四川盆地威荣区块深层页岩气水平井压裂改造工艺
水平井体积压裂
水平井体积改造技术目前我国页岩气勘探开发工作正在起步阶段，与国外差距较大，许多制约我国页岩气开发的技术瓶颈亟待突破。
《页岩气发展规划（2011-2015年）》（以下简称《规划》）的发布对我国页岩气开发的有序发展具有重大意义，它指出了未来一段时间我国页岩气产业需要科技攻关的8项任务，这为解决制约我国页岩气综合开发利用问题指明了方向。
本文主要对体积改造技术进行简要阐释，希望能借此推动我国页岩气开发技术的进步和发展。
体积改造技术亟需突破页岩气储层具有渗透率超低、厚度大及天然裂缝发育的特点，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。
因此，必须要对天然裂缝发育和岩石硅质含量高（＞35%），脆性系数高的页岩进行体积压裂。
通过水力裂缝沟通天然裂缝，增强渗流能力，从而提高页岩气井的经济效益。
图1 钻式桥塞封隔技术图2 北美不同地区页岩气水平井分段压裂工艺运用情况与美国相比，我国页岩气藏储层产状有埋藏深度、厚度较薄和多层叠置的特点。
因此，水平井体积改造技术就更为适合我国页岩气藏的开发。
在《规划》中提出的“体积改造技术”，就是采用分段多簇射孔和多段一起压裂的模式，利用缝间干扰，促使裂缝转向，产生复杂缝网，从而增大流动通道。
而“水平井体积改造”则是以分段多簇射孔技术、可钻式桥塞工具和大型滑溜水压裂技术为主。
分段多簇射孔技术是关键分段多簇射孔技术是实现体积改造的技术关键。
其目的是为了压裂形成网状裂缝、提高改造体积，进而减少井筒附近的压力损失，并为压裂时产生的流体提供通道。
其特点是可以实现：一次装弹、电缆传输、液体输送、桥塞脱离、分级引爆。
分段多簇射孔每级分4～6簇进行，每簇长度为0.46～0.77m，射孔枪每簇之间的距离为50m，实际井眼中每簇间距一般为20～30m，每个压裂段控制在100～150m左右，孔密16～20孔/m，孔径13mm，相位角60°或者180°，排量一般为16m3/min，单孔流量0.27m3/min。
页岩气井可压裂性综合评价方法研究及应用
页岩气井可压裂性综合评价方法研究及应用王松;杨洪志;赵金洲;李农;李勇明【摘要】页岩气井可压裂性评价是保证压裂改造效果的重要基础.目前对可压裂性研究主要是在常规物性基础上将岩石脆性矿物含量或岩石力学参数作为水平井压裂施工段优选的重要依据.但压裂过程中沟通并延伸天然裂缝是形成缝网的关键,因此须将分支裂缝的形成条件作为页岩气井可压裂性评价的重要组成,以提高有利层段选评的准确性.通过分析人工裂缝与天然裂缝相交后起裂力学条件,提出相交后形成的分支裂缝起裂压力计算方法,再根据人工裂缝内的压力变化情况和储层地应力状态,建立人工裂缝与天然裂缝相交后的起裂模式并将其无因次化后作为评价的组成要素,形成页岩气井可压裂性综合评价方法.基于四川盆地南部页岩气Wx2直井的地质、测井数据对龙马溪组有利层段的分析,按照综合评价结果进行射孔和压裂,其测试产量明显高于该区块其他常规可压裂性评价的直井.表明该方法具有较高的准确性和适用性,既能保证压裂改造效果,又能降低施工风险和成本.【期刊名称】《油气地质与采收率》【年(卷),期】2016(023)002【总页数】6页(P121-126)【关键词】页岩气井;可压裂性;地应力;起裂模式;综合评价方法【作者】王松;杨洪志;赵金洲;李农;李勇明【作者单位】中国石油西南油气田分公司勘探开发研究院,四川成都610051;页岩气评价与开采四川省重点实验室,四川成都610051;中国石油西南油气田分公司勘探开发研究院,四川成都610051;西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室,四川成都610500;中国石油西南油气田分公司勘探开发研究院,四川成都610051;页岩气评价与开采四川省重点实验室,四川成都610051;西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室,四川成都610500【正文语种】中文【中图分类】TE375中国页岩气勘探开发取得了快速发展［1-4］，但是目前对于页岩气井可压裂性评价主要是在常规物性参数的基础上，将岩石脆性矿物含量或岩石力学参数作为页岩气井射孔、压裂段选择的主要依据。
页岩气水平井改造技术研究
页岩气水平井改造技术研究宋新见(中海石油气电集团海南贸易分公司,海南海口 570105) 摘 要:页岩气藏是一种超低渗透非常规储藏,水平井完井和压裂技术是页岩气获得工业性开发的关键。
综述了几种页岩气水平井的改造技术,包括储层评价技术、射孔技术、水平井钻井技术、水平井压裂技术以及水平井增产技术,分析了页岩气开发的瓶颈,具有中国特点的地质问题成为制约我国页岩气研究及勘探的因素之一。
关键词:水平井;页岩气;改造;瓶颈 中图分类号:T E357.1 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)23—0132—03 页岩是一种渗透率极其低的沉积岩,通常被认为是油气运移的天然遮挡。
在含气油页岩中,气产自其本身,页岩既是气源岩,又是储层。
天然气可以储存在页岩岩石颗粒之间的孔隙空间或裂缝中,也可以吸附在页岩中有机物的表面上。
对常规气藏而言,天然气从气源岩运移到砂岩或碳酸盐岩地层中,并聚集在构造或地层圈闭内,其下通常是气水界面。
因此,与常规气藏相比,将含气页岩看作非常规气藏也就理所当然了。
页岩气开发一般无自然产能或低产,单井产量低,生产周期长,采收率变化较大。
单井初期产量直井一般为2800～8000m3、水平井一般15000～33000m3。
但是,页岩气开采寿命长,一般可达30～50年。
另外,统计表明,页岩气的采收率变化大,变化范围为12%～80%。
水平井技术不算是一项新技术,但它对扩大页岩气成功开发的战果却有着重大的意义。
通过得克萨斯州中北部Fort Worth盆地Barnett页岩的开发进程可以清楚地看到水平钻井的作用。
一般情况下,作业者通过沿垂直于最大水平应力方向钻井的方法来增加井筒与裂缝相交的可能性,从而打开更多的页岩表面进行开采。
1 储层评价技术通过分析测井和取心资料进行页岩气储层评价。
利用成像测井技术识别裂缝和断层,对页岩进行分层;利用声波测井技术识别裂缝方向和最大主应力方向,为实施气井增产措施提供基础数据;利用岩心分析来确定孔隙度、储层渗透率、泥岩组分、流体和储层敏感性,确定T OC和吸附等温曲线。
页岩气水力压裂技术及工具浅析
Ｒ ａ ｐ ｉ ｄ Ｆ ｒ ａ ｃ 完井 系统 明显优势 ，完井时间 比传统技术缩短了一半 以 上， 生产动态效果显著 ， 该技术在提高完井效率方 面取得 了较大进
４ 结 论
４ ． １多级压裂工艺适用于产层较 多 ， 水平井段较长的生产井 ， 且
工具 能够承受较高的温度 和压裂差 ， 能较大缩短压 裂施工时 间； 步。 ４ ． ２泵 送桥塞射 孔联作 多级压裂技 术优点是 分段 级数不 受 限 ２ 泵 送 桥 塞射 孑 Ｌ 联 作 多 级压 裂 系统 适合多层压裂改造 ； 页岩气桥塞多级压裂技术属于机械封堵分层压裂技 术 ， 适用于 制 ， ４ － ３水力喷射压裂不受完井方式 限制 ，尤其适用于裸 眼完井 的 套管井 ， 由于其具有分层压裂段数不受 限制 、 压裂层位定 位精 确 、 封
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８ ６・
科 技论坛
页岩气 水力压裂 技术及工具浅析
王 倩 （ 辽 宁石油化 工大学教育 实验 学院， 辽宁 抚 顺 １ １ ３ ０ ０ ０ ） 摘 要： 页岩气储层往往呈现低孔隙度和低渗特性等特 点， 钻完井后一般 需经压裂改造后才能得 到可观的经济产量 。本 文结合 国外 岩 气的开采和压裂工具的应用情况， 分析 对比了水平井裸 眼封 隔器投球滑套分段 压裂技 术、 泵送桥 塞分段 压裂技 术以及 水力喷射 分段压 裂技 术的 施 工 工 艺 ， 为 国 内页岩 气的 开 采提 供 一 定 的 借 鉴 经验 。 关键词 ： 页岩 气 ； 多级 压 裂 ； 桥塞 ； 水 力压 裂 页岩气作为一种新兴的能源 ，在世界各地具有丰富 的存储量 ， 但 页岩气 井钻完井后只有极小量天然裂缝特别发 育的井可直接投 入生产 ， 大部分都需要压裂改造后才能得 到可观的经济产量『 】 － ２ ］ 。目 前 国外从分段压裂工艺方面看 ， 主要分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 和水力喷射分段压裂技术 ； 从压裂工具方 面分析 ， 主要有 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 。 １ 裸 眼封 隔 器 投 球 滑套 多级 压 裂 技 术 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 ， 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［ ３ １ 。水平裸眼井多级压裂 目前在北美页岩气 图 １裸眼封 隔器投球滑套多级压裂 压裂 开采 中应用较多 ， 其关键零部件在于封隔器和滑套的可靠性 和 ３ 水 力喷 射 多级 压 裂 安全性能 ， 以及决定压裂施工效果 的套管外封可膨胀封隔器和开启 水力喷射分段压裂是一种最有效的压裂增产措施 ， 其喷射流体 滑套的高强度低密度球材料等 。 在底 层中形成裂缝Ｈ ， 通过油套环 空泵 入液体使压裂层压力 小于裂 Ｑ ｕ ｉ ｃ ｋ Ｆ Ｒ Ａ Ｃ和 Ｐ ａ ｃ ｋ ｅ ｒ ｓ Ｐ ｌ ｕ ｓ 公司是研 制多 阶段压裂 系统 的先 缝延伸压力 ， 射流 出口周围流体速度最高 ， 其压力最低 ， 射流流体卷 驱， 目前 已多达 ７ ７ ５ ０个 系统 ， 并研 发 了 Ｑ ｕ ｉ ｃ ｋ Ｆ ｒ ａ ｃ 和Ｓ ｔ ａ ｃ ｋ Ｆ ｒ ａ ｃ ＨＤ 一起进入 页岩 目的层 ， 驱使裂缝 向前延伸 ， 因 目的 两套 最先 进的裸眼多级压裂 系统 。Ｑ ｕ ｉ ｃ ｋ Ｆ ｒ ａ ｃ 是一次投入一个封堵 吸环空周 围液体 ， 层 压力低 于裂缝延伸压力 ， 所 以在喷射压裂下一层 时 ， 以前压 开层 球开启多个滑套的多级压裂批处理系统 ，可满足 １ ５次投球进行开 段裂缝不再延伸。水力喷射压裂技术可以在裸 眼、 筛管完井的水平 启６ ０级滑套 的多级压裂的施工。Ｓ ｔ ａ ｃ ｋ Ｆ ｒ ａ ｃ Ｈ Ｄ高密度多级压裂系 也可以在套管井 中进行 ， 施工安全性高 ， 可 以用 统， 该 系统 可以多次投入 同一尺寸封堵球开启 多级滑套 ， 有效增 加 井 中进行加砂压裂 ， 趟管柱在水平井 中快速 、 准确地压开多条裂缝 ， 水力 喷射 工具可 压 裂级 数 。 贝克休斯的 Ｒ ａ ｐ ｉ ｄ Ｆ ｒ ａ ｃ多级投球打滑套压裂 系统 可实现快速 、 以与常规油管或连续油管相连接入井。 水力 喷射工具 的关键部件是喷嘴 ， 喷嘴的耐用 性和可靠性是制 连续的水力压裂 。 每两级滑套之间可以选用液压座封裸 眼封 隔器或 约页岩气水平井水力 喷射改造的瓶颈。 现 阶段制造喷嘴的材料 主要 自膨胀封 隔器 。压裂完成一级后投球泵送打开下级滑套 ， 如此逐级 有硬质合金 、 陶瓷 、 人造宝石 、 金 刚石等 。但是 由于金刚石和人造宝 进行压裂 。整体压裂完毕 ， 密封球被从井 内返排处地面 。 石成本高 ， 目前水力喷射压裂用 喷嘴 主要 由硬质合金和 陶瓷加工制 Ｂ ｒ ｉ ｇ ｈ ａ ｍ 勘 探 公 司 和 Ｗｉ ｌ ｌ ｉ ａ ｍ 生 产 公 司率 先 采 用 该 技 术 ， 造。 随着页岩地层深度不断加深 ， 地层压力增高 ， 喷射压力也高喷射 Ｗｉ ｌ ｌ ｉ ａ ｍｓ 钻出了两 口井进行对 比 ， 一 口井使用传统的“ 堵塞 ＋射孔 ” 速度越快 ， 要求喷嘴材料的硬度 和耐磨性也越 高。 的压裂 系统 ，另外 一 口井 使用 Ｒ ａ ｐ ｉ ｄ Ｆ ｒ ａ ｃ系统 。结果 表明 ，新 的
页岩气水力压裂地面工程关键技术
页岩气水力压裂地面工程关键技术随着化石能源价格上涨和油气开发技术的不断进步，页岩气已成为非常规油气资源领域中的重要组成部分。
目前美国和加拿大是页岩气规模开发的两个主要国家，1821年，第一口页岩气井钻于美国东部，至今已经有180多年历史。
进入21世纪以来，以美国为代表的西万国家在页岩气开发领域走在世界前列，其成熟的水平井与水力压裂技术得以将页岩气商业化。
美国页岩气资源量超过28万亿立方米，2010年美国页岩气产量达到1380亿立万米，超过我国天然气产量。
页岩气藏在美国的成功开发依赖于水平井与水力压裂技术的应用。
页岩气藏因其储层物性差、孔隙度和渗透率极低，需要应用水力压裂技术才能经济开采。
2003年，随着水平井成为页岩气开发的主要完钻井万式，水力压裂开始成为页岩气水平井主要增产措施。
水力压裂是利用含有减阻剂、黏土稳定剂和必要的表面活性剂的水作为压裂液，这项技术可以在不减产的前提下节约30%的开发成本，在低渗透油气藏储层改造中取得很好的效果。
页岩气开发的地面工程围绕着水力压裂和气体储运而开展，其中水力压裂注入系统及压裂液的应用决定了页岩气开发的经济效益，是一项非常重要的开发环节。
水是页岩气开发压裂液中的必要组成部分，压裂过程中需要消耗大量的水量，随着人类对环保的日益重视，将返出液处理净化后可以进行循环利用已成为一种共识。
这方面避免了污染排放，另一方提高了页岩气的开发效益目前返出液的净化和利用已成为页岩气经济开发的一项关键技术。
一、页岩气水力压裂地面工程关键技术与装备由于页岩气藏岩性特别致密，对作业井的压裂特征参数不清楚，试验潜在风险高、难度大，加上页岩气藏压裂作业井规模大、排量高，需要动用的设备也多，在工艺设计、地面配套等方面需要进行针对性的分析。
与常规油气的水力压裂相比，页岩气藏压裂作业属于高排量(>10m³min)、超大规模(>2000m³)，因此对于注入设备选型提出很高要求。
深层页岩气水平井双层靶体优选及效益评估
深层页岩气水平井双层靶体优选及效益评估罗静超;闫建平;石学文;钟光海;郑马嘉【期刊名称】《西南石油大学学报（自然科学版）》【年(卷),期】2024(46)3【摘要】川南泸州地区五峰组—龙马溪组深层(>3500 m)页岩气富集,为保障页岩气增产稳产的开发目标,需要实现龙一1亚段页岩气的立体动用。
利用岩芯、测井及生产等资料,对研究区深层页岩气地层开展了储层特征、储层品质定量化评价及压裂高度模拟等方面的研究,结合储层品质定量化评价和压裂高度模拟建立了一种深层页岩气水平井双层靶体智能优选及效益评估方法。
研究结果表明:1)龙一_(1)亚段由深到浅整体物性变差,龙一_(1)^(1)—龙一_(1)^(3)小层以Ⅰ类甜点为主,龙一_(1)^(4)小层以Ⅱ类甜点为主,厚度达40余米。
2)深层页岩气储层水平井靶体智能优选方法可快速得到两套靶体优选的深度、甜点品质、压裂高度和水平井靶体效益评估Q值等信息。
3)第一套靶体效益评估的平面优势区域与目前产量高的井区相符合,结合龙一_(1)^(4)小层的靶体效益评估Q值和部分已建立第二套靶体水平井的实际产量,认为川南深层页岩气储层第二套靶体具有一定的开发价值和潜力,且明确了两套靶体平面上的优势区域,为深层页岩气储层双层靶体的规模化实现及产量预测提供了依据。
【总页数】13页(P37-49)【作者】罗静超;闫建平;石学文;钟光海;郑马嘉【作者单位】西南石油大学地球科学与技术学院;油气藏地质及开发工程全国重点实验室·西南石油大学;中国石油西南油气田公司页岩气研究院;中国石油西南油气田公司【正文语种】中文【中图分类】TE122【相关文献】1.页岩气水平井重复压裂层段优选与效果评估2.川南威荣气田深层页岩气水平井钻头优选及应用3.高陡复杂构造带页岩气水平井方位优选——以永川页岩气区块五峰—龙马溪组为例4.吉林油田A区块页岩气水平井靶体优选研究因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
深层页岩缝网压裂关键力学理论研究进展
摘要:随着埋藏深度的增加，构造复杂程度、地层温度和压力增加，地层闭合压力、地应力差、杨氏模量和抗压强度等力学参数也都有不同程度的增大，水平井分段多簇压裂技术在深层页岩气勘探开发中遭遇重大挑战，面临着以下亟待解决的问题：①深层高应力下页岩脆性与可压性评价；②高应力、工作液扰动和各向异性条件下多簇裂缝起裂与扩展；③缝网裂缝中支撑剂输送与铺置；④高应力水化条件下裂缝网络的长效支撑；⑤页岩多组分微观结构的力学作用机理。
为了给深层页岩气储层压裂形成有效的裂缝改造体积提供理论支撑，基于页岩脆性与可压性评价、多裂缝网络竞争起裂扩展、裂缝网络中支撑剂输送、高应力下裂缝网络的支撑和水岩作用机理等深层页岩压裂关键力学理论，系统分析和阐述了相关理论的研究进展和发展趋势，进而指出了深层页岩气储层压裂关键力学理论的发展方向：①高温高应力下流固耦合的页岩脆性模型和可压裂性评价模型；②高温高应力水岩作用下页岩的本构方程和各向异性页岩破裂压力预测模型；③支撑剂输送下的三维裂缝网络扩展模拟；④裂缝网络中支撑剂转向输送机制和粗糙弯曲裂缝网络中支撑剂输送模拟；⑤缝网中各级裂缝导流能力综合优化；⑥页岩软化机制和水化微裂缝起裂扩展机理。
结论认为，该研究成果对于推动和促进深层页岩气储层相关压裂理论的发展和压裂技术的进步具有借鉴和参考作用。
关键词: 深层页岩气；储集层；脆性；可压裂性；裂缝扩展；支撑剂输送；支撑机理；水化0引言页岩气储层埋深介于3 500 ～4 500 m 的被界定为深层页岩气[1-3]，借鉴四川盆地3 500 m 以浅页岩气规模效益开发的成功经验，深层页岩气效益开发已经取得了初步的技术进展，目前主要形成了密切割分段压裂[2]、大孔径等孔径射孔[4]、变黏度压裂液多级交替注入[5]、大排量低黏滑溜水加砂[6]、大规模高强度小粒径组合支撑剂和暂堵转向改造[7]等工艺技术，其主要目的是增加深层页岩储层裂缝的复杂程度、维持高闭合压力下的支撑裂缝导流能力。
长宁-威远地区页岩气压裂返排液处理技术与应用
长宁-威远地区页岩气压裂返排液处理技术与应用熊颖;刘雨舟;刘友权;吴文刚;代云;陈楠【摘要】Based on the problems of disposal difficult for fracturing flow back fluid and lack of match fluid water in Changning‐Weiyuan area ,this paper analyzed the main component of shale gas fracturing fluid flowback ,and determined the key influence factors for the flowback fluid recycle .The key influence factors include bacteriaconcentration ,suspended solids concentration and high priced metal ions concentration ,etc .The recycling disposal method and skid treatment device of fracturing fluid flowback were developed bysterilization ,flocculation settlement suspended solids ,chemical precipitation high metal ions ,filtering flocs and precipitation ,etc .The device was successfully used in W204 well region .The liquid after treatment was clear and transparent ,and the water quality meets the industry standard .Then the liquid was successfully used for the construction of W204H4 platform well ,and the construction performance was stable . Therefore ,energy conservation and emission reduction has been achieved .%针对长宁‐威远地区页岩气开发存在的压裂返排液无害化处理难、现场施工配液用水缺乏等问题，分析了该地区页岩气压裂返排液的主要成分，明确了细菌、悬浮物以及高价金属离子的浓度是影响压裂返排液回用的主要因素。
页岩气密切割分段+高强度加砂压裂新工艺
页岩气密切割分段＋高强度加砂压裂新工艺郑有成1 范 宇2 雍 锐2 周小金21.中国石油西南油气田公司2.中国石油西南油气田公司页岩气研究院摘要 目前依靠大型水力压裂工艺技术已经实现了四川盆地长宁地区埋深3 500 m以浅页岩气的规模开发，但随着主体工艺参数的定型，增产效果提高的幅度趋缓，而同期北美地区则依靠缩短簇间距、提高支撑剂加量实现了页岩气单井产量的大幅度增长。
为了给长宁地区页岩气压裂工艺参数优化提供可靠的实践依据，在应用诱导应力及水平井多段多簇产能计算模型分析密切割分段＋高强度加砂压裂新工艺提高产能机理的基础上，探讨了压裂增产技术的主要工程因素，根据该区的地质参数制定了压裂新工艺的先导性试验方案并开展了现场试验，然后结合生产实际效果和试验结果对压裂工艺参数进行了优化。
研究结果表明：①缩短主裂缝间隔、增加诱导应力干扰程度、提高人工裂缝对页岩储层的改造程度是密切割分段工艺的技术关键，提高支撑剂加量、降低支撑剂嵌入及破碎对裂缝导流能力衰减的影响程度、确保支撑裂缝具备足够的长期导流能力是高强度加砂大幅度增产的内因；②长宁地区优化后的新工艺实施参数——分段簇间距介于15～20 m，加砂强度介于2.0～2.5 t/m，用液强度介于30～35 m3/m。
结论认为，新工艺提高了长宁地区页岩气井单井产量及开发效益，为提高该区页岩气井的综合开发效益提供了技术支撑。
关键词 页岩气 密切割分段 高强度加砂 诱导应力 套管变形 压窜 四川盆地 长宁地区DOI: 10.3787/j.issn.1000-0976.2019.10.009A new fracturing technology of intensive stage + high-intensity proppant injectionfor shale gas reservoirsZheng Y oucheng1, Fan Yu2, Yong Rui2 & Zhou Xiaojin2(1.PetroChina Southwest Oil & Gasfield Company, Chengdu, Sichuan 610051, China;2. Shale Gas Research Insti-tute, PetroChina Southwest Oil & Gasfield Company, Chengdu, Sichuan 610051, China)NATUR. GAS IND. VOLUME 39, ISSUE 10, pp.76-81, 10/25/2019. (ISSN 1000-0976; In Chinese) Abstract:So far, large-scale development of shale gas wells above 3 500 m in the Changning Block of the Sichuan Basin has been realized by means of the large-scale hydraulic fracturing technology. As the main process parameters are finally set, however, the im-provement rate of its stimulation effect tends to slow down, while in North America, single-well production is increased significantly by shortening cluster spacing and increasing proppant volumes. In order to provide a reliable practice basis for optimizing the parameters of shale gas fracturing process, this paper analyzed the productivity increasing mechanism of the new fracturing technology of intensive stage + high-intensity proppant injection by virtue of the model for calculating induced stress and multi-stage and multi-cluster productiv-ity of horizontal wells. And accordingly, the main engineering factors of fracturing stimulation technology were ascertained. Then, after the pilot test scheme on this new fracturing technology was formulated according to the geological parameters of this block, the pilot test was carried out. Finally, the fracturing process parameters were optimized based on actual production effects and experimental results. And the following research results were obtained. First, shortening the spacing between main fractures, increasing the interference de-gree of induced stress and improving the stimulation degree of hydraulic fractures to shale reservoirs are the technical keys to the intense stage, and increasing the proppant volume, reducing the influence degree of proppant embedding and breaking on the attenuation of frac-ture conductivity and ensuring the long-term conductivity of propped fractures are the internal causes of significant production increase through high-intensity proppant injection. Second, the optimized implementation parameters of this new process in the Changning Block are as follows. The cluster spacing is in the range of 15-20 m, the proppant injection intensity is 2.0-2.5 t/m, and the liquid consuming intensity is 30-35 m3/m. It is concluded that this new process increases the single-well production of shale gas wells and the development benefit of the Changning Block and provides technical support for improving the comprehensive development benefit of shale gas wells in this block.Keywords: Shale gas; Intensive stage; High-intensity proppant injection; Induced stress; Casing deformation; Fracturing channel; Sich-uan Basin; Changning Block基金项目：国家科技重大专项“长宁—威远页岩气开发示范工程”（编号：2016ZX05062）、中国石油重大科技专项“西南油气田天然气上产 300 亿立方米关键技术研究与应用”（编号： 2016E-0612）。
页岩气压裂返排液处理工艺
页岩气压裂返排液处理工艺近年，随着国家对能源的需求量不断增加，加大了对页岩气勘探开发的力度。
目前页岩气试气作业主要运用长水平井分段压裂工艺技术，该技术是将大量的压裂液（5 000~30 000 m3）注入井内，以实现开采天然气。
该方法带来油气产量的同时，井内剩余压裂液、天然水随着气体一同回到地表。
返排出的压裂液数量大并混有烃类和其他化学物质，污染物含量高。
压裂返排液对环境的危害较大，由于其内在污染物成分复杂且较稳定，在自然力（如氧气）的作用下很难被降解，废液处理是页岩气井勘探开发面临的主要问题这一。
为了解决这一难题，我们根据压裂返排液特点，优选破乳—絮凝—氧化处理工艺，通过大量实验室试验，确定了高效、低成本的破乳剂、混凝剂和氧化剂以及最佳药剂配方。
1 实验样品试验样品采自页岩气开发试验井1﹟井、2﹟井、3﹟井的作业废水，共同的表征特性如下：浑浊，刺激性异味，粘度较大，沉淀少。
水样的成分如表1。
3 类水样的COD 均大于500 mg/L，且悬浮物含量相对较高，实验需要以降低COD、降低悬浮物含量作为主要的处理指标。
2 实验过程2.1 初实验阶段在该阶段过程中，整体对破乳剂、混凝剂、氧化剂等进行了实验比选。
2.1.1 1﹟井初实验阶段及药剂初筛实验选取破乳剂C1、破乳剂C2、混凝剂B1、混凝剂B2、混凝剂B3、混凝剂B4、氧化剂A1 等实验药剂对1﹟井压裂返排液进行处理。
见表2。
通过不同药剂组合观察各个方案对水样处理效果，并测定各水样COD、SS 值，选择处理效果最好的混凝剂B1、破乳剂C2、氧化剂A1 药剂组合处理水样。
（1）加药量确定方案1：0.5%破乳剂C2+0.4%混凝剂B1。
方案2：0.2%破乳剂C2+0.3%混凝剂B1+0.25%氧化剂A1 +0.3%破乳剂C2。
方案3：0.2%破乳剂C2+0.3%混凝剂B1+0.5%氧化剂A1 +0.3%破乳剂C2。
（2）1﹟井初实验结果通过对不同药剂的筛选和药剂配方的优选，确定1﹟井作业废水处理工艺为：0.2%破乳剂C2+0.3%混凝剂B1+0.5%氧化剂A1+0.3%破乳剂C2。
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开 发 工 程· 81 ·第39卷第7期四川盆地威荣区块深层页岩气水平井压裂改造工艺
曹学军1 王明贵1 康 杰2 王绍红1 梁 莹11. 中石化西南石油工程有限公司 2. 中国石化西南油气分公司工程技术研究院摘 要 四川盆地南部威荣区块由于地质条件复杂、最大水平主应力和垂向主应力差异小、水平应力差值大、施工泵压高、敏感砂比低等原因，页岩气水平井的压裂施工面临诸多难题。为此，通过剖析该区深层页岩气水平井的工程地质特征及压裂改造难点，借鉴国内外页岩气水平井体积压裂的技术思路，确定了对该区页岩气水平井实施压裂改造的主体思路及技术对策，并在后续页岩气水平井的压裂改造中加以应用。研究结果表明：①威荣区块页岩气水平井采用常规压裂工艺形成的裂缝复杂程度低、整体改造体积偏小，射孔簇有效性难以保证，加砂强度低导致压裂后气井的稳产能力较差，并且难以应对套管变形井的压裂改造；②针对该区深层页岩气水平井的压裂改造难点，形成了“超高压、大排量、大液量、缝内暂堵转向、变排量”工艺、“分段多簇射孔优化＋大排量”及“缝口暂堵转向”技术、“大排量、高黏度、低砂比、低密度、小粒径连续加砂”工艺和“连续油管快速处理＋小直径桥塞、射孔枪分体泵送”的套管变形井压裂改造技术；③将所形成的压裂工艺应用于该区块5口页岩气水平井，压裂后获得的页岩气无阻流量平均值为26.11×104 m3/d，改造效果较好。结论认为，该研究成果可以为深层页岩气水平井的压裂施工作业提供借鉴。
关键词 四川盆地南部 威荣区块 深层页岩气 水平井 复杂应力地层 套管变形 暂堵转向 压裂实践DOI: 10.3787/j.issn.1000-0976.2019.07.010
Fracturing technologies of deep shale gas horizontal wells in the Weirong Block, southern Sichuan Basin
Cao Xuejun1, Wang Minggui1, Kang Jie2, Wang Shaohong1 & Liang Ying1(1. Sinopec Southwest Petroleum Engineering Co., Ltd., Deyang, Sichuan 618000, China; 2. Engineering Technology Research Institute of Southwest Oil & Gasfield Branch of Sinopec, Deyang, Sichuan 618000, China)
NATUR. GAS IND. VOLUME 39, ISSUE 7, pp.81-87, 7/25/2019. (ISSN 1000-0976; In Chinese)Abstract: Stimulation of hydraulic fracturing of horizontal shale gas wells in the Weirong Block has always been facing many difficulties due to many factors such as complicated geological conditions, small differences between the horizontal principal stress and the vertical principal stress, high working pump pressures, and low sensitive sand ratios. In view of this, by combing the geological structure, engineer-ing geological characteristics and the difficulties of fracturing of deep shale gas wells in the Weirong Block, learning from the general idea of volumetric fracturing for shale gas reservoirs at home and abroad, we determined the main ideas and technical countermeasures for frac-turing in the area and applied them to the subsequent fracturing practices of shale gas wells. And the following achievements were obtained. First, the conventional fracturing technology applied to the shale gas wells in the Weirong Block resulted in low fracture complexity, small stimulated reservoir volume (SRV), difficulties in guaranteeing the effectiveness of perforation clusters, low strength of proppant adding, difficulties in obtaining higher conductivity, poor stable production capacity after stimulation, and difficulties in meeting the need of well fracturing with casing deformation. Second, in view of the difficulties of fracturing stimulation in deep shale gas wells of the Weirong Block, super high pressure, huge displacement, large fluid volume, steering temporary plugging in fracturing, and variable displacement technology can effectively increase SRV and the complexity of fractures in distant wells. The effectiveness of multi-cluster perforation can be guaranteed by comprehensive utilization of multi-cluster perforation optimization technology, big displacement technology and steering temporary plugging & fracturing technology at slots. The continuous proppant-adding technology with large displacement, high viscosity, low sand ratio, low density and small particle size can improve sand adding strength and fracture conductivity. Besides, the stimulation technology for casing deformed wells using coiled tubing fast processing + small diameter bridge plug and separate pumping technology of perforating gun have been formed. Third, after the above fracturing technologies have been applied in five shale gas horizontal wells in the Weirong Block, the average absolute open flow（QAOF）reached 26.11×10
4 m3/d, indicating a good stimulation effect. In conclusion, this
paper can provide meaningful reference for the development of deep shale gas wells of the similar type.Keywords: Southern Sichuan Basin; Weirong Block; Deep shale gas reservoirs; Horizontal well; Complex stress strata; Casing de-formation; Steering temporary plugging; Fracturing practice
基金项目：中石化石油工程公司科研项目“威远—永川深层页岩气压裂试气关键工艺技术研究”（编号：SG1704-02K）。作者简介：曹学军，1971年生，教授级高级工程师，硕士；主要从事油气增产技术研究及管理工作。地址：（618000）四川省德阳市金沙江西路699号。电话：（0838）2409414。ORCID: 0000-0002-1406-6831。E-mail: 757211205@qq.com通信作者：王明贵，1976年生，高级工程师，硕士；主要从事增产技术研究和应用工作。地址：（618000）四川省德阳市金沙江西路699号。电话：（0838）2607283。ORCID: 0000-0003-1224-8700。E-mail: 771248454@qq.com