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。

Schaumberg公司应用测井数据,包括ECS (Elem ental Capture Spectroscopy)来识别储层特征。

单独的GR(自然伽马测井)不能很好地识别出粘土,干酪根的特征是具有高GR值和低Pe值。

成像测井可以识别出裂缝和断层,并能对页岩进行分层。

声波测井可以识别裂缝方向和最大主应力方向,进而为气井增产提供数据。

岩心分析主要是用来确定孔隙度、储层渗透率、泥岩的组分、流体及储层的敏感性,并分析测试T OC和吸附等温曲线。

低渗致密气田,构造复杂,非均质性强,渗透率低,难动用储量较大,储层易被污染,开发难度较大。

水平井开发低渗气藏可有效增加泄流面积,提高单井产能,对凝析气藏可有效抑制反凝析污染。

但水平井压裂改造技术还不成熟,主要是对地应力认识的局限性,对压裂裂缝形状难以预测,仍需进一步攻关和试验。

针对中原油田低渗致密气藏气井积液问题,加强排水采气工艺的分析与设计,优化工艺参数,提高措施时效,同时要深化和扩大现有排水采气工艺技术的适应范围,研制和更新井下工具和配套工具,提高排水采气应用效果。

[参考文献][1]　潘一览,毕建霞,等.东濮凹陷低渗致密砂岩气藏采气工艺技术研究[J].断块油气田,2002,(6).132内蒙古石油化工 2012年第23期　 高自然伽马强度被认为是页岩中干酪根的函数。

通常情况下干酪根能形成一个使铀沉淀下来的还原环境,从而影响自然伽马曲线。

高含气饱和度导致高电阻率,但电阻率也会随着流体含量和粘土类型而变化。

粘土含量及干酪根的存在能降低地层体积密度,干酪根的比重较低,介于0.95～1.05g/cm3之间。

还可以根据测井资料确定页岩中复杂的矿物组分以及源岩孔隙空间内的游离气体积。

通过综合应用常规三组合和地球化学测井资料,斯伦贝谢的岩石物理学家可以确定页岩中的有机碳含量并计算吸附气的含量。

地球化学测井资料也能帮助岩石物理学家分辨粘土类型以及各自体积。

这些信息对计算生产能力、确定随后的水力压裂作业中应使用流体的类型起着关键作用。

2　射孔技术定向射孔的目的是沟通裂缝和井筒,减少井筒附近裂缝的弯曲程度,进而减少井筒附近的压力损失,为压裂时产生的流体提供通道。

通过大量页岩气井的开发实践,开发人员总结出定向射孔时应遵循的原则,即在射孔过程中,主要射开低应力区、高孔隙度区、石英富集区和富干酪根区,采用大孔径射孔可以有效减少井筒附近流体的阻力。

在对水平井射孔时,射孔垂直向上或向下。

页岩气井射孔应遵循下列原则: 主要射开低应力区、高孔隙度区、石英富集区和富干酪根区; 采用大孔径射孔; 对水平井射孔时,射孔垂直向上或向下。

3　水平井钻井技术与直井相比,水平井在页岩气开发中具有很大的优势: 水平井成本为直井的1.5～2.5倍,但初始开采速度、控制储量和最终评价可采储量却是直井的3～4倍。

Barnett页岩最成功的垂直井在2006年上半年页岩气累积产量为991.10×104m3/d,而同期最成功的水平井产量为2831.7×104m3/d,为直井产量的近3倍。

New ark东油气田水平井的初始产气速度一般比直井快2～3倍。

水平井与页岩储层中裂缝(主要为垂直裂缝)相交机会大,明显改善储层流体的流动状况。

统计结果表明,水平段为200m或更长时,比直井钻遇裂缝的机会多几十倍。

在直井效果甚微的地区,水平井开采效果良好。

如Bar nett 页岩受上、下灰岩层的限制,避免了Ellenber ger层的水侵,降低了压裂风险,增产效果明显。

在外围生产区得到广泛地运用。

减少了地面设施,开采延伸范围大,避免地面不利条件的干扰。

4　压裂技术含气页岩中的天然裂缝虽然具有一定的作用,压裂,能有效产生裂缝网络,尽可能提高最终采收率,同时节约成本。

最初水平井的压裂阶段一般采用单段或2段,目前已增至7段甚至更多。

水平井水力多段压裂技术的广泛运用,使原本低产或无气流的页岩气井获得工业价值成为可能,极大地延伸了页岩气在横向与纵向的开采范围。

4.1　水平井分段压裂技术—推动单井产量在水平井段采用分段压裂,能有效产生裂缝网络,尽可能提高最终采收率,同时节约成本。

最初水平井的压裂阶段一般采用单段或2段,目前已增至7段甚至更多。

水平井水力多段压裂技术的广泛运用,使原本低产或无气流的页岩气井获得工业价值成为可能,极大地延伸了页岩气在横向与纵向的开采范围。

4.2　清水压裂技术—清洁目前美国页岩气开发最主要的增产措施是清水压裂,即:使用添加了一定减阻剂的清水作为压裂液。

这种压裂液主要成分是水,以及很少量的减阻剂、粘土稳定剂和表面活性剂。

之所以使用这种低成本压裂液是因为,水是一种低粘度流体,更容易产生复杂的裂缝网络,而且很少需要清理,是一种清洁压裂技术,可提供更长的裂缝,并将压裂支撑剂运到远至裂缝网络,在像Barnett等低渗透油气藏储层改造中取得很好的效果。

4.3　重复压裂技术—降低完井成本重复压裂技术用于在不同方向上诱导产生新的裂缝,从而增加裂缝网络,提高生产能力。

当页岩气井初始压裂处理已经无效或现有的支撑剂因时间关系损坏或质量下降,导致气体产量大幅下降时,重复压裂能重建储层到井眼的线性流,恢复或增加生产产能,可使估计最终采收率提高8%～10%,可采储量增加60%,是一种低成本增产方法。

该方法有效地改善单井产量与生产动态特性,在页岩气井生产中起着积极作用,压裂后产量接近甚至超过初次压裂时期。

页岩气井生产一段时间后,初始裂缝周围孔隙压力重新分布,另外,初次压裂裂缝沿着最大水平应力方向,随着地层压力降低,该方向应力降低幅度大于最小水平应力方向,如果原最小水平应力方向的诱导应力足够大,围绕原始裂缝的最大、最小水平应力发生应力反转,则重复压裂诱导裂缝重新取向,新裂缝在对应初始裂缝方位角90°范围内延伸至应力反转区域边界。

当页岩气井产量大幅降低时,重复压裂能重建储层到井眼的线性流,恢复或增加产能,是一种低成本增产方法。

133　2012年第23期 宋新见　页岩气水平井改造技术研究即同时对两口(或两口以上)的井进行压裂。

它可使压力液及支撑剂在高压下从一口井向另一口井运移距离最短,从而增加水力压裂裂缝网络的密度及表面积。

同步压裂采用的是使压力液及支撑剂在高压下从一口井向另一口井运移距离最短的方法,来增加水力压裂裂缝网络的密度及表面积。

目前已发展成三口井同时压裂,甚至四口井同时压裂,采用该技术的页岩气井短期内增产非常明显。

4.5　页岩气井体积压裂技术—增加改造体积体积压裂是指在水力压裂过程中,使天然裂缝不断扩张和脆性岩石产生剪切滑移,形成天然裂缝与人工裂缝相互交错的裂缝网络,从而增加改造体积,提高初始产量和最终采收率。

压裂液体系以滑溜水为主,滑溜水可以采用阴离子聚合物,也可以用低浓度瓜胶。

为了压裂形成网状裂缝、提高改造体积,采用分簇射孔技术,每级分4～6簇射孔,每簇长度0.46～0.77m,簇间距20～30m,孔密16～20孔/m,孔径13mm,相位角60°或者180°。

4.6　二次压裂增产技术Barnett的大部分页岩气井都进行了二次压裂,二次压裂后可接近或超过初次压裂时的产量。

采用直井对Barnett页岩气开发时,初期产量迅速递减,之后逐渐稳定。

二次压裂能够使Newark东老(直)井有效增产,特别是对上世纪90年代末以前的井二次压裂效果明显。

这项技术被进一步应用到比较新的井中,在一般情况下,二次压裂后井的产气速度能达到或超过原始产气速度。

这种方法已成功应用到那些经济效益较差的井,这表明多次压裂对某些井来说是有经济效益的。

5　水平井增产技术水平井技术的应用可以使无裂缝通道或少裂缝通道的页岩气藏得到经济有效的开发。

与直井相比,该技术具有无可比拟的优势。

水平井井位与井眼方位应选择在有机质与硅质富集、裂缝发育程度高的页岩区及层位,选择与主要裂缝网络系统大致平行的方位钻井,能够生成众多横向诱导裂缝,使天然或诱导裂缝网络彼此联通,增大了气体接触表面积,提高了页岩气的采收率。

在水平钻井过程中,应采用M WD(随钻测井)和自然伽马测井曲线在页岩段内定向控制和定位,并应用对比井数据和地震数据避开有井漏问题、断层及构造复杂的区域。

在水平井段采用分段压裂,能有效产生裂缝网络,尽可能提高最终采收率。

最初水平井的压裂分段一般采用单段或2段,目前,已增至7段甚至更多。

水平井水力多段压裂技术的广泛运用,极大地延伸了页岩气在横向与纵向的开采范围,是目前美国页岩气快速发展最关键的技术。

需要注意的是,页岩储集层改造技术的应用始终不能脱离地质条件的约束,需针对页岩储集层特点优选压裂层位和施工工艺。