主要性能指标
浓度下限 0.15%
183℃浓度 0.55% 3 密度 1.37 g/cm 泡沫质量 30-70% 油水比 3:7-5:5， 稳定性>2 h 4．深穿透酸液 地面交联酸 低滤失、低酸岩 黏 度 >100 反应速度 mPa.s@2h 5． 高强度支撑剂 不同密度、不同粒径 破碎率低、导流 破碎率<18%@69MPa 能力高
井号
排量m3/min 注入液量4 862 352（185m3）
平均砂浓度,kg/m3
泵压,MPa
629
82～75
四川须家河广安002-X36 施工井段:1802.4～1830.4m，25m 支撑剂：258.2m3
井网：开发压裂注采井网优化模拟(矩形)
大路沟
4.压裂酸化工艺技术
（1）开发压裂技术新发展
• 与以往相比的技术进步：储层参数覆盖采用随机分布模型，改变了以往点
分布的局限性；区块筛选及单井优选采用蒙特-卡洛模型，提高了可靠性； 利用长导实验结果进行支撑剂优选及优化设计，提高了改造有效期；与超
前注水有机结合，立足于建立有效驱替压力系统，并形成了生产极限条件。
核磁可动 流体测试
100 90 80
频率(喉道个数）
70 60 50 40 30 20 10 0 0 1 2 3 4
恒速压汞
5
6
7
8
9
10
喉道半径(微米)
1.压裂酸化前的储层评估技术
利用压裂信息认识储层有效渗透率技术（MiniFrac 2004）

考虑因素：停泵后裂缝继续延伸；不需事先知道闭合时刻
指进区高度随时间变化图
指进区长度随时间变化图
2.压裂酸化实验评价技术
（6）反应性透明平行板模型 意义：研究酸岩反应形态，酸液与压裂液交替注入的粘性指进 现象，优化多级注入酸压技术
稠化酸驱替压裂液 粘度比：1∶60
不同时间的 指进形态
2.压裂酸化实验评价技术
（7）水平井物模实验方法
①测试化学暂堵胶塞强度的小型物理模型 ②测试化学暂堵胶塞在水平井段 中形态的物理模型
– 改造工艺技术：在线混配技术、连续油管压裂酸化技术、大型水压
裂技术、低伤害复合压裂技术、水平井分段压裂技术（多级封隔器 及水力喷射）等
– 裂缝诊断技术：测斜仪及微地震波检测技术等
近年来，国内压裂酸化技术新发展主要有：
– 储层评价：多视角综合评价，充分利用宏观与微观资料，
及动静资料，如恒速压汞、核磁共振可动流体测试、核磁 测井、FMI测井，以及利用压裂酸化施工参数对储层参数的
意义：研究压裂液流变学，粘性指进现象，指导压裂液返排控制。
低粘驱替高粘试验： 当粘度比达到60：1以 上时，指进现象明显
16 14
90 80 70
指进区最大高度（cm）
12 10 8 6 4 2 0 0 20 40 60 80 100 泵送时间（s）
指进长度（cm）
60 50 40 30 20 10 0 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 泵送时间（s）
50 40
气产量（万m3/d） 油产量（m3/d）
48
日产量
30 20 10 0 酸前 2.9
8.4 0.2 4.7
13.2
胶凝酸酸压
交联酸酸压
地面交联酸酸压酸蚀导流
塔中622井奥陶系灰岩交联酸与胶凝酸酸压效果对比
4.压裂酸化工艺技术
（1）开发压裂技术新发展
开发压裂技术构成：人工裂缝与井网适配技术、储层渗流能力 与裂缝导流能力适配技术、低伤害压裂液与储层适配技术、超前 注水与压裂时机适配技术。
渗流面积极大 提高
产层 产层
100m 大型压裂：300m
4.压裂酸化工艺技术
（2）低渗块状砂岩气藏大型压裂技术
四川八角场角41–0井大型压裂(1999.4.26) 施工层段3000-3091m，有效厚度55m 支撑剂185m3（当时的亚洲最大规模） 缝高101.2m，缝长347.4m 压前2×104m3/d，压后17×104m3/d 增产倍数8.5倍（中小规模压裂增产倍数0-3倍）
满足了180℃、 6000m以上高 温深井及特殊 岩性储层压裂 酸化改造需要。
3.压裂酸化材料技术新发展
（1）超低浓度羧甲基瓜胶压裂体系
• 作用：进一步降低残渣及残胶对导流能力的伤害 • 核心技术及主要性能指标： 形成了具有自主知识产权的交联剂技术 中低温条件下（<90℃），浓度下限达到0.15-0.22％， 比常规压裂液（一般0.3-0.45%）用量低10%。

σ min
β
节理
人工裂缝在天然裂缝中滑移的条件
渐近角≤30°，应力差≥10.5MPa

人工裂缝不能穿透天然裂缝的条件 渐近角≤30°，应力差≤6.5MPa
特例
人工裂缝与天然裂缝的关系为
到达天然裂缝界面
穿透裂缝界面 在天然裂缝界面滑移
不到达 滑移后再穿透
2.压裂酸化实验评价技术
（5）非反应性透明平行板模型
长庆油田在盘古梁、西峰等油田推广应用了开发压裂技术，确保了长庆油田每
年200万吨以上产能建设任务的顺利完成。在吉林、大庆等油田也得到了推广应用。
油层 电性参数 油田 井数 口 厚度 m 五里湾 盘古梁 西 峰 172 383 289 99 17.8 22.62 15.67 16.32 电阻 Ω.m 23.33 22.31 47.34 20.03 孔隙度 % 11.99 12.14 11.74 12.63 水饱 % 49.81 50.54 40.48 52.43 产油 t/d 4.88 6.3 6.6 4.9 含水 % 18 15.1 1.41 21.8 投产情况
的裂缝面积，可避免因面积估计不准确而导致的误差。
2.压裂酸化实验评价技术
（1）裂缝成缝技术及伤害模拟方法
压裂液残渣可使裂缝导流能力 或渗透率降低一倍左右
超级瓜胶的伤害率<<活性水<低浓度<常规瓜胶
2.压裂酸化实验评价技术
（2）长导实验物模及实验方法
以往短导实验的缺点：结果不符合地下长时间变化情况，支撑剂优选及压后油 藏模拟结果不可信，优化设计没有针对性。 长导实验及意义：考虑了时间、模拟介质（钢板+岩心）及地应力等条件，结果 与短导差别较大，高应力时差别更大。 长导影响因素初步排序：支撑剂类型及粒径分布、时间、残胶、残渣、地应力 大小、岩石硬度（杨氏模量）、循环应力（抽汲排液）、支撑剂二次运移分布等。
样 品 序 号 1 2 3
Bq1井 井 段 m
石 英 47.2 52.2 64.5 59.7 59.1 52.7 56.0 59.7 43.6 14.5 8.3
1 10/24（1402.62） 1 13/24（1402.92） 1 17/24（1403.22） 平均含量％ 4 2 30/47（1611.38） 5 2 15/47（1610.47） 6 2 34/47（样 1）（1611.78） 7 2 34/47（样 2）（1611.78） 8 2 30/47（1611.38） 平均含量％ 9 5 3/19 （样 2）（1817.17） 10 6 2/5（1820.50） 11 6 3/5（1820.34） 平均含量％
高温条件下（120-190 ℃），浓度下限达到0.4-0.6%，
比常规压裂液（一般0.3-0.45%）用量低30%以上。 弹性好，沉降慢，纵向支撑效率高 低摩阻（相当于清水的20-30%)
3.压裂酸化材料技术新发展
（1）超低浓度羧甲基瓜胶压裂体系 在长深5井应用，完成国内最高温度之一深井施工
有嵌入与无嵌入长导与短导比较
钢板和不同岩性岩心长导实验
2.压裂酸化实验评价技术
（3）气导实验评价方法
气导必要性及意义：以往液导只适
相同条件下陶粒支撑剂液导和气 导结果相差1.5-2 .5倍
应于油井。气导比液导高，有利于 优选支撑剂及施工参数如加砂规模 及砂液比等。
气测渗透率
a
2 Pa Q L 10
反演技术等
– 新材料：超低浓度羧甲基瓜胶、地面交联酸等 – 新工艺：开发压裂、分层压裂、重复压裂、水平井分段压
裂酸化、复杂岩性压裂酸化、火山岩压裂酸化技术等
– 裂缝诊断技术：Tiltmeter裂缝测斜仪技术
1.压裂酸化前的储层评估技术
动、静态结合与宏观、微观结合:系统引入了钻井、录井、测井（FMI）、 全岩分析、扫描电镜、X-CT扫描、恒速压汞、三轴岩石力学实验、地层测 试、核磁共振分析及利用压裂酸化施工资料对储层信息的反演等技术。
胶塞驱替压裂液 界面清楚
排量低管路未充填满
3.压裂酸化材料技术新发展
压裂酸化材料系列
1． 低伤害压裂液 超 低浓度 羧甲基 瓜 胶 2． 高温深井压裂 低浓度羧甲基瓜胶 酸化液 加重压裂酸化液 CO2 泡沫压裂液 3． 防水敏压裂液 乳化压裂液
主要优点
超低伤害 耐高温、低伤害 降低井口压力 适合低压水敏层 适合水敏层
O
2
A P12 P22） （
气测导流
aWf
2 Pa Q L 10
O
2
h P 2 P22） （1
2.压裂酸化实验评价技术
（4）裂缝扩展物模试验方法

穿透天然裂缝的条件
σ max
人工 裂缝
渐近角≥ 60°，应力差≥10.5MPa
渐近角≥ 90°，应力差≥6.5MPa
3.压裂酸化材料技术新发展
（2）地面交联酸技术
目的：降低滤失，提高酸液有效作用距离，达到深穿透目的 主要技术参数：地面交联酸可实现地面的交联与破胶控制。酸岩反应速度 与胶凝酸相差1－2个数量级，与常规酸相差2－3个数量级 实例：塔中622井，4913.52-4925m，温度126℃，压力系数1.15，孔隙度23%（奥陶系）地面交联酸酸压日产油48m3，较常规酸压提高6倍。 推广：已在塔里木、长庆、四川及华北等油田成功实施20井次以上，酸蚀 裂缝半长101-158m，实现了深穿透（常规酸压缝长一般30-70m ）