页岩气与煤层气井压裂增产技术

非常规天然气是指在成藏机理、赋存状态、分布规律或勘探开发方式等方面有别于常规天然气的烃类(或非烃类)资源，主要指页岩气、煤层气、致密砂岩气和天然气水合物等。1.非常规天然气资源概述1.1全球非常规天然气资源量世界常规天然气总资源量为436万亿立方米，2021年产天然气约3万亿立方米，储采比保持在60以上；世界非常规天然气总资源量921万亿方，是常规天然气2倍多〔其中，致密气209.6万亿方、煤层气256.1万亿方、页岩气456万亿方〕，但产量只占1/7左右；天然气水合物资源量超过2万万亿方，是目前化石能源资源总量2倍以上。其中仅页岩气456万亿方就大于常规天然气总资源量436万亿1.非常规天然气资源概述中国非常规油气可采资源1.2中国非常规天然气开展前景广阔种类资源量备注非常规气(万亿方)致密砂岩气＞12主要包括鄂尔多斯和四川盆地煤层气36.8国土资源部新一轮资评，2006年页岩气30.72008年火成岩气＞52010年天然气水合物＞80主要指南海1.非常规天然气资源概述2.1

页岩气的概念及储层特点●储层低渗致密，纳米级孔隙发育；储气模式以游离气和吸附气为主；由于页岩气储层比外表比常规砂岩储层大很多，其吸附气量远大于砂岩吸附气量，因此需要通过大规模压裂，增大改造体积。●岩性及矿物组分复杂；储层所含的硅质矿物、碳酸盐岩矿物、粘土矿物不同，导致储层岩石的脆性程度不同，从而引起改造模式和改造效果不同；储层的脆性越强，压裂时越易实现脆性断裂形成网状裂缝，从而实现体积改造。●天然裂缝系统发育；如果天然裂缝不发育或不能通过大型压裂形成复杂的多缝或网络裂缝，页岩气储层很难成为有效储层。脆性和天然裂缝发育的地层中容易实现体积改造，而塑性较强地层实现体积改造比较困难。BHN计算公式及美国不同油藏岩心BHN值摘自〔SPE142959〕岩石的脆性指数表征方式可用岩心或者岩屑的布氏硬度〔BHN〕水力喷射环空压裂+支撑剂桥塞水力喷射油管压裂四口水平井同步压裂微地震监测图 摘自SPE〔119635〕通道压裂施工泵注程序示意图摘自SPE〔141708〕通道压裂形成超高导流能力示意图摘自://slb/hiway.aspx#.页岩气高效经济开发的必要元素〔SPE123586〕产能影响因素 形成分支缝，促进页岩气开采的关键参数〔SPE142959〕储层岩石非均质性〔天然缝、割理、裂隙等〕岩土力学性质〔脆性〕水平井参数〔井眼轨迹、目的层〕原地应力各向异性基质渗透率压裂施工净压工作液粘度主裂缝及分支裂缝导流能力页岩气压裂设计选择标准——压裂方式选择

基于岩石性质的多级压裂选择原那么〔SPE150949〕不同压裂方法的施工参数比较〔SPE150949〕页岩气压裂设计选择标准——施工参数选择

页岩气压裂液体系 页岩气储层特点不同，其选择的压裂液也不同。目前所使用的压裂液有滑溜水线性胶、交联液和泡沫等，而滑溜水和复合压裂液是日前主要压裂液体系。滑溜水压裂液体系该液体体系主要适用于无水敏、储层天然裂缝较发育、脆性较高地层。其主要特点为：适用于裂缝性地层；提高形成剪切缝和网状缝的概率；使用少量稠化剂降阻，对地层伤害小，支撑剂用量少；本钱低，在相同作业规模下，滑溜水压裂比常规冻胶压裂其本钱可以降低40%一60%。复合压裂液体系复合压裂或混合压裂主要是针对黏土含量高，塑性较强的页岩气储层。注入复合压裂液既可保证形成一定的缝宽，又保证有一定的携砂能力。复合压裂液的注入顺序一般为：前置液滑溜水与冻胶交替注入，支撑剂先为小粒径，后为中等粒径，低粘度活性水携砂在冻胶液中发生粘滞指进现象，从而减缓支撑剂沉降，确保裂缝的导流能力。微地震监测

监测裂缝的方法包括化学示踪剂法、物理示踪剂法、微地震监测以及测斜仪监测，应用较广泛的是微地震监测。微地震监测又分为同井监测和邻井监测，其原理主要是通过邻井放置多个检波器，记录在裂缝起裂和闭合过程中所发生的微地震事件，计算压裂改造所得到的改造体积及预测压后产量。水平井分段压裂微地震事件16微地震事件解释172.3

对中国页岩气开发的建议煤层气赋存及渗流状态复杂，单井产量差异大3.1.1煤层气赋存及渗流特征煤层中四种气体赋存形式：煤颗粒内外表的吸附气；基质孔隙空间内的自由气；水中的溶解气；割理系统中的自由气煤层气渗流特性：基质孔隙内气体多为非连续相，渗流不满足达西定律。煤层中气泡的聚并、膨胀以及运移过程复杂，并不能用传统相渗实验准确模拟。压裂液中有机物吸附影响煤层气的渗流。储渗结构复杂，压裂液滤失突出，煤层易伤害煤岩基质的孔隙度和渗透率很低裂缝系统〔割理和微裂隙〕发育状况复杂3.1.2储渗结构特征微孔小孔中孔大孔d<0.01μmd>0.1~0.01μmD∈1-0.1μmd>1μm对各向裂缝发育的煤层压裂：天然裂缝重新开启，使煤层渗透率增加。压裂液粘度控制的滤失系数和地层流体压缩性控制的滤失系数，都与渗透率和孔隙度的平方根成正比。压裂液滤失进入基质孔隙和微裂隙，形成液锁。3.1.3岩石力学特征岩石力学性质复杂，裂缝起裂及延伸规律复杂的双重复杂性初始阶段弯曲，说明煤对煤岩的不断压实过程；在直线段煤岩接近弹性变形阶段；在压力最高点到达弹性极限，煤岩存在不可恢复的塑性变形发生破裂；岩石内薄弱面以及充填物质的影响，变形及断裂模式差异明显〔如A1、A4〕裂缝延伸受地应力和天然裂缝〔割理〕双重控制，表现为双翼、单翼和网状等不同延伸形式人工裂缝扩张极不规那么，曲折延伸且缝面呈阶梯状网状缝对称双翼缝单翼缝单学军等，2005实际监测的裂缝形态对称不等长双翼缝单翼缝水平与垂直交错缝压裂液活性水压裂：价格廉价，对煤层伤害小；但携砂差，难以实现现有支撑剂的长距离输送；线性胶及冻胶压裂液：粘度高，携砂强，但有残渣、伤害大；清洁压裂液：携砂好，易破胶，伤害小，但价格贵且存在外表活性剂化学吸附；二氧化碳压裂：携砂好，伤害小，价格贵，有助于煤层气的解吸。3.1.4工程材料与工艺方法的缺乏砂堵：支撑剂颗粒密度与压裂液密度差异，压裂液滤失等控制嵌入：支撑剂几何、机械与外表特性影响回流反吐：煤层机械特性、后期〔抽吸〕排采影响有效支撑有效导流支撑剂陶粒：颗粒相对密度可达3.0以上石英砂：颗粒相对密度2.65纤维加砂、树脂包裹：防嵌入与回流反吐核心目标：建立导流能力两道难题：输送到位、有效支撑美国从80年代初开始进行煤层气的勘探和开发，是世界上第一个率先成功实现煤层气商业性开发的国家。以CDX公司羽状水平井为代表，在西弗吉尼亚石炭系〔焦煤Ro1.5%、煤厚1.22-2m、煤层含气量3/t、煤层渗透率3-4md〕进行开采，单井日产气万m3，较前期产量提高10倍，8年采出可采储量85%。Mist-FracSM：采用高效泡沫加砂压裂，压裂液对煤层几乎没有伤害，比用纯氮气压裂获得的产量高。优点：水与地层接触的更少最小化储层的敏感问题相比于液氮和二氧化碳压裂，能够提供更好的携砂能力在低温储层中能够更快，更彻底的消泡排液更彻底，有助于提高导流能力需要更少的设备，人员，液体和化学剂，减少现场液体处理费用使井更快投产SandWedge：在支撑剂外表加上涂层，使煤粉在支撑剂之间的孔隙、喉道间不会停留，防止煤粉堵塞。优点：在更长的时间内提供更高的产量稳定支撑剂充填层和地层外表，阻止地层矿物颗粒侵入充填层提高压裂液返排能力减小支撑剂沉降速度减小岩化作用的影响与水基压裂液有很好的配伍适合井温高达350oF的情况在阜新煤层气压裂中采用了该技术，效果良好。煤层气是以吸附在煤基质颗粒外表为主、局部游离于煤孔隙中或溶解于煤层水中的烃类气体。对煤层气的开采主要经历以下三个过程Whereshouldwego?3.3.1煤层气储层裂缝起裂机理研究岩石是均质各向同性的多孔介质，并处于线弹性状态。井壁围岩处于平面应变状态；忽略压裂液与岩石发生物理化学作用所引起的力学性质变化。假设条件：裸眼井筒应力分布计算考虑套管完井无滤失作用下的应力分布：3.3.1煤层气储层裂缝起裂机理研究射孔孔眼壁面应力分布计算〔1〕孔眼内流体压力引起的应力(考虑了孔眼摩阻)〔2〕井筒切向应力和上覆应力引起的应力〔3〕井筒径向应力引起的应力〔4〕压裂液的滤失引起的应力应力组成3.3.1煤层气储层裂缝起裂机理研究根据应力叠加准那么，射孔孔眼周围应力分布为：令,代入上式，可得孔眼孔壁处应力分布为：剪切起裂最大张应力准那么库伦莫尔准那么拉剪复合准那么最大张应力准那么本体起裂沿射孔尖端起裂张开起裂裂缝起裂射孔孔眼应力分布起裂过程分析射孔完井下破裂压力计算实例计算四种起裂模式在不同射孔深度交错发生；当射孔深度超过0.2m后张开起裂和射孔尖端起裂占有一定的优势，而且随着深度的继续增加，尖端起裂压力继续降低；在射孔深度为0m处破裂压力都较低，其中剪切起裂破裂压力最低，本体起裂压力最高；射孔深度小于0.1m时，所有破裂模式的破裂压力都随之增加，当超过0.1m后剪切起裂和尖端起裂的破裂压力呈现降低的趋势；当超过0.3m后，尖端起裂占有绝对优势。不同起裂模式与射孔深度的关系实例计算对岩石本体起裂，随着射孔方位角的增加其破裂压力不断增大的，在射孔方位为90°时破裂压力到达最大；对于岩石剪切起裂分布相比照较均衡，在45°左右破裂压力最小；射孔尖端起裂随着射孔方位的增加也是增加的，在射孔方位90°处到达最大；张开起裂波动性比较大，在射孔方位为60°左右和0°处破裂压力相对较小。不同起裂模式与射孔方位的关系裂缝产生过程憋压模型由于存在不同裂缝起裂模式，故在同一射孔深度将发生不同方式的起裂。这样将在不同的射孔方位，同一个射孔深度下产生多条裂缝。通过向井筒中不断的泵入压裂液向地层传递能量，压裂液从井下射孔层位流出，此时射孔孔眼近似于泄压开口，当泄压口处的流出量小于井口的泵入量时，液体就会在井筒容器内压缩从而产生反弹力，进而使井底压力不断增大裂缝产生过程井筒憋压压力变化在t1时刻，由于液体重力产生静夜柱压力P1。t2时刻，由于泵压以及井筒反弹力使地层岩石开始破裂，即到达第一条裂缝的破裂压裂P2。由于射孔摩阻以及煤粉堵塞使压力继续升高，继而第二个、第三个破裂点相继发生起裂，但井筒憋压效应降低而使压力增加幅度下降，最后在ti时刻趋于稳定，井口注入量等于井底的流出量，发生泄压，压力降低为一条主裂缝的延伸压力P裂缝产生过程憋压较高的原因在煤层压裂过程中，施工压力往往比同层常规储层压裂高，即在井底的憋压较高，而造成憋压较高的原因主要包括以下几个方面：地应力影响假设水平地应力接近相等由于沿井眼周向破裂压力的差异不大，各周向角度处都容易开启裂缝，裂缝起裂位置不确定，裂缝可能在任意位置开启，这些裂缝中有的裂缝的转向角度可能比较大，造成裂缝轨迹的弯曲与摩擦阻力的增加，有可能开启更多的裂缝，因而形成容易形成多个独立开展的裂缝。当水平应力相差较大时容易开启的方位有限，而且相对有利于连接，形成一个大裂缝；但是，当井的斜度增大后，裂缝不易于连接而可能形成多裂缝。影响裂缝起裂的其他因素天然微裂隙影响如果射孔孔眼周围存在天然裂隙，那么优先破裂的射孔孔眼就可能是存在微裂缝的射孔，也可能是已经破裂射孔的同轴向的孔眼，或者是前面两种并存，交替交织破裂。裂缝的存在明显的降低了地层的破裂压力。如果新开启射孔与前面已经开启射孔在周向上存在一定的角度，该处的小裂缝不容易与己经开启裂缝在延伸过程中连接，那么开展成独立的大裂缝，而且可能是转向的大裂缝。井斜影响井的斜度加大后不利于裂缝在缝口的连接，因此，增大了多裂缝形成的可能性。即使最终连接，各裂缝在连接之前呈现网状结构，流量在各裂缝之间分流，减小了裂缝宽度，增大了流动阻力与加砂施工的难度，井的斜度增大会增加压裂施工的困难。孔密影响根据裂缝连接的相关理论分析，当射孔间距减小时，在有利的地应力条件下，可以促进各个小裂缝的连接，从而减少裂缝的条数。但是在不易连接的位置，增大射孔密度那么增加了裂缝的条数。支撑剂输运支撑剂铺置裂缝导流裂缝开启液固两相流中高密度支撑剂高粘携砂液砂堵储层伤害出路：支撑剂密度支撑剂嵌入3.3.2压裂材料——低密度支撑剂研究支撑剂制作原料选用采用低廉的工业级泡花碱〔液体状〕为浆体主体〔便于喷雾造粒〕，并采用工业级二氧化硅、工业级二氧化铝粉体为增强外加材料。已有研究成果成球方式研究在外表张力的作用下，微小液滴自然成球，随着枯燥机对液滴的加热，首先在液滴外表形成一层对气流为半透性的凝胶膜，内部液体在蒸发的作用下，使凝胶膜膨胀，并透过凝胶膜排出气体，最终形成空心前驱体。前驱球体失水成为不规则体阶段前躯体成球阶段玻璃化球体700℃发泡为空心前驱球体阶段玻璃球体800℃漂珠体式照片

漂珠SEM照片目前实验室已经成功制备密度在1.5-2g/cm3、粒径在1-2mm的空心玻璃微球；粒径为的含陶瓷粉体的中空前躯体球。从上图可以看出，微球的外观漂亮，光泽度、圆度都是比较高的，而且抗静压强度到达60MPa时，球体破损率小于10%。现有玻璃体微球样品以空心微球为根底的低密度支撑剂其关键参数在于壁厚的控制。壁厚的大小直接影响了支撑剂的抗压强度和支撑剂整体的密度。500μm〔35目〕空心球抗压强度、壁厚和密度的关系曲线尾追大粒径支撑剂，提高近井人工裂缝导流能力的作法，应当值得反思。活性水压裂缝宽是否满足支撑剂输运有待研究。Stim-LabProppantandFluidConsortiaNotes下一步方案沃伦|茹特模型煤层气储层是裂缝——孔隙类型的双重介质，根本特征是：双重孔隙度、双重渗透率、两个平行的水动力学场以及在两种孔隙结构之间有流体交换的“窜流〞作用发生。3.3.3煤层气压裂液滤失机理及降滤工艺研究煤层气压裂液滤失机理研究形状因子双重介质运动方程双重介质状态方程双重介质质量守恒方程整个模型共有两套重叠的压力系统；基质的孔隙度比裂缝的孔隙度大很多，而裂缝的渗透率比基质的渗透率大。流体在裂缝和基质间的流动表现为两类系统之间的“窜流〞。在考虑基质自身滤失和基质与裂缝滤失双重因素下，建立滤失数学模型：

裂缝中滤失计算结果不考虑动态渗透率的滤失量不同滤失距离下的滤失量不同滤失时间下的滤失量随着时间的增长，Q最终趋于平稳随着距离的增长，Q逐渐减小考虑动态渗透率的滤失量考虑动态渗透率下的Q为1.59cm3，没有考虑下的Q为0.032cm3，前者是后者的50倍。不考虑动态渗透率的滤失量随着时间的增长，Q先增大后减小，这是因为当Q到达饱和后就会逐渐减小随着距离的增长，Q逐渐减小基质中滤失计算结果裂缝中的Q明显大于基质中的Q;裂缝中的Pf极大地影响基质中Q的变化趋势不考虑动态渗透率基质中的Q为12.028×10-4g/(cm3﹒s)，而考虑的Q为8.707×10-4g/(cm3﹒s)，前者是后者的1.4倍，这是因为压裂液大多沿着天然裂缝滤失，相应地减少向基质中滤失。考虑动态渗透率的滤失量Fruitland储层岩心降滤失实验结果SanJuan盆地Fruitland储层3.5″-2.9″的煤样做测试。实验结果说明2ppg100目的砂子可有效减少压裂液在煤样中的滤失。3.3.3煤层气压裂液滤失机理及降滤工艺研究煤层气降滤工艺研究基于暂堵裂缝，降低滤失的目的，通过冷冻介质〔液氮〕对压裂液进行降温，使其在煤层形成冰水混合物，利用冰晶实现对裂缝的暂堵转向，提高压裂效果。水、冰、溶液的蒸汽压曲线管柱结构：液氮冷冻盲管〔液氮管+气态流动环空〕+套管①下液氮冷冻管柱，注活性水②活性水开始进入裂缝③开始注液氮，对活性水进行降温冻结④计算缝中活性水的温度分布四个阶段：

井筒温度场模型：1.滤失带差分方程：裂缝温度场模型：2.流体能量守恒方程及连续性方程的合并方程的差分形式：3.岩石能量方程的差分形式：不同施工排量下井筒内活性水温度分布不同注液时间下井筒内活性水温度分布注液时间越长，施工排量越大，井筒内液体温度下降越快，进入裂缝内的活性水温度越低井筒内活性水温度分布不同注液时间下缝内活性水温度分布

不同施工排量下缝内活性水温度分布注液时间越长，施工排量越大，相同裂缝处活性水的温度也越低，对煤层气冰晶暂堵中暂堵物质的形成越有利

缝内活性水温度分布注液氮7min换热段活性水温度分布

不同注入排量下活性水温度分布活性水温度随液氮注入时间的增加而逐步降低，活性水的注入排量越大，在相同时间内，温度下降的速度越慢，越难以形成冰晶

换热段活性水温度分布注液氮后裂缝温度场分析不同注液氮时刻裂缝内活性水温度分布

随液氮注入时间的增加，活性水温度曲线逐渐下移，即活性水温度逐渐降低当液氮注入一定时间后，活性水温度曲线与x轴开始相交，交点位置即为是以井筒为中心活性水在裂缝内形成冰晶的最远距离

在一定条件下，注入液氮能够使活性水在裂缝处放热结冰液氮排量分析液氮与活性水传热模型根底：液氮的排量始终能够维持热交换过程中所需要的热量。由换热模型即可求得液氮放出的总热量，再由：即可计算出维持传热过程中所需的最低液氮排量液氮排量随液氮注入时间的变化图

缝内活性水温度沿缝长方向逐渐增加，其形成冰晶需要的热量也逐渐增加，因此，液氮排量随液氮注入时间的增加而逐渐增大，即液氮排量不为恒定值，且一直增大7min后，液氮排量为0.2

沁水盆地郑1-172