基于数字岩心技术的页岩储层可压裂性定量评价

第４１卷 第６期

２０１７年１２月

测 井 技 术WELL LOGGING T EC H NOLOGY Vol ．４１ No ．６Dec ２０１７

基金项目：国家自然科学基金（４１４７４１００，４１６７４１３１，４１４０４０８６）；国家科技重大专项（２０１７ZX ０５０３９００２）；中央高校基本科研业

务费专项资金（１６CX ０６０４８A ，１７CX ０６０４１）

第一作者：范宜仁，男，１９６２年生，教授，博士生导师，主要从事岩石物理与测井新方法研究。E ‐mail ：fanyiren ＠upc ．edu ．cn

文章编号：１００４‐１３３８（２０１７）０６‐０６８５‐０６基于数字岩心技术的页岩储层可压裂性定量评价

范宜仁１，２，李格贤１，２，冀昆３，朱大伟４，张茜５

（１．中国石油大学（华东）地球科学与技术学院，山东青岛 ２６６５８０；２．海洋国家实验室海洋矿产资源评价与

探测技术功能实验室，山东青岛 ２６６０７１；３．中国石油集团测井有限公司技术中心，陕西西安 ７１００７７；

４．中国石油长城钻探解释研究中心，北京１００１０１；５．中国石油华北油田公司第一采油厂，河北任丘０６２５５２）

摘要：页岩的可压裂性评价对页岩储层压裂施工具有重要的指导意义。常规方法基于岩心刻度测井得到弹性参数、矿物含量等信息构建脆性指数，未考虑压裂前后储层的变化特征，在实际应用中效果较差。为克服常规的弹性参数和矿物含量等构建脆性指数无法动态监测压裂效果的缺陷，提出一种基于数字岩心的页岩可压裂性定量评价方法。根据压裂前后的CT 扫描图像重构三维数字岩心，应用最小外接长方体技术实现裂缝的自动识别，提出原生裂缝发育指数Ｆ１和力学特性指数Ｆ２分别表征压裂前后储层裂缝的变化情况。在此基础上，采用单因素分析和神经网络方法建立基于测井资料的Ｆ１和Ｆ２模型，直观、定量评价昭通A 井页岩储层可压裂性，取得较好的应用效果。关键词：页岩储层；可压裂性；数字岩心；原生裂缝；力学特性指数；定量评价

中图分类号：P ６３１.８４ 文献标识码：A

Ｄｏｉ：１０．１６４８９／j ．issn ．１００４‐１３３８．２０１７．０６．０１１

ＦｒａｃａｂｉｌｉｔｙＱｕａｎｔｉｔａｔｉｖｅＩｎｔｅｒｐｒｅｔａｔｉｏｎｏｆＳｈａｌｅＲｅｓｅｒｖｏｉｒＢａｓｅｄｏｎＤｉｇｉｔａｌＣｏｒｅＴｅｃｈｎｏｌｏｇｙ

FAN Yiren １，２，LI Gexian １，２，JI Kun ３，ZHU Dawei ４，ZHANG Xi ５

（１．School of Geosciences ，China U niversity of Petroleum ，Qingdao ，Shandong ２６６５８０，China ；２．Laboratory for M arine Mineral Resources ，Qingdao National Laboratory for M arine Science and T echnology ，Qingdao ，Shandong ２６６０７１，China ；３．T echnical Center ，China Petroleum Logging CO ．L T D ．，Xi ’an ，Shaanxi ７１００７７，China ；４．Geoscience Center ，Greatw all Drilling Company ，CN PC ，Beijing １００１０１，China ；５．T he First Oil Production Plant ，Petro China Huabei Oilfield Company ，Renqiu ，Hebei ０６２５５２，China ）

Ａｂｓｔｒａｃｔ：Fracability evaluation of shale reservoir has important guiding significance in fracturing operation ．Conventional methods get the elastic parameter and the mineral content by core calibration logging to build the brittleness index ，w hich not considering the characteristics of reservoir before and after fracturing ，leading to a poor effect in the practical application ．To overcome the defects of normal method building a brittleness index based on the elastic p arameters and the mineral content can ’t monitor the fracturing effect dynamically ，a quantitative fracability evaluation method of shale gas reservoir based on digital core is established ．According to CT scan images before and after fracturing reconstruct ３D digital core ，a minimum circumscribed cuboid technique is used to identify cracks automatically ，then put forward is the p rimary fracture development index of Ｆ１and mechanical properties index of Ｆ２to characterize the cracks before and after fracturing respectively ．On this basis ，single factor analysis and neural network method are used to model Ｆ１and Ｆ２based on logging data ．Intuitive and quantitative evaluation of shale gas reservoir fracability of Zhaotong ‐A well obtains good application effect ．Ｋｅｙｗｏｒｄｓ：shale reservoir ；fracability ；digital core technology ；p rimary fracture ；mechanical p roperties index ；q uantitative interpretation

万方数据

压裂液性能评价

压裂液性能评价 压裂过程中，要求压裂液具有高的携带支撑剂的能力、低的摩阻力及在不同的几何空间、不同的流动状态下优良的承受破坏的能力。能否达到完善这些性能，首要的工作在于对压裂液流变性能进行正常评价。压裂液性能的测试和评价是为配制和选用压裂液提供依据，为压裂设计提供参考。 （1）流变性能测定 1）基液粘度： 压裂液基液是指准备增稠或交联的液体。基液粘度代表稠化剂的增稠能力与溶解速度。压裂基液粘度用范35旋转粘度计或用类似仪器测定。对于不同井深的地层进行压裂，对基液粘度有不同要求。对于低温浅井（小于2000m）基液粘度在40～60mPa·s；对于中温井（井深2000～3000m），基液粘度在60～80mPa·s；对于高温深井（3000～5000m），基液粘度在80～100mPa·s。 2）压裂液的剪切稳定性： 评价压裂液的剪切稳定性实际上是测定压裂液的粘—时关系。在一定（地层）温度下，用RV3或RV2旋转粘度计测定剪切速率为170s-1时压裂液的粘度随时间的变化。压裂液的粘度降到50mPa·s时所对应的时间应大于施工时间。 3）稠度系数K'和流动行为指数n'： 用粘度计测定压裂液室温至油层温度下的流动曲线，如图18-8，用此图可以计算得出压裂液在不同温度下的K'和n'值，即

n'= lgD1-lgD lg -lg 212ττ(18-15)式中n'—流动行为指数； τ—剪切应力，mPa ； D —剪切速率，s -1。 K'值越大，说明压裂 液的增稠能力越强；n'值 越大，说明压裂液的抗剪 切能力越好。但是K'值 大，n'值就小。n'值在0.2～ 0.7之间。 K'，n'值亦可以用旋 转粘度计测定不同剪切 速率下的应力值，再经计算得出。 （2）压裂液的滤失性测定 压裂液向油层内的渗滤性决定了压裂液的压裂效率。用滤失系数来衡量压裂液的压裂效率和在裂缝内的滤失量，压裂液滤失系数越低，说明在压裂过程中其滤失量也越低。 1）受造壁性能控制的压裂液滤失系数（C w ），压裂液滤失系数的测定是用高温高压泥浆失水仪，在油层温度下，用3.5MPa 的压差将压裂液挤过滤纸，记录挤入不同时间通过滤纸的滤失量。用压裂液在滤纸上的滤失数据，以滤失量为纵坐标，以时间平方根为横坐标，在直角坐标上作图。

水力压裂过程中页岩渗透渗吸作用实验研究

水力压裂过程中页岩渗透渗吸作用实验研究 摘要：水力压裂技术已经广泛应用于页岩储层以显著提高产量。然而，据钻井人员汇报大量压裂液流失于地下不能回收，滞留压裂液对页岩组成的影响机制尚不清晰，滞留压裂液可被页岩基质、微裂缝和裂缝表面吸收，本文旨在研究渗吸作用对页岩基质渗透性、微裂缝渗透性和裂缝渗透性的影响，首次探究页岩渗透性变化与页岩渗吸作用二者之关系，并提供大量水力压裂过程中页岩伴随渗吸作用渗透性增减结果。 本文实验采用压力恢复法测定岩样渗透率，采用失重法进行渗吸实验，样品来源于Niobrara、HornRiver及Woodford地区页岩地层。 实验结果表明，滞留压裂液会损害页岩基质渗透性，使其渗透率大为降低，样品吸收液体越多，基质渗透率降低越显著，渗吸作用造成张开裂缝渗透率减小，但减小量不及基质渗透率，此外，润滑作用使页岩样品微裂缝再次张开，导致渗吸作用过程中微裂缝渗透率提升。 渗透率这一指标决定着页岩地层长期产气量，本文研究水力压裂过程中渗吸作用影响下页岩渗透率变化情况，观察得到渗吸作用不仅损害页岩组成，还会通过张开闭合或密封天然裂缝增加渗透率而对页岩组成造成潜在影响。 1.简介 随着水力压裂技术在页岩和其他非常规地层的成功应用，预计到2020年，美国原油的产量将从2008年的5百万桶/日增加至10.6百万桶/日；同时页岩和其他低渗储层的石油产量将增长到全国原油总产量的一半。从2008年开始美国页岩气产量预计将增长近9倍（EIA，2015）。 水力压裂技术的一般程序主要分为5个步骤，包括垫注，凝胶浆注射，冲洗注射，注井和水回收。水回收是该井投入生产前水力压裂处理的最后一步。这一步在水力压裂过程中很重要和必要，因为它可以控制和最小化压裂液的损伤。不过，很多操作人员报道注入页岩储层的压裂液只有不到50％可以回收（Alkouh和Wattenbarger，2013）。这个可能是因为水力压裂后页岩储层系统能量较低。一般来说，裂缝较为常规、较不复杂时系统能量较高。能量越高，会导致回收液体流流量越大、流速越高。但是页岩储层的裂缝很复杂，导致裂缝回收液体占比很少，需要花费几周来完成回流，比常规页岩储层长得多（King，2010；Wu等，2010）。在页岩中，如此大量的剩余液体对产量的影响成为一

页岩气开采压裂技术分析与思考

页岩气开采压裂技术分析与思考 摘要：目前，社会进步迅速，页岩气存储于致密泥页岩地层中，页岩连续分布、区域广，含有一定量的黏土矿物，塑性强，在高应力载荷下易发生形变，页岩储 层具有低孔低渗等特性，需对页岩储层进行改造才具备商业开发价值。目前涪陵 区块和川东南区块，均已实现页岩气大规模开发，形成一套成熟的页岩气开采工艺，工艺实施需借助现场施工实现，只有严格把控施工质量，确保工艺有效实施，才能够实现对页岩气资源的高效开发。下文对此进行简要的阐述。 关键词：页岩气；开采压裂技术分析；思考 引言 伴随着油田行业的深入发展，如今能源紧缺问题已经成为了社会性现实。页 岩气储层低孔低渗，往往要投入巨大的精力对其进行压裂改造才能够保障产能稳定。水力压裂中压裂液性能带来的影响十分直观与突出。 1页岩气压裂施工质量技术现状 当前，经常使用的技术大多是多级压裂、清水、压裂、水力喷射压裂、重复 压裂与同步压裂等等，页岩气开发过程中所使用的储层改造技术还有氮气泡沫压 裂和大型水力压裂也是国内外目前的主流压裂技术。影响页岩气产量的主要原因 是裂缝的发育程度，如何得到较多的人造裂缝是压裂设计主要应该考虑的。如何 才能得到有效而又经济的压裂成果，在实行水力压裂以前，经常要实行压裂的设计。然而，压裂设计的工作确双有许多，最为主要的核心应属压裂效果的模拟， 经过压裂的模拟才可以预测裂缝发育的宽度及长度，从而知道压裂能否顺利成功。 2页岩气压裂开采中对环境的影响 页岩气压裂在开采的过程当中必定会因为一些噪声及废水废气等开采事故灾 害对环境造成一些污染影响，通常会对水资源进行大量的消耗以及地下水层进行 污染。目前，有些专家和环保人士在对页岩气压裂开采的过程也是提出了很多相 关环境污染的影响问题，同时，岩气压裂在开采过程中确实造成了较为严重的环 境污染。 2.1大量消耗水资源 页岩气压裂的开采使用的水力压裂法是压裂液最为重要的，分别由高压水、 砂以及化学添加剂而组成的。页岩气压裂的开采其用水量也是较大的，一般情况 页岩气压裂开采需消耗四至五百万加化的水资源才能使页岩断裂。 2.2污染地下水层 页岩气压裂开采过程当中，其化学物质有可能会直接通过断裂及裂缝由地下 深处慢慢转向向上移动到地表或者浅层，同时也可能页岩气压裂开采过程中由于 质量问题或者某些操作的不当导致破裂或者空洞。某些石油公司把页岩气压裂使 用过程中的的压裂液中的化学添加剂当成非常重要化学物质，然而，也因为这些 化学物质就可能会造成地下水层的污染。其中的化学物质可能会泄露到地下水层 当中，从而就污染了湖泊及蓄水池等等的地下水资源。当整个开采过程完成以后，其很大部分的压裂液又转回流向了地面，而流回地面的压裂液当中不光只有压裂 液里面某些化学物质，也还有部分地壳中原本就存在的放射性物质以及大量盐之类。当一些有毒污水再流回现场时，转而再流向污水处理厂以及回收再利用，当 遇到雨季来临时，整个过程就造成了严重的地下水层污染。 3页岩气压裂施工工艺 随着页岩气开发力度的不断增大，常规的压裂施工技术已经不能满足大规模

5.耐高温FRK_VES清洁压裂液性能评价_丁昊明

第28卷第3期2011年9月25日 油田化学 Oilfield Chemistry Vol.28No.325Sept ，2011 文章编号：1000- 4092（2011）03-318-05*收稿日期：2010-11-20；修改日期：2011-01-23。基金项目：国家科技重大专项 “大型油气田及煤层气开发”（项目编号2011ZX05037）。作者简介：丁昊明（1985－），男，中国石油大学（华东）油气田开发专业在读硕士研究生（2009－）， E-mail ：dinghaoming@126．com 。戴彩丽（1971－），女，教授，从事油气田提高采收率方面研究，通讯地址：青岛市经济技术开发区中国石油大学（华东）工科楼B 座523，E-mail ：daicl306@163．com 。 耐高温FRK-VES 清洁压裂液性能评价 * 丁昊明1，戴彩丽1 ，由 庆1 ，梁 利2 ，王 欣 2 （1．中国石油大学（华东）石油工程学院，山东青岛266555；2．中国石油勘探开发研究院廊坊分院，河北廊坊065007） 摘要：针对国内外清洁压裂液耐温性能较差的问题，开发出一种新型的两性离子表面活性剂压裂液体系。该清洁压裂液体系优化配方为4.0%FRK-VES +0.30%稀盐酸+4.0%KCl 溶液+1.0%苯甲酸钠。室内实验对FRK-VES 压裂液体系性能进行了评价：耐温耐剪切性良好，120?的表观黏度为83mPa ·s （1701/s ），30?连续剪切60min 的黏度为3167mPa ·s ；携砂性能良好，摩阻较小，在常温下与原油和地层水混合可迅速破胶，破胶液黏度小于5mPa ·s ，并且无残渣，破胶液界面张力为0.75mN /m ，表面张力为24.8mN /m ；该体系滤失系数为1.93? 10－4m /min 1/2，对渗透率为1μm 2和0.2μm 2 储层的渗透率伤害率分别为19.56%、25.36%，适合不超过120? 的高温低渗砂岩的储层改造。该清洁压裂液在胜利油田、华北分公司现场施工，效果较好。图3表5参11关键词：两性离子表面活性剂；压裂液；黏弹性；胶束；中高温 中图分类号：TE357．1+ 2：TE39：O647．2：O648．17 文献标识码：A 由于常规压裂液压裂施工后对地层的伤害性较 大且不易返排， Ani-Agip 与Schlumbeiger Company 的专家于1997年联合开发了黏弹性表面活性剂压 裂液（viscoelastic surfactant fracturing fluid ），简称VES 。此后，该压裂液体系得到了不断的丰富和发展 ［1］ 。这种无聚合物的黏弹性液体体系靠一种特 殊的小分子量的表面活性剂，溶解在一定量盐溶液 介质中，形成蚯蚓状或棒状胶束，缠结成一种类似于聚合物交联后的网状结构而将水增稠从而有效携砂。当亲油性烃类物质溶解在该胶束中，蠕虫状胶束分离成球状胶束，溶液黏度大幅降低。清洁压裂液体系正是利用了表面活性剂分子结构的这一性质破胶，因此该体系内部无需破胶剂，且破胶后由于无聚合物残留而无残渣， 因此对地层的伤害性较小。目前国内研制的清洁压裂液多适于在地层温度 80?下使用，且用量较大，施工成本较高［2］ ，而适用于110?以上高温的压裂液并不多见。本文介绍的是一种适用于高温地层下的清洁压裂液体系。该压裂液体系的主剂FRK- VES 为改性的甜菜碱型两性离子表面活性剂型分子。为了提高压裂液的耐温性 能，再添加由KCl 溶液、苯甲酸钠激活剂和pH 调节剂组成的助剂。其中KCl 作为黏土稳定剂，可以有效防止地层黏土膨胀，并维持体系一定范围内的有效黏度 ［3］ ；激活剂对体系的成胶性能影响较大；pH 调节剂为31%工业盐酸，可以改变溶液中表面活性 剂亲水基团的极性，从而改变表面活性剂分子有序体的结构，使溶液黏度发生变化 ［4］ 。 不同加量的表面活性剂对体系的黏度有不同的影响，可以根据地层温度调配。一般来说，加量越大，体系的黏弹性越好，成本也越高。该压裂液体系 的优化配方为4.0%FRK-VES +0.30%pH 调节剂+4.0%KCl 溶液+1%苯甲酸钠+清水（自来水）。 室内对其性能进行了评价。 1 实验部分 1．1 材料和仪器 两性离子表面活性剂（有效含量为35%的甜菜碱型两性表面活性剂），北京捷诺斯达科技有限公

水力压裂技术

水力压裂水力压裂：： 一项一项经久不衰的技术经久不衰的技术经久不衰的技术 自从Stanolind 石油公司于1949年首次采用水力压裂技术以来，到今天全球范围内的压裂施工作业量将近有250万次。目前大约百分之六十新钻的井都要经过压裂改造。压裂增产改造不但增加油井产量，而且由于这项技术使得以前没有经济开采价值的储量被开采了出来（仅美国自1949年以来就约有90亿桶的石油和超过700万亿立方英尺的天然气因压裂改造而额外被开采出来）。另外，通过促进生产，油气储量的静现值也提高了。 压裂技术可以追溯到十八世纪六十年代，当时在美国的宾夕法尼亚州、纽约、肯塔基州和西弗吉尼亚州，人们使用液态的硝化甘油压浅层的、坚硬地层的油井。目的是使含油的地层破裂，增加初始产量和最终的采收率。虽然使用具有爆炸性的硝化甘油进行压裂是危险并且很多时候是违法的，但操作后效果显著。因此这种操作原理很快就被应用到了注水井和气井。 在十九世纪三十年代，人们开始尝试向地层注入非爆炸性的流体（酸）用以压裂改造。在酸化井的过程中，出现了一种“压力从逢中分离出来”现象。这是由于酸的蚀刻会在地层生成不能完全闭合的裂缝，进而形成一条从地层到井的流动通道，从而大大提高了产量。这种“压力从逢中分离出来”的现象不但在酸化的施工现场，在注水和注水泥固井的作业中也有发生。 但人们就酸化、注水和注水泥固井的作业中形成地层破裂这一问题一直没有很好的理解，直到Farris 石油公司（后来的Amoco 石油）针对观察井产量与改造压力关系进行了深入的研究。通过此次研究，Farris 石油萌生出了通过水力压裂地层从而实现油气井增产的设想。 第一次实验性的水力压裂改造作 业由Stanolind 石油于1947年在 堪萨斯州的Hugoton 气田完成（图 1）。首先注入注入1000加仑的粘 稠的环烷酸和凝稠的汽油，随后是 破胶剂，用以改造地下2400英尺 的石灰岩产气层。虽然当时那口作 业井的产量并没有因此得到较大 的改善，但这仅仅是个开始。在 1948年 Stanolind 石油公司的 J.B.Clark 发表了一篇文章向石油 工业界介绍了水力压裂的施工改造过程。1949年哈里伯顿固井公司（Howco）申请了水力压裂施工的专利权。 哈里伯顿固井公司最初的两次水力压裂施工作业于1949年3月17日，一次在奥克拉荷马州的史蒂芬郡，总花费900美元；另一次在位于得克萨斯州的射手郡，总花费1000美元，使用的是租来的原油或原油与汽油的混合油与100到150磅的砂子（图2）。在第一年中，332口井被压裂改造成功，平均增加了75%的产量。压裂施工被大量应用，也始料未及地加强了美国的石油供应。十九世纪五十年代中期，压裂施工达到了每月3000口井的作业量。第一个过五十万英镑的压裂施工作业是由美国的Pan 石油公司（后来的Amoco 石油，现在的BP 石油）于1968年10月在奥克拉荷马州的史蒂芬郡完成的。在2008年世界范围内单级花费在1万到6百万美元之间的压裂作业超过了5万级。目前，一般的单井压裂级数为8到40

泥页岩储层有机孔隙定量评价研究

收稿日期：20150420；改回日期：20150804 基金项目：国家自然科学基金“页岩的成储机理及页岩油的可流动性研究———以松辽盆地、济阳坳陷为例”（41330313）及“页岩气储层孔隙微观特征及其 定量表征研究”（41302101） 作者简介：吴逸豪（1991-），男，2013年毕业于中国石油大学（华东）地质学专业，现为该校地质资源与地质工程专业在读硕士研究生，主要研究方向为非 常规油气储层研究。 DOI ：10.3969/j.issn.1006-6535.2015.05.013 泥页岩储层有机孔隙定量评价研究 吴逸豪1，卢双舫1，陈方文1，肖 红2，苑丹丹1 （1.中国石油大学，山东 青岛 266580；2.中国石油华北油田分公司，河北 任丘 062552）摘要：泥页岩储层因其超低孔、超低渗和富含有机质以及其中页岩气赋存方式特殊等特点，使得泥页岩储层与常规砂岩储层的评价存在显著差别。为了对泥页岩中有机孔隙进行定量评价，以渝东南地区下志留统龙马溪组泥页岩为例，借助扫描电镜、化学动力学模型计算等技术和方法，分析泥页岩中的有机孔隙度。研究表明：渝东南地区下志留统龙马溪组泥页岩主要发育有机质孔隙和生物化石内孔隙2类有机孔隙；龙马溪组泥页岩有机孔隙的直径为0.01~5.00μm ，以微孔、中孔为主；龙马溪组泥页岩有机孔隙度范围为0.05%~1.59%，平均值为0.71%，该层段泥页岩有机孔隙度偏低。 关键词：有机孔隙；扫描电镜；化学动力学；富有机质泥页岩；龙马溪组；渝东南地区中图分类号：TE122.2 文献标识码：A 文章编号：1006-6535（2015）05-0065-04 0 引 言 在全球常规油气资源供需矛盾日益突出的大背景下，北美地区页岩气藏的成功开发极大地调动了地质工作者对非常规油气勘探的积极性，全球页岩气资源可能相当于煤层甲烷气和致密砂岩气的 总和［1］，而勘探分析表明中国也具有巨大的页岩油气资源潜力［2-3］。 在页岩气的聚集与勘探开发中，页岩储层的岩石学特征（脆性矿物含量）、微—纳米级孔隙、有机碳含量以及有机质成熟度等都起着至关重要的作用。页岩中的纳米级孔隙主要为有机质颗粒，是由 于生烃所形成的有机孔隙［4］ 。众多学者对有机质 成烃过程所产生的有机孔隙进行研究，认为有机质成烃所形成的纳米孔隙对页岩气的储集空间具有 重要贡献［5］。Jarvie 等研究认为，Powder River 盆 地Mowry 页岩中原始有机碳含量为6%的II 型烃 源岩样品成熟度R o 达到1.2%时，有机孔隙度约为5.0%［5］。Ambrose 等认为纳米级别的有机孔隙对 比表面积贡献相对较大，对赋存吸附态页岩气具有 重要作用［6］。有机孔隙孔径为几个纳米到几十个纳米左右［7］，利用常规的压汞和核磁共振等间接 测试方法无法准确、有效地测量页岩中的有机孔隙。鉴于页岩有机孔隙对页岩气储集空间的重要性，有必要对页岩的有机孔隙进行评价研究。以渝东南地区下志留统龙马溪组页岩为例，尝试通过扫描电镜以及化学动力学模型计算来对泥页岩有机孔隙进行定量评价。 1 工区概况 渝东南地区地理位置位于重庆地区东南部，东部、南部和北部分别为湖南省、贵州省和湖北省。渝东南地区位于武陵褶皱带—湘鄂西冲断带，东临雪峰山隆起，西北部与四川盆地相接，面积为1.98 ?104km 2，在大地构造上属于扬子板块［8］ 。 渝东南地区主要出露地层为寒武系、奥陶系、 志留系及二叠系，其他层系缺失。该地区广泛发育下古生界海相页岩，上奥陶统五峰组和龙马溪组底部为灰黑色炭质页岩，中部为灰色粉砂质泥页岩和灰黑色泥岩，属于深水陆棚相沉积环境；上部沉积灰色泥质灰岩、页岩和粉砂质泥岩，属于浅水陆棚相沉积环境。上奥陶统五峰组、龙马溪组底部的灰黑色炭质页岩和中部的灰黑色泥岩是页岩气开发的目的层段，厚度约为30~100m 。区块内的彭页

压裂液对储层伤害机理及室内评价分析

压裂液对储层伤害机理及室内评价分析 【摘要】在压裂施工过程中，压裂液起着传递压力、形成地层裂缝、携带支撑剂进入裂缝的作用，压裂液或其添加剂由于与地层不配伍，或者在施工过程中都可能会造成对油气层的伤害。压裂液对产层的伤害程度决定了压裂施工效果的成败，因此最大程度的降低压裂液对储层的伤害在压裂作业过程中至关重要。 【关键词】压裂液岩心伤害率渗透率 随着油气勘探开发的不断进行，低渗透油气储量所占的比例不断增大，低渗透油气田将是相当长一段时间内增储上产的主要资源。低渗透油藏的自然产能较低，一般不能满足工业油流标准，必须进行压裂改造才能够进行有效的工业开发，因此，压裂是低渗透油气田开发的关键技术和基本手段。在压裂施工过程中，压裂液起着传递压力、形成地层裂缝、携带支撑剂进入裂缝的作用，压裂液或其添加剂由于与地层不配伍，或者在施工过程中都可能会造成对油气层的伤害。压裂液对产层的伤害程度决定了压裂施工效果的成败，因此最大程度的降低压裂液对储层的伤害在压裂作业过程中至关重要。 1 伤害机理 压裂液的滤失系数，粘温关系、抗剪切能力，携砂能力和对岩心的伤害程度等都可以作为评价压裂液性能的指标，其中压裂液对岩心伤害程度是影响压裂施工成功后增产效果大小的一个重要因素。 压裂液滤液侵入岩心，引起粘土膨胀或运移，使孔隙半径变小，当渗透率较低时，储层本身孔隙半径小，毛管力影响较大，使渗透率大幅度降低，随着渗透率增大，由于孔隙半径较大，滤液的毛管力影响就较弱了，所以渗透率伤害幅度减小。压裂液对储层基质的损害用岩心渗透率的变化来表征。岩心伤害率综合反映流经岩心后压裂液滤液渗透率的变化，岩心伤害率越大，表明压裂液对地层的伤害越严重。 2 压裂液滤液对天然岩心的伤害试验 岩心渗透率测试方法：岩心流动试验是研究压裂液损害的基本方法，是指通过岩心渗透率变化规律评价压裂液损害室内试验方法，通过正反向流动试验，用天然岩心进行压裂液破胶液对岩心基质渗透率损害率的测定。本试验对胍胶配方压裂液的岩心伤害进行了评价。参考标准《SY/T5107-2005水基压裂液性能评价方法》。 同一压裂液在不同试验条件下可以有不同的伤害率，因此对比各种压裂液的伤害程度，必须有统一的试验条件，采用具有相同矿物组成、孔隙度和渗透率的标准岩心。

页岩气开采技术

页岩气开采技术 1 综述 页岩气是一种以游离或吸附状态藏身于页岩层或泥岩层中的非常规天然气，是一种非常重要的天然气资源，主要成分是甲烷。页岩气的形成和富集有其自身的特点，往往分布在盆地内厚度较大、分布广的页岩烃源岩地层中。如图1.1所示。页岩气一般存储在页岩局部宏观孔隙体系中、页岩微孔或者吸附在页岩的矿物质和有机质中。页岩孔隙度低而且渗透率极低，可以把页岩理解为不透水的混凝土，这也是页岩气与其他常规天然气矿藏的关键区别。可想而知，页岩气的开采过程极为艰难。根据美国能源情报署（EIA）2010年公布的数据，全球常规天然气探明储量有187.3×1012m3，然而页岩气总量却高达456×1012m3，是常规天然气储量的2.2倍。与常规天然气相比，页岩气具有开采潜力大，开采寿命长和生产周期长等优点，至少可供人类消费360年。从我国来看，中国页岩气探明储量为36×1012m3，居世界首位，在当今世界以化石能源为主要消费能源的背景下，大力发展页岩气开采技术，对我国减少原油和天然气进口，巩固我国国防安全有很重要的意义。我国页岩气主要分布在四川盆地、长江中下游、华北盆地、鄂尔多斯盆地、塔里木盆地以及准噶尔盆地，如图1.2所示。 图1.1页岩气藏地质条件图1.2中国页岩气资源分布页岩气开采是一种广分布、低丰度、易发现、难开采、自生自储连续型非常规低效气藏，气开采过程需要首先从地面钻探到页岩层，再通过开凿水平井穿越页岩层内部，并在水平井内分段进行大型水力加砂压裂，获得大量人工裂缝，还需要在同一地点，钻若干相同的水平井，对地下页岩层进行比较彻底的改造，造成大面积网状裂缝，最后获得规模产量的天然气。因此，水平井技术和水力压裂技术的页岩气成功开采的关键。 2 页岩气水平井技术 1821年，世界上第一口商业性页岩气井在美国诞生，在井深21米处，从8米厚的页岩裂缝中产出了天然气。美国也是页岩气研究开采最先进的国家，也是技术最成熟的国家。国外页岩气开采主要在美国和加拿大（因为加拿大和美国地质条件类似，因此可以承接美国的开采技术），主要得益于水平井技术、完井及压裂技术的成功应用。 2.1 开采技术 早期的页岩气开采主要运用直井技术，直井开采技术简单，开始投入成本低，但是开采

泥页岩储层特征及油气藏描述

泥页岩储层特征及油气藏描述 1、页岩气地质理论 页岩气藏因其自身的有效基质孔隙度很低，主要由大范围发育的区域性裂缝或热裂解生气阶段异常高压在沿应力集中面、岩性接触过渡面、脆性薄弱面产生的裂缝提供成藏所需的储集孔隙度和渗透率，孔隙度最高仅为4%-5%，渗透率小于1x10-3μm2。 页岩在地层组成上多为暗色泥岩与浅色粉砂岩的薄互层。在页岩中，天然气的赋存状态多种多样，除极少量的溶解状态天然气以外，大部分以吸附状态赋存于岩石颗粒和有机质表面，或以游离状态赋存于孔隙、裂缝中。吸附状态天然气的赋存与有机质含量关系密切，其中吸附状态天然气的含量为20%-85%，其成藏体现出非常复杂的多机理递变特点，表现为成藏过程中的无运移或极短距离的有限运移，因此页岩气藏具有典型煤层气、典型常规圈闭气成藏的多重机理。 页岩气藏的形成是天然气在烃源岩中大规模滞留的结果，是“自生自储”式气藏，运移距离极短，现今保存状态基本上可以反映烃类运移时的状态，即天然气主要以游离相、吸附相和溶解相存在。在生物化学生气阶段，天然气首先吸附在有机质和岩石颗粒表面，饱和后则富余的天然气以游离相或溶解相进行运移，当达到热裂解生气阶段，由于压力升高，若页岩内部产生裂缝，则天然气以游离相为主向其中运移聚集，受周围致密页岩烃源岩层遮挡、圈闭，易形成工业性页岩气藏。由于扩散作用对气态烃的运移起到相当大的作用，天然气继续大量生成，将因生烃膨胀作用使富余的天然气向外扩散运移，此时无论是页岩地层本身还是薄互层分布的砂岩储层，均表现为普遍的饱含气性。 在陆相盆地中，湖沼相和三角洲相沉积产物一般是页岩气成藏的最好条件，但通常位于或接近盆地的沉降-沉积中心，导致页岩气的有利分布区集中于盆地中心处。从天然气的生成角度分析，生物气的产生需要厌氧环境，而热成因气的产生也需要较高的温度条件，因此靠近盆地中心方向是页岩气成藏的有利区域。 2、页岩气的主要特征 2.1页岩气的成因特征 页岩气的成因类型有生物成因型、热解成因型和热裂解成因3类型及其混合类型。对生物成因气而言，其源岩的热演化程度低，R o一般不到0.7%，所生成

一种海水基压裂液体系的研究_刘刚芝

【理论研究与应用技术】 一种海水基压裂液体系的研究 刘刚芝1，　王杏尊1，　鲍文辉1，　李秋月2 （1.中海油田服务股份有限公司，天津；2.渤海钻探井下作业分公司，河北任丘） 刘刚芝等.一种海水基压裂液体系的研究[J].钻井液与完井液，2013，30（3）：73-75. 摘要　通过室内实验研发出一种海水基压裂液体系的关键添加剂——耐盐稠化剂、胶液保护剂、螯合调节剂，优化出了耐高矿化度、黏度高、残渣低、地层伤害低的海水基压裂液体系。对海水基压裂液体系的性能评价结果表明，该体系耐温达到120 ℃，交联时间为2～5 min可调，残渣含量为318 mg/L，岩心伤害率为24.85%，破胶液表面张力为26.5 mN/m，界面张力为1.76 mN/m，达到了现场应用的要求。 关键词　海水基压裂液；耐盐稠化剂；螯合调节剂；性能评价 中图分类号：TE357.12 文献标识码：A 文章编号：1001-5620（2013）03-0073-03 压裂液是压裂施工的工作液，在陆地油田应用压裂技术开发了大量的低渗透油田，但是在海洋采用压裂技术开发低渗油气田才刚刚开始，如沿用陆地的淡水压裂液进行施工，受作业载体、液体储存空间、淡水运输的限制，压裂施工规模受到很大限制，如果天气不好，淡水供给不能保证，严重影响作业周期，增加成本投入。因此，亟需研究出海水基压裂液体系。据文献调研，国外海水基压裂液体系主要为黏弹性表面活性剂体系和低温硼交联压裂液体系，主要应用于疏松砂岩压裂防砂和低渗水平井分段压裂中，耐温达93 ℃[1]；中国海水基压裂液体系主要为黏弹性表面活性剂体系[2]，耐温达90 ℃。笔者研究出了一种海水基压裂液体系，其耐温达120 ℃，可以用过滤海水进行配制，压裂液体系耐高矿化度、黏度高、残渣低，储层伤害小，为克服海上压裂施工对淡水的依赖、降低海上压裂施工的成本，扩大海上压裂施工规模提供了技术支持。 1　研究难点 海水中含有大量无机盐，这些无机盐会影响瓜胶的水化和增黏、pH值的控制和导致沉淀的生成。海水的矿化度非常高，达到30 000～40 000 mg/L 左右，海水中复杂离子元素的存在使常规高分子稠化剂在水化溶解的过程中，受到影响而造成溶解不完全，甚至是不溶。海水中含有大量的有机质和腐生菌，使植物胶稠化剂在配制、放置过程中，很容易受微生物的腐蚀而变质，这对海水基压裂液的防腐提出了更高的要求。常规瓜胶压裂液为碱性体系，容易与海水中的离子形成沉淀，造成储层污染。因此，对海水基压裂液体系，需要开发特殊的耐盐稠化剂、胶液保护剂和螯合调节剂，使压裂液体系耐盐性能、防腐性能、储层保护性能满足施工要求。 2　关键添加剂的研发 2.1　稠化剂 水基压裂液分为天然聚合物压裂液、人工合成聚合物压裂液、表面活性剂压裂液及复合型压裂液等几类。表面活性剂压裂液是靠特殊表面活性剂自身的低临界胶束浓度，使其易在反离子作用下形成可相互缠绕的长棒状胶束集合体而起到增黏作用的，但是胶束的形成受温度的影响很大，在高温下，表面活性剂的临界胶束浓度很大，不利于胶束集合 基金项目：中海油田服务股份有限公司项目“海上低渗透储层改造技术研究”（E-23137005）资助。 第一作者简介：刘刚芝，高级工程师，1984年毕业于华东石油学院机械系矿机专业，现为中海油田服务股份有限公司油田生产事业部副总经理。地址：天津市塘沽区营口道938号天津科技大学2号楼202室；邮政编码 300450；电话（022）66907928；E-mail：liugz@https://www.wendangku.net/doc/373773526.html,。

基于矿物组分与断裂韧度的页岩地层脆性指数评价模型

第４２卷第４期 石 油 钻 探 技 术Ｖｏｌ畅４２Ｎｏ畅４２０１４年７月ＰＥＴＲＯＬＥＵＭ　ＤＲＩＬＬＩＮＧ　ＴＥＣＨＮＩＱＵＥＳＪｕｌ．，２０１４收稿日期：２０１４０３１４；改回日期：２０１４０６１７。作者简介：廖东良（１９７４—），男，江西丰城人，１９９８年毕业于中 国地质大学（武汉）应用地球物理专业，在读博士研究生，高级工程 师，主要从事测井资料解释和测井工程应用研究。 联系方式：（０１０）８４９８８３８２，ｌｉａｏｄｌ．ｓｒｉｐｅ＠ｓｉｎｏｐｅｃ．ｃｏｍ。 基金项目：中国石油化工股份有限公司油田事业部项目“测井资 料在压裂工程设计中的应用”（编号：ＰＴ１３０５）部分研究内容。磼页岩气工程技术专题磾ｄｏｉ：１０．３９６９／ｊ．ｉｓｓｎ．１００１０８９０．２０１４．０４．００７基于矿物组分与断裂韧度的页岩地层脆性指数评价模型 廖东良１，２，肖立志１，张元春２ （１．油气资源与探测国家重点实验室（中国石油大学（北京）），北京１０２２４９；２．中国石化石油工程技术研究院，北京１００１０１） 摘　要：利用岩石力学参数计算页岩地层脆性指数其结果存在不确定性，而由矿物组成得到的结果不能反映 地层的实际脆性。为此，在用矿物组分计算地层脆性的基础上，引入断裂韧度作为每种矿物的加权系数，建立了页 岩地层脆性指数评价新模型。用页岩地层的岩石力学模型、脆性矿物模型和建立的新模型分别计算了某井页岩地 层的脆性指数，并对其结果进行了对比。结果发现，在岩石力学参数异常段，新模型的评价结果比岩石力学模型高 １０％左右，且评价结果与压裂效果一致。研究表明，新模型的脆性指数与断裂韧度之间呈负线性关系，地层断裂韧 度越大，则脆性指数越小，反之亦然。分析认为，该模型有效避免了单一矿物含量模型带来的缺陷，同时新模型与 页岩地层的含气量和有机质含量无关，对页岩地层来说是一种高效的模型。 关键词：测井矿物分析岩石力学断裂韧度脆性指数数学模型 中图分类号：ＴＥ２１ 文献标识码：Ａ 文章编号：１００１０８９０（２０１４）０４００３７０５ ＥｖａｌｕａｔｉｏｎＭｏｄｅｌｆｏｒＳｈａｌｅＢｒｉｔｔｌｅｎｅｓｓＩｎｄｅｘＢａｓｅｄｏｎＭｉｎｅｒａｌＣｏｎｔｅｎｔａｎｄＦｒａｃｔｕｒｅＴｏｕｇｈｎｅｓｓ ＬｉａｏＤｏｎｇｌｉａｎｇ１，２，ＸｉａｏＬｉｚｈｉ１，ＺｈａｎｇＹｕａｎｃｈｕｎ ２ （１．ＳｔａｔｅＫｅｙＬａｂｏｒａｔｏｒｙｏｆＰｅｔｒｏｌｅｕｍＲｅｓｏｕｒｃｅｓａｎｄＰｒｏｓｐｅｃｔｉｎｇ（ＣｈｉｎａＵｎｉｖｅｒｓｉｔｙｏｆＰｅｔｒｏｌｅｕｍ（Ｂｅｉｊｉｎｇ），Ｂｅｉｊｉｎｇ，１０２２４９，Ｃｈｉｎａ；２．ＳｉｎｏｐｅｃＲｅｓｅａｒｃｈＩｎｓｔｉｔｕｔｅｏｆＰｅｔｒｏｌｅｕｍＥｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ，Ｂｅｉｊｉｎｇ，１００１０１，Ｃｈｉｎａ）Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｓｏｍｅｕｎｃｅｒｔａｉｎｔｉｅｓｅｘｉｓｔｉｎｓｈａｌｅｂｒｉｔｔｌｅｎｅｓｓｉｎｄｅｘｅｖａｌｕａｔｉｏｎｂｙｕｓｉｎｇｒｏｃｋｍｅｃｈａｎｉｃｓｐａ‐ｒａｍｅｔｅｒｓ．Ｗｈｉｌｅｉｔｃａｎｎｏｔｐｒｅｓｅｎｔａｃｔｕａｌｆｏｒｍａｔｉｏｎｂｒｉｔｔｌｅｎｅｓｓｂｙｕｓｉｎｇｍｉｎｅｒａｌｃｏｎｔｅｎｔ．Ａｎｅｗｅｖａｌｕａｔｉｏｎｍｏｄｅｌｆｏｒｓｈａｌｅｂｒｉｔｔｌｅｎｅｓｓｗａｓｅｓｔａｂｌｉｓｈｅｄｂａｓｅｄｏｎｃｏｎｖｅｎｔｉｏｎａｌｃａｌｃｕｌａｔｉｏｎｍｅｔｈｏｄｕｓｉｎｇｍｉｎｅｒａｌｃｏｎｔｅｎｔａｎｄｉｎｔｅｇｒａｔｉｎｇｆｒａｃｔｕｒｅｔｏｕｇｈｎｅｓｓａｓｗｅｉｇｈｉｎｇｃｏｅｆｆｉｃｉｅｎｔｆｏｒｅａｃｈｍｉｎｅｒａｌ．Ｉｎｔｈｉｓｐａｐｅｒ，ｔｈｅｎｅｗｍｏｄｅｌ，ｒｏｃｋｍｅｃｈａｎｉｃａｌｍｏｄｅｌａｎｄｍｉｎｅｒａｌｃｏｎｔｅｎｔｍｏｄｅｌｗｅｒｅｃｏｍｐａｒｅｄ．Ｉｔｗａｓｆｏｕｎｄｔｈａｔ，ｆｏｒａｎｉｎｔｅｒｖａｌｗｉｔｈａｂｎｏｒｍａｌｒｏｃｋｍｅｃｈａｎｉｃｓｐｒｏｐｅｒｔｉｅｓ，ｔｈｅｎｅｗｍｏｄｅｌｐｒｏｖｉｄｅｄａｒｅｓｕｌｔａｐｒｏｘｉｍａｔｅｌｙ１０％ｈｉｇｈｅｒｔｈａｎｔｈｅｒｏｃｋｍｅｃｈａｎｉｃａｌｍｏｄｅｌａｎｄｃｏｎｓｉｓｔｅｎｔｗｉｔｈｔｈｅｓｔｉｍｕｌａｔｉｏｎｒｅｓｕｌｔｓ．Ｍｏｒｅｏｖｅｒ，ａｎｅｇａｔｉｖｅｌｉｎｅａｒｒｅｌａｔｉｏｎｓｈｉｐｅｘｉｓｔｅｓｂｅｔｗｅｅｎｆｒａｃｔｕｒｅｔｏｕｇｈｎｅｓｓａｎｄｂｒｉｔｔｌｅｎｅｓｓｉｎｄｅｘ‐ｈｉｇｈｅｒｆｒａｃｔｕｒｅｔｏｕｇｈｎｅｓｓ，ｌｏｗｅｒｂｒｉｔｔｌｅｎｅｓｓｉｎ‐ｄｅｘ，ａｎｄｖｉｃｅｖｅｒｓａ．Ａｎａｌｙｓｉｓｓｈｏｗｅｄｔｈａｔｔｈｅｎｅｗｍｏｄｅｌａｖｏｉｄｅｄｔｈｅｄｅｆｅｃｔｓｏｆｓｉｎｇｌｅｍｉｎｅｒａｌｃｏｎｔｅｎｔｍｏｄ‐ｅｌａｎｄｗａｓｉｒｒｅｌｅｖａｎｔｔｏｇａｓａｎｄｏｒｇａｎｉｃｍａｔｅｒｉａｌｓｉｎｓｈａｌｅｆｏｒｍａｔｉｏｎ．Ｔｈｅｒｅｆｏｒｅ，ｔｈｅｎｅｗｍｏｄｅｌｉｓｅｆｆｉｃｉｅｎｔｆｏｒｓｈａｌｅｆｏｒｍａｔｉｏｎｅｖａｌｕａｔｉｏｎ．Ｋｅｙｗｏｒｄｓ：ｗｅｌｌｌｏｇｇｉｎｇ；ｍｉｎｅｒａｌａｎａｌｙｓｉｓ；ｒｏｃｋｍｅｃｈａｎｉｃｓ；ｆｒａｃｔｕｒｅｔｏｕｇｈｎｅｓｓ；ｂｒｉｔｔｌｅｎｅｓｓｉｎｄｅｘ；ｍａｔｈ‐ｅｍａｔｉｃａｌｍｏｄｅｌ 在页岩地层压裂选层中，脆性指数是重要参数 之一［１］。脆性指数的评价模型一般通过试验方法建立，目前其试验方法主要有应力应变测试、贯入试验、抗冲击试验等３种［２１４］。但在页岩地层评价和压裂选层过程中，并不是每口井都有岩心和试验资料，当没有试验资料时，就需要用测井资料进行评

浅论二氧化碳泡沫压裂液

浅论二氧化碳泡沫压裂液 发表时间：2019-03-04T14:41:44.420Z 来源：《防护工程》2018年第34期作者：李振连 [导读] 吉林油田储层较为复杂，非均质性强，绝大多数油藏属于低压、低渗、水敏性。常规的水基冻胶压裂液对油层有较大的伤害 李振连 吉林油田公司油气工程研究院吉林松原 138000 摘要：吉林油田储层较为复杂，非均质性强，绝大多数油藏属于低压、低渗、水敏性。常规的水基冻胶压裂液对油层有较大的伤害，反映到如排液困难、压后效果不好等。通过CO2泡沫压裂增产机理，压裂液综合性能评价，以及现场应用情况，取得了较好的效果，为低渗低产能油田开辟了新的增产措施。 关键词：增产机理；泡沫压裂；室内试验 压裂是提高油气藏早期产能、保持长期稳产的主要措施。压裂液是压裂技术的重要组成部分，其性能的好坏直接关系到压裂施工的成败与压裂的效果的好坏，优质低伤害低成本是其发展方向。 1 CO2压裂现状及发展 利用CO2压裂，国外已有三十多年的历史。六十年代初，CO2作为添加剂与冻胶压裂液混合助排；七十年代初，水基压裂液中CO2浓度达到50%，这类压裂液既可满足设计的裂缝长度，又可大大减少压裂液的用水量；八十年代，CO2浓度超过了50%，通过吸收地层热量，减少以CO2气体为分散相的泡沫，具备了泡沫压裂液的优良性能，减少了因液堵对地层相对渗透率的破坏，特别适用于水敏性地层；同时，美国和加拿大的一些公司已用100%的液态CO2压裂，每年几百口井以上，取得了很好的效果，其主要特点是对地层无损害，不留残液，排液快，经济效益好。 2 探究CO2压裂增产机理 （1）在CO2压裂施工过程中，注入了大量的CO2，在地层温度下，CO2快速汽化，混溶于原油中，将大幅度降低原油粘度。另一方面，还增加了溶解气驱能量，达到助排的目的。液体从地层向井筒流动的基本规律： 在地层条件都不变的情况下，原油的粘度若降低一半，原油的产量就可提高一倍。 （2）饱和CO2的液体，PH值在3.2-3.7之间，相对来说是无腐蚀的，PH值是CO2能成为一种有效的油井强化增产介质，如当PH值降至4.5-5.0以下时，膨胀的粘土矿物可以被减少，能保持地层的渗透性，可能解除裂缝的堵塞。 （3）由于CO2泡沫压裂液具有造缝面积大、所造的裂缝导流能力高等特点，将大大提高增油能力，效果显著。 3 室内研究 3.1 基液性能及泡沫液半衰期 使用RV-20旋转粘度计在20℃、170 1/s剪切速率下，未形成泡沫之前的基液黏度见下表，PH值为7.0，形成泡沫之后，在25℃，0.1MPa下测得泡沫流体的半衰期为300分钟，具有良好的泡沫稳定性，PH值为4.0。 3.2 泡沫压裂液综合性能评价 压裂液综合性能评价严格按照中国石油天然气股份公司颁布标准SY/T5107--2005 《水基压裂液性能评价方法》进行。结果见表1。

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。这一时期,我国进入工业性生产实用阶段,发展了滑套式分层压裂配套技术。 70年代，进入改造致密气层的大型水力压裂时期。这一时期,我国在分层压裂技术的基

页岩气储层评价(斯伦贝谢公司)

页岩气储层评价
斯伦贝谢DCS 2010年5月

汇报提纲
页岩气藏特征 页岩气储层评价技术 实例
2 5/18/2010

页岩气藏普遍特点
有机质含量丰富 烃源岩 含吸附和游离状态气体 超低渗 (~100 nD, 0.0001 mD) 低孔 (~ 5%) 含气量大 采收率变化大 生产寿命长( 30-50 年). (Barnett页岩气田开采寿命可达80～100年) 游离状态天然气的含量变化于20%-85%之间 增产措施：水平井、多级压裂

页岩气藏普遍特点
有机含量丰富的页岩 烃源岩 含吸附和游离状态气体 超低渗 (~100 nD, 0.0001 mD) 低孔 (~ 5%) 含气量大 采收率变化大 和单井产量低 生产寿命长( 30-50 年). (Barnett页岩气田开采寿命可达80～100年) 游离状态天然气的含量变化于20%-85%之间 增产措施：水平井、多级压裂
采收率 (%) 全球常规气储量：6,300 tcf/178.4万亿方 全球页岩气储量：16，112tcf/456万亿方 中国页岩气储量：3528tcf/99.9万亿方 引：BP Statistical Review of World Energy, June 2008
A O/NA L B
A B L O/NA
Antrim (Michigan) Barnett (Texas) Lewis (New Mexico) Ohio/New Albany

页岩气藏普遍特点
有机含量丰富的页岩 烃源岩 含吸附和游离状态气体 超低渗 (~100 nD, 0.0001 mD) 低孔 (~ 5%) 含气量大 采收率变化大 和单井产量低 生产寿命长( 30-50 年). (Barnett页岩气田开采寿命可达80～100年) 游离状态天然气的含量变化于20%-85%之间 增产措施：水平井、多级压裂

水力压裂技术

第六章水力压裂技术 一、名词解释 1、水力压裂：常简称为压裂，指利用水力作用使油层形成裂缝的方法，是油气井增产、注水井增注的一项重要技术措施，不仅广泛用于低渗透油气藏，而且在中、高渗油气藏的增产改造中也取得了很好的效果。 2、地应力：指赋存于地壳岩石中的内应力。 3、地应力场：地应力在空间的分布。 4、破裂压力梯度：地层破裂压力与地层深度的比值。 5、闭合压力（应力）：使裂缝闭合的压力，理论上等于最小主应力。 6、分层压裂：分压或单独压开预定的层位，多用于射孔完成的井。 7、裂缝的方位：裂缝的延伸（扩展）方向。 8、压裂液：压裂过程中，向井内注入的全部液体。 9、水基压裂液：以水为基础介质，与各种添加剂配制而成的压裂工作液。 10、交联剂：能将溶于水中的高分子链上的活性基团以化学链连接成三维网状型的结构，使聚合物水溶液形成水基交联冻胶压裂液。 11、闭合压力：使裂缝闭合的压力，理论上等于最小主应力。 二、叙述题 1、简述岩石的破坏及破坏准则。 答案要点：脆性与塑性岩石：在外力作用下破坏前总应变小于3%的岩石叫脆性岩石，总应变大于5%的岩石叫塑性岩石，总应变介于3～5%的岩石叫半脆性岩石。 岩石的破坏类型：拉伸破坏；剪切破坏；塑性流动。其中拉伸破坏与剪切破坏主要发生在脆性岩石。塑性流动主要发生在塑性岩石。 2、简述压裂液的作用。 答案要点：按泵注顺序和作用，压裂液可分前置液、携砂液和顶替液。其中，携砂液是 压裂液的主体液。○1前置液的作用：造缝、降温；○2携砂液的作用：携带支撑剂、延伸造缝、冷却地层；○3顶替液的作用：中间顶替液用来将携砂液送到预定位置，并有预防砂卡的作用；注完携砂液后要用顶替液将井筒中全部携砂液替入裂缝中，以提高携砂液效率和防止井筒沉砂。 3、简述压裂液的性能及要求。 答案要点：滤失少；悬砂能力强；摩阻低；稳定性；配伍性；低残渣；易返排；货源广、便于配制、价钱便宜。 4、压裂液有哪几种类型？ 答案要点：水基压裂液、油基压裂液、泡沫压裂液、乳化压裂液、醇基压裂液、胶束压裂液。 5、简述常用破胶剂及其作用。 答案要点：主要作用：是使压裂液中的冻胶发生化学降解，由大分子变成小分子，有利于压后返排，减少对储集层的伤害。 常用的破胶剂：包括酶、氧化剂和酸。生物酶和催化氧化剂系列是适用于 21～54 ℃的低温破胶剂；一般氧化破胶体系适用于 54～93 ℃，而有机酸适用于 93 ℃以上的破胶作用。 6、影响支撑剂选择的因素有哪些？ 答案要点：（1）支撑剂的强度：一般地，对浅地层（深度小于1500m ）且闭合压力不大时使用石英砂；对于深层且闭合压力较大时多使用陶粒；对中等深度（ 2000 m 左右）的地层一般用石英砂，尾随部分陶粒。 H p F F =α