页岩气增产(压裂) 工艺

开采页岩气的危害

随着页岩气被视为未来能源的“明星”而大量开采，其对地下水和土壤的影响也受到高度关注。美国一项研究表明，页岩气开发过程中的污水处理问题不容小觑。 杜克大学研究人员2013年10月2日在《环境科学与技术》期刊上报告说，他们对美国宾夕法尼亚州西部一个页岩气污水处理厂排污口附近河水及河底沉淀物进行取样，并把检测结果与该河流上下游的情况进行对比，结果发现，排污口附近河水及河底沉淀物受到高放射性污染，且盐与金属含量严重超标。 检测还发现了高浓度的溴化物、氯化物与硫酸盐。研究人员指出，河水中含有大量溴化物尤其让人担心，因为它可与自来水厂中消毒用的氯及臭氧等发生反应，产生毒性非常强的副产物。 近日，备受争议的页岩气开发再一次成为人们关注的热点，针对页岩气开发，美国地缘政治学家威廉·恩道尔在他的新书《目标中国：华盛顿的“屠龙”战略》中详细分析了世界范围内页岩气开发的情况和页岩气开采技术对环境的危害。 页岩气——环境帮手还是凶手？ 2012年初，中国部分石油公司开始加入美国引导的对页岩气进行开发的浪潮中，开始采用极具争议的方法来开采埋藏于页岩层的天然气。页岩是一种富含黏土的岩石，内含多种矿物质。 2012年6月，中国石油巨头中石化开始在重庆钻取第一口页岩

气井，共计划钻井九口，预计到年底可以生产110亿－180亿立方英尺（约3亿－5亿立方米）天然气——略等于中国一天的天然气消耗量。中国希望到2020年页岩气能满足全国6%的能源需求。 页岩气开采技术由美国发明。中国石油公司邀请美英石油巨头共享开采技术，以满足日益增长的国内能源需求。2012年3月，英荷皇家壳牌集团（Anglo－Dutch Royal Dutch Shell Company）在华与中国石油天然气集团公司（简称中石油）签署首份页岩气生产技术共享协议。埃克森美孚（ExxonMobil）、英国石油公司（BP）、雪佛龙（Chevron）以及法国道达尔（Total）都相继与中国的石油公司签署了页岩气合作协议。 中国中央政府收到美国能源部能源信息管理局（EIA）的地质评估资料，该资料显示中国“可能”拥有全世界最大规模的“技术性可开采”资源，估计约1,275万亿立方英尺（约36万亿立方米）或占世界资源的20%。若评估属实，这将远远超过862万亿立方英尺（约24万亿立方米）的美国页岩气评估储量。美国能源信息管理局的研究表明，除重庆外，最具页岩气开采前景的当属新疆塔里木盆地。值得注意的是，近几年来，高度机密的美国情报工作中有一小部分已逐步通过美国能源部运作，提供虚假情报和进行情报侦察总是相伴相生。美国能源信息管理局是否故意抛出评估报告诱使中国仓促上阵开发页岩气，从而放弃寻求干净、安全的新能源来替代石油与天然气？如果是，那这就不是美国政府第一次通过篡改情报报告来实现政治目的了。

涪陵页岩气体积压裂改造理念及关键技术

涪陵页岩气体积压裂改造理念及关键技术 邹龙庆张剑李彦超 （川庆钻探井下作业公司） 摘要涪陵页岩储层为龙马溪组海相页岩，以灰黑色粉砂质页岩及灰黑色碳质页岩为主，优质页岩厚度为38m~44m，储层具有有机质类型好、丰度高、矿物脆性指数高、可压性强、裂缝层理发育、含气性高等特点。本文系统总结了涪陵页岩气体积压裂改造理念及关键特色技术，即以综合地质评价为改造基础，以大型体积压裂为储层改造理念，以水平井及多级压裂为技术保障，获取最大的储层改造体积，实现页岩气的高效开发。涪陵页岩气体积改造理念及关键技术为前期27口井的高效开发提供了技术保障，为未来中国海相页岩气高效开发积累了经验。 关键词页岩气涪陵体积改造水平井分段压裂 前言 四川盆地是我国页岩气最富集有利区，主要勘探区域为威远、长宁、富顺-永川、昭通、涪陵地区，层系为志留系龙马溪组、寒武系筇竹寺组，其中，涪陵区块位于川东高陡褶皱带万县复向斜的南扬起端包鸾一焦石坝背斜带焦石坝构造高部位，川东南涪陵地区评价下志留统龙马溪组。借鉴北美海相页岩气体积压裂改造经验，通过对涪陵区块页岩储层岩心资料、测井数据、岩石力学参数等资料综合分析，建立页岩储层综合可压指数预测模型，实现储层改造评价；借助页岩储层大型体积压裂改造理念，应用水平井及分段压裂技术，进行涪陵地区页岩气开发[1-4]。截至2014年5月17日，在涪陵页岩气田280平方公里一期产建区，已开钻页岩气井82口，完钻47口，投产27口，平均单井日产气量在11万方以上，涪陵页岩气体积改造理念及关键技术为前期27口投产井的高效开发提供了技术保障。 1. 储层地质特征 1.1气藏基本特征 涪陵页岩气区块主要目的层位为龙马溪组地层，埋藏深度为2400~3500m，优质页岩厚度为38m~42m，岩性为灰黑色粉砂质页岩及灰黑色碳质页岩，天然

页岩气开采压裂技术分析与思考

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

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

定向井分层压裂工艺

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)

页岩气体积压裂缝网模型分析及应用

页岩气体积压裂缝网模型分析及应用 摘要：页岩储层孔喉细小、渗透率低，水力压裂后形成主裂缝及诱导裂缝网络 加剧了页岩气流动的复杂性。为了准确表征页岩气拟稳态渗流特征，提出了离散 裂缝耦合多重连续介质系统数学表征方法，并针对储层裂缝分布形态，利用商业 数值模拟器建立了考虑吸附/解吸的页岩气藏离散裂缝耦合多重连续介质数值模拟模型。模型中采用局部网格加密的方法描述离散裂缝网络，基于建立的多重连续 介质系统数学方法表征压裂后形成的密集分布微小裂缝体系。利用建立的模型， 系统分析了储层横向/纵向动用程度以及裂缝导流能力、裂缝半长、裂缝排布方式等裂缝参数对页岩气泄气面积和气井产能的影响。 关键词：页岩气；缝网压裂；连续介质模型；动用程度；数值模拟 1前言 页岩气储层渗透率极低，在成岩作用、多阶段构造演化、气体赋存状态及介 质尺度等方面都与常规油气藏存在较大差异，其既是烃源岩又是储集层，储层中 发育大量的微纳米孔隙和干酪根有机质，是典型的原地成藏。近年来，随着长井 段水平井技术和分段压裂技术的发展，非常规油气资源的开发成为可能。页岩气 储层压裂过程中容易产生裂缝网络系统，形成的多尺度天然裂缝-人工裂缝相互交 织会在储层中形成宏观优势流动区域，影响渗流场压力和流体组分的分布。 2多重连续介质基质-裂缝网格划分 目前，常采用Warron-Root双重介质模型描述基质-裂缝交互渗流机制，当本 文模型与双重介质模型网格剖分相同时二者描述的流体运移规律相同。采用Matlab软件对笔者建立的离散裂缝耦合多重连续介质模型及Warron-Root双重介 质模型进行编程求解。图1所示为当本文模型的网格剖分与Warron-Root双重介 质模型相同时生产井井底压力的变化规律。 图1本文模型和Warron-Root模型井底压力对比 图2不同形状因子对井底压力的影响 由图2可知，形状因子值越大，基质-裂缝窜流量就越大，表明从基质流出到 裂缝的渗流阻力越小。在多重连续介质系统中，采用多层嵌套方法表征基质内流 体的流动规律。进行计算分析时，将基质分成了6层。取Km/Kf=0.00001，0.0001，0.001，0.01，0.1，研究不同岩石基质与裂缝渗透率比值下井底压力变化规律及多 重连续介质不同层的压力分布规律。：基质与裂缝的渗透率比值较大时，井底压 力下降快，分析认为，基质渗透率与裂缝渗透率相近时流体交换流动阻力小；相反，如果基质与裂缝的渗透率比值较小，如Km/Kf=0.00001，则井底压力下降不 明显，说明流体从渗透率极低的基质中流出来较困难。基质与裂缝的渗透率比值 较大时，流体在基质内部的流动阻力较小，流动速度较快，各层压裂达到拟稳态 的时间较短；反之，则流体的流动阻力较大，流动速度较慢，达到拟稳态流动的 时间较长。 3页岩气储层动用规律 在深入分析页岩气藏物性参数及流动特征的基础上，基于前文提出的离散裂 缝耦合多重连续介质模型建立了考虑页岩气吸附/解吸的多重孔隙介质压裂水平井复杂缝网数值模拟模型。模拟研究单元取水平井的一侧，网格数为60×40×2，研 究工区尺寸1200m×800m×20m，采用多重连续介质模型对每个网格中流体的流动 规律进行表征，并以离散裂缝局部加密表征具有缝网系统复杂特征的人工主裂缝

页岩气开采技术

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

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

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

国外页岩气水力压裂技术及工具一览

国外页岩气水力压裂技术及工具一览 页岩储层具有超低孔低渗特性，钻完井后需要压裂改造后才得到经济产量。国外油田服务公司最新工具达到了很高水平，水平井裸眼封隔器投球滑套分段压裂技术用高强度低密度球级差达到1/16in，封隔器耐压差达到70MPa，TAM公司自膨胀封隔器最高可达302 °C ；泵送桥塞射孔分段压裂技术所用桥塞可分为：堵塞式、单流阀式和投球式复合桥塞，桥塞耐压差达103.4MPa，耐温232 °C ；哈里伯顿CobraMax H连续油管喷射工具系统，目前最多达到44段。这些为国内页岩气水力压裂完井方式与压裂工具的选用打下基础。 从应用工具角度看，分段压裂工艺方面主要包括：水平井裸眼封隔器投球滑套分段压裂技术，泵送桥塞分段压裂技术，水力喷射分段压裂技术。 从压裂工具方面分析，目前页岩气压裂技术有可膨胀封隔器/裸眼封隔器+滑套多级压裂，泵送桥塞射孔压裂联作多级压裂，水力喷射压裂等。在美国的页岩气开发技术中，可膨胀封隔器/裸眼封隔器+滑套多级压裂，泵送桥塞射孔压裂联作多级压裂技术比较成熟，使用比较广泛，可适用于较长的水平段；水力喷射压裂可实现准确定位喷射，无需机械封隔，节省作业时间，非常适合用于裸眼井、筛管井以及套管中井。 1、水平井裸眼封隔器投球滑套多级压裂系统 封隔器投球滑套多级压裂技术一般采用可膨胀封隔器或者裸眼封隔器分段封隔。根据页岩气储层开发的需要，使用封隔器将水平井段分隔成若干段，水力压裂施工时水平段最趾端滑套为压力开启式滑套，其它滑套通过投球打开，从水平段趾端第二级开始逐级投球，进行有针对性的压裂施工。水平裸眼井多级压裂目前已经是北美页岩气压裂开采主要技术手段，并越来越受到作业者的欢迎。水平井多级压裂技术关键在于封隔器（压裂封隔器和可膨胀封隔器）和滑套可靠性和安全性能，尤其是管外封压裂管柱的可膨胀封隔器和开启滑套的高强度低密度球材料决定技术的成功与否。 目前国外油田服务公司都有自己成熟的工具，高强度低密度球级差达到1/16in，封隔器耐压差达到70MPa，TAM公司耐高温自膨胀封隔器最高可达30 °C 。 QuickFRAC和StackFRAC HD Packers Plus公司是开放完井多阶段压裂系统的先驱，并在设计和制造各种解决方案的革新方面是行业的领导者。自2000年公司开始运营以来，Packers Plus已经完成了超过7750个系统，并负责了超过8万级压裂。目前已经研发了两套最先进的裸眼多级压裂系统：QuickFRAC系统和StackFRAC HD系统。QuickFRAC系统原理是一次投入一个封堵球开启多个滑套的多级压裂批处理系统，已实现15次投球进行开启60级滑套的多级压裂的施

页岩水力压裂的关键力学问题_庄茁_柳占立_王涛_高岳_王永辉_付海峰

2016年第61卷第1期：72~81 引用格式: 庄茁, 柳占立, 王涛 , 等 . 页岩水力压裂的关键力学问题 . 科学通报, 2016, 61: 72–81 Zhuang Z, Liu Z L, Wang T, et al. The key mechanical problems on hydraulic fracture in shale (in Chinese). Chin Sci Bull, 2016, 61: 72–81, doi: 10.1360/N972015-00347 ? 2015《中国科学》杂志社https://www.360docs.net/doc/ca1782227.html, https://www.360docs.net/doc/ca1782227.html, 《中国科学》杂志社 SCIENCE CHINA PRESS 第517次学术讨论会?页岩气开发中的工程科学问题 页岩水力压裂的关键力学问题 庄茁①*, 柳占立①, 王涛①, 高岳①, 王永辉②, 付海峰② ①清华大学航天航空学院, 北京 100084; ②中国石油天然气股份有限公司勘探开发研究院廊坊分院, 廊坊 065007 *联系人, E-mail: zhuangz@https://www.360docs.net/doc/ca1782227.html, 2015-07-14收稿, 2015-08-30修回, 2015-08-31接受, 2015-10-16网络版发表 国家自然科学基金(11372157)和教育部博士点专项研究基金(20120002110075)资助 摘要页岩气的开采成为我国绿色能源开发的新领域. 尽管北美页岩气革命取得了成功, 水力压裂是成功的开采方式, 目前采收率仅为5%~15%, 问题出在哪里呢? 由此给力学家提出了巨大的挑战和机遇. 本文针对页岩水力压裂的关键力学问题, 阐述理论、计算和实验的研究进展和技术难点, 主要内容有: 页岩人工裂缝扩展的大型物理实验模拟平台; 考虑时间相关性的各向异性本构模型; 页岩起裂、分叉及多裂缝相互作用的断裂力学准则和模拟方法; 裂缝簇稳定性扩展的力学条件和创造缝网的多尺度有限元模型; 耦合断裂力学和流场压力的裂缝网扩展数值模拟方法. 关键词页岩, 水力压裂, 力学问题 1 “页岩气革命”风吹中国 页岩气是指以吸附和游离、时而还有流体相的形 态状态赋存于泥页岩中的非常规天然气. 美国和加 拿大是页岩气进行规模开发的主要国家, 页岩气年 产量约占天然气(干气)产量的1/4. 2013年, 美国能源 部能源信息管理局预测中国的页岩气储量排名世界 第一, 占比全球储量的36%, 是美国的1.5倍, 达到 1115×1012m3[1]. 北美页岩气的商业化开采给世界各 国的能源结构调整带来巨大影响, 加快页岩气资源 勘探与开发已成为页岩气资源大国的共同目标, 特 别是在我国不合理的能源消费结构背景下, 页岩气 开采将成为绿色能源开发的新领域, 从而成为缓解 原油产量不足, 降低减少煤化石燃料环境污染的有 效途径. 页岩油气规模开发主要依靠水平井和水力压裂 改造两项关键技术, 目标是增加储层宏观渗透率. 页 岩基质中气体的微流动(吸附、解吸、扩散与渗流)是 影响产气量的决定因素, 这也是页岩气不同于常规 天然气藏的主要区别. 北美“页岩气革命”取得了成 功, 但是根据美国页岩油气田的产量数据表明, 目前 采收率仅为5%~15%. 尽管水力压裂是成功的开采方 式, 仍不足以开采出大部分的油气, 地下几千米, 看 也看不见, 问题出在哪里呢? 由此给力学家提出了 巨大的挑战和机遇. 美国科学院院士、西北大学的Ba?ant等人[2]认为 在水力压裂裂缝扩展过程中, 局部裂缝失去扩展稳 定性是主要原因之一. 从现有页岩气开采技术层面 看, 我国页岩气开采同样面临更多的技术和方法的 选择与挑战. 我国的页岩地质条件与美国相比更加 复杂, 这是因为美国页岩储层主要是海相沉积, 而我 国有极其发育的陆相沉积; 美国页岩气产区主要分 布在比较稳定的大地构造岩层内, 页岩气埋藏深度 平均在1500 m; 而我国众多的页岩层都经历了强烈 的后期改造. 以四川和塔里木盆地为例, 其页岩气埋

定向井压裂技术发展现状分析

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

美国页岩气勘探开发关键技术

目录 _Toc28155708 引言 (2) 1 美国页岩气藏特点分析 (2) 2 地层评价 (3) 3 岩石机械特性地质力学 (4) 4 钻完井技术 (5) 5 压裂技术 (8) 5.1 清水压裂技术 (8) 5.2 重复压裂技术 (9) 5.3 水平井分段压裂技术 (9) 5.4 同步压裂技术 (10) 6 结论和建议 (10)

美国页岩气勘探开发关键技术 引言 美国页岩气资源量达16. 9 万亿m3，可开采资源量7. 47 万亿m3。至20 世纪90 年代末，美国页岩气产量一直徘徊在( 30 ～50) 亿m3 /a。2000 年新技术的应用及推广，使得页岩气产量迅速增长。2005 年进入大规模勘探开发，成功开发了沃思堡等5 个盆地的页岩气田，产量以100 亿m3 /a 的速度增长。2008 年产量达到600 亿m3，占美国天然气总产量的8%，相当于中国石油当年天然气总产量，目前则已占到天然气总产量的13% ～15%。截至2008 年底，美国累计生产页岩气3 316 亿m3。预计2015 年美国页岩气产量将达到2 800 亿m3。自2009 年以来，北美的页岩气开发发生了革命性的变化，目前美国已取代俄罗斯成为世界最大的天然气生产国，实现了自给自足并能连续开采上百年。美国页岩气快速发展是技术进步、需求推动和政策支持等多种因素合力作用的结果。从技术进步角度来看，则主要得益于以下几方面的关键技术:前期的页岩气藏分析、地层评价、岩石力学分析、后期的钻完井技术以及压裂增产技术。 1 美国页岩气藏特点分析 美国页岩气藏具有典型的衰竭特点，初始产量高，前3 年急剧下降，随后在很长的时间里保持稳产并有所下降，生产寿命可达25 a 以上。美国页岩气资源丰富，致密页岩分布范围广，有效厚度大，有机质丰富，含气量大，裂缝系统发育，

页岩储层水力压裂裂缝扩展模拟进展_潘林华 (1)

收稿日期：20131204；改回日期：20140519 基金项目：国家自然科学基金“页岩气储层低频脉冲水力压裂增渗机理研究”（51304258）；“863计划”页岩气勘探开发新技术“页岩气压裂裂缝微地震监测技术研究” （2013AA064503）作者简介：潘林华（1982－）， 男，工程师，2006年毕业于中国石油大学（北京）土木工程专业，2013年毕业于该校油气田开发工程专业，获博士学位，现主要从事岩石力学、地应力和压裂裂缝起裂和扩展等方面的研究工作。 DOI ：10.3969/j.issn.1006－6535.2014.04.001 页岩储层水力压裂裂缝扩展模拟进展 潘林华 1，2，3 ，程礼军1，2，3，陆朝晖1，2，3 ，岳 锋 1，2，3 （1.国土资源部页岩气资源勘查重点实验室重庆地质矿产研究院，重庆400042；2.重庆市页岩气资源与勘查工程技术研究中心 重庆地质矿产研究院，重庆400042； 3.油气资源与探测国家重点实验室 重庆页岩气研究中心，重庆400042） 摘要：页岩储层低孔低渗，水平井多级压裂、重复压裂和多井同步压裂为主要的增产措施，压裂缝扩展和展布对于页岩压裂设计和施工、裂缝监测、产能评价至关重要。对大量相关文献进行了调研和分析，得出以下结论：①水力压裂室内实验是评价页岩复杂裂缝形态最直接的方法，但难以真实地模拟实际储层条件下的水力压裂过程；②扩展有限元、边界元、非常规裂缝扩展模型、离散化缝网模型、混合有限元法及解析和半解析模型为页岩气常用的复杂裂缝扩展模拟方法，但各种方法都有其优缺点和适用性，需要进一步改进和完善才能真实地模拟页岩复杂裂缝扩展；③天然裂缝分布和水平主应力差共同决定页岩复杂裂缝网络的形成，天然裂缝与水平最大主应力方向角度越小、水平主应力差越大，复杂裂缝网络形成难度越大；天然裂缝与水平最大主应力方向的角度越大、水平主应力差越小，越容易形成复杂裂缝网络。研究结果可以为页岩储层缝网压裂裂缝扩展模拟和水力压裂优化设计提供借鉴。 关键词：页岩气；水平井；水力压裂；压裂技术；裂缝扩展；室内实验；数值模拟中图分类号：TE357 文献标识码：A 文章编号：1006－6535（2014）04－0001－06 引言 页岩储层孔隙度、 渗透率极低，给页岩气的经济高效开发带来了极大的困难和挑战，长水平井段钻井和多段大排量水力压裂施工是页岩气开发的关键和核心技术 ［1－2］ ，能最大程度地增加压裂裂缝 的改造体积和表面积，最终达到提高产量和采收率的目的。页岩储层脆性大，天然裂缝和水平层理发育，压裂过程中容易发生剪切滑移和张性破坏 ［3］ ， 压裂裂缝不再是单一对称的两翼缝，可能形成复杂的网状裂缝，给页岩水力压裂设计、裂缝监测及解释、压后产能预测等带来诸多不便。压裂裂缝的展布特征和裂缝形态可以通过室内实验和数值模拟方法进行评价。笔者广泛调研了目前页岩储层水平井压裂技术、复杂裂缝室内实验模拟和数值模拟方法的现状，分析了各种页岩水力压裂技术及压裂裂缝模拟方法的优缺点，对后续页岩储层水平井水 力压裂技术的选择以及压裂设计具有指导意义。 1页岩储层水力压裂技术 页岩储层水力压裂是个复杂的系统工程，用液 量大、施工车组多、耗时长、资金耗费量大。页岩储层水力压裂涉及压裂设计、压裂工艺选择、压裂液选择与配置、压裂设备和井下工具选择、压裂裂缝监测等问题，需要进行系统的考虑和处理。1.1 页岩储层水平井多级压裂技术 水平井多级压裂技术是页岩储层开发的关键技术，长水平井段、多级水力压裂使页岩储层能够形成多条压裂裂缝，可以增大页岩储层与井筒的渗流通道［4］ 。目前常见的页岩水平井压裂主要有4 种。 （1）水平井多级可钻式桥塞封隔分段压裂技术 ［5－6］ 。该技术是国内外常用的页岩储层水力压

页岩气藏水力压裂效果影响因素及评价

193 1 水力压裂技术概况 多级压裂是指通过限流和封堵球对对储层进行分段，然后逐级进行压裂的技术。其能根据储层不同的含气特点对不同储层进行分段压裂，方法主要为连续油管压裂[1]。该技术是水力压裂的重要技术之一，在美国页岩气的开发实践中，大多数都采用多级压裂和水平井二者相结合的技术，只有少部分井采用直井压裂的技术，从产量上来看，水平井多级压裂后的产量为直井压裂产量的7-10倍，而且，从长期来看，采用多级压裂技术更能提高页岩气单井产量。多级压裂的主要特点表现为分段和多段压裂。对于水平井段很长的井，多级压裂可以显著提高产量，并且可以根据目的层的不同含气情况优化压裂层位。多级压裂技术不仅在国外，更是在国内涪陵区块获得了广泛应用。 清水压裂是指通过将减阻剂、支撑剂等许多不同类型的添加剂与大量清水混合后压入地层产生具渗流能力的裂缝，从而使储层获得工业气流的压裂措施。岩层被压开后，支撑剂对岩层起到支撑作用，从而使裂缝保持张开状态，从而达到压裂作业的效果。有实验表明通过在清水中添加支撑剂能明显改善不加添加剂的效果。同时，清水压裂队页岩气层的伤害相比凝胶压裂液更小，这也更有利于后续的排采作业，从而通过更低的压裂成本来获得更高产量。 除了上述技术外，水力压裂的关键技术还包括水力喷射压裂、重复压裂技术以及同步压裂技术。 2 水力压裂效果影响因素 影响水力压裂效果的因素有很多，包括储层特征因素、压裂材料及压裂工艺等。下文将主要介绍储层特征因素[2]。 储层自身的特征主要包括粘土含量或脆性矿物含量、孔隙度和渗透率、有机质（TOC）含量、杨氏模量及泊松比以及天然裂缝的发育情况[3]。 脆性矿物含量，石英、方解石等脆性矿物含量越高，压裂时更容易产生诱导缝形成复杂的网状裂缝。一般页岩孔渗较低时，压裂对储层的改造效果越好，也更容易改善页岩气的流动性，不过孔渗越低，游离气含量越低，压裂改造更多的是释放吸附在有机质和粘土矿物表面和孔隙中的吸附气。吸附气含量与有机质含量一般呈正相关关系，一般认为，吸附气含量越高，页岩气开发周期越长，而且有机质中的孔隙网络经过改造也能有更好的渗流能力。杨氏模量越高，泊松比越低，页岩的脆性也越强，这无疑更有有利于对页岩储层的改造，也更容易形成复杂的裂缝结构。天然裂缝发育的位置是压裂过程中较为薄弱的地方，因此更容易受到压裂的影 响，也更容易形成网状缝。 3 压裂效果评价 压裂效果评价无疑是水力压裂技术中既重要又复杂的一环，前文已述，压裂效果的影响因素很多，包括储层特征因素、工艺因素及施工因素三大方面，评价压裂效果应充分考虑这三个方面。而压裂效果评价的主要目的是为了不断改进压裂工艺，优化压裂设计，并指导后续作业。本文将主要从工艺性和增产性这两方面来评价压裂效果。目前主要的评价技术包括压裂作业过程中的动态监测方法，同位素示踪剂技术、井温测井、压裂恢复测试，主要是为了研究靠近井筒的缝高情况，延伸情况、裂缝导流能力及增产效果[2]。 目前国内对页岩气的勘探开发集中于海相页岩之中，海相页岩的地质条件相对稳定。在这种情况下，对压裂层段的优选以及能否压开裂缝达到有效改造储层的目的是工艺性评价的关键。由于储层改造仅是页岩气能否高产的因素之一，其余还包括地质因素、后期排采措施等，因此仅就压裂而言，在地下通过压裂作业形成设计网缝，则可初步认为压裂作业达到了改造储层的效果。其评价指标包括，改造裂缝的几何参数、污染参数等。 压裂改造储层的是为了实现页岩气井的高产并实现稳产。通过将压裂前后的产能大小进行对比可以来评价压裂增产效果。具体的评价指标包括增产的倍数、绝对产能大小以及压裂的有效期等。影响最后增产效果的因素也很多，主要为地质条件及压裂改造中的施工工艺。通过评价增产性结果有助于改进压裂层段的选择以及优化压裂工艺及方法。 4 结论 1.脆性矿物含量、孔隙度和渗透率、有机质（TOC）含量及杨氏模量越高，泊松比越低越有利于压裂，改善储层缝网结构。 2.压裂效果评价包括工艺性评价及增产性评价，工艺性评价包括改造裂缝的几何参数、污染参数，增产性评价指标包括增产的倍数、绝对产能大小以及压裂的有效期等。 参考文献 [1]唐颖，唐玄，王广源，等.页岩气开发水力压裂技术综述[J].地质通报.2011，30[2-3]：393-399 [2]黄志文.压裂效果评价方法及目标性分析[J].内蒙古石油化工.2009，14：43-45. [3]袁俊亮，邓金根，张定宇，等.页岩气储层可压性评价技术[J].石油学报.2013，34（3）：523-527. 页岩气藏水力压裂效果影响因素及评价 穆超 大庆油田有限责任公司井下作业分公司　黑龙江　大庆　163000 摘要：本文过对水力压裂效果影响因素和评价方面的研究，对水力压裂技术的完善和发展提出建议。关键词：页岩气　水力压裂　因素　评价 Evacuation and analysis about effect factors of hydraulic fracturing of Shale gas reservior Mu Zhao Daqing Oilfield Company ，Underground Work Branch ，Daqing 163000 Abatrct：The author introduced evacuation and analysis effect factors of hydraulic fracturing of Shale gas reservior，then put forward the suggestion about this technologies. Keywords：Shale Gas；hydraulic fracture；factors；evacuation