非常规油气藏压裂技术进展与实践.pptxVIP

非常规油气藏压裂技术进展与实践;汇报内容;我国陆上石油资源量和探明储产量情况（截至2020年底）

;2.主力油气田普遍进入特高含水阶段，仍是油气稳产的关键

我国陆上中高渗油田已进入特高含水、特高采出程度的“双特高”含水期，主力油田普遍进入勘探中后期，但大型老油气区仍是中国油气供应的基石;3.非常规油气资源丰富，成为重要产量接替

我国已进入非常规开发阶段，非常规油气占全国累计探明油气储量41%；页岩气、致密油初步实现工业化开发，页岩油勘探开发取得突破性进展，非常规油气成为重要产量接替;地层（6.3%）

标准层（33.8%）

萨尔图上部（38.3%）

萨尔图其它（9.8%）

葡高（11.8%）;;汇报内容;北美水平井压裂技术经过多年发展总体已经成熟，受长期中低油价影响，在提高储量动用率、提高作业效率和降低成本等方面梳理了9个新动向：;立体开发三项压裂关键技术：

立体交错布井优化设计技术：压裂早期介入，纵向上优选甜点和层系，模拟缝高扩展，确定纵向井间距；横向上模拟人工缝长，结合生产动态开展生产历史拟合，确定平面井间距，实现一次布井到位

一次布缝及工厂化压裂技术：结合三维应力场时空演化研究，实施交错布缝、立体式拉链压裂，实现储量全波及

同平台钻-压-采同步实施技术：利用“压力墙”理论建立缓冲区，实现同平台钻-压-采同步实施，提高建产效率;2.科学经济水力裂缝参数优化成为非常规提高EUR的主要抓手;北美针对早期水平井改造程度不彻底等问题，开展水平井重复压裂技术研究与实践，形成“剩余油研究、井筒重构，小套管二次固井”等技术，现场应用1100余口井，EUR提高1.0～1.5倍，Haynesville复压后产量甚至超过初产，既展示重复压裂技术的应用前景，也体现技术进步的价值。;4.段内多簇射孔辅助多级暂堵转向是高效实现缝控的主要做法;针对非常规油气资源获得有效动用必须采用大规模改造的客观属性，从技术与管理两方面入手，因地制宜探索降低建井成本的途径，形成了“以滑溜水压裂液为主体、本地化石英砂为主流”的降本做法，为桶油成本降至30美元提供了重要保障。

滑溜水成为主体：2019年，Permian页岩油及Haynesville等页岩气使用占比快速上升，占比达95%以上

石英砂成为主流：2018年，美国压裂石英砂用量近9000万吨，2020年受疫情影响降至4100万吨;6.水力压裂现场实验室成为人工裂缝形态与效果评价最佳实践;7.注气吞吐成为北美各非常规盆地提高油气采收率的主要方向;非常规储层水力压裂面临着更多的复杂裂缝条件以及层理发育特征，超低浓度、低粘滑溜水的携砂运移规律以及支撑剂在复杂裂缝内的铺置规律成为非常规优化设计的指导思路;在井距、簇间距、段长非常小的非常规油藏中，水平井高密度完井需要的裂缝导流能力（一般0.30D·cm），比以前的大簇间距或直井完井要低得多，且成倍的增加导流能力要付出巨大的额外成本;汇报内容;1.水平井体积压裂2.0工艺技术

2.直井提高储层纵向动用程度技术

3.老井重复压裂技术

4.老井开窗侧钻技术

5.复杂断块油气藏压裂吞吐增能一体化技术;水平井体积压裂技术发展历程;致密岩样流度低、启动压力梯度高，提高驱替压差采出程度不断增加，衰竭式开发模式下，缩短缝间距采出程度能够提高15%以上

致密储层大缝间距使得缝间存在未动用储量，加密布缝改变缝控区域渗流模式，能实现储量“全”动用;2.段内多簇+限流射孔+暂堵转向组合工艺是高效低成本改造的关键;水平井大规模注液+控压生产使支撑剂承压仅为直井的50～60%，孔压增加可提高支撑裂缝导流能力，8MPa回压导流能力提高20%，石英砂破碎率降低15%，降低了对支撑剂承压能力的要求。

密切割布缝减小簇间距降低了对裂缝导流能力的需求，将簇间距缩小一半（20m→10m）所需导流能力降低40%以上，为石英砂替代创造了条件。;4.增加小粒径支撑剂的比例，提高裂缝的支撑面积，助力产量的提升;①石英砂替代陶粒、砂源本地化进程持续推进，大幅降低压裂改造成本;②大幅度提升滑溜水比例，推进超低浓度滑溜水，液体成本进一步降低;非常规油气藏体积压裂工艺对比图;（二）直井提高储层纵向动用程度技术;针对玛湖凹陷风城组页岩油埋藏深、垂向跨度广、厚度大（280m）、层理发育的特点，采用桥塞精细分层体积压裂技术，利用簇间应力干扰实现层内充分改造。玛页1井分9层改造，平均簇间距10m，入井液量10325m3，加砂443m3，压后最高日产油50m3，实现了风城组巨厚页岩油的直井立体改造;古龙页岩油：

通过桥塞精细分层、层内分簇极限限流改造，通过古851井的分9层改造，实现古龙页岩油直井纵向整体动用，立体改造;②巨厚储层“软”、“硬”结合的多级分层改造技