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1、页岩的压裂技术,Huron页岩压裂方法,Huron页岩是最早发现的页岩气藏之一。与所有页岩气藏一样，开发是一个难题。页岩的地层物性与常规生产天然气的砂岩、灰岩和砂泥岩不同。所以油气藏中的烃类（天然气）开发也比较特殊。页岩的最重要特性是极低的渗透率（m），因此，页岩气藏天然气最主要的储存和运移通道来自一系列的天然裂缝网络。所以对页岩天然裂缝网络的压裂是研究目的。,压裂作用 页岩具有极低的渗透率和孔隙度，因而生产天然气就需要存在天然裂缝网络。在Huron页岩地区，压裂就是为了沟通天然裂缝网络，创造天然气的运移通道（解析媒介）。压裂方法 几个不同的方法可以对Huron页岩进行增产。比如氮气压裂或者使
2、用不同质量分数的泡沫压裂等。这两种主要的压裂方法又可以演绎出许多压裂方式，比如改变排量、泡沫质量分数、砂量和氮气量。因此，进行压裂设计时要做几方面工作，要知道深度、作业位置、地层厚度和伽马测井解释结果。讨论压裂方式?哪种方法对特定的气藏有更好的效果?哪种方法需要改进?,简介,位于Appalachian盆地的Luron页岩气藏从1900年就开始生产了，并且尝试和使用了多种压裂方法对这个区块进行压裂增产。当技术日趋完善，人们对天然气如何储存和运移到井筒的了解更加深入，压裂增产的效果也越来越好。这些进步来自天然产能，射孔高能气体压裂（炸药）以及基于压裂液或泡沫的压裂。,Devonian页岩 在Dev
3、onian地区的页岩气藏有形成于3亿5千万年前。有机物富集在海底并被覆盖，高温高压使得有机物转化为烃类。烃类的含量直接与沉积的有机物量对应（正比）。这些有机质沉淀在层状的岩石中，即页岩。页岩颜色随储层中有机物的含量而变化。通常含有机物量越多，页岩的颜色就越深，天然气含量也就越多。天然气的存储 天然气以吸附气的状态储存在岩石孔隙中或者天然裂缝网络当中。页岩与常规油气藏不同，它的孔隙度和渗透率都极低。这种特性将页岩归入非常规油气藏当中。常规气藏的天然气储存在孔隙度和渗透率都较高的孔隙中，生产时能从远处运移到井筒中。,压裂是清除钻井后近井筒污染的常见形式。在处理Huron页岩时，压裂是为了创造（沟通
4、）天然裂缝网络，即主要的天然气通道。在Huron页岩地区最常使用的增产方法是泡沫压裂和氮气压裂。泡沫压裂早在1970年就被广泛使用，用于Appalachian盆地Huron页岩的增产。,页岩压裂技术,页岩压裂技术,泡沫压裂 在压裂液中加入起泡剂，并且与氮气一起泵入。泡沫是气体在水中乳化，使用表面张力来悬浮和携带支撑剂。使用泡沫和氮气压裂的原因 对Huron页岩使用泡沫和氮气压裂的两个主要原因是：地层压力较低以及页岩对液体的敏感性。这两个方法都使用氮气，这是为了增加地层能量，有助于压裂液的返排。这些液体能够对地层集聚和产生足够的净压力，从而使地层破裂。地层敏感性 页岩对清水的敏感性来自粘土。最重
5、要的问题是绿泥石遇水膨胀。使用高质量分数的泡沫可以降低粘土引起的问题。在压裂中也添加其它添加剂以降低粘土引起的其它问题。,压裂液 主要考虑压裂液的配伍性，再考虑压裂液的携砂能力。Huron页岩含有大量的水敏性粘土矿物，所以基液要与粘土配伍。基液通常使用2%的氯化钾溶液或其它相似的添加剂。然后再看压裂的携砂能力。有些只是用泡沫，并依靠泡沫的表面张力就能携带支撑剂。有些会提高液体的粘度，保证其施工时的携砂能力。胍胶 瓜胶用来提高携砂能力，被广泛使用。基于胍胶的冻胶容易得到、价格便宜，在压裂领域中久经考验。但有个缺点就是会在地层中留下残渣，对生产造成问题。残渣会积聚并且堵塞孔隙吼道（“滤饼”），使得
6、天然气无法“逃出”地层。粘弹性表面活性剂 作为压裂使用的交联剂“初登舞台”。添加剂的分子疏水端相连，能够显著增大液体粘度。这些分子链能够重叠并交织在一块形成凝胶。它有一个优点就是不需要使用破胶剂。粘弹性表面活性剂会在地层水和烃中分解。它们很容易操作，因为你不需要使用众多的添加剂，你只要运转这一种化合物。但有一个缺点就是需要很大的剂量，开支大。,在选择支撑剂时，主要考虑地层闭合压力和支撑剂嵌入情况。这两种情况都会造成地层渗透率的下降，因为支撑剂会压碎在一块，制造对地层有害的微粒，或者裂缝宽度减小。20/40目的白色石英砂是最常使用的支撑剂。这种支撑剂的特性符合Huron地层的要求。支撑剂的圆度和
7、球度也要适宜，因为棱角和不规则边缘可能被压碎，并嵌入地层，制造的裂缝孔隙度也较低。“尾追”支撑剂 支撑剂的回流也是个问题，可以使用微可变形的石英砂。这种柔韧的的支撑剂放置在砂子尾部（尾追），使用的浓度是10-15%。它能锁住前面的支撑剂，就像“垫子”一样。使用尾追柔韧的砂子，使得前面的支撑剂尽可能少的受到地层（挤）压力，并减少微粒的产生。这样能帮助维持裂缝渗透率和裂缝宽度，以及气井产能。低密度支撑剂 这些支撑剂的密度接近1，跟水一样。低密度的支撑剂可以很好的悬浮在液体中。支撑剂的悬浮性越好，它们就越容易运移到（井筒）裂缝的远端，而且不会出砂。更多的支撑剂将被带入地层。因为密度低，所以每磅支撑剂
8、的体积就比较高，相比较常规支撑剂，补偿了一定费用。,支撑剂,氮气 氮气作为压裂液也是Huron页岩增产的常用措施。使用氮气的原因是Huron页岩具有水敏性。将氮气或气体（gas）作为唯一的压裂液，可以根除所有由清水引起的问题。但这个方法的问题是不能使用支撑剂维持裂缝开启。因为Huron页岩压裂的目的是沟通天然裂缝，有些地方不使用支撑剂也收到良好的效果。其它一些天然裂缝发育较高的地方就需要使用泡沫和支撑剂压裂才能收到预期效果。,施工参数 在Huron地区，一些典型的泡沫压裂是使用75Q的泡沫和40000lbs到100000lbs的石英砂。直井或水平井决定了用砂量。通常水平井多期压裂使用60000
9、lbs到100000lbs的石英砂，因而在气藏中全部施工将用到600000lbs或更多的砂子。压裂施工普遍的排量（rate）是25到40bpm。许多时候压力是排量的限制因素。排量从 5 增加到 10 bpm 或者使用10000lbs或更多的支撑剂，其增加的效益足够补偿压裂成本的增加。压裂使用更多的砂子和更高的排量意味着水力缝沟通天然缝的几率就越高 大多数的氮气压裂技术使用100*104标准立方英尺的氮气，控制排量40000scf/min到100000scf/min。通常，高排量用在水平井当中。,泡沫压裂,水平井泡沫压裂,Barnett页岩压裂裂缝缝网技术 和控制裂缝向下延伸技术,2009年12
10、月18日,在超低渗（纳米达西，m）的页岩中造最佳的裂缝，所用的技术与常规砂岩和碳酸盐岩油藏有很大区别。页岩气井有数百万方/d的生产能力，要求页岩的裂缝通道至少有510106平方英尺（大约一百万平方米）的表面积。因此，有效的页岩压裂要求能够创造大面积的、相互沟通和稳定的流动网络，并且不压穿页岩底部的水层。在此探讨页岩裂缝网络和裂缝复杂性，要形成复杂性裂缝网络的技术。另外，还对RA（减阻剂）和化学示踪剂帮助优化裂缝网络通道进行深入探讨。提高页岩气藏裂缝的接触面积（提高裂缝复杂性）和控制裂缝向下延伸有利于页岩气的经济开采，拓展Barnett地区页岩开发现状。,在压裂时使用井下微地震技术，能够监测裂缝
11、通道是否与天然裂缝相交，整个裂缝网络的的裂缝网络流通通道。通常，裂缝通道有一定的裂缝方向，即一定的裂缝延伸的角度。在微地震上记录裂缝生长的密集点，裂缝的方位，详细说明复杂的裂缝网络。在大量的压裂实践中，向下延伸的裂缝会穿透页岩底部的碳酸盐岩。压开下部水湿地层（油气藏）会降低裂缝的效能，特别是限制注水开发井的产能。因而，有效的限制裂缝向下延伸的方法是十分重要的。,Barnett页岩 虽然大多数页岩包含烃类，但是只有少数能成为所谓的非常规油气藏。有机质总量、烃类成熟度、含水饱和度、页岩厚度和埋藏深度（基于热成熟度、孔隙体积和压力）是受天然气生成和保存的地质情况影响的。而制造相互沟通的裂缝网络对页岩
12、气藏是否能成为具有经济效益的油气藏至关重要。压裂的作用 要使得非常规油气资源具有经济价值，在页岩油气藏中创造一个“油气藏”开启和沟通的天然裂缝网络便是核心。这些裂缝网络为天然气吸附在孔隙、矿物和流体表面的天然气提供流动通道。压裂效果 虽然页岩中存在天然裂缝，但通常都是封闭（被碳酸盐填充）的，裂缝有些是独立的，一些是相连的。页岩气的开发技术始于开启和沟通这些裂缝，使之成为裂缝网络，暴露出510106平方英尺的裂缝表面积。,提高裂缝复杂性阻止裂缝向下延伸,看似有些怪异，却有着不少关联,形成相互沟通的裂缝网络对页岩气藏能成为具有经济效益的油气藏具有重要影响。,1、天然裂缝中的气体通常是游离气，当裂缝
13、与稳定的流动通道连通时，气体是可以流动的。2、在孔隙中的天然气难以流动，因为水分子通常比页岩孔隙要大。这样天然气的生产速度比较缓慢，虽然天然气的扩散机制看似是可行的，天然气如何穿过水的包裹仍然是个迷。3、天然气还可能吸附在岩石矿物表面，通过水驱过裂缝或者稍大的孔隙来释放压力。这些介质内的天然气量取决于页岩的特征（和含水饱和度），以及采气阶段（游离气先开发，解析气后开发）和天然气开采的持续时间。要使得页岩气具有开采经济价值，需要广泛的裂缝增产来开启、沟通和稳定的天然裂缝系统。,页岩气的生产依靠页岩中三种介质：,第一裂缝方位（红色）大约在平面N45,图1 裂缝沟通情况的粗略图,第二裂缝方位（蓝色）
14、大约是平面S45E。,蓝色是井筒,裂缝形成机理,页岩气井的压裂设计中，水平井压出160多个主裂缝（第一裂缝方位裂缝），并且通过天然裂缝的沟通，将产生大约1千万平方英尺的裂缝表面积。这些区域是通过开启和扩张裂缝形成的，从而提高天然裂缝的连接和流动能力。第一裂缝方位裂缝能够延伸至井筒外数百英尺，但令人惊讶的是，微地震显示裂缝网络宽度也延伸数百英尺。,大量页岩压裂的研究是如何通过压裂使得天然裂缝开启和延伸，增大裂缝表面积？,页岩的应力受近地带和远地带的影响。应力受断裂、抬升、岩溶、（depleted zone）和注入水的影响，因而不同地区、不同井，以及同井同层的岩石应力都有差异。在Tier地区的一口
15、井中，裂缝形成压力从0.86psi/ft变化到0.72psi/ft，在裂缝的形成和延伸时，应力显著影响地面压力，并且最终限制了加入支撑剂的量。近井地带的应力与裂缝的位置和射孔有关。压裂的施工能够调整应力分布，从最初压裂位置沿水平井筒变化。在每次压裂中，从第一次到最后一次沿着井筒裂缝可能变化5到10度。,水力裂缝的方位,图2 压裂同时记录的微地震图。注意微地震点的重叠，大体上保存两个裂缝方位。,裂缝方位，虽然初始由岩石应力控制，但可以通过压裂设计加以调整。第一裂缝方位是受地层应力影响的，但会随砂子和压裂液注入压力而变化。因为在压裂施工中，随施工参数变化，岩石应力随时会发生变化，第二裂缝方位裂缝被
16、压开，将有效拓宽裂缝（网络）流动通道，并且急剧增大流动区域。这些次级（第二方位）裂缝可以在野外露头或者压裂时的微地震记录中看到，第二裂缝方位与第一裂缝方位夹角为30到90。,图5 压裂第一阶段，微地震显示裂缝沿N10E方向延伸，而75分钟后，裂缝沿着断层转向了。发生突变时并没有压力（突变）的征兆。,当最大和最小主应力差值很小时，主要裂缝（第一裂缝方位裂缝）和次级裂缝（第二裂缝方位裂缝）就可能产生。而当构造应力的差别很大时，裂缝转向会变得困难，复杂的裂缝网络也不可能形成。微地震显示裂缝延伸从主裂缝（第一裂缝方位裂缝）到次级裂缝（第二裂缝方位裂缝），再到主裂缝（第一裂缝方位裂缝），如此反复，从而压
17、出复杂的裂缝网络，压裂施工压力记录也能很好地指示地下裂缝形成的复杂性。,这三个方面相互制约，任何一个方法使用对剩下两方面都有影响，因而压裂必须使用平衡协调的手段。裂缝在地层的延伸需要不断调整，最佳效果。要了解排量、液量、砂粒度、砂量和最大压力的作用以及设备要求，压裂设计需要不断调整改动。,裂缝有三个作用：,2、将裂缝限制在最经济的位置,1、创造最佳的流动通道，以最高的速度和采收率得到较高的经济回报,3、防止沟通水体,压裂要得到高度发展的裂缝网络，就需要天然裂缝系统，这在煤层和许多页岩中十分常见。通常，常规水力压裂裂缝方位垂直于最小主应力方向，但Barnett页岩有第一裂缝方位和第二裂缝方位，并
18、且最大和最小主应力的差值很小，比如受抬升和岩溶影响。在Parker、Erath和Johnson地区气井的压裂中，由微地震监测到相互交叉的第二裂缝方位裂缝的存在，与第一裂缝方位垂直。,1、压裂液 页岩气压裂使用的液体和砂子与常规砂岩压裂不同。冻胶滤失小，携带分选好的砂子进入地层，形成流体通道，但这在大部分的页岩气压裂中使用较少。大多数冻胶液以降滤失，在井筒外形成长裂缝为目的，而页岩压裂液的主要目的是进入和开启天然裂缝，携带少量的细砂，同时尽量控制（减小）对地层的伤害。2、支撑剂 页岩气开发的第二个要求是压裂过程中控制裂缝向下延伸，不压穿水层。裂缝向低部地层延伸或者连接到开启的断层是有风险的。总之
19、，控制裂缝向下延伸是提高裂缝效能和降低水侵所必须的。裂缝控制方法包括使用粉砂（fine sand）或者混合砂，以及其它处理方法。依靠页岩地层物性、夹层（隔层）、泥岩薄夹层作为遮挡层，限制缝高的增加。,压裂液和支撑剂,1、控缝高意义 Barnett地区页岩，覆盖在wet Ellenberger灰岩之上，既要在具有较高产能的Barnett页岩发展广泛的裂缝网络，又要避免沟通或压穿wet Ellenberger层，还要避免压穿Barnett以上的非产层，造成成本浪费。总之，控制裂缝向下延伸是提高裂缝效能和降低水侵所必须的。2、控缝高方法 使用更轻的支撑剂控制缝高，包括使用粉砂（fine sand）或
20、者混合砂；依靠页岩地层物性、夹层（隔层）、泥岩薄夹层作为遮挡层，限制缝高的增加；对高含气气井的（净）压力上升进行细致评估。,控制缝高,3、微地震及浄压力与缝高,图6 Parker地区早期使用高排量压裂的微地震资料；右边裂缝的延伸更像致密砂岩而非页岩，多数压裂液进入少数裂缝中；左边大约20%的点在目的层以下，指示明显的裂缝向下伸展；底部在压裂过程中，压力记录显示净压力下降。,采取措施限制裂缝于特定区域中，包括使用粉砂（堵）和降低排量，并对高含气气井的压力上升进行细致评估。,图7 Parker地区最近使用高排量压裂的微地震图资料；右边裂缝显示复杂性增加和裂缝铺置情况；左边大多数点都在目的层中，表示
21、裂缝得到控制；底部压裂期间压力记录显示净压力增大。,在进砂的第一个阶段，早期岩石破裂，沿第一裂缝方位裂缝的开启和延伸。当压裂液压开闭合的和封闭半封闭的天然裂缝系统后，注入液遇到阻力（阻挡），地面注入压力升高。当阻力增大到一定程度时，裂缝将很可能转向第二裂缝系统。,分析评价,通常，不认为100目的砂子是支撑剂。在未交联的压裂液中，砂子可能沉降到裂缝底部，并且随注入液体往前移动，直到液体速度带不动砂子为止。一些支撑剂到达在页岩裂缝的底部，这些页岩的弹性系数很高（等同与易碎页岩），可能达到6到7百万psi。软一些的地层，像泥质含量高的Barnett页岩，则需要支撑整个裂缝开口来维持导流能力。Barn
22、ett页岩的多次压裂，形成高达5百万到1千万平方英尺的裂缝表面积，可能并不都是支撑剂支撑（也许部分是裂缝滑动造成的不整合面），并且在生产几个月后，这些裂缝可能丧失部分的生产能力。其它一些裂缝，明显处于开启状态，是否被岩壁碎片填充，能够滞留水分子或者细粒支撑剂。,裂缝初始一般沿着第一裂缝方位，通常是始于几个（4个到6个射孔区域）射孔位置。尝试使用交互酸（alternating acid）清洗（break down）射孔眼并投球封堵，接着使用水力转向压裂完成作业。裂缝初始可用同位素标记进行检测，用可溶物质（示踪剂）追踪返排液。用在液体中的示踪剂，可以帮助确定那个在区域返排，更重要的是，哪个区域生产
23、外来水。在砂子和液体中的示踪剂可以确定水侵位置并采取应对措施，还可以确定裂缝是否沟通其它井和层段，如果是则要需要重复压裂。,图8 早期示踪流体分析显示井回流（反排）位置；有效使用示踪剂追踪液体流动，长期示踪剂分析锁定水侵入的位置。,第一裂缝方位裂缝开启和延伸后，注入压力升高，压力升高到一定值时，薄弱地带的次级裂缝将压开。之后，当次级裂缝（第二裂缝方位裂缝）延伸占主导地位，直到更薄弱第一裂缝方位裂缝开启。按这个模式循环下来，但这个模式是不可预测。虽然模拟这种裂缝行为的工作已经起步，但在Barnett的许多地区，地层中裂缝密度的变化，以及裂缝中矿物充填的变化使得模型建立有很多不可知的地方。还要做的
24、工作还很多。,问题讨论之一,当压力显著升高时，裂缝可能压开底部或上部隔层。当页岩和夹层的破裂梯度相近时，裂缝可能在没有征兆的情况下延伸出目的层。裂缝压出目的层的可靠征兆是地面压力为平直或者斜降，如前面所述，或者突然升高又突然降低几百psi。任何一个动态的裂缝系统，特别是复杂的页岩裂缝，导致了极其复杂的压力变化情况。使用有限的数据用计算机程序模拟裂缝系统是个很大的挑战。,问题讨论之二,图9 Erath地区气井压裂，用Barnett层下部的hot条带作为隔挡层未采取措施前，压力迅速上升达到峰值；在压后分析中，可以看出两个报警信号：在岩石破裂前，压力上升不稳定（2040min），并且施工压力比先前7
25、次压裂都要高。,4、施工压力与缝高,补救措施是否能够阻止裂缝向下延伸和向上延伸，或者增加裂缝复杂性，都取决于地层情况。这需要经验，以及对压裂与地层相互关系的了解。一些新的开发措施已经在设计或者生产上发挥作用。改进后的低密度支撑剂，使其在开启的天然裂缝中能携带地更远，低密度、高强度，加上低粒度的支撑剂能防止裂缝过早砂堵（premature bridging），可能是支撑天然裂缝的方法，并且能够阻止压后页岩气产量的急剧下滑。使用更轻的支撑剂，加上封堵材料或者100目砂子，可能是控制裂缝向上延伸的方法。压裂技术的改进，控制不必要的裂缝纵向延伸是改善页岩气产能的有效方法，并且为经济开发其它页岩气打开了一扇窗。,结论,1、Barnett地区没有底部隔挡层的页岩，现场泵注施工措施的调整是控制裂缝延伸的有效方法。2、形成复杂性的裂缝通常施工中净压力升高。如果净压力不能升高，说明井的性能较差。3、不能产生复杂性裂缝的压裂通常会导致裂缝压出目的层（即裂缝沿一个方向延伸），压后产水升高。4、使用微地震或者同位素标记液体和砂子，能够帮助我们了解裂缝新动向。,谢谢！,
