压裂与钻完井技术的革新专场：

　　2013年3.10日是第五届石油产业高峰论坛进行的最后一天了，中国石油大学(北京)油气井工程研究所、博导李相方为我们演讲——同类型油气藏压裂技术选择及其评价方法：

　　各位专家、各位代表我讲的题目是不同类型油气藏压裂技术选择及其评价方法，我现在想说低油气藏，这个涉及到直井必须要压裂，在这两个我今天想谈一个观点，谁好谁差可能还有依据;首先说什么呢?直井分层压力和采的事不是太难，而水平的话主要是可以延的深，如果仅仅是靠暴露面积和直井的直径压裂面积比可能要算帐，然后水平井，水平井的概念是这样。我主要是想谈深油能力，其实它是一个线性流、径向流，那么一个是垂直渗透率，一个是水平渗透率，我现在想说垂直和水平渗透率需要考虑，那么水平渗透率比上垂直渗透率的根号是我要说的一个公式，但是我们的水平井在这个地方是竞相流，远处的是椭球的，所以把这个水流特征体现出来了。这样我们做了一个模拟，也就是一个是水平的长度，长度有点长没问题，这个厚度的话就是非常厚度，水平产能和这个两个之比，实际上薄的好，厚的不太好，但是对渗透率影响比较多，水平井可能不仅仅是暴露面所决定的，可能和渗透率有关系。

　　我们常规油气藏的模式只不过是把它的渗透率负了一些，把扩撒解析做了一些，但是这个面隔里和端隔里是垂向的，尤其是中媒介的比较发育，所以垂向渗透率可以加大。最近我们做了一个三维的大尺寸的不规则的油气藏的渗流实验，这个面隔里的大于垂向的，垂向的大于端隔的，这是我们第一次揭示，揭示渗透率的方向和常规的不一样。这也是涉及到压力方式和常规气不一样。我们说煤层气大家看到如果是直井压力的方向是沿着这个方向，渗透流的话是这样流，流到裂缝上，这个和我们的常规油藏不一样，然后我们说水水平井，这个是面渗透的隔离率流向水平井，它的处理方式和我们常规油漆藏不一样。而且这个压力半长是直井，如果我要增加两千平方的暴露面积，只是把井扩展到120就可以，我可以达到两千平方米，结果我的水平井长途要从一千到五千，也就是它增加几千米才能达到，仅仅是暴露面积我们如果水平井比压裂还有一比。煤层气和常规气的不同，这也是在未来的评价方面要注意，这个不一样了，这个隔离不一样，再就是水平井的流线密的多，它的水平渗透率也高了，所以我们从文献上还没有发现做这种处理，而且从国外的结果也都是把垂直渗透率是水平的十分之一，我们讲应该是讲产能，不应该光讲暴露面积。产能要讲渗透率渗透率也要讲气藏。

　　所以我们做了一个模拟，水平与直井的相关性，以后水平井像三口直井这样去做，做了以后发现面隔离和段隔离是这样一个情况，段隔离小的时候水平比较好，端丽里大的时候垂直的比较好，这个也是我们比较创新的把产能、渗透率、隔离，渗透方向结合起来可能是有道理的。

　　还有我想再谈另一个观点，就是考虑油气藏储藏特征，优化压裂方式。刚才是压裂和直井和水平井的关系，现在是考虑特征，这个特征比如说页岩气我认为页岩气热的时候，尤其国外取得成熟经验的时候大家不要忘记它的成败。就是说压裂共认为是常水平井多段压裂，而且是体积等等，这些确实对工业化是显著的，业绩也是主流，而且也要遵循的。但是油气藏的特征可能限制了很多把这个东西没有揭示出来，也就是长水平段多压裂缝，完了以后如果说我给你一个气藏让它产不出来，无论是什么气藏都产不出来，不光是页岩气。那就涉及到页岩气的产能规律是什么，我们统计了大量的页岩气的产能规律是从国外研究生论文里边，不光是公开，我们把公开的所有的做完，又把按照生论文的做完，做规律。大量的统计结果它的递减规律是这样，这是产量，产量大约是十天之内迅速递减，一百天以后就很稳的减了。我们一般是定产降压，或者定压将产，它是产量和压力同降，根本维持不了。所以这也涉及到我们国家的页岩气也遵循这个规律。这是成功的页岩气藏，那么它为什么降你根本控制不了，它的未来的文采你恐怕要好好的认识，因此我认为页岩气的评价可能还差的很远，它的准确性要大打问号，因为页岩气的量化特征不行，页岩气的气体的扩展规律不行，同时如果说真的不清楚也不行，包括含气性等，这样都让预测很困难。

　　我想说失败的地方，失败的地方如果水量大的时候肯定失败，为什么产能低是因为水的作用。我想说的不是这个意思，我想说我们承担了中石化的一个天然气的项目，是大牛地的。大牛地的开发基本是按照非常规的模式取得了很好的效果，因为在大牛地的气藏上下很多层，先开发的好层，好层确实好，而且逐渐的用的双分割里多段水平井压力，一般的大约十来米，压的话十来。结果有一个大八九、大六五的区块效果不太好，我们深入研究发现这个地方不太适合这个压力方式。昨天晚上我们的研究生去到华北区汇报提出一个观点，就是这个地方的孔渗不太好，而且可动水比较多。这时候气在采的时候水也采，在鄂尔多斯盆地中它是偏差的，展示了他的非常好的一面，但是大家不顾忌到这种水平井的方式下，这种压力方式的情况下，这种完井的方式下，这种气水比的情况下它是不合适的。它是一次阈值性的，这一千米的管就放上去了，然后就是分割其，有滑套，有几毫米的去喷，喷了以后就算投产了，但是投产低，水量比较多。

　　实际上我们研究直井的和斜井的差异很大，直井要好的多，因为直井的芳香性不一样，而水平井要把气打撒，这个量很大，而直井可以直接打散，这样来讲页岩气的压力成功非常成功，但是水高的时候也不会成功。我们的大牛地整个鄂尔多斯盆地很多压力没问题，但有些气藏肯定有问题，是因为能量不足，气液不足，积液也不同，这是要命的。我建议换一种压力方式，要有一个吸的过程和排的过程好的多，此外油嘴不要太小，这样反排太差，这个应该打直井，上的和下的好气体打水平井没问题。

　　另外就是压力时效性的问题，有效性的问题。我们统计过结果，压裂的裂缝的闭合在三个月之内，速度很快，六个月以后相对好一点，一年比较稳定。但是有些情况还是很严重的，严重在什么地方呢?就是我们承担了新疆的火山岩气藏，还有大庆的火山岩气藏，他们发现湿体代替不了生产，差异巨大，后来我们发现压裂起了很重要的作用。因为压裂开始挺好，三个月以后压裂整个的渗流变了，所以产不能用了，是因为我们的算帐是算在单项上，如果是两项，如果不太清楚流体的来项预测不了，你的产能预测不了，也就是闭合造成产能预测不对，结果他认为火山岩很复杂，实际不是这样的。自然产能的变化不太大，凡是压力井都产能变化，而自然误差小，这是压裂造成的影响对产能方程是非常重要的。

　　我们在讲有些压裂方式，这种预测都非常好，但是油藏的不同性质可能不行。最后一条是这样，也就是说压裂技术作为一个核心，它在支撑我们，它的渗流、暴露面积、预测等等，它将伴随着我们压裂的装备、技术、管理跨越式发展，因此对未来的井型和压力选择都有显著变化。我们在选择和设计的时候一定要考虑经济和技术性，这样才能达到最佳，我今天就给大家报告这么多。