页岩气_体积压裂_技术与应用_刘晓旭

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新型页岩气井压裂技术及其应用研究

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

《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

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。

页岩气“体积压裂”技术与应用

２０１３年１０月出版
目前最新文献报道表明：页岩气水平井的水
平段越来越长，平均１２００—２２００ｍ；改造段数越来越多，平均１Ｏ～２５段；段间距越来越短，平均
绕原始裂缝的最大、最小水平应力发生应力反转，则重复
进行了区别和总结（表１）。
与作用进行了相应的阐述，其定义如下：通过压裂的方式对储层实施改造，在形成一条或多条主裂缝的
表１裂缝性储层传统压裂与体积压裂对比
天然裂缝存在与否、方位、产状及数量直接影响到压裂裂缝网络的形成，而天然裂缝中是否含有充填物对形成复杂缝网起着关键作用。在 “ 体积压裂”
关键词页岩气
体引言
据Ｃ．Ｒ．Ｖａｎｏｒｓｄａｅｌ（１９９１）对密歇根盆地Ａｎｔｒｉｍ
同时，通过分段多簇射孔、高排量、大液量、低黏液体、以及转向材料及技术的应用，实现对天然裂缝、岩石
层理的沟通，以及在主裂缝的侧向强制形成次生裂缝，并在次生裂缝上继续分枝形成二级次生裂缝，以此类推。让主裂缝与多级次生裂缝交织形成裂缝网络系统，将有效储集体 “ 打碎 ” ，使裂缝壁面与基质的接触面积最大，使得油气从任意方向的基质向裂缝的渗流距离最短，极大地提高储层整体渗透率，实现对

页岩气体积压裂滑溜水的研究及应用

Ｒｅｓｅａｒｃｈａｎｄａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎｏｆｓｌｉｃｋｗａｔｅｒｆｏｒｓｈａｌｅｖｏｌｕｍｅｆｒａｃｔｕｒｉｎｇ
ＣｈｅｎＰｅｎｇｆｅｉ，ＬｉｕＹｏｕｑｕａｎ，ＤｅｎｇＳｕｆｅｎ，ＷｕＷｅｎｇａｎｇ。ＬｅｉＹｉｎｇｑｕａｎ。。ＺｈａｎｇＹａｄｏｎｇ。ＨｕａｎｇＣｈｅｎｚｈｉ
ＧａｓｅｌｄＣｏｍｐａｎｙＬｕｚｈｏｕ６４６００１，Ｓｉｃｋｕａｎ，Ｃｈｉｎａ；３．ＣＮＰＣＣｈｕａｎｑｉｎｇＤｒｉｎｇＥｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ
，
ＣｏｍｐａｎｙＬｉａｉｒｔｅｄ，Ｃｈｅｎｇｄｕ６１００５Ｉ，Ｓｉｃｈｕａｎ，Ｃｈｉｎａ）
具有可连续混配、低摩阻和高返排率性能。根据四川页岩储层特征和实验结果，研制了降阻性能高
的聚丙烯酰胺降阻剂、高效复合防膨剂及微乳助排剂，研制了适于四川页岩气体积压裂的滑溜水。
该配方在四川Ｗ、Ｃ区块直井８井次现场试验表明，降阻率为６５．５～６８．３；ｗ区块平均返排
Ｃｈｅｎｇｄｕ６１０２１３，Ｓｉｃｈｕａｎ，Ｃｈｉｎａ；２．ＳｏｕｔｈｅｒｎＳｉｃｈｕａｎＧａｓＤｉｓｔｒｉｃｔ，Ｐｅｔｒ０ＣｈｉｎａＳｏｔｈｗＰｓｆ０Ｚ＆

鄂尔多斯盆地低压海相页岩气储层体积压裂及排液技术

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

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

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. What is stimulated reservoir volume？[J].SPE Production and Operation，2010，25（1）：89-98.[4] Ge J，Ghassemi A.Stimulated reservoir volume by hydraulic fracturing in naturally fractured shale gas reservoirs[C]//Proceedings of the 46th US RockMechanics/Geomechanics Symposium 2012. 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.。

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表 1 裂缝性储层传统压裂与体积压裂对比
常规压裂
高黏度压裂液，降滤失，造主缝减小射孔段，单段射孔，避免多裂缝单段压裂，增大段间距，减少缝间干扰降低孔眼摩阻，封堵微裂缝，降低滤失小粒径、高砂比、高导流适度排量泵注
体积压裂
滑溜水压裂 / 复合压裂，沟通天然裂缝多段分簇射孔，创造多裂缝多段分簇压裂，缩短段间距，利用干扰沿次生裂缝运移，随机封堵，促使裂缝转向小粒径、低砂比、低导流高排量泵注
第 36 卷第 4 期
天然气勘探与开发
开发试采
A、B 和 C 第一个月日平均产量（ 5. 9 ～ 8. 1） × 104 m3 /d， d。井 B 和井 C 的同步压裂可能强化了井 A 的裂缝网而单独压裂井 D 第一个月日平均产量为 1. 7 × 104 m3 / 络，导致产量的提高。4 口井产量对比见表 4。
气藏
气藏
气藏
气藏
气藏
气藏
气藏
75%
97%
98%
99%
40%
20%
100%
25%
2%
2%
60%
80%
1%
1%
注： Niobrara 页岩气水平井水平段长度超过了 2000 m，Bakken 页岩气水平井水平段长度则超过了 3000 m。
Eagle Ford 气藏 99%
1%
借助于水平井分段压裂工艺技术的进步与推广，内翻了两番，单井动态储量提高了 10 倍（图 3）。美国 Haynesille 页岩气井平均产量在一年多的时间
多井同步压裂技术是对储层中位置临近、深度大致相同的两口或两口以上的水平井同时压裂，也称作 “拉链式压裂”、“并行压裂”。同步压裂最初是 2 口水平井间的同时压裂，目前已发展到 3 口，甚至 4 口井间的同时压裂。
原理：同时对配对井（ OFFSET WELLS）进行压裂，在压裂过程中，压裂时产生的高应力使两口压裂井相互影响，导致邻井诱导裂缝充分开启，从而增加裂缝密度和裂缝与基质的接触面积。同步压裂可形成一个复杂的裂缝三维网络，将各水平井有效地连通，减小了气体流入井筒的距离，增大了每口井的控制面积。同步压裂技术是近几年在 Barnett 页岩和 Woodford 页岩开发中成功应用的最新压裂技术。
关键词页岩气体积压裂水平井多段压裂重复压裂同步压裂
0 引言
据 C. Ｒ. Vanorsdael（ 1991）对密歇根盆地 Antrim 页岩 6500 口气井统计，40% 的井完钻后无气流可测， 55% 的井仅有无商业价值的气流，仅有 5% 的井由于自然裂缝发育而获有商业价值的初始气流；经压裂改造后，90% 原未获气流的井和初始气流无商业价值的井都变成了商业价值气井［1］。因此，从这个意义上说，页岩气藏是“人工气藏”，以水平井分段压裂为代表的“体积压裂”技术是推动页岩气革命的关键［1］。
常规压裂技术是以一条主裂缝实现对储层渗流能力的改善，但垂向渗流能力未得到改善，主流通道无法改善储层的整体渗流能力。“体积压裂”形成的是复杂网状裂缝系统，对储层是全方位、立体型的改造，其技术思路与常规压裂有所不同，吴奇等将两者进行了区别和总结（表 1）。
项目
压裂液射孔方式缝间干扰粉陶段塞支撑剂排量
主要技术，最初一般采用单段或两段，目前已增至 50 段或更多［3］。
目前国外页岩气水平井分段压裂工艺主要分三大类： ① 可钻式桥塞 + 射孔联作分段压裂，包括 “连续油管喷砂射孔 + 桥塞分段压裂”（图 1 ）和“电
缆射孔 + 桥塞分段压裂”（图 2 ），水平井可钻式桥塞分段压裂技术适用于多种套管尺寸，曾在 Woodford 页岩应用，压裂前无产量，压裂后产气（ 2. 83 ～ 5. 66） × 104 m3 / d； ② 滑套 / 封隔器分段压裂，包括 “TAP 多级压裂”、“裸眼封隔器完井多级压裂”及 “可选择开关固井滑套多级压裂 ”，多级滑套封隔器分段压裂通过井口投球系统操控滑套，依次逐段进行压裂，Halliburton 曾用该技术对一口井进行压裂试验，可节约完井费用 15% ～ 20% ； ③水力喷射分段压裂，该技术不需封隔器和桥塞等隔离工具，可自动封堵，通过拖动施工管柱用水力喷射工具实施分段压裂。其中以“桥塞 + 射孔联作分段压裂”技术为页岩气水平井的主要改造技术，不同工艺技术在北美页岩气中的运用情况见表 2。
气井生产一段时间后，当气井初始压裂处理已经无效或支撑剂损坏或质量下降，导致产量大幅下降时，重复压裂能重建储层到井眼的线性流，恢复甚至增大气井产能。该方法在页岩气井生产中起着积极作用，压裂后产量接近甚至超过初次压裂产量，大大延长了气井的生产寿命。
原理：气井生产一段时间后，初始裂缝周围孔隙压力重新分布。另外，初次压裂裂缝沿着最大水平应力方向，随地层压力降低，该方向应力降低幅度大于最小水平应力方向，如原始最小水平应力方向的诱导应力足够大，围
现场施工过程中，为了提高效率，压裂处理不一定要同步进行，可以首先完成一口井的全部压裂，然后关井保持诱导裂缝周围的张性应力，进行邻井压裂。同步压裂费用较高，需要更多的协调工作以及后勤保障，作业场所也更大。
采用同步压裂的页岩气井短期内增产非常明显， Barnett 页岩进行了 3 口水平井顺序、同步压裂试验，对 4 口井产量做了对比。第一周完成井 A 的 5 级压裂，第二周进行井 B 和井 C 的同步压裂。3 口顺序/同步压裂
1 “体积压裂”的理念及实现条件
吴奇等给出了“体积压裂 ”的定义，并对其内涵与作用进行了相应的阐述［2］，其定义如下：通过压裂的方式对储层实施改造，在形成一条或多条主裂缝的
同时，通过分段多簇射孔、高排量、大液量、低黏液体、以及转向材料及技术的应用，实现对天然裂缝、岩石层理的沟通，以及在主裂缝的侧向强制形成次生裂缝，并在次生裂缝上继续分枝形成二级次生裂缝，以此类推。让主裂缝与多级次生裂缝交织形成裂缝网络系统，将有效储集体“打碎”，使裂缝壁面与基质的接触面积最大，使得油气从任意方向的基质向裂缝的渗流距离最短，极大地提高储层整体渗透率，实现对储层在长、宽、高三维方向的全面改造。
井号
水平段长 /m 前 30 天平均产量
/104 m3 d － 1
表 4 Barnett 页岩同步压裂产量
A （顺序压裂）
B （同步压裂）
C （同步压裂）
659
587
567
7. 3
8. 1
5. 9
A、B、C 平均 604
7. 1
D （单独压裂）
开发试采
天然气勘探与开发
2013 年 10 月出版
页岩气“体积压裂”技术与应用
刘晓旭1 吴建发1 刘义成1 杨洪志1 李春梅2 李玉华2
（ 1. 中国石油西南油气田公司勘探开发研究院 2. 中国石油吉林油田公司扶余采油厂）
摘要对页岩气藏水平井水力多段压裂、重复压裂、多井同步压裂以及裂缝综合监测等系列“体积压裂”技术的应用原理及现场应用效果进行了分析总结。“体积压裂”技术能够大幅度提高页岩气单井产量，提高单井控制储量和页岩气藏采收率。“体积压裂”为目的的各压裂工艺，都有各自独特的技术特点，在开采页岩气时，要结合实际情况和各压裂技术的适用条件，选取合适的压裂方式。图 8 表 6 参 8
Denton Creek Talley Logan Ted Morris Joleson
#1
#1
#2
#1
#3
2180
1019 1104
1614
2010
4786
4729 2917
4106
4871
Young #2 7ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ5
2605
Johnson #2 821
4021
美国天然气研究所（ GＲI）研究证实［4］：重复压裂能够以 0. 1 $ / Mcf 的成本增加储量，远低于收购天然气储量 0. 54 $ / Mcf 或发现和开发天然气储量 0. 75 $ / Mcf 的平均成本。 2. 3 多井同步压裂技术
图 3 Haynesille 气井平均初始产气量（左图）与单井动态储量（右图）
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开发试采
天然气勘探与开发
2013 年 10 月出版
目前最新文献报道［4］表明：页岩气水平井的水平段越来越长，平均 1200 ～ 2200 m；改造段数越来越多，平均 10 ～ 25 段；段间距越来越短，平均 70 ～ 100 m；规模越来越大，每段约使用 1800 ～ 2200 m3 滑溜水、150 ～ 200 t 支撑剂。 2. 2 重复压裂技术
绕原始裂缝的最大、最小水平应力发生应力反转，则重复压裂诱导裂缝重新取向。重复压裂可有效改善单井产量与生产动态特征，使页岩气最终采收率增加 8% ～ 10% ，可采储量增加 60% ，是一种低成本增产方法。
决定页岩气井重复压裂成功与否的一个重要因素是裂缝转向。在 Barnett 页岩重复压裂的历史中，通过对远、近地应力场研究表明［8］，重复压裂裂缝刚开始沿着原先的裂缝方向延伸，延伸很短的一段距离后裂缝开始转向。由于 Barnett 页岩地层的非均质程度小，裂缝转向并形成新缝网是可能的，但并不是每次重复压裂都能使裂缝转向，可以通过微地震裂缝监测对裂缝转向和新缝网进一步认识。