巴肯页岩油藏压裂增产作业的最佳实例
Barry T.Hlidek，Brad Rieb
摘要：本文通过一项为期三年的对加拿大萨斯喀彻温巴肯页岩地层超过460口井的
几千次增产作业的生产结果研究，总结了压裂增产作业的最佳实例。作业变量包括：支撑剂类型、砂比、压裂液配方、作业规模、井筒方位角以及分支裂缝密度。作业
效果基于四个月累计产量的比较，包括：油、水和总液量。
巴肯是深度约为1500米的低渗透产油和水的地层。研究区占地约390000公顷，位于威利斯顿盆地的北部地区。这一区域井的经济生产需要支撑剂压裂增产。研究
中所有井都是水平井，通常是在中巴肯层裸眼完井。大多数完井包含多级封隔作业。
遇到的一个重要挑战是在压裂设计时存在一个上覆水层，Lodgepole。压裂作业击
穿Lodgepole水层被认为不是最优的，因为会产出额外的水。
本文还将考察该区的设计和操作因素，包括作业量、泵速和流体化学性质。本研究中的井主要用两类水基压裂液完井。作业规模和作业速度是重要的考虑因素。
限制裂缝增长的要求与理论上需要一个大的有效裂缝相冲突。然而，研究表明，支
撑剂浓度和由此产生的裂缝导流能力影响生产。同时也考虑了分支长度、压裂级数
和级间距的影响。
本研究结果将作为最佳实例，可以用来在这重要的产油盆地改进完井技术以最大限度地提高油气产量而没有产出过多的水。
1 引言
虽然很久以前就开始了页岩油的开发，但加拿大巴肯页岩的开发在过去几年中通过应用裸眼水平井、多级压裂封隔工具以及优化的压裂设备和技术恢复了活力。巴肯已成为加拿大和美国最大的陆上油层。威利斯顿盆地北部的Viewfield巴肯区不同于盆地中心的巴肯页岩（位于美国北达科他州），因为它埋深较浅，温度较低且易于产水。研究区的中巴肯深度约1500米，压裂梯度为15.4 kPa/m。地层静温约为65℃。图1显示了威利斯顿盆地的位臵以及盆地内的Viewfield区域。
巴肯地层非正式地分成三个性质不同的层，俗称下巴肯黑页岩层、中巴肯砂岩层和上巴肯黑页岩层。有生产效能的中巴肯层是一种非常细的粒状、泥质、白云质砂岩和粉砂岩。平均总厚度为5-30m。上下巴肯页岩为片状、非钙质，且富含有机物，颜色从暗灰色至棕黑色至黑色。上巴肯页岩比较薄。巴肯层位于上泥盆系Three Forks层上方（Torquay/Big Valley）和下密西西比系Lodgepole层下方。基质渗透率范围为0.01-0.5mD；含水饱和度平均值为50%，孔隙度范围为5%-12%。
20世纪50年代在北达科他州巴肯地层开始采油。直到20世纪50年代初在直井中开始支撑剂压裂增产，1990年之前胶凝原油是压裂液的首选。加拿大早期作业利用10-15吨的20/40或10/20砂，支撑剂浓度为1000kg/m3。作业泵速范围为1-3m3/min。出于水基系统的安全和经济方面的考虑，用原油做为基液被停止。20世纪90年代和
21世纪初主要的压裂液选择是淡水交联
瓜胶或瓜胶衍生聚合物。典型压裂作业包
括6吨20/40的砂，浓度为1000kg/m 3。
作业速度被限制为1m 3/min 或更低，以阻
止从Lodgepole 层产水。
巴肯第一口水平井由Meridian Oil
Inc 在1953年完成。水平井钻井在加拿大
开始于本世纪初。大多数巴肯水平井钻于
2005年后。一些早期的水平井完井是裸
眼压裂，无任何封隔技术。作业规模
大到120吨20/40的砂，速率为
15-17m 3/min 。在作者看来，这些井都
不能沿水平段有效地增产。一些明显
的过量产水与裂缝高度增长有关。
2 研究范围
优化标准：本研究的目的是井成
功的增产，是指井获得最高产油量及
最低含水量。所有产量都归一化到零
点，产量的单位为“累积产液量，
m 3/h ”，本文后面将之称为“产量”。图中将使用术语“累积产液量，m 3/h ”。生产周期为四个月，数据来源于公开的
图1 地理位置
图2 巴肯生产单元地层柱状图
图3 直井测井曲线显示了Lodgepole 、Bakken 和Torquay 层。
生产记录。生产周期小于四个月或处于保密状态下的井不包括在内。本研究的井都是单水平井；不包括多分支井。所有井的压裂增产都使用20/40砂。用于低浓度（30-50kg/m 3）冲刷或多段压裂修复的砂不包含在支撑剂总数中。井范围限于42个城镇的特定区域，以减少地质不确定性。分析包括463口井，总计约3900次压裂作业。水平段长度范围为400-1350m 。早期水平井作业不使用机械封隔的被排除。增产方案的经济分析不在本文讨论范围内。
图4是一个生产曲
线，显示水与油的关系
（如上面定义）。成功
的井位于图中的右下
象限。本研究的主要目
的是确定作业参数和
完井参数对井产量的
影响。作者提醒，其他
变量的参与以及油藏
组成没有考虑。其他作
者也指出，由于在巴肯
水平井中缺乏优
质储层表征，因此
难以获得特定油
藏的井数据。图5
是一个地理描述，
显示了研究生产
井的位臵。 3 处理流体
化学性质
本研究中大
多数的作业使用
两种压裂液。这两
个系统都是交联聚合物压裂液。经
验表明，交联系统需要支撑剂在水平段井筒中输送。第一个系统是一种低pH 值的锆交联凝胶，另一个是高pH 值的硼酸盐交联凝胶。研究中约68%的井使用锆基系统，其余使用硼酸盐系统。图6比较了两种压裂液配方的油水产量。
数据表明，两种压裂液都取得了较好的生产结果。就统计学上而言，两个系统油和水的平均产量几乎一样。硼酸盐系统在平均产水量一致的情况下产油量比锆基系统 图4 所有井的产油量和产水量关系图
图5 研究井的地理位置
约高8%。鉴于数
据具有较大的标
准偏差，作者不认
为差异显著。
考虑到环境
的重要性，本研究
中40%的作业利用
产出水作为基液。
在两个压裂液系
统中使用产出水
已被证明是成功
的，但需要定制化
学配方。此外，水来源和质量控制的特殊程序必须遵守。 4 砂比（支撑剂浓
度）
作业中的砂比似乎
对井的总产水量有影
响。图7比较了井筒中
的砂比及其对油水产量
的影响。
5 处理速度
作为一个独立的参
数，如图8所示，处理
速度对产液量的影响不大。 6 前置液类型
在研究组中189个
作业使用线性（未交
联）前臵液。总体结果
表明线性前臵液使产
油量增加且产水量减
少（图9）。
7 级数、水平段长
度和级间距
水平段长度范
围为400- 1350m ，平均
图6 不同压裂液的累积产量对比 图7 砂比对产液量的影响
图8 处理速度对产液量的影响
为1050m 。
? 压裂作业间距范围为30-250m ，平均为130m 。
? 每个分支的压裂级数范围为4-20段，平均为8段。
从历史角度观察的作业参数比较如表1所示。图10是产量和级间距关系的图形
表示。值得注意的是，根据图10，增加压裂级间距仅导致产水量增加而产油量没有增加。从表1得到以下结论：
? 每口井的总产液增加而产油量相对稳定。
? 水平段长度和压裂级间距均减少。
? 每口井的级数和线性凝胶前臵液的作业有所增加。
图9 交联前置液对产液量的影响
图10 产液量和压裂级间距
8 井筒方位
该区微震勘测得
出最小水平应力方向
为北向西20°，其结果
是裂缝扩展方向为北
向东70°。本研究中大
多数井钻在两个主要
方向，即在南北向15°
或东西向5°，如图11
所示。井筒方位和产油量似乎没什么关系。虽然统计的平均产油量
表明略微偏好南北向，但是标准偏差很大。
9 完井技术
本研究中97%的井使用裸眼封隔器和球套完井。13口井使用水泥衬管完井，利用喷砂射孔技术和连续油管下隔离封隔器。在数据这么少的情况下两种技术的产量区别很小。裸眼完井的优势是压裂作业后的生产可以辅以裸眼（未增产）流动。水泥衬管射孔完井的优势：井壁稳定性、起裂点位臵是已知的以及减少了多裂缝重合的可能。最近的数值模拟表明，封隔器隔离裸眼完井裂缝开始在封隔器处而不是压裂端口处。
10 结论和建议
公开的数据被用来分析萨斯喀彻温省东南部Viewfield 区463口井的作业参数。各种作业参数与生产记录进行比较，以确定该区的最佳完井实例。
? 压裂液化学性质似乎对井性能没有产生重大影响。直井使用未交联线性凝胶压裂液取得成功，以低速率作业来限制裂缝高度增长，防止击穿上覆Lodgepole 水层。水平段部分需要交联压裂液以携带支撑剂。压裂液系统可以配制成适用采出水作为基液。压裂液的选择应考虑经济性和操作效率。
? 支撑剂浓度似乎对总产油量没有多大影响，但平均产水量随着浓度增加而增加。支撑剂浓度往往受支撑剂排列能力的限制。通常在井的趾端支撑剂浓度是受限制的。由于在投球/裸眼封隔器完井系统中有小直径球座，在不磨铣球座的情况下使用连续油管取出是不可能的。早期在趾端脱砂可能造成一个或多个压裂段的损失。
? 产液量和作业速度的直接关系没有确定，虽然低速率更好地限制了裂缝高度的增长。作为证据，两口未列入总体数据分析的井以单级裸眼完井，作业速度达15 m 3/min 。其产水率高达本研究中井的平均值的10倍。
? 沿水平段增加裂缝密度可能不会提高统计的总产量。从历史情况看，其他
图11 井眼方位角对产油量的影响（最大水平应力预计位于北偏
东70度）。
参数相同时，产油量不会随着级密度增加而增加。
?井筒相对于最大水平应力的方位似乎对总产量影响不大。
?额外的工作需要做的是尝试包括井筒和地质参数的研究领域，以验证作业参数的结果。值得注意的是，由于水平钻井、测井过程的影响，油藏描述是困难的。
?虽然研究仅限于单水平井，但是作者认为其结果可以应用到多分支完井中。陈仙江译自SPE 140252
本人是中石油川庆钻探的一名一线钻井工程师，在一线做了6，7年，主要是负责油、气井直井、定向井、水平井的钻探施工，对这个行业还算比较了解，但目前国内的页岩气技术并不成熟，施工井较少，实际工作中并未直接接触过页岩气的开发井，因此，仅就自己的知识水平和对该行业的了解，浅谈下页岩气及相关上市公司。 谈页岩气肯定首先要说美国，美国页岩气工业迅速发展的主要原因之一是技术的进步， 特别是水平井钻井和水力压裂技术的进步提高了页岩气单井产量，降低了开发成本。其中经历的几个开发阶段如下： 直井+泡沫压裂（1981-1985）->直井+交联冻胶压裂（1985-1997）->直井+清水压裂（1997-现今）->清水压裂+重复压裂（1999-现今）->水平井+清水压裂+同步压裂（2006-现今）。 页岩气的特点是储集层薄，渗透率低，直井单井产量低，生产周期不长，水平井能够穿过更多的储层，捕获更懂裂缝，单井产量高，生产周期长。水平井的钻井成本是直井的至少2倍，但产量却是直井的3-4倍。因此水平井钻井技术得到了很快的发展，相关数据如下： 年份直井数水平井数 2003 850 78 2004 598 284 2005 372 708 2006 287 1323 2007 170 1670 因此，目前页岩气开发的核心技术实质是水平井钻井技术和水力压裂技术。 页岩气水平井钻井流程： 1、确定井位、修建井场、准备场地并安装好井架和其它设备； 2、钻井施工整口井的垂直部分； 3、使用具有一定弯度的井下马达（国内称螺杆钻具）和钻头进行造斜钻进，钻进期间通过无线随钻测斜仪（简称MWD）控制井斜和方位，使井斜最终达到90度附近（该段称为斜井段）； 4、水平段钻进，通过MWD控制井斜和方位； 5、针对完井方案和压裂方式下入套管，为后期生产做好准备。 水力压裂作业流程： 钻井及资料收集->模型模拟->设备搬运->准备压裂流体->酸化处理->洗井并开 始压裂->生产套管射孔->安装管道->注入减阻水->泵入支撑剂->泵入更多支撑剂-> 井眼清洗（因本人属于钻井工程师，对压裂技术并不十分熟悉，因此写的相对简单） 在来看下目前市场表现相对活跃的相关A股上市公司：
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
Techlog 页岩储层评价 Techlog 井筒数据综合解释平台提供了各种独特的功能，可以整合页岩储层所有类型井筒数据和专业知识，以解决页岩储层评价和钻井作业中所面临的复杂挑战。凭借Techlog 软件平台、非常规储层解释、成像处理解释和井筒岩石力学分析等模块，您能够将页岩储层所有类型的井筒数据及多种专业知识整合到一起，在单一的、易于使用的井筒软件平台上，对页岩储层进行多矿物反演精细评价、计算有机碳和干酪根含量、自由气和吸附气地质储量、裂缝发育参数和岩石力学特性参数等，最后对页岩的储层质量（RQ ）和完井特性（CQ ）进行综合评定。 一、页岩储层质量（RQ ）评价 页岩的储层质量直接关系到页岩气（或页岩油）的储量和产量，因此对其储层质量的评价至关重要。页岩储层质量评价首先需要对井筒数据进行预处理。Techlog 井筒数据综合解释平台具有强大的拖放式界面。通过该界面，可以将来自各服务商、各种仪器、包括以往老数据在内的各种常用格式的数据轻松地加载到Techlog 平台上，并通过交互方式进行数据显示、浏览、预处理和测井数据环境校正等质量控制。 然后可以利用Quanti.ELAN 多矿物反演模块对页岩储层岩性、孔隙度和流体进行精细评价。由于页岩地层中普遍存在有机质、沥青、自由气和吸附气，储层低孔低渗（渗透率普遍在纳达西级），所以储层评价难度大。Quanti.ELAN 多矿物反演模块可以利用目前所获得的所有类型信息，从高科技测井仪器数据（如ECS 元素俘获能谱测井）、岩芯采集到地层压力测试数据，来完整准确地描述页岩储层特征。 接下来可以利用Techlog Shale Advisor 模块进行以下分析：1）计算总有机碳和干酪根含量。2）求解吸附气含量 。吸附气被物理地吸附在有机碳的表面，通过郎格缪尔等温线达到平衡。吸附气含量是总有机碳、温度和压力的函数。3）对于页岩凝析气和页岩油储层，根据油气两相的相态变化规律确定其烃的性质和含量。 二、利用成像数据进行裂缝评价
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
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
2014/10/20
课程内容
非常规油气地质学
郭 岭
西北大学地质学系 2014年10月
第一章 绪 论 第二章 页岩气 第三章 致密气 第四章 煤层气 第五章 浅层生物气 第六章 页岩油、致密油 第七章 油页岩、油砂、天然气水合物
2
§6.1 页岩油的概念及特征 6.1.1 页岩油（shale oil）概述
表2 济阳坳陷页岩工业油气井统计数据（王永诗等，2013）
第六章 页岩油、致密油
?§6.1 页岩油概念及特征 ?§6.2 页岩油的资源分布 ?§6.3 典型实例 ?§6.4 致密油及其特征
l页岩油是指赋存于富有机质页岩中的、具有勘
探开发意义的非常规石油（张金川等， 2012 ； 邹才能等，2013）。
页岩油是泥页岩地层所生成的原油未能完全排出 而滞留或仅经过极短距离运移而就地聚集的结果，属 于典型的自生自储型原地聚集油气类型。
表1 中国部分盆地页岩油气井产量简况 地区 东营凹陷 辽河坳陷 泌阳坳陷 泌阳坳陷 东濮凹陷
3
井名 河54 曙古165 安深1井 泌页HF-1 濮86
层段 沙河街组 沙河街组 核桃园组 核桃园组 沙河街组
产油量（m3/d） 91.4 24 4.68 22.5 5
4
§6.1 页岩油的概念及特征 6.1.2 页岩油特征
（1）分类
§6.1 页岩油的概念及特征 6.2.1 页岩油特征
（1）分类
①基质含油型：主要赋存在页岩基质中的有机质、粘土矿物粒间、粒内溶蚀等各类微孔隙和微裂缝中； 页岩的含油性及其中原油的富集程度与有机质丰度、类型、成熟度等因素密切相关，该类页岩油的开 发相对困难只有达到相对较高含油率时才可能具有工业开发价值。
②夹层富集型：相对于页岩层段其中的粉砂质泥岩、粉砂岩粉、细砂岩、碳酸盐岩以及火山岩类等夹 层虽然单层厚度较薄， 但孔隙度和渗透率等物性条件相对较好，上下邻层泥页岩有机质含量高，生 油窗内的富有机质页岩生油能力强，所生成的原油只需经过极短距离的运移即可进入夹层聚集。
③裂缝富集型：要以游离相赋存富集于泥页岩层系的裂缝及微裂缝中，因此页岩油的富集和采出条件
济阳坳陷沙河街组页岩
好，可开采程度高。
图1 页岩油主要富集类型示意图（张金川等，2012）
5 6
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页岩气气井压裂用井口技术规格书 一、产品设计、制造、检验执行的规范和标准： 1、SY/T5127-2002《井口装置和采油树规范》 2、API 5B《石油天然气工业套管油管和管线管螺纹加工测量和检验》 3、NACE MR0175《油田设备用抗硫化物应力开裂的金属材料》 4、API Q1《石油和天然气工业质量纲要规范》 5、A193《高温用合金钢和不锈钢螺栓材料规范》 6、A194《高温高压螺栓用碳钢和合金钢螺母规范》 7、SY5308《石油钻采机械产品用涂漆通用技术条件》 二、页岩气气井压裂用井口内容： 1、页岩气气井井压裂用井口是指安装在油管头之上的采气井口装置。 2、主要技术参数： 规范级别：PSL3 性能级别：PR1 材料级别；EE级 温度级别：P.U 额定工作压力：105MPa 通径：103.2mm 3、主要结构形式、配套和要求： ▲油管挂： 上、下部（两端）为油管长圆扣，主副密封为橡胶密封，油管挂主密封尺寸与原油管头内孔吻合，油管挂上部伸出油管头法兰160mm，外径192mm（7-5/8"）。 ▲盖板法兰： 规格为11″×105 MPa-4-1/16"×105 MPa，法兰厚度220mm ？，大端下部内径192mm，装有两道BT或P型密封，设有注脂孔及试压孔。 ▲阀门及仪表法兰： 盖板法兰之上装两只暗杆式阀门，规格4-1/2"×105 MPa。两只阀门之间安装一片仪表法兰，法兰配接头、考克、压力表。
▲异形四通： 异形四通通径103.2mm，通孔面加工法兰规格4-1/2"×105 MPa。 ▲双法兰短接： 三只双法兰短接，规格4-1/2"×105 MPa---3-1/2"×105 MPa，每只总长度400mm。 ▲盲法兰： 数量：6片，规格4-1/2"×105 MPa，配齐与双法兰短接连接螺栓、螺帽。▲“Y”型三通： 数量：3只，通径103.2mm，端部法兰规格4-1/2"×105 MPa。 三，增配转换法兰 增配盖板法兰一只： 规格为11″×70 MPa-4-1/2"×105 MPa，法兰厚度220mm ？，大端下部内径192mm，装有两道BT或P型密封，设有注脂孔及试压孔，。 四，出厂前要求： 页岩气井压裂用井口出厂前使用11″×105 MPa-4-1/2"×105 MPa 进行连接组装并做气密封试压合格后方可出厂。
页岩油测井评价方法及其应用 作者：王潇翊 摘要目前页岩油气勘探已逐渐成为国内寻找油气资源的重要领域．页岩油 赋存方式和储集空间的多样性、复杂性及勘探的隐蔽性，导致利用测井信息对其认识和评价较为困难，现在页岩油气测井评价技术还处于空白．本文从页岩油赋存方式入手，对影响页岩油储集质量和丰度的关键因素进行了分析；从岩心实验刻度出发，形成了页岩岩相划分方法；通过构建页岩油测井评价体积模型，建立了页岩含油性评价方法和相应的参数计算模型；提出了页岩油有利储集段的概念，并给出了确定有利储集段类别划分的关键参数及其划分方法．用此方法对胜利油区页岩油进行定量评价，取得了较好应用效果． 关键词页岩油，体积模型，岩相划分，含油性评价，有利储集段划分 引言 近年来，页岩油气的勘探开发正在国内外广泛展开，测井技术是页岩油气勘探开发的关键技术之一．因此，油页岩和含气页岩的测井评价方法研究成为国内外众多学者研究的热点［４－７］，并在烃源岩评价、含气量计算等方面已经取得了一些研究进展．国外，ＲｉｃｋＬｅｗｉｓ等人在２００４年提出了用兰格缪尔吸附方程计算页岩含气量的方法；ＪｕｌｉａＦ等在２００７年研究了Ｂａｒｎｅｔｔ盆地油页岩中的天然裂缝以及裂缝对水力压裂的重要性．ＺｏｙａＨｅｉｄａｒｉ等２０１１年将油页岩组成划分为骨架矿物、粘土、有机质和孔隙（烃类、可动水、束缚水），研究了使用密度、中子、Ｐｅ、自然伽马能谱和电阻率测井资料综合评价油页岩的方法．国内，贺君玲等２００６年研究了松辽盆地油页岩中总有机碳（ＴＯＣ）与含油率的定量关系，建立了计算含油率的评价模型．陆巧焕等２００６年总结了胜利油田孔店组生油岩的测井响应特征，建立了声波时差计算ＴＯＣ的模型，并根据ＴＯＣ划分生油岩的生油级别．蒋裕强２０１０年通过研究分析四川盆地海相黑色页岩，将其储渗空间分为基质孔隙与裂缝，基质孔隙包括无机孔隙和有机孔隙．潘仁芳等在２０１０年研究页岩气测井技术的应用时，提出了用体积模型计算含烃量的方法和最优化多矿物解释模型．页岩油是储存在大段富含有机质的油页岩和油泥岩等岩层的无机及有机孔隙中的液态烃（其中部分吸附在有机质和岩石颗粒表面），以自生自储为主．页岩油的形成和富集有着自身独有的特点． 页岩油目前已成为胜利油区勘探开发的主要领域．页岩油岩相的复杂性、赋存方式和储集空间的多样性、变化的不规律性及勘探的隐蔽性等，导致利用测井信息对其认识和评价较为困难．与页岩气测井评价不同，页岩油的测井评价当前国内外均处于起步阶段． 为解决上述问题，在调研国内外页岩气测井评价的基础上，根据胜利油区页岩油的特点，从岩心实验刻度出发，建立测井信息划分页岩岩相的模式，构建页岩油测井评价体积模型及含油饱和度模型，并首次提出页岩油有利储集段的概念，给出储层质量和含油丰度评价的方法．根据上述研究成果，建立了整套页岩油测井评价方法，并形成软件，模块其成果对于评价胜利油区页岩油的资源量及寻找勘探开发有利目标具有重要作用． １页岩油模型 页岩油测井评价体积模型建立过去泥页岩一般作为盖层和生油岩层进行评价，尚未形成完
页岩气开采（压裂技术）对环境、健康的影响 Shale gas exploitation (Fracking）and its environmental and health impact 周睿译普红雁程浩毅校 本译文由云南省健康与发展研究会提供 来源：《世界页岩气资源：美国以外14个区域的初步评估》，美国能源信息署，2011年，https://www.doczj.com/doc/493179206.html, 页岩气开采也涉及到许多其他的环境和健康问题。欧盟2012年8月的一项研究表明，压裂法开采页岩气存在着较高的风险，它有可能引发一系列环境问题，例如污染地下水、地表水和空气，引发水资源安全问题，占用土地资源，影响生物多样性，产生噪声污染及交通问题。
（1）用水 页岩气开采需要大量的水，可能会（导致）对钻井所在地区造成供水压力。每一次压裂操作大约使用1500万升水，而钻井可被压裂多达10次。根据我们的计算，单独一口井所使用的水能够供大约10000欧洲人使用一年。 在水资源供应本已存在压力或是由于气候变化可能存在压力的地区，水量需求水平尤为重要。在欧洲，德国和波兰拥有有丰富的页岩气储量，但其人均可再生水资源位列欧盟国家最末。在英国，目前进行的页岩气开采的地区，其供水情况已经被认为处于“超负荷”水平。2012年美国大部分地区遭遇夏季干旱的侵袭，页岩气开采表现出这种缺水的影响，德克萨斯和堪萨斯的某些地区被迫停止了页岩气的开采，而在宾夕法尼亚州，页岩气的开采则被禁止使用河水。在其他地方，页岩气运营商试图通过收买农场主或向土地所有者支付大量金钱来获得水资源的使用权。 尽管通常认为压裂法比煤和核能用水更少，但却不太可能简单地替代上述两种能源。实际上，如果将多种装置的累积效应考虑在内时，压裂法反而可能会需要更多的水。
工程技术角度分析页岩气开采 页岩气已成为全世界非常规油气资源勘探开发的重点领域。由于页岩气具有区别于常规气藏的显著特性，导致页岩气资源勘探开发成为一个庞大的系统工程，涉及复杂的技术体系，最主要的不同之处在于将工程技术前移至页岩气资源评价和开发过程。水平钻井、滑溜水多段压裂、裂缝检测等一系列关键技术的突破是美国页岩气近年来飞速发展的重要原因。中国非常规油气藏潜力很大，不同机构的评价结果表明，中国陆域页岩气可采资源量很大，是常规天然气资源量的1.1~2.4倍。目前，中国页岩气第二轮招投标已顺利结束，距离实现65亿立方米/a产量目标只有不到3年的时间，多个区块页岩气的勘探及评价即将陆续展开。目前，页岩气水平井分段压裂已占单井建设投资的40%~50%,进一步体现了工程技术的重要性。为此，在勘探开发过程中提出了工程技术的早期介入、合理应用和深入理解，以有助于页岩气的资源评价。 1 页岩气储层压裂机理及实现策略 1.1压裂改造原理 页岩气之所以能在页岩气中存留，缘于页岩极为致密的孔隙结构和极低的渗透率。页岩气储层中天然气基本无法运移到井筒，其主要原因在于2个方面：1.天然气分子直径在页岩气纳米级孔隙中运移难度大。甲烷的分子直径大小是：0.40nm，乙烷的分子直径大小是0.44nm，而页岩的孔隙大小是0.5~100nm，远远小于砂岩的孔隙（大于1μm）。对于孔隙直径较小的页岩，天然气基本是无法运移的。即使孔隙直径在100nm的页岩，天然气的运移难度也较大。2.天然气在致密孔隙结构中运移时间较长。理论研究表明，基质渗透率在0.000001mD时，流体穿透100m基质流入井筒需要的时间将超过1Ma。因此，页岩气得以开采利用，必须通过水力压裂在页岩储层里形成具有相当大体积、形态分布复杂、具有一定渗透能力的裂缝网络体系，使页岩气通过这个裂缝网络体系流入到井筒。 For personal use only in study and research; not for commercial use 页岩气压裂与常规压裂形成的双翼对称的平面张开缝不同，页岩气压裂（或称之为“体积改造”）旨在形成相互交错的复杂的“网络”裂缝体（含张开缝和剪切缝），增加平面与纵向上的储层改造体积SRV（stimulated reservoir volume），达到与页岩最大裂缝接触面积，提高初始产量和最终采收率。因此，页岩气开采工程技术实质是通过水力压裂把储层“压碎”。 1.2 压裂改造及其分类 人们将储层分为常规和非常规。压裂的目的不同，常规储层和页岩气储层的
页岩气开采中的水力压裂与无水压裂技术 孙张涛 吴西顺 （中国地质图书馆，北京 1000813） 摘 要：随着“十二五”规划的发布，页岩气的大规模勘探开发在我国被提上议事日程。对于我国目前的页岩气勘探开发而言，技术配套和攻关是首要任务，还需处理好相关的环境问题。然而，页岩气开采中常用的水力压裂技术始终面临着两大难题：水资源的大量消耗和压裂导致的相关污染等。因此，出于环保和节约水资源的考虑，国外许多公司都加大了对氮气泡沫压裂、CO 2 压裂和液化油气压裂等无水压裂技术的研发投入。无水压裂技术不仅可以解决缺水难题，还能减少页岩气开发对环境造成的污染，可谓一举两得。目前我国尚未完全掌握相关核心技术，水资源又相对缺乏，基于这样的现实考虑，无水压裂技术或许能够解决我国页岩气开发中的水资源难题。 关键词：页岩气开采 水力压裂 无水压裂 压裂技术 基金项目：本文受中国地质调查“国外地质文献资料集成服务与分析研究”项目资助（项目编号：1212011220914）。 收稿日期：2014-05-12 第一作者简介： 孙张涛（1981-），女，助理研究员，主要从事地学文献情报研究。 1引言 我国“十二五”规划明确提出了“推进页岩气等 非常规油气资源的开发利用”，随后《页岩气发展规 划（2011～2015）》（以下简称《规划》）也应运而生， 该《规划》明确要求“加大页岩气勘探开发技术科技 攻关，掌握适用于我国页岩气开发的增产改造核心技 术”。虽然水力压裂技术是现阶段开采页岩气的主流 技术，但由于存在诸多尚未突破的“瓶颈”，已成为欧 美国家页岩气辩论中最具争议性的一个话题。随着人 们对水资源和环境问题的重视，许多国外公司纷纷探 索水力压裂的替代技术。我国“十八大”报告强调要 “全面促进资源节约”以及“加强水源地保护和用水 总量管理”，《规划》中也提出要“减少用水量”以及要 “加强环保监测实现压裂液无污染排放”，在水资源 匮乏、生态环境脆弱的中国，若要大规模开采页岩气， 必须考虑并规避水力压裂可能带来的风险，因此，技术 突破和攻关在现阶段显得尤为重要。 2水力压裂技术 2.1 水力压裂原理 水力压裂是通过高压将数百万加仑的压裂液泵入 油井或气井中，冲破页岩层生成岩层裂隙以实现油气 增产的一项技术，如果注入的压裂液能保证足够的压 力维持荷载，裂隙可以延伸数百米。压裂液中大约99% 为水，其他主要是化学添加剂和支撑剂（如砂粒或陶 粒），以防止压裂裂隙闭合。添加到压裂液中的化学品 包括摩擦减速剂、表面活性剂、胶凝剂、规模抑制剂、 酸性试剂、腐蚀抑制剂、抗菌剂、黏土稳定剂等。表1[1] 为水力压裂过程中可能使用的某种或多种压裂液的组 成和用途。 1947年，在美国堪萨斯州首次应用了水力压裂技 术，但该技术被迅速推广则得益于近年来页岩气在 全球的兴起。2008年，在世界范围内打了5万多口水 力压裂井，据估计，如今一半以上的钻井都要进行压裂 作业[2]。
第39卷第3期石 油 钻 探 技 术Vo l .39No .32011年5月PET RO L EUM DRIL LI NG T ECHN IQ U ES M ay ,2011 收稿日期:2011-03-16;改回日期:2011-04-27。 作者简介:薛承瑾(1963—),男,江苏涟水人,1984年毕业于华东石油学院采油工程专业,2005年获中国石油大学(北京)油气开发工程专业博士学位,教授级高级工程师,副总工程师,SPE 终身会员,长期从事油气田开发方面的研究工作。 联系方式:(010)84988089,xuecj .sripe @sinopec .com 。基金项目:国家重大科技专项“3000型成套压裂装备应用技术研究及应用示范”(编号:2011ZX05048-006)资助。 页岩气钻井完井技术专题 doi :10.3969/j .issn .1001-0890.2011.03.004 页岩气压裂技术现状及发展建议 薛承瑾 (中国石化石油工程技术研究院,北京 100101) 摘 要:页岩气分布广泛,开发潜力巨大,是常规石油天然气的理想接替能源。但是,页岩气成藏规律、储集空间、渗流规律以及开发模式有其自身特点,特别是储层具有低孔特征和极低的基质渗透率,给有效开发带来很大的困难和挑战,而水平井分段压裂是页岩气成功开发的主体技术。北美地区页岩气开发已实现商业化,并逐渐形成了一系列以实现“体积改造”为目的的页岩气压裂技术。我国页岩气资源丰富,前景广阔,但尚处于起步阶段。因此,了解北美地区页岩气储层特点和开发技术,加快技术研发和应用力度,尽快形成和配套适应我国页岩气压裂技术应用的基础理论与技术系列,对于加快我国页岩气勘探开发步伐具有现实意义。概述了国内外页岩气开发现状,详细分析了页岩气的储层特征,重点介绍了国外页岩气压裂技术进展和形成的系列工艺技术,并结合目前形势对我国页岩气压裂技术的发展提出了一些建议。 关键词:页岩气压裂压裂液发展趋势 中图分类号:T E37;T E357.1+1 文献标识码:A 文章编号:1001-0890(2011)03-0024-06 Technical Advance and Development Proposals of Shale Gas Fracturing Xue Chengjin (S inopec Research Institute o f Petroleum Engineering ,B eijing ,100101,China ) A bstract :Widely distributed shale gas reserves with huge development potentials are an ideal alternative re -source .However ,due to its accumulation characteristics ,reservoir space ,seepage law ,and development pattern ,and its extremely low porosity and matrix permeability ,there are great difficulties and challenges to effective develop -ment of shale gas .H orizontal w ell fracturing has become the main technique in developing shale gas .Commercial development of shale gas in some countries especially in the United States has been achieved and a series of technol -ogies have been developed in shale gas reservoir stimulation .In China ,there is a bright prospect for the abundant shale gas development ,while it is still in its early stage .Understanding No rth American shale gas reservoir charac -teristics and development technology ,and accelerating technology research and application in order to develop and form fundamental theory and technology in shale gas fracturing has practical significance for accelerating the pace of shale gas ex plo ration and development .This paper overviewed worldw ide shale gas development and analyzed its characteristics .The progress on shale gas fracturing technology was highlighted and recommendations on shale gas development in China were provided . Key words :shale g as ;fracturing ;fracturing fluid ;developing trend 1 概 述 页岩气在全球范围内分布广泛,且开发潜力巨大。20世纪90年代以来,美国、加拿大等北美国家页岩气勘探取得成效,开发技术趋于成熟。据测算,全球页岩气资源量约为456×1012 m 3 ,其中美国的 页岩气资源量接近30×1012 m 3[1] 。页岩气的勘探开