压裂技术现状及发展趋势

压裂技术现状及发展趋势

(长城钻探工程技术公司)

在近年油气探明储量中，低渗透储量所占比例上升速度在逐年加大。低渗透油气藏渗透率、孔隙度低，非均质性强，绝大多数油气井必须实施压裂增产措施后方见产能，压裂增产技术在低渗透油气藏开发中的作用日益明显。

1、压裂技术发展历程

自1947年美国Kansas的Houghton油田成功进行世界第一口井压裂试验以来，经过60多年的发展，压裂技术从工艺、压裂材料到压裂设备都得到快速的发展，已成为提高单井产量及改善油气田开发效果的重要手段。压裂从开始的单井小型压裂发展到目前的区块体积压裂，其发展经历了以下五个阶段[1]：（1）1947年-1970年：单井小型压裂。压裂设备大多为水泥车，压裂施工规模比较小，压裂以解除近井周围污染为主，在玉门等油田取得了较好的效果。

（2）1970年-1990年：中型压裂。通过引进千型压裂车组，压裂施工规模得到提高，形成长缝增大了储层改造体积，提高了低渗透油层的导流能力，这期间压裂技术推动了大港等油田的开发。

（3）1990年-1999年：整体压裂。压裂技术开始以油藏整体为单元，在低渗透油气藏形成了整体压裂技术，支撑剂和压裂液得到规模化应用，大幅度提高储层的导流能力，整体压裂技术在长庆等油田开发中发挥了巨大作用。

（4）1999年-2005年：开发压裂。考虑井距、井排与裂缝长度的关系，形成最优开发井网，从油藏系统出发，应用开发压裂技术进一步提高区块整体改造体积，在大庆、长庆等油田开始推广应用。

（5）2005年-今：广义的体积压裂。从过去的限流法压裂到现在的直井细分层压裂、水平井分段压裂，增大储层改造体积，提高了低渗透油气藏的开发效果。

2、压裂技术发展现状

经过五个阶段的发展，压裂技术日趋完善，形成了三维压裂设计软件和压裂井动态预测模型，研制出环保的清洁压裂液体系和低密度支撑剂体系，配备高性能、大功率的压裂车组，使压裂技术成为低渗透油气藏开发的重要手段之一。

2.1 压裂工艺和技术

2.1.1 区块开发压裂技术

区块开发压裂技术把低渗透油气藏整体区块作为一个研究对象，根据油气藏地质特征建立区块地质模型和裂缝模型，研究区块注采井网条件下压裂方案的可行性，预测区块油气井产量、采油速度和采出程度，形成一套集成油藏工程和压裂技术的区块开发方式，为低渗透油气藏高效开发提供新的技术手段。

低渗低压油藏宝14区块[2]采用电阻率层析成像和微地震的方法检测裂缝方位及长度，在此基础上调整注采方式。根据裂缝参数优化结果，在一些高水淹地区采用水平周期注水、间歇注水，大大提高了区块注水驱油的效率。

2.1.2 重复压裂技术

重复压裂技术是指油气井第一次压裂裂缝失去作用后，对该井同一层位进行第二次或更多次压裂施工，恢复油气井产能。

图1 重复压裂技术原理示意图

美国巴肯油田是典型的低渗低孔油田[3]，2004年部署水平井初次压裂后水平段中有相当多的产层未有支撑剂铺置, 导致压后产量不高且稳产时间短，为此开展了16口水平井重复压裂试验，现场施工成功率达93.7%，重复压裂的平均施工压力明显降低，重已为该区增加650t的可采储量，增产效果明显。

国内截止到2006年7月，重复压裂工艺技术在安塞油田、陇东油田延长储层以及新疆乌尔禾储层应用237口井，增产效果显著。

2.1.3 煤层气压裂技术

煤层具有杨氏模量低、泊松比高、天然割理发育等特点，国外煤层气压裂技术从90年代大排量、低砂比压裂开始探索，发展到现在中排量、较高砂比、连续油管分层压裂，压后产量是常规压裂产量的1.5倍。在美国宾夕法尼亚州mount pleasant煤层气中共有33口井，通过使用LGB交联压裂液，压裂后区块产量增加到2831万方/月，单井产量得到较大提高。

国内中石油煤层气公司通过煤层岩性分析，形成了大排量、低伤害的煤层气

压裂技术，2009年至2010年7月在韩城、三交、大宁－吉县区块共进行了220口井，463层的压裂施工，单井产量达2000-8000方/天，取得了明显的效果。

2.1.4 页岩气压裂技术

页岩气储层低渗、低孔，即是烃源岩，又是储层和盖层，大部分都需要压裂改造才能生产。美国页岩气发展历程如表1。

表1 美国页岩气发展历程

国内在四川盆地中南部威远-长宁-昭通等地区开展页岩气开发先导性试验[4]，目前成功完成了威201、宁201、昭104井、宁203井四口探井的页岩气储层直井压裂改造和威201-H1井水平井压裂改造，测试产量在0.72-1.86万方/天，显示该区块页岩气可采潜力巨大，为以后页岩气开发奠定了基础。

2.1.5 复杂储层压裂技术

表2 复杂储层压裂技术

（1）致密砂岩油气藏压裂技术

致密砂岩油气藏具有低压、低渗、低产、低丰度等特点，储层压力系数低，压裂液进入地层已引起水锁损坏，影响压裂效果和返排效果。目前，在苏里格气田采用整体优化压裂技术，确定了最佳裂缝长度和井网部署方式，形成了一套直井不动管柱封隔器分层压裂技术+裸眼完井水平井分段压裂技术，提高直井/水平井单井产量至2/10万方/天，取得了较好的经济开发效果。

（2）火成岩油气藏压裂技术

火山岩油气藏具有埋藏深、温度高、天然微裂缝发育、储层非均质性严重、储层敏感性强等特点，造成压裂施工难度大、压裂液滤失严重，影响了火山岩油藏的开发。大庆油田徐深气田为埋藏深、物性差的火山岩气藏，通过建立火山岩裂缝破裂和延伸数学模型，预测压裂施工风险，研制出170℃高温压裂液体系和深井压裂工具，完成了人工裂缝控制和火山岩压裂施工规范的制定，该技术共实施火山岩直井压裂147口227层，最大单井无阻流量达100万方/天，实现了火山岩油气藏增产效果的跨越式突破。

（3）深层稠油压裂技术

深层稠油埋藏深，地层温度高，常规压裂面临增产效果不明显、有效期短、出砂问题，难以满足稠油油藏生产的需求。吐哈油田鲁克沁深层稠油油藏[5]针对原油粘度高、地层岩性疏松、无有效封隔等特点，开展了前期稠油压裂效果分析，形成了大孔径电缆射孔、压前解堵剂预处理、层内多段、多层体积压裂、水基降粘压裂液等配套技术，在现场试验3井次，施工成功率100%，平均单井日增油6.3t，取得了较好的压裂效果。

（4）潜山高凝油压裂技术

潜山储层主要孔隙类型为构造裂缝，油品性质为高凝油，具有含蜡量高、凝固点高、析蜡点高和蜡熔点高等特点，原油在地层中流动性差，开采难度大。辽河油田曹台古潜山油藏为高凝油油藏，随着注水开发，高渗透砂岩进入高含水期，低渗透砂岩注水效果差，为此，2004年攻克潜山大型压裂难题，采用降滤失工艺和高温压裂液，提高了施工成功率。研发了热压裂液技术[6]，压裂液入井后温度达60℃，降低了高凝油粘度，近年来实施3口井，单井最大加砂量达80m3,累

计增油2431t，取得了较好的增产效果。

（5）碳酸盐岩油气藏酸化压裂技术

碳酸盐岩油气藏储集空间复杂，既有裂缝溶蚀孔洞型、孔隙型，也有复合型。碳酸盐岩大部分储层非均质性强，裂缝发育，压裂液滤失严重，造成碳酸盐岩储层压裂是世界性难题。酸压技术从常规稠化酸、缓速酸发展到目高效酸+多级注入酸压技术+闭合裂缝酸化技术，在低渗碳酸盐岩中取得较好的效果，近年来，国内外碳酸盐岩酸压技术发展迅速，转向酸压、水平井水力喷射酸压、裸眼封隔器分段酸压技术开始成为主流技术。斯伦贝谢纤维转向酸压技术开始应用于碳酸盐岩储层改造，在壳牌卡达尔海上油田应用16口井，转向效果明显。

2.2 压裂液技术

压裂液起传递压力、形成地层裂缝、携带支撑剂进入裂缝等作用，其性能对压裂施工由重要的影响，目前压裂液向低伤害、环保、高性能的方向发展，形成的压裂液体系主要有以下几类：

2.2.1 清洁压裂液

清洁压裂液采用粘弹性表面活性剂（VES）作“稠化剂”在盐水中配制完成，不需要交联剂、破胶剂等化学添加剂。1997年斯伦贝谢公司成功将VES应用于压裂液中，研制出ClearFrac压裂液[7]，目前在美国、加拿大、墨西哥湾等地区广泛使用VES压力液，现场配制简单，摩阻低，携砂性能好，取得了较好的应用效果。国内在大庆、长庆、克拉玛依等油田先后引进ClearFrac压裂液技术，试验几十口井，增产效果明显。

图2 清洁压裂液和常规压裂液对比图

2.2.2 低浓度压裂液

BJ公司研发了VISTAR型低浓度胍胶压裂液，胍胶用量减少了30-50%。哈里伯顿公司研发的Delta Frac压裂液体系，该体系聚合物加量比常规体系低30%，大大降低了压裂液的残渣伤害。国内长城钻探昆山公司研制的羧甲基羟丙基压裂液，在保持瓜尔胶的优点基础上，其使用浓度降低一半，残渣只有瓜尔胶及其羟丙基的五分之一到十分之一，对油气层的伤害可以大幅度的降低。

2.2.3 低分子胍胶压裂液

哈里伯顿公司研制出了HPM压裂液，该压裂液采用低分子量胍胶（分子量是常规胍胶分子量的1/20-1/30），易形成较好的交联流体，使用温度达127℃。由于该体系受pH值控制，所以可以实时监测压裂液体系性能并做出调整。国内长庆油田油气工艺技术研究院研发了CJ2-3型低分子压裂液，采用的稠化剂分子量仅为常规胍胶的1/5，在长庆油田试验3口井，成功率100%。

2.2.4 清水压裂液

国外从上世纪70年代开始开展清水压裂的研究和试验，从原始的清水不加支撑剂压裂发展到目前的清水前置液+交联携砂液混合清水压裂，在低渗砂岩致密气藏中取得了较好的应用效果。国内目前在页岩气、煤层气中开始应用清水压裂施工，降低了施工成本，为非常规油气藏开发提供了新的技术手段。

2.2.5 LPG压裂液

在New Btunswick McCully气田成功应用了一种基于液化石油气（LPG）的压裂液体系[8]，由于LPG与储存配伍性好，多层段压裂作业时不需要返排，且LPG可以和储层中的天然气混合，也可以溶解于原油，降低原油粘度。通过使用LPG压裂液，McCully气田不仅缩减了返排、水处理的费用，而且与水基压裂液相比，得到了更长的裂缝半长和更高的产量。

2.3 支撑剂技术发展现状

支撑剂起支撑裂缝的作用，其质量决定了压裂效果的成败。从1950年代压裂使用天然石英砂开始，支撑剂得到了快速的发展。60年代尝试使用塑料珠、胡桃壳尝试单层加砂，由于沉降、应力集中而失败；70年代发展了树脂包裹石英砂和陶粒，开始广泛地应用于各类复杂环境。目前，支撑剂向高强度、低密度、多元作用的方向发展。

2.3.1树脂包裹石英砂

针对石英砂抗压能力差、导流能力低的特点，研制了树脂包裹石英砂。树脂包裹石英砂分为预固化和可固化两种，预固化包裹石英砂可以使应力分布更加均匀，可以降低在不同的闭合应力下破碎率，提高裂缝导流能力。可固化包裹石英砂主要用来填砂和防止支撑剂回流。大港油田研制了一种多涂层预包防砂支撑剂[9]，该支撑剂能够满足低温、4-6h快速固化、强度高等特点，在大港油田应用4口井，防砂成功率100%，成功解决了注水井、采油井及侧钻井出砂的难题。

3.3.2 陶粒支撑剂

随着油气藏埋藏深度的增加，地层温度、压力越来越高，常规石英砂不能满足压裂的需求，人们开始使用陶粒支撑剂。国外支撑剂厂家中美国Carbo公司实力较强，生产的陶粒种类繁多，有低密度、中高强度等支撑剂，导流能力较高。

低密度ECONOPROP? 中强度CARBO LITE? 高强度CARBO HSP?

图3 Carbo各类支撑剂示意图

国内厂家主要有宜兴、郑州、山西恒曲等厂家生产中高强度的陶粒，经过多年的发展，国内生产的陶粒水平得到大幅提高，各类闭合压力下破碎率等指标已接近或达到国际水平。

2.3.3 纤维防砂支撑剂

2003年以来，纤维防砂支撑剂得到快速发展。在长庆镇泾油田长8油层采用全程泵注纤维防砂支撑剂技术[10]，大大减缓支撑剂在裂缝充填层的沉降速度，提高悬砂性能，减少聚合物等增黏剂的加入量，实现了压裂液的快速、高效返排，更有利于保护储层，减少对地层的二次伤害。

2.3.4 超低密度支撑剂

该支撑剂主要包括两类：多孔陶粒树脂涂层和树脂浸透并涂层的化学改性坚果壳[11]。超低密度支撑剂破碎率低、耐热湿性能好、酸溶解度小、树脂对陶粒表面覆膜均匀、表面更光滑、同压裂液匹配性好、导流能力强。

图4 长庆镇泾油田现场专用纤维泵加入纤维过程

2.4 压裂设备

2.4.1 国外压裂设备技术现状

随着国外非常规油气藏压裂的需求，国外压裂设备发展迅速，目前国外研制压裂设备的20多家，其中以美国、俄罗斯和独联体国家为主，其研发的压裂设备具有以下特点[12]：

（1）随着非常规油气藏的开发，2500hp的压裂设备开始大规模投入使用，国外生产的2500hp 压裂装备全部采用拖挂式结构。

（2）国外高功率柱塞泵等压裂设备核心部件以SPM和Gardner Denver为主要独立供应商，考虑到压裂泵的传动效率等因素, 压裂车的实际输出功率为比国内开发的产品输出功率小10%。

（3）美国Halliburton 公司的压裂机组网络控制系统可以实现多台压裂泵车之间的相互控制, 自动编组操作，单车最大9.4m3/min，最大连续混配排量

15.9m3/min，代表了当今压裂控制技术的较高水平。

（4）高压流体控制元件技术主要被FMC、SPM、Halliburton 等公司垄断, 且形成产品系列, 包括:活动弯头、旋塞阀和试压装置, 最高工作压力为140MPa。

（5）地面储砂及输砂设备。国外采用4个车厢的113m3储砂车，其容积分别为34 m3、39 m3、23 m3、17 m3，可满足不同粒径支撑剂存放，最大输砂速度达5.1m3/min 。SandCastle PS-2500压裂支撑剂储存筒仓占地面积小，工作容积25

万磅（约64 m3），同时该筒仓还集成了一个称重系统，可以实时控制支撑剂容积。

SandCastle支撑剂储存筒仓美国连续输砂设备

图5 地面储砂和输砂设备

2.4.2 国内压裂设备发展现状

国内从八十年代开始引进国外成套压裂酸化设备。主要产品包括：BJ Services 公司1000型压裂机组，STEWART & STEVENSON公司1600型压裂机组，WESTERN 公司1400～1800型压裂机组等。这些设备的引进使我国的压裂酸化装备有了质的飞跃，并达到同期国际同步水平。

目前国内高压柱塞泵市场主要为江汉四机厂为主，兰石只能制造500-1500马力的中小型压裂泵车，杰瑞股份独家代理中国区的FMC 柱塞泵，具有较强的竞争力。

江汉四机厂有800、1000、1800、2000 和2500 型系列及140MPa管汇车，满足于各种深度、地层和作业工况油气井的压裂、防砂作业。杰瑞公司能够提供国外公司各类压裂设备，如HQ2000、SPM QWS2500、GD2500五缸压裂泵、压力传感器、仪表等设备。

国门其他压裂配套设备和国外还有一定的差距。国内单车最大输出排量为4.5m3/min，通常使用1.5-3.5m3/min，国内用立式罐，单罐最大装砂100m3，适用于西南丘陵山区。

3、压裂技术发展趋势

随着非常规油气藏勘探开发领域向深部地层、高温地层和低渗地层的方向发展，储层条件和井型越来越复杂，动用储量的品质越来越差，为此，我们需要加快压裂技术发展，提高单井产量和储层动用程度。

3.1 压裂工艺和技术发展趋势

3.1.1 压裂技术试验及机理研究[13]。如裂缝在天然裂缝性储层起裂、延伸机理研究；支撑剂长期导流能力研究以及气体流动状态对长导的影响研究；应力敏

感性、直井及水平井改造产量数值模拟研究等。

3.1.2 区块开发压裂技术进一步完善。今后发展方向为：优化布井方式，发展丛式井钻井技术，实施同步压裂，提高压裂施工效率，降低施工成本；采用压前地质储层评估技术和同步压裂和拉链式压裂实现体积改造。

3.1.3 重复压裂技术推广应用。今后发展方向为：造缝机理、选井评层原则、工艺设计进一步完善；开展诱导力场分析，完善动态数值模拟模型，优化重复压裂选井条件和压裂时机。

3.1.4 煤层气压裂技术广泛应用。今后发展方向为：地质选区评价、丛式井、分支井和压裂技术相结合；研究适合煤层气的多重功效压裂液体系和低密度高强度支撑剂体系；研究煤层气体积压裂技术和理论，优化压裂设计。

3.1.5 页岩气压裂技术高速发展。今后发展方向为：完善页岩气压裂模拟软件，开展页岩体积压裂技术研究；研制适合页岩气的清洁压裂液体系和支撑剂体系，降低水用量，减少环境污染；完善页岩气同步压裂和工厂化压裂技术。

3.1.6 复杂储层压裂技术进一步完善。今后发展方向为：复杂岩心储层的增产机理、设计模型及相应的基础研究；特殊岩性储层的压裂液体系与支撑剂体系研究；疏导天然裂缝，形成复杂储层体积压裂技术；复杂储层压裂改造技术完善，扩大应用范围。

3.2 压裂液技术发展趋势

3.2.1 压裂液伤害和返排机理研究。进一步完善压裂液伤害模型和压裂液返排模型，以定量研究影响储层和裂缝伤害及压裂液返排率的影响因素。

3.2.2 研制新型压裂液体系。在满足低伤害、低滤失、低成本、低残渣及环保的总体要求下，研究低摩阻的滑溜水压裂液体系；研究控制水锁、降低毛管力的微乳液压裂液体系。

3.2.3 开展压裂液返排液处理、再利用技术。根据区块不同的压裂液配方，研究相应的回收技术，降低施工成本，保护环境。

3.3 支撑剂技术发展趋势

3.3.1 加强支撑剂回流控制机理研究。如考虑多相流和非达西流对支撑剂导流能力的影响；支撑剂长期裂缝导能力的影响因素的量化研究等。

3.3.2 超低密度支撑剂广泛应用。研制空心球粒、多孔隙球粒的超低密度支

撑剂，其真密度低于1.25 g/cm3。

3.3.3 研制疏水支撑剂。根据荷花疏水效应，通过自组技术将疏水性单体自动组装到砂粒表面，形成单分子膜，然后在 射线作用下生产界面膜[14]。疏水支撑剂有较强的控水稳油作用，其抗压强度高，密度可随反应调节，性能优良。

3.4 压裂设备发展趋势

3.4.1 系统研发大型压裂配套设备。研发2800、3000ph及更高水马力的压裂车组、大流量连续混配设备、大容量储砂及输砂设备、140MPa高压井口，满足非常规油气藏大规模、大排量施工的需求。

3.4.2 研发多功能集成压裂设备。针对特定区块的地层特征，研发集压裂车、混砂车、仪表车和管汇车于一体的压裂车，满足防砂、泡沫等压裂施工的需求，在多种场合发挥集成压裂设备优势。

3.4.3 研发海洋压裂船。海洋深水石油是全球石油发展新战略之一，研发海洋压裂船配套设备，加快海洋石油开发，是未来重点发展方向。

4、结论与建议

（1）压裂技术已经成为低渗油气藏大规模开发的主力技术，必须有针对性的开展技术攻关，有机结合油藏、地质、压裂材料和工艺技术，才能最大限度地发挥压裂技术的作用，提高单井产量和采收率。

（2）国内压裂技术发展迅速，但与国外压裂技术先进水平还有较大差距，新型压裂工艺大多处于试验跟踪阶段，必须转变观念，紧跟国外压裂发展步伐，刻苦攻关，完善各类压裂技术并大规模推广应用。

（3）国内非常规油气藏开发处于初步阶段，缺乏有效的压裂技术和配套的压裂设备，建议与国内外研究机构组成联合攻关小组，引进国外先进技术与设备，与国外开展压裂技术交流活动，促进我国压裂技术发展，提高储层增产效果。

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