,Schlumberger公司的FRACHIT等。 全三维压裂软件;TrraTekinc公司的TERRAFRAC,Marathonoilco.公司的GOHFER,LehighUniversity的HYFRAC3D等。 目前压裂技术的发展趋势是: (1)开发全三维水力压裂软件 基于国外现在水力压裂技术发展水平,三维水力压裂软件首当其冲,在软件开发的过程中,应该将水压裂缝和天然裂缝的相互作用和影响有机地结合考虑(以前人们在进行压裂经济评价时,只考虑了水压裂缝的几何形态的变化规律对它的影响,而没有考虑天然裂缝的影响程度。 现在国外的最新研究表明,这种形式的评价误差是非常大的)。 (2)研究裂缝诊断技术和装置 大力发展裂缝现场实时监测和诊断技术,开发出较好的监测诊断装置,诊断出实际的水压裂缝的几何形态,这是水力压裂技术进一步发展的关键。 目前,美国已建立了一个为开发致密气层试验,耗资将达4.5亿美元的小井距多非试验场M—Site试验场,在该试验场,他们开发和使用了井下微地震波与倾斜仪等裂缝诊断高新技术和水平井压后取心技术及数模技术。 综合研究证明,在含天然裂缝的复杂砂岩致密油气藏中。 形成的水力裂缝决非单一裂缝,而是有相当数量的多条裂缝。 水力裂缝将在天然裂缝中延伸扩展,并且证实了现场裂缝导流能力远远小于实验室的结果。 因此,研究裂缝诊断技术和装置是非常重要的。 (3)开发实时现场压裂分析 应该大力缩短实验室模拟和现场试验之间的符合率差距,在进行水力压裂设计时,应该实施开发并网与水力裂缝系统的最优化组合,实现整体开发和宏观预测。 根据现场具体情况,随时对未来压裂设计和现场操作家施监测修正,实现压裂过程的逐步完善和自动控制。 这一发展方向是水力压裂的必然趋势。 5.美国大石油公司大型压裂(MHF)处理设计实例 5.1详细规划 近几年来,大型水力压裂(MassiveHydraulicFracturing)已成为使低渗透性油气藏增产的重要技术。 MHF处理的财务考虑是重要的,这类处理必须很好筹划以求得经济效益。 本文将讨论: (1)MHF的设计参数和一些必要的考虑; (2)所需设备的类型;(3)施工前的计划和后勤工作;(4)温度和放射位测井的应用。 希望由此可达到最终目的——经济效益良好的大型压裂处理。 MHF的费用很高,需要造成穿透度深而且在高的上覆压力下具有高导流能力的裂缝,因而需要高水平的工艺。 一些重要的经营者,如Amoco采油公司和Mobil公司,都有提供复杂设计所需主要数组的特殊内部程序。 所研究的参数有: 裂缝高度及方位;岩石性质;裂缝压力状况。 这些研究已用于改善压裂流体效率和减少垂直裂缝任意延伸的倾向。 目前对美国致密砂层气藏潜在增量的一般估计是1,900-5,700英尺3。 到1990年,如果慎重地使用MHF技术的话,致密砂岩气藏的生产速度可望达到40-80亿英尺3/年。 规模可达10-100万加仑流体和300万磅支撑剂的MHF处理,实际上对整个钻井及完井费用是颇有贡献的。 曾经表明,MHF的费用可占钻井及完井总费用的10一50%,因而,把MHF的设计和准备工作直接与致密砂岩最优化开发的经济学连系起来,是绝对必要的。 为了使MHF处理成功,必须精确了解岩石及储层的全部特性。 .MHF处理的设计,远比对常规压裂设计的要求严格得多。 在有些场合中,MHF处理的结果是令人失望的。 最初,曾把这些不好的结果归因于某些设计错误,然而,现在看来却是某些地层的固有性质所致。 近来,天然气价格下降和需求量减少,迫使一些能源公司倾全力于降低成本及消除致密砂岩完井的浪费。 MHF作业的成功也取决于对压裂时可能遇到的某些问题的预见和准备。 在相当长的泵注时间里,为了尽可能地减少作业中出现的麻烦,必须有妥善的应急方案。 应当避免中途停工以防止破坏设计的完整性。 随着技术的进展,可资利用的抉择和各式各样的产品及装备都大为增加。 因而在进行抉择时需要小心分析和详细计划。 本文的目的是为完井工程师提供设计、准备和执行一次MHF处理的审查表,而且还指出会发生问题的地方和提出避免或尽可能减轻这些问题的建议。 在这里不可能将所有可能遇到的问题都进行讨论;然而,我们将尽最大可能来做。 有些题目讨论得比较详细一些,这是因为它们在整个过程中占的地位更为重要的缘故。 MHF这一名词曾被粗略地定义为“将大量流体及支撑剂泵入低渗透层的处理方法”,通常与产气砂岩有关。 许多作者根据所用流体体积、支撑剂量和支撑裂缝长度及高度来定义MHF。 对于MHF的一般概念是: 造成的支撑裂缝各翼从井筒向外延伸的径向距离超过 1,000英尺。 这一定义并不包含裂缝高度的影响、压裂流体和支撑剂的数量、长的泵注时间和所需的设备。 我们的定义包含所有这些因素,是以造成的裂缝面积为根据的。 我们给MHF的定义是: 造成的裂缝面积超过20万英尺2。 这一定义与裂缝的倾斜情况无关。 也就是说,不论它是垂直的或水平的都适用。 致密(低渗透性)地层的定义是渗透率小于0.l毫达西的地层;这与(美)联邦能源管理委员会(FederalEnergyRegulatoryCommission)称为“致密含气砂层(TightGasSands)的定义相同。 MHF处理已使渗透率在0.1—0.001是达西的地层获得商业性生产。 MHF已在落基山区的许多低渗透性砂岩中获得成功的应用,特别是在新墨西哥州西北的SanJuan盆地(Dakota),科罗拉多州丹佛尔盆地的Watttenberg油田(Muddy),怀俄明州南部绿河盆地中的Wamsutter油田(MesaVerde),怀俄明州西南的Moxa背斜(Frontier),东得克萨斯的棉谷(CottonValley)砂岩及灰岩,路易斯安那和阿肯色州的棉谷地层,西得克萨斯的Canyon砂岩地层,得克萨斯州西部及东部的奥斯汀(Austin)灰岩地层,新墨西哥州东南的马诺(Morrow)和阿托卡(Atoka)地层等。 水力压裂的目的是穿透因钻井及完井流体漏失而造成的地层损害区,而最重要的是造成穿透度深、导流能力高的支撑裂缝。 在MHF设计中考虑的一些因素是: 处理层段的选择;射孔的孔数;注入流体的速度(排量);所需的流体;裂缝的形状;支撑剂的类
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