页岩气压裂改造发展历程
美国页岩油气发展历程及成功因素分析精选版
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）1. 页岩油气——资源丰富，美国借力页岩革命实现能源自主1.1. 页岩油气——能源结构中的重要拼图页岩油气是指从页岩中开采出来的石油和天然气，包含页岩油和页岩气。
页岩油气的形成和富集有着自身独特的特点，往往分布在盆地内厚度较大、分布广的页岩烃源岩地层中。
全球页岩油气储量十分可观，储量集中在中美俄三国。
根据美国能源信息署（EIA） 2013 年的统计，全球天然气探明可采储量为 647 万亿立方米，其中页岩气为 206 万亿立方米，占全球天然气可采储量的 32%。
而全球页岩油储量达到了 3450 亿桶，占全球石油储量的 20%。
美国率先完成页岩油气革命，页岩油气产量占比过半，2017 年成为天然气净出口国。
美国在经历多年的技术摸索后，成功完成了页岩气革命。
2017 年美国页岩气占天然气年产量的 72%，页岩油占石油年产量的比重也超过了 50%。
凭借页岩气的持续高产，根据 EIA 数据，2017 年美国天然气产量超过消费量实现能源自主，也正式实现了由天然气输入国向净出口国的转变，这也是美国自 1957 年以来首次成为天然气净出口国。
1.2. 钻完井为核心流程，水平井和水力压裂为核心技术页岩气的开采流程可以分为勘探阶段——开发阶段——采气阶段，其中开发阶段的钻井和完井是页岩油气成功开发的核心。
而水平井钻井和压裂是目前使用的核心技术。
水平井是指井眼竖着打到一定的深度以后，再向水平或者接近水平的倾斜方向继续延伸一定长度的定向井。
竖直与水平方向打井的井斜角要达到90°左右，水平段在页岩层里水平方向延伸的长度一般要大于页岩厚度的 6 倍。
水力压裂技术是水平井的关键配套技术之一，利用储层的天然或诱导裂缝系统，使用含有各种添加剂的压裂液在高压下注入地层，使储层裂缝网络扩大，并依靠支撑剂支撑裂缝，从而改善储层裂缝网络系统，达到增产目的。
2. 四大阶段复盘美国页岩气革命页岩气勘探开发始于美国，经过多年摸索，美国目前已通过页岩气革命实现了天然气全面自给自足，并成为天然气净出口国。
页岩气水平井压裂技术浅析
裂缝 形态 不再 是简 单 的纵 向裂缝 、横 向裂缝 或者扭 曲裂缝 ，而是 形成 大型 的裂缝 网络 。与此 同时 ，其渗
流方 式也 不是 传统 水力 压裂 所形成 的简单双 线性 流 ，而是更 为 复杂 的网络裂缝 渗 流 。由此 可见 ，为 了最
１ ２ 连续 油 管喷砂 射孔 环 空分段压 裂 ．
采用 该技 术时 ，通 过连续 油管 以 ０ ５ ． ｍ。ｒｉ ． ～Ｏ ６ ／ ｎ的排 量 将砂 浓度 为 １ ０ ｇ ｍ。 射孔 液 喷 出进 行 ａ ０ｋ ／ 的 喷射 射孔 ，射 孔完 毕后 可 以通 过环 空进行 加砂 压裂 ，在 向上拖 动过 程 中即可 以实现 多级压 裂 。该 技 术 的
大程 度地 开 发页 岩气 ，形成 更大 、更 广 的裂 缝 网络是 必然趋 势 。水平井 压裂 技术 具有水 平井 段长 、沟通
面 积广 的优 势 ，采 用该 技术 能够 形成 十分庞 大 的裂缝 网络 ，因此 ，水平 井压 裂技 术成 为页 岩气开 发 的重 要 手段 。下 面 ，笔者对 几种 主要 水平 井压裂 技术 进行 了 阐述 。
１ 多级 压 裂 技 术
１ １ 滑套 分段压 裂 ．
采 用该 技术 时 ，首先一 次 射开全 部待 压裂 井段 ，再 坐封封 隔器 ，通过 油管直 接压 裂下层 ，喷 砂滑套 处于关 闭 状态 。待下 层压 裂后 ，停泵 、投 球 ，待其落 到 喷砂滑 套位置 后 ，向油管 加压 ，打 开喷砂 滑套 喷 砂孔 ，进 行第 ２段压 裂 。同 时可根据 需要 重复 上述 步骤 。该技 术具有 以下 优点 ：一趟 管柱 可完成 多段定 点改 造 ，针对性 强 ；工序 简单 ，作业 效率 高 ，工艺 管柱性 能可 靠 ；可 以同时满 足浅 、中、深水平 井分 段 压裂 的要 求 。该 技 术 的缺 点在 于封 隔器 易砂埋 和管 柱上 提 困难 ，且对 固井 质量要 求太 高 。
页岩气压裂技术现状及发展建议
页岩气压裂技术现状及发展建议I. 前言- 研究的意义- 写作的目的II. 页岩气压裂技术的现状- 页岩气压裂技术的定义- 页岩气压裂技术的历史- 页岩气压裂技术的发展现状III. 页岩气压裂技术存在的问题- 环境问题- 经济问题- 技术问题IV. 页岩气压裂技术的发展建议- 加强环境保护措施- 改进经济收益模式- 提高技术水平V. 结论- 总结页岩气压裂技术的现状与问题- 展望页岩气压裂技术的发展前景VI. 参考文献I. 前言当今社会，能源的需求日益增长。
而传统的石油、煤炭等化石能源数量逐渐减少，价格也不断飙升，如何开发新型、清洁、高效的能源成为全球各国所关注的重点。
页岩气因其属于天然气而不属于化石燃料，且在本质上比传统石油、煤炭更干净，更稀缺，所以受到了越来越多的关注，并被视为未来能源的主要来源之一。
然而，页岩气开发的主要难题是它的产地经常位于岩石深处，直接采集并不容易，需要借助压裂技术才能开采出来。
本文将主要探讨现阶段页岩气压裂技术的现状以及存在的问题，并提出相应的建议，旨在为页岩气压裂技术的未来发展提供借鉴、提供思路。
II. 页岩气压裂技术的现状1. 页岩气压裂技术的定义页岩气压裂技术是指通过钻探开采页岩气井，然后在井中注入一定量的液体混合物，在巨大的压力作用下，使混合物破除岩石中的裂隙，使得页岩气被释放到破裂的孔隙中。
这样，压裂过程中释放出的天然气就可以流入井管中被采集到地面。
2. 页岩气压裂技术的历史页岩气压裂技术的历史可以追溯到二十世纪五六十年代，当时该技术主要用于克服传统能源开采的静态限制。
但是，由于当时该技术还不成熟，加之成本过高，所以并没有得到广泛应用。
直到1990年左右，页岩气压裂技术逐渐成熟，并开始在美国和加拿大被广泛采用。
近十几年来，由于天然气市场的需求不断上升，并伴随着技术水平的提高，页岩气压裂技术在全球范围内得到了迅速的推广和发展。
3. 页岩气压裂技术的发展现状目前，页岩气压裂技术在美国和加拿大等油气资源丰富的国家已经商业化，甚至已经成为重要的国民经济收入来源，在全球油气行业中扮演着至关重要的角色。
页岩气井压裂技术
6 桥塞+射孔联作 滑溜水+清洁压裂液 100目+40/70目+20/40目陶粒
三、压裂施工设计技术
2）多级滑套水平井分段压裂技术
利用地面遥控井下电控滑套实施水平井分段压裂的完井管柱技术研 究。该技术可实现任意层、任意次序单层单段施工，也可实现任意多级 的批量施工。
三、压裂施工设计技术
3）裸眼封隔器+滑套分段压裂技术
目前我公司开发的压裂液体系有：降阻水压裂液、线性胶压
裂液、泡沫压裂液、交联压裂液。就国内页岩井压裂常用体系
为降阻水和线性胶体系。
降阻水及线性胶综合性能及特点：
●低摩阻性：降阻率》60%
●低伤害性：伤害率<10%， ● 低粘度：2～30mPa.s可调
●返排液表面张力较低，具有回收再循环利用的基础
● 可实现压裂液在线配制、根据施工情况调整压裂液的用量，降低浪
钻探长芯1资 料井及威远气 田页岩段系统 取芯井，并与 挪威石油、埃 克森美孚联合 研究
先导试验阶 段
2009年部署 中国第一口 页岩气评价 井威201井获 井口测试日 产能1.08万 方的工业气 流
目前我国已在页岩气开发实验区钻井62口，其中24口井获得 工业气流。
一、概述
《页岩气十二五发展规划（2011— 2015年）》，到 2015年，页岩气
年产量达到 65 亿立方米。到
2020 年，年产量有望达到 1000
亿立方米以上。
页岩气勘探开发具有广阔的前景
一、概述
针对国内页岩气井开发的需求，2010年公司开始对非常 规油气井压裂进行技术研究和相关单位技术合作，经过几年 的努力，已基本完成了技术的配套工作，同时对技术人员进
行了优化，经过与华东分公司、西南分公司等多家油田压裂
页岩气开发环保技术系列-二氧化碳干法加砂压裂技术
CO2压裂裂缝尺寸模拟
CO2注入后的岩样裂缝透视图
7
7
02 技术原理及特点
Technical Principles and Characteristics
通过多年的持续推进，突破2项关键技术（CO2增粘剂开发和密闭混砂装置研
31℃
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02 技术原理及特点
Technical Principles and Characteristics
采用数值模拟方法，对CO2压裂的裂缝特征进行了分析，模拟结果显示：与 水、滑溜水压裂液相比，CO2压裂液会产生更长但较窄的裂缝。
室内物模实验结果显示，与常规压裂相比，CO2压裂的人工裂缝网络发达， 形态更加复杂。
准化的施工步骤，用于指导现场施工作业；对不同类型的井层，提出了施工参
数设计建议。
（1）标准地面流程
（2）标准施工步骤 第一步、将液态CO2储罐运至 井场 第二步、设备摆放及联接 第三步、氮气泵车试压 第四步、冷却地面管线及压裂 设备 第五步、压裂施工 第六步、关井 第七步、放喷
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02 技术原理及特点
支撑剂速冷技术
氮气增压技术
技
压裂装备
储、运、泵、控系列装备
术
标准规范
工艺、产品、装置系列标准
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02 技术原理及特点
Technical Principles and s
1、实验研究了压裂中CO2的相态特征及变化
通过下入井下压力计的方式，监测了压裂施工过程中的井下压力、温度变 化情况，监测结果显示： p井筒中的CO2前期为超临界态，中后期为液态。以2.0-4.0m3/min的排量注入液 态CO2计140m3后，井底温度由98 ℃降低至31℃，井底CO2的相态由超临界态变为 液态。 p地层中的CO2以普遍为超临界态。关井后井底温度在10min内迅速由20 ℃上升 至31℃以上 。
页岩气三代钻井技术、压裂技术
页岩气三代钻井技术、压裂技术怎样开采页岩气？页岩气是充填于页岩裂隙、微细孔隙及层面内的自然气。
开采页岩气通常要先打直井到几千米的地下，再沿水平方向钻进数百米到上千米，并采纳大型水力压裂技术，也就是通过向地下注入清水、陶制颗粒、化学物等混合成的压裂液，以数十到上百兆帕的压力，将蕴含自然气的岩层“撬开”，就像在致密的页岩中建设一条条“高速大路”，让深藏于页岩层中的页岩气沿“高速大路”跑到水平井段，最终从直井中采出来。
页岩气井钻井示意图页岩气三代钻井技术●一代技术2023年~2023年，勘探开发初期，水平段1000~1500米，周期80~100天。
主要以常规油气钻井技术工艺+水平井钻井技术+油基钻井液为主。
●二代技术2023年~2023年，一、二期产能建设时期，水平段1500~2200米，周期60~80天。
针对页岩气开发特点，开展页岩气工程技术“一次革命”，攻关完成了“井工厂作业+国产化工具+自主化技术+系列化工艺”，实现提速降本增产。
●三代技术2023年至今，页岩气大进展时期，水平段2000~3000米，周期40~60天，围绕“四提”目标，开展页岩气工程技术“二次革命”，主要技术路线是“个体突破向综合配套转变，单项提速向系统提速进展”，技术要点是两个方向（钻井工艺+钻井工具）、三大核心（激进参数+精益施工+超常工艺）、三大基础（地面装备+井下工具+钻具组合）。
页岩气三代压裂技术●一代技术2023年~2023年，渐渐形成自主化的以“桥塞分段大规模体积压裂+井工厂运行”为核心的页岩气长水平井高效压裂技术系列。
●二代技术2023年~2023年，自主页岩气压裂技术转变为追求改造体积裂缝简单度最大化，攻关形成了“多簇亲密割+簇间暂堵+长段塞加砂”主体压裂工艺等低成本分段工具及工艺为代表的二代压裂技术系列。
●三代技术2023年至今，为满意多层立体开发和不同类型储层要求，乐观开展全电驱压裂装备配套适应性讨论，推广牵引器射孔技术和延时趾端滑套工艺，优化高效可溶桥塞结构，研发井口快速插拔装置、多级选发点火装置、高效连续油管钻塞液体系，持续更新升级压裂装备及其配套工具，全面提升了装备作业水平，实现低成本、规模化、绿色施工。
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。
页岩气开发过程中的压裂用水处理工艺进展
（4）系统具备调速功能，可取消变速箱的 一组换挡装置以及一套气胎离合器，使动力传 递更加直接，结构更加紧凑，传动效率更高。
（5）该系统采用了模块化设计，可独立 运输，修理过程中可以仅对损坏部分进行拆 解，便于现场处理。将主离合器改为万向轴 可以大大降低修理过程中电机校正难度。
勘探开发
页岩气开发过程中的压裂用水处理工艺进展
文／董志立
摘要
实现经济开采页岩气的有效手段是 进行大规模水力压裂，但开发过程中耗水 量巨大。为了安全环保地对页岩气进行有 效开采，需要深入研究废水处理工艺。本 文对页岩气开发过程中用水情况以及废水 处理进行了广泛深入的调研，阐述了目前 页岩气开发中可用的水处理工艺及使用特 点，介绍了各种处理技术的原理、工艺、 适用条件和存在的问题。调研结果发现： 不同页岩气产区的水力压裂回流废水（含 不同的化学试剂）要求有不同的水处理解 决方案。根据北美的处理经验，过滤技 术、热处理技术以及硅藻净水技术已经趋 于成熟并且已经开始规模化应用，对国内 页岩气开发水处理工艺有着借鉴和参考意 义。
（3）金属含量：应对成垢化学品水平 （包括钡、钙、镁）进行限制，防止其对设 备和基础设施造成负面影响。
（4）微生物含量：应控制生物的生长， 防止对管材的腐蚀。
（5）自然带有的放射性物质（NORM） 2.2 水处理方法 2.2.1 过滤
用于去除废水中的悬浮固体（TSS）。 过滤方法种类繁多，包括类似于家用的简单 过滤，以及更有效、且设计精良的昂贵过滤 器。最基本的过滤技术属于较低端的处理技 术，例如筒式过滤器和媒体吸收装置。[6] 用 于页岩气业的过滤装置是一个孔径尺寸从0.04 微米到3微米不等的过滤器，捕获废水中所有 悬浮固体，生产清洁水。但是，该过程不能 降低废水中的总溶解固体浓度。处理后，水 通常被运往新井与淡水混合，这一过程旨在 稀释过滤水中的剩余污染物，以用于压裂。 2.2.2 化学沉淀法
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
页岩气压裂技术
页岩气压裂技术页岩气是一种质量类似于天然气的燃气，它是从页岩中提取出来的。
而页岩气的提取需要进行压裂技术，这是一种重要的技术，可以控制裂缝的大小和方向，从而让页岩气自然流出，然后通过管道输送到地面。
什么是页岩气压裂技术？页岩气压裂技术是一种通过将压力施加到岩石层上，使其形成断裂并释放出页岩气的技术。
这个过程需要钻取井控制器，把压力渗透到岩石层中，压力会使得页岩开裂成毛细管间隙，释放出天然气从而随着岩石层的孔隙流向井眼，在管道中输送。
为什么需要压裂？对于很多新的能源资源，压裂技术是必需的。
在过去，无论是石油、天然气还是煤都是相对易于提取的，并且它们的质量特性在化学和物理层面都相对简单明了。
但是，页岩气的提取却不一样，它躲藏在深层岩石的毛细管中，不像传统油气沉积岩石储层原有天然孔隙，需要通过压力液体将岩石撕裂，并得出其中的页岩气。
因此，压裂技术就成了页岩气提取的必要手段。
在压裂的过程中，利用压力液体将岩石撕裂并重新排列，从而因此将包含在其中的气体释放。
但是，压裂液对水质有一定的影响。
所以，对于大多数气田或油田开采，需经过政府部门的批准方可开始开采。
压裂技术的步骤压裂液注入岩石，使岩石撕裂和排列，并释放出页岩气。
将生产管道安装到井口并连接到吸气装置。
岩石撕裂和排列产生的空间一旦形成，挤压液体会流进空间中，从而使得岩石撕裂程度得到不断加深。
通过这个过程，我们可以更准确地控制裂缝的大小和方向，以便更容易地提取出页岩气。
使用的压裂液主要由水、砂子和化学药品组成。
这些砂子可以防止岩石再度收缩进裂缝，并增强了岩石的承重能力。
且这些化学药品可以增加所使用的水的流动性，以便更加容易地填满岩石的缝隙和孔隙，使裂缝尽可能的深入。
当然，另一方面，压缩了岩石之后，需要尽可能的释放所有的压裂液，以便让岩石能更快速的回复到原状。
这是非常关键的，因为只有快速的释放压缩的液体，才能更快地释放出更多的页岩气。
需要注意的问题在进行压裂的时候，有一些注意事项必须遵守。
页岩气开发水力压裂技术综述
页岩气开发水力压裂技术综述一、本文概述随着全球能源需求的日益增长，页岩气作为一种清洁、高效的能源，正逐渐受到广泛关注。
作为页岩气开发中的核心技术之一，水力压裂技术在提升页岩气开采效率和产量方面发挥着至关重要的作用。
本文旨在全面综述页岩气开发水力压裂技术的最新研究进展、应用现状以及未来发展趋势，以期为相关领域的科研人员、工程技术人员和政策制定者提供有益的参考和借鉴。
文章首先介绍了页岩气及其开发背景，阐述了水力压裂技术在页岩气开发中的重要性和意义。
接着，文章对水力压裂技术的基本原理和流程进行了详细阐述，包括压裂液的选择、压裂设备的设计与选型、压裂施工过程中的关键参数控制等方面。
在此基础上，文章重点综述了水力压裂技术在页岩气开发中的应用现状，包括压裂工艺的优化、压裂液体系的改进、压裂效果的评估等方面。
文章还对水力压裂技术面临的挑战和问题进行了深入分析，如环境保护、水资源利用、技术创新等方面的挑战。
文章展望了水力压裂技术在页岩气开发中的未来发展趋势，提出了加强技术研发、优化压裂工艺、提高压裂效率、强化环境保护等方面的建议。
通过本文的综述，旨在推动水力压裂技术在页岩气开发中的进一步发展，为实现清洁、高效的能源利用和可持续发展做出积极贡献。
二、页岩气开发概述页岩气，作为一种重要的非传统天然气资源，近年来在全球范围内受到了广泛的关注。
它主要赋存于页岩地层中，以游离态或吸附态存在，具有开采难度大、技术要求高的特点。
页岩气的开发对于满足全球能源需求、优化能源结构、减少环境污染等方面具有重要意义。
页岩气的开发过程主要包括勘探、钻井、完井、压裂、采气等阶段。
其中，水力压裂技术是页岩气开发中的核心技术之一。
通过向井筒内注入高压、大流量的压裂液，使页岩层形成裂缝，进而增大页岩气的渗流通道，提高采收率。
水力压裂技术的成功与否，直接关系到页岩气开发的效益和成本。
在全球范围内，北美地区的页岩气开发起步较早，技术成熟，产量稳居世界前列。
页岩气的开发和利用
頁岩气的开发和利用随着人口的不断增长和科技的不断进步，能源需求的日益增长成为全球面临的一个重要问题。
传统能源的供应方式已经不能满足社会的需求，因此寻找新的能源来源成为当前重要的任务之一。
而在这个领域中，頁岩气开采已成为发展的热门领域之一，其具有广泛应用的前景和良好的经济效益，因此受到了越来越多的关注。
本文将探讨頁岩气开发和利用的相关问题。
一、頁岩气概述頁岩气，也称为致密天然气，是一种存在于頁岩岩石层中的天然气，以甲烷为主要成分，同时含有其他烃类物质。
頁岩气的开发利用技术主要是水力压裂技术，即在高压条件下将大量的水和砂岩等填充物质压入岩层中，使之裂开，从而释放頁岩气。
与传统自然气勘探不同的是，頁岩气勘探需要通过水力压裂技术来开采，这使得勘探成本增加，但开采量也随之增加。
二、頁岩气的开发利用1、頁岩气的应用领域頁岩气的应用领域较为广泛，其中最主要的是发电、工业和家庭供气等。
頁岩气的产量相对较大，并且利用技术较为成熟，因此可用于取代传统煤炭和石油等能源，有效降低对环境和健康的影响。
2、頁岩气的利益分配在頁岩气的开发过程中，利益分配是一个关键的问题，因为勘探和开发技术需要投入大量资金和人力资源，并且相关政策和法律条款也需要满足一定的要求。
通常，利益分配的主要参与方包括政府、勘探公司和居民。
政府通常会通过税收、准入条件等方式参与利益分配，勘探公司则通过销售收益和开采成本的调整来获得利益，而居民则通过土地使用权、矿产资源权利等来获得一定的收益。
3、頁岩气的环境问题与其他能源开发一样，頁岩气的勘探和开发可能会对环境造成影响。
许多人担忧水力压裂技术可能会导致水污染，而且开发过程可能会对当地家庭和自然资源产生负面影响。
但实际上，只要采取正确的管理策略和技术，减少环境影响并保护当地生态和自然环境是完全可行的。
三、頁岩气的未来頁岩气开采和利用已经成为了一个越来越重要的话题，在未来的发展中也将继续发挥着重要的作用。
随着技术和管理策略的不断发展，頁岩气的开采和利用也将变得更加高效和环保，同时也将创造更多的就业机会和经济效益。
压裂技术发展历史回顾与发展状况-
规限流压裂完井，很多层在操作上与经济上受到限制，为暂放置层
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• 压裂工艺技术发展的特点
▲ 工程与地质的组合 ▲ 压裂与油藏工程组合 ▲ 技术概念+专用设备+井下工具+材料+实验室支持+软件支持
→→压裂实施工艺 →技术整合→技术系统 ▲ 压裂技术近期发展特点
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• 进一步提高低渗储量动用程度与发展压裂技术
❖ 对类似上述已获得开发的储层条件，可应用成熟技术对未动用储量实施开发
❖ 对未开发或未充分开发的难采低渗储量——压裂实施面临的难度： ▲ 低孔渗、特低孔渗油层物性，复杂岩性，复杂就地应力场与异常高净压力 ▲ 多、薄低孔渗储层、含不同程度发育的天然裂缝、储层透镜状岩体、严重 非均质与各向异性等
❖ 面对未开发或未充分开发难采低渗储量，必须发展（直井、水平井）完井压 裂、重复压裂等增产（注）工艺技术，实施低成本开发与进一步提高储量动 用程度
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多、薄低渗层——连续油管分层压裂工艺技术
• 概况 • 连续油管压裂设计原则与方法 • 应用实例
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多、薄低渗层——连续油管分层压裂工艺技术 （续）
• 连续油管作业应用 —— 现已形成一个热点，于短暂时间内：一种单项的修井
服务工具， 发展成为多种井下业务的组成部份
• 早期应用：诱喷、排液、酸化
5
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15
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• 均匀介质
• 单一裂缝 13
西部致密气砂层研究计划
• 单层 • 储层物性:例如 Φh=0.9m
k=0.05~0.005 md kh =0.45~0.045 md.m • 储层介质类型：均匀介质 • 压裂：单一裂缝形态 • 席状砂岩 • 大型水力压裂
页岩气压裂技术现状及发展方向
重 复压 裂应 用 于 页岩气 开 发 ，增 产效 果 显 著 ；２００２年 ， 时 ，人 工 裂 缝 与 天 然 裂 缝 之 间 的 角 度 也 对 网络 裂 缝 的
Ｄｅｖｏｎ公 司对 Ｖｏｓｓｂｕｒｇ地 区的 ７口页岩 气水 平 井进 行 形 成 有 影 响 ［”］。
了压裂试 验 ，取 得 巨大成 功 ，为实 现页 岩气 的大 规模 商
主 要 依靠 硝 化 甘 油爆 炸增 产 改 造技 术 实 现 量 产 ；１９８１ 差 异 较大 ，且都 有一 定 的局 限性 ，尚不 能从 宏 观上 反 映
年 ．美 国页 岩气 井首 次实 施压 裂改 造并 取得 了成功 。验 压 裂 时 岩 石 变 形 及 破 裂 特 征 。
证 了水 力压 裂技 术 开发 页岩气 的可行性 ．页 岩气 开发 ２．３ 天 然 裂 缝 识 别
２３６
断 块 油 气 田
业 化 开发逐 渐 成为 可能 。总 的来 说 ，页岩 气压 裂发 展历 念 ，然而 到 目前为 止 ，仍 没有 统 一 的岩石 脆性 指数 的定
程 可 分 为探 索起 步 、快 速发 展 以及 大 规模 推 广 应用 ３ 义 和测量 方 法 。李 庆 辉等 Ｉ６ 对 国内外 计 算脆 性 指数 的
此 ，压 裂 地质 特征 评价 技术 在 页岩储 层改 造 中ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ的地位
日益 突 出 。
随 着页 岩气 开发 的不 断深 人 ．常规 压 裂 已不 能满
２．１ 地 应 力 分 布 研 究
足 大规模 商业 化 开发 的要 求 ，水平 井分 段 大规 模水 力
压 裂 裂 缝 的 形 态 取 决 于 地 层 三 向 应 力 状 态 ，裂 缝 压 裂 成 为 当 前 页 岩 气 开 发 的关 键 技 术 。加］。此 外 。同 步 压
近5年页岩气发展情况
近5年页岩气发展情况近年来，页岩气作为一种新兴的清洁能源，受到了全球各国的广泛关注和积极推动。
本文将从全球和中国两个层面，详细介绍近5年来页岩气的发展情况。
一、全球页岩气发展情况1. 页岩气资源储量和产量增长：全球页岩气资源储量丰富，近5年来不断增长。
根据国际能源署（IEA）的数据，全球页岩气资源储量约为7000万亿立方米，其中北美地区占领了绝大部份。
在产量方面，近5年来全球页岩气产量持续增长，主要得益于美国的快速发展。
2. 美国页岩气革命：美国是全球页岩气产业的领头羊，近5年来取得了巨大的突破。
通过水力压裂技术（fracking），美国成功开采了大量的页岩气资源，实现了能源自给自足，并成为了天然气的净出口国。
据美国能源信息署（EIA）的数据，2022年美国页岩气产量达到了9000亿立方米，占全球总产量的近80%。
3. 其他国家的发展：除了美国，其他国家也在积极推进页岩气的开辟。
加拿大、阿根廷、澳大利亚等国家都取得了一定的发展，但与美国相比仍然存在一定的差距。
无非，随着技术的进步和经验的积累，这些国家的页岩气产量也在逐渐增长。
二、中国页岩气发展情况1. 页岩气资源储量和产量增长：中国拥有丰富的页岩气资源，近5年来页岩气资源储量和产量都取得了显著增长。
根据中国石油和化学工业联合会的数据，中国页岩气资源储量约为3500亿立方米，位居全球第三。
在产量方面，2022年中国页岩气产量达到了300亿立方米，同比增长了30%。
2. 政策支持和技术突破：中国政府高度重视页岩气的开辟，出台了一系列的支持政策。
近5年来，中国加大了对页岩气开辟的投入，并取得了一系列技术突破。
通过引进国外先进技术和自主研发，中国成功实施了一批大型页岩气示范工程，并取得了显著成果。
3. 页岩气产业链建设：近年来，中国加快了页岩气产业链的建设，形成为了从勘探开辟、生产利用到市场销售的完整产业链条。
在勘探开辟方面，中国加大了勘探力度，发现了一批具有潜力的页岩气田。
全球页岩油气发展历程
全球页岩油气发展历程页岩油气是一种非常重要的能源资源，其发展历程可以追溯到20世纪初。
以下为全球页岩油气发展的主要阶段：1. 探索与开发：20世纪初，石油工业开始探索页岩油气的潜力。
美国德克萨斯州的伯内特页岩是全球最早进行页岩开发的地区之一。
通过水力压裂技术，能源公司开始进行勘探和开采。
然而，由于技术限制和市场需求不足，页岩油气没有得到广泛应用。
2. 技术突破：20世纪50年代至70年代，美国在页岩油气技术上取得了重大突破。
水力压裂技术的改进和水平钻井技术的引入，使页岩油气的开采成本大幅降低。
这一技术进步在德克萨斯州巴内特页岩盆地得到了广泛应用，为全球页岩油气开发奠定了基础。
3. 美国页岩革命：21世纪初，美国页岩油气产量开始剧增，被称为“页岩革命”。
水力压裂技术的全面应用和大规模开发导致美国成为全球最大的页岩油气生产国。
这一革命在短短几年内改变了全球能源格局，使得美国成为净出口国，减少对进口石油的依赖。
4. 全球扩散：美国页岩革命的成功激发了其他国家对页岩油气开发的兴趣。
加拿大、中国、阿根廷等国纷纷展开页岩油气勘探和开发。
虽然技术难题和环境争议一直存在，但这些国家逐渐取得了一定的成果。
5. 可持续发展：随着对气候变化和环境问题的日益关注，全球页岩油气行业也面临新的挑战。
部分国家开始限制水力压裂技术的使用，加强环境监管，并寻求替代能源以减少温室气体排放。
同时，技术创新也在不断推进，以改善环境影响和提高能源效益。
综上所述，全球页岩油气的发展历程经历了探索与开发、技术突破、美国页岩革命、全球扩散和可持续发展等阶段。
虽然面临着挑战和争议，但页岩油气仍然作为一种重要能源资源在全球范围内得到开发和利用。
页岩气密切割分段+高强度加砂压裂新工艺
页岩气密切割分段＋高强度加砂压裂新工艺郑有成1 范 宇2 雍 锐2 周小金21.中国石油西南油气田公司2.中国石油西南油气田公司页岩气研究院摘要 目前依靠大型水力压裂工艺技术已经实现了四川盆地长宁地区埋深3 500 m以浅页岩气的规模开发，但随着主体工艺参数的定型，增产效果提高的幅度趋缓，而同期北美地区则依靠缩短簇间距、提高支撑剂加量实现了页岩气单井产量的大幅度增长。
为了给长宁地区页岩气压裂工艺参数优化提供可靠的实践依据，在应用诱导应力及水平井多段多簇产能计算模型分析密切割分段＋高强度加砂压裂新工艺提高产能机理的基础上，探讨了压裂增产技术的主要工程因素，根据该区的地质参数制定了压裂新工艺的先导性试验方案并开展了现场试验，然后结合生产实际效果和试验结果对压裂工艺参数进行了优化。
研究结果表明：①缩短主裂缝间隔、增加诱导应力干扰程度、提高人工裂缝对页岩储层的改造程度是密切割分段工艺的技术关键，提高支撑剂加量、降低支撑剂嵌入及破碎对裂缝导流能力衰减的影响程度、确保支撑裂缝具备足够的长期导流能力是高强度加砂大幅度增产的内因；②长宁地区优化后的新工艺实施参数——分段簇间距介于15～20 m，加砂强度介于2.0～2.5 t/m，用液强度介于30～35 m3/m。
结论认为，新工艺提高了长宁地区页岩气井单井产量及开发效益，为提高该区页岩气井的综合开发效益提供了技术支撑。
关键词 页岩气 密切割分段 高强度加砂 诱导应力 套管变形 压窜 四川盆地 长宁地区DOI: 10.3787/j.issn.1000-0976.2019.10.009A new fracturing technology of intensive stage + high-intensity proppant injectionfor shale gas reservoirsZheng Y oucheng1, Fan Yu2, Yong Rui2 & Zhou Xiaojin2(1.PetroChina Southwest Oil & Gasfield Company, Chengdu, Sichuan 610051, China;2. Shale Gas Research Insti-tute, PetroChina Southwest Oil & Gasfield Company, Chengdu, Sichuan 610051, China)NATUR. GAS IND. VOLUME 39, ISSUE 10, pp.76-81, 10/25/2019. (ISSN 1000-0976; In Chinese) Abstract:So far, large-scale development of shale gas wells above 3 500 m in the Changning Block of the Sichuan Basin has been realized by means of the large-scale hydraulic fracturing technology. As the main process parameters are finally set, however, the im-provement rate of its stimulation effect tends to slow down, while in North America, single-well production is increased significantly by shortening cluster spacing and increasing proppant volumes. In order to provide a reliable practice basis for optimizing the parameters of shale gas fracturing process, this paper analyzed the productivity increasing mechanism of the new fracturing technology of intensive stage + high-intensity proppant injection by virtue of the model for calculating induced stress and multi-stage and multi-cluster productiv-ity of horizontal wells. And accordingly, the main engineering factors of fracturing stimulation technology were ascertained. Then, after the pilot test scheme on this new fracturing technology was formulated according to the geological parameters of this block, the pilot test was carried out. Finally, the fracturing process parameters were optimized based on actual production effects and experimental results. And the following research results were obtained. First, shortening the spacing between main fractures, increasing the interference de-gree of induced stress and improving the stimulation degree of hydraulic fractures to shale reservoirs are the technical keys to the intense stage, and increasing the proppant volume, reducing the influence degree of proppant embedding and breaking on the attenuation of frac-ture conductivity and ensuring the long-term conductivity of propped fractures are the internal causes of significant production increase through high-intensity proppant injection. Second, the optimized implementation parameters of this new process in the Changning Block are as follows. The cluster spacing is in the range of 15-20 m, the proppant injection intensity is 2.0-2.5 t/m, and the liquid consuming intensity is 30-35 m3/m. It is concluded that this new process increases the single-well production of shale gas wells and the development benefit of the Changning Block and provides technical support for improving the comprehensive development benefit of shale gas wells in this block.Keywords: Shale gas; Intensive stage; High-intensity proppant injection; Induced stress; Casing deformation; Fracturing channel; Sich-uan Basin; Changning Block基金项目：国家科技重大专项“长宁—威远页岩气开发示范工程”（编号：2016ZX05062）、中国石油重大科技专项“西南油气田天然气上产 300 亿立方米关键技术研究与应用”（编号： 2016E-0612）。
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。
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。
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拉
契
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圣胡安 阿巴拉契亚 密执安 伊利诺斯 富特沃斯 Ohio页岩 Antrim页岩New Albany页岩 Barnett页岩 Lewis页岩
岩
一、页岩气压裂改造发展历程
7.水敏性不强，适合大型滑溜水压裂
60 Barnett-Delaware 50 Barnett-Fort Worth Caney
Woodford
40 Fayetteville New Albany
30
20
10
0
石英
碳酸 盐岩
黄铁矿
其他
I/S
I/M
C/M
高岭石
绿泥石
干酪根
一、页岩气压裂改造发展历程
8.单井产量低，生产周期长
所有井都需实施压裂改造
40%的井初期裸眼测试无天然气流 55%的井初始无阻流量没有工业价值 5%的井初期具有工业气流 直井改造后，平均日产量8063方 水平井改造后，日产量超过10万方 热成因型产量是其他类型的2～10倍
（20/40目，≥6m3/min排量）； 1.94×104m3/d；
（2）第2阶段：1997年后，大规模滑溜水压裂
1997年，第一次水压裂（用水6000m3以上，支撑剂100m3以上，成本降低25%） 1998年，大规模采用水压裂和重复压裂，平均每次施工压裂液用量4540m3，为冻胶大
型压裂的2倍，支撑剂量为63.5t，为大型冻胶压裂的10%。滑溜水压裂比大型冻胶压裂效
一、页岩气压裂改造发展历程
快速发展的主要动因 • 三个因素：资源、需求、 技术（服务） • 丰富的资源是基础 • 市场需求是动力
• 新技术、新工艺是保障
一、页岩气压裂改造发展历程
（二）页岩气储层基本特征
1.埋藏深度：美国页岩气开采深度普遍小于 3000m
1000m 2000m 3000m
5700m
单井水产量(m3/d)
0
0
0.55-1.09
0.8-79.5
0.66-1.64
0.8-79.5
0.77-1.09
0
0.87-5.47
储量丰度（108m3/km2） 3.28-4.37
TOC一般大于 ，Ro 为0.4%～1.9% ，干酪根Ⅰ～Ⅱ型为主 所属盆地 Fort 2% Worth Appalachian Michigan Illinois San Juan
果好,产量一般增加25%，达到3.54×104m3/d。
一、页岩气压裂改造发展历程
（3）第3阶段：2002年以来，水平井分压技术开始试验 • 2002年，许多公司尝试水平井压裂（水平段长450-1500m），水平井产量一般是垂
直井的3倍多； • 2004年，水平井分段改造和水压裂快速普及，水平井多段水压裂能获得更好的效果
35
35
0
7
14
48
0
石英
碳酸 盐岩
高岭石
绿泥石
干酪根
一、页岩气压裂改造发展历程
3.页岩气储层物性
BASIC ROCK PROPERTIES (GRI Method)
1E-01 1E-02
1156 Samples Barnett Formation, 204 Samples
生产周期长
年递减率小于5%，一般为2%～3% 一般的页岩气田开采寿命可达30～50年 据USGS，Barnett页岩气田开采寿命可达
80～100年
一、页岩气压裂改造发展历程
（三）页岩气压裂改造历程
（1）第1阶段：1997年之前，大规模水力压裂技术 • • • • • • • 1981年，Mitchell Energy 公司进行第一口氮气泡沫压裂； 1985年，22口直井进行常规压裂； 1986年，开始以氮气助排的大型压裂技术(MHF)（1900m3瓜胶压裂液，44-680t 支撑剂 1990年，所有Barnett 页岩气井都采用大型压裂技术，典型井产量1.55～ 1992年，第一口水平井压裂。
21-37
0.3-24 0.4-0.6 9 4 70 1.1-2.8 1132-14150
15-30
1-25 0.4-1.0 10-14 5 40-60 1.1-2.3 283-1415
61-91
0.45-3.5 1.6-1.88 3-5.5 1-3.5 60-85 0.4-1.3 2830-5660
，产量可达到6.37×104m3/d； • 2005年，试验两井同时压裂技术。 （4）目前：水平井分段压裂和同步压裂（顺序压裂） • • 水平段长1000-1500m,分段8-15段，每段液量1000-1500m3，支撑剂100-200吨 同步压裂（顺序压裂）产量比单独压裂提高20-55%。
（据Hill和Nelson2000年资料修改）
一、页岩气压裂改造发展历程
6.气体附存状态多样
吸附态：吸干酪根、粘土矿物内表面
溶解态：溶解在有机质内和地层水内
游离态：以游离态存在于裂隙内
100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0%
美国各页岩气赋存状 态统计
一、页岩气压裂改造发展历程
（二）页岩气储层基本特征 2.页岩气岩性: ◇石英:29-38%；◇粘土:30-39%；◇其它:25-30%
Barnett地层矿物分析结果
矿物 方解石 白云石/铁白云石 平均含量 （ %） 16.1 5.6 样品数量 35 35 最低含量 （% ） 0 0 最高含量 （ %） 73 41
40 60 Barnett-Delaware 50 Barnett-Fort Worth Caney Woodford Fayetteville New Albany
菱铁矿
石英 长石 黄铁矿
0.3
34.3 6.6 9.7
35
35 35 35
0
8 3 1
1
30
58 12 46
20
10
磷酸盐
粘土
3.3
24.2
气藏深度，m
1950-2550
闭合压力梯度，MPa/m
压力梯度，MPa/100m 杨氏模量,MPa
0.0167
1.12 34000-44000
泊松比
0.2-0.3
一、页岩气压裂改造发展历程
4.裂缝完全发育
Barnett页岩薄片（7668ft)
裂缝——有效储层关键要素
Woodford页岩岩芯断面裂缝网络
白垩系 900-1800
有效厚度（m）
TOC（%） Ro（%） 总孔隙度（％） 含气孔隙度（％） 吸附气（%） 含气量（m3/t岩石） 单井产气量(m3/d)
15-61
4.5 1.0-1.9 4-5 2.5 20 8.5-9.9 2830-28300
9-30
0-4.7 0.4-1.3 4.7 2.0 50 1.7-2.8 849-14150
（7087.0 ft处）
页岩在裂缝网络系统不发育情况下，很难成为有效储层
一、页岩气压裂改造发展历程
5.有机质丰度高，厚度大
参数 深度（m）
Barnett
密西西比系 1950-2550
Ohio
泥盆系 600-1500
Antrim
泥盆系 180-720
New Albany
泥盆系 180-1470
Lewis
Crushed Sample (20/35 Mesh) Effective Permeability
Fayetteville Shale Permeability vs. Porosity for Three Fields Exhibit E-3
0.0009 0.0008
Permeability (mD)
0.0007 0.0006 0.0005 0.0004 0.0003 0.0002 0.0001 0.0000 0.0 2.0 4.0 6.0 8.0 10.0 Total Porosity (% BV)
Matrix Permeability, md
1E-03 1E-04 1E-05 1E-06 1E-07 1E-08 1E-09 1E-10 1E-11 1E-12 1E-13 1E-14 0 5 10 15 20 25
100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0%
溶解气含量 溶解气含量 游离气含量 游离气含量 吸附气含量 吸附气含量
阿
阿安 巴A 拉nt 契ri 亚m 斯 O页 Ne hi 岩 密 o页 w执 岩 Al 安 b A 利 annt 特诺 ri m页 沃斯N y页 岩岩 斯 ew B A 富 ar lba 特 ne ny 沃 t 页 t 圣 斯B 页 岩 a 胡 rn 岩 安 ett 页 圣 Le 岩 胡w 安is Le页 wi岩 s页 岩
Fayetteville
G
G
S
All Wells Delaware (Ward Co) Delaware (Other Counties) Fort Worth Basin
30
35
40
45
Total (Interconnected) Porosity, percent
孔隙度4.22%～6.51% ，基质渗透率10-3 md以下 Barnett页岩裂隙渗透率7-10md。 储层参数在纵向上和横向上变化范围很大，非均 质性强。