【7A文】页岩的压裂技术

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1、页岩的压裂技术,Huron页岩压裂方法,Huron页岩是最早发现的页岩气藏之一。与所有页岩气藏一样，开发是一个难题。页岩的地层物性与常规生产天然气的砂岩、灰岩和砂泥岩不同。所以油气藏中的烃类（天然气）开发也比较特殊。 页岩的最重要特性是极低的渗透率（m），因此，页岩气藏天然气最主要的储存和运移通道来自一系列的天然裂缝网络。所以对页岩天然裂缝网络的压裂是研究目的。,压裂作用 页岩具有极低的渗透率和孔隙度，因而生产天然气就需要存在天然裂缝网络。在Huron页岩地区，压裂就是为了沟通天然裂缝网络，创造天然气的运移通道（解析媒介）。 压裂方法 几个不同的方法可以对Huron页岩进行增产。比如氮气压裂或

2、者使用不同质量分数的泡沫压裂等。这两种主要的压裂方法又可以演绎出许多压裂方式，比如改变排量、泡沫质量分数、砂量和氮气量。 因此，进行压裂设计时要做几方面工作，要知道深度、作业位置、地层厚度和伽马测井解释结果。讨论压裂方式? 哪种方法对特定的气藏有更好的效果?哪种方法需要改进?,简介,位于Appalachian盆地的Luron页岩气藏从1900年就开始生产了，并且尝试和使用了多种压裂方法对这个区块进行压裂增产。当技术日趋完善，人们对天然气如何储存和运移到井筒的了解更加深入，压裂增产的效果也越来越好。 这些进步来自天然产能，射孔高能气体压裂（炸药）以及基于压裂液或泡沫的压裂。,Devonian页岩

3、 在Devonian地区的页岩气藏有形成于3亿5千万年前。有机物富集在海底并被覆盖，高温高压使得有机物转化为烃类。烃类的含量直接与沉积的有机物量对应（正比）。这些有机质沉淀在层状的岩石中，即页岩。页岩颜色随储层中有机物的含量而变化。通常含有机物量越多，页岩的颜色就越深，天然气含量也就越多。 天然气的存储 天然气以吸附气的状态储存在岩石孔隙中或者天然裂缝网络当中。页岩与常规油气藏不同，它的孔隙度和渗透率都极低。这种特性将页岩归入非常规油气藏当中。常规气藏的天然气储存在孔隙度和渗透率都较高的孔隙中，生产时能从远处运移到井筒中。,压裂是清除钻井后近井筒污染的常见形式。在处理Huron页岩时，压裂是为

4、了创造（沟通）天然裂缝网络，即主要的天然气通道。 在Huron页岩地区最常使用的增产方法是泡沫压裂和氮气压裂。 泡沫压裂早在1970年就被广泛使用，用于Appalachian盆地Huron页岩的增产。,页岩压裂技术,页岩压裂技术,泡沫压裂 在压裂液中加入起泡剂，并且与氮气一起泵入。泡沫是气体在水中乳化，使用表面张力来悬浮和携带支撑剂。 使用泡沫和氮气压裂的原因 对Huron页岩使用泡沫和氮气压裂的两个主要原因是：地层压力较低以及页岩对液体的敏感性。这两个方法都使用氮气，这是为了增加地层能量，有助于压裂液的返排。这些液体能够对地层集聚和产生足够的净压力，从而使地层破裂。 地层敏感性 页岩对清水的

5、敏感性来自粘土。最重要的问题是绿泥石遇水膨胀。使用高质量分数的泡沫可以降低粘土引起的问题。在压裂中也添加其它添加剂以降低粘土引起的其它问题。,压裂液 主要考虑压裂液的配伍性，再考虑压裂液的携砂能力。Huron页岩含有大量的水敏性粘土矿物，所以基液要与粘土配伍。基液通常使用2%的氯化钾溶液或其它相似的添加剂。然后再看压裂的携砂能力。有些只是用泡沫，并依靠泡沫的表面张力就能携带支撑剂。有些会提高液体的粘度，保证其施工时的携砂能力。 胍胶 瓜胶用来提高携砂能力，被广泛使用。基于胍胶的冻胶容易得到、价格便宜，在压裂领域中久经考验。但有个缺点就是会在地层中留下残渣，对生产造成问题。残渣会积聚并且堵塞孔隙

6、吼道（“滤饼”），使得天然气无法“逃出”地层。 粘弹性表面活性剂 作为压裂使用的交联剂“初登舞台”。添加剂的分子疏水端相连，能够显著增大液体粘度。这些分子链能够重叠并交织在一块形成凝胶。它有一个优点就是不需要使用破胶剂。粘弹性表面活性剂会在地层水和烃中分解。它们很容易操作，因为你不需要使用众多的添加剂，你只要运转这一种化合物。但有一个缺点就是需要很大的剂量，开支大。,在选择支撑剂时，主要考虑地层闭合压力和支撑剂嵌入情况。这两种情况都会造成地层渗透率的下降，因为支撑剂会压碎在一块，制造对地层有害的微粒，或者裂缝宽度减小。20/40目的白色石英砂是最常使用的支撑剂。这种支撑剂的特性符合Huron地

7、层的要求。支撑剂的圆度和球度也要适宜，因为棱角和不规则边缘可能被压碎，并嵌入地层，制造的裂缝孔隙度也较低。 “尾追”支撑剂 支撑剂的回流也是个问题，可以使用微可变形的石英砂。这种柔韧的的支撑剂放置在砂子尾部（尾追），使用的浓度是10-15%。它能锁住前面的支撑剂，就像“垫子”一样。使用尾追柔韧的砂子，使得前面的支撑剂尽可能少的受到地层（挤）压力，并减少微粒的产生。这样能帮助维持裂缝渗透率和裂缝宽度，以及气井产能。 低密度支撑剂 这些支撑剂的密度接近1，跟水一样。低密度的支撑剂可以很好的悬浮在液体中。支撑剂的悬浮性越好，它们就越容易运移到（井筒）裂缝的远端，而且不会出砂。更多的支撑剂将被带入地层

8、。因为密度低，所以每磅支撑剂的体积就比较高，相比较常规支撑剂，补偿了一定费用。,支撑剂,氮气 氮气作为压裂液也是Huron页岩增产的常用措施。使用氮气的原因是Huron页岩具有水敏性。将氮气或气体（gas）作为唯一的压裂液，可以根除所有由清水引起的问题。 但这个方法的问题是不能使用支撑剂维持裂缝开启。因为Huron页岩压裂的目的是沟通天然裂缝，有些地方不使用支撑剂也收到良好的效果。其它一些天然裂缝发育较高的地方就需要使用泡沫和支撑剂压裂才能收到预期效果。,施工参数 在Huron地区，一些典型的泡沫压裂是使用75Q的泡沫和40000lbs到100000lbs的石英砂。直井或水平井决定了用砂量。通

9、常水平井多期压裂使用60000lbs到100000lbs的石英砂，因而在气藏中全部施工将用到600000lbs或更多的砂子。 压裂施工普遍的排量（rate）是25到40bpm。许多时候压力是排量的限制因素。排量从 5 增加到 10 bpm 或者使用10000lbs或更多的支撑剂，其增加的效益足够补偿压裂成本的增加。 压裂使用更多的砂子和更高的排量意味着水力缝沟通天然缝的几率就越高 大多数的氮气压裂技术使用100*104标准立方英尺的氮气，控制排量40000scf/min到100000scf/min。通常，高排量用在水平井当中。,泡沫压裂,水平井泡沫压裂,Barnett页岩压裂裂缝缝网技术 和控

10、制裂缝向下延伸技术,2009年12月18日,在超低渗（纳米达西，m）的页岩中造最佳的裂缝，所用的技术与常规砂岩和碳酸盐岩油藏有很大区别。页岩气井有数百万方/d的生产能力，要求页岩的裂缝通道至少有510106平方英尺（大约一百万平方米）的表面积。因此，有效的页岩压裂要求能够创造大面积的、相互沟通和稳定的流动网络，并且不压穿页岩底部的水层。 在此探讨页岩裂缝网络和裂缝复杂性，要形成复杂性裂缝网络的技术。另外，还对RA（减阻剂）和化学示踪剂帮助优化裂缝网络通道进行深入探讨。 提高页岩气藏裂缝的接触面积（提高裂缝复杂性）和控制裂缝向下延伸有利于页岩气的经济开采，拓展Barnett地区页岩开发现状。,在

11、压裂时使用井下微地震技术，能够监测裂缝通道是否与天然裂缝相交，整个裂缝网络的的裂缝网络流通通道。 通常，裂缝通道有一定的裂缝方向，即一定的裂缝延伸的角度。在微地震上记录裂缝生长的密集点，裂缝的方位，详细说明复杂的裂缝网络。 在大量的压裂实践中，向下延伸的裂缝会穿透页岩底部的碳酸盐岩。压开下部水湿地层（油气藏）会降低裂缝的效能，特别是限制注水开发井的产能。 因而，有效的限制裂缝向下延伸的方法是十分重要的。,Barnett页岩 虽然大多数页岩包含烃类，但是只有少数能成为所谓的非常规油气藏。有机质总量、烃类成熟度、含水饱和度、页岩厚度和埋藏深度（基于热成熟度、孔隙体积和压力）是受天然气生成和保存的地

12、质情况影响的。而制造相互沟通的裂缝网络对页岩气藏是否能成为具有经济效益的油气藏至关重要。 压裂的作用 要使得非常规油气资源具有经济价值，在页岩油气藏中创造一个“油气藏”开启和沟通的天然裂缝网络便是核心。这些裂缝网络为天然气吸附在孔隙、矿物和流体表面的天然气提供流动通道。 压裂效果 虽然页岩中存在天然裂缝，但通常都是封闭（被碳酸盐填充）的，裂缝有些是独立的，一些是相连的。页岩气的开发技术始于开启和沟通这些裂缝，使之成为裂缝网络，暴露出510106平方英尺的裂缝表面积。,提高裂缝复杂性 阻止裂缝向下延伸,看似有些怪异，却有着不少关联,形成相互沟通的裂缝网络对页岩气藏能成为具有经济效益的油气藏具有重

13、要影响。,1、天然裂缝中的气体通常是游离气，当裂缝与稳定的流动通道连通时，气体是可以流动的。 2、在孔隙中的天然气难以流动，因为水分子通常比页岩孔隙要大。这样天然气的生产速度比较缓慢，虽然天然气的扩散机制看似是可行的，天然气如何穿过水的包裹仍然是个迷。 3、天然气还可能吸附在岩石矿物表面，通过水驱过裂缝或者稍大的孔隙来释放压力。这些介质内的天然气量取决于页岩的特征（和含水饱和度），以及采气阶段（游离气先开发，解析气后开发）和天然气开采的持续时间。 要使得页岩气具有开采经济价值，需要广泛的裂缝增产来开启、沟通和稳定的天然裂缝系统。,页岩气的生产依靠页岩中三种介质：,第一裂缝方位（红色）大约在平面

14、N45,图1 裂缝沟通情况的粗略图,第二裂缝方位（蓝色）大约是平面S45E。,蓝色是井筒,裂缝形成机理,页岩气井的压裂设计中，水平井压出160多个主裂缝（第一裂缝方位裂缝），并且通过天然裂缝的沟通，将产生大约1千万平方英尺的裂缝表面积。 这些区域是通过开启和扩张裂缝形成的，从而提高天然裂缝的连接和流动能力。 第一裂缝方位裂缝能够延伸至井筒外数百英尺，但令人惊讶的是，微地震显示裂缝网络宽度也延伸数百英尺。,大量页岩压裂的研究是如何通过压裂使得天然裂缝开启和延伸，增大裂缝表面积？,页岩的应力受近地带和远地带的影响。应力受断裂、抬升、岩溶、（depleted zone）和注入水的影响，因而不同地区、

15、不同井，以及同井同层的岩石应力都有差异。 在Tier地区的一口井中，裂缝形成压力从0.86psi/ft变化到0.72psi/ft，在裂缝的形成和延伸时，应力显著影响地面压力，并且最终限制了加入支撑剂的量。 近井地带的应力与裂缝的位置和射孔有关。压裂的施工能够调整应力分布，从最初压裂位置沿水平井筒变化。在每次压裂中，从第一次到最后一次沿着井筒裂缝可能变化5到10度。,水力裂缝的方位,图2 压裂同时记录的微地震图。 注意微地震点的重叠，大体上保存两个裂缝方位。,裂缝方位，虽然初始由岩石应力控制，但可以通过压裂设计加以调整。第一裂缝方位是受地层应力影响的，但会随砂子和压裂液注入压力而变化。因为在压裂

16、施工中，随施工参数变化，岩石应力随时会发生变化，第二裂缝方位裂缝被压开，将有效拓宽裂缝（网络）流动通道，并且急剧增大流动区域。这些次级（第二方位）裂缝可以在野外露头或者压裂时的微地震记录中看到，第二裂缝方位与第一裂缝方位夹角为30到90。,图5 压裂第一阶段，微地震显示裂缝沿N10E方向延伸，而75分钟后，裂缝沿着断层转向了。 发生突变时并没有压力（突变）的征兆。,当最大和最小主应力差值很小时，主要裂缝（第一裂缝方位裂缝）和次级裂缝（第二裂缝方位裂缝）就可能产生。而当构造应力的差别很大时，裂缝转向会变得困难，复杂的裂缝网络也不可能形成。微地震显示裂缝延伸从主裂缝（第一裂缝方位裂缝）到次级裂缝（第二裂缝方位裂缝），再到主裂缝（第一裂缝方位裂缝），如此反复，从而压出复杂的裂缝网络，压裂施工压力记录也能很好地指示地下裂缝形成的复杂性。,这三个方面相互制约，任何一个方法使用对剩下两方面都有影响，因而压裂必须使用平衡协调的手段。 裂缝在地层的延伸需要不断调整，最佳效果。要了解排量、液量、砂粒度、砂量和