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压裂改造技术面临五大挑战

中国页岩气网讯：在全球进入了难动用储量开发时代的背景下，我国主力油田均面临着低渗透、超低渗透开发难题，同时，也迫切地需要在非常规储量上寻求突破。压裂改造技术的研发与应用，正成为破解当前难题及今后发展的关键，也成为中国压裂技术发展的未来。

压裂改造技术面临五大挑战

目前我国在储层改造技术研发与应用上，主要面临五大难题。

一、储层改造对象越来越复杂，储层改造技术需要不断挑战极限。目前国内低渗透致密砂岩储层的超深井压裂已经超过7000米，碳酸盐岩储层的酸压及水力压裂也已经在5000米以上，施工压力达到130MPa，地层温度更高，从180℃提高到200℃，这些因素对压裂设备、井下工具、压裂酸化材料、井口及管柱的耐压、耐温能力等提出了更高的要求。

此外，有效动用储量下限不断降低，储层的渗透率不断下降。“十一五”前，采用应用开发压裂、井网优化技术等技术，渗透率长庆油田的渗透大约在1.0～2.0mD，吉林、大庆油田在5.0～10mD，“十一五”后三年，由于采用了提高增产有效期压裂、提高纵向和平面动用程度的压裂、超前注水等技术的应用，长庆油田的动用下限下降到0.5～1.0mD，吉林和大庆下降到1.0～5.0mD。目前长庆油田通过直井多级压裂、水平井分段压裂技术等技术的应用，动用0.3mD的超低渗透储层，吉林和大庆则在动用1mD以下储层。目前对于小于0.1mD的致密油气以及0.0001md以下的页岩气储层，目前正在探索试验体积改造技术。

二、致密砂岩油气藏具有显著的多薄层特点，需要进一步提高纵向剖面的动用程度。自2010年后，中国致密气标准形成，储层改造技术的研究思路及改造模式需要从低渗走向致密，这对如何实施细分小层压裂提出了新的挑战。

按照新评价标准，如果对纵向可动用小层均能实现有效改造，则将进一步提高单井产量，增加可采储量。例如苏里格致密气藏，通过对37口井的重新解释，共新增气层45层共计156.2米，解放了大批致密气层。目前我国滑套封隔器能够实现7层分层，双封单卡工具可以干到8层，连续油管水力喷射分层压裂技术目前我国还处于试验应用阶段，未能成为主流技术，多分支井及多分支水平井分段压裂也才刚起步。而国外致密气应用最为广泛的滑溜水压裂技术，在中国的致密气基本上未能有效开展。

三、借鉴北美经验，建立我国致密油的有效开发模式还需时日。北美致密油储层基本上以衰竭式开采为主，而中国的低渗透油田一直使用注水开发的模式。开发模式的不同，对储层改造技术提出了不同的要求。目前借鉴北美体积压裂技术思路，在长庆、吉林、新疆、大庆等油田试验应用，见到显著效果。水平井分段压裂中实现2～4簇的分簇射孔，分压10段以上，最大液量超过15000立方米，支撑剂量超过1200立方米。但在是否需要采用注水开发，如果注水如何避免早期水淹，什么样的“水平井+直井”联合井网模式最佳等，还需要进一步探索实践。同时，针对特殊储层，可以考虑探索实践衰竭式弹性开发、小于0.01mD的北美开发模式、甚至页岩气体积改造理念。

四、注水开发油田剩余油的分布以及有效动用，有效的储层改造技术是关键。如何对油藏开发后期的剩余油（死油区）进行定位并精细描述，确认剩余油的分布状态，什么样的重复或转向压裂技术能够让裂缝尽可能转向死油区，有效提高驱扫效率，以及在开发后期与中高含水期，如何有效实现稳油控水压裂是关键。

五、体积改造压裂理论如何从经典走向现代，是压裂改造技术基础研究的最大挑战。在构建体积改造技术体系的同时，如何利用中国石油的大型物理模拟实验模型，开展不同岩性的裂缝起裂与扩展的机理研究，探索复杂缝网形成的途径和条件，建立相应的理论判据，如何引入分形理论表征复杂裂缝扩展，以及复杂的剪切、滑移等裂缝起裂行为等是未来基础研究的重点方向。

逆向设计与工厂化是大方向

动用非常规需要有“非常规”套路。随着压裂地位的进一步提升，储层改造技术的早期介入——“逆向设计”技术，已成为页岩气开发的一个关键性标志。

早期的储层改造技术处于一个比较被动的地位，一般都是已经钻完井且已经完井，乃至射孔之后，才交给压裂技术人员去进行压裂设计。这时候，井的状况、完井的方式、射孔的层段、射孔的方式等，都与压裂无关。

而现代压裂中，逆向设计大约有以下几步：

一、首先确认采用什么的改造技术模式：常规压裂技术还是体积压裂技术，是否需要采用“工厂化”等；二、选择哪些压裂工具：裸眼滑套封隔器、套管滑套、快钻桥塞、水力喷射裸眼封隔器工具？三、不同的工具需要的完井方式：套管完井或者裸眼完井；四、确定钻井方式，是否需要欠平衡，增大钻井成本或者不需要；五、确定满足压裂模式与工具以及钻井方式的井深结构、井眼尺寸、套管尺寸；六、设计什么样的井型匹配最初选择的改造技术模式甚至是开发方式：是一个井场1口井或数口井形成丛式井组，还是“双向I型井”、“双向U型井”、“双向W型井”或者更多；七、布井及井场选择，确认地应力分布，最小水平主应力方向，砂体展布方向，最终确定井场设计（是否工厂化？井场大小、长宽方向？）；其次，在井场选择（确认页岩有利区带展布方向，及最佳水平井井眼轨迹方向）中，要充分考虑到中国的地貌特色，合适布井。

从压裂技术的选择，逆向追索到地面井场的选择，不仅需要创新压裂技术理念，此外，我国页岩气开发还需要解决一系列问题。

首先，对设备能力的要求急剧上升。页岩气体积压裂一般施工排量会在10～15立方米/每分钟，施工的液量和支撑剂一般单井均超过1000立方米。这对水马力要求更高，压裂车的台数要求更多，也要有充足的水源。其次，连续混配装置，速溶瓜胶及添加剂，大容量的储砂设备、连续油管车及井口带压作业装置等都成为必须的要求。

如果实施“工厂化”作业，按照北美的经验，2011年Encana公司建立的“井工厂”标准模式：丛式水平井、16～20口/井场、水平段1600～3000米、每口井压裂20～28段、压裂440段/井场、每段泵注压裂液超过5000立方米。一个井场可以允许3部钻井钻18～24口井，采用滑道作业，PDC钻头，地质导向技术等，大幅度降低了施工成本。

再如2012年Apache公司的“井工厂”模式：每个井场从2口井发展到大于30口井，水平段600～1800m，目前3657m或更长，压裂液采用淡水或盐水。如2011年的K井场，面积6.3英亩（160×160m）、16口井、274段，控制2500英亩 (3180×3180m)的油藏，每口井使用4.54万立方米的压裂液（湖泊淡水），2010年冬季进入井场，2011年早春离开，压裂历时4个月。施工结束后井场面积缩小为35×35m。

我们目前的工厂化作业才起步，加上地域、环境受限，与北美有很大的差距。工厂化作业的钻井技术、更多压裂车组的连续施工技术，材料的组织运送，支撑剂现场的连续、非怠工装入等，都是亟待解决的问题。

中国储层改造技术的未来

问题要解决，技术要发展。我们认为，有三个方面是今后努力的方向。

深刻理解体积改造技术内涵，探索实现体积改造的新方法   首先通过创新理念，积极转变观点，逐渐实现从经典理论下的压裂技术走向体积改造技术。在借鉴美国技术的同时，系统总结国内储层改造技术特色，研究适合我国的技术体系，探索研究以下关键问题：什么样的储层容易形成缝网？什么样的储层（井网）更适合体积改造？网络缝作用的距离有多大？什么样的缝网是有效的？什么是适合体积改造的液体？施工控制与检测等。这些问题的解决有望快速推动中石油的页岩气有效开发。

其次，在探索研究适合低渗致密砂岩油气藏改造新途径的同时，思考火山岩、碳酸盐岩等天然裂缝发育储层的体积改造技术方向，重点研究天然裂缝的“堵”与“疏”问题。过去的观念是“封堵”，现在的体积改造重点则是“疏通”。

集成完善工具设备研发与应用，推动储层改造技术进步   在直井分压技术方面，除不断完善应用封隔器滑套分层工具，大庆油田研发的双封单卡分层工具之外，坚定信心，加速进行“连续油管+水力喷射+环空加砂”分层压裂技术的研究与试验应用，并尽快实现国产化；在水平井分段改造技术方面，进一步提高并完善双封单卡封隔器、滑套封隔器、水力喷射分段工具、水平井裸眼封隔器的性能，使之满足国内需要。针对双喷射器水力喷射分段多簇压裂工具，需要进一步探索解决双喷射器之间距离较小的不足，扩大簇间距，使其双缝（两簇）压裂做到最简便。

坚持引进国外先进技术，推动自主研发，加速完善技术设备配套能力。引进国外研发形成的裸眼封隔器分簇射孔技术，或者自主研发尽快形成突破，这将极大地提高致密油气的分段改造效果。可溶球需要集中攻关快速突破；继续扩大应用国外微地震波裂缝监测技术，加速国产化研究进程。同时关注分布式温度计在裂缝诊断中的应用，尽快确定国内是否需要开展攻关研究。

实施低成本战略，系统优化工艺技术方法   研发适合中国地貌及井场条件的“工厂化”作业模式，进一步提高压裂改造效率。发展丛式井水平井钻井技术，为同步压裂创造条件。对如苏里格分流河道砂且最小水平主应力与砂体展布方向一致的储层，大力推广南北向打双水平井，探索双“U”型，双“山”型井，对于大面积分布低渗砂岩可以考虑丛式井组（丛式水平井），探索试验同步（交叉）压裂技术。页岩气从一开始就考虑，如何采用水平井组交互钻井、及体积改造的作业模式，提高效率，降低成本。

此外，开展返排液的处理、再利用技术研究与应用，以降低成本，保护环境。同时，研究低成本高性能压裂液及支撑剂材料，大幅度降低材料成本。研究超低密度的支撑剂、低摩阻低成本快速释放黏度的滑溜水、控水锁、改变润湿性、降低毛管力的微乳液，超低浓度瓜胶以及低分子可回收瓜胶等。努力形成适合中国页岩气储层特征的新型液体技术。

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