页岩气井水力压裂及其应用分析PPT

渝页1井页岩电镜扫描照片
水力压裂储层因素
二、矿物成分及含量
石英含量都很高的页岩脆性较强,容易在外力作用下形成 天然裂缝和诱导裂缝,有利于天然气渗流。岩性、岩石矿物成 分是控制裂缝发育程度的主要内在因素。
石英 石英
碳酸盐
粘土 矿物
碳酸盐
粘土 矿物
Barnett页岩储层矿物组成 北美地区页岩储层矿物组成 Rick Rickman，2008
唐颖,2010
重复压裂技术
重复压裂是指当页岩气井初始压裂处理已经无效或现有的支撑剂因时间关系损坏
或质量下降，导致气体产量大幅下降时，采用压裂的工艺对气井经行重新压裂增产 的工艺
应用分析：重复压裂适用于天然裂缝发育、层状和非均质地层 ，在页岩气开发
后期当初始压裂效果下降时或初始压裂方式效果不理想的情况下对储层重新压裂 ， 对产量相对较高的井同样适用 。国内对重复压裂工艺有较多的研究和实践，可以 作为我国页岩气开发中后期储层改造的措施 。
水力压裂储层因素
1、天然裂缝系统
对页岩储层来说，裂缝系统既是气体的主要储存空间，也是渗流的主
要通道，对页岩气开发来说，裂缝系统是压裂液进入储层的主要通道。天 然裂缝的发育程度是影响页岩气开采效益的直接因素，因此页岩气水力压
裂应该尽量选择天然裂缝发育程度高的层位。
开启裂缝：破坏页岩气聚集，在压裂过程中导致压裂液漏失，压力下降， 不利于水力压裂 充填裂缝：脆性矿物容易压裂，是水力压裂作业压裂液进入的主要通道，
也是气体储集的空间。
(A) (B) 图5 渝页1井岩心天然裂缝照片
A：开启裂缝 B：充填裂缝
水力压裂储层因素
A
B
渝页1井岩心天然裂缝照片
A：开启裂缝 B：充填裂缝
水力压裂储层因素
微孔缝
125.3m 微孔缝1×10μ
324.9m 微孔缝2×25μ、微孔隙5μ
结构致密，见少量微孔隙，多在1-3μ，少量4-5μ
页岩气井水力压裂技术 及其应用分析
报 告 人：唐颖 指导教师：张金川 教授 时 间：2010年11月
汇报提纲
概述
页岩气井水力压裂技术 水力压裂技术应用分析
结论
概述
页岩气（Shale gas）是指主体位于暗色泥页岩或高碳泥页岩中，以吸附或游离
状态为主要存在方式的天然气聚集。页岩气井完井后，只有极少数井天然裂缝系统发 育，可以直接投入生产，90%以上的井需要经储层改造后才能获得比较理想的产量。
(a)z最小 (b)y最小 水力压裂人工裂缝形态示意图
清水压裂液配制
J Daniel Arthur，2008
清水压裂压裂液体积组分
清水压裂液配制
页岩储层清水压裂液配制
添加剂类型 酸 抗菌剂 破乳剂 缓蚀剂 交联剂 减阻剂 凝胶 金属控制剂 防塌剂 pH调整剂 防垢剂 表面活性剂 支撑剂 主要化合物 盐酸 戊二醛 过硫酸铵 甲酰胺 硼酸盐 原油馏出物 瓜胶或羟乙基纤维素 柠檬酸 氯化钾 碳酸钠或碳酸钾 乙二醇 异丙醇 石英砂、二氧化硅 作用 有助于溶解矿物和造缝 清除生成腐蚀性产物的细菌 使凝胶剂延迟破裂 防止套管腐蚀 当温度升高时保持压裂液的粘度 减小压裂液与套管的摩擦力，减小压力损失 增加清水的浓度以便携砂 防止金属氧化物沉淀 使携砂液卤化以防止流体与地层粘土反应 保持其它成分的有效性，如交联剂 防止管道内结垢 减小压裂液的表面张力并提高其返液率 支撑裂缝 比重/% 0.123 0.001 0.01 0.002 0.007 0.088 0.056 0.004 0.06 0.011 0.043 0.085 8.95
有待进一步实践 ，且在页岩气开发初期尤其是在勘探阶段井眼稀疏 ，并不适用
汇报提纲
概述
页岩气井水力压裂技术 水力压裂技术应用分析
结论
水力压裂储层因素
页岩储层水力压裂影响因素
1、地质条件 2、天然裂缝系统
地质因素
3、矿物成分及含量
4、岩石力学性质 5、地应力情况 6、压裂液配制
储层因素
工程因素
汇报提纲
概述来自百度文库
水力压裂储层因素 页岩水力压裂技术及应用分析
结论
结论
页岩水力压裂储层因素包括：天然裂缝系统、矿物成分及含量、岩石力学性质、地应力 情况。页岩水力压裂应该尽量选择在天然裂缝系统发育、脆性矿物含量高，粘土含量低， 泊松比低，杨氏模量高的地区，并根据储层特征选择合适的压裂液配制。 多级压裂技术特点是分段压裂 ，多段压裂 ，适用于产层较多 ，水平井段较长的生产 井 ； 清水压裂成本低 ，对地层伤害小 ，适用于黏土含量适中 ，天然裂缝发育的储 层 ；水力喷射压裂不受完井方式限制 ，尤其适用于裸眼完井的水平井 ， 但受压裂井 深和加砂规模的限制 ；重复压裂多用于气井开发中后期 ，初始压裂效果下降时 ， 对 于初次压裂效果不理想的井同样适用 ； 同步压裂适用于两口或多口距离相近 ，水平井 段大致平行的井。 现阶段中国页岩气开发水力压裂可以从两个方面着手 ：一是老井的重复压裂 ，二是新 井的清水压裂。对那些先前钻井过程中有良好的页岩气显示 ，经过储层改造获得了一定 产量的老井的页岩层段使用现代的水力压裂技术重新压裂 。对于新钻的页岩气井 ， 考 虑到水力压裂的技术特点和成本 ，对埋深在 1500m以浅的储层或勘探浅井 ， 适宜使用 氮气泡沫压裂 ， 对埋深介于1500～3000m之间的储层 ， 适宜使用清水压裂 ， 对埋深 超过3000m的储层暂时不用考虑开发。
添加剂类型据 Chesapeake ，比重数据来自 ALL Consulting，转引自唐颖，2010.
中国页岩气开发
中国现阶段页岩气开发
老井 新井
1、 老井重复压裂
重复压裂 清水压裂
李新景等通过对川南、川西 南下寒武统筇竹寺组威 5 、威 18等井及下志留统龙马溪组阳63、 太15、阳深1、阳深2 等老井的 资料复查 ， 认为在这些老井中 存出现页岩气显示 。阳63 井 3505～3518m井段黑色碳质页岩 段射孔后 ，经土酸酸化处理 ， 获得天然气3500m3/d（李新景， 2007）
美国页岩气压裂增产措施的发展历程
20世纪70年代，美国的经营者对东部泥盆纪页岩气开发中曾采 用裸眼完
井、硝化甘油爆炸增产技术来提高天然气的采收率;
20世纪80年代使用高能气体压裂以及氮气泡沫压裂，使得页岩气产量提 高了3~4倍； 进入21世纪后，随着水力压裂、水平井分段压裂、重复压裂及平行压裂 等新技术的运用和推广，极大地改善了页岩气井的生产动态与增产作业 效果，页岩气单井产量增长显著，极大地促进了页岩气的快速发展。
减阻水为压裂液的主要成分，成本低，但携砂能力有限 适用于天然裂缝系统发育的井 定位准确，无需机械封隔，节省作业时间 通过重新打开裂缝或者裂缝重新取向增产 多口井同时作业，节省作业时间且效果好于依次压裂 地层伤害小，滤失低，携砂能力强 使用大量凝胶，完井成本高，地层伤害大 尤其适用于裸眼完井的生产井 对老井和产能下降的井可使用 井眼密度大，井位距离近 水敏性地层和埋深较浅的井 对储层无特别要求，适用广泛
水力压裂储层因素
3、岩石力学性质—脆性
杨 氏 模 量
韧性 脆性
泊松比
脆性
杨氏模量与泊松比交汇图（Rick Rickman，2008）
泊松比越低，岩石脆性越强，随着杨氏模量增加，岩石越脆。
水力压裂储层因素
4、地应力情况
地下岩石的应力状态通常是三个相互垂直且互不相等的主应力。在天然裂缝不发 育的地层，压裂裂缝形态取决于其三向应力状态。根据最小主应力原理，水力压裂裂 缝总是产生于强度最弱、阻力最小的方向，即岩石破裂面垂直于最小主应力方向，如 图6-4所示。当z最小时，形成水平裂缝；当y最小时，形成垂直裂缝。
水力压裂储层因素
3、岩石力学性质—脆性
水力压裂是利用地面高压泵组，以超过地层吸液能力的排量将高粘压 裂液泵入井内而在井底产生高压，当该压力超过井壁附近地应力并达到岩 石抗张强度，使地层产生裂缝。水力压裂应该选择那些高杨氏模量、低泊 松比、富含有机质的脆性页岩。
岩石力学参数
泊松比 杨氏模量
泊松比 反映岩石在压力下的应变性质 杨氏模量 反映岩石破裂后保持裂缝的能力
唐颖,2010
多级分段压裂技术
多级分段压裂是利用封堵球或限流技术分隔储层不同层位进行分段压裂 的技术。多级压裂能够针对储层特点进行有针对性的施工，目标准确，压裂效果
明显。
应用分析：多级压裂的特点是
多段压裂和分段压裂,它可以在 同一口井中对不同的产层进行 单独压裂。多级压裂增产效率 高，技术成熟,适用于产层较多， 水平井段较长的井。在常规油 气开发中，多级压裂已经是一 个成熟的技术，国内有很多成 功应用的实例。多级压裂技术 用于我国的页岩气开发有一定 的技术基础，是可行的压裂技 术。
水力压裂储层因素
渝页1井渝页样品XRD分析结果表（全岩）
全岩定量分析(%) 井深 （m） 粘土 石英 钾长 斜长 方解 白云 黄铁 总量 石 石 石 石 矿 125．3 235．2 324．9 57 35 36 34 47 46 2 2 6 9 8 2 1 2 4 4 1 2 2
南江沙滩和城口石溪河下志留统龙马溪组 矿物组成柱状图
岩层中水敏性矿物（如蒙脱石）含量高时 ，水敏性矿物溶解会堵塞裂缝通道，影响 压裂的效果。清水压裂在国内有较多的理论研究和作业实践，用于我国的页岩气开 发有一定的技术基础，是可行的压裂技术。
水力喷射压裂技术
水力喷射压裂是用高压和高速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。
应用分析：水力喷射压裂在国内油气开发中的应用时间不长，主要依靠国外公司提
供技术服务，压裂成本高。由于页岩井眼井壁坍塌情况严重 ，一般使用套管完井 ， 再加上水力喷射压裂技术在国内的应用并不成熟 ，且成本较高。因此该技术在 我国页岩气开发起步时期适用性不强 ，日后的推广有待于技术的进步和经验的成熟 。
概述
直井 + 泡沫压裂
1981~1985
直井 + 交联冻胶压裂
1985~1997
直井 + 清水压裂
1997~现今
清水压裂 + 重复压裂
Barnett页岩 开发基本方式
1999~现今
水平井+清水压裂+同步压裂
2006~现今
汇报提纲
概述
页岩气井水力压裂技术 水力压裂技术应用分析
结论
概述
页岩气（Shale gas）是指主体位于暗色泥页岩或高碳泥页岩中，以吸附或游离
E. Siebrits,1998
George Doizer,2003
同步压裂技术
同步压裂指对两口(或两口以上)的配对井进行同时压裂。同步压裂最初是两口
互相接近且深度大致相同水平井间的同时压裂，目前已发展成三口井同时压裂， 甚至四口井同时压裂。
应用分析：同步压裂目前在国内还是一个较新的概念，其在国内的技术可行性还
状态为主要存在方式的天然气聚集。页岩气井完井后，只有极少数井天然裂缝系统发 育，可以直接投入生产，90%以上的井需要经储层改造后才能获得比较理想的产量。 氮气压裂、凝胶压裂* 重复压裂
清水压裂
水力 压裂
同步压裂
多级压裂
水力喷射压裂
* 早期使用，近年来使用较少
概述
水力压裂技术特点及适用性表
技术名称 多级压裂 清水压裂 水力喷射压裂 重复压裂 同步压裂 氮气泡沫压裂 大型水力压裂 技术特点 多段压裂，分段压裂，技术成熟，使用广泛 适用性 产层较多，水平井段长的井
重复压裂候选井优选办法George Dozier，2003
中国页岩气开发
2、新井-清水压裂技术
清水压裂技术成本低，技术成熟。
1500以上 1500-3000m 3000m以下 氮气压裂 清水压裂 暂不开发
方深1井位于贵州省毕节市大方县安乐乡境内， 是中国石化华东分公司在贵州地区开展页岩气 老井复查的一口重点井，也是国内第一口实施 大型压裂改造的页岩气井。 本次压裂井段1700～1775米，借鉴国外页 岩气压裂改造的成功经验，由中原井下与斯伦 贝谢公司合作完成，注入地层压裂液2121.6立 方米、压裂砂270吨，施工排量9.5～10立方米/ 分钟，最高泵压48.7兆帕，平均砂比10%。
滑套完井多级压裂作业图
唐颖,2010
清水压裂技术
清水压裂又叫减阻水压裂，它是在清水中加入适量的减阻剂、稳定剂、表面活性剂
或线性凝胶作为压裂液，以少量的砂作为支撑剂的压裂作业方法
清水压裂压裂液体积组分图（J Daniel Arthur，2008）
应用分析：清水压裂适用于天然裂缝系统较发育 ，岩层杨氏模量高的地层。当页