Hydraulic Fracturing Technology for Deep Marine Shale Gas in Ordos Basin
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摘要:
鄂尔多斯盆地西部的乌拉力克组海相页岩气藏有利含气富集区面积达9 000 km2，但气藏埋藏较深，地层压力系数低，且总有机碳含量与含气性等指标较低，压裂提产的难度较大。为此，分析了乌拉力克组页岩气储层地质特征和压裂技术难点，针对该类深层海相页岩气储层裂缝延伸和加砂难度大的问题，优化多段少簇裂缝设计，同时将井筒井口压力等级提高至140 MPa；针对低压条件下大液量压后连续排采的要求，通过增加液氮伴注或者前置液态CO2增加地层能量，室内模拟和矿场数据拟合优化了压后控压排液生产制度。开展了直井高压混合压裂、水平井分段多簇增能体积压裂现场试验，单井压裂用液强度、加砂量及排量等关键参数达到四川页岩气水平，井下微地震监测裂缝带长579 m、带宽266 m，试气无阻流量直井突破10×104 m3，水平井超过20×104 m3，实现了大规模体积改造提高产量的目的。鄂尔多斯盆地海相深层页岩气压裂技术为该地区页岩气勘探开发提供了技术支持。
Abstract:The marine shale gas reservoir of Wulalike Formation in the western Ordos Basin covers a favorable gas enrichment area of approximately 9,000 km2. However, the reservoir is deep buried, has a low formation pressure coefficient, and exhibits low indicators in terms of total organic carbon content (TOC) and gas-bearing properties, making hydraulic fracturing for production more challenging. This work conducted a comparison and analysis of geological characteristics and fracturing difficulties of Wulalike shale gas, and the problem of fracture propagation and sand-adding of deep marine shale gas has been solved by optimizing more stages and fewer clusters fractures and upgrading the wellhead pressure level to 140 MPa. In response to the requirement of continuous drainage after fracturing with large liquid volume under low formation pressure conditions, by liquid nitrogen injection or pre-loading liquid CO2 to enhance formation energy, the post-fracturing pressure-controlled drainage production system was optimized through laboratory simulation and field data fitting. On site tests of high-pressure hybrid fracturing of vertical wells and multi-cluster energized volume fracturing technology of horizontal wells were conducted, the key parameters such as operation liquid capacity, sand amount, and discharge rate of energized fracturing of horizontal wells have reached the level of shale gas in Sichuan. The length and width of fracture zone is 579 m and 266 m according to the microseismic monitoring results, respectively. The absolute open flow has exceeded 10×104 m3 for vertical wells and 20×104 m3 for horizontal wells, suggesting that the production has been improved with large scale volume stimulation. The hydraulic fracturing technology for deep marine shale in Ordos Basin has provided technical support for the exploration and development of shale in Ordos Basin.
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Keywords:
- shale gas /
- horizontal well /
- volume fracturing /
- energized fracturing /
- managed pressure drainage /
- Ordos Basin
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四川盆地长宁页岩气区块是我国国家级页岩气示范开发区。自2009年以来，利用水平井与水力压裂技术开始在该区块大规模开发页岩气，取得了很好的开发效果。但统计发现，30%以上的水平井在水力压裂过程中出现了套管变形，不仅造成压裂段数减少、单井产量降低，同时出现了页岩气井完整性问题、缩短了页岩气井的生命周期，制约了页岩气的高效开发。
对于页岩气井压裂过程中出现的套管变形问题，许多学者研究认为，水力压裂过程中的断层激活可能是导致套管变形的主要因素[1-4]。其中，关于断层滑移量，有如下重要研究：ZHANG Fengshou等人[5]运用离散元方法模拟了压裂施工诱发的断层滑移，模拟结果显示，较小的排量和较低的黏度可以有效控制断层的滑移量，有助于减缓套管变形，较小的液量则有助于减缓诱发的地震活动；LIU Kui等人[6]提出了计算断层滑移量的半解析模型，分析结果表明，较小的摩擦系数会增加断层激活的长度，当断层的倾角为45°时，其对应的断层滑移量将达到最大；XI Yan等人[7]建立了断层滑移量、微地震震级和套管内径减小量3者之间的关系，研究结果表明，使水平井井眼轨迹远离裂缝发育带或平行于天然裂缝可以减小断层滑移量，从而可以减小套管内径减小量。以上研究均针对如何减缓套管变形问题给出了不少具有参考价值的建议，不足之处在于缺少现场数据支撑，尚不能直接指导现场实践。
针对如何合理优化压裂施工参数，笔者对长宁页岩气区块现行施工参数优化措施及套管变形情况进行了统计，分析了不同施工参数对套管变形的减缓效果；然后以该区块H平台为研究对象，基于地质数据建立了断层滑动的水力压裂数值模型，并利用现场压裂数据对其进行了验证；最后通过压裂数值模拟分析了不同滑动风险下的断层激活情况，并结合现场实践结果分析了不同施工参数的敏感性，给出了优化施工参数的建议。
1. 压裂参数优化现状
长宁区块页岩气开发区域目前主要有宁201、宁203和宁209等井区。其中，宁209井区是该区块新部署的井区。目前，只在宁209井区进行了施工参数优化。进行优化设计时，对裂缝发育带穿过的压裂段（套变风险压裂段）采取了减小压裂施工参数的措施：液量减小200～300 m3，排量减小2 m3/min。
对宁209井区与井相交的75条裂缝带的施工参数及套管变形情况进行了统计，结果见图1。
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图 1 宁209井区施工参数及套管变形情况统计结果Figure 1. Statistics on construction parameters and casing deformation in Ning 209 well area从图1可以看出：采取减排量和（或）减液量措施的裂缝带共75条，累计10处发生套管变形，套管变形比例为13.3%；只采取减排量措施的裂缝带有37条，累计3处发生套管变形，套管变形比例为8.1%；只采取减液量措施的裂缝带有23条，累计5处发生套管变形，套管变形比例为21.7%。而对于没有采取减小施工参数措施的宁201井区，与井相交的裂缝带共256条，与裂缝带相关的套管变形57处，套管变形比例为22.3%。对比可知，优化施工参数对套管变形的减缓效果较为显著，而减排量的效果目前看来要优于减液量。
尽管现场实践表明在减小施工参数的情况下，套管变形情况得到了一定缓解，但目前所采取的施工参数优化措施还停留在经验层面，没有相关理论进行指导，尚不清楚如何优化施工参数。
2. 断层滑动的水力压裂数值模型建立与验证
套管变形的主控因素为断层滑动，而断层滑动是由水力压裂引发的。因此，可建立断层滑动的水力压裂数值模型，通过数值模拟建立压裂施工参数与断层激活之间的定量联系。为此，选取长宁页岩气区块套管变形最严重的H平台进行分析。
2.1 微地震与套管变形的相关性
H平台H-1井、H-2井和H-3井的微地震信号与套管变形情况如图2所示。图2中，红色蓝框圆点表示套管变形位置，微地震信号球体大小代表震级。微地震信号以大震级事件居多，该处的裂缝尺度相对较大，而且微地震信号呈明显线性分布，符合断层滑动剪切特征[8]。因此，利用微地震信号可解释不同的小断层，解释好的断层用不同颜色表示。
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图 2 H平台微地震解释的小断层Figure 2. Small faults of platform H interpreted by microseismicmethod从图2可以看出，大部分套管变形发生在微地震小断层与井筒相交的位置附近。共12处发生套管变形，处在滑动小断层附近的达9处，说明大部分套管变形与断层滑动有关。
2.2 裂缝模型的建立
通过H平台三维地震和成像测井资料获取裂缝模型的方位、尺度和强度，运用DFN离散裂缝建模方法构建裂缝模型。整体裂缝模型由断层模型和层理裂缝模型2部分构成（见图3），其中断层模型可看作裂缝带，即用密集分布的裂缝片来描述。断层模型的方位分布由微地震数据（见图2）确定，用实测微地震数据描述地质情况可信度较高，且微地震数据可直观显示激活裂缝带的倾角，这使建立的断层模型更符合实际。成像测井可直观显示井周裂缝方位的分布情况，依据该区块一口直井的成像测井资料确定了层理裂缝模型的裂缝方位分布。经现场统计数据验证，天然裂缝的尺度分布符合幂律分布模式[9]。通过分析蚂蚁体与大型断裂的轨迹图来获取描述裂缝尺度分布的幂律指数，同时基于震源机制理论，用实测微地震震级来限定裂缝的尺度范围[10-11]。裂缝模型的绝对强度由成像测井数据确定，相对强度由到断层距离的属性体进行控制[12]。通常情况下，离断层越近，裂缝强度相对越高。
2.3 地应力模型的建立
在确定离散裂缝模型之后，需要考虑离散裂缝的不连续性对连续地质网格属性的影响[13]，对网格的地质力学属性进行粗化升级。网格粗化方法基于M. Oda等人[14]提出的裂缝张量理论，该方法将地层岩体分为连续的完整岩石和不连续的离散裂缝2部分，通过定义离散裂缝的刚度，将不连续离散裂缝的力学性质耦合到连续的完整岩石中，从而获取地层岩体的力学属性场。图4所示为H平台的岩体弹性模量场，可以看出，裂缝强度较大位置（断层附近）所对应的弹性模量相对较低。在对网格进行地质力学粗化后，用单井解释的地应力作为网格内的初始应力场，利用FEM有限元方法计算地应力场。图5所示为H平台的最小水平主应力。
2.4 水力压裂模拟及验证
水力压裂模拟基于摩尔–库仑临界应力分析准则，依靠裂缝孔隙压力、最大和最小水平主应力、裂缝方位和裂缝力学参数确定裂缝的力学活动状态，如受拉张破坏的水力裂缝、拉张破坏与剪切破坏共存的天然裂缝。在压裂模拟过程中遵循物质平衡原理，通过计算流体压力作用下裂缝开度的变化，保持水力压裂过程中所泵入压裂液体积与裂缝网络所能容纳体积的平衡来进行模拟。图6所示为H平台水力压裂施工后激活的裂缝带。由图6可知，在现场施工条件下，大部分断层均被激活。
在分析压裂施工参数对断层激活的敏感性之前，需要对比压裂模拟结果与该段的现场微地震、施工压力数据，以调整该段压裂模拟的模型参数，验证水力压裂模拟的准确性[15-16]。图7所示为H-1井第4段和H-2井第27段压裂的模拟微地震与现场微地震情况对比（黄色为模拟微地震信号，红色为现场微地震信号，信号球大小表示微地震震级）。压裂模拟中，先基于摩尔–库仑准则计算裂缝面的剪应力，后结合裂缝刚度求剪切位移，再通过计算裂缝滑动产生的地震矩求取微地震震级。因此，通过与现场微地震数据进行对比，可以修正裂缝模型的相关参数。
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图 7 H-1井第4段和H-2井第27段压裂模拟微地震与现场微地震对比Figure 7. Comparison of the simulated microseism and field microseism of fracturing in section 4 of Well H-1 and fracturing in section 27 of Well H-2图8和图9所示分别为H-1井第4段和H-2井第27段压裂的模拟施工压力与现场施工压力对比（蓝色为模拟施工压力曲线，红色为现场施工压力曲线）。通常情况下，现场施工压力为在地面测得的地面施工压力，通过与液柱压力、施工摩阻换算，可以求得井底施工压力，此压力决定压裂模拟过程中天然裂缝能否被开启激活。因此，通过与现场施工压力数据对比，可以确定压裂模型的准确性。
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图 8 H-1井第4段压裂的模拟与现场施工压力对比Figure 8. Comparison of the simulated and field construction pressure of fracturing in section 4 of Well H-1![]()
图 9 H-2井第27段压裂的模拟与现场施工压力对比Figure 9. Comparison of the simulated and field construction pressure for fracturing in section 27 of Well H-23. 施工参数敏感性分析
3.1 断层风险分类
由于发育方位有差异，地下断层在相同的地应力状态下可能会呈现不同的力学活动状态[17]。因此，可以通过识别其滑动风险的高低来对其进行分类。注入流体可能诱发断层滑动，滑动风险的高低通常取决于以下几个因素：地应力的大小和方向、断层的走向方位、孔隙压力的大小及摩擦系数。可利用定量风险分析方法识别断层滑动的风险[18]：1）基于地应力和断层数据建立地质力学确定性模型；2）依据地质力学建模过程中相关参数的不确定性，对均匀分布的地质力学参数进行随机抽样生成地质力学概率模型；3）利用摩尔–库仑准则得出断层滑动概率与孔隙压力的函数关系；4）基于水力压裂诱发的孔隙压力扰动值与滑动概率函数对断层滑动风险进行评估。断层滑动风险评估流程如图10所示。
断层滑动风险是在各输入参数值的基础上利用随机抽样进行上千次组合的结果，滑动概率为断层应力状态超过破坏线的组合数除以总组合数。由于每一个输入参数在其取值范围内都有中心值，因此组合结果中同样存在一个描述断层应力状态的中心值，此中心值决定不同滑动风险的断层在莫尔圆上的位置。例如，当断层的滑动风险概率为50%时，组合结果中发生滑动与不发生滑动的情况各占一半，此时该断层在莫尔圆上对应恰好满足临界应力状态的位置，如图11黄点所示。因此，在确定取值范围的情况下，断层滑动风险大小受应力状态中心值偏离破坏线的距离所控制。以孔隙压力变化后莫尔圆与破坏线相交点为中心，可以划分出高风险、中风险和低风险3个不同的风险区（见图11）。
H平台水力压裂施工后的断层滑动风险分析结果如图12所示。由图12可知，断层走向与最大水平主应力方向的夹角越小，断层滑动风险就越大。依据滑动概率的不同，H平台的断层整体归属于高风险和中风险2类（高风险>0.7；0.7>中风险>0.3；0.3>低风险），可见大部分套管变形均位于这2类断层附近（详细的断层滑动风险描述，见文献[19-20]）。从高风险和中风险断层引发的套管变形中各选1例（H-1井第4段压裂激活8号高风险断层、H-2井第27段压裂激活2号中风险断层，分别用图12中红色圆圈和黄色圆圈表示），分析不同滑动风险下断层在改变压裂施工参数时的激活敏感性。
3.2 高滑动风险断层激活分析
以经过现场数据验证的压裂模型为准，分别对高风险、中风险断层进行了施工参数敏感性模拟分析，建立了施工参数变化与断层激活特征之间的关系，给出了施工参数优化的合理措施。
以H-1井第4段的压裂为例，保持泵入排量不变，减小泵入液量时的断层激活情况如图13所示（灰色为生成的裂缝，蓝色为激活的断层，下同）。泵入液量分别为1 800，1 620和1 440 m3，对应断层激活长度分别为283，260和235 m，裂缝激活数分别为862，754和634条。由图13可知，在保持排量不变的情况下，随着液量减小，断层激活长度与裂缝激活数均呈现减小趋势。
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图 13 高滑动风险断层排量不变、减小泵入液量时的断层激活情况Figure 13. Fault activation status when flowrate is constant and the pumping fluid volume is reduced in the fault with high slip risk以H-1井第4段的压裂为例，保持泵入液量不变，减小泵入排量时的断层激活情况如图14所示。泵入排量分别为14.0，12.6和11.2 m3/min，对应的断层激活长度分别为283，281和277 m，裂缝激活数分别为862，832和811条。由图14可知，在保持液量不变的情况下，随着排量减小，断层激活长度和裂缝激活数均无明显变化。
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图 14 高滑动风险断层液量不变、减小泵入排量时的断 层激活情况Figure 14. Fault activation status when the fluid volume is constant and pumping flowrateis reduced in the fault with high slip risk高滑动风险断层施工参数（断层激活长度、裂缝激活数）敏感性分析结果见图15。由图15可知，在高滑动风险断层，对断层激活长度和裂缝激活数的控制，减小液量比减小排量更有效。
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图 15 高滑动风险断层激活长度和裂缝激活数的敏感性Figure 15. Sensitivity of the length of activated fault with high slip risk and the number of activated fractures3.3 中滑动风险断层激活分析
以H-2井第27段的压裂为例，保持泵入排量不变，减小泵入液量时的断层激活情况如图16所示。对应的断层激活长度分别为371，337和287 m，裂缝激活数分别为1 610，1 369和1 124条。由图16可知，在保持排量不变的情况下，随着液量减小，断层激活长度与裂缝激活数均呈现下降趋势，这与高风险断层变液量时的情况相似。
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图 16 中滑动风险断层排量不变、减小泵入液量时的断 层激活情况Figure 16. Fault activation status when flowrate is constant and the pumping fluid volume is reduced in the fault with medium slip risk以H-2井第27段的压裂为例，保持泵入液量不变，减小泵入排量时的断层激活情况如图17所示。对应的断层激活长度分别为371，357和210 m，裂缝激活数分别为1 610，1 450和654条。由图17可知，在保持液量不变的情况下，随着排量减小，断层激活长度与裂缝激活数呈现急剧减小趋势，这与高滑动风险断层变排量时的情况明显不同。
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图 17 中滑动风险断层液量不变、减小泵入排量时的断层激活情况Figure 17. Fault activation status when fluid volume is constant and the pump flowrate is reduced in the fault with medium slip risk中滑动风险断层施工参数敏感性分析结果如图18所示。由此可知，在中滑动风险断层，对断层激活长度和裂缝激活数的控制，减小排量比减小液量更有效。这与高滑动风险断层的模拟结果相反。
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图 18 中滑动风险断层激活长度和裂缝激活数的敏感性Figure 18. Sensitivity of the length of activated fault with medium slip risk and the number of activated fractures3.4 施工参数敏感性结果讨论
模拟分析结果表明，减小排量和液量，都能够减小断层激活长度，从而能在一定程度上控制断层滑动，控制套管变形，这也在理论上对现场实践结果给出了解释。模拟结果进一步说明，减小液量对高风险断层更有效，减小排量对中风险断层更有效，如果现场多数断层是处于中风险，则减小排量是最佳措施，这样也就能够解释现场减小排量要优于减小液量的统计结果。减小排量对高风险和中风险2种类型断层的影响，可从断层的应力状态作出定性说明。减小排量可使井底孔隙压力有小幅下降。对于高风险断层，其应力超出了临界应力，在小幅压力差Δp的作用下，断层仍处于高风险或接近中风险状态，如图19（a）所示；对于中风险断层，其应力处于临界应力状态，在小幅压力差作用下，断层应力状态移动至破坏线以下，由中风险变为低风险甚至无风险状态，如图19（b）所示。因此，减小排量对高风险断层激活的控制作用甚微，而对中风险断层激活的控制效果显著。基于以上分析，提出了“高滑动风险断层减液量，中滑动风险断层减排量”的压裂施工参数优化建议，为现场优化施工参数、减缓套管变形提供参考。
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图 19 断层压裂施工减小排量后的应力状态变化Figure 19. Stress state change of fault after the flowrate is reduced in fracturing4. 结论与建议
1）现场统计数据表明，在四川盆地长宁页岩气区块采取减排量和减液量的措施，能够有效降低套管变形的概率，且减排量的效果比减液量的效果更为明显。
2）模拟分析结果表明，减小排量和减小液量，都能够减小断层激活长度，从而能在一定程度上控制断层滑动，控制套管变形。模拟结果进一步说明，减液量对高风险断层更有效，减排量对中风险断层更有效，如果现场多数断层处于中风险，那么减排量是最佳措施。
3）压裂施工过程中，建议穿过高风险断层的井段优先采取减液量措施，穿过中风险断层的井段优先采取减排量措施。“高滑动风险断层减液量，中滑动风险断层减排量”的压裂施工参数优化建议，可减缓压裂施工对断层的激活，为解决套管变形问题提供参考。
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图 1 鄂尔多斯盆地西部乌拉力克组含油气富集区示意
Figure 1. Hydrocarbon enrichment area of Wulalike Formation in the Western Ordos Basin
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图 2 鄂尔多斯盆地西部乌拉力克组泥页岩岩相三角图
Figure 2. Lithologic triangle map of shale of Wulalike Formation in the Western Ordos Basin
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图 3 忠平1井乌拉力克组硅质页岩（井深4 263.20 m）中的放射虫化石
Figure 3. Radiolaria in the siliceous shale of Wulalike Formation in Well Zhongping 1(well depth of 4 263.20 m)
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图 4 李86井乌拉力克组测井解释成果
Figure 4. Logging interpretation of Well Li 86 in WulalikeFormation
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图 5 鄂尔多斯盆地西部乌拉力克组TOC直方图
Figure 5. TOC histogram of Wulalike Formation in the western Ordos Basin
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图 6 鄂尔多斯盆地西部乌拉力克组不同相带TOC对比
Figure 6. Comparison of TOC in different facies belts of Wulalike Formation
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图 9 E102X井17段施工压力与加砂量
Figure 9. Operation pressure and sand amount for 17 stages of Well E102X
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图 10 引进滑溜水黏度受矿化度影响曲线
Figure 10. The curve of the influence of salinity on the viscosity of imported slick water
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图 11 自主滑溜水黏度受矿化度影响曲线
Figure 11. The curve of the influence of salinity on the viscosity of self-dependent slick water
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图 13 鄂尔多斯盆地西部页岩气直井压裂试气效果
Figure 13. Gas testing results of vertical shale gas well fracturing in the western Ordos Basin
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图 14 页岩气水平井NP1井体积压裂裂缝监测图
Figure 14. Facture monitoring map of volume fracturing in Well NP1
表 1 鄂尔多斯盆地与国内外典型页岩区块储层特征统计结果
Table 1 Reservoir characteristics in Ordos Basin and typical shale play domestic and abroad
评价
项目储层特征参数 北美 四川盆地 鄂尔多斯盆地 Woodford地区 Haynesville地区 泸州地区 盆地西部 Louark组 龙马溪组 乌拉力克组 储层供气能力 埋深/m 3 200～4 690 3 000～4 800 3500～5500 3 600～5 000 压力系数 1.6～1.8 1.6～2.0 1.8～2.2 0.8～0.9 储层储气能力 优质页岩厚度/m 50～80 65～75 50～83 35～50 孔隙度，% 5.0～8.0 5.0～11.0 4.5～7.5 1.1～4.4 储层产气能力 总有机碳含量，% 6.00～12.00 2.00～6.00 2.80～6.00 0.43～1.52 含气量/（m3∙t−1） 5.70～8.50 2.80～9.40 5.00～7.50 0.94～2.21 游离气占比，% 85 80 80～85 40～70 形成复杂缝网能力 脆性矿物含量，% 55～75 65～75 52～75 65～75 天然裂缝发育程度 发育 不发育 发育 发育 应力差/MPa 4 4 15 8～12 弹性模量/GPa 15～34 7～24 18～31 35～42 
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表 2 鄂尔多斯盆地西部页岩气水平井完井参数
Table 2 Well campletion parameters of horizontal shale gas wells in the western Ordos Basin
井号 井身
结构套管外径/
mm套管内径/
mm套管
钢级套管抗内压/
MPaNP1井 四开 114.3 97.2 P110 97.2 ZP1井 三开 139.7 114.3 Q125 137.2 E102X井 三开 139.7 114.3 125SG 137.2 L52X井 三开 139.7 114.3 125SG 137.2 ZP2井 三开 139.7 114.3 125SG 137.2
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表 3 鄂尔多斯盆地西部页岩气水平井压裂参数对比
Table 3 Fracturing parameters of horizontal shale gas wells in the western Ordos Basin
井号 水平段长/m 压裂段数 单段簇数 单段排量/
（m3∙min−1）单簇排量/
（m3∙min−1）单段液量/m3 用液强度/
（m3∙m−1）加砂强度/
（m3∙m−1）施工最高压力/
MPaNP1井 1 000 13 4～6 10.0 1.6～3.3 1 400～2 000 21.40 1.18 78 ZP1井 1 020 15 5～8 8.0～14.0 1.5～2.6 1 600～2 000 29.90 0.97 83 E102X井 1 335 17 3～4 16.0～18.0 4.0～5.0 1 800～2 000 38.20 1.95 104 ZP2井 660 7 2～4 11.0～16.0 3.5～8.0 1 100～1 600 18.06 0.51 107
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表 4 NP1井1-13段微地震监测数据
Table 4 Microsesmic monitoring data of stage 1-13 of Well NP1
压裂段
序号微地震监
测距离/m事件点/
个裂缝带
长/m裂缝带
宽/m缝高/m 裂缝方
位（NE）/（°）1 930 69 322 111 42 119 2 863 610 679 467 158 121 3 814 226 666 403 84 118 4 753 842 620 323 156 113 5 677 1 591 828 412 176 119 6 615 1 515 809 394 168 117 7 539 1 303 586 232 186 98 8 490 813 554 265 179 109 9 424 393 414 136 174 104 10 383 164 455 176 162 119 11 353 63 401 145 135 122 12 336 172 679 188 127 124 13 330 211 511 205 147 108 合计/平均 330～930 7 972 579 266 146 115
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