致密气藏压裂技术
英台致密气藏改造体积最大化压裂技术
英台致密气藏改造体积最大化压裂技术王倩（吉林油田公司油气工程研究院 吉林松原 138000）摘 要：英台气田储层埋藏深、岩相复杂、岩性致密、非均质性强，常规大规模压裂无法实现经济有效动用。
因此，本文从基础理论研究入手，通过室内岩芯实验，从波速应力敏感性、可压性和声发射b值三个方面对储层改造潜力进行分析，在此基础上，根据净压力建立条件，优化缝网压裂技术模式，提出精细分层、高密度多簇射孔、暂堵转向、先成缝后成网大规模缝网压裂于一体的缝控储量最大化压裂模式，整体打碎储层，实现全井段有效支撑，最大程度增大改造体积，增加裂缝复杂程度，使缝控储量最大化。
2017~2018年暂堵转向+先成缝后成网压裂技术在英台气田实施4口井14层，最高日产气6.5万方，通过井下微地震裂缝监测显示，单层改造体积可达820万方，为传统缝网压裂井2倍，常规压裂井6倍，达到了全面改造储层的效果。
关键词：可压性；缝控储量；三段式；微地震引言英台致密气藏储层埋深3500～4500米，克氏渗透率主要分布在0.01mD以下，孔隙度分布在0.67%-5.91%之间，平均值2.27%，岩相复杂、岩性致密，储层连通性差，导致自然产能低，压裂难度大，常规岩压裂无法实现经济有效动用。
针对上述问题，本文从基础理论研究入手，通过室内岩芯实验，对储层改造潜力进行研究，根据净压力建立条件，优化缝网压裂技术模式，使单井缝控储量最大化，从而实现英台致密气藏效益开发。
１ 储层改造潜力研究1.1 波速应力敏感性储层的应力敏感性系数是指储层内部天然裂隙及软物质等对应力的响应，代表了岩石内部微裂隙的发育程度。
通过岩芯实验得出英台地区波速应力敏感系数为10-12（图1），说明岩心内部裂隙发育程度较强。
式中，K 1是基质岩石矿物成分脆性系数；K 2，裂缝影响系数；a 1，a 2分别为基质和裂缝影响的权重因子；E 1、 E 2分别是基质和实测模量；E v 是理想弹性模量。
应力敏感系数表征裂隙发育程度，因此用应力敏感系数选取权重系数，见表2。
低渗致密气藏和凝析气藏的压裂技术研究
套保护技术系列对致密砂岩气层损害的特殊关键问题 ，如黏土矿 物微结构稳定性 、应力敏感性评价标准 、水相 圈闭损害 、裂缝屏 蔽暂堵数学和物理模型等方面认识得到深化 ，揭示了定向钻井致
密 气 层 损 害特 性 。形 成 了原 地 裂缝 宽 度 预 测与 评 价技 术 系 列 、 裂缝 性 储 集层 敏 感性 评价 方 法 、裂 缝性 应 力敏 感 储集 层 损 害矿场
井 、完井 保 护技 术 方案 ” 。 经过 “ 八 五 ” 以来 的３ 轮 国 家项 目攻关 ，深 井 钻井 和 钻 井 液
（ ２） 透镜体 。透镜体在低渗致密砂岩 中占相当大的比重。
如 何准 确 确 定透 镜状 砂 层 的大小 ，形态 ，方 位和 分布 是 能 否成 功 开 发这 类气 藏 的 关键 。
评价技术 、系列裂缝性储集层保护处理剂 、裂缝性储集层屏蔽暂 堵技术 、裂缝性储集层优化射孔技术 、保护裂缝性储集层射孔液
２ 致 密气 藏 压裂 的 技术 现 状
２ ． １ 裂缝 性 致 密砂岩 气藏屏 蔽 暂堵 钻 井及 完井保 护 配套技 术
在钻井 、完井 中采取有效措施保护天然裂缝 ，以屏蔽式 暂 堵技术思想作指导 ，研究地下裂缝参数变化规律 ，评价裂缝性致 密砂岩的敏感性和损害规律 ，建立适用于裂缝性储集层特点的钻
（ １ ） 单井控制储 量和可采储 量小 ，供气范 围小 ，产量低 ，
递 减快 ，气 井 稳产 条 件差 。
（ ２） 气井的 自然产能低 ，大多数气井需经加砂压裂和酸化 才能 获得 较高的产量或接近 工业气井 的标准 。投产后的递减率
高。
的５ ７ ％陆上主要集中在 中西部松辽 、渤海湾、四川 、塔里木 、吐
分 析 、室 内评价 、矿场 评 价 、工 作液 制备 和钻 井 、固井 、完井 配
吐哈油田深层致密砂岩气藏体积压裂技术应用
吐哈油田深层致密砂岩气藏体积压裂技术应用
张永国;鲍黎;陈维;葸尚勇;刘非莠;杨文魁;樊新刚;义壹辉
【期刊名称】《石油化工应用》
【年(卷),期】2024(43)1
【摘要】吐哈油田台北凹陷丘东洼陷深层致密砂岩油(气)藏储层埋藏深、中-强水敏、低孔-特低渗、非均质性强等特点,储层地层温度高(140~150℃),前期试油常规压裂工艺措施效果差,无法经济动用。
随着油田上产,开展了吐哈油田台北凹陷丘东洼陷深层致密砂岩油(气)藏水平井体积压裂技术攻关,通过岩性评价、地应力分析、压裂液体系及支撑剂组合等方面进行精细研究并开展现场应用,形成了区块压裂主体工艺路线,有效解决了区块深层致密砂岩油气藏无法动用技术难题,为油田上产提供了有力技术支撑。
【总页数】6页(P33-37)
【作者】张永国;鲍黎;陈维;葸尚勇;刘非莠;杨文魁;樊新刚;义壹辉
【作者单位】中国石油西部钻探吐哈井下作业公司
【正文语种】中文
【中图分类】TE357.13
【相关文献】
1.吐哈油田深层致密气藏压裂技术研究与应用
2.致密砂岩气藏体积压裂技术应用与探讨
3.致密砂岩气藏水平井段内多缝体积压裂技术的应用及其效果分析
4.深层—
超深层裂缝性致密砂岩气藏加砂压裂技术——以塔里木盆地大北、克深气藏为例5.胜北深层致密砂岩气藏水平井细分切割体积压裂技术
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《致密气藏体积压裂伤害机理实验研究》
《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。
在致密气藏开发过程中，体积压裂技术作为一种有效的开采方法，已得到了广泛的应用。
然而，在实施体积压裂的过程中，可能产生的伤害问题日益受到关注。
因此，对致密气藏体积压裂伤害机理的实验研究显得尤为重要。
本文旨在通过实验研究，深入探讨致密气藏体积压裂的伤害机理，为优化体积压裂技术提供理论依据。
二、实验目的与意义本实验旨在通过对致密气藏体积压裂过程的模拟与实验，深入研究体积压裂过程中的伤害机理，揭示致密气藏体积压裂对储层的影响，为优化体积压裂技术提供理论依据。
同时，本实验研究有助于提高致密气藏的开发效率，降低开发成本，对推动致密气藏的开发具有重要意义。
三、实验原理与方法1. 实验原理：本实验基于岩石力学、渗流力学、化学工程等原理，通过模拟致密气藏体积压裂过程，研究压裂过程中产生的伤害机理。
2. 实验方法：（1）选取具有代表性的致密气藏岩心样品；（2）对岩心样品进行物理性质和化学性质的测试；（3）模拟体积压裂过程，记录压裂过程中的压力、流量等数据；（4）对压裂后的岩心样品进行物理性质和化学性质的测试，分析压裂对岩心样品的影响；（5）结合实验数据，分析致密气藏体积压裂的伤害机理。
四、实验过程与结果分析1. 实验过程：（1）准备阶段：选取合适的岩心样品，进行物理性质和化学性质的测试；（2）模拟阶段：通过高压泵等设备模拟体积压裂过程；（3）测试阶段：对压裂前后的岩心样品进行物理性质和化学性质的测试；（4）数据分析阶段：结合实验数据，分析致密气藏体积压裂的伤害机理。
2. 结果分析：（1）通过对岩心样品进行物理性质和化学性质的测试，发现致密气藏的物理性质和化学性质对体积压裂过程具有重要影响；（2）在模拟体积压裂过程中，发现随着压力的增大，岩心样品的渗透率逐渐降低，表明体积压裂过程中存在伤害现象；（3）对压裂前后的岩心样品进行对比分析，发现体积压裂后岩心样品的孔隙度和含水率均有所降低，进一步证明了体积压裂对储层的伤害；（4）结合实验数据，发现体积压裂过程中可能存在的伤害机理包括：裂缝延伸过程中产生的岩心破碎、储层敏感矿物溶解导致的孔隙坍塌、水锁效应等。
致密砂岩气藏压裂液高效返排技术
致密砂岩气藏压裂液高效返排技术52?钻采工艺DRILLING&PR0DUCTIONTECHNOLOGY2010年11月NOV.2010致密砂岩气藏压裂液高效返排技术王兴文,刘林,任山(中国石化西南油气分公司工程技术研究院)王兴文等.致密砂岩气藏压裂液高效返排技术.钻采工艺,2010,33(6):52—55摘要:压后返排是水力压裂作业的重要环节,低渗致密油气藏压裂液的高效返排,是保证压裂效果的关键所在,直接影响压裂改造的效果.通过低渗致密油气藏压裂液返排机理的研究,分析了影响压后压裂液返排的影响因素除了基本地质特征外,主要有压裂液的水锁伤害,启动压力的和返排压差.在此基础上,通过研究,提出了低渗致密油气藏压后高效返排的技术对策,即,以高效返排压裂液和压裂液强化破胶为技术核心,以纤维加砂,液氮伴注,工艺优化和压后返排控制为关键技术,实现低渗致密油气藏压裂后压裂液高效返排.高效返排工艺技术在川西致密气藏应用效果良好,大大地缩短了返排时间,提高了压裂液的返排率和返排效率,有效的降低了压裂液对储层的伤害,保证了压裂改造的效果..关键词:低渗致密油气藏;返排机理;高效返排;纤维加砂;液氮增能;返排控制中图分类号:TE357文献标识码:ADOI:10.3969/j.issn.1006—768X.2010.06.016压后返排是水力压裂作业的重要环节.低渗致密油气藏压裂高效开发的核心技术是低伤害压裂技术,低伤害压裂技术的内涵包括压裂设计,施工过程,压后返排等全过程中的伤害问题,因此,压裂液高效返排技术是低渗致密油气藏低伤害压裂的关键技术,直接影响压裂改造的效果,特别是低渗致密气藏,压裂液返排不好,或长时问滞留地层都将会堵塞可作为天然气流通的孔道,造成储层二次伤害.一,压裂液返排影响因素分析1.水锁伤害对压裂液返排的影响相渗曲线表明,束缚水饱和度远远大于原始含水饱和度,将会导致严重的水锁效应.以川西XC气田为例,对于Js,Js;低渗气藏,不同水锁强度(0.1,0.2,0.3HPV)气驱水实验测试表明(图1),在束缚水存在条件下,气相有效渗透率随气体累积产出量的增加而得到恢复,当产出气量较少时气相有效渗透率较小,反映了水锁堵塞的影响.随着气井近井地层岩心中反渗吸水锁量的增加,使其恢复流动所需的启动压差也相应提高(图2).压裂是解除水锁的一个重要手段,但是压裂过程中本身也伴随着水锁伤害现象_1].实验发现,随着气井近井地层岩心中反渗吸水锁量的增加,使其恢复流动所需的启动压差也相应提高.因此,通过低伤害压裂液技术和改善压裂工艺中的返排技术, 可以降低压裂过程中的水锁伤害,提高压裂见效水平.虿蝌1614垂躺8囊O累积采出气量/ml图1水锁后采出气量与渗透率关系水锁强度/HPV图2启动压差与水锁强度的关系收稿日期:2010—01—19基金项目:中石化科技项目《川西低渗致密气藏改善开发效果配套技术研究》资助,项目编号:P08014.作者简介:王兴文(1975一),高级工程师,博士,2007年毕业于西南石油大学,从事油气田提高采收率与增产技术研究及应用.地址:(618000)四川德阳市龙泉山北路298号,中石化西南油气分公司工程技术研究院一酸化压裂技术中心,电话:(0838)2551856,E—mail:steven一************第33卷第6期V0I.33No.6钻采工艺DRILLING&PRODUCTIONTECHN0L0GY?53?2.启动压力梯度对返排的影响通过长岩心驱替实验发现,随着滤失带启动压力增加,返排率降低(图3),返排率降低反过来又增加了气体穿过压裂液滤失带所需的启动压力.根据实验数据和Js的地质特征参数,计算了压裂液返排率与滤失带启动压力的图版关系(图4).其中,按压裂液效率为50%,缝宽为0.5cm计算,当启动压力从0.94MPa上升到7.15MPa,返排率从80%下降到40%,可见压裂液滤失造成的启动压差对压裂液的返排率影响十分明显.同时,压裂液返排率降低反过来又增加了气体穿过压裂液滤失带所需的启动压力.叟钽轻压裂液返排率图3滤失带启动压力与压裂液返排率关系褂辐滤失带启动压力/h口a图4压裂液返排率与滤失带启动压力关系3.返排压差对压裂液返排的影响压裂施工结束后,进入地层的压裂液在破胶后很快能返排出地层,但是在地层还没有返排之前,由于进入地层的压裂液破胶后其表面张力,黏度等的变化,以及储层孔隙和候道的毛管作用力的影响,使得压裂液返排随着压裂液返排压差的变化而变化, 为了确定合理的返排压差,减小返排液滞留对储层的伤害,进行了不同压差下的压裂液返排伤害实验. 从表1中可以看出,不同压差下压裂液返排情况有着明显不同,返排压差2MPa时,地层表现出不排液;返排压差提高到5MPa时,地层表现出排液困难;压裂后在最短时间内要使得压裂液的返排率大于70%,则相应的返排压差必须大于7MPa.压裂液的高效返排,是保证低渗致密油气藏压裂效果的关键所在.在压裂液返排机理研究的基础上,提出了低渗致密油气藏压裂液高效返排的技术对策,即以高效返排压裂液和压裂液强化破胶为技术核心,以纤维加砂,液氮伴注,工艺优化和压后返排控制为关键技术,实现低渗致密油气藏压裂后压裂液高效返排.表1压裂液返排实验数据表岩心重量返排液量滞留液量含水饱和度渗透率压差/g/g/g/%/10～LLrn22MPa65.257601.198610O5MP64.9927O.26490.933777.90.o06887MPa64.44150.81610.382531.90.00723二,压裂液高效返排核心技术1.高效返排压裂液技术低渗致密油气藏储层物性差,黏土含量相对较高,在压裂过程中极易造成水锁及水敏伤害,同时大量压裂液长时间滞留地层,会造成有效裂缝长度降低.,因此,如何有效降低压裂液对储层伤害和提高压裂液返排是改善压裂效果的核心技术.1.1增效压裂液通过在压裂液中添加一种集助排,防膨和降滤效果于一体的多功能增效剂,能明显降低破胶液的表面张力增大液体的返排能力,良好的防膨效果能降低储层的水敏伤害,同时生成的细小泡沫能降低压裂液在地层中的滤失,从而有效降低地层的水锁效应,最重要的是能大幅度降低储层伤害,伤害率从常规压裂液的32%下降到16%.1.2自生热泡沫压裂液针对地层能量不足,温度不高,水敏性强的储层,自生热泡沫压裂液具有独特的优势,该压裂液具有延迟生热时问可控,自动增压返排(见图5),稳泡时间长,低滤失,低残渣,低伤害,无腐蚀性等特点.对于具有高蜡,高沥青,高胶质特点的稠油油藏,注入的压裂液会干扰油藏内原油的平衡,当温度被冷却到低于始析蜡点时,石蜡析出并会在地层孔隙中结蜡,封堵一部分液体通道,蜡一旦析出,即使恢复到原始油层温度,蜡也很难重新溶解到原流体中,造成了储层伤害.这类油藏采用自生热泡沫压裂液进行压裂改造,具有明显的优势(见图6).2.压裂液强化破胶技术为了解决压裂液携砂时既要有良好的热剪切稳定性,又要使压裂液在施工后迅速破胶水化这一矛盾,根据施工时间与裂缝中压裂液温度剖面,对不同压裂液阶段采取不同的破胶浓度,即采用分段破胶,54?钻采工艺DRIILING&PRODUCTIONTECHNOLOGY 2010年11月N0v.2010使压裂液的破胶时间与施工时间相一致.这样既能保证压裂液的造缝与携砂能力,又能使压裂液在施工结束后快速破胶,水化返排,减少压裂液对地层的伤害.时间/min图5自生热类泡沫压裂液增压效果时间/min图6自生热类泡沫压裂液升温效果由于压裂液的滤失作用,压裂液中的水分,无机盐和小分子物质滤失到地层中,而其中的未能降解的高分子物质(如胍胶)则留在基岩表面形成致密滤饼.从而导致了压裂液在支撑裂缝内浓缩,而在裂缝闭合过程中裂缝体积又进一步缩小,此时缝中胍胶浓度比原始浓度要增大许多倍.由此可见,胍胶浓度浓缩是相当严重的,对液体的破胶影响较大, 因此实际破胶剂的加量应该比室内实验做出的要高2—3倍,采用强化破胶.三,压裂液高效返排关键技术1.纤维网络加砂(防砂)压裂工艺对于地层岩性比较疏松且压前产量较高的井,闭合压力低及闭合时间长的储层更容易产生支撑剂回流的现象,采用纤维网络加砂(防砂)压裂工艺,有利于支撑剂的有效铺置,提高裂缝导流能力,也有利于压裂液的快速返排,防止支撑剂回流.(1)采用全程纤维网络加砂工艺时,纤维的加入可以降低压裂液黏度对沉降速度的决定作用,从而在压裂液优化设计中有更大的回旋余地.为了减小压裂液对储层的伤害,可降低胍胶浓度到0.2%, 优化压裂液的携砂性能.(2)对于闭合压力低但闭合时间快的储层,一般推荐纤维尾追加入,在尾追量较低时,随着纤维尾追量的增加,防砂效果变好.尾追纤维可在井筒附近的缝口形成长达40～60m的纤维/支撑剂复合充填层,从而增强支撑剂砂拱移动变形的阻力和支撑剂耐冲刷的能力,能充分起到防止支撑剂回流的作用.现场施工采用的尾追纤维浓度为0.7%2.液氮增能助排工艺采用液氮增能助排工艺进行加砂压裂,相当于在地层裂缝中注入一段高压气垫,既可以降低压裂液的滤失伤害,也可以为压后返排提供一定的高压氮气能量,有效弥补地层返排能量的不足,能显着提高低压油气井的返排速度,降低储层伤害,提高加砂压裂效果.根据地层压力,储层埋深,启动压力优化液氮的用量,现场推荐液氮用量7%一9%.针对地层压力降低,压裂液返排速度及返排率降低的问题,通过现场试验结果表明,液氮比例达到7%时,利用液氮伴注可以在4h内提高压裂液返排率达到40%以上. LS32D井在1652～1661m加砂压裂时,采用了2 台液氮泵车(液氮混注比例7%左右)全程伴助液氮,压后4h内,压裂液返排率达到了85%左右,达到了快速返排,准确评价储层含气性的目的. 3."纤维+液氮"高效返排工艺技术针对地层压力低,压裂液返排速度及返排率降低的问题,为了增加压裂液返排压差和避免支撑剂回流同时加大压裂液的返排速度,形成了"液氮+纤维"高效返排工艺技术.为了发挥液氮能量,压后必须优化返排程序进行快速返排,为了防止出砂, 需要采取纤维防砂技术."液氮+纤维"高效返排工艺技术在CX483井取得突破后,在川西低渗致密气藏得到了广泛的推广应用.表2是XC气田Js, Js难动用储量部分试验井返排情况统计表,返排速度普遍较高.表2试验井返排情况统计井号层位返排率备注压裂液总的返排率96.2%,CX487—1Js12h内排出了总排液量的液氮助排73%X900Js12h返排77.4%液氮+纤维CX492DJs;12h返排72%液氮助排X803Js14h返排80%液氮助排4.压后返排控制技术压后返排程序是压裂工艺设计的重要组成部第33卷第6期V o1.33No.6钻采工艺DRILLING&PRODUCTIONTECHN0L0GY?55? 分,由于这一过程是在裂缝闭合期间进行的,是影响压裂增产效果的一个重要因素,因而适当的返排程序通常是保持裂缝导流能力的关键所在,压后油气井的生产能力在很大程度上取决于该导流能力.在压裂技术发展中,主要形成了小排量返排和强化返排两种理论观点.对于低渗致密油气藏,压后采用强化返排工艺措施,返排应根据不同地质特性的压裂井,选择不同的压后返排程序,总的原则是,强化返排,快速排液.四,高效返排工艺应用效果通过压裂液高效返排技术的现场应用,使得川西低渗致密砂岩气藏压后几个小时内返排率达到70%以上,明显好于常规压裂的24h返排量50%～60%.HP16井通过自生热泡沫压裂液改造后,共人地液体198.313q,施工排量3.4～3.6131/min,施工压力2l～25MPa,整个施工过程顺利;开井6h见气点火,17h共排液100in,自喷返排率达到50.42%,明显好于邻井的43.79%,且见气时间远远低于该区块39.14h的平均见气时问(最长为5 d),压后油压8.2MPa,套压8.9MPa,产量1.1365×10m/d五,结论及认识(1)低渗致密油气藏压裂液的高效返排,是保证压裂效果的关键所在,压裂液高效返排技术是低渗致密油气藏低伤害压裂的关键技术,直接影响压裂改造的效果.(2)通过压裂液返排机理研究表明,影响压后压裂液返排的因素除了基本地质特征外,主要有压裂液的水锁伤害,启动压力的和返排压差,这些因素可以通过工艺和技术的改进得到改善.(3)提出的低渗致密油气藏压后高效返排的技术对策是,以高效返排压裂液和压裂液强化破胶为技术核心,以纤维加砂,液氮伴注,工艺优化和压后返排控制为关键技术,实现低渗致密油气藏压裂后压裂液高效返排.(4)高效返排工艺技术在川西致密气藏应用效果良好,大大地缩短了返排时间,提高了压裂液的返排率和返排效率,有效降低了压裂液对储层的伤害,保证了压裂改造的效果.实践表明,川西致密气藏高效返排工艺技术可以被应用到国内同类低渗致密油气藏参考文献[1]孙雷.低渗透凝析气藏反凝析水锁伤害解除方法现状[J].钻采工艺,2005,28(5).『21ERWOMMD,RiersomCR.BennionDB.BrineImbibi. tionDamageintheColvilleRiverField,AlaskaIJI.SPE 84320,presentationattheSPEAnnualTechnicalConfer—enceandExhibitioninDenver.Colorado.U.S.A.5—8 Octlber,2003[3]丁云宏.难动用储量开发压裂酸化技术[M].石油工业出版社,2005.[4]张绍彬.实现快速排液的纤维增强压裂工艺现场应用研究[J].天然气工业,2005,25(11):53—55.5]KrismartopoBD.AFractureTreatmentDesignOptimiza—tionProcesstoIncreaseProductionandControlProppant Flow—BackforLow—Temperature,LowPressuredRes—ervoirs[C].SPE93168.[6]Prado—V elarde,E.SchlumbergerDowel1.ProppantFlow—backControlintheBurgosBasin『C].SPE35326.[7]RomeroJ.StabilityofProppantPackReinforcedWithFi—berforProppantFlowbackControl[C],SPE31093.[8]陈冬林.支撑剂回流控制技术的新发展[J].天然气工业,2006,26(1):101—103.[9]StephensonChrisJ.EffectiveProppantFlowbackControl FollowingHydraulicFracturingTreatmentsinSh~low Reservoirs[C].SPE84312.[10]PowellA,HeadingtonOilCo.,Bustos0,KordzielW, OlsenT,SobernheimD,andVizurragaT.Fiber—Laden FracturingFluidImprovesProductionintheBakkenShale Muhi—LateralPlayC].SPE107979.(编辑:黄晓川)。
致密气藏压裂井定向射孔优化技术
致密气藏压裂井定向射孔优化技术致密气藏压裂井定向射孔优化技术是一种提高致密气藏压裂效果和生产能力的关键技术。
致密气藏具有孔隙度小、渗透率低的特点，通过常规钻井和裂缝压裂已经不能满足生产需求。
定向射孔技术可以在选取了适当位置后，使压裂液更加均匀地传递至致密气藏中，从而提高其储集层的渗流能力。
本文将从致密气藏特点、射孔优化技术和研究现状等方面来对这一技术进行详细讨论。
一、致密气藏的特点致密气藏又称为页岩气藏，其具有以下几个特点：孔隙度低、孔隙连通性差、渗透率低、地层应力大、储层管道效应差等。
这些特点使得致密气藏的压裂难度较大，常规压裂技术效果不佳。
因此，需要采取更加先进的技术手段来提高致密气藏的完井效果。
射孔优化技术是指通过合理选择射孔方案，使得压裂液能够更好地传递到致密气藏中，增加储集层的渗透能力。
射孔优化技术主要包括井径选择、射孔弹道控制、射孔间距和角度控制以及射孔穿透径向控制等方面。
（一）井径选择井径选择是指根据致密气藏的特点和工程需求，选择适当的井径。
井径对射孔效果有很大影响，太小的井径会导致射孔弹道偏离目标区域，降低射孔质量；太大的井径会导致压裂液在裂缝中的流动速度过快，降低压裂效果。
因此，需要根据具体情况进行合理选择。
（二）射孔弹道控制射孔弹道控制是指在射孔作业中，通过合理选择炸药种类、装药量以及射孔深度等参数，来调整射孔弹道。
通过控制射孔弹道，可以使射孔点更加集中在目标区域内，从而提高射孔质量。
（三）射孔间距和角度控制射孔间距和角度控制是指在射孔作业中，通过合理选择射孔间距和射孔角度，来控制压裂液的传递路径。
较大的射孔间距可以增加裂缝长度，提高裂缝面积；而较小的射孔间距可以使压裂液更加集中，提高渗流能力。
射孔角度的选择也是根据具体情况来确定，一般来说，射孔角度要与地层主要应力方向垂直，以便更好地控制裂缝扩展方向。
（四）射孔穿透径向控制射孔穿透径向控制是指通过调整射孔深度和射孔径向位置，来实现对储集层的穿透和裂缝扩展控制。
致密气开发过程中存在的问题与对策
致密气开发过程中存在的问题与对策1. 引言1.1 背景介绍致密气是一种非常重要的天然气资源，具有丰富的储量和潜在的开发价值。
在过去的几年中，随着对能源资源需求的不断增长，致密气的开发逐渐成为一个热点领域。
在致密气开发过程中，仍然存在着诸多问题和挑战，需要我们认真思考和解决。
致密气属于非常难以开发的气藏类型之一，其气体储存空间狭小，气体渗透性低，导致开采难度较大。
在开采过程中，可能会出现井壁塌陷、矿井地质变化等问题，增加了开采的难度和风险。
致密气开采过程中对技术和设备的要求也比较高，需要采用先进的技术手段和设备才能更好地开采。
我们需要对致密气开发过程中存在的问题有充分的认识和了解，同时制定相应的对策和技术创新方向，以提高致密气的开采效率和质量。
在接下来的我们将对致密气的开发问题、气藏特点、开采技术挑战、对策建议和技术创新方向进行深入分析和讨论。
希望通过我们的努力，能够为致密气开发领域的发展贡献一份力量。
1.2 问题意识在致密气开发过程中，存在着诸多问题需要我们深入思考和解决。
致密气属于非常难开采的天然气资源，由于其孔隙度小、渗透率低，导致气藏开发难度大，生产成本高。
致密气的开发对于油气公司来说需要投入大量的资金和技术支持，难以盈利，因此投资风险较高。
由于致密气具有特殊的物理化学性质，开采过程中容易导致地质压力的异常变化，可能引发地层裂缝、井筒堵塞等问题，严重影响开采效率和安全生产。
致密气开发还面临着水平井控制技术、压裂技术等方面的挑战，需要不断优化和改进。
我们必须高度重视致密气开发中存在的问题，及时采取有效的对策措施，提高开采效率，降低生产成本。
只有不断创新技术、加强合作，才能更好地利用致密气资源，实现可持续发展。
【问题意识】2. 正文2.1 致密气开发过程中存在的问题一、地质条件复杂：致密气藏地质构造复杂，储层孔隙度低，渗透率小，导致气体难以采出。
二、压裂技术难度大：由于致密气藏渗透率低，传统的压裂技术难以有效开采出气体，需要开发更加高效的压裂技术。
致密气藏的开采与工艺技术
开采工艺
钻
采
工
艺
’##’ 年
致密气藏的开采与工艺技术 !
李文魁$， 林
摘
平/ ， 刘长松’， 陈宗林’
（$ 西安石油学院 ’ 中原油田 / 辽河油田）
要：优化的布井方式和压开最合适的裂缝是开发方案的重要环节， 对致密气层获得扩大的可采储量、 天 然气采收率和增加日产量有决定性作用。在确知水力裂缝方位的情况下， 采用相应的矩形方式布井将会对提高可 采储量和天然气的采收率起重要作用。随着测地应力和监测方法与技术的发展， 深入研究储层性质以及模型研究 的扩大， 构成了综合分析系统， 形成了 “现代化的” 压裂技术。 关键词：致密气藏；储层岩性；布井方式；压裂技术
万方数据 西安石油学院 电话： （#’)） $%—$#* . ， "’/&/"$ 转 !*$#， - ( 0123： 456782329 ’*/ : 65;
第 %@ 卷
第"期
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则将会低估水力裂缝的长度。处理办法， 引入无因 次的储层导流能力。 （ & %’ () ） % ! %’ % %!" &’ ! ( )’ 式中： —无因次储层导流能力； !"#
［""］ 法， 引入平均渗透率。 01 21 3456*7
:-;4- 和 <4=&>+*?=7’ 亦导出将累积产量分析曲 ［"@］ 线用于压裂设计的方法 。以此研究并结合压裂 工艺技术和经济评价可确定最佳的裂缝。
& ! "&+&, 式中符号同前。
（8）
图% 恒定支撑体积的累积产量 （地层渗透率 919" $%） !
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3、CobraFrac多级分段定点压裂
预先射开全部压裂层段 使用连续油管和跨式封隔器 跨式封隔器间距自由调整 一次管柱完成多级逐段压裂 适合薄互层精细分层压裂，改造 常规压裂容易遗漏的储层 由于连续油管内径小，排量受限， 适用于中浅层分段压裂
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哈里伯顿新一代水力喷射压裂工具
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一、 二代水力喷射工具性能比较
Surgifrac CT(一代) 最大加砂量约120吨 水力喷嘴外凸式，易受冲蚀 工具本体材质防反溅能力较弱 水力喷嘴材质抗磨蚀能力较弱 内部结构存在一定不足 主要部件材质存在一定不足 基本淘汰不再应用 Surgifrac TS(二代) 最大加砂量约1500吨 水力喷嘴内嵌式，不易受到冲蚀 工具本体材质防反溅能力极强 水力喷嘴材质抗磨蚀能力极强 内部结构进行了完善改进 主要部件材质进行了完善改进 全球已进行了广泛应用
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3
提纲:
一．Pinpoint多级分段定点压裂技术 1. Surgifrac 2. CobraMax；CobraMax DM 3. CobraFrac 4. Perf & Plug 5. DSS 二．导流能力的增强和支撑剂反吐控制技术 1. Sandwedge 2. Expedite 三．压裂裂缝监测技术 四．压裂液及其添加剂 1. Sirrocco 2. DeepQuest 3. Delta Frac 4. 滑溜水压裂液 5. Gasperm 6. CleanStim清洁压裂液 7. CW-Frac堵水+压裂
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2、CobraMax多级分段定点压裂
连续油管喷砂射孔，环空压裂，砂塞分段 一次管柱完成多段射孔和多段压裂 井下工具简单，作业方便 对连续油管磨损很小 近井高裂缝导流能力 环空压裂，排量、砂量等施工数不受限制 环空压裂，要求水泥返高至地面或套管有 足够的抗压等级
24方， 3218米
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CobraMax® HJA
水平井打砂塞首选ScreenOut方法 其次为Alpha Plug方法
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CobraMax® DM Service
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一、Pinpoint多级分段定点压裂技术
Surgifrac CobraMax
CobraFrac
Perf & Plug
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D.S.S
1、SurgiFrac多级分段定点压裂
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喷嘴号 1 2 3 4 5 6 7
喷嘴直径 0.260 0.257 0.278 0.263 0.263 0.265 0.268
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28m3
DP-19井
35m3
33m3
38m3
36m3
170m3
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SPE 145793
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CobraMax DM provided the ability to avoid a screenout and continue pumping into the fracture (A, B). In addition far field diversion was achieved and a propped branch fracture was potentially createa sand plug was placed and the interval was isolated (D).
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近井裂缝强制脱砂形成砂塞 井筒内部强制脱砂形成砂塞
MCCL
WCCL
连续油管校深工具
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致密气藏压裂技术
哈里伯顿能源服务公司 高毅 增产部
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1
1、流动(扩散)规律；2、存在形式；3、成藏方式；4、储集空间…
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(MRC/SRV)
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连续油管跨式封隔器
跨式封隔器可以多次坐封和解封 平衡阀避免起下管柱过程中液流出井 上部皮碗类似单流阀，允许反洗井作业 安全接头允许出现意外时脱开跨式封隔器并提出上部作业管柱 操作简单，可靠，安全 耐温：120℃，177℃ 耐压差：35MPa，70MPa
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19方， 3417米
37方， 3385米
26方， 3369米
41方， 3345米
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17方， 3327米
22方， 3314米
36方， 3250米
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加砂量28m3
加砂量28m3
加砂量28m3 加砂量28m3
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Brigham Bakken页岩气田SurgiFrac现场应用 (截止2010年1月) • 最大Pinpoint压裂井深-6,301m(TD)
• 最大SurgiFrac压裂井深-6120m(MD) • 单个喷嘴最大过砂量-190t • 通过上部凡尔最大砂量-863t • 实现低排量压裂-2.5 m3/min，通常5.5 m3/min • 实现低粘度压裂液-35cp线性胶，通常Hybor GelTM 交联液 • 单井最大SurgiFrac压裂段数-35段 • 单井SurgiFrac最大加砂量-1435t
B点@MD3937.0m/TVD3260.02m Ф127mm 筛管@3934.0m
Z2@3669.0-3865.0m(Ф152.4mm)
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311.0 3067.5 3934.0
J55 P110 N80
21.6 68.6 /
7.62 7.50 /
346.0 241.3 152.4
Z1@3516.0-3720.0m(Ф152.4mm) 悬挂点@3012.44m
Z3@3834.0-3996.9m(Ф152.4mm)
508.63m
A点@MD3428.37m/TVD3200.0m Ф177.8mmN80 套管@3067.5m
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10
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11
--------井(10段)
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Perf gun
High stressed region
shape charge
Damaged region rock
TCP
Surgifrac
克服常规射孔所形成的压实效应和伤害，降低裂缝起裂压力， 有利于裂 缝沿目标层延伸和扩展。
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Cobra Max has Exceeded the Following Milestones
最高砂浓度- 20 ppg(2400 kg/m3) 最大井深- 18,530 ft (5649 m) 单段最大加砂量- 374,199 lb (170 t) 最高施工泵压(地面)- 14,072 psi (97 MPa) 最大施工排量- 40 bpm(6.4m3/min) 最高地层温度- 350 F (177 C) 平均单井压裂段数 – – 12 段(直井) 9 段(水平井，最多已达14段)
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CobraFrac在直井中的应用
最大加砂浓度：16ppg(1920kg/m3) 最大单段加砂量：172,600lb(380t) 最大井口施工压力：7,400psi(51MPa) 最大施工排量：25bpm(4.0m3/min) 最高地层温度：220℉(104.4℃) 累计现场实施：> 5,000井次 累计现场实施：> 30,000段 平均单井压裂：> 7段