页岩气压裂现场实践(中文)

结论
我们看到的干扰压力，自由细微颗粒在孔喉形成的 桥堵以及桥堵的破坏所致 即使我们仅用天然气作为试压介质时，我们也同样 能观测到干扰压力
如此说来，页岩压裂时，什么是“最 好的”液体呢？现在可以得到答案了
“水”
页岩气田的开发过程
页岩气藏开发的“学习曲线” …
Wells in Barnett Shale
0.3
10000
0.25 2607 µ d-ft (Hexane) 0.2
1000
100
0.15
10
0.1
1
0.05
0.1
0 0
8468T1
0.01 100 200 300 400 500 600
Flow Time (min)
Hexane Conductivity Rate NCS
数据由Stim-Lab提供
2. 经过相应的热演化史 3. 在成岩运移演化过程中保留了碳氢化合物
影响气藏质量的因素
有机碳的计量评价参数，称为T.O.C， 即总有机碳含量
镜质体反射系数
镜质体反射系数用于评价一个油气藏的热成熟度。它反应 了油气藏层碳氢化合物的类型 下表显示：
镜质体反射系数 0.0 – 0.6 0.6 – 1.0 1.0 – 1.4 1.4 – 2.0 碳氢化合物类型 不成熟 油窗 湿气 干气
实验三
之后用清水，在封闭压力21 MPa 到 35 MPa，再降 压的处理
Eagle Ford Shale Fresh Water Fracture Conductivity & Pressure Response
3.5 180 ° F 49.2 µd-ft (Fresh Water) 100000
大范围的裂缝
出处： R. Miller and R. Young， Oklahoma 州，Pontotoc 和Coal 县的露地岩层和地表下层 的Woodford 页岩特征。调研文档号#50052 (2007) 。
超大范围的裂缝
出处： R. Miller and R. Young， Oklahoma 州，Pontotoc 和Coal 县的露地岩层和地表下层 的Woodford 页岩特征。调研文档号#50052 (2007) 。
利用测试压裂计算应为
A 1000
Bottom Hole Calc Pressure (psi) Smoothed Pressure (psi) G*dP/dG (psi) A A D
D 350
1 900 300
250 800 200 700
(Y = 136.7)
150
600
(Y = (0.0819, 551.6) 551.6) (m = 0)
14000 12000
Total Wells
10000 8000 6000 4000 2000 0 1975 1980
Experiment with N2 and CO2 The first look
Experiment with crosslinked fluids Experiment with Low gel loadings
430
480 MATURITY (based on Tmax (oC))
530
580
矿物学报告
岩石物性
实验井数据采集（继续）
裸眼测井资料 记录岩性 岩石物性 压力数据 泵入测试 压力恢复试井数据
“三组合” 测井
岩石物性测井
测试压裂
A 14
Slurry Rate (bpm) 1 A 2 Tubing Pressure (psi) B 3
Conductivity (μd-ft), Rate (mL/min) Net Confining Stress (psi)
Differential Flowing Pressue (psi)
3 2.5 2 1.5 1 51 µd-ft (Fresh Water) 0.5 0 2350
10000 1000 100 10 1 0.1 0.01 3350
Experiment with slick water – start frac mapping Start drilling horizontal wells 600 horizontal wells producing
1985
1990
1995 Year
2000
2005
2010
2015
Barnett 页岩井
1.4 100000 180 ° F 1.2 1 0.8 0.6 0.4 0.2 0 650 3333 µd-ft (Hexane) 105 µd-ft (7% KCl)
Differential Flowing Pressue (psi)
Conductivity (μd-ft), Rate (mL/min) Net Confining Stress (psi)
实验结论
最终的裂缝传导率为3333 md-ft
实验二
之后用7%KCl溶液，在围压21 MPa 到 35 MPa， 再降压的处理。注意：在整个过程中测到了不稳定 的压力
Eagle Ford Shale 7% KCl Fracture Conductivity & Pressure Response
B 5000
12
a
4000
10 3000
8
6
2000
4 1000 2
2/10/2003
0 08:00
08:05
08:10
百度文库
08:15
08:20
08:25
08:30
Time
Customer: Well Desc: Job Date: UWI: Ticket #:
2/10/2003
0 08:35
GohWin v1.6.5 04-Mar-11 10:57
页岩气藏开发的“学习曲线” …
Fayetteville Shale Average Production
Monthly Production (scm)
2,000,000 1,500,000 2005 Vertical 1,000,000 500,000 0 0 1 2 3 4 5 6 7 Months of Production 2005 Horizontal 2010 Horizontal
10000 1000 100 10 1 0.1 0.01 1350
750
850
950
1050
1150
1250
Flow Time (min)
8468T1
Hexane
7% KCl
NCS
Conductivity
Rate
数据由Stim-Lab提供
实验结论
最终压裂缝传导率为105 md-ft.，这个数值是用己 烷做驱替流体时实验结果的3%
Fayetteville页岩产量
页岩气藏开发-第一步
区域地质学
区域地质 地球化学 镜质体反射率 总有机碳含量 地震资料 油藏面积 断层描述
区域地质(继续)
临井的资料 裸眼测井 油层压力 钻井参数 裂缝分布方向
基础建设
输气管线 运输 水供应来源 油井维护的服务
页岩气藏建设– 下一步
实验井数据采集
液
体
当进行页岩压裂时，什么样的液体 最好呢？
无支撑剂裂缝的导流能力
大量文献中极力主张，在评价页岩气生产的地层流动通 道特性时，无支撑剂裂缝导流能力是必须测试的
但是这些文献中却很少能给出可以解决油气藏实际问题 的数据 我们知道为什么！因为这些数据很难采集和解释
实验一
运用带裂缝的岩心来进行驱替实验，驱替流体选用 己烷，初始围压为7兆帕，逐渐增加至35兆帕，最后 降低并终止于21兆帕
校核设计以后，开始设计整个作业
2450
2550
2650
2750
2850
2950
3050
3150
3250
Flow Time (min)
8468T1
Hexane
Fresh Water
NCS
Conductivity
Rate
数据由Stim-Lab提供
实验结论
最终裂缝传导率为49 md-ft，这个数值是用己烷 做驱替流体时实验结果的1.5%
225 – 248 35 – 76 86 – 160 54 - 220**
页岩的储层特性对产量的影响
1.低渗透性-排液必须通过自然裂缝或者微裂缝 2.多种成藏储气和采气机理 3.低渗透性要求大规模的压裂增产
天然裂缝在页岩气的开发中起到很重要 的作用。从微观到宏观有多种不同等级 的天然裂缝：
微观，充满矿物
页岩气压裂现场实践
页岩气压裂现场实践
什么是页岩？
页岩是由粘土矿物、精细颗粒状的非粘土矿物和有机矿物 质组成的岩石
页岩是层状的，它分布在非常薄的平行层理（叠层结构） 这些层理结构决定了页岩的力学特性
黑页岩（高有机质页岩） 图片
为了使页岩含有碳氢化合物，必须 在形成过程中具备以下几个条件：
1. 必须含有有机碳
测试压裂之后的裂缝剖面图
初始的压裂设计
页岩气压裂模型的前提假设
模型限于两个垂直刀翼的传统的压裂 基岩渗透率和裂隙渗透率集合成有效渗透率 假设油藏是均质、各项同性且无穷大的
不同的页岩的压裂排量
液流量 (立方米/分)* Marcellus Fayetteville Haynesville Barnett 135 100 160 90 液体类型
岩心实验 地球化学 总有机碳含量 镜质体反射率 岩石物性 孔隙率 渗透率 杨氏模数 泊松比
总有机碳报告
干酪根转化和成熟度报告
1.00 0.90 0.80
KEROGEN CONVERSION (PI)
0.70 0.60 0.50 0.40 0.30 0.20 0.10 0.00 380
Keroge n conver 油源转化和成熟度 sion and maturit y.
B 5000
12 4000 10 3000
8
6
2000
4 1000 2
2/10/2003
0 08:00
08:05
08:10
08:15
08:20
08:25
08:30
Time
Customer: Well Desc: Job Date: UWI: Ticket #:
2/10/2003
0 08:35
GohWin v1.6.5 04-Mar-11 11:04
Eagle Ford Shale at ~7000' Hexane Conductivity & Pressure Response
0.35 180 ° F 100000 3333 µ d-ft (Hexane)
Differential Flowing Pressue (psi)
Conductivity (μd-ft), Rate (mL/min) Net Confining Stress (psi)
(1.1037, 111.8) 100 (1.3279, 551.6) (Y = 551.6)
500
(m = 101.52)
50 1 Closure
Time 400
(0.0023, (Y = 0) 0)
Analysis Events
BHCP 509.0 0.88
SP
DP
FE
509.5 325.5 31.80
0.2
0.4
0.6
0.8
1.0
1.2
0
G(Time)
建立关联
裸眼测井和地震资料 裸眼测井和岩石物性 建立并校正模型
利用相关数据建立初始模型
由上述数据得到的应力模型
根据实际压裂速率和压力等数据 校验模型
A 14
Slurry Rate (bpm) GOHFER Slurry Rate (bpm) A Tubing Pressure (psi) A GOHFER Surface Pressure (psi) B B
减阻水 减阻水 减阻水/交联液 减阻水
*水平向每米的泵入体积量
不同页岩的支撑剂的用量、粒径、
材料选择
支撑量 (Mt/m) Marcellus Fayetteville Haynesville Barnett 22 9 16 2 支撑类型
100m, 100m, 100m, 30/60 40/70
40/70 40/70 40/70, 陶粒
几个美国页岩气藏层总有机碳和镜质 体反射系数统计表
美国地质调查所关于含气页岩数据
盆地 地层 T.O.C. (wt.%) 成熟度 (%Ro) 可开采页岩气 估计量 地下页岩气 量 (Tcf)
(Tcf)
Appalachian Michigan Illinois Ft. Worth San Juan Ohio 页岩 Antrim 页岩 New Albany 页岩 Barnett 页岩 Lewis 页岩 1-4.5* 1-20 1-25 1-12* Ave. 4.5 1-2.5* 0.4 - 1.3% 0.4 - 0.6 0.4 - 1.0 0.6 - 1.6* 1.6 - 1.9 14.5 - 27.5 11 - 19 1.9 - 19.2 3.4 - 10