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中国石化赴美页岩气考察报告

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中国 石化 页岩 考察报告
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中国石化赴美页岩气考察报告一、概况2009 年初根据股份公司王志刚高级副总裁的指示,中国石化石油勘探开发研究院组织专家对国内外页岩气勘探开发情况进行了系统调研。4 月底股份公司蔡希源副总地质师带领油田部有关人员到研究院听取了调研汇报,随即对中国石化页岩气工作做出了安排。油田部牵头,以华东分公司为主,组织江汉油田、勘探南方分公司、石油勘探开发研究院专家对中国南方海相烃源岩发育的广大地区开展选区评价工作,并与国际大石油公司进行技术交流,为中国石化开展页岩气勘探开发作准备。随着工作的持续推进,王总洞察页岩气与常规油气在勘探开发技术方面的问题关键,提出页岩气勘探开发除了请进来,还要走出去。蔡总亲自组织了由总部机关和基层企业的地质和工程技术人员组成中国石化第一个页岩气技术考察团。对赴美国考察的内容、对象及日程作了详细安排,强调要对 大公司的管理及技术进行深入的调研了解,要求我们准备好问题深入地问、到现场看设备、看施工、看关键环节。考察团最后在宗铁副主任的带领下,不负使命,克服时差带来的困难、不顾长时间乘机带来的劳顿,出发第一天就连换 3 个航班赶到考察目的地,最后用短短的 2 周时间横跨美国中西部三大页岩气盆地,对 3家在页岩气地质评价,勘探开发技术及页岩气储产量都有成就的公司进行了考察访问,圆满完成了考察任务。1、考察团组成团长 宗 铁 石油工程部副主任(工程)团员 戴少武 油田勘探开发事业部总地质师(地质)周 松 华东分公司副总经理(工程管理)曾庆坤 油田勘探开发事业部处长(钻井)何发岐 油田勘探开发事业部处长(地质)李建青 华东分公司研究院副院长(地质)谢先平 华东分公司非常规项目部副主任(测试)2、考察对象及内容 2008 年开始进入页岩气勘探开发领域的,通过在自己的区块生产、购买气田以及合作等方式到 2009 年已经达到了日产 360的能力。它在地 质评价、区块优选以及整个页岩气勘探开发生产组织、项目运作方面具有良好的经验值得中国石化借鉴。为此除了考察 钻完井、压裂方面技术外,参观了岩心实验室,听取了它们在 岩气地质评价和选区的方法经验,直接在施工的压裂现场参观了施工组织。很重要的是听他们讲了精细的地球物理和地质分析技术在设计水平井轨迹时的应用经验、页岩气钻井成本构成、压裂设计分段的基本原则等关键环节的问题。所周知是一家大型石油公司,它的经营发展具有极强的国际战略优势。在页岩气领域的业务也是2008 年涉足,他们抓住 岩中的勘探开发机会即时投资,很快建设产能,获得成功,在美国及全球开展了页岩气选区评价工作,对中国页岩气的有利目标开展了初步的研究。在国内交流过程中对它们在复杂山地地区钻井部署及“工厂化 ”生产组织 、同步压裂以及高演化 烃源岩页岩气评价技术感兴趣,重点考察了他们在 地钻井实例及气田的开发生产。司规模不大,在页岩气勘探开发方面具有自己相对独立的经验和优势。3、考察日程安排4 月 6 日, 北京到旧金山,经转丹佛到大章克申4 月 7 流,上午室内技术交流下午现场参观钻井现场,参观 月 10美构造及地 层考察,以大峡谷地层剖面为主。4 月 12哈丁歇尔顿公司交流,参观页岩气压裂现场;参观页岩气钻井现场,下午技术总结。4 月 14 流,会 见 美天然气 业务总部领导,讨论伍德福特(页岩气作业概况及技术交流(地震,钻井等); 参观岩芯实验室。 15 日乘车前往气田实地考察(包括:井场准备,钻井,压裂,清洗井眼,生产和运输等)。4 月 17 日代表团乘飞机离开洛杉矶回国。二、页岩气成藏条件三、勘探开发技术(一)物探技术地震技术在页岩气勘探开发中有极其重要的作用。1、目前大多将常规油气勘探开发的地震资料开展页岩气勘探开发,能满足井位部署的要求。泥页岩地层与上下围岩的地震传播速度不同,在其顶底界面会产生较强的波阻抗界面,结合录井、测井等资料,识别、解释泥页岩地层,进行页岩构造解释和层序研究相对比较容易。目前北美页岩气地震资料主频一般为 30—40加次数 90 次。2、针对页岩气地震资料的处理技术处于探索阶段目前北美在利用各种地震资料处理方法开展页岩储层中的裂缝发育带、和含气性识别预测,主要技术有:相干分析技术:确定地下储层的横向岩性变化。通过三维切片解释或拾取沿层相干数据,能有效地反映出地下断层和裂缝的发育区。波阻抗反演预测技术:采用层间属性提取的方法,对目的层段沿层体切片,通过合适的数学变换得到一定时窗内的地震属性进行页岩含气性和岩性变化的预测。尤其是利用三维地震资料开展构造和地层层序的精细解释,对水平井的部署和井眼轨迹设计十分重要。(二)储层评价技术测井和取心是页岩气储层评价的两种主要手段。司开发了多种针对性方法,其中 识别页岩矿物成份。成像测井可以识别出裂缝和断层,并能对页岩进行分层。声波测井可以识别裂缝方向和最大主应力方向,进而为气井增产提供数据。单独的 线能够估算出粘土含量,但不能很好地识别出粘土矿物类别,而元素俘获测井 较好的解决粘土矿物类别问题。岩心分析主要是用来确定孔隙度、储层渗透率、泥岩的组分、流体及储层的敏感性,并分析测试 吸附等温曲线。分重视基础研究工作。通过参数井的系统取心,岩心资料的系统描述和分析,在“相控 页岩分布” 的思路指导下通过岩心的层序和沉积的细致描述,研究页岩的沉积特征,编制不同层系页岩沉积相平、剖面图。参观 验室的 地的伍德福德页岩的岩心实物资料,页岩分布在富含有机质页岩、碎屑岩和碳酸盐岩构成的旋回沉积体中,泥盆系黑色页岩层分布在第一、二沉积旋回中。它是由含硅页岩、石灰岩和少量白云岩组成。总体上,岩层中硅含量相对较多(占体积的 35%,而粘土矿物含量较少(<35%)。根据统计,富含硅质的页岩要比富含粘土质页岩在人工压裂中产生更好的效果,主要是因为它很脆易于采取增产措施。(三)水平井钻井技术直井在页岩气勘探开发过程中的作用是有限的,除去前期作为参数井获得资料数据外,压裂后产出的气体数量与投入无法匹配,水平井及其水平段的大规模多级压裂是解决页岩气产出并获得较大的经济效益的有效手段。1、水平段井眼位置及方位的选取在大段页岩井段中,水平井眼位置选择在低应力区、高孔隙度区、石英富集区和富干酪根区;水平井眼沿最小水平应力方向钻进才能钻遇更多天然裂缝或诱导裂缝,后期的压裂裂缝与井眼方向垂直,压裂改造效果好,可获得高产。2、精细的三维地震资料是设计水平井轨迹的重要依据3、旋转导向钻井技术常规的定向钻井技术可能受到扭矩和阻力的影响,而扭矩和阻力通常是井筒造斜过程中由滑动和旋转所造成的。在更复杂的井眼轨迹中,扭矩和阻力可能限制横向位移,加大测井难度。为了避免上述问题的发生,在开采较直且曲折度不大的井时,可采用旋转导向系统。在某些情况下,从水平段底部到顶部的倾角变化低于 4、随钻成像测井技术成像测井提供构造信息、地层信息和力学特性信息,用于优化完井作业。成像能够将地层天然裂缝和钻井诱发裂缝进行比较, 帮助作业者确定射孔和油井增产的最佳目标。利用测井得到的成像资料来识别地震资料无法识别的断层以及与之相关的从下伏喀斯特白云岩中产水的天然裂缝群。5、双半径软着陆造斜技术进入页岩地层的软着陆方式是首选,双半径软着陆造斜技术主要是在造斜点开始到进入页岩顶部之前使用小半径,接近页岩顶部使用较长的半径,可以减少钻头中靶花费的时间。6、钻井工艺要求(1)丛式钻井采用底部滑动井架钻丛式井组,每井组3~8口单支水平井,井距150节约搬家时间和费用。(2)井身结构三级井身结构(3)钻井泥浆:直井段(三开前)对泥浆体系无特殊要求,主要采用水基钻井泥浆。水平段钻井泥浆要求防止泥岩膨胀、提高井眼稳定性、预防泥浆漏失、提高钻速。因此现场主要采用油基泥浆体系。(4)钻井与固井的衔接在完钻通井时要充分循环泥浆,彻底将井底和水平井段沉积的岩屑循环干净,有利于固井质量的提高。7、页岩水平井固井技术(1)水平井固井难题下套管难度大。水泥浆性能要求高:既要保证水泥浆有较好的防气窜效果,浆体还要具有低滤失、零析水、微膨胀及很好的流动性和沉降稳定性。钻井和固井对钻井液性能的要求侧重点不同:在钻井过程中要求钻井液密度适当过平衡,具有较高的粘度和切力,而固井要求固井前的钻井液具有较低的粘度和切力。循环排量控制存在风险:水平井的井壁稳定性较差,循环洗井时的排量控制都比较低,不利于彻底清除水平井段低边沉积的岩屑。(2)水平井固井质量影响因素套管偏心的影响:水平井在大斜度井段和水平井段套管所受的重力方向不再是轴向而是径向,这一重力极易导致套管偏心,使套管低边的钻井液驱动困难,容易窜槽,从而影响顶替效率。钻井液性能的影响:水平井的钻井液性能偏重,考虑了井壁稳定的因素,泥浆比重、粘度一般比较高,流动性差,替浆时易发生窜槽,严重影响顶替效率。水泥浆性能的影响:水平井固井的水泥浆不仅要有良好的沉降稳定性,而且要有很好的流动性, 需要通过合理调整外加剂的用量来解决这一矛盾,使其在替浆时能有效的冲刷井壁保证井眼干净,提高顶替效率。前置液的影响:合理地设计前置液性能和用量是防止各种流体之间窜槽,提高顶替效率的关键。钻井井眼准备的影响:钻井过程中在水平井水平段和40°~ 60°的造斜段容易沉砂,钻井结束后不 彻底清除这些部位的沉砂,将严重影响固井效果。(四)页岩气压裂改造技术1、页岩气改造技术发展历程沃斯堡盆地井大型交联凝胶或泡沫压裂、直井减阻水力压裂与水平井水力压裂等多个阶段,增产效果极大地提高。2、页岩气增产改造思路针对页岩气低孔低渗,生产产能受天然裂缝影响的特点,页岩气采用水平井开发方式。为了实现尽可能多的沟通天然裂缝系统,钻井时采用地质导向,针对水平井采用分段改造工艺。为了实现长期稳产,配套使用裂缝监测系统,优化压裂裂缝系统,实现有效泄油面积最大化。为降低施工液体对储层的水敏伤害,采用高性能低伤害添加剂。针对返排问题,采用高性能助排剂。根据不同储层物性条件、天然裂缝发育情况,优选支撑剂及施工程序,提高压后生产效果。3、页岩压裂工艺方法通过经济评估以及现场试验,以下几种措施方法得到现场的认可,并得到大量的应用,包括:降阻水大型压裂、清洁压裂液纤维压裂技术1)降阻水大型压裂改造1997年, 源公司开始对使用减阻水作为增产措施液体。同样是大规模的施工,也可以产生长而窄的裂缝通道,所使用的液量甚至超过以往交联压裂液的大型压裂措施的规模,达到其两倍左右的用量,而泵入的支撑剂体积还不到交联液大型水力压裂的10%。与大型水力压裂相比,虽然在油气井动态方面改善不是很明显,但其成本却下降了65% 左右,从投资回报的角度却可以获得很大的收益。因此,目前减阻水大型增产措施已成为且,增产作业费用的下降允许作业者对指标相对较差的目的层进行经济性开发,在一定程度上提高了采收率。通过检索斯伦贝谢公司在页岩气进行的压裂施工记录数据,从2002年2月开始记录,截至目前累计页岩气压裂施工13428井次,其采用的使用降阻水大型压裂措施的累计7376井次,可见该方法应用非常广泛。右图为一大型压裂施工现场照片,可以看到大型压裂施工对设备的需求是非常巨大的。减阻水在国内通常被认为是在清水中加入少量胍胶配置而成,尽管这种溶液可以在一定程度上降低液体的摩阻,大约可以降低50%左右,但仍有很多的聚合物被泵注到储层中。目前在美国的页岩气压裂措施中,往往使用降阻剂代替胍胶来实现减低摩阻的作用,而且获得的摩阻降低率可以达到~75%左右,对于大排量施工(页岩气进行压裂时的排量甚至可以达到~20m 3/有效地降低液体的摩阻,可以减少对设备的需求,从而在一定程度上降低措施成本。(2)清洁压裂液 是其它页岩开发区的作业者发现,压裂过程中存在水力压裂裂缝中支撑剂充填不充分的情况。为了解决该问题,一些作业者采用了清洁压裂液或纤维压裂技术来延长支撑剂悬浮时间。清洁压裂液除了支撑剂本身以外,不含可能降低裂缝渗透率的聚合物成分,并且可以与富含有机物的页岩配伍,因此在压裂措施方面具有明显的优势。90年代,斯伦贝谢公司在粘弹性表面活性剂的基础上开发出了无聚合物的水基压裂液常称为“清洁压裂液” 。该 技术的基 础是采用同时具有 亲水和亲油的基团的表面活性剂,当其溶于水时,在基团与水分子间的作用力驱动下,其分子相互吸引形成为胶束结构,整个胶束结构的表面形成亲水的特征,其形状通称呈球形。当水溶液中某种特定的盐浓度达到一定值时,胶束会形成类似于聚合物纤维一样的杆状结构,这种杆状结构相互缠绕从而表现出粘弹性的特征,从而表现出一定的粘度和拟固弹性的特征。在施工结束以后,通过在预前置液使用破胶剂或储层产液的作用下,清洁压裂液的杆状缠绕结构会发生变化,再次形成球状的胶束结构,失去粘性的特征,从而非常容易从裂缝中返排出来。尽管清洁压裂液的分子聚集形成一定长度的杆状结构,但相比与聚合物的分子量大小,却是数量级的降低,因此,在降低储层损害方面获得极大的改善。以下是整个清洁压裂液分子作用过程的图解:分 子 结 构 示 意 图在 水 中 形 成 球 状 胶 束 结 构在 一 定 浓 度 盐 的 作 用 下 , 形 成 杆 状结 构大 量 的 杆 状 结 构 缠 绕 在 以 下 , 形 成网 状 结 构扫 描 电 子 显 微 镜 下 的 清 洁 压 裂 液 的杆 状 结 构 缠 绕 在 一 起 的 照 片除了低分子量降低储层损害的作用以外,清洁压裂液由于不同于常规聚合物压裂液的携砂机理,在控制裂缝高度方面具有明显的优势。从是清洁压裂液与聚合物压裂液的流变性曲线可以看到,尽管使用了比较低的聚合物浓度,常规压裂液的粘度还是有400清洁压 裂液只有<100 洁 压 裂 液 的 流 变 性 曲 线 35 磅 ( 胍 胶 压 裂 液由于其携砂机理的不同,尽管清洁压裂液的粘度很低,其携砂能力却是非常高。而粘度低的最大优势是裂缝中相对较小的净压力。在清洁压裂液较低的粘度情况下,突破盖底层的几率会明显降低,在一定程度上可以起到控制裂缝高度的目的,一定的液体用量清洁压裂液可以获得相对更长的裂缝长度。同时,较低的粘度会直接影响液体摩阻,清洁压裂液的摩阻是非常低,从而降低对设备的要求。这也是为什么连续油管压裂液通常使用清洁压裂液的原因之一。针对页岩气储层,由于渗透率非常低,对于注入流体的损害会更加敏感,这是页岩气的改造方法逐渐从常规聚合物液体压裂,泡沫液体压裂、大规模聚合物液体压裂最终发展为降阻水大规模压裂,并进一步转变为清洁压裂液和纤维压裂等工艺的基本原因。(3)纤维压裂技术压裂过程中,支撑剂都存在沉降的情况,其沉降的程度对最终的裂缝几何形态影响非常大。如果沉降的速度高,支撑剂可能会集中在裂缝的底部,极端情况下会出现上部裂缝在开启以后由于没有支持出现裂缝闭合的情况,这也是在降阻水大型压裂施工可能出现的情况,如下图所示:没 有 采 用 纤 维 情 况 , 裂 缝 闭 合 支 撑 剂沉 降 , 有 效 的 裂 缝 形 态 较 差采 用 纤 维 情 况 , 支 撑 剂 在 纤 维 的 拖 曳 支撑 下 , 基 本 保 持 在 裂 缝 中 的 原 来 位 置 ,获 得 较 好 的 裂 缝 形 态由于泵注液体的粘度非常低,其携砂完全靠大排量泵注所产生的紊流来携带支撑剂前进,而页岩较低的渗透率导致相对较长的闭合时间,进一步促进了支撑剂的沉降作用。目前针对这个问题,斯伦贝谢公司利用纤维的物理支撑作用,使用非常低的线性胶溶液实现页岩气进行高砂比泵注,降低液体用量,同时保持裂缝非常高的导流能力的目的。目前水平井开发页岩气以及水平井多级压裂技术的应用,使措施效果得到了极大的提高。目前页岩气开发井85%以上采用水平井完井,采用减阻水压裂工艺方法。4、页岩气井压裂技术的优缺点(1)降阻水大型压裂优点:①工艺方法成熟,大约占到所有增产措施方法的55%左右,而且还在增加。②技术要求相对较低,对于该井属于先导试验性措施工作,适于采用成熟的、简单的工艺,避免由于工艺复杂造成施工结论不清的情况。③使用施工材料简单,相对措施成本较低④在施工规模较大的情况下,较长的裂缝沟通尽可能多的储层,动用的储层充分。缺点:①对施工后勤要求比较高,需要准备大量的液体,多套压裂设备参加施工。②裂缝的宽度较小,导流能力相对较低,产量增加受到限制。(2)纤维压裂技术优点:①具有很好的携砂能力,支撑剂可以输送到深部,裂缝导流能力较高。②纤维具有控制裂缝沉降的作用,裂缝闭合过程中不会出现支撑剂沉降导致的裂缝效率下降的情况。③ 设备数量要求相对较低。缺点:①需要使用一定的聚合物,相对降阻水有更高的储层伤害的问题。②相对较新的技术,现场施工的质量控制要求较高。(3)清洁压裂液优点:①没有高分子聚合物,对储层伤害小。②较低的粘度,具有非常好的携砂能力,裂缝效率高,裂缝导流能力高。同时,可以在控制缝高方面具有优势,尽管页岩一般厚度巨大,但在高粘液体施工是仍具有高度过度延伸的问题。③设备 数量要求相对较低。缺点:①施工成本相对较高。②相对较新的技术,现场施工的质量控制要求较高。采用低伤害清洁水压裂,降低施工成本,提高开发效益。5、压裂优化压裂优化主要内容:井身结构分析及压裂设计、射孔井段选择、测井数据分析、地应力场分析、井筒适应性分析、压裂液优化、支撑剂选择、测试压裂分析、施工规模优化。(1)压裂液优化结合目标井层改造目标的实际情况,在室内实验的基础上,优选适合压裂目的层的压裂液体系,并确定最终的压裂液配方,确保压裂液满足施工携砂能力,并具有低伤害性能和经济性能,实现改造地层压后增产而又尽可能控制成本的目的。低压地层:压或者高压地层:滑溜水压裂,其中主要成分是淡水,其次是砂子,采用降阻水施工,对于液体优化方面还有很多要求,保证对储层的伤害最小化。常规做法是利用储层岩心进行流动性测试,对配伍性进行分析。常用的降阻水压裂液配方材料名称 液体中作用氯化钾 起到短期的粘土防膨作用杀菌剂(杀菌剂,处理液体中菌类,同时避免菌类进入储层造成影响消泡剂(用于液体中避免化学剂产生泡沫,影响液体配置质量和泵注降阻剂(降低管线摩阻效应长效粘土稳定剂(具备防止粘土膨胀,同时固化运移型储层粘土作用表面活性剂(助排作用,起到提高返排率,提高措施效果作用(2)支撑剂选择:类型:不同阶段使用不同的支撑剂,开始使用一种直径较小的砂粒,最后是一种直径较大树佛涂敷砂支撑剂;密度:考虑使用超轻支撑剂(沉降速度最小,效果最好。(3)携砂比:开始的支撑充填子阶段开始于低浓度支撑剂,在每个子阶段,支撑剂浓度均匀增加,阶段。(4)测试压裂分析一般在压裂措施前,尤其是区块的新井参数井,在主压裂施工之前会进行注入测试压裂施工。注入测试包含三个步骤:阶梯升排量到设计值,阶梯降排量和平衡测试。利用校正注入测试则可以获得以下关键的优化参数:裂缝半长 (裂缝宽度 (w)、裂缝高度 (液体滤失系数 (C)、杨 氏模量 (E)、液体效率 (ç)。通过变排量方法、停泵压力降等方法获取储层的闭合压力、液体效率等重要信息,并在此基础上对储层的应力场数据进行修正、对主压裂泵注程序进行优化,从而尽量实现有效改造储层。测试压裂对于探井或新井具有非常的意义,对于提高单井的措施成功率以及同区块储层未来措施方案的优化都具有非常高的参考价值。(5)压裂规模优化北美页岩气压裂规模的优化主要是根据产量与经济效益分析总结中得出规律的。裂缝半长 400m。6、水平井分段多级压裂工艺水平井的成本一般是垂直井的 , 而产量是垂直井的 3 倍左右,目前美国 85%的页岩气开发井为水平井+分段压裂改造方式。(1)工艺流程①井场准备(场地、用水、压裂设备、压裂用料等),井筒清理、试压,安装压裂井口。②第一级射孔,主要采用连续油管作业设备进行TCP射孔。③酸处理,压裂前用盐酸对射孔井段进行酸洗,降低施工压力。④小型压裂测试。⑤压裂,光套管、大排量减阻水压裂施工。再按设计进行减阻水压裂施工。对于参数井在压裂的同时进行裂缝方位监测。压后直接井口关井。⑥下桥塞封隔并进行第二段射孔。采用测井电缆,桥塞与射孔枪通过井口防喷盒带压下入井里,下入时边注清水边下枪。下至目的段后,点火坐封桥塞并对第二段进行射孔。⑦同步骤⑤完成压裂施工。⑧再按步骤⑥、⑤完成多段射孔及压裂施工。⑨压后采用连续油管对井内桥塞进行钻除。⑩井口控制放喷生产。(2)射孔优化一般页岩水平段长 1300m,每个压裂段 100段射3-4次,每次射孔 2,孔密 8,60° 相位角。一次完成射孔及加塞。(3)压裂工艺①钻压裂塞分段改造该工艺针对第一阶段改造时用 孔,而后进行套管压裂,对后续压裂层段采用座封压裂塞和射孔一趟电缆完成,其中可以使用多级点火可射多段孔。该技术适用于套管完井水泥固井的水平井多段压裂,适用于多种套管尺寸( 7”),一趟电缆同时射孔及座封压裂塞,压裂后可快速钻掉压裂塞 (十分钟便可钻掉一个),可钻塞的材质很轻,非常容易排出。现场采用该工艺进行作业时,通常是多井同时施工,不同井可以进行下放座封压裂塞或者压裂施工作业,节约现场施工时间。需要较大功率设备,施工一般排量要求大于 6m3/于是套管加砂压裂,因此要求较高的套管及套管头承压能力,良好的固井质量和尽可能到地面的水泥返高;另外,要求水平段是套管固井完井。②遇油膨胀分隔器+开关滑套+ 膨胀式尾管 悬挂器分段改造。该工艺技术采用的封隔器是遇油膨胀封隔器。喷砂器使用的是滑套喷砂器。如压裂四层,就在一趟管柱上把四层所需要的封隔器(8 套)连接下到位,第一层采用普通喷砂器,后三层采用滑套喷砂器,压完第一层后打开上一层的滑套喷砂器压上层,实现分层压裂。最多可以实现对 10 个层进行不动管柱的分压处理。 其水平段管柱 结构见下图。该管柱结构可以作为裸眼井的完井管柱结构。其中采用的遇油膨胀封隔器具有以下特点:根据油管外径可以加工任何外径胶皮越厚,膨胀系数越大,承压越高胶筒越长,承压越高特别适合不规则井筒的隔离密封该套管柱是压裂、生产一体化管柱,适合于水平段裸眼完井的水平井,压裂作业完成后,作业管柱可以作为生产管柱直接投产。③力喷射定点压裂技术该技术是采用专门的工具,利用水力喷射原理,将工作液加压经过喷射产生高速射流冲击切割套管及岩石形成一定直径和深度的射孔孔眼;射流连续作用在喷射通道中形成增压,同时环空泵入液体增加环空压力,喷射流体增压和环空压力叠加超过地层破裂压力后地层被压开。保持孔内压力不低于裂缝延伸压力,同时在喷射流核外将形成相对负压区,环空流体被高速射流卷吸进入射孔通道,裂缝得以充分扩展。该技术的基本工作程序为:带喷嘴的油管(或者连续油管)喷射施工 射压裂第一层 提管柱至第二层,喷射施工 理,压裂第二 层及剩余层。与一般的分层压裂技术相比,该技术具有广泛的适应性,可以应用在裸眼完井、套管完井、筛管完井等各种完井方式的水平井中。(4)页岩水平井压裂后返排全部分隔段射孔和压裂完成后,桥塞分隔方式则使用连续油管带钻头一次快速钻碎所有桥塞,返排至地面;封隔器+滑套封隔方式则待管柱起出后直接等待返排。几天后井开始间歇自喷,压裂液返排量一般<1/3。投产初期节流器加以控制,防止支撑剂返排至地面。投产后第一年递减率高达 65~80%,之后维持低产,一般一次压裂可维持长达 25 年的生命周期。 7、同步压裂技术(项技术是近几年在沃斯堡盆地 岩气开发中成功应用的最新压裂技术。即同时对两口(或两口以上)的井进行压裂。在同步压裂中,采用使压力液及支撑剂在高压下从 1 口井向另 1 口井运移距离最短的方法,来增加压裂缝网络的密度及表面积,该技术可以快速提高页岩气井的产量。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,目前已发展到 3 口、甚至 4 口井间同时压裂。8、二次压裂增产技术大部分页岩气井都进行了二次压裂,二次压裂后可接近或超过初次压裂时的产量。采用直井对 岩气开发时,初期产量迅速递减,之后逐渐稳定。二次压裂能够使 老(直)井有效增 产,特别是对上世纪 90 年代末以前使用凝胶液完井的油气井最有效。这项技术被进一步应用到新井中,在一般情况下,二次压裂后井的产气速度能达到或超过原始产气速度。表明多次压裂对某些井来说是有经济效益的。二次压裂能够激活与最大水平应力垂直的天然裂缝。但这种裂缝激活反应通常不会发生在粘性流体中。对于那些原先应用减阻水措施完井的井实施重复压裂通常效果不太明显。9、页岩水平井压裂监测技术(1)目的:①掌握人工裂缝的实际几何学特征(高度、长度和方位);② 实时监测控制压裂的过程,做到对压裂进行优化的选择;③ 优化当前以及将来钻井井位。(2)实施:器放在观测井中(一般是直井),压裂井与观测井间距<2000 00 米),持续的微地震监测 ,实时的探测和处理,处理后的裂缝位置可进行三维显示。10、页岩水平井压裂技术发展趋势(1)水平段套管:一般采用 51/2”;(2)水平段分隔:以桥塞和分割器+滑套两种封隔方式 为主;(3)水平井分段数在增加,但每段的射孔数目在下降;(4)井距呈下降趋势,段距呈下降趋势;(5)大且多的裂缝平行于 向,小裂缝垂直于三维裂缝网络效果最好;(6)多井同步(即时)压裂在多井之间压力恢复,产生较低的应力各向异性,使 转,因而可以形成立体裂缝网络,产量提高。(五)丛式井(井工厂)开发技术1、丛式钻井与综合钻井设计可以在复杂地表条件下节约钻前投资,提高地下资源动用程度利用钻井设计软件确定整个气田各井的井底位置,基于一系列参数,软件选择初始井场位置和布局,利用最少的丛式井井场使钻探开发覆盖区域最大化。2、油藏与地面管理需要综合的批量化钻井流程3、水力压裂:批量化钻井完井的关键因素4、技术优化通过丛式井组钻井、压裂、完井的系统化作业能够减少材料的消耗,减少作业停待、工序准备时间,提高地下资源动用程度,是页岩气等非常规资源勘探开发的有效技术。四、建议1、加强与国外 页岩气开发工作的合作除了 石油公司在资源评价、项目管理运作方面相互学习交流、加强合作外,中国石化要根据自己的结构特点,加强作业施工队伍与国际大型技术服务公司的交流与合作,切实提高作业质量和技术水平。2、进一步理 顺非常规管理程序页岩气资源的勘探开发在中国石化乃至国内都刚刚起步,除技术方面必须加快发展外,由于页岩气成藏理论、勘探开发技术都与常规尤其勘探开发有较大的不同,管理与决策的思维应该有自己的独特性,因此应该有一套适应页岩气特点的管理决策办法和程序,更好的促进页岩气的发展。3、加强技术 研发与工程配套由于储层类型的差别和尤其赋存机理的特殊性,页岩气的勘探开发核心技术与常规存在差别,应该在选取评价、参数井部署以及相关资料录取、开采技术组合上进行针对性研发,丛式井、大规模水平井分段压裂技术、返排和采气技术以及开发井的后续管理技术都需要提前进行准备。
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本文标题:中国石化赴美页岩气考察报告
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