DY2HF深层页岩气水平井分段压裂技术

DY2HF井是位于川东南丁山构造、目的层为龙马溪组海相页岩气的重点探井,具有高温、超高应力的特点。为解决该井压裂作业存在的施工压力高和加砂困难等难题,开展了深层页岩气水平井分段压裂技术研究。根据丁山页岩特征和地应力状态,进行了井口施工压力预测和排量优化,建立了水平井段多裂缝覆盖率计算模型,并结合诱导应力场计算结果进行了段簇优化。根据页岩气网络压裂技术的特点及该井的具体情况,确定采用高减阻低伤害滑溜水和活性胶液进行混合压裂,采用低密度高强度覆膜支撑剂进行组合加砂,并对压裂参数进行了模拟优化。DY2HF井分段压裂井口限压95 MPa,施工总液量29 516 m3,总砂量319 m3,最高排量13.6 m3/min,滑溜水减阻率达78%,胶液完全水化,压裂后获得高产工业气流,实现了深层页岩气水平井压裂技术突破。该井分段压裂结果表明,丁山等深层页岩气已经具备了有效勘探开发的技术基础。      

湘页1井大型清水压裂工艺技术研究

湘页1井是位于湖南境内的一口页岩气勘探重点井,页岩层段气测显示良好,孔隙度和渗透率低,需要大规模压裂释放页岩气。根据岩石特征研究,湘页1井页岩脆性矿物含量高、主应力差异小、天然裂缝发育,体积压裂适应性强。该井目的层埋藏浅,施工摩阻低,采用清水代替滑溜水进行压裂,施工用液1 520 m3,累计加砂82 m3,压后最高产气量2 700 m3/d,为今后页岩气井压裂施工起到一定的借鉴作用。     

网络压裂技术在川东南涪陵地区页岩储层改造中的应用

川东南涪陵地区五峰组—龙马溪组页岩储层地质条件优,可压性好。借鉴北美地区页岩气勘探开发成功经验,以实现网络裂缝为目标,配套了滑溜水+线性胶压裂液、低密度覆膜砂支撑剂、网络压裂参数优化以及电缆泵送桥塞/射孔联作等分段压裂关键工艺技术,现场应用增产效果显著,探索形成了适合于涪陵地区海相页岩储层特点的水平井网络裂缝压裂技术体系。     

覆压水化作用对页岩水力压裂缝扩展的影响

已有的页岩水化实验大多是在常压或较低围压的条件下进行的,而对于地层应力状态下,页岩水化作用是否仍然存在以及其对水力压裂裂缝复杂程度的影响有多大等问题仍有待于探索。为了弄清在地层应力状态下水化作用时间对页岩水力压裂缝复杂程度的影响情况,采用真三维水力压裂物理模拟实验装置,基于相似准则开展了地层应力状态下考虑不同水化作用时间的压裂模拟实验,对不同水化作用时间形成的页岩水力压裂缝的发育特征进行了分析,并开展了现场水化试验。研究结果表明:①在地层三向应力条件下,岩样经水化作用后压裂形成的裂缝复杂程度更高;②页岩水化作用的影响程度由水化时间决定,水化时间越长,水化作用影响程度越大,压裂后形成的裂缝复杂程度越高;③页岩水化作用会使得压裂后在近井区域产生较为明显的复杂多缝效应,导致流动摩阻上升、施工压力升高,不利于后期施工;④水平井水化试验段压裂后的垂直缝体积分数较不水化压裂段低,水化起到了增加压裂缝复杂程度的作用。结论认为,该研究成果对于页岩气压裂施工工艺方式的确定和返排制度的优化具有一定的指导意义。     

威远龙马溪组页岩气藏加砂压裂异常原因分析及对策

页岩气藏人工裂缝起裂、裂缝延伸机理与常规储层有很大差异,且页岩储层天然裂缝和层理发育,体积压裂改造导致加砂压裂异常,影响增产改造效果。针对威远页岩气藏储层特性,统计分析了威远龙马溪组42井次754层段的压裂施工,其中73层段出现不同程度的加砂异常,从而归纳出导致加砂压裂异常的主控因素,包括气藏埋藏、天然裂缝发育情况和页岩页理层理结构、矿物组分等,形成高密集度加砂压裂、混合压裂、连续加砂综合压裂和复合暂堵转向压裂等4种针对性的工艺技术。采取配套适应储层特点的工艺技术,可提高龙马溪组加砂压裂改造的成功率,为页岩压裂设计优化和现场施工提供技术支持。     

段塞式加砂技术在页岩气缝网压裂中的应用

页岩储层裂缝扩展及延伸机理不同于常规储层,且微裂缝发育,压裂液滤失量大,常规的连续阶梯状加砂压裂工艺在页岩气开发中不适用。段塞式加砂工艺采用段塞＋中顶＋段塞的不连续加砂模式,具有降低近井摩阻、提高裂缝复杂程度实现缝网压裂、提高施工成功率等作用。此技术在国内某页岩气井压裂施工中得到了应用,施工一次成功率100％,并取得了较好的产能。     

页岩储层增产改造工作液的研究与应用

页岩储层具有脆性高、天然裂缝或层理发育、低孔特征和极低的基质渗透率等特点,四川盆地页岩储层压裂改造主要采用滑溜水或"滑溜水+线性胶"的"大液量+大排量"体积压裂模式。针对页岩储层特点,结合改造工艺要求,形成了低摩阻、低伤害、高防膨率的SD常规滑溜水体系及SD页岩气井压裂用线性胶体系。同时为了提高页岩气开发过程中对水资源的使用效率,减少环境伤害,研发出一套高效抗盐滑溜水体系,实现了对返排液高效回收利用。现场应用表明,SD常规滑溜水及线性胶体系性能稳定,现场配制方便快捷,降阻效果明显,完全满足页岩气体积改造的要求;SD高效抗盐滑溜水体系实现了高矿化度下返排液的重复利用,满足了页岩气经济、环境保护的开发要求。      

页岩气藏压裂支撑剂沉降及运移规律实验研究

页岩气资源储量巨大,但由于页岩渗透率低,往往需要压裂才能有效开采。滑溜水压裂有利于形成复杂的裂缝网络,是中外页岩储层压裂改造首选的压裂液体系。由于滑溜水粘度低,携砂能力差,增加了滑溜水压裂的风险。中国在该领域的研究尚处于起步阶段,尤其对滑溜水携砂支撑剂沉降及运移规律的研究更少,同时缺乏必要的实验手段。为此,设计了裂缝模拟装置,通过实验模拟了施工排量、缝宽、支撑剂粒径、压裂液粘度和砂比等参数对裂缝内支撑剂沉降和运移规律的影响,获得不同参数下支撑剂的沉降速度和水平运移速度,分析了各因素的影响规律,并求解了各因素对支撑剂沉降速度和水平运移速度的修正系数。结果表明,随着缝内流速和压裂液粘度的增大,支撑剂沉降速度减小,水平运移速度增大;随着支撑剂粒径与缝宽比值和砂比的增大,支撑剂沉降速度和水平运移速度均减小。     

滑溜水压裂裂缝内砂堤形成规律

页岩气压裂施工规模大,常采用摩阻较低、容易沟通天然裂缝的滑溜水作为压裂液,但滑溜水黏度低,携砂能力差。采用透明平行板垂直裂缝物理模型,对滑溜水压裂过程中支撑剂在裂缝中的铺置过程进行了模拟。记录不同时刻砂堤的几何形态,时砂堤的形成规律进行分析。根据实验结果,将砂堤形成过程分为3个阶段,并分别给出了每阶段砂堤形态的计算公式。将支撑剂沉降模型、平衡高度计算模型及砂堤形态计算模型相结合,编制了计算程序,程序计算结果与实验数据有较好的一致性,可为滑溜水压裂设计及施工提供一定的指导。     

页岩气滑溜水压裂支撑剂输送实验及数值模拟研究

页岩气滑溜水压裂主要是在储层中形成网络状裂缝,并用支撑剂将压开的裂缝支撑起来以形成高导流能力的填砂裂缝。针对支撑剂在页岩裂缝中的输送机理开展研究。通过对支撑剂受力进行分析,并结合液固两相流耦合流动机理,在此基础上利用Fluent软件中欧拉-欧拉两相流模型对支撑剂输送进行了数值模拟。数值模拟与物理实验都是研究排量对砂堤形态的影响,结果表明:排量越大,裂缝入口处支撑剂越少,最终的砂堤厚度越低;实验与数值结果吻合度较高。研究结果可为实际页岩气压裂施工提供理论指导。     

页岩储层的岩石力学特性

页岩储层岩石具有基质致密,微裂隙、层理面发育,岩石性脆等非常规地质特征,其力学性质与一般的致密砂岩、碳酸盐岩相比具有一定的特殊性。为探寻这一特殊的岩石力学性质,利用MTS多功能岩石力学实验系统对取自四川盆地某区的M组页岩开展了三轴、单轴、巴西力学实验。结果表明：页岩岩石三轴平均抗压强度为265.75 MPa,平均杨氏模量为4.59×10⁴ MPa,平均泊松比为0.25,属于中硬地层;单轴垂向取样抗压强度（151.92 MPa）是水平取样抗压强度（为69.18 MPa）的2.2倍;页岩抗张强度较低,平均为2.94 MPa。综合分析页岩储层脆性指数后认为,M组页岩属于脆性岩石,储层脆性指数均超过50,有利于对页岩储层进行大型水力压裂;压裂应选择以滑溜水为主的体积压裂模式,压裂设计应遵循“大液量、大排量、高前置液比、小粒径支撑剂、低砂浓度”的原则。     

川南深层页岩气水平井体积压裂关键技术

针对川南深层页岩气水平井压裂技术不成熟、关键参数不合理和压裂后单井产量低的问题,在综合分析已压裂井压裂效果的基础上,结合川南深层页岩储层地质工程特点,以提高缝网复杂程度、增大裂缝改造体积、维持裂缝长期导流能力为核心,采用室内试验与数值模拟相结合的方式,优化了压裂工艺和关键参数,形成了以“密切割分段+短簇距布缝、大孔径等孔径射孔、大排量低黏滑溜水加砂、高强度小粒径组合支撑剂、大规模高强度改造”为主的深层页岩气水平井体积压裂关键技术。Z3井应用该技术后,获得了21.3×104 m3/d的产气量,较同区块未用该技术的井提高1倍以上;川南地区多口深层页岩气水平井应用该技术后获得高产,说明该技术有较好的适应性,可推广应用。川南深层页岩气水平井体积压裂关键技术为3 500～4 500 m页岩气资源的有效动用奠定了基础。      

JY1HF页岩气水平井大型分段压裂技术

JY1HF井是涪陵地区第一口海相页岩气水平井,为了获得商业性页岩气产量,对JY1HF水平井进行了分段压裂设计和工艺优化。在借鉴北美海相页岩气压裂经验的基础上,通过该井岩心资料、测井、岩石力学等数据,对龙马溪组页岩储层进行了压前评价。采用岩石力学试验、X衍射试验、诱导应力场计算和体积压裂动态模拟等方法,开展了压裂段数、压裂液、支撑剂、射孔方案和压裂工艺优化等综合研究,提出采用组合加砂、混合压裂工艺,泵送易钻桥塞射孔联作工艺进行大型水力压裂改造的方案。JY1HF井共压裂15段,累计注入液量19 972.3 m3,支撑剂968.82 m3,放喷测试获得无阻流量16.7×104 m3/d的高产页岩气流。结果表明,龙马溪组海相页岩采用水平井大型分段压裂技术,可获得较大的有效改造体积。JY1HF井的成功压裂为中国海相页岩气压裂改造积累了经验。      

深层页岩缝网压裂关键力学理论研究进展

随着埋藏深度的增加,构造复杂程度、地层温度和压力增加,地层闭合压力、地应力差、杨氏模量和抗压强度等力学参数也都有不同程度的增大,水平井分段多簇压裂技术在深层页岩气勘探开发中遭遇重大挑战,面临着以下亟待解决的问题:①深层高应力下页岩脆性与可压性评价;②高应力、工作液扰动和各向异性条件下多簇裂缝起裂与扩展;③缝网裂缝中支撑剂输送与铺置;④高应力水化条件下裂缝网络的长效支撑;⑤页岩多组分微观结构的力学作用机理。为了给深层页岩气储层压裂形成有效的裂缝改造体积提供理论支撑,基于页岩脆性与可压性评价、多裂缝网络竞争起裂扩展、裂缝网络中支撑剂输送、高应力下裂缝网络的支撑和水岩作用机理等深层页岩压裂关键力学理论,系统分析和阐述了相关理论的研究进展和发展趋势,进而指出了深层页岩气储层压裂关键力学理论的发展方向:①高温高应力下流固耦合的页岩脆性模型和可压裂性评价模型;②高温高应力水岩作用下页岩的本构方程和各向异性页岩破裂压力预测模型;③支撑剂输送下的三维裂缝网络扩展模拟;④裂缝网络中支撑剂转向输送机制和粗糙弯曲裂缝网络中支撑剂输送模拟;⑤缝网中各级裂缝导流能力综合优化;⑥页岩软化机制和水化微裂缝起裂扩展机理。结论认为,该研究成果对于推动和促进深层页岩气储层相关压裂理论的发展和压裂技术的进步具有借鉴和参考作用。     

滑溜水压裂主裂缝内支撑剂输送规律实验及数值模拟

滑溜水压裂时通过泵送大排量压裂液在储层中形成主裂缝为主干的裂缝网络,主裂缝内支撑剂的铺置状况直接影响油气井的产能。采用自主设计的大型可视化平板裂缝装置来研究大排量泵送时主裂缝内支撑剂的输送规律,建立了相应的数值模型模拟了砂堤在不同时刻的铺置形态,并分析了湍流对支撑剂铺置的影响规律,为滑溜水压裂时主裂缝内支撑剂的有效铺置提供一定的理论指导。研究表明,滑溜水压裂时支撑剂在主裂缝内的铺置规律与小排量压裂时不同:支撑剂首先在主裂缝入口处形成一个较低的砂堤,而在距入口较远处形成一个较高的砂堤,之后才一层一层周期性的覆盖在两处砂堤之上,直到达到最终的平衡高度;大排量压裂时易引起湍流,将主裂缝进口端暂时沉降的支撑剂重新卷入裂缝深处,形成类似“卷云状”的沉降结构;数值模拟与物理实验模拟得到的支撑剂铺置结果相似,证明了研究的数值模型具有一定的实用性。     

四川省宜宾地区龙马溪组页岩水力裂缝形态实验研究

水力压裂技术是页岩储层开发中的关键技术之一,如何实现储层改造体积的最大化,是制约当前页岩储层高效开发的技术难题。通过开展水力压裂物理模拟实验,直接观察水力压裂裂缝扩展形态,有助于准确认识裂缝扩展机理。通过对762mm×762mm×914mm四川盆地龙马溪组页岩露头和人工样品开展针对性实验研究,分别考察了天然裂缝,泵注参数(排量、黏度)对该龙马溪组页岩水力压裂裂缝形态的影响,同时采用声发射监测技术,对页岩储层声发射事件分布规律进行分析。结果表明,天然裂缝的存在是实现储层复杂裂缝形态的必要条件之一,其分布形态又决定了水力裂缝形态的复杂程度;对水力裂缝形态的评估需要将施工净压力、排量、黏度三者结合考虑,提高施工净压力有利于形成复杂裂缝,随着施工排量或黏度的增长,净压力呈现先增大后减小的规律,即当排量或黏度过高时,裂缝形态又趋于单一化;声发射监测结果能够客观反映裂缝在三维空间内的扩展趋势,声发射率和振幅与泵注压力曲线趋势一致,出现多个峰值,表明页岩水力裂缝扩展具有明显的非连续特征。本工作为页岩压裂机理研究探索了实验方法,为该区块现场体积压裂工艺设计、改造后评估提供实验依据。     

射孔孔眼磨蚀对分段压裂裂缝扩展的影响

非常规油气藏分段压裂施工中常利用射孔限流法促进段内多条水力裂缝均匀发育,压裂过程中,支撑剂会逐渐磨蚀射孔孔眼,致使射孔孔眼的限流作用失效。为研究射孔孔眼磨蚀现象对分段压裂中多裂缝发育的影响情况,耦合了孔眼磨蚀模型和水力裂缝扩展模型,建立了考虑射孔孔眼磨蚀的水平井分段压裂裂缝扩展模型。模拟结果表明:随着支撑剂磨蚀破坏射孔孔眼,孔眼的限流能力显著下降,导致压裂段内各水力裂缝尺寸差距增大。基于所建立的数值模型,研究了不同支撑剂浓度、压裂液排量条件下射孔孔眼磨蚀对压裂段内多条水力裂缝扩展的影响。结果表明:(1)压裂液内支撑剂浓度越高,射孔孔眼初期的磨蚀速度越快;(2)支撑剂浓度变化对段内裂缝扩展延伸的影响较小;(3)压裂液排量越高,射孔孔眼限流效果越好,压裂段内各裂缝发育越均匀。最后建议在分段压裂施工中尽可能提高压裂液排量,这将有助于压裂段内各裂缝的均衡发育。     

玛湖凹陷风城组页岩油藏水平井压裂裂缝扩展模拟

水力压裂是玛湖凹陷二叠系风城组页岩油藏有效的开发手段,但压裂裂缝扩展特征不明确。针对该区水平井压裂起裂难和加砂难的问题,亟需开展水力压裂模拟,明确天然裂缝、岩石力学性质和施工参数对压裂效果的影响。依据玛页1H井实际泵压、压裂液排量、加砂量等压裂施工参数,采用Abaqus软件和Petrel软件建立二维压裂裂缝扩展模型和三维水力压裂模型,开展压裂裂缝扩展数值模拟。结果表明,压裂改造效果与天然裂缝关系密切,天然裂缝发育处岩石抗拉强度越小,压裂裂缝越易被天然裂缝捕获;当压裂段内杨氏模量较大时,形成的压裂裂缝缝宽小,且多沿着天然裂缝走向扩展滑移,加砂难度大;当压裂段内杨氏模量较小时,形成的压裂裂缝缝宽较大,可直接穿过天然裂缝,加砂相对容易。