页岩气开采技术.docx

页岩气开采技术
1 综述
页岩气是一种以游离或吸附状态藏身于页岩层或泥岩层中的非常规天然气，是一种非常
重要的天然气资源，主要成分是甲烷。页岩气的形成和富集有其自身的特点，往往分布在盆地内厚度较大、分布广的页岩烃源岩地层中。，自下而上的。根据裸眼井段安全钻进应满足的压力平衡、压差卡钻约束条件，自全井最大地层孔隙压力处开始，自下而上逐次设计各层套管下入深度的井身结构的设计方法。
设计约束条件
钻井液密度即最小液柱压力当量密度大于或者等于裸眼井段的最大地层孔隙压力当量密度：
考虑到地层坍塌压力对井壁稳定的影响，确定裸眼井段的钻井液密度：
式中——应采井的最低钻井液密度，；
——裸眼井段最大地层孔隙压力当量密度，；
——钻井液密度附加值，；
——裸眼井段最大地层坍塌压力。
最大井内压力当量密度
正常作业时最大井内压力当量密度：
式中——正常作业时最大井内压力当量密度，；
——裸眼井段最大钻井液密度，；
——激动压力系数，。
发生溢流关井是最大井内压力当量密度：
式中——正常作业时最大井内压力当量密度，；
——裸眼井段最大钻井液密度，；
——裸眼井段最大地层孔隙压力当量密度对应的顶部深度，m；
——裸眼井段最浅井深；
——激动压力系数，。
安全地层破裂压力当量密度：
式中——安全地层破裂压力当量密度，；
——层破裂压力当量密度，；
——地层破裂压力当量密度安全允许值，。
约束条件
（1）压力平衡约束条件
裸眼井段某一深度处的压力当量密度应小于或等于裸眼井段最小安全地层破裂压力破裂当量密度即：
式中——裸眼井段某一深度处的压力当量密度，；
——裸眼井段最小安全地层破裂压力破裂当量密度，。
（2）压差卡钻约束条件；
钻井作业中，钻井液液柱压力与孔隙压力最大压差不大于或者：
式中——钻井液液柱压力与地层孔隙压力最大压差，MPa；
——裸眼井段最大钻井液密度，；
——裸眼井段正常或最小地层孔隙压力当量密度，；
——最深正常地层孔隙压力当量密度或最深最小地层孔隙压力当量密度对应井深，m；
——正常压力地层压差卡钻临界值，MPa；
——异常压力地层压差卡钻临界值，MPa；
井身结构设计方法与步骤
（1）计算安全地层破裂压力当量密度值
（2）绘制压力当量密度曲线
绘制地层孔隙压力当量密度曲线、地层破坏压力当量密度曲线、安全破坏压力当量密度值曲线。
确定井深结构设计参数。
（4）技术套管设计
（5）表层套管设计
（6）尾管设计
套管与井眼间隙的配合
一般页岩气开发应满足气田开发与压力施工的要求，选择间隙时，开发井有下而上、由内而外确定各层套管与井眼的间隙，新区的探井一般由上而下、由内而外确定各层套管与井眼的的间隙。套管与井眼的配合应保证套管安全下入并满足固井质量要求。下以开次的钻头尺寸应小于上层尺寸的通经。
井型的选择
水平井的成本一般是直井的1——，但是产量却是直井的3被。在现代工艺中，钻井技术已经发展到相当高的水平，允许钻具转弯，钻头还可以准确地停留在一个狭窄的定向垂直窗口内。因为水平段变得容易控制，因此页岩气能从相同储存厚度但过流面积却小于直井的区域流出。水平井有更多的接触面积，相应的驱替体积也就更多，因此最终采收率和初始开采速度也就越高。
另一方面，水平井的方位角以及进尺对页岩气产量也有影响。在于最大地应力方向垂直的方向上进行钻井，可以使井筒尽可能多穿过地层并与更多的裂缝接触，从而提高采收率。
在最新的井型发展方面，“鱼钩”井型比传统井型有更多的接触长度，因而能获得更多的产量。虽然成本增加了40%左右，但是产量确定提高两倍。
“鱼钩”井型
3 水力压裂
水力压裂技术就是一种储层改造措施，用来增加生产储层的渗透性，使气体更加容易通过井筒流出。水力压裂用来克服阻止液体（气体或水）流向井筒的天然屏障。这些屏障包括页岩储层的低渗透率，或者钻井活动中，井筒附近破损产生的低渗透率。
水力压裂过程包括将压裂液以预计的速率和压力压进地层中，在目的地层产生断裂和裂缝。压裂液主要由清水和添加剂组成，添加剂的作用是增加水的携砂能力。此外，还有支撑剂，作用是在压裂液停止注入后将裂缝撑开。一旦裂缝形成，将继续注入新的压裂液，进行压裂过程，同时将支撑剂携带至储层更深处。这些添加剂和支撑剂的必不可少的，塔可以维持井底深处的压力，使之适合不断延伸的储层裂缝结构。每个岩石储层都有自己内在属性，对不同的裂缝来说，其裂缝压力也不相同。在水力压裂设计中，需要确定目的储层的性质，包括破裂压力和预计