增能压裂技术研究与参数优化
压裂技术
压裂技术压裂技术是一种为提高油气开采效率而发展起来的技术手段，通过注入高压液体进入油井中，对油层进行压裂，以增加储层的渗透性和产能。
随着石油资源的日益枯竭和对能源需求的不断增长，压裂技术在油气勘探开发中扮演着至关重要的角色，并逐渐成为石油工业的重要组成部分。
压裂技术的出现，为传统的油气开采方式带来了革命性的变革。
传统的油气开采多依赖于自然渗流，即油气通过地层自然渗透的压力和浸润作用到井中采集。
但大部分油气在地层储层中存在并不稳定，导致油井生产压力逐渐下降，产能缩减。
而通过压裂技术，可以通过人工增加井底的压力，迫使油气从储层中流出，大幅度提高产能和产出效率。
压裂技术的原理是通过高压泵将水或其他流体从井口注入油井，使其压力超过油层的破裂强度，形成裂缝。
然后，在压裂液的作用下，油层裂缝扩大，并与井身连接，形成一条通道，使固体颗粒得以进入油层储集空间，增加渗透性。
经过压裂处理后，油火可以更加顺利地从油层中流出，并被采集到地面上。
压裂技术的应用不仅能提高油井的产能，还能提高储层的利用率。
在一些低渗透性油气藏中，压裂技术可以扩大油层的渗透性，提高储层的采收率。
同时，压裂技术也被广泛应用于页岩气和致密油开发中。
这些资源属于非常低渗透性的储层，传统的采收方式往往效果不佳。
而通过压裂技术，可以将油气从储层中释放出来，大幅度提高采收率。
不过，压裂技术也面临着一些技术和环境挑战。
首先，压裂参数的选择非常关键，需要根据油层的特性和实际需求来确定合适的注入压力和液体组成。
其次，压裂过程对水资源的需求较大，并产生大量的废水。
处理和回收这些废水不仅成本高昂，而且需要应对水资源短缺和环境污染的问题。
此外，压裂技术也有一定的地质风险，可能导致地层破坏、井眼塌陷等问题。
因此，在使用压裂技术时，需加强油气勘探开采的科学监管和技术研究，以减少环境和社会风险。
总的来说，压裂技术作为油气勘探开采领域的一项重要技术，为提高油气产能和储层利用效率发挥了重要作用。
压裂技术探讨
前言：水力压裂是油田增产、增注，保持油田稳产的一项重要工艺技术。
它利用液体传导压力的性能，在地面利用高压泵组，以大于地层吸收能力的排量将高粘度液体泵入井中，在井底憋起高压，此压力超过油层的地应力和岩石抗张强度，在地层产生裂缝，继续将带有支撑剂的携砂液注入裂缝，裂缝边得到延伸，边得到支撑。
停泵后就在油层形成了具有一定宽度的高渗透填砂裂缝，由于这个裂缝扩大了油气流动通道，改变了流动方式，降低了渗流阻力，可起到增产增注作用，这一施工过程就叫油层水力压裂。
一、压裂液压裂液的主要功能是传递能量，使油层张开裂缝并沿裂缝输送支撑剂。
其性能好坏对于能否造出一条足够尺寸、并具有足够导流能力的填砂裂缝密切相关，因此，有必要了解压裂液的特点和性能。
（一）压裂液的作用压裂液的主要作用是将地面设备的能量传递到油层岩石上，在地层形成裂缝，并携带支撑剂填充到裂缝中。
按照在压裂施工中不同阶段的作用可以分为前置液、携砂液、顶替液三种。
1、前置液；用来在地层造成裂缝，并形成一定几何形态裂缝的液体。
在高温井层中，还具有一定的降温作用。
2、携砂液：携带支撑剂进入地层，把支撑剂充填到预定位置的液体。
和前置液一样也具有造缝及冷却地层的作用。
由于携带比重较高的支撑剂，必须使用交联压裂液。
3、顶替液：把压裂管柱、地面管汇中的携砂液全部替入裂缝，以避免压裂管柱砂卡、砂堵的液体。
组成与前置液一致。
（二）压裂液的性能为确保压裂施工顺利实施，要求压裂液具有以下性能特点1、滤失性：主要取决于压裂液自身的粘度和造壁性，粘度高则滤失少。
添加防滤失剂能改善压裂液的造壁性，大大减少滤失量。
2、携砂性：指压裂液对于支撑剂的携带能力。
主要取决于液体的粘度、密密度及其在管道和裂缝中的流速，粘度越高，携带能力越强。
3、降阻性：指压裂液在管道中流动时的水力摩擦阻力特性，摩阻越小，压裂设备效率越高。
摩阻过高会导致井口压力高，从而降低排量，影响压裂施工。
4、稳定性：压裂液应具有热稳定性，不能由于温度升高而使粘度有较大的损失；还应具有抗剪切稳定性，不会由于流速的增加而大幅度降解。
压裂技术
压裂技术压裂技术是一种用于增强油气井生产能力的关键技术。
它通过在油层中注入高压液体，将岩石层裂开并形成裂缝，从而增加了油气的渗透性和产能。
压裂技术的发展对提高油气产量以及能源供应的稳定性具有重要意义。
压裂技术最早起源于20世纪40年代的美国，当时为了提高油井的产能，工程师们开始尝试在岩石层中注入高压水来裂开岩石。
随着技术的不断改进和完善，压裂技术迅速发展，并成为了当今油气开采领域的重要技术之一。
压裂技术的原理主要包括两个方面：一是通过注入高压液体使岩石层发生裂缝，从而增强其渗透性；二是注入的高压液体中含有特殊的添加剂，可以防止裂缝闭合以及提高油气的流动性。
在进行压裂作业时，首先需要选择合适的压裂液。
压裂液的主要成分包括水、砂和添加剂。
其中，水是压裂液的基础，承担着传递压力、冲击岩石以及形成裂缝的重要任务。
砂是压裂液中的固体颗粒，它可以填充裂缝并保持其开放状态，从而增加油气的渗透性。
添加剂则包括各种助剂和化学物质，用于调整压裂液的性能，增强砂的支撑能力，防止裂缝闭合以及减少岩石的损伤。
压裂液准备完成后，需要进行注入作业。
这一过程包括将压裂液从地面通过输送管道输送到井下，并通过注射泵将液体注入到油井中。
注入压力通常非常高，一般可达到几千至几万磅每平方英寸，以保证岩石层能够发生裂缝。
一旦注入压裂液，压力就会迅速传递到岩石层中，使其发生裂缝。
岩石裂缝的形成可以使得原本渗透性较低的岩石层变得更加渗透，从而提高油气的开采率和产能。
此外，为了防止岩石裂缝在注入压裂液后立即闭合，可以在压裂液中添加一些特殊的添加剂。
这些添加剂可以形成胶体颗粒，填充裂缝并保持其开放状态，从而防止油气无法流出。
同时，这些添加剂还可以提高油气的流动性，从而进一步提高油井的产能。
总体而言，压裂技术已经成为了当代油气开采的重要手段之一。
通过裂缝岩石层，压裂技术可以显著提高油气井的产能，为能源供应的稳定性做出贡献。
随着技术的不断发展，相信压裂技术在未来仍然会有更广阔的应用前景。
新民油田低渗透油藏压裂技术研究
新民油田低渗透油藏压裂技术研究摘要：本文针对新民油田低渗透油藏的有效动用问题进行了系统研究，着重介绍了新民油田压裂措施增产规律研究，压裂参数优化设计、不同储层有效改造技术试验；提出了合理压裂改造规模，制定了不同储层针对性改造技术手段，形成了高效增产保障技术手段，对低孔隙、低渗透、低产能的砂岩油藏改造具有一定的指导意义。
关键词：系统评价参数优化现场试验新民油田属于低孔低渗油藏，平均渗透率5.4×10-3um2，平均孔隙度15.2%，平均孔喉半径5.4um，渗流难，存在启动压力，启动压力梯度越大，地层中同一半径处地层压力也越低。
储层特性决定了导流能力差，自然产能低，需要压裂改造。
而重复压裂递减快，效果变差，需要不断进行试验研究，提升压裂增产水平。
一、研究技术思路分析评价历史改造效果，找出适合现开发阶段的增产规律，明确选井选层方向、优化方案设计，提高措施效果和经济效益。
针对不同储层开展相应压裂针对性试验，形成不同储层配套改造技术。
1.区块措施增产效果评价通过措施增产量、低效率两个指标、对区块稳产状况、措施适应性做出评价，明确措施改造主体方向。
2.地层能量与增产量相关性评价用统计方法分析压裂效果和地层能量的关系，评价出目前新民复压层的最佳压力系数为0.75～1.1，最佳压力为9兆帕以上。
3.分层增产效果评价通过对新民油田主体区块各小层历次动用及增油情况分析评价形成三种潜力： 11、12小层为剩余油认识挖潜主力层； 7、9、10为提高增油水平接替层；5、6、8小层为新技术试验储量有效动用试验层。
4.微相与压裂效果相关性评价增油效果受沉积相影响较大，位于河道主体井压裂增产最高、稳产水平好；分流河道增产效果、稳产水平次之；废弃河道和溢岸砂增产效果差、稳产水平低。
在油田开发过程中，应充分考虑油水井所处沉积相，根据不同沉积相，制定不同的储层改造措施和开发技术政策，提高开发效果。
5.改造时机评价改造时机对重压效果影响大，分析新民油田主体区块压后有效井增产情况表明重压增产呈先升后降趋势，压后增产水平在2～3年内降低为零，重压时机20～30个月。
关于对苏里格地区气田水平井压裂技术的研究
关于对苏里格地区气田水平井压裂技术的研究【摘要】为了能更有效地开发苏里格地区低渗透气田，本文对苏里格地区气田水平井压裂技术进行研究。
首先阐述了国内外水平井分段压裂工艺的技术现状，继而提出水平井裸眼完井分段压裂作为一项先进的压裂技术，为水平井裸眼完井分段压裂能顺利进行提供了技术保障。
具有重要作用。
随后就裸眼封隔器这一新型工艺进行了相关研究。
进而提出了水平井压裂工艺优化方法及未来发展方向。
【关键词】水平井裸眼封隔器分段压裂优势特点工艺优化1 水平井分段压裂工艺技术现状为了对苏里格地区气田水平井压裂技术的研究，我们从研究和认知国内外水平井分段压裂的工艺技术方法入手，归纳起来，包括：（1）化学隔离技术。
该技术在20世纪末应用于国内外，主要用于套管井压裂。
主要采用液体胶塞和填砂分隔分段压裂工艺，但由于成本高、伤害大等缺点，而未得到进一步发展和普遍应用。
（2）机械封隔分段压裂技术。
该技术也适用于套管井，主要有机械桥塞和封隔器工艺。
封隔器的使用可与机械桥塞相结合，也可以单独使用，类型有单卡分压双封隔器或分段压裂环空封隔器。
其中环空封隔器进行分段压裂工艺的应用相对成熟，普遍应用于浅井，深井应用有待提高；而双封隔器单卡分段压裂技术的应用尚存在高危险性，有待进一步技术攻关。
（3）限流压裂技术。
该技术较适用于有纵向裂缝形成的水平井。
技术需要孔眼摩阻的调节作用，保证各压裂层段的破裂压力基本相等。
具有分段能力差的缺点，研究需进一步加强其分段的针对性。
（4）水力喷砂压裂技术。
该技术在20世纪末相对广泛应用于国内外裸眼、筛管完井的水平井中。
技术采用特殊工艺，无需封隔器与桥塞等隔离工具，便可自动实现封隔。
技术可进行加砂压裂，也可结合常规油管或大直径连续油管进行压裂，具有安全、快速、准确等优势，实际应用成效也较为显著。
2 裸眼封隔器的相关研究2.1 研制与开发针对苏里格气藏具有低压低渗透、深井温度过高、开采难度大等特点，进行水平井分段压裂时，由于井底情况复杂、地层压力过高，裸眼封隔器的工作位置往往处于水平裸眼段，在井壁摩擦及管内液柱压力的作用下，封隔器注入过程中比较容易损坏胶筒和提前坐封，同时由于裸眼段井径变化大，使用常规较短的压缩式封隔器可能会导致坐封不完全，影响后期的压裂施工。
油田油水井压裂技术的发展现状
油田油水井压裂技术的发展现状前言：上世纪50年代，美国提出"井网压裂"的建议。
后期，前苏联进行了物模与油藏数值模拟研究，进行了水力裂缝与井网系统组合。
水力压裂技术是油气井、注水井增注的一项重要技术措施。
主要是利用高压索组将液体超过地层吸收能力的排量注入井中，在井底地层中形成裂缝，裂缝逐渐向前延伸，在地层中形成具有一定长度、宽度及高度的填砂裂缝，从而改善油气层的渗透性。
1.油田油水井压裂技术1.1.油田油水井压裂技术增注机理对于渗透性很好的储层，只要配注合理，完全不需要进行压裂或者酸化等措施，即可达到注水要求；而对于渗透性比较差的储层，特别是受到伤害后，为了满足一定的注水量要求，仅仅通过酸化、补孔等措施不足解决问题，这时就需要采取压裂措施，而压裂后改变了注入水的渗流特性，有效克服了＂压降漏斗＂的问题，比较容易达到降压注水或增注的目的。
因此，水井压裂对低渗、特低渗是很有必要的。
如果对水井进行压裂，即使支撑裂缝的长度很短，只要有一定的导流能力，那么井筒附近的压力损耗几乎是可忽略。
假设支撑裂缝长度为20米，导流能力为10μm时简化的井底压力的变化情况。
可以知道井筒附近的压力损耗很小，到地层深部由于不同位置与裂缝的关系不同，既有线性流，也有径向流，线性流的阻力小于径向流，部分位置的流体的流动存在混合流现象。
从井底压力来看，水井压裂后的井底拒力远远低于不进行压裂时的径向流，也远低于酸化措施处理后的。
因此，通过改变地层流油田注水井足裂增注化理体从径向流到双线性流流动规律，即使是特低渗储层也是可容易实现水井增注的。
1.2.影响低渗透油田压裂增注的主要因素一般情况下，注水井出现欠注现象的主要原因包括：储层物性差，储层渗透率低，注水井连通性差及注水水质波动等。
通过对注水井进行压裂增注措施是提高低渗透油田注水开发效果的一项有效措施。
然而，有时压裂后并未得到理想效果。
经研究表明，影响低渗透油田压裂增注的主要原因包括压裂液伤害特性、储层物性、毛细管阻力、润湿性及驱动压力等。
油气田压裂施工参数优化及其影响因素分析
油气田压裂施工参数优化及其影响因素分析引言油气田压裂施工是一种常用的增产措施，通过注入高压液体将裂缝扩大，以增加油气流通能力。
然而，压裂施工的效果受到诸多因素的影响，因此，合理优化施工参数是提高增产效果的关键。
本文将重点探讨油气田压裂施工参数的优化方法和影响因素的分析。
一、施工参数优化方法1. 压裂液体积和粘稠度的优化压裂液的体积和粘稠度对于施工效果具有重要影响。
一般来说，增加压裂液的体积可增加裂缝扩展的距离和范围，从而提高增产效果。
此外，通过优化压裂液的粘稠度，可以控制裂缝的宽度和长度，以适应不同地层的裂缝性质。
因此，科学合理地确定压裂液的体积和粘稠度是优化施工参数的重要一步。
2. 施工压力的控制施工压力是影响裂缝扩展速度和范围的关键因素。
通过调整施工压力，可以控制裂缝的长度和宽度，以及裂缝的连接性。
在施工过程中，合理控制施工压力，避免过高或过低的压力对于提高增产效果至关重要。
3. 施工时间和频率的调整施工时间和频率是指压裂施工的时间长度和每次施工的间隔时间。
合理调整施工时间和频率可以最大限度地利用地层裂缝的能量。
充分的施工时间和适当的施工频率可以使裂缝达到预期的效果，并避免能量的浪费。
4. 压裂剂的选择和浓度控制压裂剂是指在施工过程中添加到压裂液中的化学物质。
选择合适的压裂剂并控制其浓度可以改变压裂液的性质，从而影响裂缝的扩展效果。
针对不同地层特性，对压裂剂的选择和浓度进行合理调整，对于优化施工参数至关重要。
二、影响因素分析1. 地层性质地层性质是影响油气田压裂施工参数的重要因素之一。
不同地层的性质差异较大，对施工参数的要求也不同。
例如，地层的压力、渗透率和孔隙度等参数会直接影响压裂液的扩散和裂缝的形成。
因此，在进行施工参数优化时，需要充分考虑地层的性质特点，以达到最佳的施工效果。
2. 压裂液性质压裂液的性质是影响施工效果的另一个重要因素。
影响施工参数的压裂液性质包括粘度、密度、流变性质等。
加强管理、优化压裂技术、提高压裂成功率和压裂效益
加强管理、优化压裂工艺提高压裂成功率和压裂效益一、项目的概要及意义压裂做为油田新井投产、老井增产的主要手段现在已经得到迅速的发展和广泛应用，面对较繁重的工作任务，如何利用现有的资源提高压裂成功率以增加收入和节约挖潜降低成本增加效益就成了迫在眉睫的任务。
这就要求我们要合理配备设备、优化人员配备、更好的执行压裂设计、加强过程控制、分析研究适宜的压裂技术，从以管理为主线、以技术为支撑入手，全方位齐抓共管来保证压裂成功率和效益的提高。
二、主要的研究思路、预期目标和效益预测研究思路、预期目标自两千型车组投产以来，承担着*油田的探井、开发井和各地区新井的开发任务。
由于对某个区块地层认识不够，给施工带来很大难度，致使压裂成功率较低，液砂比居高不下。
截止1-3月份共压裂216口/284层，压裂一次成功率为87.4%，液体注入亮：砂量=11.2：1；这些指标远低于公司的93%和8：1的平均值。
项目开展后到年底实现压裂成功率达到90%以上，液砂比控制在10：1以下。
效益预测按每年施工计划工作量800/1000层计算，基价多收入为4.25万元×800×（90%-87.4%）=91.8万元;目前每层井用液130方,如达到液砂比=10:1目标,每层井多用压裂液12方.按每层少用压裂液10方计算累计节约压裂成本为207元/每方×10×1000=207万元;两项累计增加利润300万元.三、项目的主要内容1、设备的配备设备是压裂成功的保障。
在现有的设备中合理的配配备使用设备，提高设备的完好率和使用率。
2、人员配备高素质的施工队伍能够保证压裂高效的运转。
合理配备人员，加强职工的培训和学习，树立质量意识、安全意识、全局意识、效益意识、服务意识。
3、加强管理，保证项目目标实现砂液管理：抽出专人负责主材的使用；过程控制：施工中的每道工序都安排技术扎实、责任感强的人承担；与分公司及井下研究所搞好压裂液的防腐和防冻工作,减少压裂液的不必要的浪费。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
增能压裂技术研究与参数优化
摘要致密储层，水敏性储层和致密砂岩油气在内的非常规油气藏等，使用二氧化碳或氮气的增能压裂法为提高多种储层油气产量提供了一个很好的方法。
CO2增能压裂的泡沫质量一般为30%-52%，其工艺较常规压裂更简便，返排率较高，应用于大规模压裂，具有良好的增产增能作用。
关键词低渗；致密；增能压裂
引言
水力压裂是开采低渗砂岩气藏的重要手段之一，所有改造的油气井中有80%是采用水力压裂来增产的。
虽然产生裂缝的作用相当好，但多数压裂处理把含有胶凝剂的聚合物和水作为压裂液，而水因毛细管力作用被束缚在微小孔隙内，低压降下造成液体返排困难，没有返排的水滞留在裂缝面周围的水饱和带。
这些储层中，只有少量的水得以返排，所以需要找到常规压裂液的替代品，减少水引起的地层伤害的方法之一就是用气体给液体增能。
1 泡沫增能压裂技术
在水力壓裂过程中，通过在处理液中加入一种可压缩和可溶解的气体可实现增能效果。
生产过程中，增能液体膨胀，气体从溶解液中析出。
由此促进压裂液的快速返排。
增能液体可以用CO2、N2、甲醇或任何混合气体。
这些气体可以单独加入增能压裂液，也可以跟交联凝胶或烃类等混合注入。
因为可生成泡沫，普遍在常规水基压裂液中添加CO2和N2，这对大剂量压裂液是有益的。
泡沫压裂液跟其他相似组分的增能压裂液具有相同的优势，但比单相压裂液黏度要高。
常规水力压裂模拟都是通过耦合液体流变模型和裂缝构造来评估裂缝面积的。
因为液体是不可压缩的，所以一般假定体积是不变的。
常规压裂液为单相，就不需要把组分的影响考虑在内了。
这个也假定为一个恒温的过程；认定液体处于储层温度等值情况下的。
而对于增能压裂液，这些假设就不能成立了。
多种流体的存在可引起组分不同程度的漏失，造成整个裂缝里相态发生变化。
既然注入的流体温度也许要比储层温度低200℉，这个过程也就不再等温了。
跟常规压裂液不同，增能压裂液体系涉及多种相态变化。
压裂作业中，多种机理（相态特性、漏失、多相流动）的存在可能造成液体组分的变化。
此外，因温度和压力的变化也会出现相态变化。
裂缝体积，还有压裂液携砂能力都取决于压裂液体的组分和相态特性。
利用组分平衡法可追踪组分的变化，且可并入裂缝模型，这是一种现有压裂模型所没有的特性。
分析这种结果，可以确定组分对压裂性能的影响。
以较低的温度把增能压裂液注入地层并不少见。
液体和地层间的温度差异使液体注入井内时液体温度升高。
因为裂缝面处于储层温度较高的影响
下（<350℉），热会在裂缝中继续传导。
而温度差异引起了相态产生巨大变化，即其他流体特性的变化，影响了压裂性能。
用压裂模型中的能量守恒定律可跟踪流体的温度变化。
溶解度和压缩性的变化可用状态方程来测定。
状态方程的输入项为液体组分值（根据组分平衡原理求得）、液体温度（根据能量守恒定律求得）、液体压力（根据总质量平衡法求得）。
输出值为修正过的液相密度、相态组成和相态分数。
压裂模型中使用的是Peng-Robinson状态方程。
2 增能压裂研究案例
国外研究人员开发了一种新的水力压裂模型，这个模型第一次把裂缝里的流体组分，温度和相态变化考虑在内。
成功的运用EFRAC模拟了某气藏的几次压裂施工处理。
研究案例的数据包含有压裂期间记录的压力值和返排期间的液体返排率。
把模拟结果与实际结果比较有助于更好的理解模型的模拟能力和局限性。
一旦精确地模拟了实际泵入的程序，就可以通过调整可控的工程参数来优化模型设计。
2.1 气田压裂史
研究案例处于渐新世下部断层带，这些储层是一组陆上三角洲边缘沉积，分为四个岩层带，S、T、U和V。
而且断层作用是相当普遍的。
下部断层处于8，000–12，500ft深度范围内。
初始压力范围从深度8，000ft的0.7psi/ft到12，500ft 的0.85psi/ft，井底温度最高达到320℉。
产层有效厚度不尽相同，大多数在20-150ft范围内。
平均孔隙度16-18%，平均渗透率0.01–0.2md。
气田岩层从19世纪40年代早期投入开发，主要受凝析气驱使。
气油比低与这些储层允许适当的液体返排有关。
水力压裂技术的不断提高是致密砂岩气藏不断开发的主要动力。
在油田开发初期，压力递减不成问题。
然而在复杂断块储层的开发后期，这些气田存在着不同程度的衰竭。
在过去的二三十年里，交联水基压裂液一直是油田的主要选择。
然而如果储层进一步衰竭，就非常有必要使用增能压裂。
根据反复的地层测试或射孔后的破裂压力决定是否采用添加有气体的压裂液体。
2.2 增能压裂处理模型
压裂模型要想正确的预测液体特性变化必须了解：流体相态、流变特性、漏失机理。
（1）相态特性
设计的压裂模型包括许多组分和液体。
闪蒸计算限定在两种液体状态。
在压裂处理中，在交联的瓜胶含水压裂液中添加了CO2。
认为所有的添加剂在液相中能够完全溶解。
不认为压裂支撑剂是一种组分或相态。
支撑剂的运移用其他组分平衡法可单独计算。
因此，裂缝中只有两种相态，水和气体；两种组分，水和二氧化碳。
压缩性和溶解度也在模型中求得，都由状态方程决定。
选择的是Peng-Robinson状态方程式，为CO2-H2O压裂液体系拟合测量数据。
（2）流变特性
液体的流变特性是基液、泡沫质量和温度的一项综合系数。
压裂前测试液体的基液黏度为450和350厘泊，剪切率为100sec-1。
两种基液黏度存在差别是因为每个阶段性放入的添加剂有所不同。
基液黏度已计入了交联剂的影响。
3 结束语
①储层条件下的饱和度比压裂时的气体饱和度高很多，因为地层压力降低使更多的气体从压裂液中析出。
②依据产能评估，当生产压差小于地层的毛细管压力时，建议使用增能压裂液。
如果生产压差高，那么使用增能压裂液的效果将大大降低。
③采用增能压裂液作业时，用模型评估了不同压裂设计参数的影响。
在这之前，主要用历史数据拟合气井产量和压裂处理的净压响应。
④建议压裂处理中的每个阶段都应该用气体增能，以使侵入层的气体高度饱和。
如果不行，在不损失产能的情况下，只在缓冲液或支撑剂阶段增能液体，也可以达到有效增产的目的。