压裂方式（共3篇）
压裂方式 篇1
水力压裂是一个复杂的系统工程, 从前期的地层评估、选井选层、压裂液类型的选取, 到后期的工艺施工, 压裂效果诊断、压裂经济分析等涉及许多方面的知识与技术。经过多年的研究与实践, 尽管在不少地方已有显著进步, 但还有许多环节有待于进一步发展。目前全国多数主力油气田己进入开发中后期, 重复压裂作为老油气田综合治理的技术措施, 已成为亟待解决的重要研究课题。
1 国内外重复压裂工艺技术研究
(1) 疏通和延伸原来压裂裂缝。很多油田在开发过程中, 由于压力、温度等条件的改变, 常常会导致结蜡结垢或支撑剂失效等情况发生, 引起原压裂裂缝失效。或是由于初次压裂施工规模较小, 使支撑裂缝产度不够或者裂缝导流能力低。针对上述情况, 需要利用复压技术重新打开原有裂缝, 或者加大压裂规模使原有裂缝得到延伸。
(2) 直接压出新裂缝。由于厚油藏在纵向上具有非均质性, 导致油藏内见效程度不同, 影响开发效果。可以通过补射非主力油藏、对此类油藏进行重复压裂等措施改善出油剖面.实质上, 这是对复压的初期认识, 严格讲应属于分层压裂的技术范畴, 但国内目前主要基于此开展理论与实践探索。
(3) 堵老缝开新缝。这种技术是近几年才提出的, 主要针对油藏中油水关系复杂、微裂缝发育明显的层位。其实质是, 利用一种封堵剂对原压裂裂缝和射孔孔眼进行封堵, 再在新孔眼中采取重复压裂措施;或部分封堵原有裂缝, 在原有裂缝缝面再进行压裂, 借此为侧向油储量提供通道。
2 重复压裂前的准备工作
2.1 储层评估
评估重复压裂地层, 一般考虑以下方面:前次压裂的生产历史、产层能量及可采储量;重复压裂井的现状;原有裂缝有效程度及失效原因.通过评估, 获取重复压裂施工所需的参数及信息, 诸如:裂缝导流能力;裂缝支撑缝高是否合适;压裂液与地层的配伍性;支撑剂在缝内的状况;地层是否具备期望的生产能力、累积产量及期望的采收率等。
2.2 选井选层
在地层评估基础上, 选井选层应遵循以下原则:
(1) 复压层段管外无串槽;
(2) 油井必须有足够的地层能量 (压力系数≥0.7) 和余下可采储量 (采出程度≤30%) ;
(3) 前次压裂由于施工原因造成施工失败;
(4) 前次压裂生产情况良好, 但有效的支撑裂缝未在改造层段形成;或前次支撑裂缝长度虽足够长, 但裂缝缺乏导流能力;
(5) 前次压裂成功, 但由于压井作业而使油藏污染。
根据各井层油藏特征, 常采用以下两种方法进行选井选层:
(1) 注采井动静态资料对比法
该方法是在掌握压裂井层与对应注水井层地质条件以及生产历史的基础上, 根据油藏现有常规资料, 与注采井小层进行对比后, 找出动用程度差、相对受效低但仍具有生产潜力的储层作为重复压裂候选层。这种方法虽简单实用, 可操作性较强, 但缺点是只能对井做定性处理。
(2) 用模糊识别原理进行定量选井选层
应用模糊识别原理建立模型, 在复压前储层评估的基础上, 综合考虑多种因素, 研究出适合重复压裂的标准模式, 判断哪些井层符合重复压裂的条件, 并可对一批重复压裂候选井层按从优到劣排序。这种方法很好的克服了重复压裂选井选层的盲目性, 对储层的评估由定性变为定量。
2.3 重复压裂破裂压力分析
通过对大量重复压裂井初次压裂和重复压裂的瞬时停泵数据进行分析表明, 进行初次压裂时的瞬时停泵压力普遍高于重复压裂。这表明初次压裂的破裂压力高于重复压裂, 这种现象很可能是两次压裂裂缝相重合所致。由于重复压裂施工时岩石的抗张强度要低于初次压裂岩石的抗张强度, 因此, 初次压裂时的破裂压力要高于重复压裂时的破裂压力。
2.4 重复压裂最优时间确定
准确确定重复压裂时机是重复压裂成败的关键之一, 过早进行重复压裂, 易导致原压裂增产期不能充分发挥, 对压裂效益及效果造成影响;过迟进行重复压裂, 则易导致原来增产不能被及时接替, 对增产量造成损失。为了确定重复压裂的最优时间, 一般会考虑当前孔隙的压力分布情况以及裂缝暂堵前的长度。试验表明:首次压裂与重复压裂的施工间隔越长, 裂缝暂堵前的长度就越长。虽然孔隙压力在一段时间后会下降, 但裂缝暂堵前的长度增长却非常缓慢。重复压裂进行的最优时间是裂缝可延伸到的地方孔隙压力仍较大或此时裂缝长度延伸明显, 即长度较长。当油藏特性如孔隙度、渗透率、地应力等可以控制压力分布的因素及地层的应力分布情况已知时, 便可确定进行重复压裂的最优时间.而当当地应力的大小不能精确确定时, 仍可通过区域的应力分布较好的对重复压裂最优时间进行估测。
3 总结
(1) 根据选井选层原则, 科学客观地评价储层产能的潜在能力, 从而确定适合的工艺改造类型, 并对工艺的可行性及有效性进行评估, 预测施工效果, 以此作为该井优化设计的目标。
(2) 对于储层物性好、初期改造规模偏低、地层能量高、明显有地层堵塞现象的井, 可采用继续延伸原有压裂裂缝系统的大规模常规重复压裂工艺, 以获得油井增产的目的。
(3) 从前期施工效果来看, 常规重复压裂的加砂强度应控制在.20m3/m以上、排量在2.0一2.5m3/min之间, 尽可能提高施工砂比, 以保证压裂裂缝具有较高的导流能力。
(4) 对于地层能量偏高、有注水见效史的井应慎重选择重复压裂工艺, 避免人工裂缝的过度延伸, 而导致压后油井含水上升过快。
(5) 对于处在注采井网中水线方向的低产低效井, 应先评价其储层的增油潜力和低产原因, 再确定适合的工艺技术;其次在改造过程中应避免人工裂缝沿水线方向的过度延伸, 最好能产生新裂缝, 扩大油井泄油面积, 使注水受效面积增加.
(6) 对于处在注采井网水线侧向上的井, 在地层能量和增油潜力都满足的条件下, 应以深穿透、饱填砂的思路进行重复压裂改造, 以求获得具有一定长度和高导流能力的支撑裂缝。
(7) 地层能量保持水平较低的井, 首先要完善对应注采井网, 其次建立合理注采关系或改善吸水剖面, 待地层能量有效恢复后, 再根据储层特点优选适用的重复压裂工艺措施, 以期有效提高单井产能和整体开发效益。
(8) 对于试井解释资料显示表皮系数5为正值、采出程度低的井, 重复压裂改造效果较好。
参考文献
[1]雷群等.安塞油田重复压裂技术探讨[J].钻采工艺, 1999, 5 (22)
[2]王志刚, 孙玉玲, 影响低渗透油田重复压裂效果的研究石油学报, l990;ll (3)
压裂方式 篇2
一、压裂酸化诊断技术
将计算机技术和压裂酸化的诊断结合起来之后, 不仅可以在很大程度上满足油田进行生产资料的数字化和信息化管理的要求, 而且也能有效提高工程技术人员决策的科学性与合理性。具体来讲, 将这两者结合之后的一项新的诊断技术就是压裂酸化实时监测曲线。这种监测曲线可以将施工前、施工过程中套压、排量以及砂浓度等参数的变化、走势等及时的显示出来, 以为研究人员决策的确定提供必要的参考依据。除此之外, 压裂酸化实时监测曲线还可以对施工之后的效果、状况等作出预测, 以便相关人员及时的发现问题继而解决问题。因此, 从这个角度来说, 压裂酸化实时监测曲线已经逐渐发展成为压裂酸化施工前、施工期间以及施工后对工程进行决策和评价的基础。
以上论述主要是从宏观方面对压裂酸化诊断技术以及压裂酸化实时监测曲线的作用与意义进行了总体的说明, 接下来, 将对其意义与作用进行具体的阐述。
首先, 它是现场指挥进行施工监控、处理紧急情况的依据。压力波动, 哪怕是很小的一个压力波动都有可能造成施工事故的发生, 所以在施工的过程中, 为了保证施工的成功, 要增强利用实时监测曲线正确判断压力波动是正常的还是事故前兆的能力, 以便及时找出压力波动的原因, 并采取有效的措施加以避免和补救。
其次, 它为主压裂酸化提供施工的参数。我们知道, 小型压裂可以在某种程度上反映主压裂的情况, 鉴于对主压裂酸化的实时监测相对麻烦和困难, 我们完全可以首先对小型的压裂测试曲线进行实时监测与分析之后, 得出一些相关的参数值, 然后再由这些参数值推断分析出主压裂酸化的情况。
最后, 它能有效反映施工过程的正常与否以及其是否按计划执行。由压裂酸化实时监测曲线我们可以很清楚地就看到整个施工过程中有无操作事故、压窜以及封隔器失效等情况的发生, 同时, 这一实时监测曲线还能通过对各阶段液量、砂量等的计算以及设计值与实际值之间的差别, 判断出施工作业队伍是否按照既定的设计进行了作业, 起到一种很好的监督促进作用。
二、压裂酸化设计
目前, 我国石油工业面临的一个总体形势是新区的勘探开发困难, 老区的增产挖潜工作琐碎。再具体点来讲, 也就是对压裂酸化技术的认识不够, 增产措施改造的对象比较复杂等等。可以说, 压裂酸化不管是在技术方面还是在设计方面都还存在着不少的困难和挑战。那么在进行压裂酸化设计时, 具体应该采用哪些方法和技术呢?
2.1重复压裂技术
重复压裂与常规的人为的在第一次压裂无效之后进行不同层段的压裂不同, 其关键在于所压裂的对象必须处于同一地方的同一层位, 而且还是同一口井。其核心在于六个字, 即“堵老缝, 压新缝”, 也即是对已经成为储水通道的缝进行堵塞, 对已经完全或者是大部分产出老缝的控制区域进行堵塞。
2.2复杂结构井压裂机理和技术
这一技术的关键是对压开裂缝的条数进行合理设计, 并对裂缝的长度进行优选。最新的完井思想完全颠覆了传统的观点, 它认为水平井只有在做完增产措施之后才能有效发挥其产能。所以, 考虑到压裂酸化设计, 在完井的方式上应该首先考虑这一技术是否有利于裂缝的形成。
2.3压裂酸化新观点
一般来说, 传统的观点认为, 为了避免矿物脱落对裂缝和空隙的堵塞, 在选取增产措施时, 应该选择酸压与基质酸化, 不过这个观点现在已经被实践结论所推翻。压裂酸化的新观点认为要想取得较好的增产效果, 可以采用酸基压裂液、砂岩储层酸压以及冻胶酸的碳酸盐岩水力压裂等。
2.4低渗低压油田
这种方法的目标就是要减少水锁和水相圈闭, 要达到这一目标, 有以下途径可以选择:首先, 减少进入气层的液量;其次, 减少滤液的表面张力;最后, 减少毛管的阻力。目前, 在采用低渗低压油田技术的过程中, 有三个比较可行的措施, 也即提高返排速度;压裂二氧化碳泡沫;压裂表面活性剂。
结语:压裂酸化作为一种比较主要的增产措施, 在油气田的开采中应用得比较多。特别是近年来, 随着各个油田井次的增多, 这种技术更是显示出了其无与伦比的优越性, 不过在具体的实践中, 这种技术还是存在着不少的问题。本文主要从压裂酸化诊断技术以及压裂酸化设计两个方面进行了阐释, 希望可以为以后的研究和实践提供参考。在论述的过程中, 肯定存在不少的错误和漏洞, 需要在以后的实践和研究中加以规避。
参考文献
[1]欧阳传湘, 谭蓓.压裂酸化效果分析与决策系统断块[J].油气田, 2010, 25 (4) :487-490.
[2]李年银, 赵立强, 张倩, 刘萍, 杨欢, 张力木.油气藏压裂酸化效果评价技术研究进展[J].油气井测试, 2008, 17 (6) :67-71.
[3]李黎.压裂酸化工艺发展概况[J].石油知识, 2006, 28 (3) :18-18.
压裂方式 篇3
关键词：页岩气,压裂液,压裂技术
1 引言
页岩气是指赋存于富有机质泥页岩及其夹层中, 以吸附或游离状态为主要存在方式的非常规天然气, 成分以甲烷为主, 是一种清洁、高效的能源资源。近几年, 美国页岩气勘探开发技术突破, 产量快速增长, 2013年产量超过3000亿立方米, 成为世界最大的天然气生产国。对国际天然气市场及世界能源格局产生重大影响, 世界主要资源国都加大了对页岩气的勘探开发力度。
依据国家能源局数据, 我国页岩气储量约为25亿立方米, 页岩气资源丰富。2013年美国页岩气产量达3000多亿立方米, 约为同年我国常规天然气产量的2.5倍。目前我国页岩气开采处于试开采阶段。开发利用我国丰富的页岩气资源, 仍对缓解我国天然气供需矛盾, 调整能源结构, 促进节能减排, 国民经济和社会发展有重要的促进作用。
由于页岩气储层具有低孔、低渗的特点, 勘探开发难度大, 大多数页岩气井需要储层改造才能获得比较理想的产量[1]。目前, 国外主要利用滑溜水压裂液进行体积改造。滑溜水压裂液体系是针对页岩气储层改造而发展起来的一种压裂液体系。主要由水、减阻剂、助排剂和杀菌剂 (视水质含菌情况添加) 组成, 造缝能力强、经济成本低;但也存在携砂能力差, 滤失大的缺点。本文深入调研美国、加拿大等国页岩气压裂过程中采用的新型压裂液和先进压裂技术;对其技术特点、施工工艺、存在的问题和应用效果进行了剖析, 针对中国具体情况进行了适应性分析, 以期把握国外技术新动向, 借鉴先进经验, 拓宽中国自主研发思路。
2 滑溜水压裂液发展历程
滑溜水压裂液是指在清水中加入一定量支撑剂以及极少量的减阻剂、表面活性剂、黏土稳定剂等添加剂的一种压裂液, 又叫做减阻水压裂液。减阻水最早在1950年被引进用于油气藏压裂中, 但随着交联聚合物凝胶压裂液的出现很快淡出了人们的视线。在最近的一二十年间, 由于非常规油气藏的开采得到快速发展, 减阻水再次被应用到压裂中并得到发展。1997年, Mitchell能源公司首次将减阻水应用在Barnett页岩气的压裂作业中并取得了很好的效果[2], 此后, 减阻水压裂在美国的压裂增产措施中逐渐得到了广泛应用, 2004年数据显示, 减阻水压裂液的使用量已占美国压裂液使用总量的30%以上 (表1) [3]。早期的减阻水中不含支撑剂, 产生的裂缝导流能力较差, 后来的现场应用及实验表明, 添加了支撑剂的减阻水压裂效果明显好于不加支撑剂时的效果, 支撑剂能够让裂缝在压裂液返排后仍保持开启状态[4,5]。
目前在国外页岩气压裂施工中广泛使用的减阻水的成分以水和支撑剂为主, 总含量可达99%以上, 其他添加剂 (主要包括减阻剂、表面活性剂、黏土稳定剂、阻垢剂和杀菌剂) 的总含量在1%以下[6], 尽管含量较低, 这些添加剂却发挥着重要作用 (表2) [7]。
3 新型页岩气压裂液及技术
分析美、欧各国页岩气压裂过程中出现的新技术, 着眼于解决实际问题、提升改造效果, 从研发背景、工艺原理、技术特点和应用效果等方面介绍以下5种新型压裂液, 以期把握技术要点、借鉴成功经验和促进自主研发方面起到积极的作用。
3.1 混合压裂液及技术
清水压裂液经济成本低, 造缝能力强, 但滤失大。而混合压裂液则是显著改善清水压裂液的滤失大、携砂能力差的缺点。该压裂液是通过下面的步骤实现的。首先是先泵入滑溜水, 充分利用清水的强造缝能力, 之后再泵入交联凝胶前置液, 利用凝胶和一定粒径支撑剂的混合液在先前形成的长裂缝中发生黏滞指进, 减缓支撑剂沉降, 使支撑剂分散均匀, 保证压裂效果[8]。
混合压裂液的技术特点:首先可以获得比清水压裂更长的有效裂缝, 同时具有更好的携砂能力和较低的滤失。其次在储层伤害方面, 该技术介于清水压裂和凝胶压裂之间, 伤害程度远小于交联凝胶压裂, 且可节约部分用水量。
混合压裂液技术在实际油田应用中, 取得较好的效果。例如:在Barnett页岩黏土含量较高的地区应用, 单井产量可提高27.7%[9]。另外, 贝克休斯在Anadarko盆地进行清水压裂和混合压裂, 数据显示, 清水压裂成功率为39%;而混合压裂成功率高达86%。尽管混合压裂费用较清水压裂费用高, 但从长期生产效果来看, 混合压裂的经济效益更高。还有, 阿纳达科石油公司在美国Haynesville页岩气开发中, 采用压裂诊断技术来对比混合压裂和清水压裂的应用效果。结果显示, 小规模清水压裂的平均有效裂缝半长为25m, 混合压裂的有效裂缝半长是其三倍。因此, 采用混合压裂可显著增长裂缝, 提高裂缝影响范围。
3.2 纤维压裂液及技术
纤维压裂液是一种新型压裂液, 通过在压裂液中加入纤维物质来改善石英砂等支撑剂的悬浮状态, 有利于形成有效的裂缝长度, 避免了增加稠化剂的粘度来改善支撑效果, 从而在提高导流能力时, 减少残余物对地层的伤害[10,11]。
其中, 海丁顿公司在纤维压裂液及技术方面做得比较好。2006年美国《哈特勘探与开发》杂志评选出“纤维压裂液流体技术”为石油工程技术创新特别贡献奖。
该技术在美国Barnett页岩气开发过程中, 表现出良好的工程应用优势。数据显示, 纤维压裂的有效裂缝较清水压裂长度更长, 体积更大。页岩气产能数据显示:纤维压裂后产能是清水压裂作业的2倍, 120d页岩气产量提高80×104m3。墨西哥国家石油公司也进行了相关的应用研究, 选用临近的2口井进行对比, 发现, 纤维压裂技术处理后的气井产量是清水压裂处理后产量的7倍多。
该压裂技术曾于2002~2004年在国内涩北气田[12]进行了12口井的防砂先导性试验, 压裂后不出砂, 产量平均增产1.7倍以上, 取得了很好的经济效益。截止2005~2010年, 涩北气田已将该项技术推广应用到47口井, 大多数防砂井日产气量有了明显提高, 单井日产气量平均增加40%以上。在扶余油田也进行了现场施工试验, 选择东+5-33、东43-20、松原采气厂老4-24三口井进行实验, 设计用液总液量68.3m3, 其中纤维压裂液基液为20m3, 采用单罐循环方式配液, 在加砂最后两段加入。优选纤维压裂液配方:0.3%瓜尔胶+0.2% T-3纤维+ 0.035% 过硫酸铵+ 其他添加剂+ 0.04%SD2-2有机硼交联剂, 调配pH值为9~10。试验效果参见表3[13]。
3.3 高速通道压裂液及技术
2010年, 斯伦贝谢公司推出通道压裂通道技术, 该技术通过在支撑裂缝内部创造开放性流动通道, 在整个支撑剂填充区形成高速通道网络, 将裂缝导流能力提高几个数量级。该技术的压裂液中, 除混入支撑剂还将掺入特制纤维材料, 通过专业混配设备和操控系统将支撑剂以较高速率脉冲式泵入井下, 泵送完成后支撑剂收缩成柱, 保持裂缝开启, 高速渗流通道围绕支撑剂单元贯通连接[14]。
由于该压裂液及其技术的特点, 经过高速通道压裂作业后, 可得到更高的导流能力, 这些通道从井筒一直延伸到裂缝尖端, 从根本上改变裂缝的导流能力, 进而大幅度提高油气采收率。
高速通道压裂液技术具有广泛的适应性, 可用于砂岩、碳酸盐和页岩气藏。截止2012年6月数据统计, 高速通道压裂技术在非常规气藏的开发中进行了4000多次作业, 统计数据表明, 该技术与常规增产技术相比, 初期产量提高53%[15]。以美国Jonch气田为例, 共选择13口井进行作业试验, 其中5口井进行高速通道压裂[16,17]。具体设定值:高速通道压裂每层采用120°相位, 4~6簇射孔, 交联压裂液、20/40目石英砂, 最高支撑剂浓度720kg/m3, 平均单层注入支撑剂39.4t, 压裂液342m3;常规压裂平均单层注入支撑剂70.8t, 压裂液423m3。高速通道压裂返排率为62%, 常规压裂仅有42%, 压后初期产量较常规压裂总体提高23%, 两年累计产量提高17%以上。统计常规压裂施工净压力为5MPa, 高速通道压裂净压力为3.34MPa, 减小了34%, 使压裂砂堵的风险大大降低, 施工中高速通道压裂未出现砂堵, 而常规压裂则有3层砂堵。
3.4 二氧化碳压裂液及技术
二氧化碳压裂液是一种液包气乳状液, 是大量气体在少量液体中的均匀分散体。其组成一般包括:起泡剂、稳泡剂、粘度稳定剂、酸性交联剂、破胶剂、助排剂。泡沫体按气体含量的多少分为两种体系。泡沫质量fg tp<52% 的为增能体系, 一般用作常规压裂后的尾追液 (后置液) 帮助返排;52%< fg tp< 96% 的称为泡沫体系。通常施工所用的泡沫压裂液, 泡沫质量 (井底温度压力条件下) 多在65%~85%之间。二氧化碳压裂液已发展到了第四代, 更强调内相气泡的分布和体积的控制, 具有抗温耐剪切性更好、气泡寿命更长、粘度更大、携砂能力更强的特点, 携砂浓度可达1440kg/m3以上, 加砂规模可达150t以上, 可满足大型加砂压裂施工的需要[18,19]。
二氧化碳压裂液特别适合于低压、低渗透、致密、水敏性强等复杂油藏及污染严重、含水率较低、相对稠油的油气层, 新井和老井初压层效果更好。2000年美国压裂公司在Ohio页岩气开发过程中进行了试验和应用, 2002年伯灵顿公司在Lewis Shale进行页岩气藏二氧化碳泡沫压裂喜获成功并取得重大突破。中国二氧化碳压裂技术始于20世纪90年代, 分别在吉林、大庆、长庆、辽河、江苏等油田进行试验, 均取得了较好的效果。其压裂效果参见表4[20]。
3.5 液化石油气 (LPG) 压裂液及技术
液化石油气压裂液使用的是丙烷、丁烷或二者混合液, 即压裂介质为非清水基液。该压裂液体系在室温和中等压力 (1.4 MPa) 环境下呈液体状态。对于不同的储层温度, 选用不同的液化石油气配方。在储层温度≤96℃时可以选择100% 的HD-5丙烷作为压裂液, 而当温度>96℃时则需要加入一定比例的丁烷以保证施工过程中压裂液处于液体状态, 若选用100% 的丁烷作为压裂液则体系可以运用于150℃的高温储层。
2008年, 在加拿大McCully首次开展了100% LPG压裂施工的先导性实验[20], 压裂施工试验顺利, 压裂改造效果很好, 测试有效裂缝长度达到100m以上, 远高于常规水基压裂液获得的有效裂缝长度[21]。
目前, 掌握丙烷压裂技术的公司主要是加拿大Gasfrac Energy Services。该公司拥有10组作业队, 在加拿大Cardium、Mannville、Viking地层和美国Niobrara、Eagle Ford、Permian、Marcellus页岩地层中均取得了成功, 气井投产后经济效果显著。2012年GeoScout Industry Database公布了该公司液化石油气压裂与清水压裂效果的对比结果, 结果显示丙烷压裂初产量提高50%~80%, 累计产能提高103%以上。
总之, 页岩气压裂液及其技术的发展是逐渐革新的过程, 每次创新都给页岩气开发带来了革命性突破。压裂液及其技术的优选是一个系统性工程, 不同的压裂技术适应性不同, 高效开发页岩气常需要多种压裂技术的综合应用。
从目前的研究成果来看, 页岩地层和常规地层类似, 需要与储层相配伍的成本和效益兼顾的液体。目前页岩最常见的流体体系是中性低浓度线性凝胶减阻水。一般情况下, 压裂液要根据储层条件和性质来选择, 岩石从高渗塑性变化到低渗脆性时压裂液选择要发生变化 (图1) 。
4 结论和认识
(1) 页岩气井压裂一般具有大规模、大排量、大砂量和低砂比的特点。经过一二十年的发展, 减阻水压裂液在开采页岩气过程中具有一定的优势。
(2) 对于新型压裂液:混合压裂技术综合了清水压裂技术和凝胶压裂技术的优势, 使得具有强造缝和高携砂能力, 进而能产生高导流长裂缝;纤维压裂技术对厚度大, 闭合压力高, 出砂严重的低-特低渗储层有良好的应用效果;二氧化碳泡沫压裂和液化石油气压裂可直接减少清水用量, 对于我国西部缺水的页岩气藏具有较高的优势。