页岩气压裂新技术在昭通成功应用

发布时间:

2019-08-20

中国石油网消息 (通讯员易新斌记者翟振宇) 记者8月上旬从四川页岩气施工现场获悉，中国石油勘探开发研究院在昭通页岩气示范区YS112H4、H5两个平台开展的高密度裂缝完井、石英砂替代陶粒、控液增砂等新技术对比试验获得成功。H4平台3口井测试日产总气量为70万立方米，其中采用新技术改造的YS112H4-1井测试日产气超过34万立方米，远超同平台常规技术对比井，也刷新了该示范区紫金坝区块单井产量最高

中国石油网消息 (通讯员易新斌记者翟振宇) 记者8月上旬从四川页岩气施工现场获悉，中国石油勘探开发研究院在昭通页岩气示范区YS112H4、H5两个平台开展的高密度裂缝完井、石英砂替代陶粒、控液增砂等新技术对比试验获得成功。H4平台3口井测试日产总气量为70万立方米，其中采用新技术改造的YS112H4-1井测试日产气超过34万立方米，远超同平台常规技术对比井，也刷新了该示范区紫金坝区块单井产量最高纪录。

　　页岩气是中国石油天然气新的增长极。按照集团公司既定目标，2020年页岩气产量将达到120亿立方米。为实现这一目标，必须大力开展压裂新技术自主研发和试验，以提高产量、降低成本，提升整体勘探开发效益。为此在勘探与生产分公司统一部署的YS112H4、H5新技术重点试验平台上，勘探院为油田提供了压裂方案设计和现场技术服务，创造性地将簇间距由以往平均19米缩小至5.5米，压裂簇数由平均单井82簇增加至309簇、加砂强度由1.8吨/米增大到3.18吨/米，单段加砂强度记录由4.58吨/米提升到4.93吨/米，创造了簇间距最小、单井簇数最多、加砂强度最大等多项页岩气井压裂新纪录。

　　近年来，国内页岩气进入规模开发阶段，储层改造技术取得一定进展，压裂段长逐步变短，加砂强度逐年增大。但与世界成功做法相比，仍然存在单段射孔簇数少(3簇)、簇间距较大(19米)、加砂强度不高(1.8吨/米)、压裂材料成本高(陶粒约占70%)等问题。为了突破单井产量难、压裂材料成本高的困局，经过大量实验和理论研究，提出了高密度裂缝完井、石英砂替代陶粒等页岩气增效降本的压裂技术理念。为进一步推动压裂技术理念落地，勘探院与浙江油田合作，针对YS112井区页岩储层天然裂缝不发育、水平两向主应力差较大(17~19兆帕)、井间存在断层等挑战，针对性制定了段内多簇(5、7、11簇) 、滑溜水连续加砂、提高70/140目石英砂占比等技术良策。勘探院组织了覆盖压裂设计、测斜仪监测、岩石力学、液体和支撑剂材料等多个专业的专家团队，实现了室内顾问指导和现场决策实施的有机联动。现场实施团队坚持早7时开工、晚9时收工、一周7天的“797”工作制度，有力保障了压裂作业高效实施。

　　勘探与生产分公司相关负责人在听取现场施工进展汇报后说：“此次新技术的成功实施，打破了固有观念的束缚，证明了压裂技术新理念的可行性，为页岩气发展探明了方向。勘探院在创新理念及现场实施等环节中发挥了重要作用。”

　　新技术的成功实施为页岩气压裂技术的进步创造了条件。勘探院后续将在其他页岩气示范区、致密油气区进行新技术的推广应用，目前已经进入到了选井阶段。

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