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非常规储层压裂改造技术进展及应用

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压裂改造 页岩气压裂 压裂优化设计 压裂储层筛选 压裂返排 压裂技术
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 第 33卷增刊 12012年 8月石 油 学 报ACTA PETROLEI SINICAVol.33Aug.S.12012基金项目 :国家科技重大专项 (2011ZX05013、2011ZX05037)资助 。第一作者及通讯作者 :王永辉 ,男 ,1964年 10月生 ,1986年毕业于西北大学 ,2004年获西南石油大学油气田开发工程专业博士学位 ,现为中国石油勘探开发研究院廊坊分院压裂酸化技术服务中心高级工程师 ,主要从事压裂酸化工艺 、水力裂缝模拟及油气藏模拟等研究 。Email:wyh116@sohu.com文章编号 :0253-2697(2012)S1-149-10非常规储层压裂改造技术进展及应用王永辉卢拥军李永平王欣鄢雪梅张智勇(中国石油勘探开发研究院廊坊分院河北廊坊065007)摘要 :水力压裂技术的进步极大地促进了以北美为代表的非常规油气资源的经济有效开发 ,成为其有效动用的关键技术 。笔者总结国外非常规储层 ,特别是以致密气 、页岩气 、煤层气及致密油为代表的非常规资源压裂改造技术的发展历程 ,梳理了国外非常规资源储层压裂改造的主体技术 。通过分析各种储层改造主体技术的优缺点及适用条件 ,结合国内储层特点 ,分析了各项主体技术在国内的适应性 。并根据国内目前非常规储层改造的技术现状 ,明确了国内非常规储层改造技术的发展趋势和方向 ,指出了国内非常规储层技术应起引进吸收并自主创新的道路 ,指出了致密气 、页岩气需攻关的关键技术 。关键词 :非常规储层 ;水力压裂 ;水平井 ;致密气 ;页岩气 ;煤层气 ;致密油中图分类号 :TE357.1    文献标识码 :AProgress and application of hydraulic fracturing technology in unconventional reservoirWANG Yonghui LU Yongjun LI Yongping WANG Xin YAN Xuemei ZHANG Zhiyong(LangfangBranch,Petrochina Research Institute ofPetroleum Exploration &Development,Langfang065007,China)Abstract:The progress of hydraulic fracturing technology has greatly promoted cost-effective development of unconventional oil &gasresources in North America and made it be an efficient and key technology in these countries.On the basis of extensive literature re-search,the development roadmap of fracturing technology applied to foreign unconventional reservoirs,especialy the representativesof unconventional resources such as tight gas,shale gas,coalbed methane and tight oil is constructed.By analyzing the advantages &disadvantages and applicable conditions of key technologies of reservoir transformation,the adaptability of key technologies in Chinais analyzed with reference of the domestic reservoir characteristics.In addition,this paper clarifies the development trend and direc-tion of unconventional reservoir transformation technology according to its current status in China.The development of domestic un-conventional reservoir technology shal be subject to two steps,that is,the stage of introduction &absorption of foreign technologyand the stage of independent innovation of the technology.For the tight gas and shale gas,key technologies requiring more resear-ches are pointed out.Keywords:unconventional reservoirs;hydraulic fracturing;horizontal wel;tight gas;shale gas;coalbed methane;tight oil.非常规资源是指现今无法用常规方法和技术手段进行勘探 、开发的资源 ,主要有页岩气 、致密气 、煤层气 、油 页 岩 、致 密 油 及 重 油 、油 砂 等 ,其 资 源 总 量大 ,开采技术要求高 ,储层物性差 ,一般空气渗透率小于0.1mD,孔隙度小于10%。储层特征决定了开发这类储层必须采用强化手段 ———储层压裂改造技术 ,改善油 气 流 渗 流 条 件 ,从 而 达 到 有 效 开 采 的 目的[1-4]。早在20世纪70年代 ,北美就对非常规资源的勘探开发开始了探索 ,并取得了快速发展 。中国非常规油气资源丰富 ,分布广阔 。笔者通过回顾国外非常规储层压裂技术的发展历程 ,总结出了不同类型非常规资源储层改造的主体技术 ,并结合国内储层特点和技术现状 ,分析了各项主体技术在国内的适应性 ,总结出了国内非常规储层改造技术的重点攻关方向和趋势 ,以期促进我国非常规储层改造技术的进步 。1 非常规资源压裂改造技术现状由于储层物性差 ,决定了非常规资源均需要采取压裂改造技术提高其单井产量 。国外非常规资源储层压裂改造技术的发展可归纳为提高改造体积 、降低对储层伤害以及降低作业成本3个方面 ,但不同储层特点决定了其压裂改造主体技术也有较大差异 。1.1 致密砂岩气从致密砂岩气的定义 /标准即可看到 ,致密砂岩以渗透率低为主要特征 ,总体表现为 “四低 、二高 、一强 ”的特点 ,即孔隙度低 、渗透率低 、储量丰度低 、单井自然产量低 ,含水饱和度高 、开发成本高及储层非均质性150  石   油   学   报 2012年  第 33卷  强 。因此以储层改造技术为代表的工程技术手段成为致密砂岩气开发利用的关键技术 。1.1.1 国外致密砂岩气储层压裂技术发展历程与常规储层类似 ,致密气储层改造技术的发展紧紧围绕增大渗流面积 、降低储层损害和降低改造成本三大核心问题开展研究和现场试验 ,基本经历了五大发展阶段[5-14](图1):(1)在20世纪80年代以前 ,主要以单层小规模压裂为主 ,由于改造规模较小 ,储层纵向动用程度有限 ,使得单井产量低 ,一般都小于1×104 m3/d;(2)在20世纪80年代以后 ,实施了单层大型压裂技术 ,以Wattenberg气田为代表 ,加砂量达90~140m3,最大达到255m3,压后缝长为400~600m,压后稳产在 (2.0~3.5)×104 m3/d,最大为5.2×104 m3/d;(3)在20世纪90年代 ,发展了多层压裂 、分层排液技术 。以大绿河盆地的Jonah气田为代表 ,1993年以前 ,采用单层压裂 ,只压开底部50%地层 ,单井产量为 (4~11)×104 m3/d,后来采用多级压裂技术 ,压裂3~6层段 ,但耗时需35d左右 ,增产效果不显著 ;美国的Bossier气田采用混合压裂 ,形成了比常规水压裂更长的有效裂缝和更高的有效裂缝导流 ,产量一般是常规水压裂的6倍 ,达到33.98×104 m3/d;(4)在2000年后 ,采用了多层压裂 、合层排采技术 ,改进后的连续油管逐层分压 ,合层排采技术 ,纵向改造程度达100%,作业时间大大缩短 ,36h可以完成压裂11层 ,合层排液 ,产量较常规压裂增加90%以上 ,同时 ,由于压裂设备的进步 ,先进的多级滑套水力压差式封隔器分压技术及水力喷射加砂分段压裂技术在多个气藏得到应用 ,取得了良好的改造效果 ;(5)近期 ,随着全球水平井钻井技术的成熟 ,水平井分段压裂技术应用日渐广泛 。图 1北美致密气储层改造技术总体发展路线图Fig.1 The development roadmapof tight gas stimulation inNorth America由于美国油公司及服务公司众多 ,开采同一气田采用的主体工艺 、材料体系也不尽相同 。以CottonValey为例[4],在20世纪50年代以前 ,以酸化处理为主 ,自从1972年首口压裂井实施增产5倍后 ,确立水力压裂为主要开发方式 ,以降低伤害 、提高裂缝导流能力 、降低成本为目标 ,压裂液材料以羟丙基瓜尔胶 、羧甲基瓜尔胶为主 。在20世纪90年代很短一段时期内以清水压裂为主要工艺 ,由于导流能力受限 ,后期采用混合压裂工艺 。根据该地区材料体系的发展历程可以看到 ,由于成本低 、性能稳定 ,瓜尔胶体系是主体的液体体系 ,但滑溜水及混合压裂液也在该地区广泛使用 ;支撑剂以陶粒或覆膜砂为主 。总体看来 ,由于国外气田纵向上分布层数多 、砂层厚 ,以直井分层压裂为主体技术 ,近年来随着水平井技术的进步 ,国外致密气储层也开展了大量水平井分段压裂改造技术的应用 。1.1.2 国外致密气储层改造技术现状及主体技术(1)大规模压裂技术 。大型压裂的技术背景为 :自20世纪80年代以来 ,以美国Wattenberg气田压裂技术研究与应用为基础 ,提出大型压裂概念[9],通常支撑半缝长大于300m,加砂规模达到100m3以上被认为是大型压裂 。适应于大型压裂的储层特点为 :气测渗透率小于0.1mD,砂层厚度一般应在20m以上 ,且平面上分布稳定 ,人工裂缝方位与有利砂体展布方向一致 。实施大型压裂的关键技术条件为 :施工时间长 ,压裂液应具有良好的携砂流变性及低伤害性能 ;压裂液用量大 ,通常使用连续混配技术 。该技术在Wattenberg气田应用效果显著 。该气田基本参数如下 :地层深度为2 316~2 560m,砂层厚度为15~30m,渗透率为0.005~0.05mD,压裂时加砂量为90~150m3,最大加砂量为255m3,压后缝长为400~600m,压后稳定产量为 (2.0~3.5)×104 m3/d,最大可达到5.2×104 m3/d。(2)直井分层压裂技术 。由于国外致密气储层纵向上一般小层层数多 ,且连续油管工具配套成熟 ,因此以美国为代表 ,致密气开发以提高小层动用程度的直井分层压裂为主 ,并以连续油管直井分层压裂应用最为广泛 。以Jonah气田为例 ,小层数可达100层 ,层厚为0.6~9m,孔隙度为6%~12%,渗透率为0.001~0.5mD,前期压裂处理3~6个层段 ,大约35d才能完成 ,成本高 、耗时长 ,增产效果不理想 ;采取连续油管直井分层压裂技术后 ,一天压裂施工6~10层 ,最高单井连续压裂施工19层 ,36h内可完成11层水力压裂施工 ,施工时间缩短至不到4d,产量增加90%以上 。压裂结果表明 ,提高纵向压开程度有利于大幅提高单井产量 。对于纵向多薄层致密砂岩气藏 ,目前的直井分层压裂[3]的技术主要包括 :①连续油管分层压裂技术系列 。可分为 “连续油管喷砂射孔+环空压裂 ”、“连续油管+跨隔封隔器 ”压裂两大类 ,其中环空压裂工艺又可以分为砂塞和底部 增刊 1 王永辉等 :非常规储层压裂改造技术进展及应用 151封隔器两种 ,跨隔封隔器由于对连续油管损害较大 ,应用较少 。适合的储层条件为多薄层的油气藏 ,适合井型主要为套管完井的直井 。该技术的优点为分段级数不限 ,施工效率相对较高 ,且砂堵易处理 ;其局限性主要表现为 ,由于是套管压裂 ,套管及套管头等耐压要求高 ,压后有时需下入生产管柱 ,可能对储层造成二次伤害 ,并且需要多种配套工具 (如连续油管井口保护器 、大通径采油树等 )。②套管阀套分层压裂技术 。该技术以斯伦贝谢的TAP(Treat &Produce)为代表 ,也可以实现直井不限层数的改造 。该技术的优点是 :级数不限 ,且工序简单高效 ,标枪可钻且滑套可关 ;其局限性主要表现在目前适应的管柱尺寸单一 ,仅限114.3mm套管 ,且同样采用套管施工 ,对套管及套管头等耐压要求高 ,压后有时须下入生产管柱 ,可能对储层造成二次伤害 ;另外 ,由于该套工具及连接管线等在固井时与套管一起下入 ,因此对固井质量要求高 ,且要求固井管柱不能旋转 。该技术近年在国内外见到应用报道 ,但尚未成为主流技术 。③水力喷射压裂技术 。水力喷射分段改造技术是1998年由Surjeetamadja首先提出 ,并在国外得到了较为广泛的应用 。其原理为油管内流体加压后经喷嘴喷射而出的高速射流在地层中射流成缝 ,并通过环空注液使得井底压力控制在裂缝延伸压力以下 ,而射流出口周围流体流速最高 ,压力最低 ,环空泵注的液体在压差下进入射流区 ,并与喷嘴喷射出的液体一起吸入地层 ,同时由于射流的影响 ,使得缝内压力大于裂缝延伸压力 ,驱使裂缝向前延伸 ,而环空压力低于裂缝的延伸压力 ,从而实现不用封隔器与桥塞等隔离工具 ,自动封隔 。其优点在于可以用一趟管柱在水平井中快速 、准确地压开多条裂缝 ,起裂位置及方向可控 ,并能根据需要进行多层压裂 ,且不需要采用封隔器 ,同一井可采用完全不同的液体对不同的层段进行处理 ;水力喷射工具可以与常规油管相连接入井 ,也可以与大直径连续油管相结合 ,使施工更快捷 ,并取得较好的施工效果 。其核心技术为水力喷射工具 ,最初的设计在连续油管或管柱拖动时需要不压井的起下作业装置或进行压井 ,由于井口的这一要求 ,在气井中的应用受到了一定的限制 。(3)混合压裂技术 。在20世纪90年代中后期 ,以Mayerhofer等为代表提出在致密气井中采用不用支撑剂的活性水 /清水压裂也可以获得好的增产效果 ,但由于清水压裂砂浓度难以提高 、导流能力低 ,特别是长期导流能力有限 ,虽然可获得较好的初产 ,但长期生产能力差于常规冻胶液压裂 。因此 ,清水压裂后来发展成为混合压裂技术 ,即结合清水压裂和冻胶压裂的优点 ,前置液阶段采用滑溜水 ,携砂液阶段采用冻胶压裂液 ,既可保证降低对储层伤害 、降低压裂液成本 ,又可起到提高砂浓度 、提高裂缝导流能力的作用[5]。在Cotton Valey的应用表明 ,复合压裂井的产气量是瓜胶液压裂井的2倍 ,同时由于低黏液体对控制缝高的作用 ,水气比降低了60%[10]。(4)水平井分段压裂技术 。近年来随着水平井在致密气开发中的应用 ,水平井分段改造工艺也得到快速发展和应用 ,纵观国外水平井分段压裂技术 ,主要技术系列分为多级滑套封隔器水平井分段压裂技术 、速钻式桥塞分段压裂技术及水力喷射分段压裂技术三大技术系列[11-12]。多级滑套封隔器水平井分段压裂的技术特点是首先通过坐封裸眼 /套管封隔器实现段间封隔 ,然后通过井口投入不同尺寸球 ,打开相应各级滑套 ,逐段进行压裂 ,其施工快捷 ,作业效率高 ,能够有效节约完井费用 ;国外各大服务公司均拥有该项技术 ,例如斯伦贝榭公司的StageFRAC,哈利佰顿公司的PinPoint及BakerHuges公司的Fract Point、DirectStim等 ,分压级数由于受球径尺寸约束受到一定限制 ,目前在12.7cm套管内国外可实现15级以上分段压裂 。但由于其为一次完井管柱且不是通径 ,为后续作业处理带来极大困难 ;目前该技术向已发展为滑套可开关的智能完井 ,以满足后续生产管理的需要 。速钻式桥塞分段压裂的技术特点是通过桥塞封隔 ,进行逐段射孔 、逐段压裂 、逐段座封 ,并在压后用连续油管带磨鞋一次钻除桥塞并排液 ,可实现分段级数不受限 ;其关键技术为桥塞的材质及结构 、桥塞下入定位及坐封技术 (连续油管下入 、电缆下入或水力泵入 )、连续油管钻磨桥塞技术 ,其中速钻式桥塞有多种型号满足不同的排液需求 。水力喷射分段压裂技术也是基于哈里伯顿的sur-gifrac技术 ,不需封隔器和桥塞等隔离工具 ,自动封堵 ,国外该技术主要通过拖动管柱 ,用水力喷射工具实施分段压裂 ;由于该技术受专利保护且封隔效果有待进一步证实 ,在国外应用相对较少 。(5)储层改造配套技术 。由于国外机械制造及材料科学方面技术先进 ,储层改造配套工具 、装备等均较为配套 ,包括连续油管作业车 、连续混配车 、大功率压裂车组 、储砂及输砂装置等 ,能够满足大型压裂注入 、连续油管作业等复杂施工 ,大幅提高作业效率 。1.1.3 中国致密气储层改造技术现状及适用性分析国内致密气储层改造技术基本发展历程与国外一致 ,总体可分为酸化 /小规模笼统压裂 、大规模压裂探152  石   油   学   报 2012年  第 33卷  索 、单层适度规模压裂 、直井多层分压合采压裂和水平井多段 /直井多层压裂5个发展阶段 ;储层改造材料体系方面 ,经历了HPG、泡沫压裂液 、低浓度HPG、酸性压裂液 、VES体系及羧甲基压裂液体系等多个阶段 ,且多种液体 、支撑剂并存 ,但追求低伤害 、高导流的方向和目标与国外是一致的 。中国已发现的致密气藏基本可分为3种类型 :①透镜多层叠置型 。以苏里格上古砂岩气藏为代表 ,为辫状河透镜状砂体 ,井间连通性差 ,砂岩30~50m,主力气层10m;②层状型 。以四川须盆地须家河 、松辽盆地登娄库组为代表 ,为辫状河三角洲相厚层砂岩 ,砂岩累积厚度达300m,分布稳定 ;③近块状型 。以塔里木山前侏罗系气藏为代表 ,为以辫状河三角洲平原 (砂地比>0.55)和辫状三角洲前缘 (砂地比>0.35)为主 ,储层厚度为200~300m,横向上分布稳定 ,平均孔隙度为5.2%~9.6%。针对以上储层类型 ,国内致密气开发也初步形成了相应的技术 ,但有待于进一步攻关完善配套 ,总体上处于技术攻关和初步形成阶段 。(1)直井分层压裂技术 。目前形成直井封隔器+滑套分层压裂技术 ,并成为四川和长庆致密气压裂的主体技术 ,年施工井超过千口 。从苏里格和须家河直井分层压裂效果来看 ,该直井分层主体技术在该地区具有较好的适用性 。但由于该套工具易砂卡且分段层数受限 (目前最多可实现一次6层施工 ),因此有必要进一步研究直井分层工具 ,并配套改造工艺 。针对封隔器+滑套工具组合的局限性 ,国内通过引进消化吸收和科研攻关方式对国外的新技术开展了现场先导试验 ,主要包括连续油管喷砂射孔+环空压裂技术及TAP压裂技术等 ,取得了一定的增产效果 ,但由于连续油管砂塞分段改造工艺效率低且对储层伤害大等原因在国内适用性较差 。(2)大规模压裂技术 。20世纪90年代 ,根据国外成功经验 ,在长庆苏里格气田开展大型压裂技术现场试验 ,但由于苏里格气田以透镜体储层为主 ,砂体在平面上不连续 ,且裂缝延伸方向与砂体展布不一致 ,大规模压裂易突破砂体 ,且储层薄易形成无效支撑 ,因此未取得预期增产效果 ,大规模压裂在苏里格气田适用性较差 。大规模压裂应用成功的实例主要在四川广安须家河及吉林登娄库致密气 ,以广安须家河为例 ,施工效果与加砂规模呈正相关关系 ,因此加砂规模由初期的50m3左右提高至70~100m3,进而达到目前的120~150m3。压后生产情况表明 ,单井加砂规模大 ,则稳产时间长 ,单井最终采出气产量也越多 。因此 ,大型水力压裂对国内厚砂层状及块状储层适应性较好 。(3)混合压裂技术 。由于操作较为复杂 、储层差异等原因 ,混合压裂技术在国内致密气储层中应用较少 ,但在长庆致密油储层 、吐哈致密气等开展了少量现场试验 ,从节省成本及降低对储层伤害方面 ,该技术有望在中国致密气储层开发中进一步得到应用 。(4)水平井分段压裂技术 。近年来随着国内水平井的大力推广 ,并且通过近年来水平井分段改造技术的攻关研究 ,水平井分段压裂技术在国内致密砂岩气储层中得到了较为广泛的应用 ,并取得了显著的增产效果 ,证明了水平井分段压裂技术在国内致密气储层改造中的适用性 。对于苏里格气田 ,随着水平井的应用及分段压裂技术的进步 ,平均试气无阻流量逐年提升 。实践及分析表明 ,在厚层块状孤立型和具物性夹层垂向叠置型地质类型中采用水平井分段压裂更为适用 。对于层状储层 ,以吉林登娄库为代表 ,采用水平井分段压裂技术实现高效开发 ,即通过长水平段提高井控储量 ,通过多级数压裂增加与储层接触面积 ,从而大幅提高产能 ,从前期适当规模压裂稳产0.5×104 m3提高至目前的水平井分段改造后稳产12×104 m3。国内水平井分段压裂改造技术现状与国外技术对比见表1。从表1中可以看出 ,国内已具备裸眼封隔器+多级滑套压裂及水力喷砂分段压裂技术 ,并均可实现10段以上的分段改造 ,特别是水力喷砂分段压裂技术 ,国内通过结合多级滑套 、多级喷嘴的设计 ,使得水平井分段可实现无需封隔器的分段压裂 ,并可实现15段的分段 ,但其分段有效性及适用条件尚需进一步验证和完善 。表 1水平井分段改造技术国内外对比Table 1 The comparison of multi-stage fracturingtechnologyin horizontal wel between China and abroad水平井分段压裂技术 国 外 国 内可钻式桥塞分段压裂 无级数限制 现场试验阶段裸眼封隔器 +滑套 可实现 22段分压 最多达到 13段水力喷砂分段压裂 无级数限制6″裸眼最多达 15段,处于国际领先地位1.2 页岩气页岩气是一种产自极低孔渗 、富有机质页岩储集系统中的非常规天然气 ,以游离气和吸附气为主赋存 、原位饱和富集于页岩储集系统的微纳米级孔-缝 、矿物颗粒表面 ,具有自生自储 、无明显气水界面 、大面积连续成藏 、低孔 、低渗等特征 ,一般无自然产能 ,必须通过压裂工程才能形成工业生产能力 ,初期产量较高 、递减快 ,后期稳产且生产时间长 。因此 ,页岩气也可称之为“人造气藏 ”[13-15]。 增刊 1 王永辉等 :非常规储层压裂改造技术进展及应用 153由于页岩气层较致密气层渗透率更低 ,不采取工艺措施气体难以流入井筒 ,因此页岩气储层改造的理念完 全 不 同 于 常 规 储 层 ,以 提 高 改 造 的 储 层 体 积(SRV)的水力压裂方式 ,将储集体 “打碎 ”,产生人工裂缝网 络 ,对 储 层 在 长 、宽 、高 三 维 方 向 的 “立 体 改造 ”[16],增大裂缝壁面与储层基质的接触面积 ,缩短油气从任意方向的基质向裂缝的渗流距离 ,极大地提高储层整体渗透率 ,从而实现页岩气的开发 (图2)。图 2页岩气储层复杂裂缝形态示意图Fig.2 Diagram of complexityfracture morphologyin shalegas reservoir after fracturing1.2.1 国外页岩气储层改造理念及技术发展历程页岩气大规模开发最成功的地区在北美 ,而美国页岩气开发中以德克萨斯Ford Worth盆地的的Bar-nett页岩开发技术最成熟 、商业化程度最高 ,Barnett页岩气储层改造发展历程[17-19]可分为小规模压裂 、大规模交联冻胶压裂 、滑溜水压裂等4个阶段 :(1)1981年 ,Barnett页岩首次水力压裂 (氮气泡沫 ),相对小规模交联冻胶压裂 (包括泡沫压裂等 );(2)20世纪90年代 ,大规模交联冻胶压裂 ,产量(1.55~1.94)×104 m3/d。1992年 ,首口水平井压裂 。1997年 ,第一次滑溜水压裂 (液量大于6 000m3,支撑剂量大于100m3,成本降低25%)。1998年 ,大规模滑溜水压裂及重复压裂 ,滑溜水比大型冻胶压裂效果好 ,增产25%,达到3.54×104 m3/d;(3)2002年 ,尝试水平井压裂 ,水平井产量超过直井3倍 。2004年 ,水平井分段压裂+滑溜水压裂 /混合压裂快速普及 ,效果显著 ;(4)2005年后 ,开始试验水平井同步压裂技术 ,同时压裂两口或多口井 。试验水平井分段压裂+同步压裂 /拉链式压裂 ,进而发展为水平井分段压裂工厂化作业 。结合该地区钻井井型的变化情况[20-21],以Barnett为代表的美国页岩气储层改造主体技术为水平井分段+大规模滑溜水压裂 。Barnett的成功迅速被借鉴至Haynesvile,Fayettevile,Marcelus,Eagle Ford等页岩气藏的开发中 。由于不同区域页岩储层性质差别大 ,储层改造的适应性存在较大差异 ,各公司根据储层特征 (特别是脆度 )[22]形成的针对性储层改造技术不尽相同 ,但有一点趋势相同 ,即 “长水平井段+分段多簇压裂改造 ”以及 “工厂化 ”作业模式 。1.2.2 国外页岩气储层改造技术现状及主体技术(1)大规模滑溜水压裂技术 。大规模滑溜水压裂首先是在致密气层中应用 ,但由于其导流能力受限 ,后来被混合压裂代替 。但该技术对页岩气具有很好的适应性 ,特别是脆度较好的页岩气储层[23-24],具有如下特点 :①适应裂缝性 、脆性和致密地层 ;②可有效提高剪切缝形成的概率 ,有利于形成网状缝 ,可以大幅度提高裂缝体积及压后效果 ;③使用少量稠化剂降阻 ,几乎不用其他添加剂 ,支撑剂用量少 ,对地层伤害小 ;④成本低 ,清水压裂与常规冻胶压裂在相同规模的作业中可节省费用40%~60%。以Barnett为代表 ,国外滑溜水压裂表现为大排量 、大液量 、大砂量 、低砂液比 、小粒径等特点 ,典型的技术参数如下 :排量10m3/min以上 ,每段压裂液量1 000~1 500m3,每段支撑剂量100~200t,平均砂液比为3%~5%,100目粉陶+40/70目支撑剂为主 。采用滑溜水压裂技术 ,通过微地震监测结果和压后求产效果均表明 ,该技术较常规冻胶压裂具有明显的优势和对页岩气层的适用性 ,SRV越大 、产量愈高 。(2)分簇射孔技术 。常规水平井分段压裂一般采用单段射孔 ,单段压裂模式 ,避免缝间干扰 ;而页岩气储层改造则通过采用 “分段多簇 ”射孔 ,多簇一起压裂模式 ,利用缝间干扰 ,产生复杂缝网 ,进而提高人工裂缝的连通性 ,达到提高产能的目的[25-27]。一般每个压裂段长度为100~150m,两簇之间距离为20~30m,每簇跨度为0.45~0.77m,孔密为16~20孔 /m,相位角60°/180°,该项技术的关键为一次装弹 、分簇引爆 ,该项技术在国外页岩气储层改造中普遍使用 。(3)水平井分段压裂工艺技术 。北美页岩气层水平井分段压裂工艺技术多为速钻式复合桥塞封隔工艺和多级滑套封隔器工艺 。最近一种新的 “组合式 ”压裂154  石   油   学   报 2012年  第 33卷  技术处于试验比对中 。在Eagle Ford(鹰滩 )探索试验了 “裸眼封隔器+桥塞 ”的组合式压裂技术 (该技术在巴肯致密油也在探索试验 )。其背景是水平段越来越长 ,裸眼封隔器分段段数受到限制 ,且由于内通径小导致排量受限 ,不利于大排量形成体积缝 ;桥塞分段压裂 ,由于水平段长度的加大 ,用液体泵送桥塞到长水平段的远端难度增加 ,作业时间延长 ,存在断电缆的风险等 。因此 ,综合技术与时间 、效益 ,形成了该项技术 。该技术属于一种特定条件下的工具组合方式 ,2010年贝克休斯这种组合压裂达到30段 ,裸眼封隔器分压22段 ,桥塞分压8段 。目前 ,这一组合压裂方式在北美越来越多的长水平段的水平井改造中被采用 。(4)水平井同步 /拉链交叉压裂技术 。该技术发展初期为对相邻两口水平井采用2套甚至多套车组同时压裂施工 (同步压裂 ),以期利用压裂影响地应力场 ,形成更为复杂的裂缝网络 。此技术现已发展为采用1套车组进行2口井配合射孔等作业交叉施工 、逐段作业 (交叉压裂 )[28-30]。该项技术对页岩气储层改造主要有两方面影响 :①促使水力裂缝扩展过程中相互作用 ,产生 更 为 复 杂 的 裂 缝 网 络 ,增 加 改 造 的 储 层 体 积(SRV),进而提高单井产量 ;统计结果表明 ,该技术可有效提高初始产量和最终采收率 ,平均产量比单独压裂的可类比井提高21%~55%。②可减少作业时间 、设备动迁次数 ,降低施工作业成本 ;通过该项工厂化作业的模式可大幅度降低成本 ,为页岩气经济开采提供有利条件 。(5)微地震等裂缝监测技术 。微地震裂缝监测技术为水力压裂配套技术 ,近年来在页岩气储层压裂改造中应用非常广泛 ,因为该技术的进步促进了 “体积改造 ”/提高SRV理念的转变 ,并可实现为现场实时指导施工提供依据 ,验证SRV与施工参数 、液体体系与压后效果的关系 ,指导优化设计 ,为后期的产量预测以及新井布井等提供参考 。近年来 ,对裂缝和改造效果评估的技术DTS和测斜仪监测技术 ,也得到越来越多的重视和应用[31-32]。1.2.3 中国页岩气储层改造技术现状及适用性分析目前我国页岩气储层改造尚处于技术起步和探索阶段 ,主要参照国外成功经验 ———大型滑溜水压裂为主 ,并尝试水平井分段压裂改造工艺 。从前期近40口井压裂 (包括直井压裂和水平井分段压裂 )改造实施来看 ,中国页岩气在海相 、海陆过渡相及陆相页岩中均见到了油气流 ,证明了中国页岩气的可压性和可产性 ,但产能均较低 。分析国内外页岩储层特点表明 ,中国页岩气储层与美国页岩气储层条件有一定差异 ,北美成熟的技术在中国仍需进行适应性的研究和探索 :(1)从已实施区块的页岩气储层来看 ,脆度与国外有一定差异 ,制约了缝网的形成和SRV的提高 。根据国内已实施页岩气井岩心实验表明 ,国内页岩气储层杨氏模量较低 ,特别是泊松比较国外明显高 ,使得脆度指数低于国外页岩气储层 ,可压性较国外页岩气差 。(2)资源环保制约因素多 。与美国页岩气相同 ,国内页岩气的开发若沿用大型滑溜水压裂的技术 ,则面临水资源约束的更严峻考验 。从中国水利水电科学研究院公布的中国重点缺水地区分布图来看 ,目前页岩气实施较好的区域 ,特别是四川盆地也是重点缺水地区 。(3)地形复杂 ,交通因素受限多 。中国目前实施的页岩气示范区地形条件多为丘陵和山区 ,与国外页岩气施工现场多为平原情况形成鲜明对照 。这将严重限制交通运输 ,而这将严重制约频繁的 、多井次的大规模施工 ;另外 ,井场条件也较国外页岩气井场差 ,给大规模施工设备的摆放等带来不便 ,这将严重制约国外成熟技术在国内的推广 。(4)成本压力大 。由于国内页岩气储层改造尚处于起步探索阶段 ,技术系统尚不配套 ,特别是施工工具 、裂缝监测等均需引进 ,使得施工成本较国外页岩气成本明显偏高 ,以美国页岩气开发经验表明 ,水平井建井成本一般不超过350万美元 ;而国内页岩气水平井建井成本高达5 000~7 000万人民币 ,而产量较国外明显较低 ,按照经济条件和产量递减规律核算 ,最小经济初始产量需要达到14×104 m3/d,目前与该经济指标相去甚远 ,这给中国页岩气开发带来重要的经济挑战 。(5)环保要求更高 。国内东部页岩气井场往往邻近村舍 ,是人口密集区 ,且取水主要以灌溉及饮用水源为主 ,这需要页岩气储层改造面临更严峻的返排液处理 、噪音消除及交通设施协调的压力 。西部页岩气藏多分布在严重缺水区 ,严重制约了北美成熟技术的应用 。综上所述 ,国内页岩气储层增产改造还处于起步摸索阶段 ,虽压裂工艺参数指标已达北美技术指标 ,初步验证了可压性和可产性 ,但改造效果仍不尽人意 。在页岩气开发探索期可通过引进国外先进技术快速评价国内页岩气的产能及资源潜力 。页岩气井的储层改造技术亟待改造层段储层评价 、缝网形成条件和可控机理 、改造材料体系 、分段改造工具及裂缝监测和评估等方面针对性研究成果的技术支持 。对于西部深层 、严重缺水区勘探开发尚需新技术的突破 。1.3 煤层气煤层气是以吸附态赋存于煤层中的一种自生自储式非常规天然气 。煤层气作为一种资源量巨大的非常规天然气资源 ,已经从研究逐渐走向开发利用 ,美国是 增刊 1 王永辉等 :非常规储层压裂改造技术进展及应用 155最早进行煤层气开发利用的国家 ,起步于20世纪70年代 ,到80年代就实现了大规模的商业开发 ,中国是从20世纪90年代逐步进入产业化阶段[33]。煤层气作为非常规天然气 ,主要原因在于其储层特征与常规天然气有很大不同 。煤层气主要是以吸附态存在于煤层中 ,而煤层天然割理裂缝发育 ,杨氏模量较低 ,使水力裂缝在煤层中扩展复杂 ,加入的支撑剂嵌入严重 ,造成裂缝支撑效果差 ,长期裂缝导流能力难以保障 。现阶段开发的煤层气深度一般较浅 ,储层普遍存在 “三低 ”情况 (低温 、低压 、低渗 ),而且煤层气特殊赋存方式决定了其开发的低产低效 。这些状况成为煤层气储层改造的主要难点 ,为了经济高效开发煤层气 ,必须要有效地控制复杂裂缝的延伸 ,实现支撑剂的高效支撑 ,提高裂缝的长期导流能力 ,降低压裂液对煤层的伤害以及降低作业成本 。煤层气储层改造技术伴随着其工业化开发一同经历近40年的发展 ,大致经历了3个阶段 :第1阶段以大排量 、小规模 、低砂液比作为技术特点 ,压裂液主要采用水及冻胶体系 ;第2阶段以合理排量 、中等规模 、较高砂液比为技术特点 ,压裂液体系主要包括水 、低伤害冻胶以及泡沫体系 ;第3阶段 ,煤层气储层改造技术着眼于每一小层的精细开发 ,常采用多薄层分压技术 。煤层气主要赋存于煤层中 ,而煤按照煤化作用中成熟度可以划分为高煤阶 、中煤阶和低煤阶 。煤层气工业开发中因煤阶不同会采用不同的开采技术 ,高阶煤利用羽状分支井开采 ,中阶煤采用压裂方法来增产 ,而低阶煤则采用洞穴完井 ,从而高效开发煤层气 。中国煤层气藏一般渗透性较低 。测试资料表明 ,渗透率小于1mD的占70%,低渗透的特征使得水力压裂技术成为煤层开发的主体增产技术之一 。针对煤层气的特殊储层特征 ,采用的压裂改造主体技术包括以下5种 :(1)直井连续油管及水力喷射分层压裂技术 。应用最广泛的是采用连续油管完井 ,水力喷射器进行射孔 ,然后在环空中注入进行加砂压裂施工 ,这项技术已经较为成熟 ,一次压裂层数能达到10~19层 ,在Ra-ton盆地 ,14口气井通过连续油管压裂后产量是常规压裂改造方法的1.5倍 ;而另一种分层压裂的方式是连续油管和跨越式封隔器组合应用 ,但这项技术要求连续油管通径大或目的层埋深浅 ,且加砂量非常有限 ,在美国一次压裂施工加砂量一般都少于50m3,这一规模难以满足低渗透煤层大规模改造的需求 。(2)活性水压裂 。排量一般控制在4~8m3/min,液量一般为几百方 ,而砂液比一般在10%以上 。利用前期活性水测试压裂可以认识储层与近井裂缝发育特征 ,在施工中须注意控制裂缝延伸需要的净压力 ,多级注入低砂液比支撑剂段塞以及选取合理砂液比提升模式 ,特别需要注意由于施工产生的煤粉问题 ,应采用合适的煤粉分散技术 ;(3)冻胶超低温破胶压裂技术 。现用的低温 、超低温破胶技术包括生物酶破胶剂 、低温破胶控制技术 。煤层普遍存在超低温 (20~30

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