国外页岩油气藏压裂改造技术
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。
页岩的压裂技术
页岩的应力受近地带和远地带的影响。应力受断裂、抬升、岩 溶、（depleted zone）和注入水的影响，因而不同(bù tónɡ)地 区、不同(bù tónɡ)井，以及同井同层的岩石应力都有差异。 在Tier地区的一口井中，裂缝形成压力从0.86psi/ft变化到 0.72psi/ft，在裂缝的形成和延伸时，应力显著影响地面压力， 并且最终限制了加入支撑剂的量。 近井地带的应力与裂缝的位置和射孔有关。压裂的施工能够调 整应力分布，从最初压裂位置沿水平井筒变化。在每次压裂中， 从第一次到最后一次沿着井筒裂缝可能变化5到10度。
“油气藏”——开启和沟通的天然裂缝网络便是核心。这些裂缝网络为天然气——吸附在孔隙、
矿物和流体表面的天然气提供流动通道。
▪ 压裂效果
虽然页岩中存在天然裂缝，但通常都是封闭（被碳酸盐填充）的，裂缝有些是
独立的，一些是相连的。页岩气的开发技术始于开启和沟通这些裂缝，使之成为裂缝网络，暴
露出5~10×106平方英尺的裂缝表面积。
▪ ▪ 使用泡沫和氮气压裂的原因 对Huron页岩使用泡沫和氮气压裂的两个主要原因是：
地层压力较低以及页岩对液体的敏感性。这两个方法都使用氮气，这是为了增加地层 能量，有助于压裂液的返排。这些液体能够对地层集聚和产生足够的净压力，从而使 地层破裂。
▪ 地层敏感性 页岩对清水的敏感性来自粘土。最重要的问题是绿泥石遇水膨胀。使用高 质量分数的泡沫可以降低粘土引起(yǐnqǐ)的问题。在压裂中也添加其它添加剂以降低 粘土引起(yǐnqǐ)的其它问题。
▪ 在Huron页岩(yè yán)地区最常使用的增产方法是泡沫压裂和 氮气压裂。
▪ 泡沫压裂早在1970年就被广泛使用，用于Appalachian盆地 Huron页岩(yè yán)的增产。
页岩气压裂
页岩气压裂一、百度词条：页岩气压裂二、目录：1.页岩气压裂简介2.页岩气压裂的技术发展3.页岩气压裂体系4.页岩气压裂设备制造三、页岩气压裂简介：1.页岩气概况：页岩气在全球范围内分布广泛，且开发潜力巨大。
20世纪90年代以来，美国、加拿大等北美国家页岩气勘探取得成效，开发技术趋于成熟。
据测算，全球页岩气资源量约为456×1012m³。
页岩气的勘探开发使美国天然气储量增加了40%。
2010年美国页岩气产量接近1000×108m³，约占美国当年天然气总产量的20%，页岩气已经成为美国主力气源之一。
国内页岩气的勘探开发尚处于起步阶段，但是发展迅速。
是继美国、加拿大之后，第三个勘探开发页岩气的国家。
目前已经在中国渤海湾及松辽、四川和吐哈等盆地发现了高含有机炭的页岩。
据预测，中国页岩气潜在资源量大于30×1012m³，开发潜力巨大。
2.页岩气压裂技术概况：页岩储层具有低孔特征和极低的基质渗透率,因此压裂是页岩气开发的主体技术。
目前, 北美页岩气逐渐形成了以水平井套管完井、分簇射孔、快速可钻式桥塞封隔、大规模滑溜水或“滑溜水+ 线性胶”分段压裂、同步压裂为主, 以实现“体积改造”为目的的页岩气压裂主体技术。
了解北美地区页岩气储层特点和开发技术, 加快技术研发和应用力度, 尽快形成和配套适应我国页岩气压裂技术应用的基础理论与技术系列, 对于加快我国页岩气勘探开发步伐有着重要的现实意义。
四、页岩气压裂的技术进展页岩气储层必须经压裂才能形成工业气流。
页岩气储层的压裂改造工艺、加砂规模等都与常规压裂改造有明显不同。
不同区块页岩储层特性各不相同, 并不是所有的页岩都适合滑溜水、大排量压裂施工[ 7] 。
脆性地层( 富含石英和碳酸盐岩) 容易形成网络裂缝, 而塑性地层( 黏土含量高) 容易形成双翼裂缝, 因此不同的页岩气储层所采用的工艺技术和液体体系是不一样的, 要根据实际地层的岩性、敏感性和塑性以及微观结构进行选择。
国外页岩气主要钻井、开采技术调研
国外页岩气主要钻井、开采技术调研X栾永乐(大庆油田采油工程研究院钻井设计研究室,黑龙江大庆 163111) 摘 要:近年我国天然气需求增长迅速,据有关预测,2020年天然气供需差距达1000亿m 3以上。
这种形势下,北美页岩气的成功开发利用,加之我国丰富的页岩气资源,使研究页岩气的开发利用成为实现我国能源安全供给的重要选择,也是我国向清洁能源模式转变、实现低碳经济的有效途径。
美国页岩气的快速发展对中国有很好的借鉴作用,本文对国外页岩气钻井、压裂等增产技术进行调研分析,为我国页岩气藏勘探开发管理和增产改造方案提供可借鉴的经验技术。
关键词:页岩气藏;钻井;压裂增产 中图分类号:T E 37(712) 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)06—0117—03 页岩气是从页岩层中开采出来的天然气,主体位于暗色泥页岩或高碳泥页岩中,以吸附或游离状态存在于泥岩、高碳泥岩、页岩及粉砂质岩类夹层中的天然气,它可以生成于有机成因的各种阶段。
中石油勘探开发研究院廊坊分院2008年预测数据显示中国主要盆地和地区页岩气资源量约为30万亿m 3,经济价值巨大。
目前可采的工业性页岩气藏埋深最浅为182m 。
页岩含气的有效孔隙度一般1%～5%,渗透率随裂缝发育程度不同而有较大变化。
页岩以小粒径物质为主,一般以粘土(粒径<5Lm )和泥质(粒径为5～63L m)为其最主要组分,砂(>63L m)所占的组分相对较少。
由于小粒径的特点,页岩气储层的渗透率极低,一般在0.0001～0.000001md 之间。
因此页岩气采收率比常规天然气低,仅为5%～60%。
中国页岩气藏的储层与美国相比有所差异,如四川盆地的页岩气层埋深要比美国的大,美国的页岩气层深度在800～2600m,而四川盆地的页岩气层埋深在2000～3500m [1]。
1 钻井工艺技术自从美国1821年完钻世界上第一口页岩气井80多年以来[2],页岩气钻井先后经历了直井、单支水平井、多分支水平井、丛式井、PAD 水平井钻井的发展历程。
页岩气开采压裂技术
页岩气开采压裂技术摘要：我国页岩气资源丰富但由于页岩地层渗透率很低,页岩气井完井后需要经过储层改造才能获得理想的产量,而水力压裂是页岩气开发的核心技术之一。
在研究水力压裂技术开发页岩气原理的基础上,剖析了国外的应用实例,分析了各种水力压裂技术( 多级压裂、清水压裂、水力喷射压裂、重复压裂以及同步压裂技术)的特点和适用性, 探讨了天然裂缝系统和压裂液配制在水力压裂中的作用。
关键词：水力压裂页岩气开采压裂液0 前言自1947年美国进行第1次水力压裂以来,经过50多年的发展,水力压裂技术从理论研究到现场实践都取得了惊人的发展。
如裂缝扩展模型从二维发展到拟三维和全三维; 压裂井动态预测模型从电模拟图版和稳态流模型发展到三维三相不稳态模型,且可考虑裂缝导流能力随缝长和时间的变化、裂缝中的相渗曲线和非达西流效应及储层的应力敏感性等因素的影响; 压裂液从原油和清水发展到低、中、高温系列齐全的优质、低伤害、具有延迟交联作用的胍胶有机硼和清洁压裂液体系;支撑剂从天然石英砂发展到中、高强度人造陶粒,并且加砂方式从人工加砂发展到混砂车连续加砂;压裂设备从小功率水泥车发展到1000型压裂车和2000 型压裂车;单井压裂施工从小规模、低砂液比发展到超大型、高砂液比压裂作业;压裂应用的领域从特定的低渗油气藏发展到特低渗和中高渗油气藏(有时还有防砂压裂)并举。
同时, 从开发井压裂拓宽到探井压裂,使压裂技术不但成为油气藏的增产增注手段,如今也成为评价认识储层的重要方法。
1 国内外现状水力压裂技术自1947年在美国堪萨斯州试验成功至今近半个世纪了,作为油井的主要增产措施正日益受到世界各国石油工作者的重视和关注,其发展过程大致可分以下几个阶段:60 年代中期以前, 以研究适应浅层的水平裂缝为主这一时期我国主要以油井解堵为目的开展了小型压裂试验。
60 年代中期以后, 随着产层加深, 以研究垂直裂缝为主。
这一时期的压裂目的是解堵和增产, 通常称之为常规压裂。
页岩气井压裂技术
特点：适用套管（31/2″、41/2″、51/2″、7″)；适合
大排量、大型施工、封隔可靠性高、压裂层位精确、分层
压裂的段数不受限制。
三、压裂施工设计技术
井号
岩性
水平段长 压裂
(m) 段数 隔离+射孔方式
压裂工艺
压裂液
支撑剂
涪页 HF-1 页岩、夹薄层灰岩 1136.75 10 桥塞+射孔联作 滑溜水+冻胶
拉强度比
B=26.7-40, 脆性
强
B=14.5~26.7, 脆
性中等
B<14.5, 脆性弱
脆性
地层
低粘度
复合压裂液
网络裂缝
线性胶
高砂比
泡沫
双翼裂缝
凝胶
塑性
地层
低排量
高排量
三、压裂工艺技术
3、页岩气压裂主要工艺技术
1）水平井桥塞分段压裂工艺：
通过水力泵送桥塞方式实现坐封、射孔联作、并沿水平段
方向实现逐级封隔、射孔和压裂的工艺。
7.0
压后返出液
1.20
1.10
1.004
7.0
二、压裂液返排液的回收利用技术
对威201-H1井返出液放置1个月后进行处理后基本
性能测试结果如下：
类别
粘度，
mPa.s
密度，
g/cm3
表张，
mN/m
接触角，
降阻率，%
原配方
5.60
1.001
26.23
63.12
67
返排液
1.20
1.004
32.42
38.12
页岩气井压裂技术
汇报内容
➢概述
➢压裂液技术
页岩气藏压裂开发技术综述
中 国主 要 盆 地 和 地 区 的 页 岩 气 资 源 量 约 为 １ ～３ ：１ 与 美 国 主 要 盆 地 和 地 区２ ． ：１ 资 源 量 大致 相 当， 经 济 价 值 ； ｏ× ｎ ， ８３× ｎ’ 的
巨大
我 国页岩气资源勘探刚起 步 ，应借鉴国 内外先进技 术，结合国内 实际地质情况 ．制定 出适合 国内页岩 气开发的新技术 ，使我 国 关键词 页岩 气藏 成藏机理 压裂技 术
作 业者在水平井段相隔 １２ ３ ５ 的 ｕ大敛平行的水平井配对井之 ５ — ０ｍ 问进 行同步压裂 由于压裂井的位置接近 。如果依次对两 ｌ井进行压 － ｌ 裂 ，可能导致 只在 第二 ｕ井 中产生流体 通道而切断 第一 ｕ井的流体通 道 Ｉ步压裂能够 －波压裂的两 ｕ井的裂缝都达到最大化 ，相对依次 ＿ Ｊ 止 压 裂来说 ，获得收 益的速 度更怏 。在 Ｂ ｒｅ 页岩的同步压裂作业 中， ａ ｔ ｎ ｔ
理、 岩性 多为沥青质或富含有饥质的暗色 、黑色泥页岩 （ 高碳泥 页岩 类 １ 岩石组 成一般 为３ ％一 ％的粘 土矿物 、Ｉ％ 一 ５ ０ Ｓ ２ ％的粉砂 质 （ 石英颗粒） ｌ 和 ％一２ ％的有 机质 ， Ｏ 页岩总孔隙度 一般小于…％， 而含 气 的有效孔隙 度一般 有 ｌ ～ ％，渗透率则随裂缝发育程度 的不Ｉ ％ ｓ 西 Ｊ 而有较 大的变化 ．页岩气藏基岩非常致密 ，有效孔喉半径小 ，渗透率
加拿大都沃内页岩油气高效开发工程特色技术
Duvernay 页岩
Duvernay 页岩
3m 夹层
WG区块发育多套碳酸盐 岩隔夹层
隔夹层对压裂屏蔽明显
10
挑战5：压裂过程中套损套变及分段工具稳定性影响
➢ 压裂过程中5%-20%的压裂段发生套变，桥塞无法下入，导致压裂丢段，影响产能； ➢ “影子”桥塞封隔试验28口井，造成井筒堵塞，磨铣难度大，仍未完全恢复产能。
06-14井产量
05-14井 07-14井 套压
套压
地表情况
套管压力（Kpa） 产气量（千方/天）
Simonette区块进入时井位图
都沃内项目纵向地层图
150米井距井组井间干扰分析图
7
挑战2：超长水平段钻井工艺技术难点
➢ 超长水平段摩阻大，压耗高，导致钻压传递困难，泥浆泵泵压高；
➢ 超长套管下入难，水泥浆顶替效率低，造成生产套管固井难；
优选套管尺寸保证后期压裂排量，二开井眼由9 7/8″缩小至8 3/4″，水平段由6 1/8 ″增加到6 3/4″，4 1/2″生产套管改为5 1/2″+ 4 1/2″组合套管；
优选套管钢级，增加水泥环厚度，降低套变风险：套管钢级由T95变为P110 ICY，水平段水泥环厚度由 21mm增加至28mm，实现2018年后未发生套变。
139.7m m 油套×4165m 都沃内顶
2 2 2 . 3 m m 井眼× 3 9 4 5 m 193.7mm 技 套 × 3945m Ire to n 顶 ，封固上面低压地层
1 5 5 . 6 m m 井眼× 5 2 0 0 m
1 7 1 . 5 m m 井眼× 7 1 5 8 m
1 1 4 . 3 m m 油套×
Pinto（干气）
Edson（干气） Willesden Green（局部干气，凝析油含量120-630g/m3）
国外减阻水压裂液技术发展历程及研究进展
国外减阻水压裂液技术发展历程及研究进展国外减阻水压裂液技术发展历程及研究进展发布时间：2019-07-30 11:11 来源：特种油气藏摘要：致密页岩气储层具有低孔、低渗的特点，勘探开发难度较大，大多数页岩气井需要储层改造才能获得比较理想的产量。
目前，国外页岩气开发最主要的增产措施是减阻压裂，即利用减阻...致密页岩气储层具有低孔、低渗的特点，勘探开发难度较大，大多数页岩气井需要储层改造才能获得比较理想的产量。
目前，国外页岩气开发最主要的增产措施是减阻压裂，即利用减阻水压裂液进行体积改造。
减阻水压裂液体系是针对页岩气储层改造而发展起来的一种新的压裂液体系。
在美国、加拿大等国，减阻水压裂液的使用获得了显著的经济效益并且已经取代了传统的凝胶压裂液而成为最受欢迎的压裂液。
近年来，页岩气能源的开采在中国受到越来越高的重视。
作为页岩气体积改造的关键技术，减阻水压裂液在中国具有广阔的应用前景。
一、减阻水压裂液发展历程减阻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，又叫做滑溜水压裂液。
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，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，到2019 年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) 。
表1 2019年美国油气田各类压裂液用量所占百分比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。
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，尽管含量较低，这些添加剂却发挥着重要作用(表2) 。
国外页岩气水力压裂技术及工具一览
国外页岩气水力压裂技术及工具一览页岩储层具有超低孔低渗特性，钻完井后需要压裂改造后才得到经济产量。
国外油田服务公司最新工具达到了很高水平，水平井裸眼封隔器投球滑套分段压裂技术用高强度低密度球级差达到1/16in，封隔器耐压差达到70MPa，TAM公司自膨胀封隔器最高可达302 °C ；泵送桥塞射孔分段压裂技术所用桥塞可分为：堵塞式、单流阀式和投球式复合桥塞，桥塞耐压差达103.4MPa，耐温232 °C ；哈里伯顿CobraMax H连续油管喷射工具系统，目前最多达到44段。
这些为国内页岩气水力压裂完井方式与压裂工具的选用打下基础。
从应用工具角度看，分段压裂工艺方面主要包括：水平井裸眼封隔器投球滑套分段压裂技术，泵送桥塞分段压裂技术，水力喷射分段压裂技术。
从压裂工具方面分析，目前页岩气压裂技术有可膨胀封隔器/裸眼封隔器+滑套多级压裂，泵送桥塞射孔压裂联作多级压裂，水力喷射压裂等。
在美国的页岩气开发技术中，可膨胀封隔器/裸眼封隔器+滑套多级压裂，泵送桥塞射孔压裂联作多级压裂技术比较成熟，使用比较广泛，可适用于较长的水平段；水力喷射压裂可实现准确定位喷射，无需机械封隔，节省作业时间，非常适合用于裸眼井、筛管井以及套管中井。
1、水平井裸眼封隔器投球滑套多级压裂系统封隔器投球滑套多级压裂技术一般采用可膨胀封隔器或者裸眼封隔器分段封隔。
根据页岩气储层开发的需要，使用封隔器将水平井段分隔成若干段，水力压裂施工时水平段最趾端滑套为压力开启式滑套，其它滑套通过投球打开，从水平段趾端第二级开始逐级投球，进行有针对性的压裂施工。
水平裸眼井多级压裂目前已经是北美页岩气压裂开采主要技术手段，并越来越受到作业者的欢迎。
水平井多级压裂技术关键在于封隔器（压裂封隔器和可膨胀封隔器）和滑套可靠性和安全性能，尤其是管外封压裂管柱的可膨胀封隔器和开启滑套的高强度低密度球材料决定技术的成功与否。
目前国外油田服务公司都有自己成熟的工具，高强度低密度球级差达到1/16in，封隔器耐压差达到70MPa，TAM公司耐高温自膨胀封隔器最高可达30 °C 。
国外页岩气钻完井、储层改造技术现状及我国适应性分析
下对压裂效果进行监测，记录在水力压裂期间由岩石剪切造成的微地震或声波传播情况。通过处理
微地震数据确定水力压裂产生的裂缝走向、倾向、高度、长度等。
酸化在页岩气增产措施中是一个相对较新的方法。由于页岩中含有一定量的可与酸反应的矿物， 通过酸化可以清除这些矿物，增加新产生的裂缝的表面积，提高页岩气向裂缝网络中的扩散能力。
以美国Ｂａｒｎｅｔｔ页岩和四川盆地龙马溪组和九老洞组页岩为例，从页岩储层的镜质组反射率、 总有机质含量、孔隙度、渗透率等方面进行对比（见表１）。
指 标 表１美国Ｂａｒｎｅｔｔ与四川盆地龙马溪组和九老洞组页岩物性对比 Ｂａｒｎｅｔｔ 龙马溪组 九老洞组
２．２％
镜质组反射率 总有机质含量 硅含量 粘土矿物含量 孔隙度 渗透率
支撑剂尺寸之间不存在对应关系，许多井在无支撑剂或只有少量支撑剂的情况下，也可达到商业采
收率。 目前美国又发展了新的技术，就是在两口或两口以上相邻的水平井（水平井段基本平行）同时
进行水力压裂。既可以解决地面施工环境的局限性，又可以提高水力压裂裂缝网络的密度，从而提
高储层渗透性。 在水力压裂施工中采用微地震监测这一辅助技术，通过倾斜仪和传感器可以远距离在地面或井
管施工。
１０３
ＳｕｒｇｙＦｒａｃ技术是将水力喷射技术与水力压裂技术相结合，通过连续油管将喷射工具下到压裂
位置，先进行水力喷射射孔，然后提高环空压力使裂缝扩展，形成４－６英寸深的孔穴。该技术适用 于裸眼井，可实现分段压裂。 ＣｏｂｒａＭａｘ技术是在水力喷射射孔后，从环空泵入支撑砂暂时堵住孔穴，形成“支撑塞”，然后 上提管柱进行下一层射孔，再泵入支撑砂暂时堵住孔穴。当完成所有层段射孔后，下放管柱将“支 撑塞”挤掉，为气流形成通道。该技术适用于套管井，通过连续油管操作可在水平井段精确控制裂
页岩储层多级压裂原理
页岩储层多级压裂原理1. 页岩储层的特点及开发意义页岩是一种具有高含量有机质的沉积岩，其特点是储集性差、渗透性低，使得开发难度较大。
然而，由于页岩储层具有丰富的石油和天然气资源，其开发具有重要的经济意义。
因此，如何有效地开发页岩储层成为了当前石油勘探开发领域的研究热点。
2. 多级压裂技术的原理和步骤多级压裂技术是一种通过人工手段增加页岩储层渗透性的方法。
其原理是在井筒内通过高压液体将岩石破碎，形成一系列微小裂缝，从而提高页岩储层的渗透性。
多级压裂主要分为以下几个步骤：（1）井筒准备：在井筒中安装套管和水泥固井，确保井筒的完整性和稳定性。
（2）压裂液设计：根据地质条件、井筒尺寸和页岩储层特性等因素，设计出适宜的压裂液，其中包括水、砂和添加剂等成分。
（3）压裂泵浦：利用高压泵将压裂液注入井筒，通过压力将岩石破碎。
（4）压裂监测：通过地震监测、压力监测等方法实时监测压裂过程，判断裂缝的形成和扩展情况。
（5）压裂完井：当裂缝扩展到预定范围后，停止注入压裂液，进行封堵作业，完成压裂作业。
3. 多级压裂在页岩储层开发中的应用及优势多级压裂技术在页岩储层的开发中被广泛应用，并取得了显著的效果。
其主要优势体现在以下几个方面：（1）提高产能：多级压裂技术能够有效地改善页岩储层的渗透性，增加油气的产出量，提高开发效率。
（2）增加储量：通过多级压裂技术，可以将原本无法开采的页岩储层转变为可开采的储量，大大增加了可采储量。
（3）降低成本：与传统的水平井开发相比，多级压裂技术能够在一口井中开采更多的页岩储层，降低了钻井和完井的成本。
（4）减少环境影响：多级压裂技术可以在一口井中开采大量的页岩储层，减少了井口的数量，降低了对环境的影响。
多级压裂技术是一种有效开发页岩储层的方法。
通过人工手段改善页岩储层的渗透性，可以提高产能、增加储量，同时降低开发成本和环境影响。
随着技术的不断创新和改进，相信多级压裂技术将在页岩储层的开发中发挥越来越重要的作用。
国外非常规储层压裂新技术及未来技术发展
五、压裂酸化材料
第15页/共31页
3.新型化学材料组合转向剂
应用实例（北科威特U井）层系：侏罗系埋深：4267-4572 m温度：135 ℃压力：76MPa孔隙度： 0-22%, 平均 1.8-3%渗透率： 0-119mD, 平均1-2mD断层发育，纵、横向非均质性强
与砂岩和煤岩相比，页岩有注容比大、分量体积差异率小，复杂指数β高的特征
页岩：2.9煤岩：2.2砂岩：1.3
压裂酸化中心自主建立了新的表征参数，发展了测斜仪微形变技术对压裂复杂裂缝的解释方法
第12页/共31页
国外近年又研发了新型分布式光纤温度测试技术（DTS），利用光纤感应器对全井段温度变化进行监测，实现对分段改造有效性和缝高延伸的认识。并可进行流体流动监测、流体分布评价。
第3页/共31页
射孔方式：电缆传输，逐层上返射孔，投球憋压点火激发压裂方式：投球封堵，逐层压裂，一般5层以后桥塞封堵工艺参数：一般进行5层连续施工，最多可以连续施工12层
JITP(just-in-time perforating)实时射孔投球分层压裂技术实现单井分压40层
应用区域：美国西部的皮申斯盆地Rulison气田储层特征：深度3657.6-4572m，厚度1524m渗透率0.001mD；地层温度：130-160 ℃ 施工参数：单井施工层数≥40层，单日施工层数≥20层液体类型：交联压裂液、滑溜水压裂平均排量4.7m3/min ；最高施工压力65.5MPa 支撑剂浓度：交联冻胶600-720kg/m3，滑溜水240-360kg/m3压后气井累积产量通常是传统压裂的3倍
裸眼完井，耐温218ºC，耐压150MPa
快速可钻式桥塞分段压裂
非常规储层压裂改造技术进展及应用
非常规储层压裂改造技术进展及应用一、本文概述随着全球能源需求的持续增长，非常规储层资源的开发利用越来越受到重视。
非常规储层，如页岩、致密砂岩等，由于其低孔低渗特性，压裂改造技术成为了提高其开采效率的关键。
本文旨在综述非常规储层压裂改造技术的最新进展，包括压裂液体系、压裂工艺、裂缝监测与控制等方面，并探讨这些技术在国内外油气田的实际应用情况。
通过对相关文献的梳理和案例分析，本文旨在为非常规储层压裂改造技术的发展提供理论支持和实践指导，推动该领域的技术创新和产业升级。
二、非常规储层压裂改造技术的发展历程非常规储层压裂改造技术的发展，经历了从传统水力压裂到现代复杂储层压裂技术的转变。
在过去的几十年里，随着全球能源需求的不断增长，以及对传统油气资源的日益开采，非常规储层如页岩、致密砂岩等逐渐成为油气勘探开发的重要领域。
这些储层具有低孔、低渗、非均质性强等特点，使得常规的压裂技术难以满足开发需求，推动了非常规储层压裂改造技术的不断创新与发展。
初期，非常规储层压裂主要依赖于传统的水力压裂技术，通过高压泵注大量液体来形成裂缝，从而提高储层的渗透性。
然而，这种方法在非常规储层中往往效果不佳，因为这些储层的岩石性质复杂，裂缝扩展困难。
随着技术的进步，科研人员开始尝试使用多种压裂液体系，如泡沫压裂液、稠化压裂液等，以提高压裂效果和降低对储层的伤害。
同时，为了更精确地控制裂缝的扩展方向和长度，研究人员开始引入地质导向、数值模拟等先进技术，为压裂施工提供更为准确的指导。
近年来，随着水平井技术的广泛应用，非常规储层压裂改造技术迎来了新的突破。
水平井技术能够使得井筒与储层接触面积更大，有利于裂缝的扩展和油气的流动。
在此基础上，研究人员又进一步开发出了分段压裂、多级压裂等复杂压裂技术，以适应不同储层条件和开发需求。
随着环保要求的日益严格，非常规储层压裂改造技术也在不断探索环保型压裂液和减少水资源消耗的新方法。
例如，利用二氧化碳等环保介质作为压裂液，既能够满足压裂需求，又能减少对环境的影响。
非常规油气藏压裂技术研究
非常规油气藏压裂技术研究油气资源作为现代社会的基础能源，一直是各国关注的焦点。
然而，传统的油气开采方式在面对日益增长的需求时已经显得逐渐力不从心，而非常规油气藏的开发正成为未来的发展趋势。
非常规油气藏是指那些无法通过传统方法开采得到的油气储层，比如页岩气、泥页岩油、煤层气等。
而压裂技术，则是一种常用的非常规油气藏开采方法。
传统的压裂技术主要是通过地面井口注入水、沙等材料来使地下岩石断裂或扩展缝隙，从而释放油气。
而非常规油气藏的开发则需要更加先进、高效的压裂技术。
近年来，国内外的研究者通过不断创新，探索出了多种非常规油气藏压裂技术。
首先，基于纳米技术的压裂技术正在发展。
这种技术采用纳米材料代替传统的压裂液，可以更加精细、准确地控制岩石的断裂程度，从而提高压裂效果。
此外，利用纳米材料的特殊性质还可以使得压裂液在岩石表面形成更加稳定的薄膜层，从而增加了岩石的稳定性。
其次，新型压裂材料也是非常规油气藏压裂技术的研究热点之一。
新型材料可以更好地适应非常规油气藏的特殊环境，具有更高的压裂效率和更长的使用寿命。
例如，研究者们利用高分子材料制备出了一种新型压裂液，该液体具有更好的粘度和抗剪切能力，可以更好地控制压裂过程。
除此之外，不同的驱油技术也可以应用于非常规油气藏的开采中。
例如，基于微生物的驱油技术可以通过调控地下微生物群落的结构，降低岩石表面张力，从而改善非常规油气藏中的压裂效果。
当然，总的来说，非常规油气藏的压裂技术研究还有很长的路要走。
未来的研究方向可能将会集中在以下几个方面：首先，从理论层面上进一步探究非常规油气藏的产气机理，尤其是对于颗粒流状况和液体流量的研究，可使技术得到更好的应用。
其次，提高压裂技术的准确性和可控性。
目前，随着科技进步惯性导航、计算机视觉等应用技术的逐步普及，可以更加精确、实时地监测和控制压裂过程，既能提高开采效率，也能避免环境污染和能源浪费。
最后，结合全球新能源的趋势，未来压裂技术不仅需要更好地适应传统石油工业，还需大力发展新能源新技术，例如可再生能源的开采等。
北美页岩油气开发关键技术1
北美页岩气开发关键技术吕晓光①C&C Reservoirs，100102 北京摘要目前北美地区已开发或正在评价的页岩油/气主要区带有14个，分布在美国的中东部和加拿大的西南部。
北美页岩油/气勘探、开发实践表明油气藏表征识别页岩油气富集的“甜点区”、长水平段水平井、分段清水压裂、微地震监测是页岩气藏开发的四项基本支撑技术。
上述技术的应用并通过有效的压裂液水资源管理和同井场多井水平井钻井降低开发成本是北美页岩气有效开发的关键所在。
关键词页岩气；甜点区；分段压裂；微地震监测1821年美国第一口页岩气井自泥盆系地层产气，1920s首个气田级别页岩气（Big Sandy Ohio Shale)开发，1930s Antrium 页岩气投入生产并于80年代得到大规模开发，1950s Bakken页岩气/油投入开发。
早期页岩气如Huron和Antrim 页岩气产自浅层（300-900m)富含有机质裂缝性页岩中。
气井产量0.3-0.6×104m3，单井可采储量700-1400×104m3。
页岩气早期开发阶段认为裂缝是页岩气产气的前提，吸附气是页岩气储集的主要机制，除非有大量天然裂缝，否则无法有效生产。
1981年Mitchell 能源公司的C.W. Slay-1 井在巴耐特（Barnett）2500m石炭系地层页岩中获得天然气产量，发现了现代意义上的页岩气。
当时认为深层页岩气层无渗透率，难以经济有效开发动用。
随后20年间Mitchell 能源公司探索应用大型压裂设计，开展深入的页岩气藏表征，采用低成本钻井技术和增产措施等使巴耐特页岩直井单井产量增加一倍，得到了经济有效开发。
实践中认识到：（1）页岩气可以以自由气的形式存储于孔隙中；（2）水平井压裂可以为深层页岩气提供流动通道；（3）巴耐特页岩并不是水敏的；（4）应用低成本、大体积清水低支撑剂浓度压裂液可改善压裂效果；（5）对老井的重复压裂增加页岩气藏的接触面积，一次重复压裂单井可增加可采储量0.14-1.5×108m3。
压裂技术现状及发展趋势
压裂技术(jìshù)现状及发展趋势(长城(Chángchéng)钻探工程技术(jìshù)公司(ɡōnɡsī)) 在近年(jìn nián)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辟中的作用日益明显。
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辟效果的重要手段。
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辟。
（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为了整体压裂技术，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辟中发挥了巨大作用。
（4）1999年-2005年：开辟压裂。
考虑井距、井排与裂缝长度的关系，形成最优开辟井网，从油藏系统出发，应用开辟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(jìshù)发展现状经过五个阶段的发展，压裂技术(jìshù)日益完善，形成为了三维压裂设计软件和压裂井动态预测(yùcè)模型，研制(yánzhì)出环保(huánbǎo)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辟的重要手段之一。
部分国外水平井重复压裂工艺技术典型案例
部分国外水平井重复压裂工艺技术典型案例1. 引言在石油工业领域，水平井重复压裂是一种常见的增产技术。
它通过多次压裂工艺，能够有效地提高油藏的产能和采收率。
本文将对部分国外水平井重复压裂工艺技术典型案例进行深入探讨，分析其技术特点和应用效果，旨在帮助读者更全面地了解这一技术并学习国外先进经验。
2. Case 1: Eagle Ford Shale FormationEagle Ford Shale Formation是美国得克萨斯州的一个重要油气田。
在该区域，部分水平井通过重复压裂工艺取得了显著的增产效果。
该工艺采用了多级水平井段和压裂工具，利用高压液体将地层裂缝扩大并稳定，从而增加了原油的采收率。
经过数次压裂，井产量得到大幅提升，为当地油田的发展做出了重要贡献。
3. Case 2: Bakken FormationBakken Formation是北美洲重要的页岩油区之一，也是水平井重复压裂技术的成功应用范例。
在该地区，一些水平井通过多次压裂工艺进行了有效的油藏开发。
通过合理设计压裂参数和控制井段布局，这些井实现了优异的产量表现，并且在长期稳产方面取得了可喜的效果。
这些案例为国内页岩油田的开发提供了有益的借鉴。
4. 技术特点分析这些典型案例的成功经验表明，部分国外水平井重复压裂工艺具有一些共同的技术特点。
它们注重压裂工具和液体的优化组合，以确保地层裂缝的高效形成和扩展。
多次压裂的井段布局和控制技术得到了精细调整，以实现更广泛的地层覆盖和更大的产能释放。
这些案例还充分利用了现代监测技术和数据分析手段，对压裂效果进行实时监测和评估，保障了工艺的实施效果。
5. 总结与展望通过对部分国外水平井重复压裂工艺技术典型案例的深入分析，我们对这一技术有了更全面的认识。
它不仅在增产增储方面取得了显著成效，而且在解决难采油气田开发难题和提升采收率方面展现了巨大潜力。
未来，我国在水平井重复压裂工艺方面的研究和应用将继续深入，通过学习借鉴国外先进经验，我们有信心在这一领域取得更大突破，为油气田的有效开发和利用贡献力量。
- 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)。
2014年第3期内蒙古石油化工101国外页岩油气藏压裂改造技术李明(中国石化胜利油田分公司采油工艺研究院。
山东东营257000)摘要：我国致密砂岩及页岩油气资源非常丰富，但在此类油气藏的压裂改造技术方面刚刚起步．制约了开发利用的步伐。
北美近几年来在页岩气勘探开发领域获得了巨大的成功，形成了以可压性评价技术、泵送易钻桥塞和裸眼投球滑套为主的水平井多级分段压裂完井工艺以及水平井压裂设计优化技术、裂缝评价技术、压裂返排液处理与再利用技术、压裂新材料等一系列成熟的页岩油气藏增产改造工艺技术，大幅提高了北美页岩油气的产量。
通过对各项技术的分析，提出了适于我国致密砂岩及页岩油藏的压裂技术，并对下部攻关研究方向提出了建议。
关键词：页岩；压裂；水平井；可压性中图分类号：TE357．1+3文献标识码：A文章编号：1006—7981(2014)03—0101一04北美的页岩油气勘探开发发展迅速，2010年美国页岩气产量达到了1378亿方，占美国天然气总产量的23％，2011年产量达到了2000亿方，不断使美国的天然气格局产生了重大变化，而且对全球能源供求关系和地缘政治产生了重要影响。
页岩气的经济开发依赖于有效的压裂工艺，压裂技术直接影响着页岩气井的经济效益。
从20世纪80年代开始，经历了从高能气体压裂、C O：泡沫压裂、交联凝胶压裂、减阻水压裂、水平井压裂、水平井多段清水压裂、水平井同步压裂技术的发展，认识到水力压裂成败的关键在于是否形成大规模的、相互沟通和稳定的裂缝网络。
围绕最大限度接触油气藏的体积压裂理念，在基础研究、改造工艺、压裂新材料以及监测技术等方面形成了一系列成熟配套的技术。
1可压性评价技术页岩性质差异大，不同的页岩需要采用不同的压裂工艺，国外通过计算脆性指数、可压指数以及应力的各向异性，来评价地层可压性，指导压裂液的选择及压裂优化设计。
岩石脆性的概念包含了泊松比和杨氏模量两个因素。
泊松比用来表征岩石的抗破坏能力，杨氏模量用来表征岩石保持裂缝稳定的能力。
泊松比值越小，岩石越脆，杨氏模量的值越大，岩石也会越脆[1]。
因为泊松比和杨氏模量的单位有很大差别，引入脆性的每个变量需要统一，然后平均，以得出脆性系数，并用百分数来表示。
根据泊松比和杨氏模量计算脆性指数，需要以下几个公式：Y M—B R I T=“Y M S—C一1)／(8-1))×100(1) P R B R I T=((PR C—O．4)／(0．15—0．4))×100(2)B R I T=(Y M B R I T+PR B RI T)／z(3)这个模型中用到的静态杨氏模量和泊松比．可以通过M ul l en等人提出的方法得到。
脆性测试曲线有两个用途，第一，区分塑性页岩和脆性页岩。
第二，将脆性测试曲线覆盖到闭合压力梯度曲线上，以找出不利于水力压裂的层段。
脆性指数的大小决定压裂产生网状裂缝还是单一裂缝，决定采用滑溜水、线性胶、还是交联液，见表1。
根据脆性指数的大小还可以确定压裂支撑剂的浓度、压裂规模的大小等。
表1液体体系选择彳滁≤嘭糍|||一∈≥；I高_1__———————_一l_皇墨萄墨罱军曲』鬲1h夺娃瓜齄＼．．．．—／’。
2水平井多级分段压裂改造技术经过不断发展，国外以贝克休斯、威德福、斯伦贝谢等公司为代表，形成了投球滑套+裸眼封隔器、泵送可钻机械桥塞、水力喷砂射孔环空压裂等三项主要压裂完井技术，总体而言，投球滑套+裸眼封隔器和泵送桥塞压裂技术是页岩油气水平井使用最为广泛的技术，连续油管水力喷砂射孔环空加砂压裂收稿日期：2013—1l—09作者简介：李明(1981-)，男，工程师，现主要从事压裂工艺及储层改造研究工作。
102内蒙古石油化工2014年第3期技术在直井上应用更多。
在压裂改造工艺方面形成了高速通道压裂、同步压裂等技术。
2．1水平井压裂完井技术2．1．1泵送可钻桥塞分段压裂技术泵送可钻式桥塞分段压裂技术是一种不限制分压段数的套管完井分段压裂技术，贝克休斯与哈利伯顿等公司均发展了该技术。
该技术利用电缆将桥塞和射孔枪泵送入井，通过电缆信号实现坐封桥塞与射孔连作。
目前有多种型号的泵送可钻式桥塞，适用于3．5”、4．5”、5．5”、7”等多种套管尺寸，耐压差可达86M Pa，耐温可达232℃，已成为页岩气水平井采用最多的压裂技术。
其优点是工艺相对成熟简单，有利于后期多段压裂，缺点是套管固井有可能造成水泥浆对储层的伤害。
‘?；H_____-_H-_o o…竹带—忡蕊薷群嬲舞篡蹩恻湍K群蹴霹鼍犍露篮叠暑憩魏然％磕oo_蕊图1泵送可钻式桥塞分段压裂井下桥塞示慧图2．1．2裸眼封隔器+投球滑套分段压裂技术裸眼封隔器+投球滑套分段压裂技术是在钻井完成后用钻杆一次性将多个封隔器和投球滑套下人到裸眼井段，采用压力或用柴油坐封，施工时通过从小到大投入球打开滑套分压各段。
该技术的代表有斯伦贝榭的St ageFR A C、贝克休斯的Fr ac--Poi nt以及哈利伯顿R api dFr ac T M等。
图2多级裸眼封隔器分段压裂管柱示意图该技术分压段数多，在9％”井眼理论最大分压段数可以达到30段；压裂过程不动管柱，压后又可作为生产管柱；施工快捷，1天可以施工10一20段。
裸眼封隔器+投球滑套分段压裂技术是目前国外逐渐推荐采用的一种新技术，施工时间短，对目的层无伤害．但是对井眼条件和滑套质量提出更高要求。
该技术在B a kke n、E agl eFor d等地区页岩油水平井的分段改造中应用较多，目前正向封堵球级差更小(级差1／16i n)、一个球打开多个滑套、封堵球完成封堵任务可溶解等方向发展。
2．1．3水力喷砂射孔环空压裂技术该技术将连续油管与水力喷砂射孔相结合，利用水力喷射器进行喷砂射孔，从环空进行加砂压裂。
采用砂塞或者可重复坐封的隔器封堵已压层段，压完一段后上提连续油管进行喷砂射孔，再环空压裂下一段，依次类推，适用套管完井。
连续油管水力喷砂射孔环空压裂技术理论上不受段数限制，在美国F or t W or t h盆地斜深2755m，垂深1696m，水平井段长度878m，4．5，，套管完井的页岩气井上进行过43段压裂改造，每段裂缝间距15m～18m。
2．2压裂改造工艺2．2．1高速通道压裂技术传统压裂作业是要提高支撑剂圆度和强度、降低支撑剂的压碎率、降低破胶剂的载荷，最大限度提高增产效果。
高速通道压裂工艺全完省略了支撑剂的导流能力，裂缝内部形成渔网状的支撑形态，油气不是在传统的支撑剂充填层中流动，而是在支撑剂支柱之间的通道内流动，从而使裂缝具备无限导流能力，大大降低流动阻力，可以显著提高裂缝导流能力。
并且这种施工方式还可以降低施工液量和砂量‘2I。
图3高速通道压裂技术原理示意图这种形态的支撑剂铺置是通过段塞式的加砂方式结合纤维压裂等技术来实现的，该技术适用于硬度较大砂岩／碳酸盐岩／页岩储层，一般要求E／o=>2014年第3期李明国外页岩油气藏压裂改造技术103275，要求为套管固井完井，井底温度<174℃。
H i W A Y已在八个国家的直井和水平井中的5500多个分段压裂中得到应用，成功率>99．95％。
在美国Encana，洛基山脉、Eagl e For d等产区广泛应用，E a gl e F or d采用这项技术使得凝析油产量较常规压裂方式提高43％，而压裂液用量减少58％，支撑剂用量减少35％。
2．2．2同步压裂技术同步压裂是指两口或两口以上相邻且平行的水平井交互作业，逐段实施分段压裂，这种方式一是可以利用压裂过程中的应力场变化，促使水力裂缝扩展过程中相互作用，产生更复杂的缝网，增加改造体积(SR V)，提高初始产量和最终采收率；二是利用一个井场，减少作业准备，提高作业效率。
B ar net t页岩进行了3口水平井顺序、“拉链”压裂试验，对4口井产量做了对比。
第一周完成井A的5级压裂，第二周进行井B和井C的同步压裂[3]。
3口顺序／同步压裂井A、B和C第一个月日平均产量5．9～8．1万m3，而单独压裂井D第一个月日平均产量为1．7万m3。
井B和井C的同步压裂可能强化了井A的裂缝网络，导致产量的提高。
4口井产量对比见表2。
表2“拉链”压裂、顺序压裂与单独压裂产量的比较3水平井压裂优化设计技术优化设计技术方面，国外建立了以油藏为中心的综合工作流程，在油藏描述的基础上开展压裂完井设计优化，并利用压裂实施的过程中获取的参数和压裂施工后的评价结果对压裂完井设计进行实时优化，并更新油藏模型，不断提高压裂设计的针对性和有效性。
3．1分段数及段间距优化在主产凝析油和天然气的Eagl e f or d产区，利用数据拟合来矫正油藏模型“]，然后利用油藏模型进行段数及导流能力优化，从一个优化结果看6—40段，产油量和产气量都明显增加，特别是产油量，而从净现值考虑得到最佳分段数为20段。
导流能力越高越好，特别是对产油量。
3．2压裂模拟页岩气井水力压裂模拟一般通过专业的模拟软件进行。
美国M eye r&A ss oci at e s公司的M eye Fr a c t ur i ng Si m ul at or s中基于离散裂缝网络模型(D i s—cr et e Fract ure N e t w or k)的M Sha l e模块是专业的模拟页岩或煤层水力压裂中多裂缝、非对称缝和不连续缝的模拟器，能够有效解决页岩和煤层水力压裂裂缝模拟与分析的难题。
图4不同分段数下产油及产气曲线习：笏一图5净现值分析斯伦贝谢公司以Pet r el为平台建立了以油藏为中心的，从地震到压裂模拟的综合工作流程，其中的M a ngr ove模块可以实现完井和压裂设计的优化。
M a ngr ove提供从完井、压裂改造到评价的整个过程，可以根据特定的油气藏设计不同的工作流程和方法。
4水平井多级分段压裂配套技术4．1压裂裂缝评价技术104内蒙古石油化工2014年第3期国外已经形成了成熟的裂缝检测技术。
主要的检测技术有井下微地震技术，一般需要在邻近的直井或水平井设置多个检波器检测压裂过程中信号，要求被监测井对应至少一口监测井，井距小于400m，两口井井口位置最好不在同一井场。
阵列式地面微地震裂缝监测技术，该技术为美国M SI公司的专利技术，采用类似勘探检波器阵排列，使用多条测线、上千个接收道，在地表监测微地震信号。
使用被动地震发射层析成像(PSET R)技术对压裂过程中微地震事件活动结果成像。
测斜仪技术是根据测量压裂造成的地层岩石形变，通过数学逆运算得到水力裂缝的长度、高度和延伸方位。
裂缝方位测试精度大约0．5。
～1．O O／300m 井深，可用于3500m以浅地层裂缝监测，邻井与施工井间距小于500m。