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页岩气开发水力压裂技术综述

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页岩 开发 水力 技术 综述
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页岩气开发水力压裂技术综述:世界页岩气资源丰富,但由于页岩地层渗透率很低,目前还没有得到广泛开发。水力压裂技术是页岩气开发的核心技术之一,广泛用于页岩储层改造。介绍了水力压裂作业的压裂设计、裂缝监测、压裂液配制和添加剂选择,以及常用的压裂技术,包括多级压裂、清水压裂、同步压裂、水力喷射压裂和重复压裂,结合国外页岩气开发的实例以及国内压裂技术应用情况,分析了各种压裂技术的适用性。研究认为,清水压裂是现阶段我国页岩气开发储层改造的适用技术,对于开采长度(厚度)大的页岩气井,可以使用多级分段清水压裂压裂。同步压裂技术是规模化的页岩气开发的客观需要。关键词:页岩气;开发技术;水力压裂;工艺技术;清水压裂00083,in is it t at so of as of in is in to as as so on in in in It of on of in is at be in is of 言世界上页岩气资源很丰富,但目前还没有得到广泛勘探与开发,其根本原因是页岩基质渗透率很低(一般小于 1勘探开发困难。页岩气井钻井完成后,只有少数天然裂缝特别发育的井可直接投入生产,90%以上的井需要经过酸化、压裂等储层改造措施后才能获得比较理想的产量[1]。技术进步是页岩气产量提高的根本原因,特别是水平钻井技术和水力压裂技术的进步,使页岩气产量有了突飞猛进的增长。美国是世界上页岩气工业起步最早,发展最快,年产量最大的国家。70 年代末期,美国页岩气年产约 08009 年,美国页岩气产量约 08美国天然气总产量的 14%,预计到 2035 年,美国页岩气产量将增加 20%,占美国天然气总产量的 45%。中国页岩气资源潜力巨大,页岩气开发正处于起步阶段。美国页岩气开发时间长,技术成熟,是中国页岩气很好的借鉴。本文介绍页岩气开发水力压裂的相关问题和技术工艺,并结合国外页岩气开发的实例以及国内压裂技术应用情况,讨论适合我国现阶段页岩气开发的适用技术。1 压裂设计与裂缝监测裂缝的发育程度是影响页岩气产量的重要因素,怎样获得更多的人造裂缝是压裂设计首先要考虑的问题。为了获得有效、经济和成功的压裂效果,在实施水力压裂之前,往往要进行压裂设计。压裂设计的工作很多,其核心是压裂效果的模拟,通过压裂模拟能够预测裂缝发育的宽度、长度和方向、评价压裂是否成功。页岩气井水力压裂模拟一般通过专业的模拟软件进行,如美国 司的 可以预测裂缝的三维几何形状,提供优选的压裂方案,并在压裂作业中收集数据,实时监测和评价压裂效果,判定不合理的压裂措施,从而有助于压裂的经济规划和开支管理,提高增产效果(图 1)[2,3] 。基于离散裂缝网络模型( 块是专业的模拟页岩或煤层水力压裂中多裂缝、非对称缝和不连续缝的模拟器,能够有效解决页岩和煤层水力压裂裂缝模拟与分析的难题。水力压裂作业过程中,为了了解裂缝的走向和评价压裂的效果,需要对诱导裂缝的方位、几何形态进行监测。微地震是用于水力压裂过程中诱导裂缝监测的主要技术,其主要原理是,在水力压裂过程中,裂缝周围的天然裂缝、层理面等薄弱层面的稳定性受到影响,发生剪切滑动,产生了类似于沿断层发生的“微地震 ”或 “微天然地震 ”。微地震辐射出弹性波的频率相当高,一般处在声波的频率范围内,这些弹性波信号可以用精密的传感器在邻井探测,并通过数据处理得出有关震源的信息。随着微地震在时间和空间上的产生,裂缝监测结果连续不断地更新,从而形成一个裂缝延伸的动态图,即微地震裂缝图,从该图可以得到裂缝方位和长度的平面视图,直接得到裂缝的顶部和底部深度、裂缝两翼的长度以及裂缝的扩展方位[4,5]。微地震测量迅速,现场应用方便,能够实时确定微地震事件的位置,并确定裂缝的高度、长度和方位,除此之外还具有噪音过滤能力[6]。图 1:测的三维裂缝形态图[3] 裂液组成及添加剂页岩储层中含有粘土矿物,水敏性粘土矿物遇水溶解后会导致井壁发生坍塌事故,这是页岩储层钻井及压裂都面临的主要问题,因此合理配置压裂液,选择添加剂成分及比重对页岩储层压裂至关重要,使用恰当性能的压裂液是提高页岩气井压裂经济效益的重要措施。裂液页岩储层开发采用不同的压裂方式,压裂液配制成分各不相同。目前页岩气井水力压裂常用的压裂液类型有减阻水压裂液,纤维压裂液和清洁压裂液,以减阻水压裂液为例,其组成以水和砂为主,含量占总量的 99%以上,其他添加剂成分(如酸,减阻剂、表面活性剂等)总量占压裂液总量的不足 1%(图 2)。页岩中含有多种酸溶性矿物,它们均匀地分布在页岩的基质、层理及原生裂缝中。当这些酸溶性矿物遇到可反应流体时,就会溶解并被清除,从而有助于增加压裂所产生裂缝的表面积,提高吸附态页岩气的解吸速度并增强页岩气在裂缝网络中的扩散作用。在页岩压裂液中添加一种可与页岩中酸溶性矿物发生反应的化学成分,是目前页岩压裂中的一种较新的理念。实验表明,添加可反应性流体成分后,井眼内气体的初始产量可比未添加反应性流体成分时增加 1 倍[8]。图 2 清水压裂压裂液体积组分图[7]: 加剂添加剂在压裂液中所占得比例很小,不足压裂液总量的 1%,但对提高页岩气井的产量来说却是至关重要。水力压裂液中含有多种添加剂,以美国 岩水力压裂过程中使用过的减阻水压裂液为例,减阻水压裂液是一种水基压裂液,集成了凝胶压裂和清水压裂的优点,主要成分为水,添加剂包括凝胶、减阻剂、抗菌剂等。在页岩气井水力压裂液成分中,常用的添加剂类型、主要化合物及作用见表 1。地层条件不同,根据不同压裂要求,添加剂的使用也会有不同。表 1 水力压裂液添加剂类型、主要化合物及其作用表[9] .se#p#分页标题 #e#3 压裂技术及工艺曾用于压裂作业的增产措施有多种,包括氮气泡沫压裂、凝胶压裂、多级压裂、清水压裂、同步压裂、水力喷射压裂和重复压裂等。氮气泡沫压裂多用于深度较浅(小于 1524m)或地层压力较低的页岩;凝胶压裂成本较高,已经逐渐被清水压裂取代;对于中等深度的页岩(1524~3048m)一般使用清水压裂[10]。水力压裂从 1985 年开始用于页岩储层增产作业中,多级压裂、清水压裂、同步压裂、水力喷射压裂和重复压裂是目前页岩气水力压裂常用技术。级压裂多级压裂(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。多级压裂有两种方式,一是滑套封隔器分段压裂,二是可钻式桥塞分段压裂。目前,在美国页岩气生产井中,有 85%的井是采用水平井和多级压裂技术结合的方式开采,增产效果显著。2006年,司在 岩中的部分开发井采用 5~7 段式的分段压裂,压裂结果表明,由于压裂井段增加,与早期压裂的水平井相比,新压裂的井取得较大成功[11]。多级滑套封隔器分段压裂是目前页岩水平井多段压裂中前沿的完井方式,它能够在水平井或直井中同时压裂多个层段而不必使用桥塞分隔(图 3)。滑套完井方法是一种可以通过机械或水力的方法进行操作的完井方式,它使用滑动套管和可膨胀的封割器,使作业者通过关闭一个和多个层段在一个井筒中选择性的进入多个不同的油层,而不需要使用连续油管或铰接管来分隔层段。在压裂流体中投入直径逐渐增大的封隔球,可以将已经压裂的层段封隔起来从而进行下一个层段的压裂,整个操作过程连续进行,不用停止泵入压裂液。图 3 基于滑套完井的多级压裂系统[12]水压裂清水压裂(在清水中加入少量的减阻剂、稳定剂、表面活性剂等添加剂作为压裂液进行的压裂作业,又叫做减阻水压裂(清水压裂早期只使用清水作为压裂液,产生的裂缝导流能力较差,实验表明,添加了支撑剂的清水压裂效果明显好于不加支撑剂时的效果,支撑剂能够让裂缝在压裂液返回后仍保持开启状态。清水压裂技术用清水添加微量添加剂作为压裂液来替代以往使用的凝胶压裂液,不但能够减小地层伤害,降低压裂成本,而且还能获得比凝胶压裂更高的产量。清水压裂成本低,地层伤害小,是目前页岩气开发最主要的压裂技术。1997 年,源公司首次将清水压裂应用在 岩的开发作业中,在此之前,清水压裂工艺已成功用于 谷致密砂岩的开发。根据 岩的位置,周围的石灰石的发育状况,以及 岩的有效层厚度,形成了一种典型的 岩增产措施: 06L 减阻水和 04支撑剂,m3/泵注排量。在整个压裂过程中支撑剂的浓度平均为 12~60kg/裂液中没有瓜胶固体颗粒,可以使人工裂缝更长、更复杂,同时也不会有瓜胶残留物或滤饼,从而避免了压裂液对裂缝导流能力的伤害[13]。2010 年 5月,中石化使用清水压裂技术对方深 1 井页岩层段进行压裂,历时 5 小时,共注入压裂液 2121砂 270t,压裂作业成功。步压裂同步压裂(对两口或两口以上的配对井(行同时压裂。同步压裂采用的是使压力液及支撑剂在高压下从一口井向另一口井运移距离最短的方法,来增加水力压裂裂缝网络的密度及表面积,利用井间连通的优势来增大工作区裂缝的的程度和强度,最大限度地连通天然裂缝。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[14]。同步压裂对页岩气井短期内增产非常明显,而且对工作区环境影响小,完井速度快,节省压裂成本,是页岩气开发中后期比较常用的压裂技术。2006 年,同步压裂首先在美国 地的 岩中实施[15] 。作业者在水平井段相隔 152~305 m 的两口大致平行的水平井配对井之间进行同步压裂。由于压裂井的位置的接近,如果依次对两口井进行压裂,可能导致只在第二口井中产生流体通道而切断第一口井的流体通道。同步压裂能够让被压裂的两口井的裂缝都达到最大化,相对依次压裂来说,获得收益的速度更快。在 岩的同步压裂作业中,大约 公斤的支撑剂和 39750 立方米的减阻水被注入到井孔中的 9 个层位(其中一口井 4 个,另一口井 5 个),之后,这两口井均以相当高的速度生产,其中一口井以日产 04速度持续生产 30 天,而其他未压裂的井日产速度只有 04 04等[16]。力喷射压裂水力喷射压裂(集水力射孔、压裂、隔离一体化的水力压裂技术。在对裸眼水平井进行水力压裂时,当储层发育较多的天然裂缝时,大而裸露的井壁表面会使大量流体损失,影响压裂效果。水力喷射压裂技术不使用密封元件而维持较低的井筒压力,迅速准确地压开多条裂缝,解决了裸眼完井水力压裂的难题。水力喷射压裂由三个过程共同完成:水力喷砂射孔、水力压裂以及环空挤压,其优点是不受水平井完井方式的限制,可在裸眼及各种完井结构水平井实现压裂,缺点是受到压裂井深和加砂规模的限制。水力喷射压力技术有多种工艺,如水力喷射辅助压裂技术(水力喷射还空压裂(水力喷射酸化压裂等[17] 。水力喷射技术目前已经在美国、加拿大等多个国家和地区应用。2005 年,水力喷射压裂技术第一次使用在美国 岩中,作业者使用水力喷射环空压裂工艺对 岩中的 53 口井进行了压裂,通过对增产效果评价,其中 26 口井取得了技术和经济上的成功,压裂后页岩气井的产量比压裂前产量明显增加,并且在持续生产一定时间后效果更加明显,其中有 21 口井被认定为技术成功[18]。复压裂重复压裂(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。重复压裂增产措施对处理低渗、天然裂缝发育、层状和非均质地层很有效,特别是页岩气藏,重复压裂能重建储层到井眼的线性流,产生导流能力更高的支撑裂缝,恢复或增加产能。据资料统计,重复压裂能够以(美元/千立方米的储量成本增加页岩气产量,可使页岩气井估计最终采收率提高 8%~10%,可采储量增加 60% [19]。重复压裂除了用来恢复低产井的产能外,同样也用于有些产量相对较高的井。事实上,油田上生产状况良好的井经常具备实施重复压裂的条件,高潜力的井具备的条件是实施重复压裂增产成功的关键[20]。裂缝重新取向是重复压裂的重要增产机理之一,裂缝重新取向能够绕开钻井和压裂造成的地层伤害区,避开压实作用和渗透率下降区,从而获得更好的生产条件。重复压裂能够有效地改善页岩气单井产量与生产动态特性,建立良好的生产井产能,在某些情况下,经过重复压裂的井能够达到生产的最高水平,井产量与估计最终可采储量都接近甚至超过初次压裂时期。美国 田 岩在 1995 年前广泛使用凝胶压裂,由于成本过高,地层伤害大,1997 年开始发展清水压裂,作业者对先前使用冻胶压裂增产产量下降的井使用清水压裂重新改造,改进处理液回收工作流程,气井产量明显提高,部分井产量甚至超过了初次压裂时的产量(图 4)。图 4 岩重复压裂后产量变化图 [19]力压裂技术应用分析水力压裂技术在美国的页岩气开发中的应用是一个不断发展改进的过程,从最初的大型水力压裂发展到现今以清水加减阻剂为压裂液的混合清水压裂,并在水平井中使用多级压裂,不但在压裂成本上有较大的降低,在增产效果上也有巨大的突破。水力压裂是一个系统工程,不同的压裂技术其适用性也不一样,单一的压裂技术难以满足开发的需要,在页岩气开发过程中,往往要几种压裂技术综合使用。多级压裂技术是目前应用在页岩气水力压裂作业中最广泛的技术,它适用于水平井段较长,页岩层段较多的井;清水压裂改变了以往依靠交联冻胶延长裂缝的手段,既达到了增产效果,又减小了对地层的伤害,但是由于压裂液以清水为主,在粘土含量大的页岩层段容易造成井壁坍塌,它适用于粘土含量粘土适中,天然裂缝系统发育的储层;同步压裂技术作业的特点是两口或两口以上的井同时压裂,它在短期内增产效果明显,作业时间短,节省成本,适用于页岩气开发中后期井眼密集时压裂作业;水力喷射压裂的应用不受完井方式的限制,可在裸眼及各种完井结构水平井实现压裂,缺点是受到压裂井深和加砂规模的限制且技术要求高。重复压裂重能够有效地改善单井产量与生产动态特性,它不但用来恢复低产井的产能外,对于那些产量相对较高的井提高产量同样适用。1997 年,源在 岩开始适用清水压裂, 清水压裂使 岩最终采收率提高了 20%以上,作业费用却减少了 65%[10]。清水压裂从 1997 年至今一直是 岩开发中最主要的增产措施。后来,作业者使用清水压裂对先前凝胶压裂后产量减小的井重新压裂,同样达到了同初始速度相近的生产速度,并能增加 60%可采储量,重复压裂开始在 岩中广泛应用[15] 。2006 年,同步压裂技术首次应用在 岩中并获得成功,并成为 岩开发中后期常用的水力压裂技术。水力压裂技术在国内常规油气开发中应用广泛,尤其是多级压裂技术、清水压裂技术、重复压裂技术,有较多成功应用的实例,国内学者对这些技术也进行了较多的研究,是我国页岩气开发现实可行的压裂技术,水力喷射压裂技术在国内起步较晚,主要依靠国外公司提供技术服务,压裂成本高,国内水平井水力喷射压裂技术尚不成熟,同步压裂技术是国外页岩气开发的常用技术,它适用于两口及两口以上的井同时作业,在国内页岩气勘探浅井以及初期的开发单井中并不适用。国内在煤层气、致密砂岩气等非常规天然气开发中广泛使用多级压裂、清水压裂、重复压裂等技术,积累了大量的经验,可以作为我国页岩气开发的借鉴[21现阶段中国页岩气开发水力压裂可以从两个方面着手,一是老井重复压裂,二是新井清水压裂[12]。老井重复压裂能够减少钻井的成本,有望获得产量的突破,对新钻的页岩气井,可以尝试清水压裂。目前国内页岩气井水力压裂已取得良好的效果,2010 年 5 月 10 号,中石化的方深 1 井页岩层段压裂成功,同年 9 月 10 日,中国石油威 201 井经过压裂后,井口测试日产能 方。5 结论与认识(1)水力压力技术是页岩气开发的核心技术之一,现已广泛应用在页岩气井的增产作业中。目前常用的水力压裂技术有多级压裂、清水压裂、同步压裂、水力喷射压裂和重复压裂。(2)多级压裂技术是目前应用在页岩气水力压裂作业中最广泛的技术,多级压裂加水平井是页岩气开发合理的方式;清水压裂改变了以往依靠交联冻胶延长裂缝的手段,既达到了增产效果,又减小了对地层的伤害;同步压裂技术作业的特点是两口或两口以上的井同时压裂,尤其适用于开发中后期井眼密集时压裂作业;水力喷射压裂的应用不受完井方式的限制,可在裸眼及各种完井结构水平井实现压裂,缺点是受到压裂井深和加砂规模的限制。重复压裂重能够有效地改善单井产量与生产动态特性,它不但用来恢复低产井的产能外,对于那些产量相对较高的井提高产量同样使用。(3)清水压裂作业成本低,地层伤害小,在国内常规油气开发中应用成熟,是现阶段我国页岩气开发储层改造的适用技术,对于开采长度(厚度)大的页岩气井,可以使用多级分段清水压裂,在开发中后期产量下降时,使用重复压裂技术重新改造。随着我国页岩气开发技术的成熟和开发规模的扩大,同步压裂技术是规模化的页岩气开发的客观需要。全文下载:#p#分页标题 #e#参考文献[1] of in ]. 2004.[2] of in ]// &P 2009.[3] s B/ 2010's%4] 王治中,邓金根 ,]006,25(6):765] N R R B J E et ]// 2003.[6] L C A to [C]//000.[7] of ]//008 2008. 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