页岩气井压裂技术
新型页岩气井压裂技术及其应用研究
新型页岩气井压裂技术及其应用研究摘要：本文在总结分析页岩气储层的岩性、物性、天然裂缝与力学性质特征的基础上,依据复杂裂缝形成机理,提出了压裂形成复杂缝网、增大改造体积的基本地层条件的观点,归纳了直井和水平井体积压裂改造工艺技术方法等。
关键词：页岩气体积压裂缝网剪切裂缝水压裂监测建议页岩气因其储层渗透率超低、气体赋存状态多样等特点,决定了采用常规的压裂形成单一裂缝的增产改造技术已不能适应页岩气藏的改造,必须探索研究新型的压裂改造技术,方能使其获得经济有效地开发。
一、页岩气基本特征页岩气开采深度普遍小于3000m ，其储层典型特征为：①石英含量大于28%，一般为40%~50%，遭受破坏时会产生复杂的缝网；②页岩气储层致密，孔隙度为4.22%~6.51%，基质渗透率在1.0mD 以下；③页岩微裂缝发育，页岩气在裂缝网络系统不发育情况下，很难成为有效储层；④页岩气有机质丰度高，厚度大，有机碳含量一般大于2%，成熟度为1.4%~3.0%，干酪根以Ⅰ~Ⅱ型为主，有效厚度一般在15~91m ；⑤页岩脆性系数高，容易形成剪切裂缝，如Barnett 页岩杨氏模量为34000~44 000mPa ，泊松比为0.2~0.3 ；⑥页岩气主要有吸附态、溶解态和游离态 3 种赋存状态，其赋存状态要求有大的改造体积，这样才会获得高产。
二、页岩气井体积压裂技术体积压裂是指在水力压裂过程中，使天然裂缝不断扩张和脆性岩石产生剪切滑移，形成天然裂缝与人工裂缝相互交错的裂缝网络，从而增加改造体积，提高初始产量和最终采收率。
页岩气储层渗透率超低，厚度大，天然裂缝发育，气体主要以吸附态吸附在有机质表面，常规改造形成单一裂缝很难获得好的增产效果。
数值模拟研究表明，页岩气储层改造的体积（SRV ，106 ft3 ；1 ft3 ＝0.028 317m3 ）越大，压后增产效果越好。
但要实现体积改造，除地层要具备体积压裂的基本条件外，压裂改造工艺方法也十分关键。
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。
非常规油气田(页岩气)的酸化压裂及采工艺.
非常规油气田(页岩气开发压裂的相关工艺与要一、页岩气的基本简介关于页岩气的定义,Curtis 认为页岩气可以是储存在天然裂隙和颗粒间孔隙中的游离气,也可以是干酪根和页岩颗粒表面的吸附气或者是干酪根和沥青质中的溶解气。
中国地质大学张金川教授给出的定义是: 主体位于暗色泥页岩或者高碳泥页岩中,以吸附和游离状态为主要存在方式的地层中的天然气聚集。
页岩气以多相态存在于致密页岩中以游离、吸附和溶解状态存在于暗色泥页岩中的天然气,其赋存形式具有多样性,但以游离态和吸附态为主,溶解态仅少量存在,游离气主要存在于粒间空隙和天然裂隙中,吸附气则存在于基质表面。
对于页岩储层评价:页岩的埋深和厚度、孔隙度和渗透率、裂缝是页岩气储集的衡量条件,页岩气藏富集程度的关键因素主要包括页岩厚度、有机质含量和页岩储层空间三大因素。
1、美国页岩气的勘探开发现状。
20世纪30年代,美国密歇根州的Antrim页岩气藏进入中等程度开发阶段。
到80年代已钻井9000口,美国开发最积极的页岩气富集带位于Texas的FortWorth盆地的Barnett页岩气藏它的成功开发。
得到了工业界的广泛关注,1986年首次在Barnett页岩气藏采用大规模的水力压裂。
1992年在Barnett页岩气藏完成第一口水平井通过不断提高的水力压裂技术和工艺,加速了Barnett页岩气藏的开发。
在此后的20年里Barn ett页岩气藏的开发生产模式在北美工业界得到了推广。
在过去的10年间Barne tt页岩气的采收率从2%增加到50%在美国48个州。
除阿拉斯加和夏威夷,广泛分布高有机质页岩,资源量在1483×10121859×1012m3加之煤层气和低渗透气藏的开发,将对美国能源形势起到重要的贡献。
2、开发瓶颈中国页岩气开发还处于探索阶段,仅松辽、伊通盆地有几口井开始试气,初产在1000立方米左右,四川盆地和鄂尔多斯盆地也已经着手准备成立先导试验区。
页岩气井压裂施工技术
高效防膨剂
二、页岩气压裂技术
完成总公司先导项目研究： 高温压裂液现场快速混配技术
改变传统的压裂液配液模式， 连续混配车广泛应用于页岩气大型 压裂施工中，实现即配、即供、即 注工作，配液量已超过300000m3， 单井最大超过30000m3。
二、页岩气压裂技术
页岩气配套桥塞、射孔联作管串及钻塞钻头
➢ 分层压裂段数不受限制，理论上可实现无限级分段压裂。
➢ 与裸眼封隔器相比，管柱下入风险相对较小。
➢ 施工砂堵后，压裂段上部保持通径，可直接进行连续油管冲砂作业。
双回压阀 非旋转扶正器 双向震击器 马达
磨鞋
连续油管接头 液压丢手接头 双启动循环阀 高强度应急丢手工具
二、页岩气压裂技术
Meyer2010
二、页岩气压裂技术
DLFP12-105电缆防喷装置
密封电缆直径：φ8mm(可适用φ5.6-12.7mm) 防喷管通径：φ120mm 工作压力：105MPa 强度试验压力：157MPa
二、页岩气压裂技术
应急技术
打 捞 工 具
若由于水平井存在特殊情况导致无法将井下工具串泵送到位， 则可放弃泵送方式，选用连续油管输送方式完成水平井桥塞-分簇 射孔联作技术。
2020/11/4
三、超高压气井现场施工技术
2、压裂施工设备准备
南页1HF井压裂车 及压裂设备
压裂车名称 3000型压裂车 2500型压裂车
合计
数量（台） 6 12 18
2500型压裂泵车参数
项目
参
数
台上发动机额定功率 3000HP(2235KW)
台上发动机最高转速 2000r/min
单车最大输出水功率 2500HP(1860KW)
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。
页岩气开采原理
页岩气开采原理
页岩气开采原理是通过水平钻井和水力压裂技术将水和添加剂注入页岩岩层，使岩层裂缝扩大并释放出内部储存的天然气。
具体步骤如下：
1. 水平钻井：首先，在地表选择合适的位置进行垂直钻井，当钻杆到达目标页岩层时，钻井工程师会改变钻头方向，将钻孔延伸成水平方向。
这样可以增加页岩岩层与钻孔的接触面积，提高天然气的开采效率。
2. 水力压裂：完成水平钻井后，高压水和添加剂（如砂岩颗粒）被泵送到井中，进入页岩岩层。
压力和添加剂的作用下，岩石发生裂缝和断裂，从而使天然气能够逸出。
水力压裂也可以同时增加岩石孔隙的连接性，便于天然气在岩层内流动和采集。
3. 采集天然气：一旦页岩层被水力压裂，天然气开始从岩石毛细孔隙中释放出来，并通过新形成的裂缝流向水平井筒。
然后，运用抽油泵等装置将天然气输送到地面设备进行储存和处理。
4. 环境保护：在整个开采过程中，需要严格控制水和添加剂的使用，以减少对地下水资源的污染。
此外，储存和处理阶段也要采取相应的措施，以确保环境不受污染。
以上就是页岩气开采的基本原理。
通过水平钻井和水力压裂技术，能够充分利用页岩岩层内部的天然气资源，提高天然气开采效率，促进能源产业的发展。
页岩气井储层物性和压裂技术
评价
目前，多产用弹性模量和泊松比计算页岩脆性。（多种）
低泊松比、高弹性模量的页岩脆性更好。 岩石脆性剖面图
作用意义
显著影响井壁稳定性，能影响钻井液的含量。 评价储层力学特性的关键指标。（非唯一） 决定了页岩压裂设计中液体体系与支撑剂用量选择。 决定了页岩的可压性。
脆性指数达40%以上，才有可能形成网络裂缝
页岩破坏形式
页岩的力学破坏整体上具有显著的脆性断裂特征，其力学表现受到多种因素 的共同影响。 总体而言，测试围压越高，试样产生的裂缝纹数量越少，破坏以剪切破坏为 主；围压越低，以劈裂式破坏为主。 同种页岩的趋同性随围压升高而增强。
水平井分段压裂技术
脆性岩石的压裂，应该选择以减阻水为主体积压裂模式，压裂设计原则应为 “大液量、大排量、高前置液比、小粒径支撑剂、低砂浓度。” “两大、两小”特征。 目前主要的压裂液体系是：减阻水和复合压裂液 页岩压裂只有在大排量下才能形成高效沟通天然裂缝的网状缝，存在形成网状 裂缝的临界排量。
大通道压裂技术
longer fracture half-length; increased stumulated volume better fluid clean-up ; higher fracture conductivity
脆性指数
页岩储层岩石特点：基质致密，微裂缝，层里面发育，岩石性脆，其 力学性质与一般的致密砂岩、碳酸盐岩相比具有一定的特殊性。 特殊性：具有较高的三轴抗压强度及弹性模量，属于中硬地层。
井壁稳定 影响因素： （1）通过弱面分析，了天然裂缝走向、倾角，井斜方位和井斜角 （2）温度，钻井液水活度 （3）地应力，围岩物理力学参数 裂缝形态，力学特性 地应力对水平井稳定性影响较大 钻井液在岩体中的作用：（1）物理化学作用——软化作用 （2）力学效应——劈裂作用 （1）增加裂缝面的孔隙压力 （2）润湿壁面，导致压力传至缝尖 页岩井壁稳定性就是判断井壁围岩裂缝的扩展能力。 到目前为止，对井壁周围岩石强度变化的研究，只局限于含水量与岩石强度的关系。 内摩擦角，粘聚力
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
深层页岩气水平井体积压裂技术
深层页岩气水平井体积压裂技术一、本文概述随着全球能源需求的不断增长，页岩气作为一种重要的清洁能源，正逐渐在能源领域中占据重要地位。
其中，深层页岩气资源的开发更是当前石油天然气工业面临的重要挑战和机遇。
深层页岩气储层具有低孔、低渗、非均质性强的特点，传统的开发技术难以满足其高效开发的需求。
因此，本文重点探讨了深层页岩气水平井体积压裂技术，旨在通过该技术提高页岩气储层的改造体积和导流能力，从而实现深层页岩气的高效开发。
本文首先介绍了深层页岩气储层的特点和开发难点，阐述了体积压裂技术在深层页岩气开发中的重要性。
随后，详细阐述了深层页岩气水平井体积压裂技术的原理、工艺流程、关键技术和装备，以及在实际应用中的效果分析。
总结了深层页岩气水平井体积压裂技术的发展趋势和未来研究方向，为相关领域的科研人员和技术人员提供参考和借鉴。
通过本文的研究，旨在为深层页岩气的高效开发提供有力的技术支持，推动页岩气产业的可持续发展，为实现全球清洁能源转型做出积极贡献。
二、深层页岩气地质特征深层页岩气储层通常位于地下数千米的深处，其地质特征相较于浅层页岩气储层具有显著的不同。
深层页岩气储层的地层压力普遍较高，这增加了钻井和压裂作业的难度。
深层页岩气储层的岩石矿物成分、有机质含量、热成熟度等参数也会随着深度的增加而发生变化，从而影响页岩气的生成和聚集。
深层页岩气储层中的裂缝系统通常更加复杂，裂缝密度和走向多变，这给体积压裂技术的实施带来了挑战。
为了有效开发深层页岩气资源，需要对储层的地质特征进行深入研究和精细描述，包括储层的厚度、埋深、岩石类型、有机质丰度、成熟度、含气性、物性特征、应力场特征以及裂缝系统等。
还需要对深层页岩气储层的温压系统进行准确预测，以确保钻井和压裂作业的安全和有效。
在此基础上，结合地质特征和工程技术要求，制定适合深层页岩气储层的体积压裂技术方案，包括压裂液的选择、压裂参数的优化、裂缝监测和评估等，以实现深层页岩气的高效开发。
开采页岩气的压裂新技术
与大家共享：开采页岩气的压裂新技术潘存焕（2012年8月）常规的页岩气开采技术主要是水力压裂技术。
所谓的水力压裂就是通过将压裂液压入油井中，将岩层压裂，产生高导流能力的裂缝通道，再注入支撑剂（主要是石英砂）撑住裂缝，进而提高油气采收率的一种石油开采工艺。
在页岩气开采所使用的压裂液中，98%都是水，剩下2%的成分是化学添加剂。
在压裂结束后，约有30%-70%的压裂液会被抽回地面，称之为“返排水”。
这些返排水通常会有四种处理方式：循环利用、处理后排放到河流中、注入地下水以及储存在露天的蓄水池中。
一些环境保护主义者认为水力压裂会造成压裂液中的化学物质和页岩气（主要是甲烷）混入地下水中，返排液处置不当也会污染地表水。
因此，随着人们对水资源和环境问题的重视，国外各公司都加大了水力压裂替代技术的投入。
2011年11月第一届世界页岩气大会将创新奖颁给了加拿大Gas Frac公司，以奖励他们在无水压裂技术上的突破性贡献——LPG（液化石油气）压裂。
LPG压裂在地下的表现完全与水力压裂不同。
LPG 在压裂过程中会因为压力和高温而气化，因此会与天然气一起被重新抽回地面，进行分离并最终做到重复利用。
这种压裂手段相比于传统的水力压裂技术来说基本不需要水，也无需投入成本处理废水，极大地缓解了对环境和水资源的压力。
但这项技术的推广现在还存在难度，首先是LPG比水的成本要高，而且美国工业界已经建立了较为完善的水力压裂作业体系，生产商缺乏技术替换的动力。
其次是该技术尚不成熟，其安全性还有待检验。
2011年1月，在加拿大阿尔伯塔省一个采用LPG压裂技术的开采现场发生了一起火灾，三名工人被烧伤。
Gas Frac公司表示未被检测到的LPG泄漏是该起事故的罪魁祸首。
现在，该公司正不断改进技术并完善安全标准，同时也希望到那些对环境和水资源要求高的页岩气产地进行作业。
一些对水力压裂持反对态度的地方，比如美国纽约州，也将本地区页岩气资源开发的希望寄托在了LPG压裂等无水压裂技术的进步上。
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。
页岩气水平井射孔压裂技术
引言
页岩气：页岩空隙中的天然气。
美国的页岩气是开发最早的，技术是最成熟 的。经验技术表明：水平井水力压裂技术，对于 页岩气的开发是至关重要的，是页岩气获得工业 性开发和提高采收率的的关键技术。
主要内容
一、水平井射孔层段优化
二、射孔方案设计
三、水平井工厂化压裂方案设计
四、微地震监测技术
三、水平井工厂化压裂方案设计
3、压裂液性能优化 4、支撑剂优选 页岩气选择支撑剂材料主要综合考虑合适的强 度、密度和粒径这3个方面 支撑剂的强度要求能够承受储层的闭合应力，强 度越高的支撑剂密度也越高，而一般页岩气压裂所用 的压裂液黏度较低，携砂能力弱。故选择支撑剂时， 在满足强度的要求下应选低密度支撑剂。支撑剂粒径 的选择主要考虑岩石的硬度，这主要从支撑剂嵌人地 层的角度来考虑。对于硬度大的储层，支撑剂嵌人不 是严重的问题，可选择小粒径的支撑剂;反之对于偏塑 性的储层，则应该选择大粒径的支撑剂。
二、射孔方案设计
射孔优化设计参数的选取 4、地层压力 优先选取以下地层压力测试结果 中途测试解释的地层压力； 电缆式重复地层测试得到的地层压力； 邻井同层位的地层压力； 预测的地层压力。 5、井底流动压力 根据实际情况优先选取如下靠前井底流动压力 邻井试油的井底地层压力 选用根据地区、地层条件要求预测的井底流动压力
三、水平井工厂化压裂方案设计
1、岩石力学脆性选择压裂模式 页岩气压裂过程中，只有不断产生各种形式 的裂缝，形成裂缝网络，压裂后气井才有可能获 得工业气流。岩石力学实验表明，岩石的脆性特 征是页岩气压裂形成缝网的最重要的岩石力学特 征参数。 根据北美页岩气开发的实践经验，给出了岩 石脆性指数和压后裂缝形态的关系。压裂液体系 优选一般根据岩石脆性指数，一般随着脆性指数 的提高，压裂液用量越多，支撑剂浓度越低，支 撑剂用量越少。
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。
关于页岩气压裂增产技术的研究
关于页岩气压裂增产技术的研究页岩气压裂增产技术是一种常用的提高页岩气产量的方法。
本文将从页岩气的特点，压裂增产技术的原理与分类，以及其应用前景等方面进行研究。
页岩气是一种难以开采的非常规天然气资源，具有储量丰富但产量低的特点。
其主要存在于岩石裂缝、孔隙和页岩裂隙中，不同于传统天然气的储集方式。
由于页岩气在微观上存在混杂、强矿化和低渗透等特点，使得其开采难度较大，产量低。
研究压裂增产技术对于提高页岩气产量具有重要意义。
压裂增产技术是一种通过将高压液体射入岩石中，以产生裂缝并扩大裂缝面积，增加岩石与井眼接触面积从而提高产能的方法。
其基本原理是利用高压液体对岩石施加压力，使岩石发生破裂，并在破裂过程中形成裂缝和裂纹。
通过裂缝和裂纹的形成，增加了岩石的渗透性和孔隙度，进而提高了天然气的流动性，从而增加了产出率。
压裂增产技术主要分为液态压裂增产技术和致密气体压裂增产技术两种。
液态压裂增产技术是将高压液体注入岩石中，产生压力从而形成裂缝。
液态压裂增产技术具有成本较低、适用范围广等优点，但会导致水平井眼的喷砂问题和排水困难等问题。
而致密气体压裂增产技术则是利用液态压裂原理，但使用的不是液体，而是气体。
致密气体压裂增产技术具有压裂效果好、不导致井眼喷砂等优点，但由于技术复杂度高、成本较高等原因，应用相对较少。
对于页岩气压裂增产技术的研究，可以从以下几个方面进行：可以对液态压裂增产技术和致密气体压裂增产技术进行比较研究，探讨其在不同情况下的优劣势，为应用提供依据。
可以研究压裂增产技术在不同地质条件下的应用效果，评估其在不同页岩气田的适用性，并提出相应的优化方案。
可以结合其他相关技术，如水力增产技术和化学增产技术，探讨综合应用的效果，进一步提高页岩气田的产量。
可以从环境保护角度进行研究，寻找环境友好型的压裂增产技术，减少对环境的影响。
页岩气压裂增产技术是一种提高页岩气产量的重要手段。
通过研究其原理与分类，并结合相关技术的应用，可以进一步提高页岩气田的产量，提高天然气资源的利用率。
页岩气水平井完井压裂技术综述
天然气与石油NATURAL GAS AND OIL2012年2月0前言页岩层可以作为气体的源岩和储集岩，储层具有连续分布、低孔、特低渗、脆性较高等特性。
页岩中的天然气以三种形式存在：岩石孔隙中的游离气、天然裂缝中的游离气和有机质/矿物表面的吸附气［1］。
这些不同的储集机理直接影响着页岩气开发的方式、速度和效率。
全球能源研究估计，大型页岩气资源主要分布在北美、拉丁美洲和亚太地区。
近期研究表明，美国的页岩气资源约为415000×108~520000×108m3，加拿大约为140000×108~170000×108m3，我国主要盆地和地区的页岩气可采资源量大约为260000×108m3，而对其它地区的资源状况研究非常有限。
美国页岩气开发的经验表明：增产技术尤其是水力压裂技术，对于页岩气的开发是至关重要的，其它重要的技术包括水平井/定向井钻井以及油藏描述技术。
1页岩气完井巴内特（Barnett）页岩是美国最先获得成功开发的页岩气层，也是当前美国最高产的页岩气田，已成为美国甚至全球其它页岩气田开发的典范。
巴内特页岩开发初期采用直井开发，但生产效果并不理想，2000年前后，转向水平井开发，产量得到3~5倍的提升。
当前，美国页岩气新井几乎都采用水平井，深度通常在1200~2500m之间，并且采用长曲率半径（10°~ 15°/30m）造斜，便于后期措施改造。
通常水平段长度在600~1500m之间，随着水平井作业技术的进步，最新的水平段长度超过了3000m。
多数Barnett页岩井水平段端部都比跟部略高（15~45m），这样有利于压裂时返排和产水后产出水流向最低的跟部。
水平井完井方式经历了从套管完井向裸眼完井方式的转变，见图1。
早期的水平井通常采用114.3mm （41/2"）或139.7mm（51/2"）套管完井，压裂采用可钻桥塞实现多级压裂。
页岩气藏水平井分段压裂技术
页岩⽓藏⽔平井分段压裂技术页岩⽓藏⽔平井分段压裂技术摘要：据中⽯油勘探开发研究院廊坊分院2008年预测数据显⽰，我国页岩⽓资源量为30万亿⽴⽅⽶，这在很⼤程度上能够有效地缓解我国能源紧缺的局⾯[1]。
页岩⽓藏属于典型的低渗透率、低孔隙度的⾮常规天然⽓藏，由于其特殊的地质条件，常规的开发技术⽆法直接适⽤于页岩⽓藏的⽣产。
因此，页岩⽓藏能够成功开发的关键在于压裂技术的进步，⽽⽔平井分段压裂技术已成为开发页岩⽓的关键技术。
本⽂根据页岩⽓藏的分布、地质条件以及发展前景，通过详细介绍⽔平井分段压裂技术与微地震监测技术，以期能解决当前⽔平井分段压裂技术相关难题，并对裂缝进⾏实时监测以提⾼采收率，加快页岩⽓开采进程。
关键字：页岩⽓藏；⽔平井；分段压裂技术；裂缝监测技术；增产；开采前⾔页岩⽓藏属于典型的低渗透率、低孔隙度的⾮常规天然⽓藏，在我国油⽓资源⾥占有很⼤的⽐重。
但其开发成本⾼、难度⼤，⽽其特殊的储层特征⼜决定了开发这类储层必须采⽤强化⼿段——储层压裂改造技术，改善油⽓流渗流条件，从⽽达到有效的开采⽬的。
压裂改造储层不仅可使页岩⽓以⾼的初始产⽓量，较快地收回⽣产投资，⽽且可以延长压裂初始⾼产后的相对稳产期，使⽓井寿命持续30年左右。
储层实施压裂改造后需要有效的⽅法来确定压裂作业效果，获取压裂诱导裂缝、导流能⼒、⼏何形态、复杂性及其⽅位等诸多信息，改善⽓藏压裂增产作业效果以及⽓井产能并提⾼页岩⽓采收率。
1 页岩⽓藏基本特征1.1 页岩⽓藏的分布根据地质历史及其变化特点，可将我国的页岩⽓发育区划分为四⼤区域：南⽅、华北⼀东北、西北及青藏四⼤地区（见图1）。
南⽅古⽣界发育寒武系、志留系、⼆叠系海相⿊⾊页岩建造，分布稳定，埋藏深度浅，有机质丰度⾼，在保存条件好的地区，有利于页岩⽓的形成与富集。
其中，寒武系页岩较为典型，厚度在200~1000m，分布较稳定；有机碳含量在1.5%~ 5.0%，普遍较⾼；热演化程度⼀般在2%以上，以热成熟⽓为主。
第八章_页岩气井压裂工艺
续作业。
4.水平井膨胀式封隔器分段压裂技术
• 又叫遇油(遇水)膨胀封隔器，用于水平井裸眼 完井 。遇油膨胀式封隔器用一种特殊的可膨胀 橡胶材料直接硫化在套管外壁上； 其工作原理为封隔器下入井底预定位置后，遇 到油气或水后可膨胀橡胶即可快速膨胀，橡胶 膨胀至井壁位置后继续膨胀而产生接触应力， 从而实现密封； 膨胀胶筒在井下遇油或遇水自动膨胀坐封，胶 筒膨胀后能适应不规则井眼的形状，紧贴井壁， 实现分层分段；
(3) 水力喷砂射孔参数设计优化
6、围压：射孔深度随着
围压的增大成线性递减。
喷砂射孔施工参数：
井号 射孔排量（m3/min） 砂浓度（kg/m3） 砂量（m3) 喷砂时间(min) 陶粒粒径 DP1 1.9 120 2 15 40-70目陶粒 牛东平2 2.5 120 2.4 15-20 庙平1 2.5 120 1.2 10 F239H 2.5 120 1.2 10 青2-56H 1.8 120 1.6 15
•
5.水平井水力喷射分段压裂技术
• 水力喷射分段压裂（HJF）是用高速和高压流体 携带砂体进行射孔，打开地层与井筒之间的通 道后，提高流体排量，从而在地层中打开裂缝 的水力压裂技术； 该技术是集射孔、压裂、封隔于一体的新型增 产改造技术。利用水力喷射工具实施分段压裂， 不需封隔器和桥塞等封隔工具，自动封堵，封 隔准确； 水力喷射压裂由 3 个过程共同完成：水力喷砂 射孔、水力压裂和环空挤压。
（5）压后工具可起出，有利于进行修井等作业； （6）喷砂嘴的稳定性是决定该工艺的关键性技术。
设计优化水力喷砂射孔所需的流速、最佳喷射时间、喷砂液 浓度、砂粒直径等参数。
(2) 水力喷砂射孔参数设计优化
1、喷嘴选择：要具有良好的耐磨性和较高的流量系数。
深层页岩气压裂技术难点及解决方案
施工压力89-93MPa 排量：11.5m3/min
第5段（4480-4430m)施工压力92-93Mpa，排量 6.5m3/min，累计注入支撑剂5.45吨，停泵压力73Mpa
第6段（4430-4350m) 施工压力89-93Mpa，排量
2.1 井深、天然裂缝发育解决方案
现场在相同施工排量下，低粘、高粘降阻性能一致
深层页岩气压裂技术难点及解决方案
提纲
CONTENTS
一 深层页岩气压裂技术难点 二 压裂技术解决方案及现场实践
一、深层页岩气压裂技术难点
埋深3500-4500米的页岩气资源量丰富 有望在2~3年内实现有效动用
A井 （垂深3925米）
3500米以深资源勘探开发潜力巨大
B井 （垂深4083米）
3500~4000米： • 面积及资源：0.7万平方千米，3万亿方
2、需
提纲
CONTENTS
一 深层页岩气压裂技术难点 二 压裂技术解决方案及现场实践
二、压裂技术解决方案及现场实践
井深、天然 裂缝发育
应力差大
自交联高减阻携砂+增大裂缝复杂+保持裂缝导流+智能产气监测 提质增效、绿色一体化解决方案
自交联高减阻、携砂一体化液体、降低施工地面压力、增大施工排量 提升缝内净压力、增大裂缝的复杂程度，每簇均匀进液，实现高产、稳产
（超15000段）） ➢ 获得国内目前页岩气最高产量：137.9万方/天 ➢ 老井重复压裂单井累计增油最高，超过100万吨 ➢ 适用范围最广（在致密油、致密气、页岩气井中
均可应用） ➢ 种类最齐全（粒径可调，粉末型：20-100目；颗
粒型：1-8mm；球型：6-22mm） ➢ 承压最高（40-70MPa） ➢ 降解率最高（大于99 ） ➢ 暂堵时间可控（最长暂堵时间：30天）
压裂工艺在页岩气井开发中的应用研究
压裂工艺在页岩气井开发中的应用研究随着世界能源的日益紧张和环保意识的不断提高，非常规天然气资源在能源领域的开发和利用逐渐成为人们关注的焦点。
而其中最被公认并前景广阔的就是页岩气。
然而，由于页岩气存在着储集条件差、开采难度大、生产成本高等特点，因此如何开发和利用页岩气是目前工程领域亟需解决的问题之一。
本文将围绕着页岩气井的开发，分析压裂工艺在页岩气井中的应用研究。
一、压裂工艺概述压裂工艺，即水力压裂，是指将高压水泵所送的水通过一根注水管注入井口，通过在井底放置钢管，使水射流对着井岩进行冲击，使岩石破裂的过程。
压裂技术是一种用水或其他压力传送剂，使岩石产生裂隙，从而增强岩石中天然气和原油的渗透性的技术。
二、页岩气井页岩气是一种重要的非常规天然气资源，为无色无味的气体，在其中含有的甲烷等混合气体可作为燃料使用。
而实现页岩气的开发，则需要通过页岩气井来完成。
页岩气井开始的前期工作通常包含勘探、地质调查、井位选定等过程。
在确定好井位后，就进入了钻井阶段。
水力压裂工艺主要应用于井底产层的通透性增强，在关键阶段分阶段压裂技术被广泛应用。
三、压裂技术在页岩气井中的应用在页岩气井钻完后，一般会进行完善井下生产体系、压力建模和超前评估等工作，以最大限度地挖掘出储量。
随着压力的增加，便可以通过压裂技术来增强页岩气井产能。
在实施压裂工艺的过程中，需要注意以下几点：1、注液方式在注液方式方面，除了应该注入足够的液量，还需要根据具体地质情况来分析注液层位、注液密度、注液时间等参数。
2、压力管理在压力管理方面，一般需要进行多次压裂作业，同时进行压力、流量的改善和监测，以达到最佳压裂效果。
3、天然气回收在天然气回收方面，与传统的煤层气等开发模式不一样，由于页岩气分布范围广，矿井深度较浅，因此需要进行顶空回收。
同时，在回收过程中应始终保持井底压力。
四、压裂技术在页岩气井中的意义1、提高产能通过压裂技术的应用，能够提高页岩气井的产能，从而使开采成本得到控制，提高生产效益。
页岩气开采原理
页岩气开采原理
页岩气是一种非常重要的天然气资源，它存在于页岩岩石中，
开采页岩气的原理是通过水力压裂和水平钻井技术来释放岩石中的
天然气。
在进行页岩气开采时，需要了解一些基本的原理和技术，
下面将详细介绍页岩气开采的原理。
首先，页岩气开采的原理是利用水力压裂技术。
水力压裂是指
在井下注入高压水和一定比例的添加剂，通过高压水的作用使岩石
发生裂变，从而释放出岩石中的天然气。
这项技术可以有效地提高
页岩气的开采效率，使得原本无法开采的天然气资源得以充分利用。
其次，页岩气开采还需要运用水平钻井技术。
水平钻井是指在
垂直深井的基础上，通过一定的技术手段将钻井方向转为水平方向，使得钻井能够在页岩层内进行水力压裂作业。
这项技术的应用可以
使得页岩气的开采更加高效，同时减少地表对环境的影响。
此外，页岩气开采还需要考虑地层条件和岩石性质。
不同的地
层条件和岩石性质会对页岩气的开采产生影响，因此需要进行详细
的地质勘探和岩石分析，以便确定最佳的开采方案和工艺流程。
最后，页岩气开采的原理还包括对天然气的收集和处理。
在水力压裂和水平钻井技术的作用下，释放出的天然气需要通过管道输送至地面设施进行收集和处理，以便最终投入市场使用。
综上所述，页岩气开采的原理主要包括水力压裂技术、水平钻井技术、地层条件和岩石性质的分析，以及天然气的收集和处理。
这些原理和技术的应用可以有效地提高页岩气的开采效率，为人们提供更多的清洁能源资源。
随着技术的不断进步和完善，相信页岩气开采将会在未来发挥更加重要的作用。
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脆性中等的页岩选用复合压裂液，即降阻水和线性胶或交联
压裂液复合;
塑性页岩选用高粘度的交联压裂液。 Barnett 粘土含量较高的页岩气藏复合压裂单井产量与邻井 相比, 从2. 42×104 m3 / d 提高到3.09 × 104 m3 / d, 产 量提高了7.69% 。
二、压裂液技术：体系和特性
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
三、压裂施工设计技术
压裂工艺 压裂液 支撑剂 100 目+30/50 目陶粒 100 目+40/70 目石英砂
井号
岩性
水平段长 压裂 (m) 段数 隔离+射孔方式
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 彭页 HF-1 页岩、粉砂质页岩 1014.48 12 桥塞+射孔联作 滑溜水+线性胶 延页平 1 泥页岩 605
排量(m^3/min) 砂浓度15Kg/m^3
2011年5月在四川威远县威201－H1
80
排出排量
16
二、压裂液返排液的回收利用技术
在威201-H1井配液后对降阻水基本性能测试结果
如下：
液体类型 粘度，mPa.s（常温）
现场 常温放置1月
密度，g/cm3
pH值
降阻水
压后返出液
5.6
1.20
5.02
间的是无支撑剂的无限导流通道。
段塞式注入程序
留下的是思考 是方向
页岩气井压裂技术
汇报内容
概述 压裂液技术
压裂工艺技术
一、概述
美国页岩气的成功，全球掀起了一场“页岩气革命” ，澳大利亚、 中国和印度等许多国家给予极大关注，纷纷开展研究、勘探评价和开 发试验工作。预计到2020 年全球页岩气年产-2009 技术储备阶段
二、压裂液技术：体系和特性
其它压裂液
• 涪页HF-1井的凝胶基液和彭页HF-1井的线性胶预先
配出一定的量，随后根据需要进行配制补充。
• 延页平1井使用的清洁压裂液为预先生产的成品，使 用时按比例在线加入。
各井压裂配制统计
井号 涪页HF-1 彭页HF-1 延页平1 名称 凝胶基液 线性胶 清洁压裂液 数量(m3) 2150 3400 636.1 在线加入 备注 除在线加入添加剂之外此时加入
通过十年的技术储备对页 岩气开发有了初步的认识 及技术储备 2005-2008 资源评价阶 段 2000-2005 跟踪调研阶 段
调研国外页岩 储层勘探开发 状况 通过对比国内 外类似页岩储 层地质特征， 并与国外公司 联合评价，如 与美国新田公 司联合评价威 远气田
2008-2009 目标优选阶 段
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
技术合作，我公司已具备承担页岩气井压裂施工技术要求。
二、压裂液技术：体系和特性
页 岩 气 常 用 压 裂 液 体 系
降阻水压裂液
线性胶压裂液 泡沫压裂液 交联压裂液
降阻水压裂液和复合压裂液是目前主要压裂液体系
二、压裂液技术：体系和特性
页岩气储层特点不同, 其选择的压裂液也不同������
脆性页岩压裂液选用低粘度的降阻水压裂液；
4）“同步压裂”
相邻两井或三井以上在相近裂缝位置同时压裂，裂缝相互错开，利
用诱导应力促使复杂的体积裂缝形成，增加改造体积（SRV）。
相互干扰的裂 缝增加了SRV
三、压裂施工设计技术
5）高通道压裂技术
高导流通道
应用段塞注入技术，将支撑 剂用纤维包裹，多个包裹的支撑剂 堆起着类似立柱的作用，将两个裂 缝面在不同位置支撑起来，立柱之
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
10
40
8
30
6
20
4
10
砂浓度
2
0 08:29:30
0 08:44:30 08:59:30 09:14:30 09:29:30 09:44:30 09:59:30 10:14:30 10:29:30 10:44:30
加砂压裂施工曲线
100
施工井号：威201-h1.5
施工日期：2011年06月29日
二、压裂液技术
100
加砂压裂施工曲线
施工井号：威201-h1.1 施工日期：2011年05月25日
20
90
18
70
14
套压
压力(MPa)
采用降阻水进行施工，共计注入降阻水 23565.7m3，加入支撑剂902t，施工排 量15－17m3/min，液体摩阻系数为 26%，可实现在线配液。
60
12
50
费、减少污染。
二、压裂液技术：体系和特性
降阻水
• 涪页HF-1井和延页平1井现场配制浓缩液，施工时按比
例与清水混合注入井内。 • 彭页HF-1井在往储罐内打水时加入杀菌剂、防水锁剂， 施工中降阻剂、降阻剂破胶剂为混砂车在线加入。 各井降阻水配制统计
井号 涪页 HF-1 彭页 HF-1 延页平 1 浓缩滑溜水 (m3) 泵注比例 (浓缩液：清水 ) 1400 未浓缩 2500 1:5 1:9 泵注时在线添加 无 FR-66、 Optikleen WF 无
高砂比 泡沫 双翼裂缝 凝胶 线性胶 低砂比
高粘度
低粘度
脆性 地层
减阻水
复合压裂液
网络裂缝
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。 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。
返出液放置1个月后可以利用 返出液经调整后其粘度可满足使用性能，粘度下降1.4mPa.s，降阻率下降 2%
三、压裂工艺技术
1、页岩气井压前评价技术
三、压裂工艺技术
2、页岩气储层压裂方案优化 岩石脆性评价准则 脆性系数B：岩石 的单轴抗压强度与抗 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
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
2009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
20
90
18
80
排出排量
16
砂浓度(15kg/m^3)
70
14
套压
排量(m^3/min)
60 12
50
10
压力(MPa)
40
8
30
6
20
4
10
2
砂浓度
0 01:50:35 0 02:10:35 02:30:35 02:50:35 03:10:35 03:30:35 03:50:35 04:10:35 04:30:35
1.10
1.001
1.004
7.0
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 原配方 返排液 处理后 粘度， mPa.s 5.60 1.20 4.20 密度， g/cm3 1.001 1.004 1.001 表张， mN/m 26.23 32.42 25.34 接触角， 63.12 38.12 63.21 降阻率，% 67 // 65