1、064复件 采油工程第4章 采气工程方案4.1方案设计原则及依据4.1.1方案设计原则（1）页岩气井采气工程方案设计应以页岩气气藏工程方案和气井工程的设计结果为依据。（2）采气工程方案设计中应充分使用成熟、高效、先进的技术，以降低页岩气的开发成本。（3）对页岩气层压裂增产措施的设计是采气工程方案的重点。（4）兼顾对先进技术与高效益的追求。4.1.2参考标准为了编制的采气工程方案，参考了以下的相关标准，如表4.1。表4.1 方案编制参考标准序号标准号标准名称1SY/T6463-2002采气工程方案设计编写规范2SY/T6259-2001气井开采技术规程3SY/T5325射孔施工及质量监控规范4S
2、Y/T5127-2002井口装置和采油树规范5SY/T5873有杆泵抽油作业工艺做法常规抽油SY/T5163-1995沉积岩粘土矿物相对含量X涉嫌8Q/SYHB0020-2001气井资料录取规程4.1.3气藏工程方案要点（1）位于沁水盆地北部区域，埋深主要小于800m的区域。（2）直井采用一套井网钻穿3#煤层和15#煤层，先期开发3#煤层。（3）对于3#煤层全部钻穿，当3#煤层产量出现递减时，开采15#煤层作为产能接替。（4）直井采用300m井距梅花型井网开发，直井275口，多分支水平井3口， U型井6口, 生产试验井16口，共计300口井。4.2页岩气开采工艺现状4.2.1页岩气开发特点页岩
3、气成藏机理兼具煤层吸附气和常规圈闭气藏特征，但又与这两者有显著的区别，显示出复杂的多机理递变特点。页岩气成藏过程中，赋存方式和成藏类型的改变，使含气丰度和富集程度逐渐增加。完整的页岩气成藏与演化可分为3个主要过程，吸附聚集、膨胀造隙富集以及活塞式推进或置换式运移的机理序列。成藏条件和成藏机理变化，岩性特征变化和裂缝发育状况均可对页岩气藏中天然气的赋存特征和分布规律有控制作用。页岩气储层显示低孔、低渗透率的物性特征，气流的阻力比常规天然气大。因此，页岩气采收率比常规天然气低1。常规天然气采收率可以达到80%甚至90%以上，而页岩气仅为5%-40%。但页岩气开发虽然产能低，但具有开采寿命长和生产周
4、期长的优点，页岩气井能够长期以稳定的速率产气，一般开采寿命为30-50年。1 Shaw J C , Reynolds M M,Burke L H.2006. Shale Gas Production Potential andTechnicalChallenges in Western Canada: proceedings of the Canadian lnternational Petroleum ConferenceAlberta ,C.页岩气中气体主要分为吸附态和游离态，和煤层气相似，但页岩气中的吸附气的比例较低，有的只有30%左右2，裂缝中的水很少，主要为游离态的压缩气，页岩气的生
5、产可以分为两个过程，第一个过程是压力降到临界解吸压力以前，产出的只有游离态的气体，它的生成基本与低渗透天然气无异，这个过程也是页岩气地层压力降低的过程，第二个过程是压力降到临界解吸压力以后，这时基质中的气体开始解吸出来，与裂缝中的气体一起被采出，所以产气量会达到一个峰值，但是由于吸附气占的比例并不大，所以产气量又很快下降，最终的残余气饱和度中只有很小一部分是吸附气，采气降压不可能使储层的压力降得很低。2 Javadpour F, Fisher D, Unsworth M.2007. Nanoscale Gas Flow in Shale Gas SedimentsJ46 (10).由于页岩储层
6、的吸附气含量高、低孔隙度、低渗透率等特征，只有极小比例天然裂缝高度发育的页岩气井完井后可以直接投产，其他 90%以上的页岩气井一般不具有实现经济开发的产量，要想提高其产能，就必须采用压裂技术对储层进行改造4。水平井技术+多级水力压裂技术是目前美国主要采用的开采技术5。4.2.2页岩气压裂工艺技术研究现状 页岩储层天然孔渗性能差，储层中的天然裂缝通常无法提供经济开采所需的导流能力。压裂增产措施产生人工裂缝，将天然裂缝与井眼贯通，提供了渗透性更强的高导流通道。4.2.2.1 国外研究现状进入21世纪以后，大型水力压裂技术、重复压裂技术、同步压裂技术、水力喷射压裂技术以及多级压裂技术等成为页岩气开采
7、的主要增产措施，水平井和多级压裂技术的广泛应用更是革命性地推动了页岩气产业的发展7。水平井多级压裂技术是目前页岩气开采最主要、最关键的技术，同时仍有新的页岩气压裂技术被不断运用。 2003年6月以后，水平井多级水力压裂技术在 Barnett 页岩得到广泛应用。与之前使用其他压裂方式对比结果显示，使用了水平井多级水力压裂技术以后页岩气产量得到大幅度增长（图 1-1)14。 图 1-1 Barnett 页岩压裂技术发展与产量图 美国目前应用最广泛的多级压裂技术有桥塞多级压裂技术、滑套多级压裂技术和水力喷射多级压裂技术等。多级压裂技术是采用机械式或限流式封隔方法对不同层段依次进行压裂的。 4.2.2
8、.2国内研究现状国内页岩气勘探开发及压裂主要集中在四川盆地及其周缘，目前我国油企主要开展的还是页岩气直井压裂试气，初步掌握页岩气直井压裂技术，页岩气的水平井多级压裂技术甚至是水平井技术仍未得到大量应用20。随着研究的不断深入，国内的页岩气开采井越来越多，使用的压裂技术主要以大型水力压裂为主，多级压裂多采用可钻式桥塞压裂技术，且主要井下工具多为国外公司生产。2010年 5 月中石化对“方深 1 井”采用大型滑溜水重复压裂，共使用滑溜水压裂液2121.0m3，支撑剂 160.0 m321。2011 年 9 月江汉油田“建页 HF-1 井”采用泵送桥塞多级压裂技术实施了7级压裂，共泵入压裂液1207
9、0m3，添加支撑剂394.5m3。2012 年 2 月至 3 月中石化对其在四川盆地的第一口页岩气水平井“涪页 HF-1 井”进行了大型水力压裂作业，该井采用采用桥塞多级压裂技术实施了 10 级的压裂，使用的复合桥塞为 Halliburton 公司生产；本次压裂共注入压裂液 16098.7 m3，使用支撑剂 795.24t，为我国页岩气水平井多级压裂技术总结了经验22。国内对多级压裂滑套的研究较少，在页岩气的压裂上更未得到应用。2011 年中石化石油工程技术研究院研制出“127 多级滑套分段压裂工具”，标志着中石化在多级滑套分段压裂技术方面取得重大突破。2012 年中石油与壳牌合作开发的位于四
10、川省泸州市的“阳 201-H2 井”采用射孔压裂技术成功压裂，该井产层位于下志留统龙马溪组页岩，是目前国内测试产量最高的页岩气井。因处于开采早期，页岩气井较少，同步压裂和重复压裂技术在国内很少得到应用。 4.2.3压裂液及支撑剂研究现状 考虑到页岩储层敏感性高、遇水易膨胀与坍塌的特殊性，20 世纪 80 年代以前，北美的压裂作业者最初选择的是与地层配伍性较好的高能气体或 N2（CO2）泡沫作为压裂液，携带较少的粗颗粒（20/40 目）石英砂支撑剂对页岩储层进行压裂23。随后，通过在水基凝胶压裂液中加入 KCl、CaCl、NH4Cl 等盐类解决了页岩水敏性问题，然而开采的效果并不理想，并未达到经
11、济开采的要求。携带较细颗粒支撑剂的清水压裂液，大幅度降低了压裂作业的成本，并将页岩气产量提高了近 20%14。目前页岩气压裂作业中绝大部分使用的是小粒径、低砂比、大排量、大液量的大型水基压裂液24。 滑溜水压裂液是目前应用最广泛的压裂液体系，它以清水作为主体，在其中添加较低比例的支撑剂和少量的水溶聚合物添加剂25。该压裂液体系具有低成本、低伤害、综合性能好、安全、可操作性强等优点，在脆性含量高、弱水敏性页岩储层中应用较广。该压裂液体系在 Barnett 页岩中使用最为广泛。混合压裂液体系是滑溜水压裂液和交联压裂液组成的混合压裂液，它使用滑溜水压裂液作为前置液压裂造缝，并携带低砂比的小粒径支撑剂
12、形成一定长度的细长裂缝，然后用交联压裂液携带高砂比的大粒径支撑剂作为尾追支撑剂铺设在裂缝中，最终形成具有较强导流能力的裂缝。该压裂液体系对于黏土含量较高、地层温度高的中低水敏性页岩储层较为适用。 泡沫压裂液体系是另一种在页岩气压裂中有一定应用前景的压裂液体系，它适用于黏土含量高、水敏性强的浅层（1500m21）、低压、低温、低渗页岩储层，可以很好地解决低压储层水基压裂液返排困难的问题。北美 Huron 页岩地层压力小、水敏性黏土含量高，使用氮气泡沫压裂液进行压裂作业取得较好的效果。 其他压裂液体系包括油基压裂液、甲醇基压裂液、液化石油气（LPG)压裂液等，他们都有各自的特点，但仅适用于某些极端
13、特殊的情况，由于水基压裂液和泡沫压裂液的成熟使用，其他几种压裂液均未能在页岩压裂中得到较广的应用。 为了顺利地完成水力压裂，除了水和支撑剂以外还需要加入其它添加剂26，页岩气水基压裂液中添加的支撑剂包括酸类、降阻剂、缓蚀剂、稠化剂、杀菌剂、交联剂、破胶剂、降滤失剂、黏土稳定剂、表面活性剂、PH 调节剂、防垢剂以及铁离子控制剂等。通过调节各添加剂的添加比例，对压裂液的性能进行调节，可以实现不同页岩储层的压裂作业。 支撑剂的作用是在压裂停泵后支撑产生的裂缝，保持裂缝的张开，以提高裂缝的导流能力，为页岩气的开采提供通道。美国页岩气压裂常用的支撑剂有天然石英砂支撑剂、人造陶粒支撑剂以及树脂包层砂支撑剂
14、等。不同支撑剂的抗压性能不同，适用于不同闭合压力的页岩储层。天然石英砂支撑剂的主要成分是 SiO2，稳定性较好，但抗压强度较低，一般适用于闭合压力小于 28MPa 的浅埋藏储层。美国性能较好的天然石英砂支撑剂主要有“渥太华砂”和“Brady 砂”。人造陶粒支撑剂是为了适应深层天然气藏的开采，在 1970s 就被研制出来的。它是利用铝土矿在高温、干燥条件下烧结而成的，主要成分为 Al2O3，具有强度高、圆/球度好、性能稳定、粒径分布均匀、抗酸蚀性强、耐高温高压等优良性能，适用于高闭合压力的深层页岩储层。美国 Carbo 公司生产的陶粒支撑剂代表了支撑剂产品的世界最高水平。 树脂包层砂支撑剂在天然
15、石英砂或人造支撑剂表面包裹树脂覆膜，减少了天然石英砂颗粒的棱角、降低了单点载荷，从而提高了支撑剂的强度和稳定性等性能27。它分为预固化和可固化两种，可固化树脂包层砂支撑剂一般用作尾追支撑剂，起强化支撑效果的作用。美国 Santrol 和 Abrco 公司生产的树脂包层砂支撑剂具有很高的性能。 此外，新型的高强度、低密度的支撑剂成为页岩气水力压裂支撑剂的研究方向。 Rice 大学 Smalley 研究所的 Andrew Barron 教授利用纳米技术制造出两种新型的陶粒支撑剂 OxFrac 和 OxBall。它们具有相对密度小、强度大、尺寸均一等特点，目前 OxFrac 支撑剂已经在 Barne
16、tt 页岩区得到应用。OxBall 则应用于Haynesville 及 Eagle Ford 页岩区。 国内目前在页岩气压裂作业中常用的压裂液主要为滑溜水压裂液，使用的大多数压裂液和添加剂为国外公司的产品，缺乏国内自主的压裂液体系。“涪页HF-1 井”的压裂作业中采用的是美国的混合压裂液体系，由滑溜水和交联凝胶组成22。泡沫压裂液体系在国内的页岩气压裂作业中尚未应用。我国页岩气压裂使用的支撑剂主要为人造陶粒，在国内主要的生产商有：宜兴东方石油支撑剂有限公司、攀枝花环业支撑剂有限公司、山西垣曲刚玉陶粒砂厂等，其产品多为低密度、中等强度的陶粒支撑剂，高强度的支撑剂偏少，与国外 Carbo 公司的产
17、品有一定的差距，对于国内埋藏较深、地层压力大的页岩层不适用。 4.2.4前期采气分析根据已知的威远区块试采分析得出： 从2012年7月1日开始，该区块的4口水平井压裂后进行了试生产，生产数据如表 11。表11区块试采数据井号初期生产情况目前生产情况累积生产时间（d）累积产气量（104m3）累积产水量（m3）套压(MPa)日产气(m3)日产水(m3)套压(MPa)油压(MPa)日产气(m3)日产水(m3)YY126.8602302.320.620.06641010363245185YY229.99653460.924.236631706340323YY327.81101364224.261154
18、652.51011347YY430.1314053411.627.6514963003251817根据试采数据分析可知，初期套管压力范围26.8MPa30.13MPa；目前套管压力范围20.6MPa27.65MPa；初期产水量范围0.9m3/d11.6m3/d，初期平均产水量4.2m3/d；目前产水量0m3/d2.5m3/d，平均产水量0.625m3/d；目前产气量范围64101m3/d149630m3/d，目前平均产气量98878.25m3/d。4.3完井工程设计4.3.1水平井完井设计完井方式的选择与气藏类型、气藏结构、孔隙结构、流体性质、力学性质等密切相关。况且页岩是一种渗透率极低的沉积
19、岩，因此针对不同的井型需要选择不同的完井方式。表 各种水平井完井方式的优缺点完井方式优点缺点裸眼完井成本低；储层不受水泥浆伤害；使用膨胀式双封隔器，可以实施生产控制和分隔层段的增产作业；使用转子流量计，可以实施生产检测。疏松储层井眼可能坍塌；难以避免层段之间的窜通；可以选择的增产作业有限，如不能进行水力压裂作业；生产检测资料不可靠。割缝衬管完井成本相对较低；储层不受水泥浆的伤害；可防止井眼坍塌。不能实施层段的分割，不可避免有层段之间窜通；无法进行选择性增产增注作业；无法进行生产控制，不能获得可靠的生产测试资料。带ECP的割缝衬管完井相对中等程度的完井成本；储层不受水泥浆危害；依靠管外封隔器实施
20、储层分割，可以在一定程度上避免层段之间的窜通；可以进行生产控制、生产检测和选择性的增产增注作业。管外封隔器分隔层段的有效程度，取决于水平井眼的规则程度，封隔器的密封和密封件的耐压、耐温等因素射孔完井最有效的层段分隔，可以完全避免层段之间的窜通；可以进行有效的生产控制、生产检测和包括水力压裂在内的任何选择性增产增注作业。相对较高的完井成本；储层受水泥浆的伤害；水平井的固井质量尚难保证；要求较高的射孔技术。裸眼预充填砾石完井储层不受水泥浆的伤害；可以防止疏松储层出砂及井眼坍塌；特别适宜于热采稠油油藏。不能时时层段的分隔，因而不可避免有层段之间的窜通；无法进行选择性增产增注作业；无法进行生产控制等。
21、套管内预充填砾石完井可以防止疏松储层出砂及井眼坍塌；特别适宜于热采稠油油藏；可以实施选择性地射开层段。储层受水泥浆的伤害；必须起出井下预充填砾石筛管后，才能实施选择性增产增注作业。表 完井方式试用的地质条件裸眼完井岩石坚硬致密，井壁稳定不坍塌的储层；不要求层段分隔的储层；天然裂缝性碳酸盐岩或硬质砂岩；短或极短曲率半径的水平井；割缝衬管完井井壁不稳定有可能发生井眼坍塌的储层；不要求层段分隔的储层；天然裂缝性碳酸盐岩或硬质砂岩储层；带ECP的割缝衬管完井要求不用注水泥实施层段分隔的注水开发储层；要求实施层段分隔，但不要求水力压裂的储层；井壁不稳定，有可能发生井壁坍塌的储层；天然裂缝性或横向非均质的
22、碳酸盐岩或硬质砂岩储层；射孔完井要求实施高度层段分隔的注水开发储层；要求实施水力压裂作业的储层；裂缝性砂岩储层；裸眼预充填砾石完井岩性胶结疏松，出砂严重的中、粗、细粒砂岩储层；不要求分隔层段的储层；热采稠油油藏；套管内预充填砾石完井岩性胶结疏松，出砂严重的中、粗、细粒砂岩储层；裂缝性砂岩储层；热采稠油油藏；该目的层段的基质渗透率普遍低于1mD，最小渗透率为0.0015mD，最大值为5.71mD，平均值为0.25mD，而层间缝发育的样品稳态法测定渗透率显著增高，普遍高于1mD，最高可达 355.2mD。由此可知该区块基质渗透率极低，天然裂缝渗透率较高。根据表-各种水平井完井方式的优缺点和表-各种
23、水平井完井方式适用的地质条件及该区的实际情况需要进行增产措施改造处理，因此，建议采用易于实施后续作业的套管射孔完井。4.3.2目的层性质4.3.2.1页岩气层井段与层位含气目的层段为下志留统龙马溪组下部上奥陶统五峰组约86m层段含气泥页岩段，纵向上连续，中间无隔层。该区目的含气页岩段从下到上可划分出三段、五个亚段，（见表）。该区块下志留统龙马溪组和上奥陶统五峰组有机质类型指数为92.84和100，均为I型干酪根，镜质体反射率分别为2.42%和2.8%已生成干气为主，气层基质平均渗透率为0.25mD，平均孔隙度为4.87%，气藏压力系数1.41-1.55，气藏类型为高压干气气藏。表 含气页岩段岩
24、性厚度第一段11亚段碳质硅质泥页岩33m12亚段碳质硅质泥页岩18m第二段炭质粉砂泥岩17m第三段31亚段炭质灰云质泥页岩13m32亚段含炭质粉砂纸泥页岩6m4.3.2.2页岩气层岩石矿物组成根据岩心测定结果，页岩岩石矿物组分如表表 页岩I区块含气页岩段粘土X衍射分析数据表样品编号层位岩性检测结果（wt%）SI/SItKaoC1龙马溪组深灰色泥岩/3561/42龙马溪组灰黑色泥岩/5244/43龙马溪组灰黑色泥岩/5441/54龙马溪组灰黑色泥岩/4749/45龙马溪组灰黑色泥岩/6927/46龙马溪组黑色碳质泥岩/4945/67龙马溪组黑色碳质泥岩/5542/38龙马溪组黑色碳质泥岩/365
25、8/69龙马溪组黑色碳质泥岩/4549/510龙马溪组灰黑色碳质泥岩/4649/511龙马溪组灰黑色碳质泥岩/3851/1112龙马溪组灰黑色碳质泥岩/4744/913龙马溪组灰黑色碳质泥岩/6726/714龙马溪组灰黑色泥岩/3347/2015龙马溪组灰黑色碳质泥岩/3356/1116龙马溪组灰黑色泥岩/3953/817龙马溪组灰黑色粉砂质泥岩/7123/618龙马溪组灰黑色粉砂质泥岩/5146/319龙马溪组灰黑色粉砂质泥岩/3066/420龙马溪组灰黑色粉砂质泥岩/5245/321龙马溪组灰黑色粉砂质泥岩/5642/222龙马溪组灰黑色粉砂质泥岩/4444/1223龙马溪组灰黑色粉砂质泥
26、岩/3658/624龙马溪组灰黑色粉砂质泥岩/5434/1225龙马溪组灰黑色粉砂质泥岩/4648/626龙马溪组灰黑色粉砂质泥岩/2567/827龙马溪组灰黑色粉砂质泥岩/8016/428龙马溪组灰黑色粉砂质泥岩/4747/629龙马溪组灰黑色碳质泥岩/5145/430龙马溪组灰黑色碳质泥岩/4452/431龙马溪组灰黑色粉砂质泥岩/7024/632龙马溪组灰黑色粉砂质泥岩/5239/933龙马溪组灰黑色粉砂质泥岩/6529/634龙马溪组灰黑色碳质泥岩/7918/335龙马溪组灰黑色碳质泥岩/7918/336龙马溪组灰黑色碳质泥岩/7622/237龙马溪组灰黑色碳质泥岩/7323/438龙
27、马溪组灰黑色碳质泥岩/8019/139龙马溪组灰黑色碳质泥岩/8215/340龙马溪组灰黑色碳质泥岩/8513/241五组峰组灰黑色碳质泥岩/751213/42五组峰组灰黑色碳质泥岩/7126/343五组峰组灰黑色碳质泥岩/7422/4根据X衍射粘土矿物分析，该区块粘土矿物组成为：伊利石/蒙脱石不规则间层矿物25wt%-85wt%，平均值为55.65wt%，伊利石12wt%-67wt%，平均值为38.49wt%，绿泥石20wt%，平均值为6.58wt%，未检测到蒙脱石，高岭石仅有到五组峰组检测到高岭石。其中伊利石/蒙脱石含量较高，伊利石次之，在设计时应当主要注意水敏。4.3.2.3孔隙度与渗透
28、率该区块孔隙度分布在1.178.61%之间，平均为4.87%；水平渗透率主要介于0.001355mD，其中基质渗透率普遍低于1mD，最小值为0.0015mD，最大值为5.71mD，平均值为0.25mD，而层间缝渗透率普遍高于1mD，最高可达355.2mD，表明储层整体为超低渗透储层。4.3.2.4页岩气层含气特征根据已知气体组分分析结果显示，本区页岩气层甲烷浓度较高，另含少量硫化氢和氮气。根据气层解释结果，储层含气量随着深度增加含气丰度逐渐增加。从单井含气量实测结果来看目的层总含气量介于 0.445.19m3/t，平均值为1.97m3/t，主要以损失气与解吸气为主，残余气含量低。损失气含量介于 0.113.9m3/t，平均值为 1.14m3/t；解吸气含量介于 0.311.4m3/t，平均值为 0.79m3/t；残余气含量介于 0.010.07m3/t，平均值为 0.04m3/t。4.3.2.5储层敏感性分析岩心敏感性和应力敏感性分析结果表明：流速不敏感；水敏指数0.660.75，中偏强强水敏；临界盐度2104PPM；酸敏指数0.670.75，中强酸敏；中等偏强应力敏。4.3.2.4保护储层对策建议储层损害是特定的环境条件下发生的。内部环境包括油气藏温度、压力、原地应力和天
