“干货”满满！多个院士、专家谈储层改造最新成果进展、发展新趋势！

    

2023年7月14日至15日，崔明月专家参加了在银川召开的 “中国油气藏储层改造技术交流会” ，会议全面回顾了 储层改造领域 最新成果进展 、谋划发展新趋势和新思路 。

ECF2023将进一步探讨这个话题，后台回复“ECF2023 ”了解大会详情 。

2023年7月14日至15日，崔明月专家参加了在银川召开的 “中国油气藏储层改造技术交流会” ，会议全面回顾了储层改造领域最新成果进展、谋划发展新趋势和新思路。

院士领导专家大咖齐聚，计划200人的会议到场500多人，显示了储层改造特别是水力压裂的重要程度和活跃度，这是推动油气事业高质量发展的一次标志性盛会，也是促进储层改造领域技术知识共享和经验交流的一场科技盛宴。

         

会议全景合影（石油工程专业委员会公众号）

崔明月专家曾经总结过， 现代压裂工作的核心竞争力 主要体现在以下 7个方面 （引自石油工程ETC公众号 科普压裂 https://mp.weixin.qq.com/s/-TgHY3lcpaSAtjoL5SwIyg） ，

1.实验评价与基础理论，

2.优化设计及软件，

3.改造装备，

4.液体体系，

5.支撑剂，

6.工具与工艺技术，

7.裂缝监测与诊断技术。

这次大会把其中看得见的压裂装备、压裂工具、压裂液、支撑剂和方案优化称为压裂五大核心要素，会议评价，压裂五大要素已经引领了储层改造技术更新换代，支撑了国内低品位资源的增速上产。

通过会议学习，与专家交流，近期从笔记本和随手的拍照（所以不是官方发布而是个人记录）发现，本次会议披露的很多参数和概念很有划时代意义，崔明月专家整理记录了四个方面的内容：

一、水力压裂技术的指标、作用和地位

二、压裂五大要素的成果、挑战和发展

三、酸化酸压技术的进展、成果和趋势

四、若干观点概念的讨论、澄清和表达

一、水力压裂技术的指标、作用和地位

1.水力压裂技术参数指标

国内的 水力压裂记录已经与北美的各个指标参数相当 ，中石油所属单位的水力压裂指标见下表。

压裂酸化中心翁定为主任报告	指标数据	对应井号	所属油田	达成年	对比北美
最大压裂井深，m	8528	靖51-29H1	长庆油田	2022	相当
最大酸压井深，m	9010	双鱼001-H6	西南油气田	2022	领先
最高施工温度，℃	213	千探1	大港油田	2022	领先
最高施工压力，MPa	136	大北301	塔里木油田	2010	领先
最高排量，m 3 /min	25.1	佳南1H	冀东西部探区	2022	相当
最大水平段长，m	5256	靖51-29H1	长庆油田	2022	相当
最大注入液量，m 3	125196	足203H2-1	西南油气田	2021	相当
最大加入砂量，t	17709	华H50-7	长庆油田	2021	相当

翁定为主任报告

反映工艺技术水平的， 能够被人为设计或干涉的 “十个工艺要素”即“段数 、簇数、液量、砂量、排量、缝长、逢高、缝宽、返排率、增产量” 等相关技术指标也在不断攀升 。

雷群教授报告

2.水力压裂发挥的作用

近年来， 中石油年改造工作量在1.1万口井 ，达4.6万层段以上（2022年改造总层段为6.4万段）。同期，美国年改造井1.6万，总段数38.5万段。相比美国，中石油的井数与之相当，改造段数仅为美国的1/6。美国以水平井为主体，中石油直井比例还占82.8%（美国仅19%）。（雷群教授报告）

近年来，储层改造技术对探井发现储量的作用更为明显，由于未知因素多、可借鉴资料少、发现意义重，探井改造还不同于开发井的工作，（参见本公众号以前介绍过对于探井储层改造应该注意的问题， 探井储层改造 应该有的https://mp.weixin.qq.com/s/Iqelv34IjMD4gcUVWgyxww），需要加强地震、测井、录井和岩心等地质资料评价分析，并推动新工艺、新技术、新材料的应用以加大探井改造规模。

崔明月专家认为， 中石油几乎所有的勘探重大发现奖都和储层改造有关 ，这次在银川的会议上见到翁定为主任披露了这方面的数据。“十三五”以来自主完成重点探井129口井，其中2023年已完成12口井，储层改造为中石油多盆地、多领域勘探重大突破、发现提供技术保障。（翁定为主任报告）。

勘探对象	构造区域		改造工艺	勘探发现奖
非常规油气	准噶尔盆地玛湖百口泉组		直井精细分层压裂改造	特等奖
准噶尔盆地玛湖风城组		直井多层/水平井分段缝控压裂	一等奖
渤海湾盆地沧东凹陷		水平井缝控压裂工艺	一等奖
碳酸盐岩	华北冀中凹陷牛东潜山		多级交替注入酸压	一等奖
华北廊固凹陷杨税务潜山		扩-溶-堵-转一体化酸压	一等奖
深层碎屑岩	塔里木库车秋里塔格构造		前置酸压技术	一等奖
吐哈丘东洼陷致密砂岩气		水平井缝控压裂	二等奖
复杂岩性	河套盆地吉兰泰凹陷		复合压裂工艺	一等奖
大庆古隆起基岩		水平井缝控积压裂工艺	二等奖
辽河桃园构造带火山岩		深穿透压裂工艺	二等奖

中国石化 透露的一个数据表明，近三年， 压裂动用的油气资源，页岩气建产90亿，页岩油20万 。特别是在常规油气，压裂投产了240口井就新建产能40亿方，发挥的作用可见一斑。（蒋廷学报告）

蒋廷学教授报告

此外， 水力压裂对干热岩的开发，也发挥了重要作用。 干热岩（Hot Dry Rock, HDR）是一种不含水或少量含水的热岩体，以各类变质岩或结晶类岩体为主，普遍埋藏于距地表3~10km深处，温度不低于180℃。增强型地热系统（Enhanced Geothermal System, EGS）就是从深层干热岩中提取地热能的主要手段，其在压裂改造后的干热岩储层中通过注入井和生产井之间的封闭的流体循环来提取热能。其中，井位、生产井深度、人工裂缝方位与复杂程度是增强地热系统热生产效率的重要影响因素，三角形三井布局是较合理的注采井配置。我国陆区3~10km深处干热岩资源相当于856万亿吨标准煤燃烧所释放的能量，根据国际干热岩标准，以其2%作为可采资源量计，可供应全国4000年的能量消耗。（贾靖报告）

贾靖报告

3.页岩油气的水力压裂

页岩气革命使美国2020年由能源进口变为出口国，2021年成为全球最大石油生产国，2022年成为全球最大LNG出口国。 2022年美国水平井数超18万口（页岩油气15.4万口）。 中国页岩油气资源潜力巨大（陆上中高成熟度页岩油资源量283亿吨、页岩气地质资源量105.72万乙方）。页岩气革命，革的是压裂和钻井的命，正是压裂技术进步推动了页岩气革命取得成功。（赵金洲教授报告）

赵金洲教授报告

在 国内 ， 非常规油气已经成为改造的主要对象 ，大规模压裂和长井段水平井多段多簇压裂成为主要做法，相关的工具液体也代表着压裂技术进步的状态和水平。

雷群教授报告

国内深层页岩气开发的潜力巨大，四川盆地及其周缘埋深小于3500m的页岩气资源相对较少，但埋深3500-6000m的资源超过20万亿方。深层页岩气压裂主要是在浅层基础上缩短簇间距、提高用液和加砂强度、改善支撑剂铺置等。（赵金洲教授报告）

赵金洲教授报告

国家级页岩油示范区华H100平台，是目前亚洲陆上最大页岩油长水平井平台。平台部署31口水平井 ，多层系立体式分区部署，平均水平段长2010m，钻遇率79.2%，水平段总长度达到60公里，控制储量1000万吨。平台目的层位 长7 ₁ ² 、长7 ₂ ¹ ， 油层厚度6~12m，单油层厚度1.5~8m，厚度变化大，两套油层间隔10~18m。针对平台井距小、隔层薄、断层裂缝发育的特点， 优选连续油管底封拖动压裂 （设备动用程度较泵送桥塞分段多簇压裂降低33%）。其中2″连续管水平段最大下深1700m， 23/8 ″连续管水平段 最大下深2300m 。CQ-CTY-116连续油管底封拖动压裂工具，CTY封隔器升级为硬质合金卡瓦牙，坐封次数大于50次。采用陶瓷盖板式喷枪，寿命大于35次喷射。工具累计使用57套，平均单套工具施工24段，单套工具一次入井最高施工59段，底封工具携带存储式压力计，监测段间窜。（孙虎教授报告）

孙虎教授报告

对庆城页岩油投产满一年210口水平井，开展了主控因素大数据统计分析表明， 影响单井产量高低的工程因素排序为段数>液量>砂量>簇数 。一般参数为单段簇数3~5簇，百米油层压裂段数2.5~3.0段，进液强度15~25m3/m，加砂强度3.5~4.5t/m。对于储层非均质性较强，簇数多会使裂缝扩展均一性较差即竞争起裂效应明显的——采用单段3簇。储层相对均质，裂缝扩展较为均一即竞争起裂效应不明显的——采用单段5～6簇。（慕利俊教授报告）

慕利俊教授报告

4.深层煤岩气的水力压裂

2019年前，我国煤层气开发基本集中在1200m以浅区域，随着近几年在鄂尔多斯盆地东缘山西大吉（大于2000m）、延川南（大于1500m）、临兴（大于1800m）等煤层气获得突破， 我国领先于世界，水力压裂技术又一次带动了深层煤层气的快速发展 。徐凤银教授总结，深部煤层气的储层改造经历了煤层气体积酸压技术、水平井低成本少段多簇压裂技术、 煤储层“极限体积压裂”（即超大、超密、充分支撑体积缝网）技术 的三个阶段。吉深6-7平01井，煤层深2100m，水平段长1000m，2021年12月4日光套管压裂， 投产既高产 ，日产10.1万方，是一口深部煤层气开发或突破的标志井。

徐凤银报告

5.海上低渗透油气田改造

截至2021年， 海上低渗原油探明储量6.63亿吨（含潜山） ，动用2.37亿吨（动比36%）。其中，低渗砂岩油田探明储量4.44亿吨，已动用1.4亿吨（动比33%）。低渗透储量主要分布在中深层（埋深>2500m），整体散布在91个油气田。渗透率20~50mD的低渗透油藏储量占比43%，渗透率5~20mD占比39%。海上压裂技术逐步提升，直定井从单层压裂到多层压裂、水平井多段压裂、压驱发展。 实现了连续混配、海水基压裂液等工艺 。压裂排量实现了从3-4m ³ /min提升至6-8m ³ /min。截至2022年海上低渗油田年产155万吨。加快压裂技术发展意义重大。（范白涛教授报告）

范白涛教授报告

海上空间受限及风、浪、流等恶劣环境影响，风险大，施工效率低。固定平台的甲板面积小（<1000m2），压裂泵、液罐、支撑剂数量受限，压裂规模上不去、连续性差。现有压裂船总功率12000HHP（施工规模：支撑剂 120m³，胶液舱 1000m³ ），只能实现3层/段压裂。此外，高温（192-210℃）对井下工具、工作液提出巨大挑战。高压（压力系数1.57）对压裂管柱尺寸、耐压等级、井控等提出更高要求。海上低渗透施工参数见下表（范白涛教授报告）

对比参数	中海油	国内	对比参数	中海油	国内
最大作业井深m	5280	8023	最大加入砂量t	400	10066
最高施工温度℃	161	201	最大水平段长m	823	3056
最高压力MPa	92	136	最多水平井分段数	10	46
最高排量m 3 /min	4.5	17	最多直井分层数	2	21
最大液量m 3	4378	88059	最多压裂泵车台数	5	36

6.水力压裂返排、裂缝监测和安全技术等

（1） 压裂液返排和产能的关系

陈掌星院士认为我国陆相页岩气各区块一直未达到预期的稳定工业产量，针对压裂液滞留在储层中有利于或是不利于产能的问题，陈院士认为 压裂液返排率与产能影响缺乏严格的对应关系 。哪怕是使用了人工智能的方法，来解决有机质与无机质孔隙润湿性存在显著差异的问题，考虑“气-液-固三相”吸附特征。也只是得出来了“ 压裂液立即反排或者较长时间焖井均对生产有利，而在较短时间焖井对生产不利 。” 这样一个大致的定性认识。

陈掌星院士报告

川庆钻探孙虎教授统计，控液压裂与高强度进液压裂对比，排液见油时间、见油返排率无明显优势。 选取华H100-15、22井开展控液改造试验，累计设计139段。与相邻高进液强度改造的华H100-21、24井相比，平均单段液量降低7.8%~18.5%，进液强度降低7.8%~34.4%，单井减少液量3100-6500m ³ 。见油时间因受焖井时间、邻井压裂、压窜等多种因素影响，未反映出控液压裂的排采优势。

	井号	水平段长m	有效储层m	钻遇率 %	段数	总加砂量（平均/合计）m 3	入地液量（平均/合计）m 3	前置液比例%	进液强度(m 3 /m)	见油时间 （天）	见油返排率（%）	累产油（t）
控液	华H100-15	2338	2134.5	91.3	74	71.1/5259	549.2/40640.4	35.7	18.5	75	2.59	1033
华H100-22	2596	1812.2	70.5	65	67.9/4415	543.6/35334.9	34.8	22.4	28	3.43	3524
高强度进液	华H100-21	1981	1334.9	67.2	56	80.7/4520	667.2/37365.2	43.2	28.2	48	5.30	1800
华H100-24	2690	1907.9	72.5	80	72.2/5330	595.7/47652	40.1	24.3	15	1.56	2932

孙虎教授报告

（2） 关于裂缝监测

裂缝监测是为了确认在我们头脑中的裂缝和储层中的真实裂缝之间的差别。近年来， 已发展形成的分布式光纤和井下电视裂缝监测技术，可实现对多簇压裂开启均匀程度和进液进砂的量化解释，可控源电磁和井筒听诊技术也取得重要进展并开展现场试验 ，为储层改造提供了“度”的深化与“质”的提升。其中，分布式光纤监测技术2022年在大庆、长庆和新疆等油田完成10余口井，GY3Q6H2井实现监测44段，得到多簇裂缝开启效率和改造均匀程度。井下电视监测评价技术，设备耐温125℃，耐压100MPa，有效工时8小时，在新疆油田等已应用8口井，JLHW 219井检测18段，初步实现起裂均匀性和磨蚀程度定量分析。其他裂缝诊断技术，包括可控源电磁、井筒听诊，可获得裂缝尺寸、改造体积等参数，已在宜昌、威远、泸州等区块应用10余口井。（翁定为主任报告）

翁定为主任报告

陈勉教授认为 裂缝监测还是最推崇分布式光纤监测 。根据2022年JPT发表的水力压裂监测方法对比分析，光纤监测在了解裂缝形态、几何参数、暂堵和增产措施有效性方面都领先于其他方法，并持续出现新的技术进步。（陈勉报告）

陈勉教授报告

二叠纪特拉华盆地开展的水力压裂矿场实验HFTS-2 ，由美国能源部、能源技术国家实验室联合16家油气会员公司、高校共同实施，也 使用了DTS、DAS和DSS-RFS三种光纤监测技术研究水力压裂产生的裂缝扩展 情况。

陈勉教授报告

（3） 安全

页岩气大规模开发的安全与应急保障兼具能源安全与公共安全双重属性。包括地面安全（压裂作业需求与装备保障能力不足之间的矛盾）、井下安全（多井同时钻井-压裂，压窜问题突出，压裂引起地震）、人员安全（交叉作业风险演化）和本质安全（涉及人、物、能量、信息等要素）等，需要安全与智能技术融合，提升油气生产过程及装备对抗各种风险与自我恢复的能力，包括作业管理、工艺操作、设备设施运维、自然灾害等各方面的风险与危害。数字孪生系统让压裂作业“人-机-环-工艺”全流程风险“透明化”，张来斌院士团队形成了 承压设施、动力机组和本质安全的在线监测、风险评价和早期预警技术 。

张来斌院士团队报告

二、压裂五大核心的成果、挑战和发展

1.压裂装备

装备是压裂改造的“重器”，是非常规储层压裂大规模连续作业的保障。 国内外的压裂车研发基本同步， 柴驱压裂车将逐渐淘汰，电驱压裂车成为主流，燃气压裂车成为补充。

雷群教授报告

近年来中石油重点推动压裂装备电动化， 研发形成3000~7000型电驱压裂车组、混砂、配液及配套变频、配电系统 ，2022年电驱压裂实现规模应用，装备总能力达到110万水马力，占总水马力30.5%。中石油今年电驱压裂作业应用317口井，总压裂段数7685段，参与压裂段数占比31.5%，替代率为28.5%，自主研发的全电驱压裂机组共计完成272层段压裂作业，累计泵注液量21.3万方，安全稳定运行已达648小时以上。混砂、配液系统实现电动化，电动混砂橇从80桶提升到260桶。混配排量达到40m3、连续输砂达200m3。国产3.3kV大功率变频系统已成熟，“一键式”工控系统助力实现“限压定排”自动控制、供液供砂装置远程操作、用电负荷自动分配和井口远程操控。（翁定为主任报告）

翁定为主任报告

以往，国内的海上常规压裂的作业模式主要采用平台或拖轮，4-6台压裂泵，单批次1-2口井。以中低排量+高粘携砂+造单缝工艺技术路线，排量3.0-4.0m ³ ，加砂量25-30m ³ ，总液量200-300m ³ 。国外 海上压裂船 施工，哈里伯顿 STIM STAR IV号称世界最大 ，船长95.1m，船宽20.1m，可储存877m³干粉，2285m³液体，支撑剂1814吨，搭载8台HQ-2000型压裂泵，泵功率达到21500HHP，最大排量12m³/min。3根4”120软管。对标国际，考虑实际需求， 国内首艏海上大型压裂船设计，船舶总长约100m，宽22m，型深10m ，主要性能指标满足国内海域兼顾国外作业。拟配置5台5000HHP电驱压裂泵或10台2500HHP柴油驱压裂泵，采用130桶混砂撬和16方混配撬。考虑到单井多级压裂施工连续性，化学药剂推荐中途不补给方案，压裂容器需求：60方粉罐1个、15方液罐1个、40方液罐1个、60方液罐2个、90方液罐1个。预计2025年完成建造。（彭成勇报告）

彭成勇报告

2.压裂工具

封隔工具是压裂改造的“利刃”。北美分段压裂以速钻桥塞为主，国内以可溶分段压裂工具为主………….

后续文章未完待续……

— END —

往期推荐:

中石油召开国内油气和新能源生产经营分析会！推动非常规油气从评价建产向规模效益开发转变！

臧传贞：吉木萨尔页岩油正在建成我国首个国家级陆相页岩油示范区

重磅！自然资源部对“深化矿产资源管理改革”重要指示！

中石化签署华东四方合作项目协议！联合研究华东千万吨级CCS！

更多精彩内容请关注公众号：

一键三连[分享]、[点赞 ] 和 [赏]， 点这里