四川盆地威荣区块深层页岩气水平井压裂改造工艺

四川盆地南部威荣区块由于地质条件复杂、最大水平主应力和垂向主应力差异小、水平应力差值大、施工泵压高、敏感砂比低等原因,页岩气水平井的压裂施工面临诸多难题。为此,通过剖析该区深层页岩气水平井的工程地质特征及压裂改造难点,借鉴国内外页岩气水平井体积压裂的技术思路,确定了对该区页岩气水平井实施压裂改造的主体思路及技术对策,并在后续页岩气水平井的压裂改造中加以应用。研究结果表明:(1)威荣区块页岩气水平井采用常规压裂工艺形成的裂缝复杂程度低、整体改造体积偏小,射孔簇有效性难以保证,加砂强度低导致压裂后气井的稳产能力较差,并且难以应对套管变形井的压裂改造;(2)针对该区深层页岩气水平井的压裂改造难点,形成了"超高压、大排量、大液量、缝内暂堵转向、变排量"工艺、"分段多簇射孔优化+大排量"及"缝口暂堵转向"技术、"大排量、高黏度、低砂比、低密度、小粒径连续加砂"工艺和"连续油管快速处理+小直径桥塞、射孔枪分体泵送"的套管变形井压裂改造技术;(3)将所形成的压裂工艺应用于该区块5口页岩气水平井,压裂后获得的页岩气无阻流量平均值为26.11×104 m3/d,改造效果较好。结论认为,该研究成果可以为深层页岩气水平井的压裂施工作业提供借鉴。     

非均匀应力场影响下的裂缝扩展模拟及投球暂堵优化

水平井投球暂堵是实现致密油气藏压裂段均匀改造的关键技术,但目前针对压裂施工中实施不同投球暂堵工艺措施后多簇裂缝扩展形态的研究成果却较少,致使现场投球暂堵工艺措施的制订缺少相关的理论支撑,影响了该工艺在压裂施工现场的应用效果。为此,基于边界元方法建立了水平井"井筒—孔眼—裂缝扩展"全耦合模型,提出了暂堵球分配的计算方法,进而模拟在初始非均匀应力场条件下进行段内暂堵转向时暂堵球的投球数量、投球时机、投球次数及其对多簇裂缝扩展的影响。研究结果表明:(1)压裂过程中,射孔孔眼摩阻的限流作用会平衡诱导应力干扰带来的进液量差异,使得各簇裂缝中流体流动受到的阻力差距缩小;(2)当考虑初始应力场非均匀分布的影响后,各簇裂缝进液量发生明显的变化,高应力区域甚至出现不进液的无效射孔簇,而实施投球后,无效射孔簇会产生新的裂缝;(3)当初始最小水平主应力差(?σ_h)超过3 MPa时,在施工中期适当增加投球数量(大于单段总射孔数的一半),或者在中前期进行投球暂堵(包括在中前期分批次投球),有利于降低各簇裂缝的非均匀扩展程度;(4)当初始?σ_h低于2MPa时,应减少投球数量或在施工中后期投球,否则会加剧各簇裂缝的非均匀扩展。     

深层页岩气水力裂缝起裂与扩展试验及压裂优化设计

受地质构造、成岩作用等多方面因素影响,深层页岩的层理发育程度、脆性指数、岩石力学特性、最小水平主应力梯度及水平应力差都与中深层页岩有明显差异,使人工裂缝起裂压力更高,裂缝复杂程度更低,从而极大地影响了深层页岩气地层的体积压裂设计和安全施工。为此,利用大尺寸岩样,模拟研究了深层页岩气地层的水平应力差、压裂流体黏度、施工排量等地层和工艺参数及缝内暂堵措施对人工裂缝的起裂与扩展特征的影响规律。研究发现,裂缝起裂与扩展特性受层理胶结强弱、水平应力差及前置液黏度等因素影响较大,压裂裂缝容易沿层理起裂导致早期憋压超压,从而使施工失败,高应力差条件下裂缝扩展形态相对简单,前置中黏压裂液、缝内暂堵等措施有利于裂缝多次破裂、产生次生裂缝使裂缝复杂化。在此基础上,提出了密切割分段、短簇距射孔、组合液体及变排量施工等压裂优化设计方案,现场应用后深层页岩气产量获得了重要突破。      

永川深层页岩气藏水平井体积压裂技术

深层页岩气藏水平井压裂存在注入压力高、加砂难、稳产能力低等问题,针对永川龙马溪气藏地质特点,以形成体积压裂缝网为目标,采用优化后的高黏、低黏组合液体及粒径70/140目+40/70目+30/50目组合支撑剂,选择大通径免钻桥塞和可溶桥塞分段工艺,采用地质工程双甜点地球物理预测技术确定分段分簇位置,结合6段制混合注入模式和特殊加砂工艺保证顺利加砂,并配套了射孔优化、缝口暂堵技术、压后闷井方案增加裂缝复杂程度。实施井获得了较好的增产效果,达到体积改造目的。     

苏里格气田水平井段内精细分簇压裂技术研究与应用

暂堵压裂作为一项实现封堵老缝、造新缝、增大泄流面积的关键技术,已成为长庆油田老井稳产、新井提产的主体技术,具有效率高、成本低、见效快等技术优势。借鉴油井直井、定向井暂堵转向压裂的技术优势,结合长庆苏里格气田水平井固井完井桥塞分段压裂工艺技术特点,开发一种满足长庆苏里格气田储层特点及工艺需求的自降解暂堵剂,形成水平井段内无工具精细分簇改造技术。通过对段内已改造簇的人工裂缝及缝口进行封堵,使井筒升压,开启新簇裂缝,且在新簇的改造过程中,暂堵材料必须保证足够的强度对已改造簇持续封堵,待单段改造结束后暂堵材料开始自降解,提高了簇的开启和改造程度,实现簇间暂堵无工具精细化改造的目的。该技术现场试验效果显著,测试无阻流量是常规直井、定向井的９倍左右,是水平井平均无阻流量的 ２倍以上,单井产量明显提高。     

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。      

降低深层页岩气井压裂施工压力技术探讨

我国深层页岩气资源量丰富,目前已在川渝地区取得了单井产量突破.从施工效果上看,受埋藏深和闭合压力高的影响,多数深层页岩气井表现为施工难度大、砂液比敏感、加砂强度偏低、压后产量低且递减快,多数仍达不到商业开发价值.研究发现,施工压力偏高是普遍制约压裂设计和施工效果的关键.对比国外相同埋深页岩气井,国内深层页岩气井压裂施工压力普遍高出15～20MPa.施工压力窗口窄,导致多簇密切割、暂堵转向、连续加砂等主流工艺根本无法正常实施.鉴于此,基于室内岩石力学实验和数值模拟,分析了引起深层页岩气井高施工压力的主控因素,进一步探讨了降低施工压力的技术对策.从钻完井-压裂一体化、压裂地质评价-工程设计一体化、压裂施工-后评估一体化3个不同角度提出了深层页岩气井压裂技术发展建议,为实现深层页岩气井压裂有效降压-促缝-稳压一体化现场实施与控制提供了依据.     

页岩气水平井暂堵球运移特性数值模拟研究

水平井暂堵压裂技术是提高非常规储层改造效果的关键,而暂堵球在水平井中的运移及封堵特性的准确预判是水平井暂堵压裂成功实施的关键。因此,需要利用数值模拟方法模拟暂堵球在水平井的运移和封堵特性。由于CFD-DEM耦合模型能够将暂堵球颗粒视为旋转的球体,实现颗粒与流体之间的双向耦合,因此基于CFD-DEM耦合方法建立了页岩气水平井井筒暂堵模型,分析了暂堵球粒径、压裂泵注排量和暂堵球密度对暂堵球运移和封堵性能的影响,结果表明,对于?139.7 mm的单簇8孔螺旋分布式套管,孔眼与暂堵球直径之比为0.97左右时井筒暂堵效果最好;暂堵球的坐封效率随着泵注排量增大呈先升高后降低的趋势,泵注排量低于6 m³/min时,随着泵注排量增大,暂堵球坐封效率升高;泵排量为4～7 m³/min时,暂堵球的坐封效率较高;低密度暂堵球的坐封效率最高,高密度暂堵球的坐封效率最低;暂堵球最容易坐封在射孔簇后半段孔眼上,也能够坐封在第1个孔眼上。研究结果表明,基于CFD-DEM耦合的页岩气水平井井筒暂堵模型能够实现暂堵球在水平段运移过程的可视化,利用其可预测暂堵球的运移速度及坐封...     

段内多簇暂堵压裂中暂堵球直径优化研究

段内多簇暂堵压裂过程中，持续加砂造成孔眼冲蚀，直径变大。按照初始孔眼尺寸设计暂堵球粒径对封孔封堵效果差，段内多裂缝难以实现均衡扩展，造成水平井整体改造效果不理想。为优化暂堵球直径，提高孔眼封堵效果，开展了地面矿场孔眼极限冲蚀试验，结合井下鹰眼成像监测结果，明确了极限冲蚀下孔径增大幅度。通过三维建模几何匹配方法，优化了暂堵球直径并通过地面暂堵试验和井下暂堵压裂矿场试验加以验证。研究结果表明：极限冲蚀情况下，孔眼内部冲蚀程度远大于外部，孔眼形状由规则的圆形通孔变为喇叭形孔，极限冲蚀后内径介于区间30～35 mm,优化暂堵球直径区间为15～22 mm,为避免暂堵球缩径飞出孔眼，确定暂堵球最佳直径为22 mm;地面矿场暂堵试验证实了22 mm暂堵球可以卡封孔眼不脱落且起压速度快。研究成果可为现场选择暂堵球直径提供指导，提高暂堵球坐封效率与压裂改造效果。     

四川盆地页岩气储层暂堵转向压裂技术进展及发展建议

暂堵转向压裂技术是四川盆地页岩气藏高效开发的关键手段,但目前主要依靠现场经验施工。为进一步优化该地区暂堵转向压裂施工效果,分析了四川盆地页岩储层特征,回顾了暂堵转向压裂技术的应用历程,从暂堵材料、暂堵机理、裂缝转向机理、暂堵工艺及现场应用方面总结了该技术的主要进展,阐明了现场施工面临的挑战并提出了发展建议。微地震和产量测试结果表明,缝口暂堵转向压裂技术和缝端暂堵转向压裂技术对四川盆地页岩气藏压裂改造具有明显效果。页岩气藏常用的暂堵球和颗粒暂堵剂主要性能参数基本满足目前中浅层和部分深层页岩暂堵转向压裂要求,但施工过程中仍面临暂堵材料优选与施工参数优化缺乏理论支撑的问题和深层页岩气藏复杂储层条件的挑战,下一步应加强暂堵材料评价标准的制定,开展不同暂堵材料暂堵机理的研究,以及新暂堵材料的研发,为优化暂堵转向压裂施工参数、提升施工效果提供理论依据。     

页岩气井双暂堵压裂技术研究与现场试验

针对页岩气井暂堵压裂过程中存在暂堵压力升高不明显、施工压力未传递到裂缝内部、簇间暂堵与缝内暂堵无法有机结合等问题,通过选用压差聚合胶结型暂堵剂GTF-SM,并优化其用量及暂堵压裂工艺,形成了页岩气井双暂堵压裂技术。该技术在南川页岩气田LQ-1HF井分段压裂中试验了10段,与常规压裂井段相比,簇间暂堵试验井段的暂堵压力平均提高了4.3 MPa,缝内暂堵试验井段的暂堵压力平均提高了0.82 MPa,而且试验井段的裂缝长度平均增加了5.8%,裂缝面积平均增加了12.5%。该井采用?10.0 mm油嘴放喷测试,平均产气量23.37×104 m3/d,平均套压20.17 MPa,产液量277.44 m3/d,优于同区块采用常规压裂技术的页岩气井。试验结果表明,页岩气井双暂堵压裂技术能够形成较好的复杂缝网,可以满足页岩气田高效开发及压裂作业降本增效的需求,具有良好的推广应用价值。      

裂缝性页岩暂堵压裂复杂裂缝扩展模型与暂堵时机

通过修正页岩水力裂缝非线性拉-剪混合模式的黏弹塑性损伤本构方程，考虑射孔簇之间的流体竞争分流和压裂液对孔眼的动态冲蚀效应，发展了基于离散裂缝网络全局嵌入有限元法（DFN-FEM）的暂堵裂缝扩展数值算法，并通过现场压裂施工监测参数进行了验证。针对四川盆地深层页岩特征，建立了多簇复杂裂缝的交错扩展数值模型，开展了水平井多簇裂缝竞争扩展形态及泄流面积研究，分析了暂堵前后复杂裂缝的竞争干扰及交错扩展规律，优化了不同天然裂缝走向、密度及分簇方式下的暂堵时机。研究表明，两侧射孔簇的裂缝扩展对中间簇裂缝有显著限制作用，暂堵两侧裂缝有利于各簇均匀扩展；天然裂缝密度越高或天然裂缝走向越低，最优暂堵时机越靠后；威远页岩气天然裂缝分布特征下，不同分簇方式下最优暂堵时机以注液总时长的2/3为主。     

涪陵页岩气田西南区块压裂改造工艺现场试验

涪陵页岩气田西南区块具有断层发育、曲率及裂缝分布复杂等地质特征,压裂施工中滤失严重、加砂困难,压裂后产量偏低,主体区块压裂改造工艺适应性较差。在对已压裂井综合分析的基础上,采用暂堵转向压裂、定面射孔、优化粉陶用量和加入时机及优化段、簇间距等多种针对性措施,以达到降低施工难度,提高压裂效果的目的。现场应用表明：对于目前页岩气压裂工艺,暂堵剂加入次数不宜过多,有砂堵迹象后短时间内不宜加入缝内暂堵剂,簇间暂堵剂加入后需加入一定量的盐酸,降低施工泵压;簇间暂堵剂加入后,施工泵压响应明显,微地震结果显示转向效果明显;定面射孔方式在强曲率段效果较好;增加前期造缝阶段粉陶用量一定程度上可降低施工难度,提高综合砂液比;适当提前加入粉陶,结合阶梯控排量、胶液扩缝、中途变粒径等工艺,可有效降低压裂液滤失,降低施工风险,提升改造效果;对于井眼轨迹与最大主应力方向夹角较小的压裂段,适当放大段、簇间距,可提升压裂改造效果。该现场试验结果可为同类井的压裂改造提供依据和参考。     

页岩储集层水平井段内多簇压裂技术应用现状及认识

水平井段内多簇压裂技术能增加页岩储集层压裂裂缝复杂程度,提高簇间动用率,是有效改造页岩储集层的核心技术。对北美页岩气区块和中国四川盆地南部页岩气区块水平井段内多簇压裂技术的应用现状进行分析,并结合技术原理提出了几点认识：段内多簇压裂应与井间距合理匹配,并配套采用暂堵转向技术和限流射孔技术,增大射孔簇簇效率,促进裂缝均匀扩展,提高段内多簇压裂改造效果;北美页岩气区块采用段内多簇压裂技术增产,实现了页岩储集层高效开采,川南页岩气区块水平井段内多簇压裂技术起步较晚,目前在300~400 m井间距下主要开展了段内为6~8簇压裂现场试验;为了降低压裂成本、提高作业时效,长段多簇压裂将是实现效益开发的一个重要发展方向;但随着段内簇数不断增加,射孔技术、暂堵转向技术、射孔簇数与施工参数合理匹配等方面面临新挑战,亟需进一步研究,从而形成适合不同地区地质工程特征的段内多簇压裂技术。     

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。      

缝内填砂暂堵分段体积压裂技术在页岩气水平井中的应用

针对四川盆地页岩气水平井在压裂过程中因受到复杂因素导致套管变形、无法应用电缆传输射孔桥塞联作工艺的情况,采用了缝内填砂暂堵分段体积压裂新工艺。采用理论分析的方法并结合技术实践经验,建立了连续油管多簇喷砂射孔参数和缝内填砂暂堵参数优化设计方法,解决了页岩气套管变形水平井ZJ-1井大规模分段压裂的技术难题。现场施工论证和应用效果表明:①页岩气水平井连续油管多簇喷砂射孔缝内填砂暂堵分段压裂技术,可以对储层水平井段进行选择性分段压裂;②可在不使用机械封隔的条件下实现大规模分段压裂且分段效果稳定可靠,压裂作业效率与常规桥塞分段相当;③压裂后井筒实现全通径,可直接放喷测试,节约了占井时间。采用该缝内填砂暂堵体积压裂工艺技术在ZJ-1井实现了14段成功作业,获得同常规桥塞分段相当的SRV有效扩展体积和比同平台邻井更高的产气量,为页岩气水平井分段多簇体积压裂提供了一种新的改造手段与有效的工艺方法。     

复合暂堵剂暂堵技术

在页岩气、致密油等非常规油气资源的开发中,为有效提高水力裂缝的复杂程度,通过不同粒径暂堵剂的组合使用,在近井缝口或远场缝端可产生致密的暂堵剂封堵带,迫使流体转向,产生新的裂缝或者分支缝,从而达到增加裂缝复杂程度、提高油气产量的目的。室内通过对暂堵剂不同尺寸不同比例分布下的渗透率降低程度进行测试,结果表明,近井缝口暂堵粗/中/细颗粒暂堵剂的比例以40%/25%/35%最优,远场缝端暂堵中/细颗粒暂堵剂的比例以35%/65%最优。该复合暂堵剂耐温40～150℃,耐压差40 MPa,能够根据地层温度和降解剂的加量调节降解时间,满足压后生产的需求。现场施工结果表明,复合暂堵工艺可以有效实现裂缝转向,加大裂缝复杂程度,增产效果良好。该工艺可以给暂堵转向压裂施工设计者或水平井重复压裂施工设计者提供借鉴和参考。     

武隆区块常压页岩气水平井分段压裂技术

渝东南武隆区块页岩气储层水平应力差较大,高角度裂缝及层理缝发育, 难以形成复杂体积裂缝,低角度裂缝较难开启,裂缝转向难度大,同时储层为常压储层,要实现经济开发难度较大。为此,在分析武隆区块常压页岩气储层压裂改造技术难点的基础上,以提高裂缝的复杂程度、增大储层改造体积为目标,以滑溜水为压裂液,通过优化射孔簇间距、射孔簇长度和簇间暂堵,提高高应力差异系数下裂缝的复杂程度;采用连续加砂工艺和优化压裂规模,提高裂缝导流能力和保证裂缝在页岩气储层中延伸,形成了适用于武隆区块常压页岩气水平井的分段压裂技术, 并在隆页2HF井进行了现场试验,压裂后产气量达9.4×104 m3/d。分析隆页2HF井压裂资料发现,应用该技术可以提高裂缝复杂程度,形成网络裂缝,提高常压页岩气单井产量,从而实现常压页岩气的经济开发。      

威荣页岩气田水平井套变段暂堵分段压裂工艺技术研究

威荣页岩气田页岩气井套变频发,2017～2020年采用泵送桥塞分段压裂19口水平井,有9口井发生不同程度套变,导致桥塞不能被泵送到设计位置,严重影响改造的充分程度和压后产能,为此急需开展新技术攻关,解决套变后的分段改造难题｡文章通过一系列技术攻关形成了暂堵分段压裂工艺技术,该技术将套变段一次性全部射开,采用多次暂堵工艺,实现分段压裂｡以套变井WY43-1井为例,通过数值模拟和裂缝起裂规律研究,明确了合理的射孔簇数和暂堵压裂次数｡通过暂堵参数优化和室内实验,明确了暂堵材料的用量和性能要求｡WY43-1井套变段共开展18次压裂,12次暂堵,从压裂施工特征和裂缝监测来看,套变段获得了较为充分的改造,压后取得较好产能｡该技术对套变复杂井具有较强的针对性,可有效提高储层的改造充分程度,可在威荣气田进一步推广应用｡     

页岩气井套变段体积压裂技术应用及优选

套管变形会导致套变段以下无法应用泵送桥塞进行分段压裂,严重影响页岩气水平井的分段体积压裂改造效果。鉴于此,分析了3种页岩气水平井分段压裂改造工艺(暂堵转向、机械封隔和水力喷射)的适用性和优缺点,概述了3种套变段压裂技术(可降解暂堵球、缝内填砂和复合暂堵多级转向)在四川盆地长宁-威远区块的应用情况,进而优选出套变段分段体积压裂技术。研究结果表明:对轻度和中等变形的套变影响段采用缝内填砂或暂堵球技术分段,分段可靠性相对较好;对复杂和长度较长的套变影响段采用复合暂堵分级转向压裂工艺,施工风险较低。