页岩气开采技术.docx

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页岩气开米技术
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。。页岩气一般存储在页岩局部宏观孔隙体系中、页岩微孔或者吸附在页岩的矿物质和有机质中。页岩孔隙度低而且渗透率极低,可以把页岩理解为不透水的混凝土,这也是页岩气与其他常规天然气矿藏的关键区别。可想而知,页岩气的开采过程极为艰难。根据美国能源情报署(EIA)2010年公布的数据,,然而页岩气总量却高达456xl0i2m3,。与常规天然气相比,页岩气具有开采潜力大,开采寿命长和生产周期长等优点,至少可供人类消费360年。从我国来看,中国页岩气探明储量为36x1012m3,居世界首位,在当今世界以化石能源为主要消费能源的背景下,大力发展页岩气开采技术,对我国减少原油和天然气进口,巩固我国国防安全有很重要的意义。我国页岩气主要分布在四川盆地、长江中下游、华北盆地、鄂尔多斯盆地、塔里木盆地以及准噶尔盆地,。

页岩气开采是一种广分布、低丰度、易发现、难开采、自生自储连续型非常规低效气藏,气开采过程需要首先从地面钻探到页岩层,再通过开凿水平井穿越页岩层内部,并在水平井内分段进行大型水力加砂压裂,获得大量人工裂缝,还需要在同一地点,钻若干相同的水平井,对地下页岩层进行比较彻底的改造,造成大面积网状裂缝,最后获得规模产量的天然气。因此,水平井技术和水力压裂技术的页岩气成功开采
的关键。
2页岩气水平井技术
1821年,世界上第一口商业性页岩气井在美国诞生,在井深21米处,从8米厚的页岩裂缝中产出了天然气。美国也是页岩气研究开采最先进的国家,也是技术最成熟的国家。国外页岩气开采主要在美国和加拿大(因为加拿大和美国地质条件类似,因此可以承接美国的开采技术),主要得益于水平井技术、完井及压裂技术的成功应用。

早期的页岩气开采主要运用直井技术,直井开采技术简单,开始投入成本低,但是开采
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能力却只有水平井的'c。因为水平井能够使井能接触更多的储层面积,降低生产成本因
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此,目前大多数开采井都使用水平井。与直井相比,水平井有如下优势和注意事项:


开采井从测井,录井到完井都会有大量的基础建设,会占用土地,但是直井开采范围有限,相同范围内,需要更多口井。而且每个垂直井均需要一个钻井平台,但是多个水平井可以共享一个钻井平台,大大节省建设成本o1km2范围内大约需要6——7个直井,如果选择水平井,大概只需要3—4个。页岩气的低渗透率要求直井设置需小间距,这样才能更好地控制页岩气资源。此外,由于多个水平井可以共用一个钻井平台,这样就能减少相应的钻井平台、道路交通、管线建设、设备使用以及土地征收费。,。总的来看,水平井不仅降低了开采成本,更重要的是减少了环境扰动面积。

页岩气作用一般在野外,对周围生物环境造成很大影响。水平井的应用,不仅能减少地表环境扰动,还能减少道路交通和其他公共设施的使用。相对较小的开采占地面积,将使生产作业更加灵活。在某些生态敏感去或者生态环境脆弱区,水平井开采能减少土地占用面积,可使生态环境尽可能受到小的破坏,保护野生动物。

油气开采不可避免地会经过居民区,因此也会产生交通拥挤、道路损坏、灰尘和噪声等不利影响。尤其是在开采初期建设阶段,短期能交通压力增大,随着道路交通压力增大,超过了道路原来的承载能力,道路会破会。因此,应当尽量采取措施,比如沿道路洒水,调整作业时间不与当地交通冲突,安装特殊设备减少灯光和噪声污染等。必要时,必须与当地当地居民和有关部门协商。

水力压裂技术涉及添加剂的使用,以及水流回收,因此,需安装多层钢管和水泥保护层,用于保护蓄水层中的淡水资源,将生产圈与上覆地层隔离开来。设置导管、外层套管柱和中
间套管柱,并用水泥密封套管地层和套管之间和两层套管之间的间隙。多层套管、水泥胶凝材料和生产油管是页岩气完井技术的重要组成部分,主要是为了避免水污染,确保页岩气沿着钻井方向方向向上流动,不至于泄漏。套管的作用就是隔离内外两层液体,避免其相互接触,因为钻井液带有添加剂,会污染地下水源。


水平井的井身结构设计步骤是由内而外,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。

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:
p>p+Ap
minpmax
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:
mpmaxcmax
式中p.——应采井的最低钻井液密度,g/cm3;
min
P——裸眼井段最大地层孔隙压力当量密度,g/cm3;p
Ap——钻井液密度附加值,g/cm3;
P——裸眼井段最大地层坍塌压力。
cmax
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:
P=p+S
maxmmaxg
式中P——正常作业时最大井内压力当量密度,g/cm3;
max
P——裸眼井段最大钻井液密度,g/cm3;
mmax
S——激动压力系数,g/cm3。
g
发生溢流关井是最大井内压力当量密度:
D
P=Pm•S
maxmmaxDk
X
式中P——正常作业时最大井内压力当量密度,g/cm3;
max
P——裸眼井段最大钻井液密度,g/cm3;
mmax
D——裸眼井段最大地层孔隙压力当量密度对应的顶部深度,m;
m
DX——裸眼井段最浅井深;
S——激动压力系数,g/cm3。k
安全地层破裂压力当量密度:
P=p—S
ffff
式中P——安全地层破裂压力当量密度,g/cm3;
ff
P——层破裂压力当量密度,g/cm3;
f
S——地层破裂压力当量密度安全允许值,g/cm3。
f
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P应小于或等于裸眼井段最小安全地层破裂压力b
破裂当量密度P即:
ffmin
PP
bffmin
式中P——裸眼井段某一深度处的压力当量密度,g/cm3
b;
P——裸眼井段最小安全地层破裂压力破裂当量密度,g/cm3。
ffmin。
(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Ap或者Ap:
na
Ap--p)•D<Ap
mamxpminnn
式中Ap—钻井液液柱压力与地层孔隙压力最大压差,MPa;
P——裸眼井段最大钻井液密度,g/cm3;
mmax
P——裸眼井段正常或最小地层孔隙压力当量密度,g/cm3;
pmin;
D――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,;n
Ap——正常压力地层压差卡钻临界值,MPa;
n
Ap——异常压力地层压差卡钻临界值,MPa;
a
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。
(3)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。

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
“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裂缝长度等。

页岩的矿物成分和沉积结构影响着完井增产质量。通过大量微地震监测发现,页岩压裂形成的裂缝与常规砂岩裂缝存在较大差异。常规砂岩压裂形成平面双翼裂缝,页岩气压裂则形成三维缝网,页岩气中的吸附气通过释放与游离气一起通过这些裂缝,然后达到井筒并排除,也即形成了油藏泄油体积(SRV)。
因为油藏的复杂性以及裂缝的多样性,导致数值模拟很难进行。因此,在油藏数值模拟
中,常通过加入微地震数据测量的裂缝SRV,来解决页岩气藏压裂后模拟不准确问题。如图
。

>30m
>4%
1%vR0v4%
>2%
CO2,N2和H2S含量低
>
>
>
越弱越好

页岩含烃潜力是页岩气成功开发的基础,也是影响压裂设计的参数。常用的评价指标及其特征范围如下:
净层段厚度
总有机碳(TOC)
热成熟度(Rj
孔隙度
气体组分
渗透率
储层压力
原始天然气地质储量(OGIP)

岩石中的无机矿物成分主要是黏土、石英、方解石,其相对组成的变化影响了页岩的岩土力学性质。高碎屑的页岩硅质含量高,岩石脆性好,使得岩石在压裂过程中易产生剪切破坏,压裂易形成多分枝结构的空间体积缝网,从而大幅提升了裂缝体积;而黏土含量高的页岩塑性较强,易吸收能量,成为双翼平面裂缝,压裂效果较差。
常用判别脆性系数的方法有两种:
(1)岩心试验法。通过分析岩心的矿物含量,标定全井段矿物测井曲线。常用公式为:脆性系数二Q//q+C+C)
tztzarblay
式中Q——硅值含量,%;
tz
C碳酸盐岩含量,%;
arb
C黏土含量,%。
lay
从国外的经验看,硅值含量超过35%,泥值含量少于30%的页岩压裂效果好。
(2)测井解释法。岩石的脆度等级与岩石的弹性模量,泊松比密切相关。通过声波测井曲线,计算动态弹性模量,泊松比,相应的获取岩石的脆度。
YM_BRIT=((YMS_C-1)/(8-1))x100PR_BRIT=((PR_C-)/615-))x100BRIT=(YM_BRIT+PR_BRIT)/2
式中YMS_C弹性模量,GPa;
PR_C——泊松比;
BRIT——脆性系数,无量纲。通过声波测井资料获取岩石的弹性模量和泊松比,运用上式计算得到岩石的脆性系数。
对脆度较高的页岩,泊松比较低,弹性模量较高;而脆度较低的页岩,泊松比较高,弹性模量较低。
,且天然裂缝方位与最小主地应力方位一致。在这样的状况下,压裂裂缝方位与天然裂缝方位垂直,容易形成相互交错的裂缝网络。虽然初始裂缝方位由岩石应力控制,但可以通过压裂设计加以调整。
压裂模拟
压裂模型建立常规压裂模型不能完全模拟裂缝几何特征,在压裂模拟器中很难精确描述页岩的压裂过
程。当有完整的微地震数据时,则可以通过推测复杂裂缝系统,运用常规压裂软件来近似模拟。
泵注程序设计页岩气压裂泵注程有“两大,两小”特征两大:
大排量。施工排量一般在10m3/min,实际中为122010m3/min;
大液量。压裂液为低浓度胶液或滑溜水,每段用水20005000m3,单井用液量
达到上万立方米或者几万立方米。
两小:
小颗粒支撑剂。支撑剂一般采用70/100目和40/70目陶粒。
低砂比。平均砂液比为3%——5%,最高砂液比不超过10%。
压裂模型校正由于压裂过程的复杂性,压裂模型不一定能有效模拟页岩压裂。但是净压力历史拟合是
验证压裂模型正确性的有效方法。如果一个压裂工程收集的净压力与模拟吻合较好,那么裂缝与模拟也会同样好。

通过在邻井中的检波器来监测相对应的压裂井在压裂过程中诱发的微地震波来描述压裂过程中裂缝的生长情况。微地震监测能实时提供压裂施工产生裂隙的高度、长度和方位,从而优化压裂设计,提高采收率。

生产动态数据即可以用来验证模拟数据,也可以指导压裂设计。然后通过参数采集,模拟藏气模型。这些参数有:
(1)原始地层应力;
(2)岩石骨架的原始含水饱和度;
(3)油、水相渗透率及其关系;
(4)页岩储层和非页岩储层的垂直渗透率;
(5)天然裂缝和骨架的总和值;
(6)相对于DFN模型的压裂裂缝孔隙度、渗透率以及总和值。
然而,对于页岩层这些参数很难获得。通常与历史拟合软件,确定各参数可能的变化范围,多次迭代使模拟结果与实际动态数据相吻合,从而为下一步油气开发和压裂作指导。4总结评价
本文对页岩气开采只是作了初步的介绍,页岩气开采涉及多土木、机械、化工、安全等多个部门。页岩气的开采为可持续发展、建设美丽中国、生态文明建设提供充足保障。然而,同时也伴随着多方面的问题。比如水力压裂技术产生压裂液泄漏会导致水源污染,而且这种污染是无法恢复的;尤其是水力压裂会消耗大量水资源,我国本来就是缺水型国家,能源开采固然重要,但是不能因此影响其他方面的供水。与此同时,页岩气开采伴随着的生态环境问题也日趋严重。与美国相比,我们过的地质条件远比美国复杂。就目前来说,页岩气开采集中在重庆,四川盆地,现有的技术不足以对两个地方进行全面开发,开采对山体地形地貌的改变是否会引发灾难?这些问题都需要解决。立足当前,加快发展才是解决之道!