體積壓裂技術在低滲透油氣藏開發(fā)中應用

體積壓裂技術在低滲透油氣藏開發(fā)中應用隨著中國石油油氣勘探進入新的儲量增長高峰期，原油產量穩(wěn)中有升，天然氣產量快速增長，儲層改造技術發(fā)揮了重要作用。但低滲透、非常規(guī)油氣藏的儲量越來越多，儲量有效動用及開發(fā)的難度不斷加大，儲層改造技術不斷面臨新的挑戰(zhàn)。蔣總2009年在領導干部會議上明確提出“把穩(wěn)定并提高單井產量作為轉變發(fā)展方式的牛鼻子”。儲層改造技術作為穩(wěn)定和提高單井產量的關鍵技術，壓裂工程系統要積極實現理念創(chuàng)新、加速技術進步、持續(xù)努力攻關，全力推動低滲透油氣藏壓裂技術上臺階，為不斷開創(chuàng)油氣勘探開發(fā)新局面，建設綜合性國際能源公司做出新的、更大的貢獻。前言匯報提綱一、國內儲層改造技術新進展二、國外儲層改造技術新動向三、體積壓裂技術內涵四、儲層改造技術發(fā)展及安排1.中國壓裂技術經歷了五個階段，技術不斷進步縱向縫橫截縫多層壓裂2002年起步，2005年規(guī)模應用2007年水平井分段壓裂立項攻關，技術不斷發(fā)展進步近10年中石油累計壓裂酸化101645井次，累計增油6763萬噸，壓裂技術已成為低滲透油氣田提高單井產量的主體技術2009年，中石油壓裂酸化井次15685，增油816.51萬噸；探井試油總井數約1200口/年，其中約2/3需要經過壓裂酸化，儲層改造技術的作用日益凸現中石油歷年低滲透產量及所占比例中石油歷年壓裂酸化基礎數據2.壓裂酸化技術進步，促進了低滲透油氣田有效開發(fā)3.儲層改造技術持續(xù)攻關，主體技術初步形成“十一·五”以來，在集團公司、股份公司各級領導的部署和推動下，設置了低滲透油藏水平井壓裂技術攻關、三類氣藏提高單井產量技術攻關等項目，為儲層改造技術進步創(chuàng)造了良好的條件。特別是自去年以來，按照趙總借鑒美國非常規(guī)天然氣開發(fā)理念的要求，勘探與生產公司積極組織攻關單位，加大了直井分層壓裂、水平井分段壓裂關鍵技術攻關及現場試驗力度，在各油田公司、鉆探集團以及研究院所的共同努力下，儲層改造技術取得了長足的進步。近年來通過引進、集成創(chuàng)新，重點攻關與發(fā)展的技術有：直井分層壓裂技術提高縱向剖面動用程度提高單井產量水平井分段壓裂技術改善儲層滲流能力增大儲層泄油面積封隔器滑套分層壓裂技術（國內4層以內的主體技術）連續(xù)油管噴砂射孔環(huán)空加砂壓裂技術(引進為主)TAP套管滑套完井分層壓裂技術（引進技術）直井雙封單壓分段壓裂技術滑套封隔器分段壓裂技術水力噴射分段壓裂技術裸眼封隔器分段改造技術（引進為主，國內研發(fā)開始試驗應用）水平井多級可鉆式橋塞分段壓裂技術（引進技術）國內攻關初步形成水平井直井分層壓裂技術（1）封隔器滑套分層壓裂技術一次分壓四層管柱示意圖技術特點投球打開滑套自下而上逐層壓裂分層壓裂，合層排液技術水平不動管柱分壓≤4層應用效果蘇里格應用2000口以上，須家河應用110口以上，已成為兩個致密氣藏的直井分壓主體技術塔里木超深井得到成功應用，最大深度5479m保護薄隔層分壓技術在大慶應用超過320口井，單井日增油9.75t，壓裂隔層厚度由原來1.8m降到目前的0.4m，提高了多薄層儲層的動用程度超深井分層壓裂技術獲得突破高能力設備配置技術新型低成本高溫高密度壓裂液管柱優(yōu)化與力學分析技術管柱密封檢測技術迪那2-26井壓裂層段：

4947.5-4977.0m4845.0-4876.5m4766.5-4796.0m施工壓力：82.1-107.3MPa施工排量：3.8-4.7m3/min砂量：108.4m3壓后效果：產氣73×104m3/d

(9mm油嘴)4766.50-4796.004845.00-4876.504947.50-4977.00迪那2-26井——直井分壓3層砂塞封堵底部單封（2）連續(xù)油管噴砂射孔環(huán)空加砂壓裂技術作業(yè)程序水力噴砂射孔環(huán)空加砂壓裂層間封堵方式砂塞封堵底封隔器封堵技術特色不受壓裂層數限制可實現對多層系的動用國外工具在國內現場應用采用砂塞底封：在四川和長慶現場應用5井28層，最大分壓8層。桃2-9-3井改造層段3218-3417m，分壓8層，液量1300方，支撐劑142方，壓后測試日產氣6.16萬方。采用封隔器底封：在四川現場應用5井33層，最大分壓8層。合川001-44-X3井改造層段2198-2436m，分7層壓裂，液量1121方，支撐劑68.6方，壓后測試日產氣3.21萬方。桃2-9-3井施工曲線桃2-9-3井測井曲線（3）TAP套管滑套完井分層壓裂技術技術特點TAP閥和完井管柱一起下入通過滑套和飛鏢實現分層壓裂開關滑套可實現分層測試、分層生產應用情況蘇里格應用4口井，已實現分壓9層米37井分壓9層，液量1672.0m3，砂126.4m3

分析山2、盒7段2層產水，關閉產水層后，氣量從1.7×104m3/d上升到5.70×104m3/d雙封單壓分段壓裂技術（15段）滑套封隔器分段壓裂技術（6段）水力噴射分段壓裂技術（10段）裸眼封隔器分段改造技術（10段）快速可鉆式橋塞分段改造技術（15段）液體膠塞分段壓裂技術（特殊技術）2007-2010年四年兩院三公司累計水平井改造現場試驗572口井,壓后穩(wěn)定日產量6.5噸，是直井的3.9倍。經過四年攻關，初步形成三套主體技術，同時引進了國外裸眼封隔器分段改造技術、快速可鉆式橋塞分段壓裂技術，促進了國內水平井改造技術和工具的發(fā)展。水平井分段改造技術工藝管柱耐溫100℃、耐壓差80MPa一趟管柱最多壓裂15段，一天可實現8段壓裂單趟管柱最大加砂可達160m3管柱具有防卡、脫卡功能工藝成功率97.8%工藝原理：采用小直徑雙封隔器單卡目的層壓裂，通過反洗、拖動實現一趟管柱多個層段的壓裂。(專利號：200710129818.3、200810136897.5

)性能指標（1）水平井雙封單卡分段壓裂工藝技術水平井滑套分壓管柱示意圖經過4年的攻關研究，水平井雙封單卡分段壓裂技術現場應用156口800段（大慶油田150口767段，其他油田6口33段），工藝成功率達到97.8%，大慶油田壓裂水平井平均單井穩(wěn)定日產油是直井的4倍以上，累計產油43.4萬噸。單趟管柱壓裂段數由4段提高到15段，其中5段以上82口井，占58%單趟管柱最大加砂規(guī)模由最初的65m3

提高到目前的160m3最大卡距由44m提高到112m123456789101112141315典型實例：州扶51-平52井單趟管柱實現15段壓裂

扶余儲層，水平段長593m，垂深1851m，井底溫度98.5℃全井射開15段，段間距19.5-152m現場最高施工壓力60.2MPa，最大排量3.4m3/min，共加砂110m3，液量1420m3，15段壓裂封隔器共坐封32次（含測試壓裂），有效施工時間僅34h州扶51-平52井壓裂施工曲線壓后效果：初期日產油10.3t/d，是周圍直井壓裂初期產油量的9.3倍，是同區(qū)塊水平井的2.1倍；目前產油7.7t/d，是周圍直井壓裂目前產油量的6.9倍，是同區(qū)塊水平井的1.6倍。井口投送器油管套管保護封隔器套管安全接頭封隔器Ⅳ封隔器Ⅱ脫開機構定壓滑套封隔器Ⅰ待壓層段封隔器Ⅲ工藝原理：一次射孔多段，下入分壓工藝管柱，油管打壓完成所有封隔器坐封，并打開下壓裂通道定壓滑套，壓下部層段；后續(xù)逐級投入球棒，打開噴砂器滑套，進行后續(xù)層段的壓裂，壓后起出壓裂管柱。(專利號：ZL200920108202.2

)（2）不動管柱滑套分段壓裂工藝技術性能指標：耐溫：150℃，耐壓：70MPa

適合井眼尺寸：51/2″和7″

不動管柱一次性壓裂3-5段工藝管柱和封隔器不受卡距限制水平井滑套分壓管柱示意圖

截至到2010年12月，現場應用181井459段，封隔器工作正常，工藝成功率99%，壓裂水平井穩(wěn)產日產為周邊直井3.6倍，累產為周邊直井的2.7倍，累產40.35萬噸，年產量達到10萬噸。

工藝管柱：

27/8″N-80油管-ZY331保護封隔器(1000±1m)-上部封隔器(1776±0.5m按膠筒上端計算)-下部封隔器(1858±0.5m按膠筒上端計算)施工壓力40MPa，封隔器坐封、滑套打開、封隔器解封、管柱起出均正常。典型實例：廟平10井實現3段壓裂吉林油田：利用水平井不動管柱滑套分段壓裂技術，安全、環(huán)保、有效的動用水體壓覆、城區(qū)大量難采儲量資源1530萬噸，累產油35萬噸，年產量達10萬噸，同時有效節(jié)約土地資源。水體壓覆城區(qū)壓覆大平臺（32口井）（3）水平井水力噴砂分段壓裂技術依據伯努利方程，通過高速水射流，射開套管和地層，將動能轉化為壓能，實現射孔、壓裂一體化。噴射器(專利號：ZL200620113021.5)“水力噴射+多級滑套”不動管柱分壓技術

(專利號：ZL200720173194.0)“水力噴砂+液體膠塞”分壓技術“水力噴砂+小直徑封隔器”分壓技術

(專利號：ZL200920108820.7)

水力噴射雙噴射器分段多簇壓裂技術發(fā)展配套了4項新技術方法技術特點與指標射孔和加砂壓裂一體化不受完井方式限制單趟管柱壓裂3-4段，最大10段單段最大加砂量40m3室內物模及1:1大型物模試驗實驗，獲取了噴孔直徑、噴射深度及噴孔形態(tài)等關鍵參數，認識了水力噴砂過程中噴孔形態(tài)的變化規(guī)律，表明：水力射流可實現增壓4-10MPa，可滿足水力噴砂分段壓裂要求。在油田水平井，主要采用水力噴射與小直徑封隔器聯作拖動分壓工藝壓裂8-10段，單段加砂30m3。慶平4井采用9簇18段，壓后自噴，日產油32.4m3，達到周圍直井產量4倍以上。雙噴射器水力噴砂壓裂示意圖噴射器1噴射器2技術關鍵：優(yōu)化噴射參數，利用水力噴射增壓原理，克服兩簇間破壓的差異，形成多條裂縫長慶蘇里格氣田，主要采用不動管柱水力噴射分段壓裂7段和10段，單段加砂25m3以上，蘇14-7-41H2井壓裂7段以后獲得日產氣113.4×104m3的高產試氣產量。StageFRAC壓裂技術對套管尺寸的要求套管尺寸最大改造段數最小裸眼井直徑2.875英寸（73mm）63.875英寸（98.4mm）3.5英寸（88.9mm）84.750英寸（120.65mm）4.5英寸（114.3mm）106英寸（152.4mm）5.5英寸（139.7mm）137.878英寸（200.1mm）7英寸（177.8mm）178.5英寸（215.9mm）膨脹封隔器滑套機構新工具技術指標:8-1/2″裸眼內采用5-1/2″工具串可分壓30段6″裸眼內采用4-1/2″工具串可分壓24段6″裸眼內采用3-1/2″工具串可分壓17段（4）水平井裸眼封隔器分段改造技術不動管柱，通過投直徑不同的球逐段打開滑套，依據井眼尺寸大小可分壓6-17段目前國內主要通過引進國外工具與技術，在長慶、吉林、四川、塔里木等油田試驗應用78口井，并見到顯著效果技術特點和指標不動管柱，投球打開滑套適應井眼：6″裸眼完井適應井深：≤6000m適應溫度：≤170℃工作壓差：≤70MPa分段級數：≤13段在引進外國工具的同時，積極消化、吸收再創(chuàng)新，目前裸眼封隔器及配套工具已經完成國產化研制。三年來，裸眼封隔器分段壓裂技術在長慶、西南、塔里木、吉林、新疆等氣田應用107口井，其中國產工具現場實施了29口井水平井分段壓裂。國產工具與國外工具還有較大差距，在適應性、穩(wěn)定性和系列性等方面還需不斷完善，并進一步擴大現場試驗應用施工排量4.5-5.1m3/min，施工壓力30-54MPa平均砂比22%，累計加砂406m3，液量4141.7m3單段最大加砂45.5m3，其中9段加砂超過40m3目前產量15.1萬方/日，油壓20.8MPa長慶蘇75-70-6H井分壓10段，水平段長1006.5m（國產工具）吉林長深D平2井分壓10段，水平段長837m（斯倫貝謝工具）施工排量5m3/min，施工壓力30-45MPa平均砂比34.4%，累計加砂838m3，液量4870m3單段最大加砂116m3，其中三段加砂超過100m3單天最多加入支撐劑324.4m3，最快一天施工4段目前17.0萬方/日，油壓18.5MPa典型實例：（5）水平井復合橋塞分段壓裂技術

長慶油田首次引進快速可鉆式橋塞分段壓裂技術，在蘇東13-65H2井上完成了15段壓裂，從壓裂到鉆塞作業(yè)時間12天，目前正在排液。

井眼（套管）尺寸：114.3mm斜深：4506m垂深：2893.1m水平段長：1400m分段層數：15段總液量：3800m3總砂量：310m3二級橋塞一級橋塞定位工具射孔槍電纜技術來源油田水平井分段壓裂技術施工井數分段5段以上井數單井最多分壓段數自主研發(fā)大慶雙封單壓，水力噴砂422815長慶及蘇里格水力噴砂分壓，裸眼封隔器分壓725010西南裸眼封隔器分壓748吉林滑套分壓3815吐哈水力噴砂分壓303小計雙封單壓＋滑套分壓＋水力噴砂1628315引進技術蘇里格裸眼封隔器分壓41288蘇里格復合橋塞1115西南裸眼封隔器分壓1055吉林裸眼封隔器分壓1110吐哈裸眼封隔器分壓1

4大慶裸眼封隔器分壓204新疆裸眼封隔器分壓225小計裸眼分壓，復合橋塞583715

合計

220120152010年股份公司水平井分段改造應用情況匯報提綱一、國內儲層改造技術新進展二、國外儲層改造技術新動向三、體積壓裂技術內涵四、儲層改造技術發(fā)展及安排

2009年美國天然氣產量5934億立方米，歷史上第一次取代俄羅斯排名全球第一，其中非常規(guī)天然氣產量已占到總產量的52%，頁巖氣878億立方米，占15％，2010年預計將突破1000億立方米。不僅保障了美國天然氣的安全穩(wěn)定供應，而且影響和改變了天然氣勘探開發(fā)的理念。美國天然氣產量變化美國非常規(guī)天然氣變化1.北美非常規(guī)氣的成功開發(fā)改變了全球天然氣供需格局Barnett頁巖核心區(qū)完井方式演變歷程技術突破階段大面積應用階段啟蒙技術探索階段頁巖氣：2002年是體積改造技術啟蒙的重要時間節(jié)點，2007年是水平井為主大面積應用的起點，而頁巖氣產量飛躍式上升，得益于水平井改造技術的大規(guī)模應用核心區(qū)——頁巖氣“甜點”區(qū)復合橋塞耐溫177°C耐壓差70MPa核心技術：水平井復合橋塞多段多簇壓裂＋大型滑溜水＋實時監(jiān)測技術排量10m3/min以上低摩阻滑溜水壓裂液，每段液量1000-1500m3每段支撐劑量100-200噸以40/70目支撐劑為主，平均砂比3-5%連續(xù)混配設備實施監(jiān)測連續(xù)輸砂設備促使水力裂縫擴展過程中相互作用，產生更復雜的縫網，增加改造體積（SRV）實施方法：同步壓裂——2套車組同時壓裂交叉式壓裂——2口井，1套車組、配合射孔等作業(yè)，交互施工、逐段壓裂應用效果：提高初始產量和最終采收率減少作業(yè)時間、設備動遷次數，降低施工成本平均產量比單獨壓裂可類比井提高21-55%“頁巖氣革命”：“工廠化”作業(yè)，高效施工組織運行模式致密氣：美國致密砂巖氣資源量19～42萬億方，多為層狀氣藏。1990年以來，美國致密氣產量快速增長，2008年達1757億方，目前基本保持穩(wěn)定?！?/p>

Jonah氣田位于綠河盆地，縱向上可劃100多個小砂層,總層厚853～1097m，單層厚度3～4.5m,孔隙度6～12%,滲透率0.001～0.5md?！鯬inedale氣田也位于綠河盆地，該氣田縱向上可劃分20-50個砂層段，儲層孔隙度4-12%，滲透率1-50微達西。剖面位置Pinedale氣田有效砂巖等厚圖（電阻率截止值16歐姆.米，等值間隔200英尺）核心技術一：直井多層壓裂技術

連續(xù)管噴砂射孔環(huán)空多層壓裂技術

TAP套管滑套閥分層壓裂技術

核心技術二：水平井多段壓裂技術

水平井裸眼封隔器滑套分段壓裂技術水平井水力噴砂分段壓裂技術目前北美已發(fā)現致密油盆地19個，主力致密油產層4套，2009年，致密油探明可采儲量6.4億噸，年產量1230萬噸美國境內Bakken致密油包括Montana，NorthDakota和Saskatchewan三個區(qū)域，2010年，已有生產井2362口，平均單井日產油12噸，累計產油3192萬噸2.北美致密油開發(fā)借助水平井多段壓裂成為新的亮點巴肯MowryNiobrara北美致密油盆地分布圖（DanielM.Jarvie，2010）1951年第一口致密油井鷹灘致密油盆地面積：34萬km2，跨美加兩國生油巖：泥盆系巴肯頁巖發(fā)現時間：1951年發(fā)現井：H.O.巴肯#1油藏面積：7萬km2油層厚度：5～15m埋深：2590～3200m資源量：566億噸左右（USGS）油質輕：API41～440孔隙：粒間孔和溶蝕孔滲透率0.0001-1md（0.005-0.1md占優(yōu)）孔隙度2-12%（4-8%占優(yōu)）middleBakken資料來源HESS2010.01儲層特點：致密碳酸鹽巖，但開發(fā)歷程和產能特征與頁巖類似含烴特征：有機質高成熟區(qū)主要產頁巖氣，成熟區(qū)主要產致密灰?guī)r油，含烴類別從南到北變化具有方向性，僅北部含原油不同區(qū)域天然裂縫發(fā)育特征差異較大，改造模式各不相同鷹灘(Eagleford)致密油油藏面積：約4萬km2埋深：914～4267m油層厚度：30～90m生油巖：鷹灘頁巖儲層：鷹灘灰?guī)r發(fā)現時間：2008年發(fā)現井：STS-241-1H完鉆井：超過600口孔隙度2～12%，滲透率小于0.01mD有機質高成熟區(qū)主要產頁巖氣成熟區(qū)主要產致密灰?guī)r油STS-241-1H，產氣21.5萬方/天，油40方/天威利斯頓盆地巴肯(Bakken)致密油發(fā)展歷程具有借鑒意義MontanaAndNorthDakota

區(qū)日產油量（桶/天）生產井數水平井的第一次應用產量生產井數（藍色）水平井的第二次應用1985年之前：主要靠直井生產1985-2004：使用水平井技術,產量達到11790桶/天（1650噸/天），之后由于20%～60%的年遞減速率，產油量一直處于較低水平2005-現在：長水平段、多分枝井及水平井分段改造技術的進步促使了產油量的又一次飛躍，于2007年10月達到75000桶/天（10500噸/天）水平井比例增加速度為1980年0，1990年50%1995年78%，2009年95%數據來源：IHS,2008美國Bakken水平井段長度一般數百米-3960，最長水平井段6096m采用裸眼封隔器分段壓裂施工段數:8段,壓裂施工時間:10小時加砂950噸，平均排量6.2m3/min壓裂段數最多18段（2009年9月，EN-StateB-155-93-1609H-1井）SPE133540SPE127738新型的帶封隔器的噴砂分段壓裂工具加拿大Bakken油層2009年7～11月完成51口井842段完井方式：4.5〞襯管完井水平段長825-1305m采用水力噴射分段壓裂技術注入方式為連續(xù)油管內注入最多可分壓30段（66小時）注液方式：連續(xù)油管內注入施工排量：0.85-3.5m3/min每段加砂：5.0-11.3噸20/40目砂（1）直井多層壓裂的層數越來越多

連續(xù)管噴砂射孔環(huán)空加砂多層壓裂技術實現了分壓19層目標區(qū)：美國大綠河盆地Jonah氣田(地質儲量3851億方，可采儲量2407億方)早期：分壓3～6層，后期分壓達到11-19層技術指標：一天施工6-10層，最高單井連續(xù)施工19層措施效果：36小時內完成11層水力壓裂施工，產量增加90%以上

階段1234年度1990以前1992-931994-952000＋射開厚度底部40%底部20-50%50%50%-100%壓裂段數11310日產氣104m3/d3.962.83-11.38.50-14.214.2-28.3單井累采氣量108m30.4250.5660.851.42-2.833.國外非常規(guī)油氣儲層壓裂技術發(fā)展特點

隨著分層壓裂技術的不斷完善，壓裂層數越來越多，有的達到40層，不僅提高了儲量動用，壓裂作業(yè)效率也大大提高，連續(xù)油管分層壓裂一周內可對同一井場4-5口井實施80層壓裂作業(yè)。JITP組合示意圖射孔方式：電纜傳輸，逐層上返射孔，投球憋壓點火激發(fā)壓裂方式：投球封堵，逐層壓裂，一般5層以后橋塞封堵工藝參數：可以進行5層連續(xù)施工，最多可以施工12層JITP(just-in-timeperforating)的施工程序利用JITP技術實現單井分壓40層—實時射孔投球分層壓裂應用區(qū)域：美國西部的皮申斯盆地Rulison氣田儲層特征：深度3657.6-4572m，厚度1524m滲透率0.001mD；地層溫度：160℃施工參數：單井施工層數≥40層，單日施工層數≥20層施工壓力：最高65.50MPa液體類型：交聯壓裂液、滑溜水壓裂平均排量4.7m3/min；最高施工壓力65.50MPa支撐劑濃度：交聯凍膠600-720kg/m3，滑溜水240-360kg/m3SPE119757JITP與交叉壓裂技術應用特色施工井次：70口井/2500井次，平均35.7層/井井場特征：9口井/1井場、井距：4.57m壓裂效果：交叉壓裂施工成本是傳統壓裂的50%，壓后氣井累積產量通常是傳統壓裂的3倍

皮申斯盆地交叉壓裂與常規(guī)壓裂產量對比皮申斯盆地Rulison氣田厚度1500mSPE119757交叉壓裂壓裂作業(yè)的井口和管道配置HornRiver頁巖16段14段8段6段3段水平井分段壓裂的段數越多，頁巖氣單井產量越高隨著分段壓裂技術的不斷成熟，頁巖氣壓裂段數還在不斷增加據2010.10文獻，Eagleford頁巖氣改造技術數據為：5-1/2〞套管完井，水平段1372～2134m，壓裂10-24段，段間距約為90m，每段使用2067m3滑溜水，175t支撐劑SPE138134（2）水平井分段壓裂的段數越來越多75.31228●體積壓裂理念的形成與突破，延伸了傳統的低滲下限，拓展了有效資源空間，是頁巖氣大幅度提高單井產量的基礎?！袼骄喽螇毫?、直井多層壓裂技術的突破是美國非常規(guī)油氣有效開發(fā)的核心，微地震裂縫診斷技術助推了體積改造技術的實現和進一步發(fā)展?！瘛肮S化”作業(yè)為“頁巖氣革命”提供了高效運行模式。叢式井組、多井交叉作業(yè)，不僅有利于實施改變縫間應力狀況，而且減少設備動遷，大幅度提高了作業(yè)效率，降低了鉆井和儲層改造時間和費用?！竦统杀緫?zhàn)略是體積改造實現有效開發(fā)的關鍵。Barnett頁巖水平井建井成本只有250～300萬美元，其中鉆井、壓裂各占總建井費用的40%左右，也正是成本的有效控制，才保證了美國頁巖氣的有效開發(fā)。4.國外非常規(guī)油氣開發(fā)啟示BarnettMarcellusHaynesvilleFayetteville初產104m3/d712285.3第一年遞減率%70758168采收率108m30.741.051.820.62建井成本104$280350700300匯報提綱一、國內儲層改造技術新進展二、國外儲層改造技術新動向三、體積壓裂技術內涵四、儲層改造技術發(fā)展及安排平面對稱雙翼裂縫非平面對稱裂縫（彎曲縫、多裂縫）縫網壓裂技術(經典理論下提出，隱含現代理論內涵)體積改造技術(現代理論)張開裂縫剪切裂縫內涵一：裂縫以復雜縫網形態(tài)擴展，打碎儲層，實現人造“滲透率”內涵：剪切縫是巖石在外力作用下破裂并產生滑動位移，巖層表面形成不規(guī)則或凹凸不平的幾何形狀，具有自我支撐特性的裂縫條件：當壓力低于最小水平應力，產生剪切斷裂地質力學特性：形成剪切縫的巖石具有較高的偏應力和強度，是不易發(fā)生塑性形變的脆性巖石（楊式模量高，泊松比低），富含強度較低的巖石結構或天然裂縫剪切裂縫在徑向上更為發(fā)育剪切擴張機理圖示剪切縫作用機理致密氣藏——清水壓裂、低濃度支撐劑基礎實驗成為新理念的重要支撐SPE106289內涵二：裂縫發(fā)生剪切破壞，錯斷、滑移。不是單一的張開型破壞裂縫擴展原理剪切力引起了地層巖石錯位，裂縫壁面產生粗糙天然裂縫的擴展誘導的剪切滑移張開連接較弱的斷層和平面采用分形理論反演模擬天然裂縫網絡，考慮了線彈性和彈性裂縫變形和就地應力場建立節(jié)理、斷層條件下裂縫剪切擴展模型分形理論為表征復雜裂縫擴展提供了關鍵的研究手段天然裂縫半徑裂縫粗糙度分形維數天然裂縫網絡Barnett頁巖含石英礦物37.38%，碳酸鹽礦物19.13%，粘土礦物41.13%；其中粘土礦物成分不含蒙脫石，以伊/蒙混層為主(SPE106070)北美不同區(qū)域頁巖地層礦物組分（%）內涵三：儲層巖性具有顯著的脆性特征，是實現體積改造的物質基礎北美頁巖數據庫的礦物三角圖表明1區(qū)脆性頁巖富含石英2區(qū)脆性頁巖富含碳酸鹽3、4區(qū)塑性頁巖富含泥質壓裂困難易形成縫網裂縫=天然氣儲集空間及滲流通道簡單裂縫復雜裂縫異常復雜裂縫Barnett頁巖儲層頁巖在裂縫網絡系統不發(fā)育情況下，很難成為有效儲層內涵四：天然裂縫及相互溝通狀況，是實現體積改造的前提條件內涵的延伸儲層的巖石力學特性是確定壓裂是否能夠形成體積改造的關鍵天然裂縫發(fā)育狀況，是否產生復雜網狀縫，是實施體積改造的基礎研究表明：K≤1mD，裂縫網絡對產能極限貢獻率在10%左右K≤0.01mD，裂縫網絡對產能極限貢獻在40%左右K≤0.0001mD，網絡對產能極限貢獻在80%左右

裂縫網絡對提高致密氣、頁巖氣的產能至關重要敲擊不產生裂縫敲擊產生網狀縫破碎且水平層理發(fā)育體積改造的最美詮釋內涵五：“分段多簇”射孔實施應力干擾是實現體積改造的技術關鍵常規(guī)水平井分段壓裂：研究段間距的優(yōu)化，采用單段射孔，單段壓裂模式，避免縫間干擾體積改造：優(yōu)化段間距，采用“分段多簇”射孔，多段一起壓裂模式，利用縫間干擾，促使裂縫轉向，產生復雜縫網液體速溶瓜膠過渡罐連續(xù)混配車水平井同步壓裂實例交叉壓裂實例：兩口井交叉壓裂作業(yè)，每天可以壓裂4～5段

微地震監(jiān)測下橋塞、射孔作業(yè)壓裂作業(yè)匯報提綱一、國內儲層改造技術新進展二、國外儲層改造技術新動向三、體積改造技術內涵四、儲層改造技術發(fā)展及安排股份公司趙政璋副總裁在2009年壓裂改造技術交流會、油田及天然氣年會上多次強調，壓裂技術正在引領全球天然氣勘探開發(fā)發(fā)生重大變革，是天然氣發(fā)展殺手锏技術，也是油公司核心競爭力的重要表現，是上游業(yè)務轉變發(fā)展方式、落實穩(wěn)定并提高單井產量“牛鼻子”工程的關鍵手段。

“十二五”期間，勘探開發(fā)的對象仍然以低滲透油氣藏為主，面臨非常規(guī)油氣藏勘探開發(fā)難題，我們必須面對現實，靠技術創(chuàng)新，跟上全球頁巖氣革命的步伐，盡快形成具有自主知識產權的工具系列，提高水平井分段壓裂、直井多層壓裂技術水平，強力推進儲層改造技術上臺階，盡快縮小和國外的差距，實現“低效”儲量的有效動用。改造段數×有效儲層段長度與采氣指數的關系00.511.522.5010002000300040005000改造段數×有效儲層段長度(m)采氣指數(104m3/d.MPa)水平井段長：1000m→2000m，水平井分段壓裂：10段→20段直井分壓壓裂：5層→10層

趙總要求：“要改變以往大井段壓裂、粗放式壓裂的做法，大力推進水平井分段壓裂、直井多層壓裂，要由一般性壓裂向體積壓裂轉變，從單純的提高產量向提高產量與提高采收率并重轉變，要從過去的嘗試性應用向規(guī)模性應用轉變?！卑盐阵w積改造基本內涵，明確未來改造技術發(fā)展方向創(chuàng)新理念，直井縱向剖面動用更多的層，水平井分更多的段1.轉變觀念，強力推進儲層改造上臺階2.大力推廣成熟技術，鞏固儲層改造攻關成果

針對低滲透油藏，要積極推廣三大水平井分段壓裂主體技術：水平井雙封單壓分段壓裂技術水平井水力噴砂分段壓裂技術水平井滑套封隔器分段壓裂技術針對低滲透氣藏，繼續(xù)推廣一套直井分層壓裂技術和兩套水平井分段壓裂技術：直井：封隔器滑套分層壓裂技術水平井：裸眼封隔器分段壓裂（酸壓）技術不動管柱水力噴砂分段壓裂（酸壓）技術2011年股份公司直井多層水平井多段改造推廣應用工作量初步安排單位水平井計劃-新水平井壓裂水平井多段壓裂(5段以上)直井多層壓裂(5層以上)油井氣井油井氣井油井氣井油井氣井大慶油田55733526350

遼河油田151120

15

吉林油田30830171517

20大港油田281

冀東油田10