长庆气田致密砂岩气藏压裂改造技术
基于致密砂岩气储层施工曲线图的压裂效果评价方法研究
基于致密砂岩气储层施工曲线图的压裂效果评价方法研究刘子雄;张静;周子惠;郭布民;李新发;陈玲
【期刊名称】《中国石油勘探》
【年(卷),期】2024(29)1
【摘要】压裂施工曲线中隐含了人工裂缝和储层信息,是压裂效果评价的基础,目前主要采用理论及统计的方法进行评价,对压裂工艺的改进和优化指导作用有限。
为了充分挖掘施工曲线中隐含的信息,对压裂施工曲线的图像按照压裂无阻流量分类构建样本库,采用人工智能中的卷积神经网络(CNN)进行训练,建立基于产能分类的施工曲线效果评价模型,然后应用Grad-CAM进行可解释性研究,找出人工智能进行识别的主要参考位置,进而指导压裂工艺优化和改进。
研究表明:采用CNN进行压裂曲线分类准确率能够达到85%以上,影响压裂效果的关键在压裂施工的初期和后期两个阶段,主要包括压裂初期的排量及对应的压力上升速度、停泵压力、段塞持续时间等,可以通过改变施工参数提高压裂产能。
因此采用该方法能针对性地进行压裂施工优化和改进。
【总页数】6页(P177-182)
【作者】刘子雄;张静;周子惠;郭布民;李新发;陈玲
【作者单位】中海油服油田生产研究院;中国石油玉门油田公司勘探开发研究院;中国石油玉门油田公司工程技术研究院
【正文语种】中文
【中图分类】TE19
【相关文献】
1.致密砂岩气藏压裂液体系对储层基质伤害性能评价
2.基于储层地应力大小与方向的致密砂岩压裂效果的评价方法
3.致密砂岩气储层水力压裂后产能测井评价技术——以鄂尔多斯盆地临兴区块为例
4.基于模糊推理的致密砂岩气储集层重复压裂井选择方法
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致密油藏体积压裂水平井参数优化研究
致密油藏体积压裂水平井参数优化研究苏皓;雷征东;张荻萩;李俊超;鞠斌山;张泽人【摘要】"水平井+体积压裂"技术是获取致密性储层中工业油流的重要手段.为了对影响体积压裂水平井开发效果的参数进行优化设计,基于离散裂缝模型的数值模拟方法,采用更为灵活的非结构化网格,建立了体积压裂水平井模拟模型,经Eclipse 软件及矿场实际井资料验证该模型可靠性较高,可准确地表征复杂裂缝的几何参数和描述流体在裂缝中的流动.利用长庆油田某致密油藏实际参数,对水平井方位、布缝方式、段间距、簇间距、改造体积等参数进行了优化设计,结果表明:当水平井方位与天然裂缝平行时,开发效果最好;根据累计产量的大小,哑铃型布缝方式优于交错型、均匀型、纺锤型布缝方式;段间距应大于相邻2段的泄油半径之和,避免段间干扰;簇间距应尽可能大,但要小于天然裂缝平均缝长;当改造体积一定时,细长形状的改造区域比短粗形状的改造区域开发效果更好,当工艺上难以增加压裂裂缝长度时,可通过增加段内簇数改善开发效果,簇数越多,初期累计产量越高,但最优簇数取决于开采时间的长短.研究结果可为致密油藏体积压裂水平井造缝设计提供依据.【期刊名称】《岩性油气藏》【年(卷),期】2018(030)004【总页数】9页(P140-148)【关键词】致密储层;水平井;体积压裂;数值模拟;离散裂缝模型;非结构化网格【作者】苏皓;雷征东;张荻萩;李俊超;鞠斌山;张泽人【作者单位】中国地质大学(北京)能源学院,北京100083;中国石油勘探开发研究院,北京100083;中国石油勘探开发研究院,北京100083;中国石油经济技术研究院,北京100724;中国石油勘探开发研究院,北京100083;中国地质大学(北京)能源学院,北京100083;中国石油集团东方地球物理勘探有限责任公司,河北涿州072750【正文语种】中文【中图分类】TE3190 引言近年来，随着非常规油气资源占比的增加，其勘探开发逐渐引起关注［1］。
低渗致密砂岩气藏低伤害压裂技术研究与应用——以苏里格气田东区开发为例
苏 里格 气 田为 近年来 长庆油 田勘探发 现 的典 型 的低孑 Ｌ 低渗 致密 砂岩 气藏 ，开 发 区域 已逐渐 由中区 向 东 西 区扩展 。与 中区相 比，东 区储层 物性 更 差 、产量 更 低 ，体 现 在岩 性 变差 （ 泥 质 含量 升 高 ） 、压 力 系
数 进一 步 降低 （ Ｏ ． ８ ８ 一Ｏ ． ８ ２ ） 、层 更 薄 、砂泥 岩 薄互层 现 象 更严 重 等方 面Ｌ 】 ］ 。上 述 原 因 导致 苏 里格 东 区 压裂 液 返排 更加 困难 ，储 层 与裂缝 更 易受 到 伤害 ，裂缝 支撑 剖 面更 为复 杂等 压裂 难点 ，大 大制 约 了压 裂
低 渗 致 密 砂 岩 气 藏 低 伤 害压 裂技 术研 究 与应 用
— —
以苏 里格 气 田东 区 开发 为例
邝聃 ，李达 ，白建文 张春 阳 ，朱 更 更 （ 中 石油 长庆油田分公司苏里格气田 研究中 心’ 陕西 西安 ’ 。 。 ’ 。 ）
［ 摘 要 ］ 针 对 苏 里格 气 田东 区低 渗 致 密砂 岩 气 藏 的 储 层 特 征 ，通 过 室 内试 验 、 油 藏 模 拟 、裂 缝 模 拟 等 手
石 油 天 然 气害 ；地 层能量 有 限 ，压 力 系数 低 ，压 裂 液 返 排难 度 大 ；④ 东 区储 层 薄互 层 特 征 明显 ，纵 向应 力 剖 面 复
杂 ，有 效遮 挡条 件差 ，缝高 不易 控制 ；⑤ 多数井 通过 工具分 层压 裂 ，全部层 施工 结束 后统一 返排 的施 工
段 ，分 别 从 气 藏 压 裂 地 质 难 点分 析 、低 伤 害压 裂 液 体 系研 制 、 低 伤 害 压 裂 优 化 设 计 方 法 等 方 面 进 行 深 入 研 究 ，最 终 优 选 并 优 化 了适 合 苏 里 格 气 田东 区 的 低 伤 害 羧 甲基 压 裂 液 体 系 ， 形 成 一 套 系 统 的 低 伤 害 压 裂 优 化 设 计 方 法 及低 伤 害 压 裂 改造 特 色 工 艺 技 术 。 经 过 ６ Ｏ余 井 次 的 现场 应 用 ，平 均 单 井无 阻 流 量 ７ ． ５ ５ ５ １ × １ ０ ｉ Ｔ ｌ 。 ／ ｄ ，较 邻 近 的 常规 羟 丙基 瓜 尔 胶 压 裂 液 改 造 井 单 井 无 阻流 量 提 高 ３ Ｏ 左 右 ，取 得 明 显 的 增 产 效 果 ，
致密砂岩油气藏开发技术
致密砂岩油气藏开发技术作者：刘国良朱丽君李朋来源：《科技资讯》2015年第15期摘要近年来，随着油气藏开采水平的提高，致密砂岩油气藏的勘探开发成为关注的焦点。
由于致密砂岩储层具有孔隙度小、渗透率低、粘土矿物类型丰富和岩性致密等特殊的地质特征，导致此类油气藏经济高效开发难度大。
虽然在国内外已有成功开发致密油气藏的先例，但目前对于致密砂岩油气藏的开发技术还未形成统一的认识。
本文对目前致密砂岩油气藏的开发技术进行了分析，希望借此文章达到对致密砂岩储集层开发技术能有一个较为明确的认识。
关键词致密砂岩；油气藏；开发技术中图分类号：TE34：P61 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2015）05（c）-0000-001引言目前国外所开发的大型致密砂岩气藏以深盆气藏为主，主要集中在加拿大西部和美国西部。
全球致密油资源量约为6900×108t；根据中国国土资源报（2014/1/9）公布的全国油气资源动态评价的结果，我国剩余天然气资源62×1012m3，其中非常规致密天然气资源量占天然气总资源的50%左右。
我国未来油气产量稳产增产将更多地依靠开采低渗透油气藏，致密砂岩油气藏是低渗透中重要的一种。
随着勘探程度的提高和油气资源需求的不断增长，对致密砂岩油气藏的开发将是中国油气开发建设的主战场之一，所以研究致密砂岩油气藏显得至关重要。
2致密砂岩油气藏的特点致密砂岩油气藏由于储层致密，油气逃逸速度低于生烃和排烃速度，原生油气藏均为高压油气藏，其油气水的关系十分复杂，这类油气藏当中都有一定程度天然裂缝的发育。
在对此类油气藏进行开发的过程中，往往出现以下特征：①不高的水驱动用程度；②油井动液面出现较低，采油井底流压太小；③采油速度降低很快；④地层压力降低很快。
3致密砂岩油气藏开发技术3.1多段压裂水平井技术多段压裂水平井技术结合了水平井技术和人工压裂技术的优点，有效改善了近井地带渗流条件，大幅提高了单井控制储量，已成为有效开发致密砂岩油气藏的重要技术手段。
长庆靖边气田碳酸盐岩储层加砂压裂工艺技术应用效果分析
酸化 改造等措施效果不好等情况， 出加砂压裂 改造。从碳酸盐岩人工裂缝形态的判识入手 ， 提 在设 计优 化 、 液体 性 能和 裂缝 导流 能力 的认 识上 取得 了突破 。前 置液 中加入 固相微 粒 段塞 ， 用 ４—０ 采 ０６
目的 陶粒作 为 主支撑 剂 ， 单井压 裂规 模超 过 了 ３ ， 本解 决 了碳 酸 盐 岩压 裂 的携 砂 、 化 、 使 ４ｍ３基 水 返
１５ １Ｉ ０ ．ｃ。天然气组分 和物理性质 稳定 ， 五 藏平 ＝ 马 气 均相对 密 度 ０ ６０ 甲烷 平 均 含 量 ９ ．９ ， 干气 。 ．１， ３８％ 属 天然气平 均视 临 界压 力 ４ ７ ａ平 均 视 临界 温度 ．６ＭＰ， １２４ 平均 Ｈ Ｓ ９ ．Ｋ， ２ 含量 ８４ ３ｍ ／ ￣０ ０４ ％ ）平均 ２ ． ｇｍ （．５３ ， Ｃ２ ０ 含量 ４．％ 。地层 水型 主要 为 ＣＣ２ 型 。碳酸 ６ ａｌ水 盐 岩储 层 中存在 的粘 土矿 物 主要 是伊 利石 和少量 伊
一
东侧扩边建产 ， 储层物性 变差 ， 隙充填程度增高 ， 孔 充填成份也随之发生变化 ， 由中部 的白云石逐渐过
碳酸盐岩气藏加砂压裂重复改造试验效果分析
关键 词
碳 酸盐岩
气藏
加砂压裂
重复改造
０ 前言
长 庆气 田 经过 “ 五 ” 期 间 的攻 关 研 究 ，在 八 靖边气 田主要 开发层 位— — 下古 生界 奥 陶系马家 沟 组碳 酸 岩 气层 ，形 成 了 以普 通 酸 酸 压 、稠 化 酸 酸
围，再结合地质和工程两方面进行单井选择。
・ 针对老井低压 ， 采用液氮排液技术 。
４ 现场施工简况
２０ ０４年 ９月 一 ０ ４ １ 月 ，从 ４口井 的化工 ２０ 年 １
料 、支撑剂准备到现场施工等各个环节层层把关 ， 进行现场质检监控 。 ４口井的现场施工全部顺利完 成 ，除 Ｇ一 ２井外 ，其余 ３口井都达到 了设计支撑 剂量 ，单井加 砂量最高达到 １．ｍ ，具体参数见 ８５ ’
维普资讯
第２ ９卷
第 ４期
天 然 气 勘 探 与 开 发
碳 酸盐 岩 气 藏 加 砂压 裂重 复 改造 试 验 效 果 分析
李 元 张 建 华 卢蜀秀 田建 峰
（．西安 石 油 大 学 ２ １ ．长庆油田分公 司）
摘
要 针对碳酸盐岩气藏部 分气 井生产效 能低 的状况 ，决定在长庆气 田下古生 界尝试开展加 砂压裂重 复
相对较好 ，且外围有供气能力的共性 。根据这些特 点，明确重复改造 目的为 ：改善近井地带物性 ，沟
通孔隙裂缝发育较好 的较远储层 ，实现储层连片 ，
・ 陶粒段塞降滤技术 ；
・ ／ 油管大排量施工技术 ； ３ ／ｔ ２
・ 有机硼锆交联技术 ；
提高稳产能力 ，获得更大的单井产能。 重复改造主体技术思路是增加储层改造深度 ， 这一点下古加砂压裂相比深度酸压工艺具有明显的 优势 ，且下古加砂压裂改造后 ，试验井表现出良好 的稳产能力。另外 ，通过几年的试验初步形成 了下 古加砂压裂工艺改造模式 ，提高了施工成功率 ，能
致密砂岩气藏控水压裂工艺效果分析及应用
第50卷第10期 辽 宁 化 工 Vol.50，No. 10 2021年10月 Liaoning Chemical Industry October，2021收稿日期： 2021-08-02 作者简介： 郝晨西（1991-），男，助理工程师，辽宁葫芦岛人，毕业于辽宁石油化工大学石油工程专业，研究方向： 油气藏增产改造技术。
致密砂岩气藏控水压裂工艺效果分析及应用郝晨西1，2，杜志栋2, 张嵩3（1. 中国石油集团长城钻探工程有限公司压裂公司页岩气压裂一项目部， 辽宁 盘锦 124000； 2. 中国石油集团长城钻探工程有限公司压裂公司长庆压裂一项目部， 辽宁 盘锦 124000； 3. 中国石油集团长城钻探工程有限公司压裂公司页岩气压裂二项目部， 辽宁 盘锦 124000）摘 要：致密砂岩气资源量巨大，部分致密砂岩储层气水关系复杂，严重制约了天然气有效开发。
前人针对控水压裂配套工艺，形成了多级加砂、液氮拌注、人工隔层等多工艺结合的控水压裂方案，有利于控制水体产出，提高天然气产量。
分析目前控水压裂工艺效果，分析压裂施工参数影响规律，选取苏里格某区块井，采用拟三维裂缝形态模型，通过改善二次加砂的停泵时间、射孔位置、施工参数等优化裂缝形态，抑制缝高延伸，进而形成了一套适用于该区块储层特征的控水压裂优化方案。
关 键 词：致密砂岩气藏； 控水压裂； 压裂工艺； 施工参数中图分类号：TE357.1 文献标识码： A 文章编号： 1004-0935（2021）10-1548-03苏里格气田为复杂致密砂岩气藏，自2001年发现至今已有20年。
苏里格西区井区在苏里格气田的西部,气水同产是盒8气藏的典型特征[2]。
储层岩石类型以石英砂岩和岩屑砂岩为主，有效孔隙主要为粒内溶孔、粒间溶孔等类型，储层孔隙结构具有“小孔喉、分选差、排驱压力高、连续相饱和度偏低和主贡献喉道小”的特点，物性表现为特低孔特低渗储层。
其中气水同层主要与天然气的低效充注、砂体的非均质性、构造的后期抬升有很大关系[3]。
致密气藏压裂井定向射孔优化技术
致密气藏压裂井定向射孔优化技术致密气藏压裂井定向射孔优化技术是一种提高致密气藏压裂效果和生产能力的关键技术。
致密气藏具有孔隙度小、渗透率低的特点，通过常规钻井和裂缝压裂已经不能满足生产需求。
定向射孔技术可以在选取了适当位置后，使压裂液更加均匀地传递至致密气藏中，从而提高其储集层的渗流能力。
本文将从致密气藏特点、射孔优化技术和研究现状等方面来对这一技术进行详细讨论。
一、致密气藏的特点致密气藏又称为页岩气藏，其具有以下几个特点：孔隙度低、孔隙连通性差、渗透率低、地层应力大、储层管道效应差等。
这些特点使得致密气藏的压裂难度较大，常规压裂技术效果不佳。
因此，需要采取更加先进的技术手段来提高致密气藏的完井效果。
射孔优化技术是指通过合理选择射孔方案，使得压裂液能够更好地传递到致密气藏中，增加储集层的渗透能力。
射孔优化技术主要包括井径选择、射孔弹道控制、射孔间距和角度控制以及射孔穿透径向控制等方面。
（一）井径选择井径选择是指根据致密气藏的特点和工程需求，选择适当的井径。
井径对射孔效果有很大影响，太小的井径会导致射孔弹道偏离目标区域，降低射孔质量；太大的井径会导致压裂液在裂缝中的流动速度过快，降低压裂效果。
因此，需要根据具体情况进行合理选择。
（二）射孔弹道控制射孔弹道控制是指在射孔作业中，通过合理选择炸药种类、装药量以及射孔深度等参数，来调整射孔弹道。
通过控制射孔弹道，可以使射孔点更加集中在目标区域内，从而提高射孔质量。
（三）射孔间距和角度控制射孔间距和角度控制是指在射孔作业中，通过合理选择射孔间距和射孔角度，来控制压裂液的传递路径。
较大的射孔间距可以增加裂缝长度，提高裂缝面积；而较小的射孔间距可以使压裂液更加集中，提高渗流能力。
射孔角度的选择也是根据具体情况来确定，一般来说，射孔角度要与地层主要应力方向垂直，以便更好地控制裂缝扩展方向。
（四）射孔穿透径向控制射孔穿透径向控制是指通过调整射孔深度和射孔径向位置，来实现对储集层的穿透和裂缝扩展控制。
致密砂岩气藏水平井段内多缝体积压裂技术的应用及其效果分析
通 常情况 下 ， 如 果 沿水 平 井 段 压 开 的多 条 裂 缝
间距 太 小 ， 不 仅不 能 增 产 ， 还 会 导致 压 裂 施 工 失效 。
根据局部效应原理 ， 作用在物体上的 自相平衡的外
力只在本力系作用 区域产生显著 的应力 、 应变和位
移； 而在远 离 该 力 系作 用 区 域 的地 方 ， 可 以略 去 它 的效应 。利 用 Ａ Ｂ Ａ Ｑ Ｕ Ｓ大 型有 限元 分 析 软件 ， 来 模 拟 分 析多 条 横 向裂 缝 问 间距 对 裂 缝 形 态 和 压 后 生 产 动态 的影 响 ， 从 而 确 定 合 理 的裂 缝 间距 ， 以发 挥 水 平井 最大 产能 。 数 值模 拟 表 明 ： 对 两 条 横 向裂 缝 ， 当裂 缝 间 距 （ ｄ Ｘ） 大于缝 高 日 的 ２倍 ， 对 缝 宽和流 动 阻力 影 响最 小 。而对 于 多条 横 向缝 （ 图１ ） ， 当 缝 间距 大 于 ２倍
极差 ， 岩性致密 储层厚度小 ， 有效砂体展布 ， 一般 单井气层厚度不足 １ ０ ． ０ ｍ， 单层厚度小于 ５ ． ０ ｍ， 单 个砂体延伸长度小于 １ ０ ０ ０ ｍ。直井单井控制储量 有限 ， 单井产量 低。储层 不进行压裂 改造 ， 很难 有
初期 产 能 ， 更 难 以实现长 期稳产， 压 裂 方 式 很 多 Ｊ ， 不 同储层 压 裂方式 的适 应 性不 同 ， 苏里 格 气
田水平井采用 的段 内效 果 。
缝高 日， 流动阻力影响最小 ； 当缝 问距大于 １ ． ５ 倍缝
１ 段 内多缝体积压裂储层改 造过 程
段 内多缝 压 裂 是 在 水 平 井 中机 械 卡 封 段 内
高 日， 对 缝 宽影 响最小 。 同时依据 断裂 力 学 理 论 ， 水 力 裂缝 总是 从 物 性
致密砂岩气藏自支撑裂缝损伤机理及导流能力研究
㊀㊀收稿日期:20220410;改回日期:20230310㊀㊀基金项目:国家重点研发计划项目 油/水/固界面浸润调控智能流体提高采收率关键材料与机理研究 (2019YFA0708700)㊀㊀作者简介:孙永鹏(1985 ),男,副教授,2007年毕业于西南石油大学石油工程专业,2014年毕业于美国密苏里科技大学石油工程专业,获博士学位,现从事非常规油气开发工作㊂㊀㊀通讯作者:戴彩丽(1971 ),女,教授,博士生导师,1993年毕业于石油大学(华东)采油工程专业,2006年毕业于中国石油大学(华东)油气田开发工程专业,现主要从事提高采收率与采油化学㊁非常规能源高效开发研究与应用工作㊂DOI :10.3969/j.issn.1006-6535.2023.02.010致密砂岩气藏自支撑裂缝损伤机理及导流能力研究孙永鹏1,2,王传熙1,2,戴彩丽1,2,魏利南1,2,陈㊀超1,2,谢孟珂3(1.中国石油大学(华东),山东㊀青岛㊀266580;2.非常规油气开发教育部重点实验室,山东㊀青岛㊀266580;3.中国石油西南油气田分公司,四川㊀成都㊀610051)摘要:针对致密砂岩气藏压裂后自支撑裂缝导流能力发生变化的问题,建立了裂缝壁面仿真自支撑裂缝导流能力的实验评价方法,从裂缝壁面微观形貌㊁粗糙度㊁强度等方面探究导流能力损伤机理,明确了裂缝导流能力变化规律㊂研究表明:裂缝遇水后壁面黏土水化,并在应力作用下压实,壁面平均高度下降了8.5%;同时,裂缝壁面软化,平均硬度降低了34.3%㊂生产油嘴尺寸变化越密集,高应力时自支撑裂缝导流能力越高;第3次开井生产时的裂缝导流能力比首次开井下降91.7%~98.5%;错位裂缝的导流能力为无错位裂缝的18.1~140.4倍;随着压裂后地层水驱替压裂液产出,最终裂缝导流能力为原始裂缝导流能力的3.45倍㊂该文明确了致密气藏生产过程导流能力损伤机理,阐明了不同因素作用下自支撑裂缝导流能力变化规律,为致密砂岩气藏自支撑裂缝保护提供了基础理论依据㊂关键词:致密砂岩气藏;自支撑裂缝;导流能力;损伤机理;裂缝壁面特征中图分类号:TE357㊀㊀文献标识码:A ㊀㊀文章编号:1006-6535(2023)02-0081-07Study on Damage Mechanism and Conductivity of Unpropped Fractures in Tight Sandstone Gas ReservoirsSun Yongpeng 1,2,Wang Chuanxi 1,2,Dai Caili 1,2,Wei Linan 1,2,Chen Chao 1,2,Xie Mengke 3(1.China University of Petroleum (East China ),Qingdao ,Shandong 266580,China ;2.Key Laboratory of Unconventional Oil and Gas Development ,Ministry of Education ,Qingdao ,Shandong 266580,China ;3.PetroChina Southwest Oil &Gas Field Company ,Chengdu ,Sichuan 610051,China )Abstract :For the change in unpropped fracture conductivity after fracturing in tight sandstone gas reservoirs ,an ex-perimental method for unpropped fracture conductivity evaluation with fracture wall simulation was established to in-vestigate the damage mechanism of conductivity in terms of the microscopic morphology ,roughness ,strength andother aspects of the fracture wall ,and to clarify the variation law of fracture conductivity.The study shows that after the fracture was exposed to water ,the wall clay was hydrated and compacted under stress ,and the average height ofthe wall was decreased by 8.5%;meanwhile ,the fracture wall was softened and the average hardness decreased by 34.3%.The more frequent the change in production nozzle size ,the higher the conductivity of the unpropped frac-ture under high stress ;the fracture conductivity of the third well opening was 91.7%-98.5%lower than that of the first well opening ;the conductivity of misaligned fractures was 18.1-140.4times that of non -misaligned fractures.With the formation water displacing fracturing fluid after fracturing ,the conductivity of the final fracture was 3.45times that of the original fracture.In this paper ,the conductivity damage mechanism in the production of tight gas reservoirs was defined ,and the variation law of unpropped fracture conductivity under the action of different factors was clarified ,which provides a basic theoretical basis for the protection of unpropped fractures in tight sandstonegas reservoirs.Key words :tight sandstone gas reservoir ;unpropped fracture ;conductivity ;damage mechanism ;fracture wallcharacteristics㊀82㊀特种油气藏第30卷㊀0㊀引㊀言致密气储层具有低孔低渗的特点,水力压裂是致密气藏高效开发的必要手段[1-2]㊂水力压裂形成的裂缝包括颗粒支撑裂缝和自支撑裂缝[3],泵入的支撑剂一般在裂缝底部沉积,在裂缝中上部则存在大量没有支撑剂的自支撑裂缝[4-5]㊂由于缝网压裂的广泛应用,自支撑裂缝面存在滑移,使得裂缝表面存在自支撑结构,从而产生导流空间[6-7]㊂在一定滑移范围内,自支撑裂缝的导流能力与相对滑移量成正比,当相对滑移量达到10mm 以上时,裂缝导流能力不再增加[8-10]㊂同时,在低闭合应力下裂缝表面以点状支撑为主,具有较强应力敏感性,而在高闭合应力下裂缝表面大量微凸起被压碎,裂缝几乎完全闭合[11-12]㊂然而,目前针对气藏生产过程中致密砂岩气藏自支撑裂缝的导流能力变化机理及影响规律尚不明确[13]㊂因此,通过制备人工劈裂岩心模型,建立了裂缝壁面特征仿真自支撑裂缝导流能力实验评价方法,明确了岩心矿物组成;通过观察导流实验前后裂缝壁面微观形貌变化特征,测量裂缝壁面粗糙度和表面硬度变化情况,分析了自支撑裂缝导流能力损伤机理;考察净应力变化梯度㊁应力循环次数㊁裂缝错位距离和流体矿化度等因素对裂缝导流能力的影响规律[14-16],为致密气藏压裂及生产工艺改进提供了基础理论依据㊂1㊀实验部分1.1㊀实验材料实验用岩心选自四川西部致密砂岩露头,岩心均加工为长度为5.0cm㊁直径为2.5cm 的标准岩心,岩心上下两端面平行度小于ʃ20μm㊂利用岩心气相渗透率自动测定仪测得岩心渗透率为0.27~0.32mD,利用氦气孔隙度测量仪测得岩心孔隙度为11.2%~13.2%㊂地层水选自四川西部坳陷高庙构造南侧的高庙32井,地层水各成分质量浓度如表1所示,总矿化度为25076.70mg /L㊂表1㊀地层水各成分质量浓度㊀㊀向地层水中加入质量分数分别为0.025%和0.250%的减阻剂和助排剂配制压裂液㊂利用Haake MARS 60流变仪测试其流变性能㊂在170s -1时,压裂液黏度为1.99mPa㊃s,满足行业标准(小于5.00mPa㊃s);压裂液在储层温度(78ħ)下表面张力为26.6mN /m,满足行业标准(小于28.0mN /m)㊂1.2㊀实验方法1.2.1㊀裂缝壁面微观形貌观测从实验岩心样品上敲取约1cm 3的小块,采用GB /T 16594 2008‘微米级长度的扫描电镜测量方法通则“[17],通过上桩㊁去尘㊁干燥㊁喷镀等步骤制备样品㊂用扫描电镜扫描平整裂缝表面,对比分析导流实验前后的裂缝表面变化㊂1.2.2㊀裂缝壁面粗糙度测定采用ISO 25178 600‘几何产品规格“[18],利用激光共聚焦显微镜分别扫描实验前后岩心裂缝表面㊂通过软件重构三维图像并使其数值化,为砂岩裂缝表面粗糙度表征参数提供计算基础㊂1.2.3㊀裂缝壁面强度测试为定量表征液体及应力作用下裂缝壁面强度变化,采用GB /T 4340.4 2022‘金属材料维氏硬度试验“[19],利用维氏硬度计测试实验前后相邻位置的裂缝壁面硬度㊂样品表面干燥后,测量区域使用1200目砂纸轻轻打磨再开展测试,加载压力为9.8N㊂1.2.4㊀导流能力测试传统导流能力测试是在API 导流室中采用2块相互平行的光滑岩板模拟地层裂缝,无法模拟自支撑裂缝壁面特征㊂因此,此次实验利用巴西劈裂造缝装置,制作缝面粗糙的人工裂缝,实验装置如图1所示㊂主要步骤为(以油嘴更换频率为例):①基于巴西劈裂法,将岩心沿轴向劈裂形成人工裂缝,设置好错位距离;②驱替流量固定为1mL /min,围压固定为43MPa;③调整回压为预设压力值,待注入压力稳定后,依次调整回压至下一压力值;④实验过程中,软件持续记录流压㊁围压和回压㊀第2期孙永鹏等:致密砂岩气藏自支撑裂缝损伤机理及导流能力研究83㊀㊀数据,待最后一个回压下的压力稳定后,视为此次导流实验结束;更换岩心,开展实验测试其他实验参数(如净应力变化梯度㊁应力加载次数㊁自支撑裂缝错位距离㊁地层水矿化度等)㊂图1㊀裂缝导流能力实验装置示意图Fig.1㊀The schematic diagram of fracture conductivity test device2㊀自支撑裂缝导流能力损伤机理分析2.1㊀矿物成分分析将实验用岩心加工成粉末状,使用X 射线衍射仪测定其中矿物成分含量[20-24]㊂结果表明:岩心中矿物以石英(33.6%)㊁斜长石(17.8%)和钾长石(12.0%)为主,含有少量的方解石(0.4%);黏土矿物含量为36.2%,主要以伊利石和绿泥石为主㊂绿泥石和伊利石是强水敏矿物,遇水后,水分子会进入矿物晶层之间,引起晶层间距扩大,矿物内部黏结力变小,发生软化㊁泥化㊁崩解,同时,矿物残渣进入缝面凹陷部位,填充裂缝壁面空间,减小渗流通道㊂在壁面软化㊁矿物运移和净应力共同作用下,加速了裂缝壁面的平整化,裂缝等效宽度减小,进而减小裂缝空间,降低裂缝导流能力㊂2.2㊀裂缝壁面微观形貌特征为直观观察裂缝壁面形貌变化特征,利用扫描电镜观察了实验前后裂缝壁面的微观形貌(图2)㊂由图2可知:实验前裂缝壁面形貌较为复杂,矿物棱角清晰,矿物分离产生的凹坑和不规则凸起明显;实验中裂缝壁面矿物在水化㊁冲刷和应力作用下发生膨胀㊁破碎㊁运移㊁填充㊁压实㊁胶结等物化作用,裂缝壁面逐渐趋于光滑而致密;实验后缝面原有的碎屑和凸起大量减少,壁面比较光滑,导致自支撑裂缝岩心支撑能力降低,可供流体通过的渗流通道减少,从而导致其导流能力降低㊂a b图2㊀实验前后裂缝壁面形态(50倍)Fig.2㊀The fracture wall morphology beforeand after the test (50times)2.3㊀裂缝壁面粗糙度变化为定量表征岩心裂缝壁面的粗糙度,利用激光共聚焦显微镜测量实验前后裂缝壁面粗糙度情况㊂导流实验前,裂缝壁面各峰算术平均高度和最大高度分别为34.3㊁543.9μm㊂导流实验后,二者分别下降了8.50%和13.20%(表2)㊂实验后的裂缝壁面粗糙度较实验前有一定程度下降㊂壁面在滑溜水压裂液的持续冲刷下,表面原本不规则的凸起在一定程度上趋于沿岩心轴向规则排列,即壁面松散的黏土颗粒发生水化膨胀并在应力作用下形成碎屑,沿滑溜水的冲刷方向被带出裂缝㊂同时,壁面原本起到支撑作用的尖锐凸起被逐渐压平,其支撑能力不断降低导致缝宽减小,供流体通过的渗流通道随之减小㊂㊀84㊀特种油气藏第30卷㊀表2㊀壁面粗糙度测试结果2.4㊀裂缝壁面强度变化特征利用维氏硬度计定量表征实验前后裂缝壁面强度变化,结果如图3所示㊂a b1805 m .μ1816 m .μ2223 m .μ2243 m .μ图3㊀实验前后裂缝表面微米压痕图Fig.3㊀The micrometer indentation image of fracturesurface before and after the test导流实验前,裂缝壁面硬度为56.6HV㊂经过裂缝导流实验,裂缝壁面硬度降至37.2HV,降幅为34.3%㊂由于岩心的黏土矿物含量较高,而黏土矿物容易发生水化膨胀㊁软化,导致壁面硬度降低,抗压强度降低㊂一方面矿物在应力和滑溜水冲刷作用下破碎㊁运移,堵塞渗流通道;另一方面错位裂缝壁面中起到支撑作用的不规则凸起因强度降低,更容易在高应力下被压平或破碎,导致支撑能力越来越小,裂缝两面咬合程度越来越高,裂缝趋于闭合㊂3㊀致密气藏自支撑裂缝导流能力影响因素致密气藏通过大规模水力压裂形成复杂缝网,增大改造体积,提高单井控制程度㊂支撑剂一般在裂缝底部沉积,在裂缝中上部及裂缝远端形成大量没有支撑剂的自支撑裂缝,裂缝错位距离是自支撑裂缝的关键特征㊂压裂后生产过程中,通过改变油嘴更换频率㊁关井等手段可恢复井底压力,而储层液体返排产生盐度变化等因素均影响致密气藏自支撑裂缝导流能力㊂3.1㊀油嘴更换频率现场生产过程中,通常会采用不同尺寸的油嘴进行生产以控制生产过程中的井底压力,调节生产速度㊂不同的油嘴更换频率会导致地层净应力变化梯度不同,进而影响裂缝的导流能力㊂采用错位距离为0.5mm 的自支撑裂缝岩心模型,设置了3种不同的净应力递减梯度:梯度1为10㊁15㊁20㊁25㊁30㊁35㊁40MPa;梯度2为10㊁20㊁30㊁40MPa;梯度3为10㊁25㊁40MPa,模拟不同的油嘴更换频率,通过式(1)计算导流能力,结果如图4所示㊂F =F iF max (1)式中:F 为无因次裂缝导流能力;F i 为初始裂缝导流能力,D ㊃cm;F max 为最大裂缝导流能力,D ㊃图4㊀净应力变化梯度对裂缝导流能力的影响Fig.4㊀The influence of net stress gradient on fracture conductivity由图4可知:随净应力增大,无因次裂缝导流能力逐渐下降,降幅为80.2%~88.1%;低净应力时,不同应力变化梯度对导流能力的影响差别不大,在高净应力下,油嘴更换6次比更换2次时裂缝无因次导流能力提高了7.9%㊂分析表明:净应力较低时,裂缝两侧壁面因滑移而形成的不规则凸起能够较好支撑裂缝,形成较大的渗流空间;随着净应力逐渐增大和滑溜水压裂液的持续冲刷,由于岩心黏土矿物含量较高,遇水膨胀㊁水化,其抗压强度逐渐降低,而当净应力增大至缝面凸起部分的抗压强度时,矿物发生破碎,降低了裂缝宽度,引起裂缝导流能力降低㊂因此,致密气藏压裂后生产过程中,增加生产油嘴尺寸更换频率,可使裂缝受到的净应力变化较为缓慢,自支撑裂缝的导流能力下降幅度较低,更有利于为致密气提供高渗流动空间㊂3.2㊀开关井次数气藏生产过程中近井压力逐渐降低,会在生产㊀第2期孙永鹏等:致密砂岩气藏自支撑裂缝损伤机理及导流能力研究85㊀㊀一段时间后关井,待井底压力恢复后再次开井生产㊂采用错位距离为0.5mm 的自支撑裂缝岩心模型,模拟了开井 关井 再开井共4次开关井过程,考察地层净应力循环次数对裂缝导流能力的影响,结果如图5所示㊂图5㊀开关井次数对裂缝导流能力的影响Fig.5㊀The influence of well opening and closingtimes on fracture conductivity由图5可知:随开关井次数增加,相同净应力下裂缝导流能力有所减小,尤其第3次比第1次下降了91.7%~98.5%,第3㊁4次开井时在高净应力下裂缝导流能力极低,几乎为0D㊃cm㊂分析表明:实验用致密砂岩岩心黏土矿物含量较高,抗压强度较低,随着净应力的增加,其逐渐超过裂缝表面抗压强度,裂缝表面凸起破碎程度逐渐加剧,原本错位的裂缝出现闭合现象,导致缝宽减小,裂缝导流能力减小;而随着净应力循环加载,破碎后的矿物残渣等细小颗粒不断增多,逐渐堵塞裂缝凹陷壁面,减小了裂缝空间,造成裂缝导流能力降低㊂因此,在致密气藏生产过程中,压裂形成的大量自支撑裂缝,在多次开关井后存在闭合的可能性,不再贡献渗流通道㊂为保持自支撑裂缝导流能力,应尽量控制生产速度,减缓近井压力下降速度,减少关井恢复压力次数㊂3.3㊀自支撑裂缝错位距离在水力压裂造缝过程中,裂缝通常会受到不同程度的剪切应力,产生滑移错位㊂由于裂缝表面凹凸不平,虽然部分裂缝中未充填支撑剂,裂缝表面不均匀结构也可以相互支撑,为气体导流贡献能力㊂实验采用0.5㊁1.0mm 厚的铜片固定在岩心裂缝两端,实现对裂缝不同错位距离的精准控制㊂不同净应力条件下的导流能力见图6㊂由图6可知:随裂缝错位距离的增大,其导流能力有明显提高,可达18.1~140.4倍,低净应力下图6㊀错位距离对裂缝导流能力的影响Fig.6㊀The influence of dislocation distance on fracture conductivity提升效果尤为明显;错位距离为1.0mm 的裂缝导流能力略高于错位距离为0.5mm 的裂缝,且均远大于无错位的裂缝;无错位裂缝在低净应力时存在一定的导流能力,当净应力增至8MPa 以上,裂缝接近闭合,基本无导流能力㊂分析表明:错位距离对裂缝导流能力的影响与储层骨架颗粒性质(矿物类型㊁尺寸㊁形状㊁硬度等)㊁胶结物性质(成分㊁含量㊁排布等)以及外来水与胶结物的作用等影响密切相关㊂在裂缝开裂过程中,裂缝一侧壁面产生的凸起或凹陷部分未被对侧壁面包裹时,则在裂缝中间形成较大的渗流空间,大幅度改善流动通道,裂缝导流能力则呈现倍数增长㊂因此,错位距离对裂缝导流能力的影响主要体现在有无错位的区别上㊂当裂缝产生一定错位后,其导流能力并非线性增长,而是在一定范围内波动并呈现一定的随机性;当裂缝没有错位时,高净应力下裂缝两侧壁面容易恢复至未开裂时的紧密咬合状态,裂缝中的流动空间极其有限,导流能力极差,裂缝不能贡献气体流动的空间㊂因此,在致密气藏压裂造缝过程中,裂缝形成一定的错位距离,可大幅度改善自支撑裂缝导流能力,提高气井产能㊂3.4㊀压裂后返排液矿化度在现场压裂过程中,使用地表水配置的压裂液矿化度较低(一般为100~1000mg /L),而致密气储层地层水矿化度较高㊂向地层中注入低矿化度水会造成裂缝壁面黏土矿物发生水化膨胀,导致黏土矿物和骨架颗粒发生运移,进而影响裂缝导流能力㊂利用0.5mm 错位裂缝岩心模型,配制矿化度㊀86㊀特种油气藏第30卷㊀分别为0㊁5000㊁10000㊁15000㊁20000㊁25000mg /L 的滑溜水压裂液,研究不同矿化度压裂液对裂缝导流能力的影响,结果如图7所示㊂图7㊀压裂液矿化度对裂缝导流能力的影响Fig.7㊀The influence of fracturing fluid salinity on fracture conductivity由图7可知:随压裂液矿化度逐渐上升,裂缝的导流能力随之升高,当矿化度从0mg /L 提升至25000mg /L,裂缝导流能力提升3.45D㊃cm㊂分析认为:储层中含有一定量的黏土等胶结物,低矿化度下水对黏土矿物水化抑制作用较差,此时产出液中有细小矿物颗粒和胶结物碎屑排出;在高矿化度下,水溶液中的静电斥力较强,抑制黏土矿物晶层间的斥力,进而抑制了水化作用,有助于保留裂缝空间,进而使得裂缝导流能力得到提升㊂因此,致密气储层水力压裂后,低矿化度压裂液大量赋存于地层,此时自支撑裂缝导流能力较低,随着后续高矿化度地层水驱替压裂液排出,地层流体矿化度逐渐升高,自支撑裂缝导流能力相较刚开井时会有一定程度的提升㊂4㊀结论和建议(1)致密砂岩储层矿物水化膨胀㊁分散㊁运移,结合应力作用,自支撑裂缝闭合后壁面更平整,壁面硬度平均降低了34.3%㊂水化结合应力作用加速了裂缝壁面平整化,减小裂缝空间,进而降低自支撑裂缝导流能力㊂针对储层沉积及矿物特征,可考虑加入黏土稳定剂保护自支撑裂缝导流能力㊂(2)致密气藏生产制度对自支撑裂缝导流能力影响巨大㊂生产油嘴尺寸变化越频繁,自支撑裂缝导流能力下降幅度越低,油嘴更换6次比更换2次时裂缝无因次导流能力提高了7.9%㊂在前几次开井生产过程中自支撑裂缝可贡献导流能力,多次关井恢复压力后,裂缝存在闭合的可能,因此,在现场生产过程中应尽量提高生产油嘴尺寸更换频率并减少开关井次数㊂(3)合理设计压裂及返排工艺可提高自支撑裂缝导流能力㊂相比无错位裂缝,错位自支撑裂缝导流能力可提高18.1~140.4倍㊂现场压裂施工造缝时应尽量使裂缝形成一定程度的错位,可极大增加裂缝导流能力㊂如果压裂液矿化度低于地层水矿化度,致密气储层压裂后,当地层水驱替压裂液逐渐排出后,自支撑裂缝导流能力可得到一定程度的恢复㊂参考文献:[1]李国欣,朱如凯.中国石油非常规油气发展现状㊁挑战与关注问题[J].中国石油勘探,2020,25(2):1-13.LI Guoxin,ZHU Rukai.Progress,challenges and key issues of un-conventional oil and gas development of CNPC[J].China Petrole-um Exploration,2020,25(2):1-13.[2]熊俊雅,杨兆中,杨磊,等.压裂填砂裂缝导流能力室内研究进展与展望[J].特种油气藏,2020,27(3):1-7.XIONG 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延长低渗致密气藏采气工艺初探
延长低渗致密气藏采气工艺初探姚军;霍威;王卫刚;刘通;黄华【摘要】延长气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡的东南部,储层为具有典型的低渗、低压、低产、低丰度特征的致密砂岩气田.单井控制储量小、非均质性强、连通性差,气井投产后初期递减快,中后期递减慢,在较低的井底流压下,气井表现出一定的稳产能力.本次研究主要通过对气井的井口装置、管柱优化、完井工艺和排液采气工艺的研究和现场应用分析,初步形成了一体化管柱射孔、压裂投产、储层保护等适应延长气田特点的开采工艺技术.通过对各生产阶段、不同压力及出水量的气井采气工艺的研究和合理选择,满足了开发初期气井的生产需求.【期刊名称】《延安大学学报（自然科学版）》【年(卷),期】2014(033)004【总页数】4页(P61-64)【关键词】延长气田;致密砂岩;排液采气;水合物【作者】姚军;霍威;王卫刚;刘通;黄华【作者单位】陕西延长石油集团有限责任公司研究院,陕西西安710075;陕西延长石油集团有限责任公司研究院,陕西西安710075;陕西延长石油集团有限责任公司研究院,陕西西安710075;陕西延长石油集团有限责任公司研究院,陕西西安710075;陕西延长石油集团有限责任公司研究院,陕西西安710075【正文语种】中文【中图分类】TE375延长气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡的西北部，目前试采区块有延a井区和延b井区，主要含气层位有石盒子组、山西组、太原组、本溪组，盒8－本溪组碎屑岩—砂岩、粉砂岩成份分为：碎屑、填隙物、自生矿物，储层以石英砂岩和岩屑石英砂岩为主［1－3］。
本区盒8－本溪组储层经过物理和化学压实、胶结等成岩作用，原生孔隙度大幅度降低，溶蚀作用的次生溶孔在有效孔隙中占主要地位，原生粒间孔在孔隙构成中占次要地位。
储层孔隙度主要在2.0％～12.0％之间，渗透率在0.01～10.0mD之间。
渗透率的变化主要受孔隙发育程度的控制，渗透率与孔隙度呈明显的正相关关系；大部分样品的孔隙度和渗透率均偏向低值的一侧，孔隙度普遍小于15.0％，渗透率普遍小于5.0mD，属低孔、特低渗致密型储集层。
致密气藏压裂井定向射孔优化技术
致密气藏压裂井定向射孔优化技术
1致密气藏压裂井定向射孔技术
致密气藏被广泛用于天然气生产，它已成为能源行业中最重要的
资源。
然而，致密气藏有很高的孔隙度和渗透度，很难通过传统的方
法抽取气体，因此，压裂技术就成了可以改善油气采收率的不二之选。
此时，定向射孔技术就发挥出重要的作用。
定向射孔技术是在传统的气体压裂技术的基础之上，通过定向射
孔裂缝的形成使流体可以有效地流入和释放，不仅能有效地开发致密
气藏，还可以提高采收率。
定向射孔技术以一种更先进的方式建立气体压裂面，通过特定的
仪器完成射孔操作，射孔方向可以调整，以便精准地把压裂裂缝扩展
到所需的位置。
它具有技术上的独特优势，可以大大提高气体采收率，而投资成本却更低、风险更小。
另外，定向射孔技术还可以更有效地利用水力压裂技术。
水力压
裂技术是通过提高压力来扩大破裂面的一种技术，但它的破裂模式是
难以控制的，直接影响气体采收率。
而定向射孔技术可以使水力压裂
技术有效结合，有效控制射孔方向以及破裂裂缝，大大提高了气体采
收率。
总而言之，定向射孔技术应用在致密气藏压裂井上不仅可以提升采收率，还可以有效地节省成本。
定向射孔技术为致密气藏开发建立了新的模式，是未来资源开发的中坚力量。
长庆上古生界低压低渗砂岩气藏压裂工艺技术
天然气工业
钻井工程
顶底界一般具有厚度较大的泥岩隔层, 遮挡条件较 好。
( 7) 储层敏感性评价结果。总体上看, 上古储层 主要表现为弱水敏、弱 ) 无酸敏、中等偏弱速敏、无 ) 弱盐敏。
古生界砂岩储层特点的泡沫压裂液配方。该压裂液 在 75 e , 170 s- 1 以及加入破胶剂的条件下, 剪切 60 m in, 粘度还保持在 75 mP a#s 以上, 剪切 90 min, 粘 度还有 50 mP a#s, 能满足中等规模的压裂施工对压 裂液耐温耐剪切的要求。
( 5) 优化设计技术。重点井采用/ 压前评估 ) 拟
针对羟丙基胍胶分子结构和酸性介质特性, 研究合 三维压裂设计软件进行优化压裂初设计 ) 诊断性试
成了 AC- 8 酸性交联剂, 交联时间 20~ 30 s, 耐温能 力可达 100 e , 此外还筛选了性能优越、配伍性好的 助排剂和粘土稳定剂等添加剂, 形成了适合长庆上
( 8) 监测及评价技术。为了取全取准各项资料, 客观评价压裂效果, 选择部分重点井应用小型压裂 测试和井温测井, 获取地层参数、压裂液的滤失特性 和缝高等重要参数; 进行施工动态监测评价施工情 况; 停泵后测压降曲线, 求取裂缝几何形态、液体效 率及地层参数; 压后选择部分典型井进行压力恢复 试井 或修正等时试井, 求取渗 透率、表皮 系数等参 数, 对压裂效果进行评价。
钻井工程
天然气工业
2003 年 9 月
长庆上古生界低压低渗砂岩气藏压裂工艺技术
雷群1, 2 慕立俊2 陆红军2
( 1. 石油大学 2. 长庆油田公司油气工艺技术研究院)
雷群等. 长庆上古生界低压低渗砂岩气藏压 裂工艺技术. 天然气工业, 2003; 23( 5) : 66~ 69 摘 要 自/ 九五0 以来, 长庆油田从提高上古 生界砂岩 气藏单 井产量 的目标 出发, 围绕低 压、低渗技 术难点, 系统 开展了室内综合研究与现场试验, 并进行了 CO2 压裂、大规模压裂现场试验等, 使压裂改造理论 研究与现场 施 工技 术水平进一步提高, 基本形成了/ 地质评价, 室内试验, 支撑剂、压裂液体 系优选, 优化设计, 实时 监测与质量 控 制, 压后评估0 配套技术模式, 在长庆气田大发展过程中发 挥了重要的技术支撑作用。 主题词 长庆 上古生界 低渗砂岩 水力压裂 排液技术
多功能表面活性剂在致密气藏压裂中的应用
ｍＮ／ ＿ ； ｍｌ 另外 ， 肪醇 聚氧 乙烯 醚等 非 离子 离子 表 ３ 脂
面 活 性 剂 可 以 增 强 起 泡 性 能 ｌ 。 如 果 在 分 子 设 计 过 ４ Ｊ
程 中 ， 分考 虑接入 这两种 基 团 ， 充 就可 以形成 一种 具
１ 川 西 致 密储 层 改造 的 难点
１ １ 储 层 改 造 的 难 点 ． （ ） 层 品 质 、 气 性 差 。 川 西 地 区 中 浅 层 整 体 １储 含 储 层 物 性 差 ， 孔 低 渗 ， 新 场 Ｊ 、 平 均 孔 隙 度 低 如 Ｊ；
分别为 ８ ９ 、 ． ４ ， ． ９ ９ ６ 平均 渗透率 分别 只有 ０ １ ２ ．３ ×１ ０ ｍ。０ １ ３×１ Ｉ ｍ 属 典 型 的低 渗 致密 、． ３ ０。 ，
２１ ０ ０年 ５月
石 油 地 质 与 工 程 Ｐ Ｔ Ｏ ＵＭ Ｅ Ｉ Ｇ Ｄ Ｅ Ｇ Ｎ Ｅ Ｉ Ｇ Ｅ Ｒ Ｉ Ｅ Ｇ Ｏ Ｙ ＡＮ Ｎ Ｉ Ｅ Ｒ Ｎ Ｏ
第 ２ ４卷 第 ３期
文 章 编 号 ： ６ ３—８ １ （ ０ ０ ０ １７ ２ ７ ２ １ ） ３—０ １ １ ６—０ ３
摘 要 ： 西地 区致 密砂 岩 气 藏低 孔低 渗 、 喉 结 构 差 、 土 含 量 高 、 川 孔 粘 水锁 严 重 ， 气 田进 入 开 发 中 后 期 ， 层 压 力 下 且 地
降 ， 成 压 裂 过 程 中储 层 易伤 害 ， 后 返 排 效 果 差 。 为 此 ， 压 裂 液 中加入 了一 种 具 有 起 泡性 能 优 良 、 面 张 力低 、 造 压 在 表 防 膨 性 能好 等 诸 多优 点 的 多功 能 表 面 活 性 剂 ， 大 降低 了压 裂 液 对 储 层 的 伤 害 ， 进 了 液 体 的 返 排 。 该 压 裂 液 现 大 促
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。
长庆低渗透油田增产改造技术
1.59 41.54 1.1 51.6
1.29 61.7
1.62 50.9
平均（24）
0.5
1.5
10.9
3.2
10.4
3.8
1.8
43.7
3.1
1.6
39.3
川庆钻探工程有限公司 工程技术研究院
缝内转向压裂工艺技术
（三）多裂缝压裂工艺技术
1、技术背景
超低渗储层岩性致密，原油流动困难，单井产量低下。虽然 储层微裂缝较发育，但尺寸微小，不能成为油流通道，压裂过程 如何实现对微裂缝的改造和利用是提高产量的关键。
川庆钻探工程有限公司 工程技术研究院
缝内转向压裂工艺技术
（二）油田新井缝内转向压裂技术
1、技术背景
近几年来，长庆油田每年总有5<%的新井投产后达不到工
业投产产量要求，甚至有部分新井压后不产油，试油产液量也
很低（小于4m3/d），与周围邻井相比产量明显偏低。
油田新井低产原因
（1）储层砂体局部变化剧烈，储层平面物性和含油性差异大，压裂 裂缝可能伸入致密或低含油区域，造成油井低产或不产油。 （2）储层微裂缝发育贯穿砂岩和泥岩层，造成投产压裂时人工裂缝
570.7 192318 385.7 26997 538.86 219315
川庆钻探工程有限公司 工程技术研究院
缝内转向压裂工艺技术
2009年重复压裂：11口，日增油1.0t，累计增油1525t。
序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 井号 西31-34 剖39-7 董73-55 剖7-5 董73-54 华201-11 西31-30 西33-32 西28-24 西232 西27-23 区块名 白马中 华152 董志 华152 董志 华201 白马中 白马中 白马中 庄19 白马中 措施层 位 长8 长3 长8 长3 长8 Y8 长8 长8 长8 长8 长8 3.65 1.92 1.44 0.97 措施前 日产 液 2.75 0.97 0.64 1.25 0.60 6.05 日产 油 0.95 0.06 0.36 0.39 0.45 1.15 暂关 1.81 0.00 0.39 0.00 41.6 100 67.9 100 含水 59.3 93.0 33.6 63.0 11.4 77.6 目前（09.12） 日产 液 4.24 0.95 1.79 2.44 1.43 19.4 1.86 2.88 4.8 1.92 6.79 日产 油 1.42 0.1 1.35 0.96 1.04 4.54 0.67 1.57 0.89 1.17 2.29 含水 60.7 88.1 10.5 53.9 13.3 72.4 57.8 36 78.3 28.6 60.4 有效 天数 269 255 209 181 165 140 149 37 72 70 68 日增 油量 (t) 0.47 0.9 0.99 0.57 0.59 3.39 0.67 0 0.89 0.78 2.29 累增 油量 （t) 231 239 168 79 108 305 137 1 54 62 140 备注
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。
长庆油田压裂工艺技术的现状及发展方向
进行现场实施与方案完善。该技术于 1988 一1989
年首次在安塞油田 王窑区开发试验区全面实施。自
1990 年起在安塞、 西峰等油田全面推广， 极大的提 高了整个油田的采油速度和经济效益。
(2)开发压裂技术 开发压裂是将水力压裂裂缝先期介人油田开发 并网的部署中， 以压裂开发为出发点， 进行井网优
砂量的提高。 ②射孔位置及打开程度选择
在井内造成二次污染。应用 c o, 泡沫增能压裂工 艺技术， 力争在进人地层液体最少的基础上延伸裂 缝长度、 增大改造半径， 提高裂缝导流能力。 2003 年在苏里格气田的 4 口加密开发井上进 行了6 层次的CO 泡沫压裂试验。 次施工平均加 : 6 砂量为19.4 m' ， 其中Su39-14-3 液态CO 与基液比 :
2007 年 12 月
油
气
井
测
试
第 16 卷 增刊
长庆油 田压裂工艺技术的现状及发展方向
侯东红
(长庆石油勘探局工程技术部 陕西西安 710021)
摘要 压裂工艺技术是长庆低渗透油层试油、 气配套技术的重要组成部分， 也是提高单井产量 和增加可采储量的关键技术， 在长庆低渗、 特低渗油、 气田开发中 具有特殊的地位。经过多年研究 及现场试验与改进推广， 形成了 针对不同 储层和油藏条件的一整套完备的增产措施技术模式， 为实 现低渗透油田高效勘探、 经济有效开发提供了重要技术手段。通过对长庆油田 压裂工艺的总结， 探 讨了油田压裂技术发展方向。
关键词 长庆油田 低渗透 压裂技术 发展方向
水力压裂技术是低渗透油气田勘探开发的关键 技术， 长庆油田低渗透层压裂工艺技术随长庆油气
大发展而进入到一个新的阶段， 并朝着总体优化压 裂设计、 提高压裂液效率、 优化支撑剂、 无伤害压裂
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苏里格东区 苏里格中区 苏里格西区
2
3
4
5
6 （层）
盒8下 盒8下 山1 山1 山2
太原
马五4
4.压裂是提高单井产量的有效手段
多年来，以提高单井产量为目标，大力开展压裂新技术攻关
与试验，形成了长庆致密砂岩气藏压裂技术系列。
两大技术系列
致密砂岩气藏 直井改造技术系列
致密砂岩气藏 水平井改造技术系
列
气田 盒8 山1
岩心分析岩石力学参数
岩 性
围压 孔隙压力 杨氏模量
MPa MPa
×104MPa
泊松比
体积压缩系数 10-4 1/MPa
砂岩 57
28
1.84-3.42 0.2-0.4
1.425
砂岩 45
24
1.94- 0.77 0.84
岩性 泥岩 砂岩 砂泥岩
近年来，长庆气区进入大规模勘探开
发阶段，天然气产量达到210×108m3,其
中上古致密砂岩占51.9%。
秦
吕 梁 山
岭
图例
天然气 储量面积
石油 储量面积
构造单元 区域断层
2.储层物性差，自然产能低
上古生界砂岩气藏普遍具有低 孔、低渗、低压的特征，储层致密，
鄂尔多斯盆地致密气典型井压汞曲线特征
1000
地区 中区 东区 西区
苏里格气田各区块岩性数据对比表
层位
石英
碎屑组分（%） 岩屑
盒8
86.0
13.7
山1
85.1
14.8
盒8
79.1
20.7
山1
84.3
15.6
盒8
90.8
9.2
山1
86.5
13.2
长石 0.3 0.1 0.2 0.1 0.1 0.3
2.岩石力学及地应力研究
室内岩心测试表明，盒8、山1砂岩杨氏模量为18400～34200MPa， 泊松比为0.2～0.4，砂岩最小主应力为50.4MPa，泥岩为56.6MPa。
离子表面活性剂压裂液体系，成本降低40%，应用33口井，平均无阻流量 8.87×104m3/d。
评价内容
压裂液性能对比表
常规胍胶压 阴离子表活剂
裂液
压裂液
分子量
300万左右
700
表面张力 33.82 mn/m 28.21mn/m
大于临界 胶束浓度
球状胶束
网状冻胶
阴离子表面活性剂压裂液原理图
破胶液粘度 ＜10mP.s
100
频率（个数） P(MPa)
孔喉结构差，启动压力高，单井产
10
量低。
1
•气藏埋深：2800.0～3800.0m •孔隙度：5.0%～12.0% •渗透率：0.1～3×10-3μm2 •含气饱和度：44.0%～66.1% •压力系数：0.8～0.9MPa/100m
100
80
60
40
20
SHg(%)
4、低伤害压裂液体系研究
针对致密储层微观孔喉细、启动压力高的特点，在“核磁共振+岩芯 流动实验”的试验确定压裂液伤害主控因素的基础上，形成了适用不同 区块储层的多套低伤害压裂液体系。
压裂液类型
近年气田新开发的压裂液体系
适用储层特征
主要适用区块
羟丙基胍胶压裂液 以石英砂岩、岩屑石英砂岩为主的低渗储层
＜5mP.s
岩心伤害率 27.4％
18.3%
阴离子表面活性剂压裂液体系
（2）羧甲基低伤害压裂液 从提高压裂液稠化剂水溶性、降低稠化剂浓度的角度出发开展羧甲
基压裂液体系试验，应用29口井，见到较好效果。
评价内容
压裂液性能对比表
常规胍胶压 羧甲基低伤害
裂液
压裂液
苏里格东区羧甲基压裂液试验井效果
12
10.28 10
长期导流能力μm2.cm
300
250
中密度陶粒长期导流能力
200
中密度陶粒短期导流能力
150
100
50
0
0
10
20
30
40
50
60
70
闭合应力 MPa
300
中密陶粒
250
200
150
100
50
0 0
50 100 150 200 250 300 承压时间 h
认识：长期导流能力约为短期的14-25%；
随时间延长导流能力呈下降趋势，300h时降为初期的12-14%。
0.1 0
苏里格气田典型井吼道分布
500
400
300
200
100
0 012345678 喉道半径（微米）
3.普遍发育多套含气层系，具有一井多层的特征
苏里格气田储层纵向多层现象比
较普遍，一井多层比例高。
盒8上
多层井占总井数百分比（%）
苏里格气田各区块多层井占总井数比例
50 40 30 20 10 0
六项主体技术
机械分层压裂 多薄层压裂 低伤害压裂液 控缝高压裂 不动管柱水力喷射
分段压裂 裸眼封隔器分段
压裂
六项配套技术
压裂优化设计 支撑剂优选
液氮伴注排液 分层压裂同步破胶
裂缝监测技术 深穿透射孔
二、直井多层压裂改造技术研究及试验
1.岩矿特征
室内研究表明，长庆致密砂岩气藏岩性总体上以石英砂岩为主，但 区域上岩性存在明显差异。苏里格气田中区以岩屑石英砂岩+石英砂岩为 主；东区以岩屑砂岩为主；则西区以石英砂岩为主。
岩心分析地应力大小
最大水平主应力 68.99 61.84 65.04
最小水平主应力 56.62 50.43 54.90
3. 导流能力研究
为深入研究支撑剂导流能力随时间长周期条件下变化规律与产量递 减的关系问题，从模拟生产实际条件出发，开展了 “定压定温、长周 期”导流能力实验。
导流能力 (um2.cm).
试验井无阻流量
邻井平均无阻流量
水不溶物% 水溶性
9.65 3小时
8
0.92
6
1小时
4
4.76
5.78 3.24
7.21 4.2
破胶液粘度 ＜10mP.s
＜5mP.s
2 0
苏东38-61
苏东60-60
苏东44-38
5、机械封隔器分层压裂工艺
一次下入分压合采完井管柱，通 过投球座封，逐级打开滑套，实现多层 压裂，合层排液生产。 •两套分压管柱：Y241、K344 •两 种 适 用 规 格 ： 51/2″套管、7″套 管 •耐温能力：120℃，承受压差：70MPa •分压段数：51/2″套管井最高分压7段
长庆气田致密砂岩气藏 多层多段压裂改造技术
二○一一年九月
报告内容
一、基本概况 二、直井多层压裂改造技术研究及试验 三、水平井多段改造技术研究及试验 四、结论
一、基本概况
1.盆地资源丰富
鄂尔多斯盆地油气资源丰富，天然 气资源量10.7×1012m3，气田发育上、下 古生界两套含气层系，以苏里格气田为 代表的致密砂岩储层占总资源量61.7%。
苏里格中区、榆林-子洲地区
阴离子表面活性剂 岩屑含量高、孔喉细微的致密储层
苏里格东区盒8
超低浓度胍胶压裂液 吼道细小、压力系数低、返排难度大的致密储层 苏里格地区、盆地东部
羧甲基胍胶压裂液 低孔、低渗，岩屑含量高的致密储层
苏里格东区盒8
高温无机硼压裂液 深井、高温、低渗储层
高桥地区
（1）阴离子表面活性剂压裂液 从降低分子结构、降低破胶液表面张力的角度出发，开发了新型阴