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
煤层气井压裂技术现状研究及应用 摘要：煤层气其主要成分为高纯度甲烷。煤层气开发的主要增产措施是压裂，而压裂设计是实施压裂作业的关键。本文介绍了煤层气储层的特征，并根据美国远东能源公司煤层气井压裂工艺技术，对其在山西寿阳区块几口井的压裂设计进行了分析。讨论了煤层气井压裂设计的主要参数如施工排量、压裂液、支撑剂、加砂程序的优化措施。 关键词：煤层气储层压裂设计小型压裂测试树脂涂层砂 1 引言 美国是率先进行煤层气开采的国家，其煤层气工业起步于70年代，大规模的发展则是在80年代。我国是世界上煤炭资源最丰富的国家之一，经测算煤层甲烷总资源量为30～351012 m3，约是美国的三倍。我国煤层气目前处于商业化生产的阶段。至今已在全国各煤矿区施工600多口煤层气井、10余个井组，大部分进行了压裂增产等措施。煤层气是我国常规天然气最现实、最可靠的替代能源，开发和利用煤层气可以有效地弥补我国常规天然气在地域分布上的不均和供给量上的不足。山西省是中国煤层气储量最丰富的地区之一，开发利用煤层气的优势十分突出，如何坚持科学发展的指导思想，解决开发利用过程中遇到的难点和瓶颈问题，达到合理有效地开发利用是我们当前应该着重思考的问题。 2 煤层气概况 煤层气俗称瓦斯，其主要成分为高纯度甲烷，是成煤过程中生成的、并以吸附和游离状态赋存于煤层及周岩的自储式天然气体，属于非常规天然气。在亿万年漫长的煤炭形成过程中，都有以甲烷为主的气体产生，如果它较多地从母质煤炭岩层中游离迁移出来并进入具有孔隙性和渗透性均良好的构造中储存积聚，则被称为煤成气（即煤基天然气），其开采方式与常规天然气较相似。 2.1 煤层气的赋存特点 煤层气藏与常规气藏最大的差异就是煤层甲烷不是以简单的游离状态储存于煤岩的孔隙中，煤层气中90%以上均是吸附状态附着于煤的内表面上，少量的煤层气是以游离状态储存于煤岩的割理、裂隙和孔隙中，还有部分煤层气是以溶解状态储存于煤层水中。煤是一种多孔介质，其中微孔隙特别发育，形成了异常巨大的内表面面积，据测定每吨煤的内表面面积可达0.929亿m2 。煤的颗粒表面分子通过范德华力吸引周围气体分子，这是固体表面上进行的一种物理吸附过程。压力对吸附作用有明显影响，国内外的研究均表明，随着压力增加，煤对甲烷的吸附量逐渐增大。 2.2 煤层气储层特征
doi:1013969/j1issn1100626896120101051050 定向井分层压裂工艺 程木林(大庆油田采油工程研究院) 摘要:定向井分层压裂管柱,经室内研 究试验合格后进入了现场应用。到目前为止 在海拉尔油田共完成13口井18井次压裂现 场试验,压裂施工均一次成功,施工成功率 100%,取得了较好的工艺效果。压裂管柱 适合井斜角大、井深及高压的压裂施工,能 够满足一次施工实现2个层段压裂要求,管 柱具有反洗井功能,能够预防和解除砂卡, 可安全脱卡,实现了安全施工。 关键词:定向井;压裂;现场试验 海拉尔为复杂的断陷盆地,乌尔逊河周边为国家自然保护区,一方面大斜度井可以绕开乌尔逊河保护区进行勘探与开发,另一方面地层倾角大,为了钻遇更多储层和真实准确评价储层资源,勘探海拉尔公司决定采用大斜度井进行区块潜力评估,斜井最大井斜角在55°以内。由于大斜度井其井筒轴线严重偏离垂线,使井下工具的工作状态比直井更恶劣,导致目前的分层压裂管柱很难适应大斜度井分层压裂的要求,这在封隔器的密封性及管柱防卡方面表现的更加突出。为了满足海拉尔油田勘探、开发需要,现场采用两种压裂工艺,进行了13口井试验,取得了较好的压裂效果。 1 定向井压裂管柱 单卡压裂管柱由 62mm外加厚油管、安全接头、水力锚、K344-114反洗井封隔器以及节流嘴组成。双卡压裂管柱由 62mm外加厚油管、安全接头、水力锚、K344-114反洗井封隔器、导压喷砂器和丝堵组成。压裂时利用整体导压喷砂器中的节流装置产生的压力损失,使油套压力系统形成一定的压差,在压力作用下,使封隔器坐封,并密封油套环形空间,分隔油层。压裂液经整体导压喷砂器口进入地层,泄压后封隔器自动解封。 2 室内及现场试验情况 根据总体技术要求,研究设计了新型K344-114反洗井封隔器,并进行了强度试验。将组装好的封隔器放入内径 124mm套管内,试内压55 M Pa,稳压10min,各部位无渗漏,钢体无变形,达到设计要求,从试验情况看,胶筒耐温耐压性能满足使用要求。 定向井分层压裂管柱,经室内研究试验合格后进入了现场应用。到目前为止在海拉尔油田共完成13口井18井次压裂现场试验,压裂施工均一次成功,施工成功率100%,取得了较好的工艺效果。 利用定向井扩张式压裂管柱先后进行13口井18井次压裂施工,最大加砂量为50m3,最高施工压力是53MPa,最大井斜角5115°,井深2740m。 (1)压裂管柱适合井斜角大、井深及高压的压裂施工。乌斜1井,井斜角5115°,压裂层位n1-120、d2-99,深度:274010～273610m、237010～236310m,分别采用定向井单卡压底层、双卡压上层压裂管柱。现场施工时压力较高,地面最高泵压达4715M Pa。压裂管柱使用的封隔器为扩张式,封隔器密封可靠,两趟管柱均一次成功,取得较好的效果,压裂施工数据见表1。 表1 乌X1井压裂施工数据 压裂 层位 最大井 斜角/° 砂比/ % 加砂/ m3 排量/ m3?m in-1 施工压力/ MPa 备注 n1-12051152515263154715～3715单卡 d2-995115211136317～3142911～2616双卡 (2)压裂管柱能够满足一次施工实现2个层段压裂要求。贝14-XB50-50井,井斜角40187°,压裂层位B I,深度:183010～181716、179710～177910m采用扩张式定向井分层压裂管柱施工,该井两层加砂达到50m3。压裂第一层时,起车后施工上升53MPa,低砂比段处理缝口后施工压力由48M Pa下降至31M Pa,表明近井地带缝口存在严重的污染。加砂前加入粉砂017m3,顺利施工,上提管柱33m,完成第二层压裂,具体压裂施工数据见表2。 表2 贝14XB50-50井压裂施工数据压裂 层位 最大井 斜角/° 砂比/ % 加砂/ m3 排量/ m3?m in-1 施工压力/ MPa 备注 BI(4-6)4018728222185310～2718双卡 BI(1-3)4018738282183314～2813上提现场试验表明,该工艺技术不但能够满足定向井(井斜角55°以内)一次施工实现2个层段压裂要求,双卡管柱还实现了定向井大砂量、高砂比的压裂施工。 (3)管柱具有反洗井的功能,能够预防和解除 58 油气田地面工程第29卷第5期(201015)
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
机械式封隔器分层压裂工艺试验及效果评价 摘要长庆气田属低压、低渗透气田，上古气藏含有不同层系，如果要多层开采，须进行分层压裂改造才能投产。本文通过对Y241封隔器机械式分层压裂工具在苏36-11井、苏38-16-2井；Y341封隔器机械式分层压裂工具在榆42-17井、G52-18井、大开27井进行的压裂改造试验的分析，认为该工艺具有施工操作简单、不压井、不动管柱、作业时间短、施工对气层几乎无伤害、节约成本等优点。 主题词：机械式封隔器分层压裂试验效果评价 一、概述 长庆气田含有多套产气层系，一般下古生界主要包括马五1、马五2、马五4；上古生界主要有太原组、山西组、石盒子组，上古砂岩气藏主要分布在靖边、榆林、乌审旗、苏里格气田，探明的地质储量占长庆气田的74%；砂岩气藏储层致密，表现为低丰度、低渗、低压、低产等特征，非均质性强，投产前须进行压裂改造；主要含气层系为上古石盒子组和山西组，气层段较多，2-4层的情况较为普遍。例如，苏里格气田统计的67口气井中，多气层段同存的气井达58口，占总井数的86.56%。 为了高效开发气田，需要上下古分层压裂酸化改造后，合层生产；或者上古不同气层分层压裂后，合层生产。目前应用的分层压裂方式主要有：投尼龙球选择性压裂、填砂打液体胶塞分层压裂、永久性桥塞封隔压裂、可捞式桥塞封隔压裂、机械式封隔器分层压裂。 长庆气田上古气层水锁性强，地层压力系数低，压井、冲砂等作业对
储层的浸泡伤害较大，因此筛选出施工工序简单、对地层浸泡伤害小、成本低廉、施工周期短、封隔可靠等要求的分层压裂工艺，无疑具有重要意义。 二、开展机械分层压裂工具研制和试验的必要性 表1是对几种分层压裂工艺优缺点的列表比较，从中可以看出：采用机械式分隔器分层压裂改造，现场操作简单、施工作业时间短，具有不压井、不动管柱、劳动强度小等特点，对气层几乎无伤害，能满足气井分层压裂改造工艺要求，是目前最理想的分层压裂改造工艺。 表1：气井几种分层压裂工艺优缺点对比 三、Y241封隔器分层压裂工具 （一）井下管串结构 井下管串自上而下主要由油管、管柱伸缩补偿器、油管、压井洗井开关、安全接头、Y241封隔器、调整短节、喷砂滑套、Y241封隔器（带水
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
定向井压裂技术发展现状分析 Ξ 贾长贵1,2 (1.中国石化石油勘探开发研究院博士后工作站,北京 100083;2.中国石化石油工程技术研究院,北京 100101) 摘 要:定向井压裂技术是石油开发过程中的重要技术,本文对这一技术的现状进行了分析。关键词:定向井;压裂技术;分析 中图分类号:TE357.1+3-1 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2010)20—0092—02 我国东部低渗透、断块油气田,地层情况复杂,在开发的中、后期,为了改善油田的开发效果,大斜度定向井的数量逐年增多,并且多数需要进行压裂改造。定向井在不利的方位下易产生多裂缝,受多裂缝的影响,裂缝宽度降低,致使支撑剂过早地发生桥塞,易于产生砂堵,致使达不到理想的压裂增产效果。 1 防止定向井水力压裂早期脱砂技术 国外对定向井压裂的研究工作进行的较早。Kup arul R iver 油藏探边井、定向井较多,属于低渗油层,90年代初为真正提高生产能力进行了大型重复压裂作业,尽管压裂取得成功,但某些区块的井压裂后没有效果。原因是用常规的压裂工艺导致过早的近井眼脱砂,支撑剂充填效率低,井的生产能力也随之降低,而这些井大都是扩边井、井斜最大或井眼与最佳裂缝面方向不利因素的井。近期压裂研究结果表明,在上述问题井中的近井区较高的摩阻压力损失表明在近井区域存在严重的裂缝宽度节流现象,由于大斜度井在相对于最佳裂缝面不利的方向倾斜,因而自炮眼产生的启动裂缝可能不会连成沿井眼的一条单一裂缝面,结果多是多重雁行式裂缝会同时自井眼延伸。因此,受次要裂缝的分流、滤失等因素的影响,易造成砂堵。 通过对多裂缝的分析,为了降低早期脱砂的危险,国内外的主要做法是增加压裂液的粘度、降低施工排量以及射孔层段的高度,采用支撑剂段塞技术、变排量施工技术,确保施工成功。 2 定向井射孔压裂 射孔对水力压裂的影响研究始于七十年代,研究的范围只针对直井的情况,研究方法只限于模拟试验进行定性分析。 1973年,A bbas A li D aneshy [1]首先对射孔孔眼的压裂进行了模拟试验研究,认为水力裂缝的起裂压力,起裂位置、延伸与井筒附近的应力分布有密切关系。目前地应力方向的测量技术已成熟,包括水力压裂法、壁崩落方向法、塞尔效应法、差应变法。在压裂之前可以确定地应力的方向,这为待压裂井定向射孔技术的发展奠定了基础。 四川石油管理局[2]结合四川盆地油气储集层的特征,采用模拟试验的方法研究了射孔方案对破裂压力和造缝形态的影响。认为射孔作为液流通道,在压裂时具有重要作用,如调节破裂压力的大小、控制裂缝的初始方位、调整层间进入液量等,射孔方案是主动改变压裂施工工艺的有效手段之一。破裂压力随射孔深度、孔密的增加有所降低,线状排列较螺旋排列要低。最小主应力与射孔两个因素都能控制裂缝的断裂方位,当射孔方向正交最小主应力时,裂缝方向稳定,破裂压力值最低,否则断裂方位会变化,破裂压力值会提高。裂缝方位开始受射孔方位控制,延伸过程其方位逐渐转到与最小主应力正交。 1997年,L yle V L ehm an [3]分析了多条裂缝产生的原因。认为多条裂缝是导致水力压裂成功率较低的主要因素。分别对直井、定向井和水平井进行了研究。直井易产生对称的扇形裂缝。对于水平井,裂缝在每一个炮孔起裂,延伸过程中相邻裂缝交叉,最后形成一条垂直于最小应力方向的主裂缝。斜井易产生多条裂缝,原因是复杂的地层条件和地应力条件,射孔的间距过大,定向井的倾斜角过大等。 1999年,M oha m ed Sol i m an [4]在高渗、弱固结地层压裂施工时进行定向射孔的研究和应用。螺旋射孔是由于油从地层流向井底,而对于压裂后的油井,油大部分从裂缝经过孔眼流进井眼,从而提出定 29内蒙古石油化工 2010年第20期 Ξ 收稿日期6作者简介贾长贵(3),男,河南安阳人5年毕业于石油大学(北京)石油工程专业,年获中国石油大学(北 京)油气田开发专业博士学位,在站博士后,高级工程师,主要从事储层改造技术研究与应用工作。 :2010-0-22 :197-1992007
区块页岩气水平井钻井完井技术 摘要：相对于发达国家，我国区块页岩气勘察起步较晚，仍然处于起步阶段， 勘察技术有待提高。而一些发达国家已经积累了丰富的经验，特别在页岩气水平 井钻井完井技术上，起步较早、技术水平趋于成熟。就此，文章就区块页岩气水 平钻井完井技术展开分析 关键词：区块页岩气水平井；钻井完井；技术分析 笔者以涪陵焦石坝区块为例，该地区地理环境复杂、各向差异显著容易出现 井下安全事故且钻井时间长。经过对该区块页岩气钻井完井技术难点展开适应性 评估，制定可行性方案从而为涪陵焦石坝区块页岩气开发创造条件。 一、页岩气水平井钻井特点分析 水平井和页岩之间的储层和中裂缝相交，基于现有条件下扩大接触面积，完 善页岩气流动状态。由于水平井井眼在最小的主应力位置，可以使井眼基于压裂 条件下与井筒相交从而压裂增产。水平井比直井要求较低，地下延伸性较大，防 止受到地面因素影响。基于费用投资上分析，水平井经济造价多，但是采量较多 有助于经济收入的提升。因为页岩气在钻完井上呈现复杂性、系统性特点，特别 在低空隙度和低渗透上。所以，钻井开采过程中应注意储存保护。泥页岩呈现碎 花膨胀特点，目前当务之急是提高钻井工艺。此外，由于经济投入较多需要注意 垂直井段深度控制。钻井时避免坍塌问题，采取科学的控制方案。这样做的原因 的是：不同区域的页岩气地质和储量不同，在页岩气水平开采过程中应立足于现 实状况、学习发达国家成功经验从而研发适应国内的水平井开采技术。 二、页岩水平井钻井液研究 泥页岩自身有着吸水膨胀性特点，所以容易发生井壁失稳，这也是导致安全 事故的主要原因。由于页岩地层层理和页岩裂缝发育，岩心外层存在细小缝隙， 钻井液流入垮塌页岩层内并通过体表水化反应在泥页岩地层内产生膨胀，引发坍 塌与井壁失稳。所以，在选择页岩气水平钻井液过程中应做好密封工作。伴随着 开采页岩气的快速发展，有关技术并未得到了研发使得实际开采成功率较低。国 内关于开采页岩气研究上缺少充足的资料依据与经验积累，极容易出现钻井液密 度较大，尤其是钻井开采过程中井壁失稳严重。就此，页岩气水平井钻井开采多 利用基础钻井液，直井段开采会利用水基钻井液。开采页岩气钻对水基站井液有 着严格要求，油基钻井液要求有细小的润湿角与页面张力，有助于提高水平井井 壁强度。同时，防止井壁塌陷。 三、页岩气水平井固井技术分析 页岩气水平井固井多利用分段压裂方法提高产量，这对固井胶结性提出了较 高要求。因为页岩气有着水化膨胀特点，作业时间长容易出现井壁失稳。此外， 井眼椭圆度较高使得水平井段下套管难度大。由于页岩气水平井集中选择油基钻 井液，特别是低温浅井时期固井时顶替率较差。页岩气提高产量的方法为射孔与 压裂，使得生成射孔的过程中导致水泥破损。针对这一问题，可以采取以下方法：第一，检查铜井并对井眼质量给予重视。第二，通过套管漂浮固井技术缩减上提 套管拉力与下放阻力，保证施工稳定性。此外，确保套管下放作业有效开展。第三，利用套管抬头下套技术与前置液固币清洁技术，尽可能规避油膜残留影响。 页岩气水平井完井技术分为：裸眼射孔完井、组合式桥塞完井，其中常见的 是套管固井后射孔完井技术与组合式桥塞完井技术。射孔完井技术多利用下套管 固井后，作为生成射孔的目标。
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/ac350829.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。
煤层气压裂工艺技术及实施要点分析 发表时间：2019-07-17T09:24:30.543Z 来源：《建筑学研究前沿》2019年7期作者：康锴 [导读] 我国地大物博，矿产资源丰富，煤层气资源总储量占居首位，可以与天然气的总储量相媲美。 新疆维吾尔自治区煤田地质局一六一煤田地质勘探队 摘要：近几年，我国经济建设发展迅速，煤矿企业为我国发展做出了很大贡献。我国煤层具有松软、压力低、表面积大和割理发育的特征，导致煤层气开采普遍存在经济效益低、单井产量低的问题。为了适应煤层气特殊的产出条件，本文探讨煤层气压裂工艺技术与实施要点，以期为我国煤层气开采提供参考意见。 关键词：煤层气；压裂工艺技术；实施要点 引言 我国地大物博，矿产资源丰富，煤层气资源总储量占居首位，可以与天然气的总储量相媲美。因为煤层气本身属于清洁能源发展行列，本身带有极强的清洁性能和使用的高效性，对于此资源进行科学合理的开发应用，能够有效缓解现阶段我国能源紧缺的尴尬局面。进行开采过程中，需要对煤层的低饱和、低渗透和低压的发展特点充分了解，可以通过对水力压裂技术的改造升级，完成增产增效工作，保证煤层气井开采效率和高质量发展。在此过程中，需要注意的问题是，因为不同煤层在发展过程中，都受到不同介质的作用，其内部构成和物质特性方面都存在很大差异性，所以，科学掌握煤层气压裂工艺技术有着重要的现实意义。 1煤层气探采历史 1733年美国首次实现地下管道煤层气抽放，1920年第一次完成3口地面煤层气抽采井。1953年在圣胡安完成高产井，日产1.2万m3。我国起步较晚，1957年阳泉四矿在井下成功实现，临近煤层瓦斯抽采。1992年正式开始研究实验。1996年中联煤层气有限责任公司的成立，标志着我国煤层气开发研究的新纪元。 2矿岩压裂的主要影响因素 2.1天然裂缝割理 在煤层开采发展过程中，主要的裂缝系统包括天然裂缝和割理，这两种现象会严重影响到压裂裂缝的发展形态，同时还会对周围水文地质的发展起到一定的影响作用。通常它们的主要性能会对水力裂缝的形态进行延伸，造成冲击作用，也就是说，通过这两个作用力的共同作用，煤层气井在发展和延伸的时候，很容易发生突然转向和次生裂缝。 2.2矿岩力学性质 对矿岩力学性质进行研究的过程中，需要重点做好三个方面的工作：首先，做好矿岩硬度和密实度的勘察工作。第二，对整体强度和弹性力度问题进行研究。第三，深入探讨研究断裂相关内容。对有显著特点的矿样进行综合检测分析，通过观察和对比，得到的结论是，矿岩在受到某些压力和应力的共同作用下，其自身的特征也会发生改变，呈现出弹性模量低、脆性大、易破碎和易受压缩等显著特点，所以，需要对矿岩力学性质进行综合研究。 2.3地应力 在矿井气层发生水力起裂现象的过程中，地应力的变化情况会对裂缝整体位置和形态产生主要影响作用。通过科学调查结果显示，起裂压力大小情况与地应力差之间存在负相关的变化发展联系。换言之，破裂压力的影响因素主要为天然裂缝与最大水平主应力间的夹角，在高水平应力差作用力的影响下，会发生层次较规律的主缝问题。在低水平应力差作用力的影响下，裂缝问题就会向周边进行延伸和扩展。 3煤层气压裂工艺技术 3.1大排量压裂技术 在煤层储层中，有着大量的天然割理系统，加之在压裂施工中使用了活性水压裂液，因此容易造成在压裂过程中滤失量过大及效率低的情况。而为了控制液体滤失以保障效率，应当要根据活性水压裂液的特点，选择大排量注入压裂液的施工方式。 3.2低砂比压裂技术 煤层气压裂的砂比是由多种因素共同决定的，包括煤层本身的特性、压裂液及其排量、支撑剂密度等等。煤层具有性脆、易破碎以及易滤失等特性，而这些都容易引起压裂过程中煤层出现砂堵；再者压裂液粘度低，也是造成砂堵的一项常见因素。而若应用低砂比压裂技术，则能够十分有效地预防砂堵现象。 3.3脉冲加砂技术 若想实现煤层气开采的增产，其主要途径之一就是尽量增加缝长和沟通天然割理系统。在深层煤层气的压裂施工过程中，支撑剂的泵入可以选择采用将前置液与携砂液交替注入的方式。这种方法既能够更多地增加缝长和沟通天然割理系统，同时又能够防止砂堵，提高压裂效率。 3.4复合支撑技术 该深层煤层气储层的闭合压力＜20MPa，经分析和评价后，认为其在支撑剂的选择上以石英砂为宜。由于煤层气储层具有易滤失的特点，所以在加砂前，首先要处理天然割理，即加入适量的细粒径石英砂，从而降低其滤失；其次在加砂过程中，要加入适量的中粒径石英砂，从而延伸裂缝；而在加砂后期，则要加入粗粒径石英砂，以使煤层中的气流畅通。 4煤层气压裂工艺技术及实施要点分析 4.1优选煤层气压裂液体系 在煤层气压裂中，压裂液既需要携砂、造缝，又会因液体浸入储层而伤害煤层，所以优选压裂液体系至关重要，即要求煤层气压裂液满足压裂工艺的技术要求、与储层配伍性且尽量不伤害煤层。煤层气井从客观实际出发优选压裂液体系，具体要点包括：一是少用添加剂，如有机类添加剂，以免伤害煤储层；二是研发与煤层气压裂条件相适宜的压裂液材料，以提高其与煤储层的配伍性；三是在满足压裂工艺与施工要求的前提下，提高压裂液的经济性，从而适应市场经济的发展要求。据此，山西沁水盆地煤层气井决定选用清水压裂。
(19)中华人民共和国国家知识产权局 (12)实用新型专利 (10)授权公告号 (45)授权公告日 (21)申请号 201920357075.3 (22)申请日 2019.03.20 (73)专利权人 中国石油天然气股份有限公司 地址 100007 北京市东城区东直门北大街9 号中国石油大厦 (72)发明人 卜军 李向平 吕宝强 达引朋 杨军侠 王飞 汪澜 吴甫让 赵伯平 李转红 (74)专利代理机构 西安吉盛专利代理有限责任 公司 61108 代理人 赵娇 (51)Int.Cl. E21B 43/26(2006.01) (ESM)同样的发明创造已同日申请发明专利 (54)实用新型名称 一种4寸半套管分层压裂管柱 (57)摘要 本实用新型公开了一种4寸半套管分层压裂 管柱，包括定压滑套、封隔组件、水力锚、丢手封 隔器和连接管，其中封隔组件为多个，所述连接 管包括第一连接管、第二连接管和第三连接管， 其中第二连接管为多个，所述定压滑套上端通过 第一连接管连接封隔组件，其中多个封隔组件之 间依次通过多个第二连接管自下而上连接，所述 最上端的封隔组件与水力锚之间通过第三连接 管连接，其中水力锚上端连接丢手封隔器，所述 定压滑套、封隔组件、水力锚和丢手封隔器均设 有内通孔，其中封隔组件、水力锚和丢手封隔器 的内通孔直径均大于定压滑套的内通孔直径。权利要求书1页 说明书8页 附图1页CN 210068120 U 2020.02.14 C N 210068120 U
权 利 要 求 书1/1页CN 210068120 U 1.一种4寸半套管分层压裂管柱，其特征在于：包括定压滑套（1）、封隔组件、水力锚（4）、丢手封隔器（5）和连接管，其中封隔组件为多个，所述连接管包括第一连接管（6）、第二连接管（7）和第三连接管（8），其中第二连接管（7）为多个，所述定压滑套（1）上端通过第一连接管（6）连接封隔组件，其中多个封隔组件之间依次通过多个第二连接管（7）自下而上连接，所述最上端的封隔组件与水力锚（4）之间通过第三连接管（8）连接，其中水力锚（4）上端连接丢手封隔器（5），所述定压滑套（1）、封隔组件、水力锚（4）和丢手封隔器（5）均设有内通孔，其中封隔组件、水力锚（4）和丢手封隔器（5）的内通孔直径均大于定压滑套（1）的内通孔直径。 2.根据权利要求1所述的一种4寸半套管分层压裂管柱，其特征在于：所述封隔组件包括中间封隔器（2）和压裂滑套（3），其中压裂滑套（3）连接于中间封隔器（2）上端，所述中间封隔器（2）和压裂滑套（3）均设有内通孔，其中压裂滑套（3）的内通孔直径大于或等于中间封隔器（2）的内通孔直径。 3.根据权利要求2所述的一种4寸半套管分层压裂管柱，其特征在于：所述定压滑套（1）的外径为89mm，其中中间封隔器（2）的外径为94mm，其中压裂滑套（3）的外径为85mm，其中水力锚（4）的外径为94mm，其中丢手封隔器（5）的外径为94mm，所述丢手封隔器（5）的内通孔直径为31mm，所述中间封隔器（2）的内通孔直径为35mm≦d<42mm，其中多个中间封隔器（2）的内通孔直径自下而上逐级增加。 4.根据权利要求3所述的一种4寸半套管分层压裂管柱，其特征在于：所述定压滑套（1）打压开启前的内通孔直径为25mm，打压开启后的内通孔直径为35mm。 5.根据权利要求3所述的一种4寸半套管分层压裂管柱，其特征在于：所述中间封隔器（2）为Y341封隔器，所述丢手封隔器（5）为Y445丢手封隔器，其中丢手封隔器（5）丢手后内通孔直径为42mm。 2
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
多级分层压裂工艺技术现状及展望 李亭 一直以来，水力压裂技术都是油气田开发中增产增注的主要手段，尤其对于低渗透油气田开发，更是主要的依赖手段。由于石油需求量的迅猛增加，迫使我国对低渗透油气田的开发越来越重视，对相应开发技术的要求也越来越高，这样，水力压裂技术也得到了迅速的提高。 由于油气田开采难度的加大，为了适应压裂改造的需要，水力压裂技术出现了多方面的技术进步，特别是在多级分层压裂技术方面。本文就近几年来的技术发展情况，做一简要总结，希望能够对今后技术的发展有所帮助。 多级分层压裂包含多种技术手段，常规方式有：限流、投球、桥塞、液体胶塞和工具封隔等分层压裂技术，近几年快速发展起来的两种技术是水力喷射和封隔器配合滑套多级分层压裂技术。 一、水力喷射多级分层压裂技术 １、工作机理 水力喷射分层压裂是集射孔、压裂、隔离一体化的新型增产措施,利用专用喷射工具产生高速流体穿透套管和岩石,形成孔眼,随后流体在孔眼底部产生高于破裂压力的压力,造出单一裂缝。水力喷射裂缝一旦形成，由于喷嘴出口周围流体速度最高，其压力就最低，故流体会自动泵入裂缝而不会流到其它地方。环空的流体也会在压差作用下进入射流区被吸入地层。水力喷射压裂利
用动态分流技术成功解决了裂缝的定位控制问题，通过流体的动态运动让其进入地层的特定位置而不使用任何机械密封装置。 ２、工具组合 水力喷射压裂工具组合是水力喷射压裂中的关键部分，主要由扶正器、喷枪、单向阀和筛管组成[1]。 图1：水力喷射压裂工具组合 ３、技术优势 水力喷射压裂技术可以在裸眼、筛管完井的水平井中进行加砂压裂,也可以在套管井上进行,施工安全性高,可以用一趟管柱快速准确地压开多条裂缝。水力喷射工具既可以与常规油管,也可以与连续油管相连接入井。按连接方式，水力喷射压裂技术可分为普通油管和连续油管水力喷射两类；按拖动方式，可分为拖动和不动管柱两类[2-3]。具体见表1。 表1：水力喷射压裂技术分类
页岩气钻完井工程发展趋势页岩气钻完井技术 2011. 8
页岩气钻完井工程发展趋势 ?当前，我国正处于工业化快速推进阶段，对能源需求量越来越大，同时减少 碳排放的压力也与日俱增。这些都为非常规天然气快速发展提供了机会。 ?页岩气，是一种重要的非常规天然气资源。页岩气在非常规天然气中异军突 起，已成为全球油气资源勘探开发的新亮点，并逐步向一场全方位的变革演进。由此引发的石油上游业的一场革命，必将重塑世界油气资源勘探开发新格局。加快页岩气资源勘探开发，已成为世界主要页岩气资源大国和地区的共同选择。 ?美国作为世界上页岩气资源勘探开发最早的国家，在政策、价格和开发技术 进步等因素推动下，已在北美地区形成成熟的评价方法和勘探开发技术，值得我国页岩气研究和勘探开发工作者学习借鉴。 ?我国与美国在页岩气地质条件上具有许多相似之处，页岩气富集地质条件优 越，具有与美国大致相同的页岩气资源前景和开发潜力。目前我国页岩气资源调查与勘探开发还处于探索起步阶段，至今尚未对其潜力进行全面估算，页岩气资源有利目标区有待进一步落实，勘探开发还处于“空白”状态。
目录 前言 一国内外页岩气开发状况二页岩气钻完井技术 三启示和建议
?中国页岩气资源量约为30.7万亿方（类比法），总面积达300万KM2,资源丰富、分布广阔，潜力巨大，勘探开发刚刚起步 ?南方海相21万亿占70%，四川古生界12万亿，需尽快探明 ?示范工程威201、宁201井昭104直井压裂初见成效，为开发提供了宝贵经验 中国页岩气资源分布图 一、国内外页岩气开发状况
页岩气是主体上以吸附或游离状态存在于泥岩、高碳泥岩、页岩及粉砂质岩类夹层中的天然气。大部分是自生自储于古生界志留寒武系。 ?游离相态存在于裂缝、孔隙及 其它储集空间 ?吸附状态(20～85%)存在于干 酪根、粘土颗粒及孔隙表面 ?极少量以溶解状态储存于干酪 根、沥青质及石油中页岩气（shale gas）是从页岩层（or泥岩层）中开采出来的天然气。
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]。