致密砂岩油藏直井体积压裂技术研究与实

压裂裂缝监测技术及应用【摘要】目前国内外油气田普遍采用裂缝监测技术了解水力裂缝扩展情况及其复杂性，将裂缝与油藏、地质相结合以评价增产效果，并制定针对性的措施。

目前形成的技术主要分为间接诊断、直接近井诊断、直接远场诊断等三类十多种方法，在B660、F142等区块开展了多口直井现场应用，并在F154-P1井采用多种监测方法对水平井多级分段压裂裂缝进行了监测试验。

通过裂缝监测技术的应用，大大提高了对裂缝复杂形态的认识。

【关键词】水力压裂；裂缝监测；微破裂成像；示踪陶粒；井下微地震裂缝监测技术是指通过一定的仪器和技术手段对压裂全过程进行实时监测和测试评价，通过数据处理，得到裂缝的方向、长、宽、高、导流能力、压裂液的滤失系数、预测产量、计算压裂效益等，从而评价压裂效果。

使用评价的结果可以验证或修正压裂中使用的模型、选择压裂液、确定加砂量、加砂程序、采用的工艺等，保证压裂施工按设计顺利进行并且取得最好的改造效果。

1、压裂裂缝监测技术裂缝监测的主要目的在于了解裂缝真实形态，并利用监测结果评价改造效果、储层产能、指导压裂设计。

目前国内外采用的裂缝监测技术可以分为地震学方法和非地震学方法，主要采用地面微地震、井下微地震、阵列式地面微地震和测斜仪阵列水准观测等技术。

1.1地面微地震技术1.1.1简易地面微地震简易地面微地震技术是采用最多的裂缝监测技术，该技术采用地震学中的震源定位技术，通过3-6个观察点接受的信号来定位震源。

该技术具有原理简单，费用低的特点，但对于埋藏的深油藏，井下微地震信号需要穿越多个性质不同的地层，因此只有震级高的脆性破裂信号可以被从噪音中区分出来，信号采集方面的缺陷降低了该技术的精确度。

目前在使用中多采用贴套管的微地震监测技术，通过在相邻井的套管上放置检波器来收受信号，可以在一定程度上避免这一问题，但是要求井距要小。

1.1.2微破裂成像技术微破裂成像裂缝监测技术采用埋在地表下30cm的20-30台三分量检波器，利用向量扫描技术分析目的层位发生的破裂能量分布，用能量叠加原理，解释出裂缝方位、裂缝动态缝长、裂缝动态缝高。

致密油藏开发方式探讨致密油藏是指石油储层孔隙度很低，渗透率很小的油藏。

开发致密油藏是一项复杂而具有挑战性的任务。

本文将探讨一些常用的致密油藏开发方式。

常用的致密油藏开发方式之一是水平井开发。

水平井是一种在储层中钻出一条水平井段，并通过这个水平井段进行开采的方式。

相比传统的垂直井，水平井在储层中暴露的面积更大，能够有效地提高产能。

水平井还可以采用水力压裂技术，通过注入高压液体来打破储层岩石，增加油藏的渗透率，提高采收率。

另一种常用的致密油藏开发方式是CO2驱油。

CO2驱油是一种利用二氧化碳来替代常规水驱作为驱动剂的技术。

二氧化碳可以溶解在油中，降低油的黏度，提高采收率。

CO2驱油还能增加油藏中的压力，促进油的流动。

CO2驱油也存在一些问题，比如二氧化碳的获取成本较高，同时也会引发一些环境问题。

一种新兴的致密油藏开发方式是页岩油开发。

页岩油是指在页岩储层中储存的软质油，它的提取需要采用水平井和水力压裂技术。

水平井可以在页岩储层中穿过多个裂缝，增加暴露面积。

水力压裂技术则能够在岩石裂缝中注入高压液体，打破岩石层的结构，释放出储存的油。

页岩油的开发方式对于致密油藏的有效开发具有重要意义。

对于致密油藏的开发，一种关键的方式是技术创新。

随着科技的进步，各种新的开发技术不断涌现。

电磁波测井技术可以通过测量储层中的电磁特性来确定油藏的性质和分布；纳米技术可以通过纳米颗粒来改变油藏的物理性质，提高油的采收率。

这些技术的应用可以有效地改善致密油藏的开采效果。

致密油藏开发方式的探讨是一项复杂而具有挑战性的任务。

水平井开发、CO2驱油、页岩油开发以及技术创新是一些常用的开发方式。

通过不断探索和应用新的技术，可以有效地开发致密油藏，提高油田的产能和采收率。

第50卷第1期2021年1月辽宁化工Liaoning Chemical IndustryVol.50,No.1Janudry,2021致密油藏水平井体积压裂产能影响因秦芨锁测方法赵红兵（西安石油大学，陕西西安710065）摘要：致密油是指其覆压基质渗透率＞0.1mD的砂岩、灰岩等储集油层。

与常规油气相比，致密油的储层相对常规油气更致密，资源丰度也远远低于常规油气，但致密油藏含油气面积一般远大于常规油气，并且其“甜点区”常在部分区域集中分布，圈闭对致密油藏控制相对较弱。

在常规压裂改造技术条下，单井的试油试采产量极低，且面临动液面下降快、产量递减快的困境，故目前致密油藏多采用长井段的水平井配合大面积的体积压裂的改造方式进行开发。

主要介绍了影响致密油藏水平井产能的主要因素，并对其产能预测方法进行了探讨。

关键词：致密油；水平井；体积压裂；影响因素；预测方法中图分类号：TE348文献标识码：A文章编号：1004-0935（2021）01-0096-04随着常规油气勘探情况的恶化，占资源总量80%以上的非常规能源开始进入人们的视野，并逐渐引起人们的关注。

页岩气，煤层气，致密油，天然气水合物等非常规油气资源的勘探和开发已逐渐成为当前和未来石油工业的重要研究方向冋。

在多种非常规油气资源中，致密油因其分布广泛，资源潜力大而越来越受到能源行业的关注。

它被石油行业誉为“黑金”，并且在全球能源结构中发挥了重要作用。

近年来受钻井水平和开发技术的进步影响，多种油藏尝试采用水平井的开发方式并取得了良好的效果，尤其在低渗透特低渗的致密油藏开发方面，水平井的开采方式已经是替换原有开发手段而达到增产和提高采收率的重要方法。

目前，致密油藏多采用长井段的水平井配合大面积的体积压裂的改造方式进行开发，在这样的开发模式下，研究致密油藏水平压裂井长时间持续高产的主要因素，并对其产能预测方法进行研究，对后续致密油的高效开发具有重要指导意义。

1致密油藏水平压裂井产能影响因素1.1油气藏的地质因素1.1.1姪源岩及地层流体特征怪源岩是成油气成藏的物质基础，优质的桂源岩是超低渗致密油藏富集的主要控制因素。

致密油藏开发方式探讨随着全球能源需求的不断增长，对于油气资源的开发利用也变得愈发重要。

而在石油开发中，致密油藏的开发方式成为了近年来研究的热点之一。

致密油藏指的是储层孔隙度很低、渗透率很小的油气藏，其开发难度相对较大。

采取合理的开发方式对于充分利用这一资源具有重要意义。

本文将就致密油藏开发方式进行探讨，希望能够为相关领域的研究和实践提供一些启发。

一、水力压裂技术在致密油藏开发中的应用水力压裂技术是一种通过高压水射流对石油藏进行钻孔破裂，将油气资源从岩石中释放出来的技术。

在致密油藏开发中，由于岩石孔隙度小、渗透率低，传统的开采技术存在一定的难度。

而水力压裂技术可以有效地改善这一情况，通过对储层进行人工破裂，增加了储层的渗透性，使得原本难以开采的致密油得到了释放和采收。

水力压裂技术在致密油藏开发中具有非常重要的应用价值。

二、水平井开发技术的优势及应用针对致密油藏的特点，水平井开发技术可以说是一种非常有效的开采方式。

水平井开发技术通过在地下设置一定长度的水平井段，可以有效地增加储层的接触面积，提高产能和采收率。

在致密油藏开发中，水平井开发技术可以充分利用储层的水平分布特点，提高了油气的开采效率。

水平井开发技术在致密油藏的开发中具有显著的优势，并且已经得到了广泛的应用。

CO2驱替技术是指利用二氧化碳将原油中的烃类物质推向储层的一种开采方式。

在致密油藏开发中，由于储层渗透性差，油气开采难度较大，因此传统的开采方式很难达到预期的效果。

而CO2驱替技术通过注入CO2，推动原油向井口移动，可以有效地提高采收率。

CO2驱替技术在致密油藏开发中具有很大的潜力，可以说是一种非常有前景的开采方式。

多孔介质模型是一种基于物理模型的致密油藏储层模拟技术，可以通过模拟储层的物理特性，预测油气的分布和运移规律。

在致密油藏的开发中，由于储层渗透性低，孔隙度小，很难直接观测到储层的内部情况。

而多孔介质模型可以通过建立相应的物理模型，模拟储层中油气的分布和运移过程，为开采提供了重要的依据。

泵送桥塞分段体积压裂技术的研究及现场应用摘要：泵送桥塞是一种近年来发展的压裂改造新工具，在致密性油气藏中应用广泛。

致密性油气藏具有低孔、低渗、天然裂缝不发育等特征，完井方式通常以水平井完井为主。

在致密性水平井体积压裂改造中，泵送桥塞工艺有着很大的优势，其分隔、射孔一体技术满足了致密性油气藏水平井改造所需要的大排量、大液量等施工参数。

为该种油气藏的改造开发提供了一套完备的方式方法。

关键词：致密油泵送桥塞体积压裂水平井引言随着我国油气田勘探开发的深入，常规油气产量有逐步递减的趋势。

美国致密油的突破性进展给我国的致密性（低渗透）油气藏开发给予了重要启示。

我国油气勘探开发也将逐步向致密性油气藏方向发展。

2013年2月完钻的任密1H井是华北油田公司一口致密性油藏水平井。

其地质特点为储层岩性复杂，以泥质粉砂岩，砂岩为主。

储层低孔、低渗，天然裂缝不发育，总体属低孔、低渗致密油储层。

任密1H井多段改造提高裂缝长度，体积改造是该井获得突破的关键。

该井采用泵送桥塞，分段改造工艺，压裂过程中采取先进行酸化处理，后添加转向剂的体积压裂技术，实现体积改造最大化和低成本经济开发的目标，为国内致密性油气藏开发提供了可借鉴的成功案例。

一、泵送桥塞工艺1.泵送桥塞泵送桥塞是一种近年来发展的压裂改造新工具，在国外致密性油气藏中广泛应用，哈里伯顿、贝克休斯、斯伦贝谢、威德福等公司都有该工具的研发与使用。

尤其是在致密油气藏水平井压裂上具有很大优势，逐步替代了传统的封隔工具，为水平井压分层改造提供了更好的选择。

泵送桥塞工具主体由电缆、射孔枪、坐封工具、封隔器构成。

桥塞中心具有球碗结构，坐封完毕投球封堵，如图1所示。

泵送桥塞投放前预置在井口防喷管串内，开启井口后，尾部拖带电缆投入光套管。

当到达一定井斜位置，靠其自身重力无法克服外部阻力时，与地面泵车配合，采用泵送方式，泵送到设计位置，进行点火作业，炸药推动坐封工具内液压缸坐封，坐封后坐封工具与桥塞脱离。

辽河油田致密岩性油气资源勘探实践与开发设想吕媛媛【摘要】致密油气作为非常规油气资源之一,分布广泛,潜力较大.近年来,随着页岩气水平井以及体积压裂改造技术的发展,致密油气已经成为能源接替的潜力领域,勘探开发活动日趋活跃,发展迅猛.辽河油区致密油气勘探开发还处于起步阶段,研究与认识程度较低,有效开发技术还面临很多挑战.为明确辽河油田致密油气资源潜力,以雷家地区沙四段碳酸盐岩、大民屯凹陷沙四下段油页岩为致密油勘探开发评价目标,通过研究评价,认为辽河油田致密油资源丰富,部分区域压裂后具备高产特征,为今后有效开发提供了宝贵经验.【期刊名称】《内蒙古石油化工》【年(卷),期】2013(000)024【总页数】3页(P48-50)【关键词】致密油;潜力;产能低;水平井;压裂【作者】吕媛媛【作者单位】中国石油天然气股份有限公司辽河油田分公司,辽宁盘锦124010【正文语种】中文【中图分类】P618.130.21 辽河油区致密油勘探进展致密油成藏的主要要素为大面积分布的优质烃源岩、大面积分布的非均质致密储层、近油源或源储一体及稳定宽缓的构造背景[1].结合密油气成藏有利条件,优选雷家地区沙四段碳酸盐岩、大民屯凹陷沙四下段油页岩、双台子地区沙三中下段砂岩进行勘探部署.雷家地区沙四段碳酸盐岩,区域面积190km2,最大厚度150m,完钻井89口,部署探井7口,完钻探井4口,试油5口,获工业油流2口.利用岩心、岩屑建立单井烃源岩地化剖面开展沙四段烃源岩评价,认为沙四段发育一套富有机质油页岩,有机质丰度高,TOC=2%-8%,为Ⅰ -Ⅱ1型,生油门限2500m,处于低成熟~成熟生油阶段(图1).依据系统取心建立沙四段目的层岩性剖面,通过岩矿-测井-地质专业相结合建立岩性测井识别方法和划分标准,确定杜家台油层优势岩性序列为含泥泥晶云岩、含泥方沸石质泥晶云岩、泥质含云方沸石岩、含云方沸石质泥岩;高升油层优势岩性序列为泥晶粒屑云岩、含泥粒屑泥晶云岩、泥质泥晶云岩、云质页岩.随泥质含量的增加及方沸石含量的增大,储集空间发育程度、储层物性及含油性变差,具有明显的致密储层特点.预测雷家地区杜家台油层总面积87km2,厚度大于40m为55.6km2.高升油层总面积98km2,厚度大于40m为33.7km2.大民屯凹陷沙四下段油页岩,区域面积220km2,最大厚度120m,老井试油9口,试油见油3口.页岩生油量26.2 X 108 t,排油量5.3 X 108 t,资源潜力巨大.通过研究认为大民屯沙四下段具有十分优越的油源条件,TOC为7.85%,总烃1345.5ppm,S1+S2含量47mg/g,干酪根类型为Ⅰ-Ⅱ1型,Ro0.72%.沙四下段具有良好的源储一体化配置,致密段能量足,普遍存在超压.各油组分布稳定、范围广,潜力大.双台子地区沙三中下段砂岩,面积280km2,最大厚度750m,正钻探井2口.勘探现状为资源潜力大,资料少,深层未实现工业油气流.通过开展"八性"关系评价,分析沙三段致密油气成藏机理为储层先致密后成藏,利于在构造缓坡部位或洼陷中心形成致密油气.结合风险探井实施,系统开展致密砂岩油气研究,预期达到效果为建立岩性、物性剖面;攻关应用油气层改造技术,突破致密砂岩工业油气流关;完善油气层保护钻井液及预测规模资源储量.图1 清水-陈家凹陷Ro-深度关系剖面2 致密油开发面临的主要挑战致密油往往以大中型油藏为主,资源潜力巨大,但在巨大的资源潜力背后,面临的是致密油开发的高难度与高成本.其根本原因是储层孔喉半径细小、储量丰度低,非达西渗流特征明显,渗流能力差,且压力敏感,因此给有效开发带来了三大难题,即单井产量低且递减快,补充能量难,开发效益差.正确认识并攻克这三大难题,是实现致密油气规模有效开发的关键[2].2.1 单井产量低、递减快辽河油田致密油气藏储层物性差,非均质性强,孔隙结构类型以特低渗特细喉道不均匀型为主,孔喉连通差.如大民屯凹陷沙四段Ⅰ油组平均孔隙度5.58%,渗透率0.355 X10-3μm2,Ⅱ油组平均孔隙度6.66%,渗透率0.067 X 10-3μm2,Ⅲ油组平均孔隙度2.15%,渗透率0.047 X 10-3μm2,表现出随深度增加,储层物性明显变差的特点.纵观国内外致密油开发实例,在开采致密油气的过程中,普遍存在单井产量低、递减快的特点.大民屯凹陷油页岩生产井也具此特征,如优选该区老井沈224井于2012年12月进行试采,生产井段2968-3010m,初期日产液6.4方,日产油5.5吨,目前捞油,至2013年3月底,累产油3600t.2.2 补充能量难目前辽河油田已开发的低渗透油藏普遍存在注水困难的情况.注水井表现为注水困难,井底地层压力高.生产井初期产量较高,但随着井筒周围地层能量的下降,动液面下降快,很快供液不足,油井产量快速递减,最终低速低产或无法正常生产[3].导致这一现象的根本原因是注采井间没有建立有效驱替压力系统,其根本是该类储层的非达西渗流特征.且该类储层对压力变化敏感性强,随着有效压力增大,储层渗透率呈负指数函数递减,且具有一定的不可恢复性.由于生产井井底附近地层压力最低,压力敏感性伤害也就最严重[4].因此,对于储层物性更差的致密油藏,开发过程中补充能量将非常困难,提高采收率面临巨大挑战.对于常采用体积压裂形成人工压裂网格的致密储层,注入水难以有效替换基质孔隙中的原油[5],只能沿裂缝迅速突破到生产井,形成注入水无效循环,难以实现注水补充地层能量和提高单井产量的目的.2.3 开发效益差辽河油田目前发现的致密油藏埋深均在2000-3000m,储层埋藏较深,单井钻井成本高.以直井开发为例,从致密储层地质特点、渗流特征和开发需要看,只有采用大量钻井、较小的注采井距开发的方式,才有可能进行有效开发.但从开发成本上看,井距小意味着需要钻更多的井,投资会大幅度增加,同时单井控制储量小、单井累产油低,经济效益势必变差.同时开发时补充能量非常困难,加之该类储层储量丰度低,生产过程中往往表现为单井产量递减快、区块产量难以有效接替、单井最终累产量低的特点.另外,致密油能否有效开发,油气价格也是一个重要的影响因素[6].3 开发技术思路3.1 找准"甜点"指导井位部署虽然致密油具有储量丰度低、单井产量低等特点,但受储层非均质影响,致密油气储层存在局部"甜点"区."甜点"区构造相对稳定,储层物性相对较好,产量普遍较高.寻找相对高渗透区域,部署开发井投入开发,不仅可以有效提高单井产量、降低开发投资风险,还能获取更多的地质资料,实现滚动开发一体化稳步推进.目前辽河油田"甜点"预测技术攻关应用已取得初步成果,创新了Rp纯纵波提取的岩性识别技术、有限方位角条件下全方位各向异性裂缝探测等新技术.3.2 提高单井产量为实现单井产量大幅提高的目的,必须有效解决储层渗流阻力大、储量丰度低带来的难题.目前水平井体积压裂技术是非常规油气有效开发的核心技术之一,是解决该问题的有效办法[7].通过提高单井控制储量,水平井技术有效解决了单井控制储量低的问题同时水平井多级分段压裂和重复压裂技术改善了储层物性,大幅增加了井筒与底层的接触面积,提高了储层的渗流能力.已实施的雷平2井,采用Hiway压裂技术,分8级压裂,每级2簇射孔、每簇1m、20个孔,取得良好效果,压后8mm油嘴放喷日产压裂液126m3,日产油100.64m3,目前日产油2.0t,已累计出油1442.2t.3.3 探索提高采收率技术虽然采用水平井技术、并结合多段体积压裂工艺,可以有效解决单井产量低的问题,但致密油开发单井日产量递减快,且要维持较长时间的低产、稳产,是致密油开发必须面对的问题.结合致密储层的主要特点分析认为,应有效结合致密储层高毛细管压力的特点,发挥渗吸采油的机理,探索有效补充能量的方式.因此在加强基础理论研究的基础上,应大力发展多介质复合吞吐、气体混相驱和精细水驱等提高采收率技术系列.同时应注重储层保护,加强敏感性评价方法的研究,减小或者避免钻井及开发过程中对储层造成的不同程度的损害.4 结论辽河油区致密油勘探开发仍处于起步阶段,勘探已显示出巨大的资源潜力,但有效开发难度大.在致密储层开发初期,应主要依靠新井投产维持产量,通过获取的新静态资料与已有动态数据有机结合,进行"甜点"识别,指导区域新井位部署,实施滚动开发.同时重点加强提高采收率新技术的探索,注重储层保护,创新生产模式,以实现辽河致密油的有效开发.[参考文献][1] 邹才能,陶士振,侯连华,等.非常规油气地质[M].北京:地质出版社,2011:55~67.[2] 赵政章,杜金虎,等.致密油气[M].北京:石油工业出版社,2012:70~80.[3] 李道品.低渗透砂岩油田开发[M].北京:石油工业出版社,1997:135~150.[4] 张春荣.低渗透油田高压注水开发探讨[J].断块油气田,2009,16(4):80~82.[5] 吴奇,胥云,刘玉章,等.美国页岩气体积改造技术现状及对我国的启示[J].石油钻采工艺,2011,33(2):33~35.[6] 贾承造,邹才能,李建忠,等.中国致密油评价标准、主要类型、基本特征及资源前景[J].石油学报,2012,33(3):343~349.[7] 林森虎,邹才能,袁选俊,等.美国致密油开发现状及启示[J].岩性油气藏,2011,23(4):26~31.。

基于常规测井的致密砂岩储层体积压裂适应性评价——以吉林油田H井为例许文俊;李勇明;赵金洲;许建国;佘国峰【摘要】体积压裂是现阶段致密砂岩油气藏高效开发的主要手段,体积压裂前对储层适应性做出准确的评价,有利于储层体积压裂改造的成功实施.一般天然裂缝发育、脆性高、两向水平主应力差小的致密砂岩储层具有较好的体积压裂适应性,储层参数的准确获取需要一套完整的室内实验和现场测试数据,考虑到开发成本,大多数油气井都缺乏这套完整的数据.研究表明:通过对常规测井资料的计算分析可准确获取致密砂岩油气藏储层的地质特征,从而可对体积压裂候选层进行适应性评价.以东部一口致密砂岩油井为例,常规测井评价结果显示该井射孔层段具有较强的体积压裂适应性,微地震监测结果显示该井体积压裂后形成以射孔段为中心具有较大规模的复杂裂缝网络体系,与常规测井评价结果吻合,说明该方法评价有效,可为致密砂岩储层体积压裂的选井和选层提供测井依据.【期刊名称】《油气藏评价与开发》【年(卷),期】2016(006)001【总页数】5页(P62-66)【关键词】致密砂岩;体积压裂;储层特征;适应性评价;常规测井【作者】许文俊;李勇明;赵金洲;许建国;佘国峰【作者单位】西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室,四川成都610500;西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室,四川成都610500;西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室,四川成都610500;中国石油吉林油田采油工艺研究院,吉林松原138000;中国石油吉林油田采油工艺研究院,吉林松原138000【正文语种】中文【中图分类】TE357.1致密砂岩储层具有低孔、低—超低渗的物性特征，体积压裂技术是现阶段致密砂岩油气藏高效开发的主要手段[1-3]。

但体积压裂技术需要耗费大量的财力、物力，盲目实施不仅会破坏储层，还会导致严重的环境问题。

国内致密砂岩油气藏的开发虽已取得了较大的突破，开发技术日益成熟，但仍有许多储层体积改造失败的案例，其主要原因是储层改造之前未能对储层的体积压裂适应性准确地做出评价。

2019年3月第24卷第2期中国石油勘探CHINA PETROLEUM EXPLORATION DOI. 10.3969/j.issn. 1672-7703.2019.02.012胜利油田致密油储层体积压裂技术及应用张全胜李明张子麟陈勇张潦源李爱山（中国石化胜利油田分公司石油工程技术研究院）摘 要：胜利油田致密油储量丰富，储层埋藏深、物性差、岩性复杂，常规压裂后产量低、递减快，开发效益差。

通过技术攻关和配套完善，形成了适合于致密油储层的组合缝网压裂等压裂新工艺，在提高改造体积的同时，大幅度提高裂缝导流能力，提高压后效果，并针对纵向多层系油藏特点，形成了水平井多级分段压裂和直斜井多级分段压裂 两类改造模式，研发了可以在线连续混配施工的速溶型低浓度瓜尔胶压裂液体系，以及可与地表水、热污水混配、可 回收再利用的乳液缔合型压裂液体系，有效解决了大规模连续施工压裂液的配置、水源等问题；同时完善了井工厂实施模式和裂缝监测技术。

应用该技术成功开发了 Y227、Y22, Y104等致密油区块，大幅度提高了单井产能、延长了 有效期，提高了区块开发效益，带动了一批难动用储量投入有效开发，大幅提高了胜利油田致密油藏经济有效动用程度。

关键词：致密油，分段压裂；体积压裂；组合缝网中图分类号：TE357.1 文献标识码：AApplication of volume fracturing technology in tight oil reservoirs ofShengli oilfieldZhang Quansheng, Li Ming, Zhang Zilin, Chen Yong, Zhang Liaoyuan, Li AishanAbstract: The Shengli oilfield is rich in tight oil reserves, but the reservoirs characterized by deep burial, poor physical properties and complex lithology, leading to unsatisfactory development performance like low yield and fast production decline after conventional fracturingstimulation. Through researches and optimizations, new fracturing techniques, such as commingled fracture network stimulation, weredeveloped for tight oil reservoirs. While increasing the stimulated reservoir volume (SRV), these techniques can greatly improve fracture conductivity and post-fracturing performance. For the reservoirs with multiple layers vertically, two types of treatments were established, i.e. multi-stage fracturing of horizontal wells and multi-stage fracturing of vertical/deviated wells. A fast-dissolving low-concentration guar fracturing system that can be continuously mixed on line and a recyclable emulsion-associating fracturing fluid system that can be mixed with surface water and hot sewage were developed, which can effectively ensure the fracturing fluid preparation and water source for large-scale continuous fracturing operations. Moreover, the well-plant operation mode and fracture monitoring technique were upgraded. The proposed technology has been successfully applied in tight oil blocks such as Y227, Y22 and Y104. By greatly improving the single-well productivity and lifecycle, it helps increase the development benefit. Accordingly, the utilization degree of the tight oil in Shengli oil field has been improved economically and effectively.Key words: tight oil, staged fracturing, volume fracturing, comingled fracture network域改造技术和理念的进步，体积压裂技术开始成为致密储层的主流改造技术。

鄂尔多斯盆地致密油藏水平井体积压裂开采方法探讨曹宝格【摘要】鄂尔多斯盆地致密油资源丰富，具有广阔的勘探开发前景，其油藏特点适合采用水平井体积压裂的方法开采。

当采用水平井体积压裂法开采致密油藏时，与直井相比，初期单井产量高，增产倍数大，但是水平井见水后随着含水率上升，水平井产量递减较快，稳产的难度增大。

通过矿场试验及数值模拟方法对水平井见水后的有效开采方法进行了论证：当采用水平井体积压裂法开采致密油藏时，水平井见水后通过腰部水井的温和注水、周期注水或周期采油可以明显提高单井产量、降低油井含水率，明显提高采出程度。

所得结论可以为水平井体积压裂法开采致密油藏提供一定的理论参考。

%The tight oil resources in Ordos Basin are abundant and have broad prospects for the exploration and development. The reservoir characteristics are suitable to exploit through the volume fracturing method of the horizontal wells. The early production of wells is high and the production increase is large when using the method to exploit tight reservoir, but the production declines rapid⁃ly as soon as the injected water is flowed to the bottom of the horizontal wells, so it is difficult to stable the yield. The effective min⁃ing method is discussed through the field test and numerical simulation method. When the horizontal well is used to exploit tight oil reservoir through the volume fracturing method, once the injected water is flowed to the bottom of horizontal wells, reducing the wa⁃ter injection of water wells of waist, the cyclic injection or the cyclic production can effectively improve the yield of single wells, re⁃duce the water cut of oil well and increase the oil recovery.The conclusion obtained in the paper offer a certain theoretical refer⁃ence to exploit the tight reservoir effectively through the volume fracturing method.【期刊名称】《油气藏评价与开发》【年(卷),期】2015(000)005【总页数】7页(P62-68)【关键词】水平井;体积压裂;周期注水;周期采油【作者】曹宝格【作者单位】西安石油大学石油工程学院，陕西西安 710065【正文语种】中文【中图分类】TE357.1世界上已经发现的致密油藏储量规模较大，其储量是普通油藏的2.5倍多，从而使其成为全球非常规油气勘探开发的一个新热点。

致密砂岩储层评价研究现状致密砂岩油气藏作为一种特殊非常规油气藏，已受到石油工业界的高度关注。

目前致密砂岩储层的评价主要是在地层层组划分的基础上，依据测井解释、岩心物性分析、X-衍射分析、显微薄片鉴定等分析和实验资料，结合产能情况，对储层岩性、储层的物性下限、脆性、厚度和分布范围等多个方面进行评价。

标签：致密砂岩储层储层评价研究现状0引言致密砂岩油气藏作为一种特殊非常规油气藏，已受到石油工业界的高度关注。

自20世纪80年代以来多位石油地质专家提出了深盆气（Masters，1979）、盆地中心气（Rose，1986）和连续型油气藏（Schmoker，1995）等新概念，就是针对非常规储层用新的思维以及创新的技术方法[1～3]。

中国致密储层天然气的分布十分广泛勘探潜力巨大，形成了以四川盆地须家河组、鄂尔多斯盆地苏里格地区二叠系为代表的致密砂岩大气区[4]。

目前致密砂岩储层的评价主要是在地层层组划分的基础上，依据测井解释、岩心物性分析、X-衍射分析、显微薄片鉴定等分析和实验资料，结合产能情况，对储层岩性、储层的物性下限、脆性、厚度和分布范围等多个方面进行评价。

1岩性评价岩性评价是致密砂岩储层评价的重要组成部分之一，且较常规储层评价的要求更高。

致密砂岩储层储集空间小，测井信息中所包含的孔隙部分贡献相对较低，因此，为了求准测井孔隙度，要求更加精细的岩性组分以保障骨架参数的准确性。

此外，岩性评价能够十分有助于致密砂岩储层的压裂设计，如可根据岩性类别及其组分确定出的脆性指数以及黏土矿物类型及其各种黏土相对含量，均是压裂设计着重考虑的因素。

常规测井评价岩性的方法主要为：以自然伽马测井计算泥质含量，以密度、中子和声波孔隙度测井确定岩性骨架类别及其比例大小。

如果有自然伽马能谱测井资料，可进一步确定出黏土类型。

最后以岩性实验分析（如X衍射）刻度测井计算结果。

近年来，斯伦贝谢公司研发的新一代地球化学元素测井技术-元素俘获谱测井（ECS）已在我国推广应用，丰富了测井岩性评价的内容，提升了岩性组分的计算精度[5～7] [14]（如图1）。

致密油藏开发方式探讨致密油藏是指储量密度大、渗透率低、孔隙度小的油气藏，对其开发方式的探讨一直是石油行业的热门话题。

致密油藏的开发方式直接影响着油田的开发效率和生产效益，因此需要充分的研究和论证。

本文将从不同角度探讨致密油藏的开发方式，深入分析其特点和挑战，以期为这类油藏的开发提供一些启示和借鉴。

一、致密油藏的特点和挑战致密油藏具有以下几个主要特点：储量密度大，但渗透率低，通常孔隙度也较小，因此油气的产出难度较大；由于孔隙度小，储层孔隙通道较窄，油气流动性差，开采难度大；致密油藏的开发技术相对成熟度较低，需要通过提高压裂技术、水平井技术等手段来改善开采效果；致密油藏矿井的开采成本较高，同时存在环境保护等问题。

基于上述特点，致密油藏的开发面临着一系列挑战：致密油藏储量大、开采难度大，油田的投资风险较高，需要采取合适的开发方式来降低风险；由于孔隙度小、渗透率低，传统的采油工艺不适用于致密油藏的开发，需要相应的技术创新；致密油藏的水平井开发技术虽然成熟，但仍需要不断改进和完善；致密油藏的环保和安全问题也需要引起重视，必须确保开采过程中对环境和安全的保护。

二、传统致密油藏开发方式探讨传统的致密油藏开发方式主要包括水平井开采和压裂技术。

水平井开采是指在致密油藏地层中设置一定长度的水平井来提高油气的产量，通过对地层进行水平钻井，油气能够通过更大的接触面积而被更充分地采收。

压裂技术是指通过对地层进行高压水平井压裂，破坏储层而形成裂隙，使得油气更容易通过裂隙被采收。

传统的致密油藏开发方式的优点是成熟、经济，但也存在一些不足之处：水平井开发受到地层条件的限制，不适用于所有的致密油藏；压裂技术需求大量的水资源和压裂液，不仅成本较高，而且对环境有一定的影响；传统开发方式在提高油气产量的也会对储层造成一定的损害，降低了油藏的开采效率。

传统开发方式虽然有效，但也需要寻求更加科学和环保的开发方式。

随着油田技术的发展和不断创新，人们也在探索新型的致密油藏开发方式。

研究致密砂岩孔隙结构的方法及应用致密砂岩是一种普遍存在于地球上的岩石类型，以其高孔隙度和低渗透率而闻名。

这种砂岩的厚度和埋深通常很大，因此是重要的油气储层类型。

了解致密砂岩孔隙结构的方法可以有助于油气勘探和开发。

在本文中，我们将探讨研究致密砂岩孔隙结构的方法及应用。

一、扫描电子显微镜（SEM）分析SEM是研究致密砂岩的孔隙结构的一种重要方法。

SEM 可以提供高清晰度、高分辨率的图像，以便于观察和分析砂岩的微观结构和成分。

SEM可以获取的图像可以反映出砂岩孔隙的大小、形状、分布以及岩石中的粒子大小和分布等信息，因此被广泛用于油气储层分析和研究中。

二、水力压裂（HF）测试水力压裂测试是一种将高压水注入致密砂岩中，以便于更好地表征砂岩孔隙结构的方法。

该方法利用了砂岩中存在的裂隙和孔隙，以便于更好地理解岩石中孔隙的大小、形状、分布以及含量。

通过水压力的变化，能够评估砂岩的渗透率、孔隙度等特性，由此可以计算出砂岩中气体和油的产量。

三、低温氮吸附（LTNA）测试低温氮吸附测试是一种研究砂岩孔隙结构和孔隙表面积的经典方法。

该方法是通过将低温的氮气吸附至岩石表面，计算吸附氮气的体积和压力来评估岩石孔隙大小和孔隙表面积。

这种方法可以以不同的温度和压力进行测试，从而获得不同条件下的孔隙分布和孔隙表面积。

这种方法可以帮助人们更好地了解致密砂岩孔隙的大小、分布和形状，以及岩石孔隙表面积的特点。

四、X射线衍射测试X射线衍射测试是一种研究岩石中细小晶体和矿物质的技术。

致密砂岩是由石英、长石、云母等矿物质构成的，其中石英的含量最高。

X射线衍射法可以用来鉴定不同矿物质的吸收能力和衍射特性，从而可以定量研究不同矿物质的含量和分布，进而评估孔隙特征。

五、声波测井（Sonic Logging）测试声波测井是一种测量砂岩中声波传播速度的方法。

声波传播速度取决于砂岩中孔隙结构的形状、大小和分布等因素。

在声波测井测试过程中，可以通过测量声波传播速度的变化来推断请问孔隙结构和表面积。

苏里格致密砂岩气藏直井缝网压裂适应性研究张大飞【摘要】针对苏里格气田产量日益下降的趋势,提出了直井缝网压裂技术以提高单井产量.据此,首先从岩石的矿物组成与脆性指数、天然裂缝、水平应力差异及敏感性等方面对盒8、山1储层缝网压裂可行性进行了分析,苏里格储层岩石脆性矿物含量大于59.2％,脆性指数40 ～ 65,微裂缝部分发育,水平应力差系数小,且储层岩石水敏、速敏均为弱-中等偏弱,表明缝网压裂改造在地质上是可行的;接着,从流体黏度的选择、高低施工净压力的实现以及大排量施工作业等方面分析论证,表明缝网压裂在工艺上是行的通的,为苏里格致密砂岩缝网压裂的实施提供理论支撑;最后,在总结的基础上,给出了苏里格致密砂岩缝网压裂可行性建议方案:滑溜水+线性胶+冻胶混液油管注入,该方案对于苏里格气藏直井缝网压裂的现场实施具有重要的指导意义.【期刊名称】《西安文理学院学报（自然科学版）》【年(卷),期】2015(018)003【总页数】6页(P103-108)【关键词】缝网压裂;致密砂岩;净压力;苏里格气田;混合液【作者】张大飞【作者单位】长城钻探工程公司压裂公司,辽宁盘锦124010【正文语种】中文【中图分类】TE142Keywords：networkfracturing;densesandstone;netpressure;Suligegasfield;mixedliquid致密储层盒8段、山1段是苏里格气田主力开发层系，与常规气藏相比，具有岩性致密、孔喉更细的特点.近年来随着勘探开发的不断深入，该区块储层物性逐年变差，单井产量明显下降，采用常规的开发技术已很难实现致密储层的有效开发.因此，通过借鉴国外致密油气藏改造的成功经验，深入分析苏里格致密砂岩力学和工艺条件，探索出适用于盒8段、山1段致密储层缝网体积改造技术，提高直井单井产量成为该区开发过程中急需解决的首要问题.缝网压裂技术是新兴的、从页岩储层发展而来的体积压裂技术，通过大排量注入低黏流体，沟通天然微裂缝形成网状裂缝，具有增大储层体积，提高气藏泄流面积的优势.然而，该技术对改造储层地质力学及施工工艺条件有着严格的要求.胡永全、[1-2]研究认为，储层能否实现缝网压裂主要受到两方面因素的制约，第一，储层岩石力学特征为主的地质因素，主要包括岩石矿物组成及脆性指数、天然微裂缝或层理以及水平应力差异系数与天然逼近角等等；第二，工程技术因素，即压裂液黏度、施工排量、净压力等参数.因此，从这两方面开展苏里格致密砂岩气藏缝网压裂技术适应性分析，提出合理的致密砂岩气藏缝网压裂施工工艺技术.2.1 岩石矿物成份含量与脆性指数岩石的脆性很大程度上由岩石的矿物成份所控制，即由硅质和钙质与粘土之间的相对含量所决定.硅质和钙质含量越高，储层的脆性就越大，也就越容易在水力作用下形成裂缝网络.通过室内实验测试，苏里格主力层位山1段石英含量60%，岩屑含量21.6%，长石含量3.1%，填隙物含量12.5%.盒8段下石英含量79.5%，岩屑含量9.4%，长石含量2.5%，填隙物含量6.3%.盒8段上石英含量59.2%，岩屑含量21.0%，长石含量5.1%，填隙物含量8.9%.三个层段填隙物主要为泥质与胶结物，具体见表1.与美国各盆地岩石矿物组成含量相比，苏里格砂岩石英含量明显较高，大于59.5%.脆性指数是用来表征岩石脆性特征的无因次量，根据Rickman提出的采用弹性模量与泊松比的方法[3]计算岩石脆性指数为式中：B—岩石脆性，E—杨氏模量，10MPa，σ—泊松比.苏里格气田苏11主力层20块岩心岩石力学实验，单轴抗压强度都在20MPa以上，抗拉强度在2～12MPa之间.盒8段杨氏模量8 286.9～33 102.5MPa，平均20 694.7MPa；泊松比0.22～0.16，平均0.19；山1段杨氏模量10 780.6～43 294MPa，平均27 037.3MPa；泊松比0.20～0.12，平均0.16.根据式(1)计算岩石脆性指数结果如表2所示.根据测井结果评价苏里格致密砂岩脆性指数，认为砂岩脆性指数范围为40～65.结合测井及计算结果，可以得出苏里格砂岩为硬脆性地层，在进行储层改造时容易形成裂缝.2.2 天然裂缝发育对于缝网压裂，天然微裂缝是诱导形成复杂网络裂缝的主因[1]，它可以降低分支裂缝开启所需要的净压力.天然裂缝性储层是天然微裂缝张开形成的力学条件，在施工过程中，裂缝内净压力在数值上至少大于两个水平主应力的差值与岩石的抗张强度之和.大量的岩心观察表明，苏里格气田苏东区块主要发育高角度裂缝、垂直裂缝.同时，广泛分布的低角度斜层理在一定程度上也有利于网状缝的形成.在显微镜下可见到微裂缝及破裂缝.通过苏53区块储层全区域非均质能量扫描，如图1所示，可知盒8段、山1段均分布有北东和北西向的天然裂缝网，天然裂缝方位与水力裂缝方位处于有利角度. 因此，苏里格气田致密砂岩储层天然微裂缝部分发育.2.3 储层水平应力差与天然裂缝逼近角要改变主裂缝的延伸轨迹，形成网状裂缝，主要受主裂缝与天然裂缝的夹角和水平应力差的大小这两个参数的控制.Rahman等[3]研究认为，主裂缝与天然裂缝夹角为0～60°，水平应力差异系数为0～0.3时，水力压裂能够形成充分的裂缝网络；水平应力差异系数为0.3～0.5时，水力裂缝在高净压力时能够形成较为充分的裂缝网络；水应力差异系数大于0.5时，水力压裂不能形成裂缝网络.苏里格致密砂岩测试水平应力差为7.7MPa，计算抗张强度4.1～6.08MPa，平均为4.91MPa.最小水平应力值在50.43MPa左右，泥岩与砂岩的应力差在6.19MPa，最大、最小应力差异系数0.19～0.23.详见图2.岩心测试表明，苏里格致密砂岩压裂裂缝延长方位NE69.8°～81.3°，与砂体走向垂直.测井测试，人工裂缝走向近东西向.结合图1可知压裂裂缝与天然微裂缝夹角处于有利角度.因此，苏里格致密砂岩储层水平应力差异系数小于0.3，天然裂缝逼近角均处于有利角度，水力压裂施工时人工裂缝能够沟通天然微裂缝形成缝网.2.4 致密砂岩储层敏感性评价苏里格气田共完成储层水敏实验8口井16个样品，实验数据表明：苏里格气田储层主体表现为弱-中偏弱水敏，水敏不会对气井产能造成大的影响.酸敏实验共完成4口井19个岩样，实验数据表明：储层岩石主体表现为无-弱酸敏.速敏实验共完成6口井11个岩样，其中弱速敏样品占45.5%，中～弱速敏样品占54.5%，实验数据表明：储层岩石主体表现为弱-中偏弱速敏.盐敏实验共完成6口井19个岩样，实验数据表明：储层岩石主体表现为无-中偏弱盐敏.通过对目前收集到的资料数据进行分析，与形成缝网的地质条件指标进行比对，由表3可以看出，苏里格区块具备很多有利于形成缝网的地质条件，如果工程措施得当，是能够形成裂缝网络的.要想实现缝网压裂，除了必须满足一定的储层岩石力学条件外，还需要有相应的施工工艺的配合施工.根据国外经验，缝网压裂具有低粘度、大排量、低砂比、大液量的施工特点，并充分利用了缝间干扰和暂堵技术以增加缝内净压力，形成复杂的裂缝网的压裂工艺.因此，压裂液体的黏度、施工规模以及净压力等都影响着缝网压裂的成功与否.3.1 压裂液黏度ReugelsdijkLJL等[4]通过物理模拟研究认为以高排量注入或提高压裂液黏度可以提高施工净压力.KingGE[5]，胡永全等[1]研究认为流体黏度越低越有利于缝网的形成.表4[6]所示为裂缝形态与液体类型对照表，随着脆性指数的增大，形成的缝网更复杂，需要的液体体系粘度较小，液体用量需要增多，支撑剂用量减少，支撑剂浓度相应的也降低.针对苏10区块储层特征以及储层改造的目的，既要实现形成复杂的缝网，又到达到横向上裂缝的延伸.同时，借鉴以往施工经验[7-9]，可考虑采用混合液压裂技术.首先注入高黏度流体造主裂缝，利用高黏流体低滤失高摩阻的特点，提高缝内净压力，增大裂缝扩展；其次，注入低黏流体，利用高滤失、大排量提高施工压力，沟通天然裂缝，通过低砂比加入粉陶，结合多级段塞技术，暂堵微裂缝实现转向造新缝，同时还能桥接裂缝网络；第三，注入较高黏度流体加段塞，降低滤失，提高液体造缝效率，增加井底缝网各处的裂缝宽度，并对裂缝壁面进行打磨，为后续的大粒径支撑陶粒的进入做好准备；最后，再次注入高黏度流体，进行连续加砂，支撑主裂缝，在缝内形成高的导流能力，进一步提高产能.3.2 施工净压力净压力是压裂施工压力相对大小的表征，是压裂施工净压力与水平主应力差的比值. OlsonJE等[10]研究认为，净压力系数越高，天然裂缝对水力裂缝延伸形态的影响就越大，缝网就越复杂.翁定为等[9]研究认为，只要施工净压力大于应力差与岩石抗张强度之和就可以在岩石中产生新的分支缝.针对苏里格地区微裂缝部分发育的特征，为确保裂缝内流体净压力能够满足天然裂缝的破坏和开启条件，有3种方法可以提高缝内净压力.第1种方法采用变排量施工的方法，施工期间，通过不断的改变施工排量和砂浓度控制不同尺寸的裂缝的延伸，高排量时大裂缝容易吸收更小的支撑剂而易形成砂堵，从而实现小裂缝的扩展和延伸；第2种方法注入高密度粉陶，结合多级段塞技术暂堵微裂缝实现转向造新缝，或者是采用端部脱砂的方式提高缝内净压力造新缝[11]；第3种方法就是利用暂堵剂缝内转向技术，提高施工净压力，开启新的分支裂缝.具体实施需根据具体井选择恰当的方法.3.3 施工排量根据国外施工经验，缝网压裂普遍采用大排量施工，排量一般大于12m3/min.而苏里格气田直井普遍采取51/2″套管完井，为降低井筒摩阻，提高施工排量，只有采取51/2″套管注入和31/2″油管注入两种方式.如果采用套管注入，受套管头承压能力的限制以及井筒固井质量的影响，缝网压裂存在风险.因此，为保护套管，优选31/2″油管+封隔器注入施工.根据本区块前期压裂施工经验，伴氮排量为0.1m3/min时，井口泵压会增加4～6MPa，延伸压力梯度按0.015～0.019MPa/m预测，滑溜水降阻率按70%计算，冻胶降阻率按50%计算，对31/2″油管注入(深度3 100m)进行了施工压力预测，结果见表5、表6.根据前面储层岩石力学分析，苏里格储层水平应力差小于 7.7MPa，抗张强度4.1～6.08MPa，设计裂缝延伸净压力4.5～13.7MPa.采用31/2″油管注入,KQ105MPa压裂井口，限压80MPa，且苏10区块破裂压力梯度一般小于0.016 5MPa/m.因此，滑溜水阶段设计排量为8m3/min，冻胶阶段设计排量为6m3/min可满足施工要求.(1)从储层岩石力学和施工工艺两方面分析，缝网压裂在苏里格地区是可行的，只要采取合适的工艺技术完全有可能实现复杂的网络裂缝.(2)由于苏里格储层天然微裂缝部分发育，所以要想实现缝网压裂还必须借助相关的配套技术，比如变排量泵注技术、暂堵剂缝内转向技术或端部脱砂技术等等. (3)针对苏里格气田特殊的储层特征，借鉴过往的施工经验，建议采用滑溜水+线性胶+冻胶的混合液缝网压裂技术.(4)考虑到套管的安全性，压裂管柱采用31/2″油管+封隔器分层施工.[1] 胡永全，贾锁刚，赵金洲，等.缝网压裂控制条件研究[J].西南石油大学学报(自然科学版)，2013，35(4)：126-132.[2] 赵金洲，任岚，胡永全，等.页岩储层压裂缝成网延伸的受控因素分析 [J].西南石油大学学报(自然科学版)，2013，35(1)：1-9.[3]RAHMANMM，ALIA，SHEIKS.Interactionbetweeninducedhydraulicfractureandpre-existingnaturalfractureinaporo-eslastic environment:effectofporepressurechangeandtheorientationofnaturalfracture[C].SPE122574，2009.[4]REUGELSDIJKLJ，PATERCJ，SATOK.Experimental hydraulicfracturepropagationinmultifractredmedium[C].SPE 59419，2000.[5]KINGGE.Thirtyyearsofgasshalefracturing:Whathavewelearned?[C].SPE133456，2010.[6]RICKMANR，MULLENM，PETREE，etal.Apracticaluseofshalepetrophysicsforstimulationdesign optimization：allshaleplaysarenotclonesoftheBarnettShale[C].SPE115258,2008.[7] 李进步，白建文，朱杏安，等.苏里格气田致密砂岩气藏体积压裂技术与实践[J].天然气工业,2013，33(9)：65-69.[8] 马兵，闫永萍，王蓓，等.新型缝网压裂技术在镇北致密储层的研究与应用[J].科学技术与工程，2014，14(4)：212-216.[9] 翁定为，雷群，胥云，等.缝网压裂技术及其现场应用[J].石油学报，2011，32(2)：280-284.[10]OLSONJE，TALEGHANIAD.Modelingsimulationgrowthofmultiplehydraulicfracturesandtheirintercationwithnaturalfracture[C].SPE119739，2009.[11]雷群，胥云，蒋廷学，等.用于提高低-特低渗透油气藏改造效果的缝网压裂技术[J].石油学报，2009，30(2):237-241.Vol.18No.3Jul.2015。

非常规储层压裂改造技术进展及应用一、本文概述随着全球能源需求的持续增长，非常规储层资源的开发利用越来越受到重视。

非常规储层，如页岩、致密砂岩等，由于其低孔低渗特性，压裂改造技术成为了提高其开采效率的关键。

本文旨在综述非常规储层压裂改造技术的最新进展，包括压裂液体系、压裂工艺、裂缝监测与控制等方面，并探讨这些技术在国内外油气田的实际应用情况。

通过对相关文献的梳理和案例分析，本文旨在为非常规储层压裂改造技术的发展提供理论支持和实践指导，推动该领域的技术创新和产业升级。

二、非常规储层压裂改造技术的发展历程非常规储层压裂改造技术的发展，经历了从传统水力压裂到现代复杂储层压裂技术的转变。

在过去的几十年里，随着全球能源需求的不断增长，以及对传统油气资源的日益开采，非常规储层如页岩、致密砂岩等逐渐成为油气勘探开发的重要领域。

这些储层具有低孔、低渗、非均质性强等特点，使得常规的压裂技术难以满足开发需求，推动了非常规储层压裂改造技术的不断创新与发展。

初期，非常规储层压裂主要依赖于传统的水力压裂技术，通过高压泵注大量液体来形成裂缝，从而提高储层的渗透性。

然而，这种方法在非常规储层中往往效果不佳，因为这些储层的岩石性质复杂，裂缝扩展困难。

随着技术的进步，科研人员开始尝试使用多种压裂液体系，如泡沫压裂液、稠化压裂液等，以提高压裂效果和降低对储层的伤害。

同时，为了更精确地控制裂缝的扩展方向和长度，研究人员开始引入地质导向、数值模拟等先进技术，为压裂施工提供更为准确的指导。

近年来，随着水平井技术的广泛应用，非常规储层压裂改造技术迎来了新的突破。

水平井技术能够使得井筒与储层接触面积更大，有利于裂缝的扩展和油气的流动。

在此基础上，研究人员又进一步开发出了分段压裂、多级压裂等复杂压裂技术，以适应不同储层条件和开发需求。

随着环保要求的日益严格，非常规储层压裂改造技术也在不断探索环保型压裂液和减少水资源消耗的新方法。

例如，利用二氧化碳等环保介质作为压裂液，既能够满足压裂需求，又能减少对环境的影响。

《致密气藏体积压裂伤害机理实验研究》篇一一、引言随着油气资源的日益紧缺，致密气藏的开发成为了国内外研究的热点。

体积压裂技术作为一种有效的致密气藏开发手段，得到了广泛的应用。

然而，在体积压裂过程中，往往会出现伤害气藏的现象，影响了气藏的产能和经济效益。

因此，研究致密气藏体积压裂伤害机理，对于提高压裂效果和保障气藏长期稳产具有重要意义。

本文旨在通过实验研究致密气藏体积压裂的伤害机理，为实际工程提供理论依据。

二、实验材料与方法1. 实验材料实验所需材料主要包括致密岩心、压裂液、添加剂等。

其中，致密岩心应具有与实际气藏相似的物理性质和力学性质，以保证实验结果的可靠性。

2. 实验方法（1）制备致密岩心，模拟实际气藏条件下的物理性质和力学性质；（2）进行体积压裂实验，记录压裂过程中的压力变化、裂缝扩展情况等；（3）对压裂后的岩心进行观察和测试，分析体积压裂对岩心的伤害程度和伤害机理；（4）改变压裂液和添加剂的种类和浓度，进行多组实验，分析不同因素对体积压裂伤害的影响。

三、实验结果与分析1. 体积压裂过程分析在体积压裂过程中，随着压力的逐渐升高，岩心内部开始出现裂缝。

裂缝的扩展受到多种因素的影响，如岩心的物理性质、力学性质、压裂液的种类和浓度等。

在裂缝扩展的过程中，压裂液会进入裂缝中，进一步扩大裂缝的规模。

2. 体积压裂伤害机理分析（1）机械伤害：在体积压裂过程中，由于裂缝的扩展和压力的变化，岩心内部的结构会受到破坏，导致机械伤害。

机械伤害的程度与岩心的物理性质和力学性质有关。

（2）化学伤害：压裂液中可能含有一些化学物质，这些化学物质可能会与岩心中的某些成分发生反应，导致岩心的化学性质发生变化，从而产生化学伤害。

化学伤害的程度与压裂液的种类和浓度有关。

（3）综合伤害：机械伤害和化学伤害往往同时存在，相互影响，导致综合伤害。

综合伤害的程度取决于机械伤害和化学伤害的相对大小和作用方式。

3. 不同因素对体积压裂伤害的影响（1）压裂液种类：不同种类的压裂液对岩心的伤害程度不同。

浅析致密油渗流机理与体积压裂技术致密油是指孔隙度较低、渗透率较小、孔隙结构较狭窄的油层，油气主要以吸附或胶附在岩石孔隙中，无法自然流出。

与常规油气开发相比，致密油的开发难度更大，需要采用更加高效的开发技术。

在致密油开发中，渗流机理和体积压裂技术是两个关键的领域，其对致密油开发起着重要的作用。

一、致密油渗流机理致密油地层渗流机理是指油气在致密地层中的流动规律和特性。

致密油渗流机理的研究对致密油的开发具有重要意义。

目前，学者们对于致密油的渗流机理进行了深入的研究和探讨。

1. 孔隙结构致密油地层的孔隙结构主要包括微孔和裂缝两种类型。

微孔是指油气在地层中的微小孔隙中，这种微孔的孔径较小，一般在纳米尺度，油气主要以吸附或胶附的形式存在于其中。

裂缝是指地层中的裂缝或裂隙，这些裂缝通常是由地层构造运动或岩石应力变形形成的。

致密油地层的微孔和裂缝对渗流规律起着至关重要的作用。

2. 油气流动机理在致密油地层中，油气的流动机理与常规油气开发中的不同。

由于地层孔隙度小，孔隙之间的连通性差，油气的流动受到极大的限制。

由于油气主要以吸附或胶附的形式存在于地层中，使得油气在地层中的流动更加困难。

3. 渗流模型目前，学者们提出了多种不同的致密油渗流模型，如Darcy模型、非Darcy模型、双孔模型等。

这些模型对于致密油地层的渗流规律和特性进行了分析和描述，为致密油开发提供了理论指导。

二、体积压裂技术体积压裂技术是指通过注入高压液体将地层岩石破裂，形成裂缝，以增加油气在地层中的渗流能力。

在致密油开发中，体积压裂技术是一项重要的技术手段。

1. 作用原理2. 工艺流程体积压裂技术的工艺流程主要包括设计方案、井筒加强、施工液体调配、注入压裂、压裂质量监测等步骤。

在实际应用中，需要根据地层特性、井筒条件等因素进行合理的设计和施工，以确保压裂效果的最大化。

3. 技术发展随着技术的不断进步和发展，体积压裂技术也在不断提高和完善。

如今，已经出现了多种不同类型的压裂技术，如水力压裂、酸压裂、微米级压裂等。