页岩气储层压裂改造技术进展与挑战
自2010年7月30日第一口页岩气井压裂以来,在过去五年内有超过300口井进行了压裂,单井平均压后产量超过了6万方.在这个过程中压前评估技术、压裂设计方法、压裂材料体系、配套工具及装备、现场实施与质量控制、裂缝监测与解释及工厂化作业等技术体系初步形成.基于室内研究、现场实施和改造后评估,取得如下认识:①天然裂缝分布、水平主应力差值及注入流体黏度是压裂形成复杂裂缝的关键因素;②地质工程一体化理念已经形成并成功应用;③提出了提高“SRV+3C”的设计原则(3C是指复杂性、连通性、导流性),建立了页岩气储层压裂改造的设计方法;④形成了页岩气储层压裂改造主体技术:水平井井筒设置、PNP多级压裂、“三大两低一小”泵注程序设计(大液量、大砂量、大排量、低黏度、低砂比、小粒径)、现场实时质量控制、多井同步/交错压裂技术以及工厂化作业流程等;⑤施工能力和参数基本已达到北美一般水平.水平井筒长1000-2000米,段间距60-80米,单井压裂段数最高25段,平均压裂17段,单段液量1600-2200方,单段支撑剂60-170吨,泵注排量8-16方/分钟.通常交错压裂单日可完成2-4段,同步压裂单日可达6段,单井压后产量6-55万方/天.本文不仅介绍了页岩气储层压裂改造的成功经验,而且也提出了仍面临问题.比如套变、压裂规模与参数的优化、压后大量水的产出等亟待解决的问题.
页岩气 储层改造 压裂技术 工艺流程 质量控制
王永辉 田助红 杨立峰 易新斌 严星明 卢海兵 段瑶瑶 鄢雪梅
中国石油勘探开发研究院廊坊分院,油气藏改造重点实验室;国家能源页岩气研发(实验)中心,中国河北廊坊065007
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2016-09-01（万方平台首次上网日期，不代表论文的发表时间）