非常规天然气增产改造技术.ppt

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1、非常规天然气增产改造技术,前 言,中国石油是国际性能源公司，随着勘探开发工作不断深入，低渗透、非常规油气藏所占比例越来越多，增产改造技术的作用愈加突出，已经成为稳定并提高单井产量的关键技术。面对二十一世纪非常规油气藏的快速发展，储量有效动用及开发的难度不断加大，储层改造技术不断面临新的挑战，需要积极创新理念、加速技术攻关，全力推动油气藏压裂改造技术进步，以满足非常规油气资源勘探开发的需求。,汇 报 提 纲,一、非常规气藏现状及储层改造技术的作用地位二、中石油非常规天然气增产改造主体技术概况三、体积改造技术面临的挑战及未来发展的方向,非常规天然气资源已经成为世界能源接替重要基础,世界非常规天然气

2、资源量921万亿方，其中页岩气456万亿方，煤层气256万亿方，致密气210万亿方。不计算水合物的资源量，非常规天然气资源量是常规天然气的2.2倍，非常规天然气已经成为支撑世界能源消费的重要接替资源。,Source:World Energy Outlook 2009:Rogner(1996),Kawata and Fujita(2001),Holditch(2006),与常规天然气相比，随着工程技术不断进步非常规天然气的储层有效动用下限不断降低，开发难度增加，面临挑战加大水平井及分段压裂改造已经成为非常规天然气实现有效开发的关键技术“工厂化”施工成为非常规天然气实现低成本经济有效开发的重要作业

3、模式,非常规天然气理念挑战极限，不断促使工程技术进步,50S 100mD70 S 20mD80 S 10mD80S末5mD90S中1mD（安塞油田）0.5mD（姬塬油田）目前0.3mD（华庆油田）0.1md(致密气)、nd(页岩气)美国致密油（Bakken 致密油层，0.01md或更低）,渗透率标准变化大趋势,修改自:2007 NPC Global Oil&Gas Study,Unconventional Gas Topic Paper#29,非常规天然气开发，美国走在世界的前列60年代，致密气地质理论认识获得突破，圣胡安盆地致密气田有效开发；80年代，政府出台能源意外获利法促使非常规天然气工

4、业迅猛发展，致密气产量快速增长，煤层气开发规模展开；90年代，随着增产改造技术进步，煤层气进入快速发展时期；2007年，水平井大面积应用，分段压裂技术突破，促使页岩气产量快速增长。2010年，页岩气产量达到1378亿，占到美国总产量的23%,增产改造技术的进步，推动了非常规天然气快速发展,中国天然气资源量56万亿方，非常规天然气资源总量超过150万亿方，是常规天然气资源量的3倍，非常规天然气是未来天然气勘探开发重要接替能源。,中国非常规天然气资源丰富，开发潜力巨大,中国非常规天然气资源,中国常规天然气资源（2009）,中国天然气产量由1998年的223亿方增至2010年的944.8亿方（据国家

5、能源局），年均增长12%；,中国天然气产量快速增长，上升势头强劲,中石油的重大勘探发现大多与储层改造密切相关，近年新增天然气储量绝大多数为低渗致密气，储层改造技术促进了储量高峰增长近三年新开发气田以低渗致密气为主，年动用储量98.7为低渗致密气，得益于储层改造技术的规模应用,储层改造技术的地位逐渐提升，重要性日益凸显,低渗透产量占总产量的比例,新增低渗天然气储量所占比例,储层改造技术已成为中国石油低渗透油气田提高单井产量的主体技术,双封单压分段压裂技术（15段）滑套封隔器分段压裂技术（6段）水力喷射分段压裂技术（13段）裸眼封隔器分段改造技术（13段）,2007-2010年水平井改造现场试验5

6、72口井，压后稳定产量6.5吨，是直井的3.9倍。缩小了国内外技术差距。,中石油十一五期间经过攻关，初步形成四套主体技术，同时引进了国外裸眼封隔器分段改造技术、快速可钻式桥塞分段压裂技术，促进了国内水平井改造技术和工具的发展,自主研发水平井压裂技术，提升了中石油的核心竞争力,根据世界发展动向与中国非常规气藏的开发实际状况，制定了中国致密气标准，为储层改造技术未来发展指明了方向多层直井分层压裂、长井段水平井分段压裂成为提高产量的关键技术。,形成了中国致密气标准，储层改造的观念发生了转变,致密气的定义：致密气藏是指在地层条件下基质渗透率小于0.1mD，需采取水力压裂或水平井等增产工艺措施才能规模有

7、效开发的天然气藏致密气的内涵：渗透率低：苏里格、须家河：覆压渗透率小于0.1mD的样品比例占8092天然裂缝影响显著：发育的天然裂缝可以改善储层渗流条件（“甜点”），影响改造效果井控范围有限，井控储量小：加密井网、井间接替是主要开发模式,50S 100mD70 S 20mD80 S 10mD80S末5mD90S中1mD（安塞油田）0.5mD（姬塬油田）目前0.3mD（华庆油田）、0.1md(致密气)、nd(页岩气)美国致密油（Bakken，0.01md或更低）,渗透率标准变化大趋势,已开发油气田从低渗透油藏逐渐向特低渗透拓展，并已发展到苏里格等致密气藏，有效动用下限不断降低，压裂增产改造技术不

8、断创新理念，在其中发挥了致关重要的作用。,长庆油田近年开发的油田渗透率变化图,（九）动用储量品质越来越差，储层改造技术不断创新理念,汇 报 提 纲,一、非常规气藏现状及储层改造技术的作用地位二、中石油非常规天然气增产改造主体技术概况三、体积改造技术面临的挑战及未来发展的方向,非常规天然气以致密气、煤层气、页岩气为主体气藏，储层特点鲜明,非常规天然气具有不同特征，技术需求各有不同,页岩气的流动能力等于水泥,引自：Peter Richter 2010.11,以储层改造为目的，非常规天然气的储层各具特色致密气：砂岩为主，天然裂缝相对低，岩石硬，平面分流河道展布，纵向多层煤层气：煤岩，天然割理裂隙发育

9、，岩石软，塑性强，厚度较薄，部分区域有多薄层特征页岩气：岩性复杂、天然裂缝及层理发育，岩石硬（部分区域塑性强），储层厚度大,非常规天然气储层改造主体技术初步形成,三类气藏主体压裂技术各不相同致密气多层直井以封隔器不动管柱分压和连续油管分压技术为主 水平井以长水平段分段压裂为主煤层气以滑溜水适度规模压裂技术为主页岩气以水平井分段多簇压裂技术为主，主要特色是滑溜水、大规模,苏里格压裂技术发展历程是气藏改造技术发展的缩影,2001-2002年前，各种技术试验探索阶段试验小规模、大型压裂，CO2泡沫压裂，效果不理想试验填砂分层（2层）、常规投球分压2003-2005年，列重大专项进行技术攻关与试验，形

10、成适度规模压裂技术，初见成效阶段优化施工参数与规模，形成适度规模压裂技术，加砂30-50m3,有效率达到64%试验可捞式桥塞、不动管柱分层压裂（3层）2006-2010年，分层压裂规模化应用与水平井试验不动管柱分层压裂技术（3-4层），超过2000口井形成4套水平井分段压裂工具与技术（10段）引进国外连续油管等分压技术（苏里格、须家河）水平井裸眼封隔器引进试验与研发（苏里格、须家河）可回收低分子瓜胶试验应用羧甲基瓜胶压裂液应用效果显著2010-，制定中国致密气标准，体积改造试验应用不动管柱多层压裂，可以实现6层压裂水平井分段压裂13段（苏里格、须家河）,中国石油作为一家综合性国际能源公司，低渗

11、透油气藏压裂改造已形成自己特色技术，为公司低渗透油气田有效开发发挥了重要作用。近几年，勘探与生产公司按照集团公司转变发展方式的整体部署，组织开展了一系列重大技术攻关试验，形成了多套自主研发的配套技术，其中水平井分段压裂形成的四套主体技术2006-2010年现场试验应用570多口井，今年1-7月扩大应用规模，现场应用223口，充分展示了其技术的先进性和实用性，已部分应用于致密气藏。,致密气藏储层特征明显，对压裂改造技术需求明确,双封单压分段压裂技术（15段）滑套封隔器分段压裂技术（6段）水力喷射分段压裂技术（13段）裸眼封隔器分段改造技术（13段）,直井大型压裂单层加砂（258方）水平井分段压裂

12、全井加砂（1048方）封隔器不动管柱分层压裂技术（6层）,XH1 G38 G35 GX36,1.大面积分布砂岩：大型水力压裂技术,关键条件适用于气测渗透率0.1md，且砂体平面分布稳定的气藏压裂形成的人工裂缝与有效砂体展布方向一致关键技术低伤害、耐温流变性好，能满足长时间施工携砂的压裂液满足大规模施工的压裂液连续混配技术应用实例：须家河，施工效果与产量成典型的正相关，规模大，效果好,大型水力压裂：通常指支撑半缝长大于300m，加砂规模达到100m3以上的压裂,GX36累产超过1.4亿方G38累产近0.15亿方,封隔器+投球滑套分层压裂技术,技术特点投球打开滑套自下而上逐层压裂分层压裂，合层排液

13、技术水平不动管柱分压3-4层2011年达到6层分压应用效果苏里格应用2000口以上，须家河应用110口以上，已成为两个致密气藏的直井分压主体技术塔里木超深井得到成功应用，最大深度：6969m，4层分压（KS202）,2.长井段多薄层砂岩：提高小层动用程度的分层压裂技术,不同气藏的长井段多薄层储层差异较大，分压技术适应性各不相同影响分压技术选择主要因素有小层数、小层厚度、小层间跨度、纵向应力剖面等目前有2项分层压裂主体技术和1项独创技术,分压4层管柱,典型井：T2井储层特点跨度大(198m)小层多(6层)技术方法不动管柱封隔器一次分压6层规模与效果累计加砂105.5m3（20.5/18.5/21

14、.5/14.5/30.5m3）无阻流量15.63104m3/d,技术突破及意义施工时间缩短：分压6层施工时间7.8小时层数逐渐增多：从去年的4层发展到6层分压层数越多，效果越好,桃2-10-30C2山2、盒8层压裂施工曲线,砂塞封堵,底部单封,适用范围多薄层致密气藏及煤层气藏直井、斜井，水平井适用条件实际垂深：3100m井底温度：140 套管/衬管尺寸：41/2或51/2连续油管尺寸：1-3/8 2-3/8 底部封隔技术类型砂塞、封隔器单封一天施工4层,“连续油管+水力喷砂射孔+环空加砂”压裂技术,引自：HALLIBURTON.2009,在四川和长庆现场应用12井74层，最大分压8层T3井改造

15、层段3218-3417m，分压8层，液量1300方，支撑剂142方，压后测试日产气6.16万方。HX2，分6层压裂，液量1735.44方,支撑剂157.36方，压后测试日产气24万方。,T3井测井曲线,T3井施工曲线,图为借用,井深：Z39井，2917.3-2920.1(山1)；井温：85技术：低浓度瓜胶压裂液，“两小一高”模式（小排量、小砂量，高砂比）施工:施工排量2.0m3/min，施工压力38.5MPa 砂量14.4m3，平均砂液比29.8%。入井液体115.6方，排液98h，返排率93.5。效果：井口产量为1.0249104m3/d（山1）,适度规模压裂技术的形成源于苏里格气田：压裂人

16、工裂缝多与砂体有利展布方向垂直，压裂规模太大，会使裂缝穿出有效砂体，影响改造效果。适度规模压裂技术是苏里格气田发展过程中的一个过渡性认识和适应性技术，为早期苏里格实现储量动用，有效建产起到了重要的作用它是开启苏里格直井分压和水平井分段改造技术研发与应用的重要基础,3.分流河道分布砂岩：适度规模压裂技术,缝长沿砂体展布走向，有利大型压裂,不利，缝长受限,规模过大，缝长穿透有利砂体,水平井井眼轨迹沿砂体展布方向设计，水平段穿透有效砂体最大，分段压裂形成多个横截缝，可以有效切割砂体，打碎地层，实现体积改造每段规模适度控制，避免裂缝穿越砂体,苏里格，能够从直井适度规模压裂发展到水平井分段压裂，砂体展布

17、、地应力方向为其创造了条件，分段压裂技术的进步使其成为可能。,4.分流河道分布砂岩：水平井分段压裂技术,“水力喷射+多级滑套”不动管柱分压技术“水力喷砂+液体胶塞”分压技术“水力喷砂+小直径封隔器”分压技术水力喷射双喷射器分段多簇压裂技术,中石油自主研发的“水力喷射分段压裂技术”已在苏里格大面积应用，并发展完善了4项配套技术,分流河道及水平井分段压裂示意图,水力喷射分段压裂技术,技术关键点不受完井方式限制（固井或者裸眼均可）不需要单独射孔作业实现射孔和加砂压裂一体化典型参数指标单趟管柱压裂3-4段，最大13段单段加砂量40m3,拖动管柱水力喷砂压裂示意图,4.分流河道分布砂岩：水平井分段压裂技

18、术,最大特色是管柱作业方式可选拖动管柱压裂（油藏应用快捷简便）不动管柱压裂（降低气井压裂施工风险）,典型实例S-1H井井深5683m,水平段长2012m分10段压裂加砂230m3，用液2650.3m3压后井口产量14104m3/d无阻流量102104m3/d,不动管柱分压特点：用多级喷射器与配套工具组合，通过控制实现逐段射孔，逐段压裂,水力喷射分段压裂技术,4.分流河道分布砂岩：水平井分段压裂技术,截止到2011年7月底，苏里格施工超过40口井，压裂段数由初期的3-5段增加到8-10段，最高13段。最高试气无阻流量113104m3，平均产量是直井的4倍,裸眼封隔器分段改造技术,技术特点和指标不

19、动管柱，投直径不同的球打开滑套适应井眼：6裸眼完井适应井深：6000m适应温度：170工作压差：70MPa分段级数：13段,在引进外国工具的同时，积极消化、吸收再创新，研发形成了中石油的裸眼封隔器及配套工具，并投入现场试验应用，截止到2011年8月底，苏里格实施了30口井201段水平井分段压裂。水平段最长1725m,最多13段，单井试气无阻流量125.1104m3/d。须家河、登娄库等致密气储层也逐渐推广应用,4.分流河道分布砂岩：水平井分段压裂技术,施工排量3/min，施工压力30-54MPa平均砂比22%，累计加砂406m3，液量4141.7m3单段最大加砂45.5m3，其中9段加砂超过4

20、0m3目前产量 15.1万方/日，油压20.8MPa,S-6H井分压10段，水平段长1006.5m（2010，国产工具）,裸眼封隔器分段改造技术,4.分流河道分布砂岩：水平井分段压裂技术,施工排量3/min，施工压力23-68MPa平均砂比21%，累计加砂450.8m3，液量4462.4m3单段最大加砂45m3，其中9段加砂超过40m3测试日产气 10万方/日,S-32H井分压11段，水平段长1212.64m（2011，国产工具）,超低浓度羧甲基瓜胶压裂液 解决了超高温储层用常规瓜胶施工难度大、对储层伤害严重的技术难题，大幅度降低苏里格压裂瓜胶稠化剂浓度，降低了伤害，效果显著。,5.致密气压裂

21、改造液体技术,羧甲基瓜胶压裂液具有以下特点：稠化剂用量低：比常规瓜胶用量低50%（外国公司在苏里格施工羧甲基瓜胶用量为0.45%，我们应用的为0.25%）。温度范围广：50180一套体系满足使用（只做配方的适度调整）残胶伤害低：伤害率比常规瓜胶低55%摩阻低：比常规瓜胶低30%40%，是连续油管及深井压裂有效的低摩阻液体高悬砂能力：0.22%用量，加入40%陶粒，90下4小时不沉降,沉降试验,典型井：C37井,施工井段：5030-5130m渗透率：0.0210-3m2地层温度：173压力系数：1.65施工排量：4.0m3/min加砂：40 m3先注羧甲基瓜胶，后注羟丙级瓜胶施工压力对比：排量4

22、m3/min时用羧甲基瓜胶，施工压力64.4MPa，换羟丙级瓜胶后压力迅速上升到80.4MPa，排量降到3.5m3/min，摩阻升高了16MPa。,羧甲基瓜胶在超深井的降摩阻效应得到现场验证,优异的降摩阻性能，同浓度下摩阻低,在中石油的9个油气田试验应用79井次，取得良好效果，大幅度提高了增产有效期。典型参数为：首次使用井5224m（SH5井）、最高井温183（SH5井）、最大砂量154m3（C37井），最大液量1200m3（NP5-98），最大井深7012m(DB301)苏里格气田应用促使地质评价升级SD60井从三类升级到二类，SD61井、SD38井从二类升级到一类长期效果更突出：苏里格与周

23、围同类储层的邻井比较，无阻流量提高40%苏里格东区平均日产量：7000-8000m3/dSD60井：09年12月投产，目前2.5104/dSD61井：09年12月投产，目前3.0104/d,CH5井，首次成功应用,超低浓度羧甲基瓜胶压裂液体系,经冻胶压裂液伤害后的煤粉,煤层气的储层特征，决定了其压裂技术取向,储层特点双孔隙结构杨氏模量低（700-9000MPa）泊松比高（）地层软，滤失大,技术思路提高导流，降低支撑剂嵌入提高排量，降低液体滤失影响滑溜水压裂，降低作业成本,低煤阶:洞穴完井技术中煤阶：滑溜水压裂技术（主体技术）冻胶压裂技术泡沫压裂技术高煤阶：定向羽状水平井及水平井开采技术注CO2

24、提高采收率技术,美国、加拿大、澳大利亚主要以中低煤阶为主，渗透性好（10md）,中国煤层气具有低渗透、低压力、低丰度特征，增产难度远大于外国,滑溜水压裂技术特点低成本排量（4-8m3/min）液量(单层200-500m3)砂量（单层20-50m3）砂比（10-20%）,页岩气有效开发刚刚起步，主体技术亟待攻关,TOC：2%含气量：0.4m3/tRo：1.03.0,矿物组分：Si30%岩石力学：E24000,0.25物性：Ke100nd、4%、Sw45%,埋藏深度：4500m(3500为主)厚度：30m(低TOC)储量甜点区？,好页岩气储层关键参数指标,页岩气储层特征,矿物组分对比图,北美页岩气

25、改造大量实践表明，页岩具有显著的非均质性，不同区域的改造技术不尽相同,但有一点相同,即:”长水平井+分段多簇压裂改造”,此页岩非彼页岩，储层改造技术各不相同,页岩气有效开发刚刚起步，主体技术亟待攻关,汇 报 提 纲,一、非常规气藏现状及储层改造技术的作用地位二、中石油非常规天然气增产改造主体技术概况三、压裂改造技术面临的挑战及未来发展的方向,非常规气藏勘探开发领域向深、高、低发展，如何面对挑战，积极推动和发展体积改造技术是我们面临的重要任务与责任,1.储层条件日益复杂，提高单井产量技术不断挑战极限,挑战极限,深度越来越深登娄库、巴喀、库车温度越来越高130180渗透率越来越低 0.3mD（油）

26、0.1mD(致密气、致密油）0.001mD(页岩气）,2.体积改造技术内涵丰富，是非常规气藏开发的主体技术,体积改造技术具有广义与狭义的内涵“广义”上的体积改造技术直井多层压裂技术、水平井多段多簇压裂技术狭义的体积改造技术以页岩气为代表的打碎储层的压裂技术及实施方法,体积改造技术的作用可以分为三个层面：大幅度提高单井产量和增产改造有效期是储层改造永恒的主题提高纵向剖面动用率和扩大储层平面泄油面积是直井压裂和水平井改造的目的降低储层有效动用下限，最大限度提高储层动用率，提高非常规油气藏采收率是体积改造技术的全新作用特别是体积改造技术可以提高非常规油气藏采收率，使得储层改造技术从单纯的增产技术提升

27、到高效开发技术的层面，作用更加强大，重要性更加凸显,3.创新体积改造理念，赋予压裂技术新的作用与地位,依据新建立的致密气评价标准，可降低储层可动用下限，增加纵向可动用小层数,提高单井产量，增加可采储量,通过对苏里格气田37口井重新解释，共新增气层45层共计156.2米，解放了大批致密气层,4.进一步提高剖面动用程度，降低致密气开发储层下限,进一步提高直井分压层数，水平井开发中，需开展多分枝井改造技术研究，实现立体式的体积改造,纵向剖面动用按细分层分压理念设计，可以突破目前对小层分层的限制,苏里格分层数越多，增产效果越好,5.攻克长水平段钻井与改造技术瓶颈，进一步增加改造体积,水平井延长、分段压

28、裂段数增多，产量增加Eagle ford水平段13722134m，压裂10-24段(2010.10)Bakken水平段长数百米-3960，最长水平井段 6096m，分段数最大37段，Marcellus达19段（2011）,7,5.3,12,28,苏里格致密气同样具有类似的认识,Source:SBC Analysis，2010,依据地貌条件，进行丛式井布井，进行“工厂化”模式作业，降低成本、提高效率苏里格等：南北向打双水平井（U型、W型等），实施同步（交叉）压裂登娄库致密气：实施平面水平井区域性“工厂化”施工与管理模式须家河、威远、长宁等丘陵地地貌：采用单一井场丛式井组（或丛式水平井），对致密气

29、、页岩气储层实施同步（交叉）压裂、管理,6.优化布井方式，为“工厂化”作业创造条件,威201-H1井,登娄库组规划部署,双喷射器技术独具中国体积改造技术特色，为致密油气体积改造提供了手段利用该工具可以探索致密气储层实现体积改造形成复杂裂缝的可行性利用该工具可以积极探索试验致密油的体积改造技术应用及开发模式,7.分段多簇压裂技术，为致密油气实现体积改造提供手段,Q井微地震图（1、2、4、5段双喷射）,水平井分段多簇压裂平均（t/d),8.加大低成本高性能材料研究，推动体积改造技术的发展,支撑剂超低密度支撑剂 1.25g/cm3以下压裂液及添加剂低摩阻滑溜水 低成本、低摩阻、低伤害微乳液 控水锁，

30、降低毛管力低伤害速溶瓜胶 快速溶胀，满足连续混配低成本高密度高温加重压裂液 耐高温190、密度1.5超高温羧甲基瓜胶压裂液 耐高温200 以上,辽河油田分支井钻井与立体式开发初见成效兴古潜山：双交错多层叠置井网，立体井网开发模式苏里格主力层系（山1、盒8）的双分枝井技术须家河多层系（须二、须四、须六）的立体开发,9.提高储层动用率，“立体式”体积改造是未来发展方向,加速多分枝压裂工具自主研发与试验应用，发展“立体式”体积改造技术,岩性剖面分层和层内细分小层,层内爆炸和段（缝）内转向压裂，利用压裂液将炸药带入地层主裂缝远端爆炸，产生大量的冲击裂缝，实现真正意义上的缝网。免支撑剂压裂，利用压裂液在地层中凝固成带有油气通道的可支撑的多孔介质来实现支撑裂缝高导流非溶解性+溶解性材料限时可溶工具桥塞？球座？不需要钻磨仿真技术荷叶上的露珠（最大接触角）大幅度降低界面张力降低管柱摩阻？,免支撑剂压裂,21世纪未来改造技术的方向梦想与猜想,结 束 语,储层改造技术已成为中国石油上游业务增储上产的关键实用技术，储层改造事业前景远大而艰巨，要求我们要不断解放思想，转变观念，持续努力攻关，同时要继续加强国际间技术交流与合作，强力推动储层压裂增产技术上台阶，为非常规油气藏的有效开发贡献力量。,谢谢大家！,