• 起泡剂优选
80 70 60 50 40 30 20 10 0 0 FL-36 YPF-1 B-18
ä (min) ª¼ Ê
不同起泡剂水溶液的泡沫稳定性对比 ö Ë Î ® Á ¿ (ml)
50
100
150
200
250
（3）CO2泡沫压裂液添加剂优选 • 起泡剂优选
从起泡效 率和泡沫稳 定性对比看， FL-36起泡剂 性能最好， B-18和YPF-1 起泡剂性能 相当。
三、CO2泡沫压裂液技术
(1) CO2泡沫压裂的优点
•为压后工作液返排提供了气体驱替作用。 •气态的CO2能控制液体滤失，提高压裂液效率。
•减少了水基压裂液的用液量。
•CO2 与水反应产生碳酸，有效地降低了系统的总 pH 值，降低了压 裂液对基质的伤害。 •降低了压裂液的表面张力，有助于压裂液的迅速反排等特点。
（2）CO2在井筒及地层中发泡条件分析
CO2运输和储存的条件下是-17℃温度和2.1MPa压力，压裂过程 中压力超出临界压力，只是在井筒泵入一定量的低温压裂液后温度较 低，无法满足CO2以气体的形态存在，也就是CO2与压裂液混合不具 备发泡条件而不能发泡。例如，假如压裂液和CO2混合的比例为1：1， 如果压裂液的温度为10℃，那么，压裂液和CO2混合后，混合液的温 度大大降低，显然，CO2压裂液在混合处不能发泡。但是由于地层温 度远高于地面温度，随着压裂液沿井筒进入地层，温度逐渐上升， CO2的温度可能高于30.6℃，这样CO2以气体的形态存在，也就是CO2 压裂液具备了能发泡的条件。
CO2泡沫压裂 特种设备
SS2000/IC330型CO2增压泵车
最大流量4.65m3/min 最大工作压力2.76MPa 最大压差0.69 MPa 最高转速350rpm，最高功率75KW
CO2泡沫压裂技术
作业能力:
• • CO2 最大排量 4.65m3/min CO2最大加入量：180m3 (根据需要)
粒分散运移；③快速排液机制，减少了由于大量液体滞留引起的储层伤害。
（3）CO2泡沫压裂液添加剂优选
★起泡及稳泡性能试验 ★压裂液耐温耐剪切性能评价试验
★静态与动态滤失试验
★动态模拟试验 ★粘弹性试验 ★支撑剂沉降试验 ★压裂液破胶与残渣性能试验 ★压裂液的表面化学特性与吸附特性试验
(3) CO2泡沫压裂液添加剂优选
二、CO2的相态特征及发泡条件
（1）CO2的相态特征
CO2的相态特征曲线
（1）CO2的相态特征

CO2和水一样存在三态。在-56.6℃和0.531MPa（绝对）的条件下，
CO2的气态、液态和固态同时存在，即为CO2的三态点。低于 0.531MPa （绝对）CO2以固体（干冰）或是气体的形态存在；高于
四:CO2泡沫压裂工艺技术
工艺技术特点 总体上CO2泡沫压裂特点表现为“一少、一低、一 快”。与常规水基压裂相比，入井液量少；对储层伤害
低；压后返排快。
中国 . 西安
CO2泡沫压裂工艺流程
在水力压裂的泵注过程中，采用CO2泵注车将液体CO2经过地面三通与冻胶液混合注入井 内。利用液态CO2与冻胶液的混合液进行加砂压裂施工。
（2）CO2泡沫压裂液的基本要求
★泡沫粘度与流变特性
泡沫的粘度均显著高于两相中任何一相流体的 粘度，主要受泡沫质量和液相性能的影响。泡沫 质量越高，气泡越密集，气泡干扰、摩擦阻力越 大，粘度就越高，当泡沫质量达到75～80%时，泡
沫粘度达到最大。增加液相粘度，不仅增加泡沫
的稳定性，而且进一步提高了泡沫流体的粘度。
一、概述
(3)国内CO2压裂应用情况
在国内，四川石油管理局于 1985 年开始泡沫酸液的基础研究和泡 沫酸酸化施工技术的研究；用于具体实施是在1988年5月4日，辽河油田 与加拿大合作进行了全国第一口氮气泡沫压裂井的设计、施工，并获得 成功。辽河油田及大庆油田先后进行了氮气压裂施工。由于试验设备、 装备和工艺技术还有待进一步完善，国内泡沫压裂技术进展缓慢。吉林 油田由于有丰富的二氧化碳资源，于 1997 年引进了美国 SS 公司的CO2 泡 沫压裂设备，并针对其油田主要进行了油层吞吐和 CO2 助排增能压裂工 艺技术的实施。至1998年，吉林油田共压裂油井69口，气井5口(合隆气 田)；吉林合隆气藏井深1300～1420m，采用线性胶泡沫压裂。长庆油田 1999 年在靖安油田进行了 3 口井 CO2 泡沫压裂试验， 2000-2003 年在长庆 气田24口井进行了27次CO2泡沫压裂。
30.6℃和7.5MPa（绝对）的条件下，CO2以气体的形态存在。

在温度-30©F，压力2000psi（-17℃，2.1MPa）条件下，CO2 可以运输和储存，采用专用的CO2密闭运输车运输，将液态CO2泵
入专用设备而与支撑剂混合，就可以完成压裂作业。压裂一旦完成，
在油藏条件下（远大于31℃），变为气态，带动残余压裂液返排 出地表。
1000 500
起泡体积
800 600 400 200 0 0 20 40 60 80 100 120 300 200 100 0 140
形成的泡沫半衰
期越长，也就是 泡沫越稳定；同
样也使得泡沫体
积变小，起泡能 力变弱。
表观粘度（mPas ）
羟丙基瓜尔胶水溶液对泡沫起泡与稳泡的影响
半衰期（min）
半衰期
1000 745 770 825
800
600
400
200 70 0 YPF-1 136.7
212 起泡体积（ml） 半衰期（¬0.1min）
B-18
FL-36
不同起泡剂的起泡效率与稳泡特性（1.0%水溶液）
（3）CO2泡沫压裂液添加剂优选 •稳泡剂的优选
羟丙基瓜尔胶 水溶液浓度越大，
起泡体积（ml ）
要专门的密闭混砂车，因此不适合中、大规模的压裂改造。
一、概述 (2)国内外CO2压裂应用情况 1986年在联邦德国的费思道尔夫的石炭系士蒂凡组气藏 的压裂改造中成功2倍。该气藏埋深在3400～3650m，包括8个含气 层，单层厚度在8～43m之间，有效厚度为5～17m，孔隙度为 7 ～ 8% ，平均渗透率为 0.15¬10-3μ m2 ，平均含水饱和度为 30%。施工所使用的 60%CO2泡沫压裂液（液相中使用了 30%甲 醇和70%KCl水）对储层的伤害比以前使用的油基压裂液和常 规的水基压裂液都低，并且获得了3000m3/h的天然气产能。
五:CO2泡沫压裂现场应用
2000年在陕28井进行了首次CO2泡沫压裂工艺技术试验， 获得成功。 加 砂 量：20m3， 施工排量：2.8m3/min， 泡沫质量：55-65%， 井口产量：20.821×104m3/d， 无阻流量：56.2247×104m3/d，
中国 . 西安
作业业绩
目前共进行了24口井27次的CO2泡沫压裂施工,其中在乌审旗、 中、东部气田试验14口井15次，苏里格气田试验 10口井12 次。和吉林合作19井次施工，独立施工5口井8次施工。 最大井深：天1井，作业井段3704-3715m 最大规模：G23-4井，作业井段3285-3291m
加砂量：38m3，液态CO2用量：142.6 m3， 排量：2879 L/min，综合砂比：27.4%。
最大规模：苏29井，作业井段3517-3521m
加砂量：40m3，液态CO2用量：102 m3， 排量：4163 L/min，综合砂比：25.4%。
部分气井CO2泡沫压裂层基本数据
® º ¾ Å Õ Ë 6 Â É 28 Õ Ë 14 Ü Ó 44-10 Â É 217 Â É 11 G09-1 Ü Ó 43-9 Õ Ë 29 Â É 242 Õ Ë 22 Õ Ë 6 Â É 156 Õ Ë 12 Ü Ó 18 G34-12 ã Î ² » Ð º Ð º Ð º ½ É ½ É Ð º Ð º ½ É Ð º Ð º Ð º ½ É Ð º Ð º Ð º ½ É 8 8 9 2 2 8 9 2 8 8 9 1 8 9 8 2 ¾ ¶ ® Î ¨ £ m© £ 3318.4-3329.0 3175.2-3182.3 3452.8-3462.0 2785.5-2794.7 2777.4-2793.9 2926.0-2937.0 3038.0-3063.4 2787.3-2793.0 3516.0-3524.0 3140.3-3148.3 3523.6-3529.8 3375.3-3385.4 3034.0-3041.6 3246.5-3251.5 2176.3-2182.9 3511.0-3520.9 H (m) 10 7.1 9.2 9.2 15.3 9.2 15.9 5.7 8 8 6.2 10.1 7.6 5 6.6 9.9 Rt (W.m) 54.3 200 73.5 598.4 463.5 140 / 395.7 70.5 / 21.3 / 100 24.6 123.1 86.8 ÷ ¡ T K (10-3m m2) Õ ¦ (Ì ¦ s/m) ¨ £ %© £ 243.7 1.0/30.0* 10.6 240 1.1 10.7 250.8 11.6* 13.07 213.7 0.38 7.8 204.8 0.2 5.8 252 1.28 9.1 / 0.4 8.38 200.9 1.82 5.8 233.1 0.47* 9.41 / 0.74 8.12 257.75 0.41* 14.4 / 0.67 9.46 226 0.89 9.4 244.87 0.36* 10.69 213.71 / 6.8 207.16 0.56 6.7 Sw (%) 32.5 18.7 29.37 20.5 25.2 25.6 23.64 25 39.27 / 44.6 / 28.2 38.96 38.8 38.7 ´ ã ¢ ² é ¿ Ç ö Ã º Ï º ½ Ã Ï º ½ Ã Ï º ½ Ã Ï º ½ Ã Ï º ½ Ã Ï º ½ Ã Ï ² ½ î Ï ² ½ î Ï ² ½ î Ï ² ½ î Ï ² ½ î Ï ² ½ î Ï ² ½ î Ï ² ½ î Ï ² ½ î