不同类型液体水化作用下海相页岩巴西劈裂破坏特征

为了研究不同类型液体水化作用对页岩内部裂缝形态、岩石抗拉强度和巴西劈裂张性破坏模式的影响,选取昭通国家级页岩气示范区下志留统龙马溪组页岩气储层岩心,采用清水及滑溜水分别进行了水化预处理,通过CT扫描对比了页岩中裂缝结构的变化;然后开展巴西劈裂试验,研究了水化预处理后页岩试件抗拉强度及张性破坏模式;在此基础上,选取研究区内的两口水平井,在其压裂施工现场开展了水化预处理先导性试验。研究结果表明:①相同时间内,自发渗吸过程清水水化作用对海相页岩裂缝复杂程度的提升效果优于滑溜水;②清水表面张力更大且黏度更低,清水水化作用不仅能够促使原始裂缝延伸,还能诱发新的微细裂缝或分支缝,而滑溜水水化则以促使原始裂缝扩展为主;③水化作用使海相页岩发生损伤,其抗拉强度降低,经过清水、滑溜水水化预处理后的页岩试件抗拉强度相对未水化试件分别降低了35.6%和18.1%;④根据主裂缝延伸形态将页岩水化后巴西劈裂张性破坏模式分为阶梯形、折线形、分支形和弧形4种或是其相互组合,而未水化页岩张性破坏模式仅为直线形;⑤水化作用能有效提升海相页岩压裂裂缝复杂程度,建议在施工条件允许的情况下,射孔后在限压范围内高排量注入一定量清水并关井直至主压裂施工开始,为了降低主压裂施工难度,可以通过"低砂浓度、长段塞"泵注的策略来满足设计加砂量。     

四川盆地页岩气水平井压裂实践与展望

总结分析了川庆井下作业公司在四川盆地22井次、66 段页岩气压裂改造中形成的经验和技术,将压裂改造中涉及的龙马溪、筇竹寺等页岩层系与北美几个重点页岩气区的压裂改造技术现状进行了对比,归纳总结了四川盆地页岩气水平井压裂改造中获得的经验。并对即将开展的丛式水平井组压裂改造进行了分析,提出了多口水平井压裂相对于单井而言作用机理和技术思路的区别。结合长宁H2、H3平台丛式水平井组压裂改造方案和 “工厂化”施工模式的技术方案进行了剖析,旨在为四川盆地页岩气丛式水平井组的压裂改造提供新的技术思路和解决办法。     

四川盆地长宁地区页岩气水平井组“拉链式”压裂实践

经过几年的探索和实践,在四川长宁—威远国家级页岩气示范区内相继完成一批直井和水平井体积压裂改造并获得工业产能,初步形成了自主页岩气储层改造技术,下一步需要探索解决的就是如何通过"工厂化"模式来提高压裂作业效率的问题。为此,介绍了我国第一个页岩气丛式水平井井组长宁A平台的部署情况,针对该平台压裂改造工艺要求和四川盆地山地地形特点,对该平台"工厂化"作业模式进行了优化设计,在国内首次采用"拉链式"压裂作业模式对该平台开展了"工厂化"压裂。通过地面标准化流程、拉链式施工、流水线作业和井下交错布缝、微地震实时监测,实现了每天平均压裂3.16段,最大限度增加储层改造体积,充分体现了"工厂化"压裂对页岩气丛式水平井平台大规模体积压裂改造的提速、提效作用。同时还针对该井组"拉链式"压裂的施工工艺、作业模式、地面配套以及压后初步评价进行了综合研究分析,"拉链式"压裂实践表明:2口井的"拉链式"压裂相对于该地区前期水平井单井压裂作业而言,效率提高78%、增产改造体积增加了50%。     

CobraMax压裂技术在合川须家河气田增产改造中的应用

目前CobraMax压裂技术通过连续油管水力喷砂射孔,从环空进行主压裂施工,并通过砂塞分隔各压裂层,所有层位施工结束后使用连续油管液氮冲砂。使用该工艺可以提高压裂的针对性,不使用封隔器分层,在理论上不受分层级数的限制。在介绍该工艺的原理和在合川两口井的现场实施情况基础上,对施工进行了分析总结,为该工艺下一步更好的应用提出了一些建议。     

脉冲压裂技术探索

从脉冲压裂技术的作用本质出发,剖析了脉冲压裂的技术特征及其与常规压裂技术的区别,开展了脉冲压裂形成的裂缝模型的初步建构,结合现场实验井对脉冲压裂设计参数中的纤维浓度、脉冲时间、支撑裂缝特征以及对储层的适应性进行了分析评价,意在从本质上探寻该技术的作用本质和压裂设计参数的内在关联。通过以上的模型分析、现场实践与室内实验评价,初步建立了脉冲压裂重点设计参数的优化方法,筛选出了适应于脉冲压裂的压裂液与纤维材料。通过分析研究得出的结论可为脉冲压裂设计提供重要的技术参考。     

压裂油气藏产能岭回归预测分析方法

采用压裂后产能的岭回归预测分析方法，与目前广泛采用的单因素回归预测产能的方法进行了对比研究，并以大牛地气田盒三气层为例，对该气层的26口井的实际数据进行样本统计。通过岭回归分析的岭迹曲线确定独立变量的表现形式，建立了该气层的无阻流量的预测模型。预测结果表明，该模型拟合精度高，克服了目前广泛采用的单因素分析方法的不足，并通过预测模型分析了地层参数和压裂施工参数的影响，讨论了提高压裂效果的途径。     

凝析气井凝析液析出的动态行为

定义了流度函数,提出了应用凝析液析出的动力学方法模拟凝析气井随着时间变化天然气的重组分的凝析变化的一种新的分析方法。在低渗透凝析气藏开发中,一旦油藏以低于露点的井底流压生产,各个组分都存在一个完全稳定的状态;井的生产压差与产量变化将显著的影响凝析液在地层析出和聚积,而且在井筒附近更严重;同时,不可能靠关井来阻止凝析油的析出,’因为关井只会使得凝析油析出更加厉害。     

非连续铺砂裂缝动态闭合实验

采用脉冲式高频段塞压裂进行储层改造时,缝内支撑剂砂团在压后裂缝动态闭合过程中能否保持非连续有效分散,是工艺成功的关键因素。通过研制裂缝动态闭合过程模拟评价装置,对缝内压裂液滤失条件下的裂缝动态闭合过程开展了实验研究,分析了累计滤失量、缝宽及缝内流体压力等参数随裂缝动态闭合时间变化的情况。实验结果表明:压后裂缝动态闭合过程分缝内流体承压、承压过渡、支撑剂砂团承压3个阶段,且各阶段主控影响因素不同,分别受流体滤失、支撑剂砂团受压形变及局部嵌入破碎等因素控制;闭合过程各阶段缝宽变化及累计滤失量随闭合时间的增加,呈现出前期平缓、中期激增、后期平缓的阶段特征;同时结合非连续铺砂裂缝缝内支撑剂的分布状态,定义了缝内孔道率和缝宽持有率,可作为数学表征的参考值,能够精确描述非连续铺砂裂缝缝内孔道特征及动态缝宽特征。利用实验结果修正了滤失系数、支撑剂砂团高度及裂缝形变量等参数计算模型,可用于指导压裂参数优化设计以获取最优缝内孔道率。     

不动管柱喷射分段酸压技术在超深井的应用

塔里木油田深井超过6000 m,是典型的超深、超高压井,对不动管柱喷射分段酸压技术的应用提出了挑战。超深井喷射分段酸压要达到合理的喷射速度,要求在喷嘴组合、分段酸压设计上进行优化研究。针对塔里木油田哈拉哈塘地区喷射分段酸压的技术难点进行分析,优化出既能达到较高喷射速度,又能在泵压允许条件下完成现场施工的方案设计方法。通过在该地区碳酸盐岩储层中3口井的应用,共完成13段酸压施工作业,充分证明了不动管柱水力喷射分段酸压技术在超深井中的成功性,利用酸压施工曲线、停泵压力分析、邻井对比分析及压后测试等资料,完成对施工资料的后评估分析,达到预期效果,为超深井储层的不动管柱喷射分段酸压设计和施工方案的形成提供了参考。     

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凝析油气藏与常规油气藏的重要区别在于其生产过程的相态变化特性，富含凝析油的重组分的凝析量远远大于轻组分，压裂后在裂缝周围地带也会产生凝析油的析出现象。文章应用油气相的渗流模型，结合相平衡、初始条件和定压边界条件，以简化的组分模型为基础，使用IMPES数值计算得到了预测凝析油气藏压裂前后生产动态的数值计算方法，并以东濮凹陷QK气田某生产井为例给出了压裂后凝析液、天然气产能变化规律。最后，结合组分、裂缝长度变化，综合分析了引起产能变化的原因。