微震解释在页岩气水力压裂以及

微震解释在页岩气水力压裂

以及其它非常规能源开发中的应用

这是我第一次听一个女博士来给我们做报告，心中充满了新奇与期待。张晓梅博士，是一个非常爱笑的人，给我留下了深刻的影响。她主要给我们介绍了微震的相关知识，以及她在科研中的一些心得体会，让我们受益匪浅。

现今，非常规油气的开发十分火热，与之伴随的是水力压裂技术的日趋成熟。水力压裂是由地面的高压泵将压裂液注入到地下几千米的致密页岩中，将岩石压裂，产生一系列裂缝，使赋存于其中的油气流出来。压裂的过程往往伴随着微地震，通过地面检波器获取地震信号，通过处理来预测储层裂缝网络分布。

微震观测设备的关键部分是井下观测仪器。由于诱生微震能力非常弱，频率很高（约为100-1500Hz），传播方向复杂，以及井下高温、高压、搞腐蚀性的恶劣环境，要求微震监测用井中检波器是高灵敏度、高频、体积小的三分量检波器，其本身及有关连接件、信号传输线等应具有耐高温、高压和腐蚀性的性能。

通过地震的监测，获得微震资料，经过预处理、频域相关事件空间域极化滤波、微地震信号F-K滤波、微地震信号相关滤波、微地震信号综合滤波处理、信号波场分离

微震解释综合利用电性曲线、岩性剖面及钻井地质分层的多种信息，精确标定出地下某地质体的顶底界面，分析储层的横向变化，提高了标定的准确和形象性，将其与对该区的整体构造与地质认识相对照，分析其是否符合该区地质沉积规律，也可对合成地震记录起到检查的作用。通过任意连井线，将测井曲线投在地震剖面上，根据地震标准反射层与测井响应一致原则，使井与井之间的地震地质标定的关系保持一致，从而检验空间地震地质标定的合理性和一致性。目前，微地震监测技术处于技术攻关阶段。随着技术的日臻成熟，实时微地震成像可以及时指导压裂工程，适时调整压裂参数；对压裂的范围、裂缝发育的方向、大小进行追踪、定位，客观评价压裂工程的效果，对下一步的生产开发提供有效的指导。基于微震监测的裂缝评价技术正在发展成为油层压裂生产过程中最直观、最可信赖的技术之一，采用微地震技术，对储层压裂进行监测，微震监测结果与人工电位梯度方法（ERT）监测结果基本一致。微地震压裂监测技术是在低渗透油气藏压裂改造领域的一项重要新技术，对油气田开发中的水平井网优化布置、提高采收率、降低开发成本等方面具有指导性意义。

涪陵页岩气体积压裂改造理念及关键技术

涪陵页岩气体积压裂改造理念及关键技术 邹龙庆张剑李彦超 （川庆钻探井下作业公司） 摘要涪陵页岩储层为龙马溪组海相页岩，以灰黑色粉砂质页岩及灰黑色碳质页岩为主，优质页岩厚度为38m~44m，储层具有有机质类型好、丰度高、矿物脆性指数高、可压性强、裂缝层理发育、含气性高等特点。本文系统总结了涪陵页岩气体积压裂改造理念及关键特色技术，即以综合地质评价为改造基础，以大型体积压裂为储层改造理念，以水平井及多级压裂为技术保障，获取最大的储层改造体积，实现页岩气的高效开发。涪陵页岩气体积改造理念及关键技术为前期27口井的高效开发提供了技术保障，为未来中国海相页岩气高效开发积累了经验。 关键词页岩气涪陵体积改造水平井分段压裂 前言 四川盆地是我国页岩气最富集有利区，主要勘探区域为威远、长宁、富顺-永川、昭通、涪陵地区，层系为志留系龙马溪组、寒武系筇竹寺组，其中，涪陵区块位于川东高陡褶皱带万县复向斜的南扬起端包鸾一焦石坝背斜带焦石坝构造高部位，川东南涪陵地区评价下志留统龙马溪组。借鉴北美海相页岩气体积压裂改造经验，通过对涪陵区块页岩储层岩心资料、测井数据、岩石力学参数等资料综合分析，建立页岩储层综合可压指数预测模型，实现储层改造评价；借助页岩储层大型体积压裂改造理念，应用水平井及分段压裂技术，进行涪陵地区页岩气开发[1-4]。截至2014年5月17日，在涪陵页岩气田280平方公里一期产建区，已开钻页岩气井82口，完钻47口，投产27口，平均单井日产气量在11万方以上，涪陵页岩气体积改造理念及关键技术为前期27口投产井的高效开发提供了技术保障。 1. 储层地质特征 1.1气藏基本特征 涪陵页岩气区块主要目的层位为龙马溪组地层，埋藏深度为2400~3500m，优质页岩厚度为38m~42m，岩性为灰黑色粉砂质页岩及灰黑色碳质页岩，天然

页岩气体积压裂缝网模型分析及应用

页岩气体积压裂缝网模型分析及应用 摘要：页岩储层孔喉细小、渗透率低，水力压裂后形成主裂缝及诱导裂缝网络 加剧了页岩气流动的复杂性。为了准确表征页岩气拟稳态渗流特征，提出了离散 裂缝耦合多重连续介质系统数学表征方法，并针对储层裂缝分布形态，利用商业 数值模拟器建立了考虑吸附/解吸的页岩气藏离散裂缝耦合多重连续介质数值模拟模型。模型中采用局部网格加密的方法描述离散裂缝网络，基于建立的多重连续 介质系统数学方法表征压裂后形成的密集分布微小裂缝体系。利用建立的模型， 系统分析了储层横向/纵向动用程度以及裂缝导流能力、裂缝半长、裂缝排布方式等裂缝参数对页岩气泄气面积和气井产能的影响。 关键词：页岩气；缝网压裂；连续介质模型；动用程度；数值模拟 1前言 页岩气储层渗透率极低，在成岩作用、多阶段构造演化、气体赋存状态及介 质尺度等方面都与常规油气藏存在较大差异，其既是烃源岩又是储集层，储层中 发育大量的微纳米孔隙和干酪根有机质，是典型的原地成藏。近年来，随着长井 段水平井技术和分段压裂技术的发展，非常规油气资源的开发成为可能。页岩气 储层压裂过程中容易产生裂缝网络系统，形成的多尺度天然裂缝-人工裂缝相互交 织会在储层中形成宏观优势流动区域，影响渗流场压力和流体组分的分布。 2多重连续介质基质-裂缝网格划分 目前，常采用Warron-Root双重介质模型描述基质-裂缝交互渗流机制，当本 文模型与双重介质模型网格剖分相同时二者描述的流体运移规律相同。采用Matlab软件对笔者建立的离散裂缝耦合多重连续介质模型及Warron-Root双重介 质模型进行编程求解。图1所示为当本文模型的网格剖分与Warron-Root双重介 质模型相同时生产井井底压力的变化规律。 图1本文模型和Warron-Root模型井底压力对比 图2不同形状因子对井底压力的影响 由图2可知，形状因子值越大，基质-裂缝窜流量就越大，表明从基质流出到 裂缝的渗流阻力越小。在多重连续介质系统中，采用多层嵌套方法表征基质内流 体的流动规律。进行计算分析时，将基质分成了6层。取Km/Kf=0.00001，0.0001，0.001，0.01，0.1，研究不同岩石基质与裂缝渗透率比值下井底压力变化规律及多 重连续介质不同层的压力分布规律。：基质与裂缝的渗透率比值较大时，井底压 力下降快，分析认为，基质渗透率与裂缝渗透率相近时流体交换流动阻力小；相反，如果基质与裂缝的渗透率比值较小，如Km/Kf=0.00001，则井底压力下降不 明显，说明流体从渗透率极低的基质中流出来较困难。基质与裂缝的渗透率比值 较大时，流体在基质内部的流动阻力较小，流动速度较快，各层压裂达到拟稳态 的时间较短；反之，则流体的流动阻力较大，流动速度较慢，达到拟稳态流动的 时间较长。 3页岩气储层动用规律 在深入分析页岩气藏物性参数及流动特征的基础上，基于前文提出的离散裂 缝耦合多重连续介质模型建立了考虑页岩气吸附/解吸的多重孔隙介质压裂水平井复杂缝网数值模拟模型。模拟研究单元取水平井的一侧，网格数为60×40×2，研 究工区尺寸1200m×800m×20m，采用多重连续介质模型对每个网格中流体的流动 规律进行表征，并以离散裂缝局部加密表征具有缝网系统复杂特征的人工主裂缝

陆相页岩气勘探开发技术问题及对策(1)

四、陆相页岩气勘探开发存在的问题及技术对策 2、工程技术方面 （1）钻井技术方面 存在问题： 鄂尔多斯盆地陆相页岩气储层粘土矿物含量高，且主要由伊/蒙混层矿物组成，钻井过程中，特别是在长水平段钻进时，水基钻井液易滤失到地层而使粘土矿物膨胀，导致井壁垮塌等井下复杂事故； 技术对策： ①开展页岩气钻井井壁稳定性研究，优化钻井参数，避免钻井过程中井壁的缩颈或垮塌； ②开发油基钻井液体系，如白油基钻井液，闪点高、低毒、无荧光，既解决了页岩段钻井安全的问题，又有利于储层保护。 （2）固井技术方面 存在问题： 页岩气井固井采用了双密度水泥浆固井技术，但对于鄂尔多斯盆地陆相页岩气储层来说，压力低、微裂缝发育，固井水泥浆体系必然要滤失一部分水进入地层，对储层产生污染。 技术对策： 开发低密度泡沫水泥浆体系，降低水泥浆体系的密度，同时降低滤失量，降低固井过程对页岩气储层的伤害程度。 （3）压裂技术方面 存在问题：

①陆相页岩气主要采用大型滑溜水压裂工艺进行增产改造，一是每次（级）压裂需要使用2000方左右水，当水平井大规模多级压裂时，则需使用上万方水，这对水资源缺乏的陕北地区是一个严峻的考验；二是陆相页岩气储层粘土矿物含量高，地层强水敏，压裂时大量水进入储层会造成粘土矿物膨胀、分散运移，可能导致形成的页岩裂缝堵塞，影响最终的压裂效果；三是压裂后返排液量较大，外排可能对环境造成污染； ②水平井是页岩气开发的主要方式之一，分段压裂工具是水平井压裂的关键技术，目前使用的都是国外压裂工具，存在价格过高的问题； 技术对策： ①采用丛式井开采页岩气，将返排出的压裂液经过回收处理，再用于其它井的压裂施工。 ②探索和试验页岩气井纯液态CO2压裂工艺，利用陕北煤化工富余CO2的资源优势和CO2独特的物理化学性质，替代滑溜水进行压裂改造，不仅对储层无伤害，而且也没有压裂返排液需要处理及外排的问题； ③与国内高校、研究机构合作研究，开发出页岩气水平井压裂井下工具，降低成本。 （4）地面集输技术方面 存在问题： 页岩气井单井产量低，地面塬、梁、峁、沟纵横，管网建设难度

陆相页岩气选区标准

ICS DB 陕西省地方标准 DB XX/ XXXXX—XXXX 陆相页岩气选区标准 Geological regional selection standard of continental shale gas （征求意见稿） XXXX-XX-XX发布XXXX-XX-XX实施

目次 前言 (Ⅱ) 1 范围...................................................... 错误！未定义书签。2规范性引用文件............................................. 错误！未定义书签。 3 总则...................................................... 错误！未定义书签。 4 术语和定义................................................ 错误！未定义书签。 5 地质选区参数确定.......................................... 错误！未定义书签。 6 页岩气选区程序及标准...................................... 错误！未定义书签。 7 选区结果提交 (4)

前言 本标准按照GB/T 1.1-2009 标准化工作导则给出的规则编写。本标准由陕西延长石油（集团）有限责任公司提出。 本标准由陕西省能源局归口。 本标准起草单位：陕西延长石油（集团）有限责任公司。 本标准主要起草人：王香增、张丽霞、姜呈馥、孙建博、郭超。本标准首次发布。

煤层气井水力压裂伴注氮气提高采收率的研究

试验研究 煤层气井水力压裂伴注氮气提高采收率的研究 倪小明 1，2a ，贾 炳1，曹运兴 2b （1．山西晋城无烟煤矿业集团公司，山西晋城048006； 2．河南理工大学a．能源科学与工程学院；b．安全科学与工程学院，河南焦作454000） 摘要：最大限度地提高CH 4气体初始解吸压力是提高其采收率的重要途径之一。针对我国“低压” 煤储层的临储压力比小、初始解吸压力低、活性水压裂效果不甚理想的现状，系统分析了水力压裂伴注N 2增能压裂提高采收率的机理，结合施工现场情况，设计了水力压裂伴注N 2增能压裂煤储层工艺参数。屯留井田水力压裂伴注N 2增能压裂与常规活性水压裂的临界解吸压力对比表明：水力压裂伴注N 2能提高煤层气井排采初期的临界解吸压力，在其他条件相同的情况下，一定程度上能提高煤层气井的采收率。 关键词：N 2增能；水力压裂；煤层气；采收率中图分类号：TD82；P618文献标志码：A 文章编号：1008－4495（2012）01－0001－03收稿日期：2011－05－26；2011－09－25修订 基金项目：国家自然科学基金项目（40902044）；中国博士后科学基金项目（20100480848）；河南理工大学博士基金项目（B2009－51） 作者简介：倪小明（1979—），男，山西临汾人，副教授，博士后，主要从事煤层气抽采方面的研究工作。E －mail ：nxm1979@126．com 。 对煤储层压裂改造是提高煤层气井产能的关键 技术之一。为达到良好的压裂效果，国内外研究者从煤储层特性、压裂液性能、支撑剂性能、煤储层伤害、压裂过程裂缝展布、压裂效果的影响因素等方面 进行了卓有成效的研究 ［1－3］ 。清洁压裂液携砂能力较强，但对煤储层的污染较严重［4］ ；冻胶压裂液携砂 能力较强， 但煤储层温度低，低温破胶是其需要攻克的难题；CO 2泡沫压裂理论上能提高煤层气井采收率，但目前许多煤储层温度低，低温状态如何转化是 其主要瓶颈［5－7］ ；活性水压裂液因其价格低廉、来源广、 对煤储层的污染较少而成为目前储层改造的主要方式，但活性水压裂液携砂能力较差。为了更好地研究活性水压裂液伴注N 2压裂效果，笔者以屯留井田低压煤储层为研究对象，根据煤吸附CH 4和N 2的原理，对水力压裂伴注N 2提高采收率的工艺技术进行研究。 1 水力压裂伴注N 2提高采收率的机理 N 2泡沫压裂就是利用地面的泵注设备将N 2和 泡沫液形成的稳定泡沫以高于地层吸收的速率连续 不断地注入煤层，当达到煤的破裂压力时，破裂、裂缝延伸，强化地层裂缝连通，以提高煤层的导流能力。 煤储层中未注入液氮时，设煤储层压力为p ，含气量为V c ，CH 4气体的兰氏体积为V L1，兰氏压力为p L1，根据langumuir 等温吸附曲线，临界解吸压力如下： p 临1= V c p L1 （V L1－V c ） （1） 式中p 临1为CH 4临界解吸压力， MPa 。此时，设排采时的枯竭压力为p 枯，则可计算出理论采收率： η1=1－ p 枯（p L1+p 临1） p 临1（p L1+p 枯） （2） 式中η1为理论采收率。 向煤储层注入液氮后， N 2通过煤裂隙系统进入到煤孔隙中，此时的吸附可应用多组分气体吸附理论进行分析。N 2进入煤孔隙后， 当储层压力、温度、煤变质程度一定时，煤体对CH 4、N 2的最大吸附能力是一定的。此时，可近似认为单一气体和多组分 气体的兰氏体积不变。也就是单一CH 4与N 2混合后兰氏体积不变。注入N 2后，气体未产出时，煤储层中气体的压力增加，因在同样压力下煤储层对CH 4的吸附能力大于对N 2的吸附能力，排采时可把注入N 2的量换算为CH 4体积的当量，此时CH 4的临界解吸压力可表示为 p 临2= （V c +V cd ）p L1 （V L1－V c －V cd ） （3）

国外页岩气水力压裂技术及工具一览

国外页岩气水力压裂技术及工具一览 页岩储层具有超低孔低渗特性，钻完井后需要压裂改造后才得到经济产量。国外油田服务公司最新工具达到了很高水平，水平井裸眼封隔器投球滑套分段压裂技术用高强度低密度球级差达到1/16in，封隔器耐压差达到70MPa，TAM公司自膨胀封隔器最高可达302 °C ；泵送桥塞射孔分段压裂技术所用桥塞可分为：堵塞式、单流阀式和投球式复合桥塞，桥塞耐压差达103.4MPa，耐温232 °C ；哈里伯顿CobraMax H连续油管喷射工具系统，目前最多达到44段。这些为国内页岩气水力压裂完井方式与压裂工具的选用打下基础。 从应用工具角度看，分段压裂工艺方面主要包括：水平井裸眼封隔器投球滑套分段压裂技术，泵送桥塞分段压裂技术，水力喷射分段压裂技术。 从压裂工具方面分析，目前页岩气压裂技术有可膨胀封隔器/裸眼封隔器+滑套多级压裂，泵送桥塞射孔压裂联作多级压裂，水力喷射压裂等。在美国的页岩气开发技术中，可膨胀封隔器/裸眼封隔器+滑套多级压裂，泵送桥塞射孔压裂联作多级压裂技术比较成熟，使用比较广泛，可适用于较长的水平段；水力喷射压裂可实现准确定位喷射，无需机械封隔，节省作业时间，非常适合用于裸眼井、筛管井以及套管中井。 1、水平井裸眼封隔器投球滑套多级压裂系统 封隔器投球滑套多级压裂技术一般采用可膨胀封隔器或者裸眼封隔器分段封隔。根据页岩气储层开发的需要，使用封隔器将水平井段分隔成若干段，水力压裂施工时水平段最趾端滑套为压力开启式滑套，其它滑套通过投球打开，从水平段趾端第二级开始逐级投球，进行有针对性的压裂施工。水平裸眼井多级压裂目前已经是北美页岩气压裂开采主要技术手段，并越来越受到作业者的欢迎。水平井多级压裂技术关键在于封隔器（压裂封隔器和可膨胀封隔器）和滑套可靠性和安全性能，尤其是管外封压裂管柱的可膨胀封隔器和开启滑套的高强度低密度球材料决定技术的成功与否。 目前国外油田服务公司都有自己成熟的工具，高强度低密度球级差达到1/16in，封隔器耐压差达到70MPa，TAM公司耐高温自膨胀封隔器最高可达30 °C 。 QuickFRAC和StackFRAC HD Packers Plus公司是开放完井多阶段压裂系统的先驱，并在设计和制造各种解决方案的革新方面是行业的领导者。自2000年公司开始运营以来，Packers Plus已经完成了超过7750个系统，并负责了超过8万级压裂。目前已经研发了两套最先进的裸眼多级压裂系统：QuickFRAC系统和StackFRAC HD系统。QuickFRAC系统原理是一次投入一个封堵球开启多个滑套的多级压裂批处理系统，已实现15次投球进行开启60级滑套的多级压裂的施

页岩气开采压裂技术

页岩气开采压裂技术 摘要：我国页岩气资源丰富但由于页岩地层渗透率很低,页岩气井完井后需要经过储层改造才能获得理想的产量,而水力压裂是页岩气开发的核心技术之一。在研究水力压裂技术开发页岩气原理的基础上,剖析了国外的应用实例,分析了各种水力压裂技术( 多级压裂、清水压裂、水力喷射压裂、重复压裂以及同步压裂技术)的特点和适用性, 探讨了天然裂缝系统和压裂液配制在水力压裂中的作用。 关键词：水力压裂页岩气开采压裂液 0 前言 自1947年美国进行第1次水力压裂以来,经过50多年的发展,水力压裂技术从理论研究到现场实践都取得了惊人的发展。如裂缝扩展模型从二维发展到拟三维和全三维; 压裂井动态预测模型从电模拟图版和稳态流模型发展到三维三相不稳态模型,且可考虑裂缝导流能力随缝长和时间的变化、裂缝中的相渗曲线和非达西流效应及储层的应力敏感性等因素的影响; 压裂液从原油和清水发展到低、中、高温系列齐全的优质、低伤害、具有延迟交联作用的胍胶有机硼和清洁压裂液体系;支撑剂从天然石英砂发展到中、高强度人造陶粒,并且加砂方式从人工加砂发展到混砂车连续加砂;压裂设备从小功率水泥车发展到1000型压裂车和2000 型压裂车;单井压裂施工从小规模、低砂液比发展到超大型、高砂液比压裂作业;压裂应用的领域从特定的低渗油气藏发展到特低渗和中高渗油气藏(有时还有防砂压裂)并举。同时, 从开发井压裂拓宽到探井压裂,使压裂技术不但成为油气藏的增产增注手段,如今也成为评价认识储层的重要方法。 1 国内外现状 水力压裂技术自1947年在美国堪萨斯州试验成功至今近半个世纪了,作为油井的主要增产措施正日益受到世界各国石油工作者的重视和关注,其发展过程大致可分以下几个阶段: 60 年代中期以前, 以研究适应浅层的水平裂缝为主这一时期我国主要以油井解堵为目的开展了小型压裂试验。 60 年代中期以后, 随着产层加深, 以研究垂直裂缝为主。这一时期的压裂目的是解堵和增产, 通常称之为常规压裂。这一时期,我国进入工业性生产实用阶段,发展了滑套式分层压裂配套技术。 70年代，进入改造致密气层的大型水力压裂时期。这一时期,我国在分层压裂技术的基

页岩储层网络压裂技术研究与试验

［收稿日期］2012－04－06 ［基金项目］国家“十二五”重大专项示范工程项目（2011ZX05048－006－002） ［作者简介］贾长贵（1973—），男，河南安阳县人，高级工程师，博士，主要从事非常规油气水力压裂机理、优化设计、滑溜水及现场试验等方 面的研究与应用工作；E －mail ：cyyjcg@163．com 页岩储层网络压裂技术研究与试验 贾长贵，李双明，王海涛，蒋廷学 （中国石化石油工程技术研究院，北京100101） ［摘要］页岩储层压裂技术是页岩油气高效勘探开发的关键技术和核心技术。与常规低渗油气储层压裂单一长缝改善压裂效果不同，低孔极低渗的页岩压裂主要目标是形成具有有效导流能力的网络裂缝，确保压裂改造体积足够大， 且经济有效。提出了页岩网络压裂有效改造体积（ESRV ）的概念。在借鉴北美页岩气压裂的经验和前期国内页岩气压裂实践的基础上，针对我国页岩储层的具体特点，在压前进行评价方法、射孔参数优化、诱导复合测试压裂、网络压裂对策和排采技术等方面进行了探索性的研究，初步形成了页岩网络压裂技术， 现场试验效果明显，解决了裂缝性脆性页岩压裂易砂堵、成功率低的难题。［关键词］页岩；储层；网络压裂 ［中图分类号］TE38［文献标识码］A ［文章编号］1009－1742（2012）06－0106－07 1前言 页岩油气开发技术是近十年来全球最重大的能 源技术革命。以水平井多级压裂和“井工厂模式”为核心的页岩勘探开发技术促使了北美页岩油气的 成功开发， 其快速生产使美国天然气产量获得大幅度增长， 2011年页岩气产量高达1800?108m 3。我国页岩气资源量据预测为31?1012m 3 ，与美国页岩气资源量基本相当。我国“十二五”期间计划建产65?108m 3，页岩气开发前景广阔，但由于还未完全掌握页岩气压裂配套工具等关键技术和产品，要实现页岩气高效勘探开发和跨越式发展仍然有相当大的难度。 前期由于对我国页岩储层的特性和差异性认识不足，国内页岩气压裂多是仿照北美页岩气压裂模式，现场实施效果并不理想，主要表现为：一是砂堵井多，施工成功率低；二是部分井储层品质和钻井气显示很好，压裂工艺成功，但压裂后效果很差，或大量见水、产气量极低甚至无气产出。究其原因，主要是没有重视中美页岩储层的差异性，没有充分考虑 我国页岩储层的强非均质性特点，压裂设计的针对 性不强，同时在页岩储层压前评价和压后排采方面的工作也比较粗放。 文章在借鉴北美页岩气压裂的经验和前期国内页岩气压裂实践的基础上，提出了页岩网络压裂（effective simulated reservoir volume ，ESRV ）的概念，针对我国页岩储层的具体特点，在压前评价方法、射孔参数优化、诱导复合测试压裂、加砂程序优化和排采技术等方面进行了探索性的研究与现场试验，效果明显。 2页岩网络裂缝的概念 页岩气是国务院最近批准的第172个独立矿 种。它赋存于富有机质泥页岩及其夹层中，是以吸附和游离状态为主要存在方式的非常规天然气，成分以甲烷为主，是一种清洁、高效的能源资源和化工原料。颗粒粒径小于0．0039mm 的沉积岩均可称为页岩，大量脆性矿物会影响页岩储层质量，尤其是石英。页岩粒度不同会影响页岩充填物的渗透率，有时会使渗透率很低。粉砂质或砂质夹层可改善其

页岩储层水力压裂优化设计

第32卷增刊2010年11月 石 油 钻 采 工 艺 OIL DRILLING & PRODUCTION TECHNOLOGY Vol. 32 Sup. Nov. 2010 章编号：1000 – 7393（2010 ） S0 – 0130 – 03 页岩储层水力压裂优化设计 杜林麟1　春　兰2　王玉艳3　刘丽雯3　向　斌2 （1.东方宝麟科技发展（北京）有限公司，北京海淀 100083；2.中石油西南油气田公司低效油气开发事业部，四川成都 610017； 3.中石油浙江油田公司，浙江杭州 310023） 摘要：含气页岩由间隙气和吸附气组成，水力压裂是提高这类储层有效动用的唯一手段。本文在分析研究页岩储层特征的基础上，对适合于页岩的水力压裂模型和工艺参数优化进行了分析研究。页岩储层天然裂缝和层理发育，储层流体主要是在层理及天然裂缝系统中进行，针对砂泥岩地层的水力压裂数值模型（包括全三维模型）不适用于页岩储层水力压裂分析。DFN 离散裂缝压裂模型是基于连续均匀介质和多孔不连续非均匀介质力学理论的3D压裂数值模型，可用于模拟页岩和煤岩水力压裂中多裂缝、非对称缝和不连续缝，也可用于天然裂缝和断层发育地层中的不连续缝的模拟。在压裂工艺方面，对射孔方式、压裂液、支撑剂等进行了优选。研究结果也可用于裂缝性砂岩储层改造。 关键词：页岩；缝网压裂；同步压裂 中图分类号：TE357.1 文献标识码：A Hydraulic fracturing optimization for shale reservoirs DU Linlin1, CHUN Lan2, WANG Yuyan3, LIU Liwen3, XIANG Bin2 （1. Orient Baolin Technology Development（Beijing）Co. Ltd., Beijing 100083, China;2. Low-Efficiency Hydrocarbon Development Department of Southwest Oil&Gas Field Company, Petrochina, Chengdu 610017, China;3. Zhejiang Oilfield Company, Petrochina, Hangzhou 310023, China） Abstract: Gas bearing shale comprises gapping gas and adsorbed gas. Hydraulic fracturing technology is unique approach to en-hance productivity in such reservoirs. On the basis of analysis of shale reservoir properties, this paper introduces hydraulic fracturing model and technical parameters optimization applicable for shale. The study finds that hydraulic fracturing numerical model（including holo-three-dimensional model）specified for sand shale formation is not available for hydraulic fracturing analysis of shale reservoirs because fluid generally flows within beddings and natural fracture system. DFN discrete model, one 3D fracturing numerical model developed based on dynamics theory on continuously homogeneous medium and discontinuously porous inhomogeneous medium, is in-troduced to simulate either multi-fissures, asymetry fissures and discontinuous fissures in hydraulic fracturing of shale and coal-measure rocks or discontinuous fissures in natural fracture and mature fault formations. Meanwhile, casing perforation types, fracturing fluid and proppant are optimized. This finding can also be used to upgrade fractured sandstone reservoir. Key words: shale; fracture network fracturing; synchronous fracturing 1　页岩储层基本特征 页岩是一种渗透率极其低的沉积岩。天然气蕴藏在页岩孔隙空间及裂缝内，或吸附在页岩有机物的活性表面。间隙气与吸附气一起构成页岩天然气。 岩心分析表明，成熟、热成因的页岩主要被间隙气所饱和，吸附气所占比例在50% 到10%。相反，未发育成熟、生物成因的页岩主要被吸附气所饱和，间隙气所占比例很小。同时页岩孔隙空间中还被不同比例的水、气及可动油所饱和。储层性质最佳的页岩通常含油和含水饱和度低、间隙气饱和度高，因 作者简介： 杜林麟，1979年生。主要从事油田储层改造技术研究及现场应用工作，工程师。电话：0139-10513343。E-mai l：dfb l_d ull@https://www.sodocs.net/doc/c85232905.html,。

页岩水力压裂的关键力学问题_庄茁_柳占立_王涛_高岳_王永辉_付海峰

2016年第61卷第1期：72~81 引用格式: 庄茁, 柳占立, 王涛 , 等 . 页岩水力压裂的关键力学问题 . 科学通报, 2016, 61: 72–81 Zhuang Z, Liu Z L, Wang T, et al. The key mechanical problems on hydraulic fracture in shale (in Chinese). Chin Sci Bull, 2016, 61: 72–81, doi: 10.1360/N972015-00347 ? 2015《中国科学》杂志社https://www.sodocs.net/doc/c85232905.html, https://www.sodocs.net/doc/c85232905.html, 《中国科学》杂志社 SCIENCE CHINA PRESS 第517次学术讨论会?页岩气开发中的工程科学问题 页岩水力压裂的关键力学问题 庄茁①*, 柳占立①, 王涛①, 高岳①, 王永辉②, 付海峰② ①清华大学航天航空学院, 北京 100084; ②中国石油天然气股份有限公司勘探开发研究院廊坊分院, 廊坊 065007 *联系人, E-mail: zhuangz@https://www.sodocs.net/doc/c85232905.html, 2015-07-14收稿, 2015-08-30修回, 2015-08-31接受, 2015-10-16网络版发表 国家自然科学基金(11372157)和教育部博士点专项研究基金(20120002110075)资助 摘要页岩气的开采成为我国绿色能源开发的新领域. 尽管北美页岩气革命取得了成功, 水力压裂是成功的开采方式, 目前采收率仅为5%~15%, 问题出在哪里呢? 由此给力学家提出了巨大的挑战和机遇. 本文针对页岩水力压裂的关键力学问题, 阐述理论、计算和实验的研究进展和技术难点, 主要内容有: 页岩人工裂缝扩展的大型物理实验模拟平台; 考虑时间相关性的各向异性本构模型; 页岩起裂、分叉及多裂缝相互作用的断裂力学准则和模拟方法; 裂缝簇稳定性扩展的力学条件和创造缝网的多尺度有限元模型; 耦合断裂力学和流场压力的裂缝网扩展数值模拟方法. 关键词页岩, 水力压裂, 力学问题 1 “页岩气革命”风吹中国 页岩气是指以吸附和游离、时而还有流体相的形 态状态赋存于泥页岩中的非常规天然气. 美国和加 拿大是页岩气进行规模开发的主要国家, 页岩气年 产量约占天然气(干气)产量的1/4. 2013年, 美国能源 部能源信息管理局预测中国的页岩气储量排名世界 第一, 占比全球储量的36%, 是美国的1.5倍, 达到 1115×1012m3[1]. 北美页岩气的商业化开采给世界各 国的能源结构调整带来巨大影响, 加快页岩气资源 勘探与开发已成为页岩气资源大国的共同目标, 特 别是在我国不合理的能源消费结构背景下, 页岩气 开采将成为绿色能源开发的新领域, 从而成为缓解 原油产量不足, 降低减少煤化石燃料环境污染的有 效途径. 页岩油气规模开发主要依靠水平井和水力压裂 改造两项关键技术, 目标是增加储层宏观渗透率. 页 岩基质中气体的微流动(吸附、解吸、扩散与渗流)是 影响产气量的决定因素, 这也是页岩气不同于常规 天然气藏的主要区别. 北美“页岩气革命”取得了成 功, 但是根据美国页岩油气田的产量数据表明, 目前 采收率仅为5%~15%. 尽管水力压裂是成功的开采方 式, 仍不足以开采出大部分的油气, 地下几千米, 看 也看不见, 问题出在哪里呢? 由此给力学家提出了 巨大的挑战和机遇. 美国科学院院士、西北大学的Ba?ant等人[2]认为 在水力压裂裂缝扩展过程中, 局部裂缝失去扩展稳 定性是主要原因之一. 从现有页岩气开采技术层面 看, 我国页岩气开采同样面临更多的技术和方法的 选择与挑战. 我国的页岩地质条件与美国相比更加 复杂, 这是因为美国页岩储层主要是海相沉积, 而我 国有极其发育的陆相沉积; 美国页岩气产区主要分 布在比较稳定的大地构造岩层内, 页岩气埋藏深度 平均在1500 m; 而我国众多的页岩层都经历了强烈 的后期改造. 以四川和塔里木盆地为例, 其页岩气埋

页岩储层水力压裂裂缝扩展模拟进展_潘林华 (1)

收稿日期：20131204；改回日期：20140519 基金项目：国家自然科学基金“页岩气储层低频脉冲水力压裂增渗机理研究”（51304258）；“863计划”页岩气勘探开发新技术“页岩气压裂裂缝微地震监测技术研究” （2013AA064503）作者简介：潘林华（1982－）， 男，工程师，2006年毕业于中国石油大学（北京）土木工程专业，2013年毕业于该校油气田开发工程专业，获博士学位，现主要从事岩石力学、地应力和压裂裂缝起裂和扩展等方面的研究工作。 DOI ：10.3969/j.issn.1006－6535.2014.04.001 页岩储层水力压裂裂缝扩展模拟进展 潘林华 1，2，3 ，程礼军1，2，3，陆朝晖1，2，3 ，岳 锋 1，2，3 （1.国土资源部页岩气资源勘查重点实验室重庆地质矿产研究院，重庆400042；2.重庆市页岩气资源与勘查工程技术研究中心 重庆地质矿产研究院，重庆400042； 3.油气资源与探测国家重点实验室 重庆页岩气研究中心，重庆400042） 摘要：页岩储层低孔低渗，水平井多级压裂、重复压裂和多井同步压裂为主要的增产措施，压裂缝扩展和展布对于页岩压裂设计和施工、裂缝监测、产能评价至关重要。对大量相关文献进行了调研和分析，得出以下结论：①水力压裂室内实验是评价页岩复杂裂缝形态最直接的方法，但难以真实地模拟实际储层条件下的水力压裂过程；②扩展有限元、边界元、非常规裂缝扩展模型、离散化缝网模型、混合有限元法及解析和半解析模型为页岩气常用的复杂裂缝扩展模拟方法，但各种方法都有其优缺点和适用性，需要进一步改进和完善才能真实地模拟页岩复杂裂缝扩展；③天然裂缝分布和水平主应力差共同决定页岩复杂裂缝网络的形成，天然裂缝与水平最大主应力方向角度越小、水平主应力差越大，复杂裂缝网络形成难度越大；天然裂缝与水平最大主应力方向的角度越大、水平主应力差越小，越容易形成复杂裂缝网络。研究结果可以为页岩储层缝网压裂裂缝扩展模拟和水力压裂优化设计提供借鉴。 关键词：页岩气；水平井；水力压裂；压裂技术；裂缝扩展；室内实验；数值模拟中图分类号：TE357 文献标识码：A 文章编号：1006－6535（2014）04－0001－06 引言 页岩储层孔隙度、 渗透率极低，给页岩气的经济高效开发带来了极大的困难和挑战，长水平井段钻井和多段大排量水力压裂施工是页岩气开发的关键和核心技术 ［1－2］ ，能最大程度地增加压裂裂缝 的改造体积和表面积，最终达到提高产量和采收率的目的。页岩储层脆性大，天然裂缝和水平层理发育，压裂过程中容易发生剪切滑移和张性破坏 ［3］ ， 压裂裂缝不再是单一对称的两翼缝，可能形成复杂的网状裂缝，给页岩水力压裂设计、裂缝监测及解释、压后产能预测等带来诸多不便。压裂裂缝的展布特征和裂缝形态可以通过室内实验和数值模拟方法进行评价。笔者广泛调研了目前页岩储层水平井压裂技术、复杂裂缝室内实验模拟和数值模拟方法的现状，分析了各种页岩水力压裂技术及压裂裂缝模拟方法的优缺点，对后续页岩储层水平井水 力压裂技术的选择以及压裂设计具有指导意义。 1页岩储层水力压裂技术 页岩储层水力压裂是个复杂的系统工程，用液 量大、施工车组多、耗时长、资金耗费量大。页岩储层水力压裂涉及压裂设计、压裂工艺选择、压裂液选择与配置、压裂设备和井下工具选择、压裂裂缝监测等问题，需要进行系统的考虑和处理。1.1 页岩储层水平井多级压裂技术 水平井多级压裂技术是页岩储层开发的关键技术，长水平井段、多级水力压裂使页岩储层能够形成多条压裂裂缝，可以增大页岩储层与井筒的渗流通道［4］ 。目前常见的页岩水平井压裂主要有4 种。 （1）水平井多级可钻式桥塞封隔分段压裂技术 ［5－6］ 。该技术是国内外常用的页岩储层水力压

页岩气气井压裂用井口

页岩气气井压裂用井口技术规格书 一、产品设计、制造、检验执行的规范和标准： 1、SY/T5127-2002《井口装置和采油树规范》 2、API 5B《石油天然气工业套管油管和管线管螺纹加工测量和检验》 3、NACE MR0175《油田设备用抗硫化物应力开裂的金属材料》 4、API Q1《石油和天然气工业质量纲要规范》 5、A193《高温用合金钢和不锈钢螺栓材料规范》 6、A194《高温高压螺栓用碳钢和合金钢螺母规范》 7、SY5308《石油钻采机械产品用涂漆通用技术条件》 二、页岩气气井压裂用井口内容： 1、页岩气气井井压裂用井口是指安装在油管头之上的采气井口装置。 2、主要技术参数： 规范级别：PSL3 性能级别：PR1 材料级别；EE级 温度级别：P.U 额定工作压力：105MPa 通径：103.2mm 3、主要结构形式、配套和要求： ▲油管挂： 上、下部（两端）为油管长圆扣，主副密封为橡胶密封，油管挂主密封尺寸与原油管头内孔吻合，油管挂上部伸出油管头法兰160mm，外径192mm（7-5/8"）。 ▲盖板法兰： 规格为11″×105 MPa-4-1/16"×105 MPa，法兰厚度220mm ？，大端下部内径192mm，装有两道BT或P型密封，设有注脂孔及试压孔。 ▲阀门及仪表法兰： 盖板法兰之上装两只暗杆式阀门，规格4-1/2"×105 MPa。两只阀门之间安装一片仪表法兰，法兰配接头、考克、压力表。

▲异形四通： 异形四通通径103.2mm，通孔面加工法兰规格4-1/2"×105 MPa。 ▲双法兰短接： 三只双法兰短接，规格4-1/2"×105 MPa---3-1/2"×105 MPa，每只总长度400mm。 ▲盲法兰： 数量：6片，规格4-1/2"×105 MPa，配齐与双法兰短接连接螺栓、螺帽。▲“Y”型三通： 数量：3只，通径103.2mm，端部法兰规格4-1/2"×105 MPa。 三，增配转换法兰 增配盖板法兰一只： 规格为11″×70 MPa-4-1/2"×105 MPa，法兰厚度220mm ？，大端下部内径192mm，装有两道BT或P型密封，设有注脂孔及试压孔，。 四，出厂前要求： 页岩气井压裂用井口出厂前使用11″×105 MPa-4-1/2"×105 MPa 进行连接组装并做气密封试压合格后方可出厂。

页岩气开采中的水力压裂与无水压裂技术_孙张涛

页岩气开采中的水力压裂与无水压裂技术 孙张涛 吴西顺 （中国地质图书馆，北京 1000813） 摘 要：随着“十二五”规划的发布，页岩气的大规模勘探开发在我国被提上议事日程。对于我国目前的页岩气勘探开发而言，技术配套和攻关是首要任务，还需处理好相关的环境问题。然而，页岩气开采中常用的水力压裂技术始终面临着两大难题：水资源的大量消耗和压裂导致的相关污染等。因此，出于环保和节约水资源的考虑，国外许多公司都加大了对氮气泡沫压裂、CO 2 压裂和液化油气压裂等无水压裂技术的研发投入。无水压裂技术不仅可以解决缺水难题，还能减少页岩气开发对环境造成的污染，可谓一举两得。目前我国尚未完全掌握相关核心技术，水资源又相对缺乏，基于这样的现实考虑，无水压裂技术或许能够解决我国页岩气开发中的水资源难题。 关键词：页岩气开采 水力压裂 无水压裂 压裂技术 基金项目：本文受中国地质调查“国外地质文献资料集成服务与分析研究”项目资助（项目编号：1212011220914）。 收稿日期：2014-05-12 第一作者简介： 孙张涛（1981-），女，助理研究员，主要从事地学文献情报研究。 1引言 我国“十二五”规划明确提出了“推进页岩气等 非常规油气资源的开发利用”，随后《页岩气发展规 划（2011～2015）》（以下简称《规划》）也应运而生， 该《规划》明确要求“加大页岩气勘探开发技术科技 攻关，掌握适用于我国页岩气开发的增产改造核心技 术”。虽然水力压裂技术是现阶段开采页岩气的主流 技术，但由于存在诸多尚未突破的“瓶颈”，已成为欧 美国家页岩气辩论中最具争议性的一个话题。随着人 们对水资源和环境问题的重视，许多国外公司纷纷探 索水力压裂的替代技术。我国“十八大”报告强调要 “全面促进资源节约”以及“加强水源地保护和用水 总量管理”，《规划》中也提出要“减少用水量”以及要 “加强环保监测实现压裂液无污染排放”，在水资源 匮乏、生态环境脆弱的中国，若要大规模开采页岩气， 必须考虑并规避水力压裂可能带来的风险，因此，技术 突破和攻关在现阶段显得尤为重要。 2水力压裂技术 2.1 水力压裂原理 水力压裂是通过高压将数百万加仑的压裂液泵入 油井或气井中，冲破页岩层生成岩层裂隙以实现油气 增产的一项技术，如果注入的压裂液能保证足够的压 力维持荷载，裂隙可以延伸数百米。压裂液中大约99% 为水，其他主要是化学添加剂和支撑剂（如砂粒或陶 粒），以防止压裂裂隙闭合。添加到压裂液中的化学品 包括摩擦减速剂、表面活性剂、胶凝剂、规模抑制剂、 酸性试剂、腐蚀抑制剂、抗菌剂、黏土稳定剂等。表1[1] 为水力压裂过程中可能使用的某种或多种压裂液的组 成和用途。 1947年，在美国堪萨斯州首次应用了水力压裂技 术，但该技术被迅速推广则得益于近年来页岩气在 全球的兴起。2008年，在世界范围内打了5万多口水 力压裂井，据估计，如今一半以上的钻井都要进行压裂 作业[2]。

缝网压裂应用效果的分析与认识

缝网压裂应用效果的分析与认识 发表时间：2014-12-15T13:18:52.247Z 来源：《科学与技术》2014年第10期下供稿作者：刘会红 [导读] 裂缝导流能力是指充填支撑剂的裂缝传导或输送储集层流体的能力。 大庆油田有限责任公司试油试采分公司地质大队刘会红 摘要分析缝网压裂机理并联系现场施工情况，分析和说明了缝网压裂的应用效果。通过12口缝网压裂井的试油资料，对缝网压裂井的打入地层压裂液、日产油量、返排率等重要参数进行分析评价。得出了缝网压裂的特征：增产效果明显；打入地层压裂液大；返排率高；排液时间长；使用范围广。 关键词：缝网压裂；渗透率；应用效果；导流能力 1 缝网压裂的基本原理 缝网压裂技术的作用机理有相同之处，大致如下：（1）裂缝必须以复杂的缝网形态进行扩展。（2）迫使裂缝发生剪切破坏，错断、滑移，而不是进行单一的张开型破坏。（3）储层岩石有显著的脆性特征。（4）存在天然裂缝及其相互沟通状况。（5）实施“分段多簇”射孔实施应力的干扰，增大储层体积，这是实现体积改造和技术成功的技术关键。 图1 缝网压裂效果示意图 2 缝网压裂的理论分析 裂缝导流能力 裂缝导流能力是指充填支撑剂的裂缝传导或输送储集层流体的能力。定义为在储层闭合压力下，裂缝支撑剂层的渗透率与裂缝支撑缝宽的乘积，单位是 D?cm。 （1） 3 缝网压裂技术的现场应用效果分析 2014年中浅层共统计了12口井的缝网压裂情况。 表1 现场12口压裂井打入地层液量及返排率 3.1 增产效果好，日产油量大。 采用缝网压裂技术的压裂井比同区块比邻井产量较高，是同区块邻井产量的3.51倍。在最近几年统计的缝网压裂中12口井有9口井达到工业油层，占总井数75%。具体如图2

页岩气藏水力压裂效果影响因素及评价

193 1 水力压裂技术概况 多级压裂是指通过限流和封堵球对对储层进行分段，然后逐级进行压裂的技术。其能根据储层不同的含气特点对不同储层进行分段压裂，方法主要为连续油管压裂[1]。该技术是水力压裂的重要技术之一，在美国页岩气的开发实践中，大多数都采用多级压裂和水平井二者相结合的技术，只有少部分井采用直井压裂的技术，从产量上来看，水平井多级压裂后的产量为直井压裂产量的7-10倍，而且，从长期来看，采用多级压裂技术更能提高页岩气单井产量。多级压裂的主要特点表现为分段和多段压裂。对于水平井段很长的井，多级压裂可以显著提高产量，并且可以根据目的层的不同含气情况优化压裂层位。多级压裂技术不仅在国外，更是在国内涪陵区块获得了广泛应用。 清水压裂是指通过将减阻剂、支撑剂等许多不同类型的添加剂与大量清水混合后压入地层产生具渗流能力的裂缝，从而使储层获得工业气流的压裂措施。岩层被压开后，支撑剂对岩层起到支撑作用，从而使裂缝保持张开状态，从而达到压裂作业的效果。有实验表明通过在清水中添加支撑剂能明显改善不加添加剂的效果。同时，清水压裂队页岩气层的伤害相比凝胶压裂液更小，这也更有利于后续的排采作业，从而通过更低的压裂成本来获得更高产量。 除了上述技术外，水力压裂的关键技术还包括水力喷射压裂、重复压裂技术以及同步压裂技术。 2 水力压裂效果影响因素 影响水力压裂效果的因素有很多，包括储层特征因素、压裂材料及压裂工艺等。下文将主要介绍储层特征因素[2]。 储层自身的特征主要包括粘土含量或脆性矿物含量、孔隙度和渗透率、有机质（TOC）含量、杨氏模量及泊松比以及天然裂缝的发育情况[3]。 脆性矿物含量，石英、方解石等脆性矿物含量越高，压裂时更容易产生诱导缝形成复杂的网状裂缝。一般页岩孔渗较低时，压裂对储层的改造效果越好，也更容易改善页岩气的流动性，不过孔渗越低，游离气含量越低，压裂改造更多的是释放吸附在有机质和粘土矿物表面和孔隙中的吸附气。吸附气含量与有机质含量一般呈正相关关系，一般认为，吸附气含量越高，页岩气开发周期越长，而且有机质中的孔隙网络经过改造也能有更好的渗流能力。杨氏模量越高，泊松比越低，页岩的脆性也越强，这无疑更有有利于对页岩储层的改造，也更容易形成复杂的裂缝结构。天然裂缝发育的位置是压裂过程中较为薄弱的地方，因此更容易受到压裂的影 响，也更容易形成网状缝。 3 压裂效果评价 压裂效果评价无疑是水力压裂技术中既重要又复杂的一环，前文已述，压裂效果的影响因素很多，包括储层特征因素、工艺因素及施工因素三大方面，评价压裂效果应充分考虑这三个方面。而压裂效果评价的主要目的是为了不断改进压裂工艺，优化压裂设计，并指导后续作业。本文将主要从工艺性和增产性这两方面来评价压裂效果。目前主要的评价技术包括压裂作业过程中的动态监测方法，同位素示踪剂技术、井温测井、压裂恢复测试，主要是为了研究靠近井筒的缝高情况，延伸情况、裂缝导流能力及增产效果[2]。 目前国内对页岩气的勘探开发集中于海相页岩之中，海相页岩的地质条件相对稳定。在这种情况下，对压裂层段的优选以及能否压开裂缝达到有效改造储层的目的是工艺性评价的关键。由于储层改造仅是页岩气能否高产的因素之一，其余还包括地质因素、后期排采措施等，因此仅就压裂而言，在地下通过压裂作业形成设计网缝，则可初步认为压裂作业达到了改造储层的效果。其评价指标包括，改造裂缝的几何参数、污染参数等。 压裂改造储层的是为了实现页岩气井的高产并实现稳产。通过将压裂前后的产能大小进行对比可以来评价压裂增产效果。具体的评价指标包括增产的倍数、绝对产能大小以及压裂的有效期等。影响最后增产效果的因素也很多，主要为地质条件及压裂改造中的施工工艺。通过评价增产性结果有助于改进压裂层段的选择以及优化压裂工艺及方法。 4 结论 1.脆性矿物含量、孔隙度和渗透率、有机质（TOC）含量及杨氏模量越高，泊松比越低越有利于压裂，改善储层缝网结构。 2.压裂效果评价包括工艺性评价及增产性评价，工艺性评价包括改造裂缝的几何参数、污染参数，增产性评价指标包括增产的倍数、绝对产能大小以及压裂的有效期等。 参考文献 [1]唐颖，唐玄，王广源，等.页岩气开发水力压裂技术综述[J].地质通报.2011，30[2-3]：393-399 [2]黄志文.压裂效果评价方法及目标性分析[J].内蒙古石油化工.2009，14：43-45. [3]袁俊亮，邓金根，张定宇，等.页岩气储层可压性评价技术[J].石油学报.2013，34（3）：523-527. 页岩气藏水力压裂效果影响因素及评价 穆超 大庆油田有限责任公司井下作业分公司　黑龙江　大庆　163000 摘要：本文过对水力压裂效果影响因素和评价方面的研究，对水力压裂技术的完善和发展提出建议。关键词：页岩气　水力压裂　因素　评价 Evacuation and analysis about effect factors of hydraulic fracturing of Shale gas reservior Mu Zhao Daqing Oilfield Company ，Underground Work Branch ，Daqing 163000 Abatrct：The author introduced evacuation and analysis effect factors of hydraulic fracturing of Shale gas reservior，then put forward the suggestion about this technologies. Keywords：Shale Gas；hydraulic fracture；factors；evacuation