页岩气_体积压裂_技术与应用_刘晓旭

新型页岩气井压裂技术及其应用研究摘要：本文在总结分析页岩气储层的岩性、物性、天然裂缝与力学性质特征的基础上,依据复杂裂缝形成机理,提出了压裂形成复杂缝网、增大改造体积的基本地层条件的观点,归纳了直井和水平井体积压裂改造工艺技术方法等。

关键词：页岩气体积压裂缝网剪切裂缝水压裂监测建议页岩气因其储层渗透率超低、气体赋存状态多样等特点,决定了采用常规的压裂形成单一裂缝的增产改造技术已不能适应页岩气藏的改造,必须探索研究新型的压裂改造技术,方能使其获得经济有效地开发。

一、页岩气基本特征页岩气开采深度普遍小于3000m ，其储层典型特征为：①石英含量大于28%，一般为40%~50%，遭受破坏时会产生复杂的缝网；②页岩气储层致密，孔隙度为4.22%~6.51%，基质渗透率在1.0mD 以下；③页岩微裂缝发育，页岩气在裂缝网络系统不发育情况下，很难成为有效储层；④页岩气有机质丰度高，厚度大，有机碳含量一般大于2%，成熟度为1.4%~3.0%，干酪根以Ⅰ~Ⅱ型为主，有效厚度一般在15~91m ；⑤页岩脆性系数高，容易形成剪切裂缝，如Barnett 页岩杨氏模量为34000~44 000mPa ，泊松比为0.2~0.3 ；⑥页岩气主要有吸附态、溶解态和游离态 3 种赋存状态，其赋存状态要求有大的改造体积，这样才会获得高产。

二、页岩气井体积压裂技术体积压裂是指在水力压裂过程中，使天然裂缝不断扩张和脆性岩石产生剪切滑移，形成天然裂缝与人工裂缝相互交错的裂缝网络，从而增加改造体积，提高初始产量和最终采收率。

页岩气储层渗透率超低，厚度大，天然裂缝发育，气体主要以吸附态吸附在有机质表面，常规改造形成单一裂缝很难获得好的增产效果。

数值模拟研究表明，页岩气储层改造的体积（SRV ，106 ft3 ；1 ft3 ＝0.028 317m3 ）越大，压后增产效果越好。

但要实现体积改造，除地层要具备体积压裂的基本条件外，压裂改造工艺方法也十分关键。

《页岩气体积压裂液体技术及应用研究》通过四川省科技厅鉴
定
佚名
【期刊名称】《天然气技术与经济》
【年(卷),期】2013(007)002
【摘要】近日，在四川省科技厅组织召开的科技成果鉴定会上，中国石油西南油气田公司天然气研究院申报的《页岩气体积压裂液体技术及应用研究》项目通过了国土资源专业组的鉴定。

该项研究取得了蜀南页岩加砂压裂液体系评价及研究、页岩气加砂压裂用滑溜水现场试验及推广应用、页岩气藏可回收压裂液研究3项科研成果。

其中第一项成果研发了适合长宁一威远页岩储层的体积压裂液，
【总页数】1页(P76-76)
【正文语种】中文
【中图分类】TE357.12
【相关文献】
1.页岩气储层体积压裂的可行性分析——以习页1井龙马溪组页岩气储层为例
2.成都焊研科技公司科技成果通过四川省科技厅鉴定
3.“低碳环保型涂料印花遮盖白浆”等科研项目通过四川省科技厅组织的专家鉴定
4.由成都院开发的“三维辅助城市规划系统”通过四川省科技厅鉴定
5.四川省科技厅委托四川省水电学会承担的“高烈度地震区地基抗液化处理技术研究鉴定会”在蓉召开
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胜利油田页岩油气藏体积压裂工艺的应用及探索 —以樊页平1井的开发为例发布时间：2021-09-13T01:49:46.667Z 来源：《工程管理前沿》2021年第13期作者：刘军杰1，刘长1，王勇1，万明慧2，马琳1，田杰1 [导读] 我国页岩油气资源丰富，勘探开发潜力大，近年来胜利油田响应国家号召，将非常规页岩油气资源的勘探与开发提上议程。

刘军杰1，刘长1，王勇1，万明慧2，马琳1，田杰11.胜利油田分公司石油工程监督中心，山东东营；2.钻井工艺研究院，山东东营摘要：我国页岩油气资源丰富，勘探开发潜力大，近年来胜利油田响应国家号召，将非常规页岩油气资源的勘探与开发提上议程。

通过借鉴美国页岩油革命和四川页岩气开发的成功经验，优选胜利油区甜点稳定连续，岩性物性、含油性强的页岩油区块开展水平井分段压裂先导试验，现场采用可溶桥塞射孔联作工艺、限流射孔理论、低成本现场混配压裂液体系和组合粒径支撑剂技术进行压裂改造。

同时针对该区块施工压力高、加砂困难的特点，不断探索改进压裂施工工艺，总结砂堵处理经验，针对性开展适合本区快的压裂改造方案。

经过体积压裂改造，樊页平1井8mm油嘴放喷制度下日产油202m3/d，日产气1.6×104m3/d，实现胜利页岩油Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类储层的有效突破，对胜利油田的储量接替和建设百年胜利而言具有重要意义[1-3]。

关键字：胜利油田页岩油体积压裂水平井甜点1资源与地质特征1 地质特征樊页平1井构造上位于济阳坳陷东营凹陷博兴洼陷樊119鼻状构造带北部，本区沙四上纯上亚段页岩油储层比较发育，导眼井与邻井小层对比显示，该区甜点连续稳定，中高程度演化，属于碳酸盐岩夹层型页岩油藏。

2 油气藏条件通过对测井曲线进行分析发现，该井存在灰岩含量高，孔渗条件差，泥质含量偏高的特点，脆性指数在0.35-0.45之间。

通过对不同岩相的烃源岩、含油性、储集性和脆性特征做进一步分析，将樊页平1井划分成72个油气层，其中Ⅰ类层195m/8层，Ⅱ类层722m/27层，Ⅲ类层1183m/37层。

天　然　气　工　业Natural Gas Industry 第41卷第3期2021年 3月· 72 ·鄂尔多斯盆地低压海相页岩气储层体积压裂及排液技术付锁堂1,2　王文雄1,2　李宪文1,2　席胜利1,2　胡喜峰1　张燕明1,21.中国石油长庆油田公司2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室摘要：天然气资源量丰富的鄂尔多斯盆地中奥陶统乌拉力克组海相页岩气藏，是中国石油长庆油田公司油气增储上产的重要资源基础，但较之于国内外其他页岩气藏，前者地层压力系数低、储层物性及含气性较差、提产难度更大。

为此，在前期直井试验的基础上，开展了水平井体积压裂研究与试验，总体按照长水平井分段多簇大规模压裂的技术思路，立足鄂尔多斯盆地页岩气储层压裂的地质特征，开展了裂缝扩展机理与形态特征研究与分析；在此基础上，优选建立全三维裂缝模型进行参数优化，试验井ZP1井压裂15段103簇，压后形成了较为复杂的裂缝网络，裂缝复杂指数介于0.4～0.6，微地震监测带长579 m、带宽266 m、缝高146 m。

针对该盆地低压页岩气大液量压裂后面临的排液难题，开展了气体增能压裂试验，考虑储层物性、含气性和分段裂缝等特征，在试验水平井压裂时分段注入液氮805 m3，根据压力恢复数据测试地层压力系数由0.7～0.8提升到1.88；建立了井筒气液流动模型，优化了长周期控压排液参数；升级配套了地面关键设备，实现了精确计量与安全环保。

研究和实践结果表明：①通过技术创新优化，试验井ZP1井实现了94天连续气液两相流，试采产量和压力稳定，井口测试日产页岩气6.42×104 m3；②试验井压后页岩气无阻流量达到26.4×104 m3/d，较同区块直井试气产量提高超过10倍，实现了中国北方海相页岩气勘探的重大突破。

关键词：鄂尔多斯盆地；中奥陶统乌拉力克组；海相页岩气藏；低压页岩气；水平井；储集层；体积压裂；排液技术；产气量DOI: 10.3787/j.issn.1000-0976.2021.03.008Volume fracturing and drainage technologies forlow-pressure marine shale gas reservoirs in the Ordos Basin FU Suotang1,2, WANG Wenxiong1,2, LI Xianwen1,2, XI Shengli1,2, HU Xifeng1, ZHANG Yanming1,2(1. PetroChina Changqing Oilfield Company, Xi'an, Shaanxi 710018, China;2. National Laboratory for Exploration and Development of low Permeability Oil and Gas Fields, Xi'an, Shaanxi 710021, China)Natural Gas Industry, Vol.41, No.3, p.72-79, 3/25/2021. (ISSN 1000-0976; In Chinese)Abstract: There are abundant natural gas resources in the marine shale gas reservoir of Middle Ordovician Wulalike Formation in the Or-dos Basin, which is an important resource base for PetroChina Changqing Oilfield Company to increase the reserves and production of oil and gas. Compared with the other shale gas reservoirs at home and aboard, however, the marine shale gas reservoir of Middle Ordovician Wulalike Formation in the Ordos Basin has a lower formation pressure coefficient and poorer reservoir physical properties and gas-bear-ing property, so its production increase difficulty is higher. In this paper, horizontal-well volume fracturing was studied and tested based on the earlier vertical well tests. According to the technical idea of the staged multi-cluster massive fracturing of long horizontal section, the propagation mechanisms and morphological characteristics of fractures were studied and analyzed based on the fracturing geological characteristics of the shale gas reservoir in the Ordos Basin. On this basis, a full three-dimensional fracture model was optimally estab-lished for parameter optimization. The fracturing of the test well ZP1 was carried out with 15 stages and 103 clusters. After the fractur-ing, a more complex fracture network was formed with a fracture complexity index of 0.4-0.6. The microseismic monitoring zone is 579 m long and 266 m wide and the fracture is 146 m high. To address the drainage difficulty after large-volume fracturing of low-pressure shale gas in the Ordos Basin, this paper carries out a gas energized fracturing test. Considering the characteristics of reservoir physical properties, gas-bearing property and segmented fractures, 805 m3 liquid nitrogen was injected in stages during the fracturing of the test horizontal well. The formation pressure coefficient measured from pressure buildup data is increased from 0.7-0.8 to 1.88. The wellbore gas-liquid flow model was established and the parameters of long-period control-pressure drainage under were optimized. The critical surface equipment was upgraded to achieve accurate measurement, safety and environmental protection. And the following research and practice results were obtained. First, based on the technological innovation and optimization, continuous gas-liquid two-phase flow is realized in the test well ZP1 and its production rate and pressure during the test are stable with the tested daily shale gas production at the wellhead of 6.42×104 m3. Second, after fracturing, the absolute open flow of the test well reaches 26.4×104 m3/d, which is more than 10 times higher than the production rate of the vertical well in the same block during the test. Thus, a significant breakthrough is realized in the exploration of marine shale gas in North China.Keywords: Ordos Basin, Middle Ordovician Wulalike Formation; Marine shale gas reservoir; Low-pressure shale gas; Horizontal well, Reservoir; Volume fracturing; Drainage technology; Gas production rate基金项目：国家科技重大专项“鄂尔多斯盆地大型低渗透岩性地层油气藏开发示范工程”（编号：2016ZX05050）。

体积压裂技术的研究与应用摘要：对于低渗油藏，由于此类型的储油层密度高，渗透率较低，所以就不能使用常规的压裂形成单一裂缝的增产改造措施，因为此措施不能达到商业的开采价值，因而为了提升其商业开采价值就要探索新的压裂改造技术。

在国内提出了体积压裂改造超低渗油藏的设想，其根据是参考国外的页岩气体积压裂技术。

国内通过体积压裂的方法在靖安油田初次实验及应用。

经实践后得出，虽然低渗油藏储层致密、渗透率低，但是在经体积压裂后，其形成了复杂缝网和增大改造体积，这样不仅在初期油量产出大，而且给与后期稳产极大支持。

关键词：低渗致密增产改造体积压裂缝网一、体积压裂作用机理“体积压裂”顾名思义，就是指将可以进行渗流的有效储集体通过压裂的方法“打碎”，这样就形成了一个网络裂缝，通过这样的压裂方式能使储层基质与裂缝壁面的接触面积达到最大化，使得油气可以从任何方向渗流到裂缝的距离最短化，将储层整体渗透率提高到一定的程度，从而使储层可以实现长、宽、高三维立体方向的改造。

在工程的施工过程中，通过（1）低猫液体（2）大液量（3）高排量这三项，加以转向技术及材料的应用的辅助，利用直井分层压裂技术和水平井分段改造技术等手段，可以将裂缝网络系统形成规模最大化，储层动用率就会相应的提高，从而提高非常规油气藏采收率。

二、体积压裂的技术特征2.1 体积压裂改造的条件（1）地层有天然的裂缝且发育良好；（2）岩石中硅质成分含量高，容易在高压下产生裂缝。

岩石在压裂过程中容易产生剪切力破坏，不是形成单一的裂缝，而是有利于形成复杂的网状裂缝，从而提高裂缝密度增加缝隙体积；（3）较小的敏感力度，适用于大型的滑溜水压裂。

较弱的水敏地层，有利于提高压裂液的用液规模，同时使用滑溜水压裂，滑溜水黏度低，可以进入天然裂缝中，迫使天然裂缝延展距离增加缝隙体积，扩大了改造体积。

2.2 体积压裂改造技术国内常用的体积压裂技术是滑溜水大型压裂技术。

体积压裂工艺有两个特征。

第一“两大”：大排量、大液量。

页岩气藏体积压裂技术概述杨硕;李培超;宋付权;卢德唐【摘要】页岩气作为一种储存在页岩中的非常规天然气,其巨大的储藏量和可持续性使得其开发成为世界各国关注的能源焦点.利用传统的水力压裂方式形成单一对称双翼裂缝的增产改造技术目前已不能满足页岩气产量的需求.为此,美国提出了改造油气藏体积(Stimulated Reservoir Volume,SRV)的概念,即通过压裂形成复杂裂缝网络,极大地改造储集层有效泄油体积,从而达到提高页岩气产量的目的.对体积压裂原理及工艺技术现状进行了简要的回顾,认为体积压裂是目前页岩气开发最为有效的技术之一,虽然其技术工艺已有一定的进步,但对于体积压裂力学机理仍缺乏深入认识,与之配套的压裂优化设计和施工工艺技术也有待进一步研究和开发,同时给出了下一步体积压裂研究应努力的方向.【期刊名称】《上海工程技术大学学报》【年(卷),期】2015(029)001【总页数】4页(P69-72)【关键词】页岩气;压裂改造;裂缝网络;体积压裂【作者】杨硕;李培超;宋付权;卢德唐【作者单位】上海工程技术大学机械工程学院,上海201620;上海工程技术大学机械工程学院,上海201620;浙江海洋学院石化与能源工程学院,舟山316022;中国科学技术大学工程科学学院,合肥230027【正文语种】中文【中图分类】TE377;O346.1体积压裂是以水力压裂技术为手段，以在储层中形成复杂的三维裂缝网络（缝网）[1-2]，极大地增加储层有效泄油体积为目的的油气藏增产改造技术.目前页岩气开发主要采用水平井体积压裂方式，与常规天然气藏不同，页岩气藏为致密泥页岩，其孔隙度和渗透率通常很低，这种特性决定了页岩气的开发技术要求很高，同时开采成本也相对较高.美国提出的改造油藏体积（SRV）技术作为目前主要的页岩气藏增产技术，其原理是通过一系列水力压裂技术手段，在储层区域创造最大化的立体缝网体系，采集更多的页岩气资源[3-5].在压裂过程中，随着缝内净压力的增加，储层会发生相应的拉伸破裂和剪切破裂[6]，压裂形成的不再是单一对称双翼拉伸裂缝，而是形成拉伸裂缝、剪切裂缝、微（天然）裂缝相互沟通连接的复杂缝网系统，极大地增加了压裂体积.目前对于体积压裂储层物理模型的描述还停留在理论假设阶段，图1为常见的页岩气储层物理模型，通常称为基质——微裂缝——人工裂缝三重介质模型[7].图1为理想状态下假设得到的模型，而实施体积压裂后形成的实际缝网结构不可能如此规则地排列，因此，储层缝网结构的半定量和定量描述模型是下一步应开展的研究.2.1 压裂造缝原理分析压裂造缝的本质在于对岩石的破坏，造缝过程中存在两种形式的破坏，即新裂缝起裂和原有裂缝重启.新裂缝起裂可分为拉伸破裂和剪切破裂，原有裂缝重启，分为天然裂缝重启和人工裂缝重启.2.1.1 新裂缝起裂当储层井壁净压力达到临界条件时，就会产生新的拉伸裂缝或剪切裂缝.张性（拉伸）破裂，通常采用最大拉应力准则；而剪切破裂，则遵循摩尔库伦准则[8].目前页岩气开发主要依靠水平井射孔完井分段压裂技术，关于水平井的地层破裂压力，已有一些理论和数值研究[9-12]，它们为分析水平井水力裂缝起裂提供了理论依据.2.1.2 原有裂缝重启在储层中存在的原有裂缝分为天然裂缝和人工裂缝，当缝内净压力达到破坏的临界值时，就会使原有裂缝重新启动.天然裂缝重启临界压力和人工裂缝重启的条件，可以参考文献[8].在对原有裂缝进行重启的过程中，应尽量使原有裂缝方向与新的人工裂缝方向垂直，这样相当于增大了缝网的体积.2.1.3 平面人工裂缝扩展关于平面内单一对称张性（拉伸）裂缝延伸问题，Boone等[13-15]已经作了相关研究，并指出裂缝扩展路径与当前地应力场分布特征以及储层物性等参数相关.对于平面人工裂缝和天然裂缝的相互作用，Sesetty等[16]给出了初步的讨论.2.2 非平面缝网结构相比之下，关于非平面、非对称裂缝扩展转向及缝间相互作用机理，目前还没有可靠的理论支撑，尚缺乏清楚的认识.2.3 既有缝网下产能分析目前对既有缝网下渗流规律和产能分析还没有确定性的研究，而且其产能分析所采用的储层缝网模型[7]过于理想化，不是真正意义上的三维模型.体积压裂是页岩气增产的有效方法之一，影响页岩气产量的具体因素有人工裂缝导流能力、微裂缝渗透率、改造体积、Sigma系数、非达西因子、诱导裂缝导流能力和诱导裂缝密度等[17].这些因素很大程度上由体积压裂前期准备和压裂工艺所决定的[18].体积压裂一般应用分段多簇射孔技术和裂缝转向技术，压裂材料一般采用低黏度压裂液和裂缝转向控制材料，并尽可能采用较大液体用量和较高的施工排量，生成一条或多条人工主裂缝，而且在主裂缝表面侧向强制形成次生裂缝，并实现次生裂缝继续的分支，形成二级乃至多级次生裂缝.同时在塑性岩石中产生剪切破坏，最终使主裂缝与多级次生裂缝及微裂缝相互交错，共同作用，形成立体的缝网结构，实现储层内天然裂缝、岩石层理大范围的有效沟通.体积压裂的目的在于将有渗流能力的有效储层分割，实现长度、高度、宽度3个方向的全面改造，增大渗流体积和裂缝的导流能力，最终实现产量与釆收率的提高.对于不同的储层环境，体积压裂工艺也略有差别[19]，图2为几种体积压裂工艺示意图.目前测量水力裂缝的手段主要为微地震和测斜仪两种传统方式.微地震监测技术是应用较为广泛的体积压裂裂缝测量技术，其原理是通过观察井收集不同频率的信号从而反演得出裂缝的分布，图3为某水平井体积压裂后得到的微地震监测图[3].但是，目前检测技术还存在如精度、操作方法等一系列的问题，不能定量描述缝网结构特征，仍需在反演精度或方法上有所突破.页岩气体积压裂的研究虽然有了较大的进展，但是对压裂过程中复杂裂缝的形成扩展和裂缝之间相互作用机理还缺乏深入的认识.同时，也难以开展相应配套的压裂优化设计和产能评价.另外，目前因缺乏对于裂缝直观有效的监测方法，压裂中还无法准确获取裂缝的延伸特征.1）体积压裂的本质是对岩石的破坏，本文分析了体积压裂过程中岩石破坏的基本准则，在一定程度上为压裂提供了理论支持.2）在体积压裂准备及工艺上，要因地制宜，根据储层物性和地应力场等数据，采用高效的压裂工艺，降低成本，提高气藏产量.3）体积压裂仍旧存在许多亟待解决的问题，如缝网的形成过程、压裂工艺技术的完善等.4）页岩气体积压裂研究是一个系统工程，需要综合利用流固耦合渗流力学、断裂力学、损伤力学及有限元软件开展研究.一方面，在多裂缝扩展和相互作用机理、缝网结构下渗流机理和产能预测方面加强研究；另一方面，形成配套工艺以利于优化设计，提高产能.同时定量可靠的地下缝网诊断和监测技术也是值得深入研究的前沿课题.【相关文献】[1] Curtis J B.Fractured shale-gas systems[J].AAPG Bulletin，2002，86（21）：1921-1938.[2] Papanastasiou P，Zervos A.Three-dimensional stress analysis of a wellbore with perforations and a fracture[C]//Proceedings of SPE/ISRM Rock Mechanics in Petroleum Engineering.Trondheim：1998：347-355.[3] Mayerhofer M J，Lolon E P，Warpinski N R，et al. 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Chicago：ARMA，2012：24-27.[5] Roussel N P，Sharma M M.Quantifying transient effects in altered-stress refracturingof vertical wells[J].SPE Journal，2010，15（3）：770-782.[6] Li P C，Song Z Y，Wu Z Z.Study on reorientation mechanism of refracturing in Ordos basin-a case study：Chang 6 formation，Yanchang group，triassic system in Wangyao section of Ansai oilfield[C]// Proceedings of International Oil&Gas Conference and Exhibition.Beijing：Society of Petroleum Engineering，2006.[7] 苏玉亮，王文东，盛广龙.体积压裂水平井复合流动模型.[J].石油学报，2014，35（3）：504-510.[8] Li P C.Theoretical study on reorientation mechanism of hydraulic fractures[J].SPE，2007：105724.[9] 金衍，陈勉，张旭东.天然裂缝地层斜井水力裂缝起裂压力模型研究[J].石油学报，2006，27（5）：124-126.[10] 李兆敏，蔡文斌，张琪，等.水平井压裂裂缝起裂及裂缝延伸规律的研究[J].西安石油大学学报:自然科学版，2008，23（5）：46-52.[11] 李培超.水平井地层破裂压力的解析公式[J].上海工程技术大学学报，2011，25（2）：41-45.[12] 张广明.水平井水力压裂数值模拟研究[D].合肥：中国科学技术大学，2011.[13] Boone T J，Ingraffea A R.A numerical procedure for simulation of hydraulically-driven fracture propagation in poroelastic media[J].International Journal for Numerical and Analytical Mthodls in Geomechanics，1990，14：27-47.[14] Dong C Y，de Pater C J.Numerical implementation of displacement discontinuity method and its application in hydraulic fracturing[J].Computer Methods in Applied Mechanics and Engineering，2001，191（8/10），745-760.[15] Dong C Y，de Pater C J.Numerical modeling of crack reorientation and link-up[J].Advances in Engineering Software，2002，33（7/10）：577-587.[16] Sesetty V，Ghassemi A.Simulation of hydraulic fractures and their interactions with natural fractures[C]∥Proceedings of the 46th US Rock Mechanics/Geomecha nics Symposium.Chicago：ARMA，2012：12-331.[17] Guo T K，Zhang S C，Qu Z Q，et al.Experimental study of hydraulic fracturing for shale by stimulated reservoir volume[J].Fuel，2014，128：373-380.[18] Zhao Y L，Zhang L H，Luo J X，et al.Performance of fractured horizontal well with stimulated reservoir volume in unconventional gas reservoir[J].Journal of Hydrology，2014，512：447-456.[19] 陈守雨，杜林麟，贾碧霞，等.多井同步体积压裂技术研究[J].石油钻采工艺，2011，33（6）：59-65.。

页岩气“体积开发”理论认识、核心技术与实践焦方正中国石油天然气集团有限公司摘　要　四川盆地及其周缘上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组海相页岩气勘探开发的突破和发展，对中国天然气理论创新和技术进步具有重大的战略意义，连续型油气聚集、水平井体积压裂开发等一批关键理论技术，支撑了四川盆地南部（蜀南）、涪陵等页岩气田的大发展。

为了提高中国页岩气区储量动用率和采收率，基于中国页岩气的地质条件和工业实践，梳理了中国页岩气勘探开发进展及取得的主要地质认识，深化了对五峰组—龙马溪组页岩储层主要地质特征的认识和页岩气“甜点区（段）”分级评价标准，从人工干预提高页岩气有效流动性和开发整体性出发，提出了页岩气甜点区“体积开发”的理论内涵和核心技术，进而评价展望了中国页岩气资源“体积开发”的发展前景。

研究结果表明：①页岩气“体积开发”指在不同级别含气页岩储层“甜点区”“甜点段”范围内，通过多水平层段分段压裂构建人工缝网系统，利用水平方向流动叠加垂向导流缝流动形成复合流动方式，促使波及范围内的页岩气资源成为可开发的商业储量，实现更多页岩气资源的有效动用；②“体积开发”包括“甜点区”综合评价、体积开发井网优化设计、水平井钻井和靶窗优选及轨迹设计、水平井段体积压裂改造技术、生产制度设计与平台式工厂化管理等5项核心技术。

结论认为，“体积开发”理论技术不仅为目前长宁、涪陵等页岩气储量区立体开发，而且也为陆相、海陆过渡相页岩气等非常规油气资源的整体利用，提供了重要的理论依据和技术支持，具有广阔的应用前景。

关键词　页岩气　体积开发　连续气　“甜点区（段）”　含气页岩均质体　人工气藏　立体布井　体积缝网　复合流动　中国　四川盆地DOI: 10.3787/j.issn.1000-0976.2019.05.001Theoretical insights, core technologies and practices concerning"volume development" of shale gas in ChinaJiao Fangzheng(China National Petroleum Corporation, Beijing 100007, China)NATUR. GAS IND. VOLUME 39, ISSUE 5, pp.1-14, 5/25/2019. (ISSN 1000-0976; In Chinese)Abstract: In recent years, major exploration breakthroughs and subsequent booming development of marine shale gas in both Upper Or-dovician Wufeng and Lower Silurian Longmaxi Fms in the Sichuan Basin and its surroundings highlight the strategic importance for the theoretical innovation and technological advances of natural gas in China. A number of key theories and technologies, such as continuous hydrocarbon accumulation and horizontal well volume fracturing, and so on, have contributed to the large-scale development of shale gas fields such as Shunan, Fuling, etc., in Sichuan Basin. Based on China's geological conditions, industrial practices and current limita-tions in executing the full-scale development of shale gas, a new concept called "volume development (VD)" has been proposed. Under the framework of this theory, man-made volumetric fracture network systems are established through the combination of horizontal well drilling and transverse hydraulic fracturing through which gas flow become much more efficient due to the lateral flow superimposed by vertical fracture flow. VD has become a very efficient development model for shale gas because it can make natural gas in the volume affected by the man-made fracture network system become commercial reserves, and be produced more cost-effectively. VD includes five core technologies, i.e. integrated evaluation of "sweet areas", "optimization design of well patterns for volume development", "optimiza-tion and trajectory design of horizontal well drilling in target window", "massive fracturing technology for horizontal wellbores", "design of production system and platform-based well factory-like management". The VD theory and technology provides important theoretical basis and technical support not only for the present three-dimensional development of shale gas in Changning, Fuling and other nearby blocks, but for the overall utilization of unconventional oil and gas resources such as continental, transitional marine and continental fa-cies shale gas. It is believed that VD will have broad application prospects in shale gas development.Keywords: Shale gas; Volume development; Continuous-type gas; "Sweet area (section)"; Homogeneous gas-bearing shale; Man-made gas reservoir; Stereoscopic well layout; Volumetric fracture network; Compound gas flow mode; China; Sichuan Basin基金项目：国家科技重大专项“页岩气气藏工程及采气工艺技术”（编号：2016ZX05037）、“四川盆地及周缘页岩气形成富集条件、选区评价技术与应用”（编号：2017ZX05035）。

深层页岩气地质工程一体化体积压裂关键技术及应用王力发布时间：2022-11-02T07:42:11.540Z 来源：《新潮·建筑与设计》2022年6期作者：王力[导读] 页岩气作为我国一种可采储量丰富的清洁能源，其开采早已成为我国的战略任务，为缓解对清洁能源的紧张需求，我国对页岩气的开采更加迫切。

钻前工程能否保质、按时完成是制约页岩气开采的重要因素，但传统现浇方井施工工序繁琐、工期过长、受天气影响较大。

装配式方井作为一种新型页岩气方井结构，在构件质量、施工工序、施工工期及环保等方面均相较于传统现浇方井更具有优势，具有良好的工程特性，在钻前工程中具有广阔的应用前景。

徐州万源地质矿产研究有限公司江苏省徐州市 221000摘要：页岩气作为我国一种可采储量丰富的清洁能源，其开采早已成为我国的战略任务，为缓解对清洁能源的紧张需求，我国对页岩气的开采更加迫切。

钻前工程能否保质、按时完成是制约页岩气开采的重要因素，但传统现浇方井施工工序繁琐、工期过长、受天气影响较大。

装配式方井作为一种新型页岩气方井结构，在构件质量、施工工序、施工工期及环保等方面均相较于传统现浇方井更具有优势，具有良好的工程特性，在钻前工程中具有广阔的应用前景。

关键词：深层页；岩气地质工程；一体化；体积压裂技术引言盆地页岩气和致密砂岩气储层与北美相比，普遍具有地质年代老、埋深大、构造和区域应力场复杂、微裂缝发育、储层品质和含气性非均质性较强，页岩气和致密砂岩气资源丰富但分割性强，盆地内探井测试无法获得工业气流现象突出，相邻或同一区块探井或评价井压裂产量差异大，主要原因是甜点的裂缝和应力等地质和工程关键参数的三维定量预测精度不够，针对甜点的压裂优化设计和布缝、控缝定量模拟计算技术和手段欠缺。

另外，虽然页岩气与致密气在宏观上均呈现大面积连片分布特征，但致密气储层具有更强的非均质性，页岩优质层段集中分布，而致密气优质甜点具有层薄和多层分散分布的特点。

考虑邻井干扰的页岩气多段压裂水平井数值试井方法黄灿【摘要】页岩气田水平井开发过程中,井间干扰现象严重,在考虑邻井影响的条件下准确分析试井资料、认识储层参数至关重要.为此,综合考虑压裂裂缝和SRV区域特征,建立了页岩储层改造后的多重耦合渗流模型,采用PEBI非结构化网格进行网格划分,基于有限体积法进行求解.根据历史生产数据建立有效的页岩气干扰试井评价模型,通过拟合实测资料对模型进行了验证,并运用该模型对2口生产井进行了生产动态预测及分析,结果表明,2口井间井距过大,可在2井间部署1口加密井并在后期投产新井的水力压裂过程中尽量扩展裂缝半长.该研究为页岩气井的产能预测及生产优化提供了理论支持.【期刊名称】《特种油气藏》【年(卷),期】2018(025)003【总页数】5页(P92-96)【关键词】页岩气;多段压裂水平井;数值试井;多重耦合模型;有限体积法【作者】黄灿【作者单位】中国石化江汉油田分公司,湖北武汉 430223【正文语种】中文【中图分类】TE3730 引言近年来，随着页岩气田的规模化开发，相邻的页岩气井之间干扰矛盾越发凸显，认识井间干扰特征是急需解决的问题。

井下压力测试分析是常用的手段，但如果直接采用干扰试井则需要关停较多气井且测试成本很高。

目前，国内外有许多学者开展了多段压裂水平井的渗流机理研究，Moridis等[1-3]提出非常规储层体积压裂的复杂裂缝由4个不同的裂缝系统组成；Ozkan等[4-8]考虑将裂缝改造区域完全用双重介质模型进行表征，模型虽考虑了流体的窜流特征，但未考虑体积压裂改造宽度的影响；苏玉亮、任龙等[9-10]基于体积压裂水平井复杂裂缝改造特点及流动特征，构建了耦合双重介质复合流动模型，应用Laplace变换和Stehfest数值反演，得到了定产和定压条件下封闭边界裂缝的井底压力和水平井产量半解析解；樊冬艳、姚军、朱光谱等 [11-30]基于双重介质模型和离散裂缝模型构建页岩气藏分段压裂水平井模型，在此基础上建立基岩-裂缝双重介质压裂水平井数学模型并采用有限元方法对模型进行求解。

页岩气井体积压裂井筒温度计算及套管强度变化分析席岩;柳贡慧;李军;查春青;王超;刘明杰【期刊名称】《断块油气田》【年(卷),期】2017(024)004【摘要】页岩气井体积压裂排量大、时间长,压裂过程中井筒温度变化剧烈,引起的温度应力对套管强度具有较大影响.在考虑压裂液摩擦生热以及排量与壁面换热系数关系的基础上,建立了页岩气井套管压裂过程中井筒温度场模型,对压裂过程中温度瞬态变化进行了计算.结果表明:页岩气井套管压裂过程中井筒降温幅度较大,储层温度为78.5℃时最大降幅达到64.7℃;跟端和趾端温度差最大值出现在压裂初期60～210 s.依据推导出的套管抗外挤强度计算公式进行强度校核分析,结果表明,温度应力对套管抗外挤强度产生较大影响,且随着压裂排量的不断增大,抗外挤强度降幅也不断增大,冬季施工压裂液排量为20 m3/min时,套管抗外挤强度降低16.4％.【总页数】4页(P561-564)【作者】席岩;柳贡慧;李军;查春青;王超;刘明杰【作者单位】中国石油大学(北京)石油工程学院,北京102249;中国石油大学(北京)石油工程学院,北京102249;北京工业大学,北京100124;中国石油大学(北京)石油工程学院,北京102249;中国石油大学(北京)石油工程学院,北京102249;中国石油大学(北京)石油工程学院,北京102249;中国石油新疆油田分公司安全环保处,新疆克拉玛依834000【正文语种】中文【中图分类】TE319【相关文献】1.页岩气井套变段体积压裂技术应用及优选 [J], 杨毅;刘俊辰;曾波;杨昕睿;黄浩勇2.体积压裂水锤效应对页岩气井屏障完整性影响及对策 [J], 周波; 毛蕴才; 查永进; 汪海阁3.页岩气井体积压裂自支撑裂缝对开发效果的影响 [J], 肖剑锋;刘琦;何封;袁灿明4.威荣区块深层页岩气井体积压裂技术 [J], 王兴文;何颂根;林立世;栗铁峰;王峻峰5.页岩气井体积压裂条件下的水泥环界面裂缝扩展 [J], 李勇;陈瑶;靳建洲;江乐;丁峰;袁雄因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。