− 北美的非常规作业每3个中就 GULFCOAST
33%
有1个(33%)
ROCKIES
32%
− 国际市场中每5个中就有1个 WILLISTON/BAKKEN
30%
(20%)
MARCELLUS/UTICASHALE
25%
PERMIANBASIN
22%
▪ 总结出：“蛮力”不是解决
EAGLEFORDSHALE
18% 14%
施工人员缺乏经验/人为错误
13%
4 地面设备问题
12%
胶液没有破胶
1%
提高储层认知度
我们看到了什么– Barnett 案例
70%的产气量 30%
生产剖面
½ 的射孔
20%
10%
0% 14 13 12 11 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1
SPE 103202
应力
3.5
H3
2.5 2
• 在中等盐度水中性能优越 • 高浓度盐水中性能较好
总悬浮固体(TSS)
25 m (limits to be further defined)
总溶解固体 (TDS)
10,000 mg/L
20,000 mg/L
大于100,000 mg/L
(还未确定上限)
总多价阳离子
(e.g. Ca2+ + Mg2+ + Fe3+)
案例#1 – Seneca Resources
SPE 159681 – 2012ATCE
案例#1 – Seneca Resources
84,000 ft3/ft
132,000 ft3/ft
SPE 159681 – 2012ATCE
案例#1 – Seneca Resources
结果
▪ Mangrove设计的所有井泵入更多的支撑剂，并且泵速更高，压力 更低
30
30.00
20
20.00
0.5 gpt B145 SGL Tap wat添er a加mb降ient阻tem剂p 后的 0.5 gpt J609 SGL Tap wate目r 标 ambient temp
10
10.00
0
0
0.2000
40
60
80
100
120
140
160
180
Time (sec)
0
Hydraulic Fracture
Natural Fracture
Cross?
Dilate?
Dilate & Reactivate?
TerraTek
LargeBlock
Test Experiments
SPE139984
水力压裂模拟
Wiremesh
非常规裂缝网络模型
案例#1 – Seneca Resources
8000 7000 6000
Barnett Woodford
Fayetteville Eagle ford
5000 Marcellus Haynesville
4000
3000 2000 1000
0
将成熟的理念方法用到其他的油田
• 提高产量 • 加速理解
但是…
• 需要利用巨大的资源 • 采收率仅12-15% • 技术仍在发展提高
20%
25%
30%
% from Perf Cluster
Perf Cluster
28 25 22 19 16 13 10 7 4 1
0%
2%
4%
6%
8% 10% 12% 14%
% from Perf Cluster
100多口页岩气水平井生产测井的普遍现象。
基于Petrel平台的综合工作流程
构造 岩性
主裂缝 井筒
主裂缝 井筒 连接点 (次裂缝)
连接点 (次裂缝)
岩石结构
间距
0.5, 6, …ft
2 3
岩石结构
间距
0.5, 6, …ft
2 3
滑溜水降阻剂
- H-O-H -
-
-
淡水
-
H-O-H
-
-
H-O-H
-
H-O-H
Mg2+ -
-
H-O-H
Ca2+
-
H-O-H
-
盐水
Mg2+
--
-
-
-
Ca2+
H-O-H
井
完井设计方法
平均破裂压力 (psi)
平均地面压力 (psi)
平均泵速 (bbl./min)
支撑剂实际用量 vs. 设计
更低的地 面压力 更=多的支撑剂铺置 A
B&C
几何方式 工程设计
5572
7277
5160
7095
69.7
68%
81.1
83%
区别
工程设计
93%
97%
116%
122%
SPE 159681 – 2012ATCE
▪ 改造体积提高57%，并沿井筒更加均匀分布 ▪ 试气产量提高
Well
WellA WellB WellC
完井方式
几何方式 工程设计 工程设计
MaxFlow
Tubing
(mmscfd/1000’) Press.(psi)
450
1500
600(+33%) 1800
640(+40%) 1800
Choke
5/8” 5/8” 5/8”
10
20
30 40
50
60
70
Rate(L/min)
斯伦贝谢公司的降阻剂：
配液用水
降阻剂@ 0.5gpt
B315 淡水降阻剂
B145
J609
中浓度盐水降阻剂 高浓度盐水降阻剂
总结
• 在淡水中性能优越 • 中高盐度水中不推荐
使用
•在淡水中性能优越
•中等盐度水中性能较好 •水温较低时水化较慢
• 在淡水中性能较好
无破胶剂
MMCF
▪收集分析90口井数据
▪低破胶剂浓度：1ppt过硫酸氨 ▪高破胶剂浓度：4.2ppt过硫酸氨 ▪6个月后产能增加50%
累
计
高破胶剂浓度
产
量
（
低破胶剂浓度
）
时间（月）
通过提高破胶剂浓度，可以使裂缝的导流能力保持较高的水平，获得较好 的长期措施效果。
破胶剂优选
胶囊破胶剂
AP
过硫酸氨
J475
剪切敏感性 粘度 (cP) @ 100 s-1
ThermaFRAC高温液体体系
高
• 200 ~ 375 ℉ [93 ~ 191 ℃]
• 兼具硼和锆交联液体体系的优点
• 消除了剪切敏感性
• 提高了热稳定性
低 温度 （℉）
时间(分钟)
破胶剂优选
导流能力恢 复率
82oC,350-400#/Mgal冻 胶，关井12小时
80 Tap water (Sugar Land,PTXr)e. s20s-u25rdeeginC. Falo0w.r5at"e ~P18igppme. vs. Rate
70.00
70
60.00
60
50
50.00
40
40.00
0.5 gpt B315 SGL Tap water ambient temp
支撑剂的发展
− 支撑剂的导流能力随时间一直在提高
− 提高支撑剂的强度 − 粒径分布 − 树脂涂层
− 一直没有改变的是: 支撑剂的圆球形状
16000 14000
12000 10000
8000 6000 4000 2000
0
石英砂 2.6
100%SiO2
低度陶粒
中强陶粒
2.7
3.2
比重, g/cm3
高强陶粒
F108/F111/F112 –防水锁助排剂
作用机理
实验液体：溶液实验环境：
表面活性剂
表面张力
无
接触角度
毛细管作用力
15倍
P c 2 cos
r
毛细管作用力的定义
降低表面张力， 但不可能降低到 0
接触角增大趋于90 ， 极大的降低毛细管作用力
压裂材料优选
2. RodPROP柱状支撑剂
闭合应力, psi
非常规油气藏压裂新技术
斯伦贝谢油井增产服务部
内容提纲
▪ 基于地质和油藏建模的优化压裂设计（Mangrove）
− 处理水平段的非均质性 − 认识和利用复杂裂缝
▪ 压裂材料优选
− 适应性的压裂液体系 − RodPROP柱状支撑剂
▪ 压裂工艺新技术
− HiWAY高速通道压裂技术 − BroadBand Sequence“宽带”压裂技术 − FiberFRAC纤维压裂技术 − MaxCO3新型转向酸技术
SPE 159681 – 2012ATCE
压裂材料优选
1. 适应性的压裂液体系
各类压裂设计的目标: 页岩
▪ 常规压裂裂缝：
- 较宽，高导流
- 高支撑剂浓度→粘性胶液
▪ 滑溜水压裂:
- 更大的压裂改造体积(ESV) - 低砂比，低粘度液体
主裂缝 井筒
▪ 混合型压裂:
- 较大改造体积，高近井地带导流 能力
Petrel支持从地震到模拟的工作流程
水力压裂是对油气藏的永久性改造
DFN
Mangrove模块弥补了Petrel在完井和压裂设计优化
定义天然裂缝网络 相结合方面的空缺