页岩气采气工程
采气工程技术现状及发展趋势
采气工程技术现状及发展趋势采气工程技术是指利用各种工程技术手段对地下天然气资源进行开采和生产的过程。
随着能源需求的不断增长和天然气在能源结构中的地位日益重要，采气工程技术也在不断发展和完善。
本文将就采气工程技术的现状及发展趋势进行详细分析。
一、采气工程技术现状1. 传统采气工程技术传统的采气工程技术主要包括常规天然气田开发、非常规天然气田开发、深海天然气开发等。
常规天然气田开发主要是指对地质构造单一、天然气储层较为简单的气田进行开发，采用常规工程技术手段进行生产。
而非常规天然气田开发则包括页岩气、煤层气等，这些气田的地质构造复杂，储层性质独特，开发难度较大。
而深海天然气开发是指通过海洋平台等工程技术手段进行海底天然气资源的开发。
2. 新型采气工程技术随着科技的不断进步和能源需求的增长，新型的采气工程技术也在不断涌现。
包括水力压裂技术、地下煤气化技术、CO2驱替技术等。
水力压裂技术是指通过高压液体对储层进行压裂，以提高储层渗透率和增加产气量。
地下煤气化技术则是指通过在地下煤层中注入氧气和蒸汽等进行燃烧反应，产生天然气。
而CO2驱替技术则是指利用CO2气体来增压储层，促进天然气的释放和提高采收率。
1. 技术装备智能化随着人工智能、大数据、云计算等技术的不断发展，采气工程技术的装备也在向智能化方向迈进。
智能化的采气设备可以通过传感器实时感知储层压力、温度、流体性质等参数，通过数据分析和反馈控制设备运行状态，实现自动化生产和提高生产效率。
2. 环保高效化未来的采气工程技术将趋向环保高效化，包括降低生产过程中的温室气体排放、减少水资源消耗、提高天然气采收率等。
针对火山岩、页岩气等特殊气田的开发，进行全过程的环保规划和技术研发，保护环境，实现可持续发展。
3. 多元化和综合化随着天然气市场的不断拓展和多元化需求的增长，采气工程技术也将朝着多元化和综合化方向发展。
包括增加LNG、CNG等气态天然气的生产和利用技术、开发特种气体和油气共生等综合开发技术。
页岩气开采工艺流程
页岩气开采工艺流程一、引言页岩气作为一种非常重要的能源资源，在近年来逐渐受到全球范围内的关注。
开采页岩气需要经过一系列复杂的工艺流程，本文将从地质勘探、钻井、压裂等方面进行详细的探讨。
二、地质勘探地质勘探是页岩气开采工艺流程的第一步，通过对地质结构和组成进行研究，找出潜在的页岩气储集层。
地质勘探主要包括以下几个步骤：1. 地质调查和野外地勘通过对地质环境的调查和野外地勘，了解地质构造和气藏地层的性质，确定最有潜力的勘探区域。
2. 电磁法和地震勘探应用电磁法和地震勘探技术，获取有关地下构造和岩层分布的信息，确定潜在页岩气储集层的位置和规模。
3. 钻孔勘探和岩心采集进行钻孔勘探并采集岩心样品，通过地质分析和实验室测试，确定岩层的物性参数和含气量，评估潜在页岩气资源的储量和可采性。
三、钻井钻井是页岩气开采的重要环节，其主要目的是将钻孔直接打入页岩气储集层，以便后续的液压压裂等工艺操作。
钻井工艺流程包括以下几个步骤：1. 钻井设备的安装和调试安装和调试钻井平台、钻井设备和测井设备等，保证钻井过程的安全和顺利进行。
2. 钻井井眼的清洁和完整性检查通过注水、旋转、冲洗等操作，清除钻井井眼中的杂质和碎屑，检查井眼的完整性和稳定性。
3. 钻头的下套和钻井液的循环将钻头下套到井眼底部，同时通过钻井液的循环，冷却钻头并带走钻孔中的岩屑和碎屑。
4. 钻井井壁的固井在钻孔完结后，通过泥浆注入等工艺，加固钻井井壁，保证钻井的稳定性和安全性。
四、压裂压裂是页岩气开采的关键环节，通过应用高压水和助剂，将岩石裂缝扩展，释放出储存在岩石中的气体。
压裂工艺主要包括以下几个步骤：1. 设备准备和设置准备和设置压裂设备和管道，保证高压液体的输送和喷射。
2. 压裂液的配制将水、助剂和砂浆等材料按照一定比例配制成压裂液，以提高压裂效果。
3. 施工和监测通过高压泵将压裂液注入岩石中，同时监测压裂过程中的压力变化、流量和裂缝扩展情况。
4. 压裂液的回收和处理回收压裂液并进行处理，以便重复利用或安全排放，减少环境污染和资源浪费。
页岩气开采工艺流程
页岩气开采工艺流程一、前期准备1.1 选址选址是页岩气开采的第一步，需要考虑地质条件、气藏规模、市场需求等因素。
1.2 勘探勘探是确定气藏规模和分布的关键步骤，包括地质勘探和钻探勘探两个阶段。
地质勘探主要是通过地震勘探、电磁法勘探等手段来确定气藏的位置和规模；钻探勘探则是通过在地下钻取孔道来获取气藏的物理性质和构造信息。
1.3 设计方案根据勘探结果，制定合理的开采方案。
开采方案需要考虑到气藏特点、开采方式、工艺流程等因素。
二、基础设施建设2.1 道路建设道路建设是为了保障运输效率和安全性，需要建设公路或铁路等交通基础设施。
2.2 供水供电建设供水供电建设是为了保障生产用水和电力供应，需要建设水源井或输水管道，并接入当地的电力网。
2.3 生产区域建设生产区域建设包括钻井平台、生产井、水处理设备、压缩机站等设施的建设。
三、钻井3.1 钻井前准备钻井前需要进行地面布置，包括建设钻井平台、搭建钻机架等。
3.2 钻探过程钻探过程中需要使用专业的钻机设备，通过旋转和冲击来打通岩石层，形成孔道。
3.3 钻井液处理在钻探过程中需要使用钻井液来冷却和清洗孔道，同时还要承担输送岩屑和防止地下水渗入的作用。
因此，需要对钻井液进行处理和回收。
四、压裂4.1 压裂前准备在完成钻孔之后，需要将压裂设备运输到现场，并进行基础设施建设，包括搭建压裂平台等。
4.2 压裂过程在压裂过程中，需要将高压液体注入到岩石层中，以使其破裂并释放出气体。
这个过程需要使用专业的压裂泵和管道系统。
4.3 压裂液回收处理在压裂过程中，需要使用大量的压裂液。
为了避免对环境造成污染，需要对压裂液进行回收和处理。
五、生产5.1 生产前准备在完成钻井和压裂之后，需要安装生产设备，并进行生产区域的布置。
5.2 气体采集气体采集是通过管道系统将气体从地下输送到地面，并进行加工和储存。
5.3 水处理在气体采集过程中，需要将地下水一起采集上来。
为了避免对环境造成污染，需要对水进行处理。
论页岩气田地面工程进展及工艺
论页岩气田地面工程进展及工艺页岩气田是指以页岩为主要储集岩石的天然气田。
与传统天然气田相比，页岩气田的开发具有地质条件复杂、开采技术复杂、投资额大、环境保护压力高等特点。
地面工程是页岩气田开采过程中的重要组成部分，包括钻井、压裂、采气、油气处理、输气等环节。
本文将从页岩气田地面工程的进展及工艺方面进行探讨。
页岩气田地面工程的进展主要体现在以下几个方面。
钻井技术的不断创新和提高。
钻井是页岩气田开采过程的第一步，钻井质量直接影响到后续的开采效果。
近年来，钻井技术不断创新，从钻井设备的改进到钻井液的优化，大大提高了钻井的效率和质量。
采用水平井和多级压裂技术能够有效提高页岩气田开采的效果。
压裂技术的发展。
压裂是页岩气田开采的关键环节，通过压裂可以将页岩岩石中的天然气释放出来。
近年来，压裂技术不断创新，从传统的液态压裂到液气混输裂，再到超临界二氧化碳压裂，不断提高了压裂的产能和效果。
油气处理技术的提高。
由于页岩气田开采出的气体含杂质较高，处理难度较大。
油气处理技术的提高对于页岩气田的开发至关重要。
目前，利用物理、化学和生物等方法对气体进行处理已经成为常规做法，如脱硫、脱氮、脱水等处理工艺的不断改进，提高了气体的质量和净化效果。
输气技术的完善。
页岩气田开采出的气体需要通过管道输送到市场，因此输气技术的完善对于开采过程的顺利进行非常重要。
近年来，采用新型管道材料和技术，如塑料管道、聚酯薄膜管道、无缝钢管等，大大提高了输气的效率和质量。
在页岩气田地面工程的工艺方面，主要包括钻井、压裂、采气、油气处理和输气等环节。
钻井是指通过钻井设备将钻头沿井孔逐渐下钻到目标层位。
钻井工艺主要包括井眼质量控制、钻头选型和钻井液的选用等。
井眼质量控制是保证钻井质量的关键环节，可以采用合适的钻头和钻井液，控制井眼直径和井筒形态，提高钻井效率和质量。
压裂是指通过注入高压液体或气体来破碎页岩岩石，释放储层中的天然气。
压裂工艺主要包括施工工艺和压裂液的选用等。
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。
我国页岩气开采技术新进展
贵的经验。黄页 １ 井在贵州黄平区 ， 该地区地质特 点为上部地层为 白云岩 ， 中下 部 为 泥岩 ， 地 层 磨 性强 ， 影 响 了机 械钻 速 ； 另 外 该 地 区 地 质结 构 复杂 ， 地 层裂 缝 和 裂洞 发 育较 为完 全 ， 在 钻 井过 程 中容 易 发生 井漏 。采用 空气钻 井 和泡沫 钻井 技术 有效 解决 了钻 速和 井漏 问 题 。水力脉冲射流辅助钻井技术适合用于地层岩性致密的地区， 该 技术能提高钻井速度 ， 缩短钻井周期。经在宣页 １ 井试验 ， 该技术比 同井 相邻 段机 械钻 井速 度Байду номын сангаас 升 了 １ ０ ５ ． ３ ％。 ④ 水平 井固井 技术 。 提 高 水平段固井质量是固井技术的关键。实践证明， 以下措施 可有效提
滤饼 、 油 膜 进 行彻 底 清 洗 ； 另外 ， 还 可对 前 置 液及 其 用 量进 行 优 化 ， 剂 颗 粒 大小 ， 无法 完 全 客服 嵌 入影 响 。因此 在硬 度 低 、 黏土 含 量 高 、 提高循环钻井液的利用率 ， 确保 固井胶结质量； ｃ 对套管扶正器的类 嵌入严重的页岩 中， 应在裂缝 内冲入足够浓度的支撑剂 ， 而且形成 型和位置设定进行优选和优化 ， 保障套装居中度超过 ７ ０ ％； 为提高 的裂 缝 复杂 程 度 较低 时 ， 压 裂效 果 更加 明显 。 ｂ页岩 黏 土成 分 过 高 ， 水平段套管下人得顺利性 ， 可对通井程序进行优化 ， 结合漂浮按箍 这 就 导 致 陶粒 支 撑 剂 填 充层 的泥 化 程度 多大 ，严 重 降低 了支 撑效 和套 管抬 头技 术进行 施 工 。 果； 而变形的树脂覆膜砂能有效降低黏土的嵌入 ， 改善填充层 的泥 ３ 总结
地 质 矿 山
我 国页岩气 开采技术新进展
页岩气开采原理
页岩气开采原理
页岩气是一种非常重要的天然气资源，它存在于页岩岩石中，开采难度大，但是储量丰富。
页岩气开采的原理主要包括地质勘探、水平钻井、压裂技术和天然气采收等环节。
首先，地质勘探是页岩气开采的第一步。
地质勘探通过对地下岩层的勘探和分析，确定页岩气的分布、储量和开采条件。
这一步骤的准确性和全面性对后续的开采工作至关重要，只有通过科学的勘探手段，才能找到潜在的页岩气储层。
其次，水平钻井是页岩气开采的关键技术之一。
由于页岩气储层通常位于地下几千米深处，传统的垂直钻井技术已经无法满足开采需求。
水平钻井技术可以在地下岩层中钻出水平井眼，从而有效地提高了页岩气的开采效率。
接下来，压裂技术是页岩气开采的另一个关键环节。
由于页岩岩石的渗透性较差，天然气难以从岩层中释放出来。
压裂技术通过向岩层注入高压液体，使岩石发生裂缝，从而增加了天然气的释放量和开采效率。
最后，天然气采收是页岩气开采的最终环节。
通过管道输送和加工处理，将开采出来的天然气运送到市场上，供应给广大用户。
天然气采收环节需要高效的输送和处理设备，以确保天然气的质量和供应稳定。
综上所述，页岩气开采的原理包括地质勘探、水平钻井、压裂技术和天然气采收等环节。
这些环节相互配合，共同构成了页岩气开采的整个过程。
随着技术的不断进步和完善，页岩气开采将会成为未来能源领域的重要支柱，为人类社会的发展做出重要贡献。
页岩气开采方法
页岩气开采方法我折腾了好久页岩气开采方法，总算找到点门道。
说实话，页岩气开采这事，我一开始也是瞎摸索。
最开始我就知道页岩气藏在页岩层里，那我就想，怎么把它弄出来呢？我最初以为像挖普通的气田一样，打个井下去就行。
我就找了个地方开始打井，那打的过程可费劲了，地质情况比我想的复杂多了。
有时候钻头会卡住，就好像你拿个螺丝刀往木头里拧，结果中间碰到个硬疙瘩，怎么也拧不动了。
结果那口井根本就没开采出多少页岩气。
后来我了解到水力压裂这个方法。
这方法就是把大量加了化学物质的水高压注入到页岩层。
这就好比是用滔天的洪水去冲击一道坚固的城墙，要把城墙里的缝隙都撑大，这样页岩气才能跑出来。
我也试着做了，但是也遇到不少问题。
那些化学物质的配比啊，水压大小的控制啊，都很难拿捏。
有一次化学物质配比错了，差点把井给毁了，就像本来指望这股力量去推开宝藏的大门，结果却把门给炸坏了一部分，还得重新修。
然后我又去研究水平井技术，这个在页岩气开采里也很关键。
通俗来讲，不是直直的打一口井就完了，而是在页岩层里横着再挖一段。
这东西说起来简单做起来难啊，就像你要在一个弯弯曲曲的隧道里准确找到方向继续挖掘一样，一旦方向偏了，开采的效果又不好了。
不过在多次尝试后我也有几点心得。
这水压和化学物质配比啊，得根据页岩层的具体情况来定，不同地方的页岩层它的承受力、质地都不一样，就像不同的人能承受的压力和喜欢的食物不同是一个道理。
要多测试，不能盲目按照书本或者之前的经验来。
而且在进行水平井挖掘时，监测工具一定得好，要时刻知道自己挖的方向对不对。
现在我还在不断学习和尝试更好的方法，有时我还在想有没有什么新技术能让整个开采过程更高效更安全又成本低呢，虽然还不确定，但总想找找看。
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表3.3 不同气藏采气速度和稳产期年限标准控制
10～50
<10
5～6
3，采气方式
气井排液采气工艺技术 该页岩气藏为自生自储气藏,气体主要以吸附气、游离气为 主,由于该页岩孔隙度和渗透率较低,页岩气储层射孔后依靠自 身能量无法达到工业气流,必须压裂投产,随着页岩气开发的深 入,目前页岩气井主要以水平井完井、大规模分段压裂。页岩 气井主要以水平井分段压裂投产为主,由于压裂改造用液量大, 需要快速大量返排压裂液。根据对目前国内外比较成熟的排液 采气技术进行分析,得出橇装气举排液技术具有排量大、机动 性好及井场不需要电等系列优点,可满足页岩气快速排液需要, 适合大面积推广应用。综合考虑，选用橇装气举。
序号 1 2 3
油管尺寸， mm 76.0 62.0 51.0
满足配产时 井 口压力 （MPa） 23.5 23.0 22.8
满足配产时 压降损失 （MPa） 13.5 14 14.2
最大产量 ×10 4 m 3 /d 12.3616 13.4339 10.6591
4
41.0
20.2
16.8
6.6318
2，完井方式
以 YY1 井为例，表 2.3 可知，当油管直径 （内径） 从 41mm增到 62mm时，产量增幅较大，但内径为 41mm 的油管 生产产量较低，且压降损失较大，故不考虑；从 62mm 增到 76mm 时，产量增幅度较大。若该井配产为 6.0×10 4 m 3 /d， 以上几种油管尺寸都可满足生产要求，但内径 51mm 的油管 对应的井口压力为22.8Mpa，压力损失为 14.2Mpa，损失较大， 而 62mm 的油管压力损失为14Mpa，基本与 76mm 油管压力损 失接近，因此YY5优选最佳油管内径为 62mm，外径为 73mm。
2，完井设计
根据 YY1，YY2，YY3，YY4井的压裂情况可知，压裂后都 取得了较好的增产效果，但是水力压裂后易造成水淹。由于该 页岩气田为低渗、低孔气田，大部分开发井都需要压裂后再进 行投产，为了尽量减少压井，避免对储层造成多次伤害，采用 压裂—采气生产一体化管柱。管柱具体设计如下： C90/Φ73mm/壁厚 5.51mm 加厚管+ Φ73mm/壁厚 5.51mm平式 组合油管，气密封扣型 。
4，增产措施
（4）井口破裂压力 根据对 YY5 井油管注入压裂的施工曲线可得井口破裂压力为 52.39MPa ～61.50MPa，平均为 57MPa。 图4.1滑溜水压裂液摩阻曲线图
4，增产措施
（5）支撑剂采气特殊问题治理的技术要求 YY5井小型测试压裂井底闭合压力为52MPａ，为防止支撑 剂嵌入，提高裂缝闭合后的导流能力，支撑剂选用树脂覆膜砂。 树脂覆膜砂的破碎率相对石英砂低，嵌入程度也较低，其支撑 裂缝的导流能力较高。为形成更多的主裂缝和网缝，应适当控 制缝高，减少压裂裂缝的闭合。 支撑剂选用100目砂＋40／70目树脂覆膜砂＋30／50目树脂 覆膜砂的组合
2，完井方式
井下工具的选择 （1） 永久封隔器 型号： Y531-115型 耐温：120℃ 耐压差； 50MPa 材质：13Cr 油管伸缩器
工作最大温度：120℃
耐压差：50MPa 材质：13Cr
2，完井方式
油管堵塞器 工作最大温度：120℃ 耐压差：50MPa 材质：13Cr
4，增产工艺
水力压裂基本参数的选取
设计参数 水平段长（m) 分段数 单段长度（m) 簇数/段 簇长（m) 簇间距（m) 孔数/簇 液量/段m3） 砂量/段（t) 施工总液量（m3） 施工总砂量（t） 排量（m3/min） 取值 1565（2600m-4165m) 16 100 4 1 25 16 1200 70 19200 1120 12
在该气藏所给条件之下，再借鉴北美页岩储层选择压裂液的 经验，YY5井选用SRFR-１滑溜水作为压裂液。SRFR-１滑溜水的 配方：0.1％～0.2％高效减阻剂SRFR-１＋0.3％～0.4％复合防膨 剂SRCS-2＋0.1％～0.2％高效助排剂SRFR-2。其性能要求：降阻 率50％～78％，对储层的伤害率小于10％；黏度2～30ｍPａ· ｓ 可调；能满足连续混配要求；可连续稳定自喷返排。
2，完井方式
1）射孔管柱设计方案选用的射孔工艺为：采用连续油管传输 射孔技术，用 102射孔枪，102 射孔弹，做深穿透、高强度射 孔，射孔密度为 16 孔/米，螺旋布孔，相位角为 60°，孔深 332mm，孔径 11.35mm。 根据气井生产过程的载荷强度计算和 API 推荐标准，我们采 用钢级为C90/2600m/Φ73mm×5.5mm 加厚油+1565m×5.5mm 平式油管+起爆器+枪身（3.0～24.0m） 射孔参数敏感性分析 该气藏的水平井完井采用了 5½″气层套管。 根据该气藏的物 性参数和区块内试采井的部分测试数据，对射孔参数进行了优 化模拟，优选结果见图 2.11、图 2.12、图 2.13、图 2.14，选取 不同的孔深、孔径、孔密、相位角、压实程度，进行射孔参数 敏感性分析。
53.1%
52.7 %
55.3 %
据北美页岩气开发经验，合适的脆性矿物含量有利于 页岩气的压裂和开采。因此整体储集层适于压裂法来提高 天然气采收率。
1，气田概况
气藏特点 目前，该区块内钻探 5口井，气藏埋深约-2423至 -3212m。 YY1，YY2，YY3，YY4井进行了压裂试采,经过试气证实为工业 气流井。YY5 井仅完成了完井施工。以 YY1 井为例，地温梯度 为 2.83℃/100m，地层温度60℃，油气显示活跃、地层压力异 常，气层压力系数为1.41-1.55 ，压力梯度为0.28MPa/100m， 地层压力为28MPa。为常温超高压压系统，气藏类型为非常规 干气藏。
表 2.2- YY5 井井身结构
套管程序 φ508.0mm×50m 水泥返高 地面
套管程序 导管
地层层位 嘉陵江组
表套
技套 生产套管
长兴组
龙马溪组 龙马溪组
φ339.7mm×820m
φ244.5mm×1600m φ139.7mm×井底
地面
地面 地面
2，完井方式
井口装置设计 根据该区域原始地层压力35.2～38.7MPa ，以及如YY1生产井 口压力 8.8～29.6MPa和行业标准，选用 50MPa 压力等级的井 口装置，组合方式设计如下：套管头+油管四通+2FZ18-50EE 级 防喷器（全封+89 半封）+FZ28-50EE 级剪切闸板防喷器+井口 循环三通。
方案选用的射孔工艺为：采用连续油管传输射孔技术，用 102射孔枪，102 射孔弹，做深穿透、高强度射孔，射孔密度
2，完井方式
射孔液的选择 本区储层岩芯敏感性和应力敏感性分析结果表明： 流速不 敏感； 水敏指数 0.66～0.75，中偏强—强水敏；临界盐度 2×10 4 PPM；酸敏指数 0.67～0.75，中—强酸敏；中偏强应力 敏。由于油基射孔液比较昂贵，一般很少使用。无固相聚合物 盐水射孔液仅宜于在裂缝性或渗透率较高的孔隙性油气层中使 用，一般不宜在低渗透油气层中使用。而暂堵性聚合物射孔液 更适用在缺水气田。由于阳离子聚合物粘土稳定剂射孔液除具 有无固相清洁盐水射孔液的全部优点外，还能很好的防止后续 生产作业过程的水敏损害，所以本区块优选阳离子聚合物粘土 稳定剂射孔液。
压裂层位和压裂深度
根据基础数据知，YY5井井长-4165.32m，水平井段约-1612 米，钻遇目的层深度为-2523m。气层压力异常活跃，气藏类 型为非常规气藏。地温梯度为 2.84℃/100m。地层压力异常， 气层压力系数为 1.41～1.55。由于该区块没有自然产能或者产 能很低，投产必须考虑压裂增产措施，压裂的层段即为气层段， 主要是龙马溪组。
3，采气方式
氮气气举排液采气技术 表 3.5 橇装制氮设备主要技术参数
型号 NPU600/25 输出最大压 力 25 氮气量(m 3 /d) 600 氮气纯度 ≥95 最大排液深 度 2500
NPU900/25
NPU1200/35
25
25
900
1200
≥95
≥95
3000
≥4000
根据YYI井井深4165.32米，根据井深选择设备 NPU1200/35。
上下隔 最大主 最小主 应力MPa 应力MPa 层应力 差MPa
杨氏模 量GPa
泊松比
体积模 量GPa
剪切模 量GPa
23～37
0.11～ 0.29
14～18
10～14
61.50
52.39
8
1，气田概况
表1.2-储层岩石脆性系数分析
YY2 YY3 YY4 YY5
井号
YY1
脆性系数
59.9%
57.5%
03，射孔工艺方案 04，采气方式
05，增产工艺
1，气田概况
储层特征 根据其沉积特征确定该区沉积相类型为碎屑岩陆棚相， 进一步细分为浅水陆棚和深水陆棚。结果表明研究区五 峰组—龙马溪组页岩层系主要由泥页岩、硅质泥页岩， 笔石泥页岩、炭质泥页岩和粉砂质泥页岩等岩相组成 。
页岩气层孔隙度分布在 1.17%～8.61%之间，平4.87%(特低 孔隙度)。稳态法测定水平渗透率主要介于 0.001～355mD。 其 中基质渗透率普遍低于 1mD，最小值为 0.0015mD，最大值为 5.71mD，平均值为 0.25mD，而层间缝发育的样品稳态法测定 渗透率显著增高，普遍高于 1mD，最高可达 355.2mD。
由以上资料可知，该储层主体属于低孔、低渗储层。