威远区块页岩气排采除砂工艺分析

页岩气藏目前主要采用水平井完井和桥塞分段大型水力加砂压裂的工艺进行开发,压裂砂堵泄压、压裂后排液和钻磨桥塞过程中均存在大量出砂工况,高压流体携带固相颗粒及砂粒,堵塞地面流程或井筒,造成设备管线冲蚀,严重影响排液的连续性和安全性。文章在系统分析页岩气井返排自身特点和存在的主要技术难点的基础上,优化页岩气井地面返排测试流程设计,研发配套了一系列地面返排除砂装备,并开展相关的工艺技术研究,最终形成一套以除砂器为中心的针对页岩气井的地面除砂技术与配套装备,运用该技术圆满的完成了多口页岩气井的地面除砂作业,效果显著。     

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。     

四川富顺页岩气藏压裂改造模式及返排工艺分析

四川页岩气藏经过近几年的探索和开发,在借鉴北美页岩气压裂技术经验基础上,已形成我国特色
的页岩气大规模水平井多级改造技术。四川富顺页岩气藏采用以速钻桥塞分级压裂技术为主导的页岩气分段压
裂改造技术,总体改造效果在整个四川页岩地区效果相对较好。文章分析了该区块压裂改造的技术特点、砂堵和
压裂后返排的工作制度,以及返排速率、压裂液破胶时间、意外关井和气液两相流动对返排的影响,为现场作业和
优化返排制度提供一定的经验和参考。     

页岩气储层压裂改造技术

通过资料调研,分析了页岩气的储层特征:页岩气藏储层中的页岩既是烃源岩也是储层,普遍富含有机质;页岩气藏储气类型以自由气和吸附气为主,吸附气以吸附状态赋存在于酪根和粘土颗粒的表面;页岩矿物组分复杂,渗透率极低,天然裂缝较发育.介绍了国外不同页岩气藏储层压裂改造工艺及相关配套技术;北美页岩气藏开发形成了以水平井完井和分段压裂为主的主体技术,以滑溜水和复合压裂液为主的压裂液体系,以分段多簇射孔、快速可钻式桥塞封隔、微地震裂缝监测和大规模连续混配的配套技术.中国页岩气资源量达20×10(12)-30×10(12)m3,开发潜力巨大,通过了解和学习国外页岩气开发现状和技术,从而加快中国在页岩气成藏理论、构造背景、地质成因、生储盖理论、开发方式、压裂改造技术及相关配套工具等方面的研究步伐,尽快实现中国页岩气的商业化开发.     

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。     

非常规压裂技术在川东页岩气开发中的应用研究

页岩气存在的页岩层一般孔隙度较小、渗透率较低、石英矿物质含量高、页岩层内页岩气流动性较低,天然形成的裂缝发育程度较高,所以需要对页岩层进行压裂改造才能获得较高且稳定的页岩气产量,非常规压裂技术是页岩气开发的核心技术之一,本文对非常规压裂技术地面配套施工技术进行了具体分析,升级优化页岩气压裂装置,完善压裂工艺地面施工布置,保证了非常规压裂技术施工质量。     

考虑解吸扩散的页岩气藏气水两相压裂数值模拟

水力压裂是实现页岩储层有效开发的重要技术手段,而准确预测页岩气藏压裂井产量是保证页岩气高效开发的基础。以油气藏数值模拟和数值计算方法为工具,在考虑页岩基质块解吸扩散和窜流条件下,建立了页岩气藏气水两相压裂渗流数学模型,推导了数值计算模型,并研制了页岩气藏压裂产能模拟器,定量分析了裂缝参数、物性参数和解吸扩散参数对页岩气压裂井产量的影响。研究表明：水力压裂能有效提高单井产量,是页岩气藏高效开发的有效措施;压裂裂缝导流能力和天然裂缝渗透率是页岩气开采的主控因素,日产气量和日产水量随压裂裂缝导流能力和天然裂缝渗透率增加而增加;基质渗透率和扩散系数对产量的影响相对较小。     

页岩气藏水相圈闭损害实验研究及控制对策 ——以四川盆地东部龙马溪组露头页岩为例

水平井分段水力压裂是开发页岩气藏的主要技术,但多数页岩气井压裂后压裂液返排率仅为10%~50%,潜在水相圈闭损害严重,需加大对页岩气藏水相圈闭损害的认识。以四川盆地东部龙马溪组露头页岩为研究对象,模拟压裂作业过程,利用裂缝和基质岩样开展了压裂液滤失与自吸实验,观察了页岩水相返排现象,评价了水相圈闭损害程度。实验结果表明:压裂液滤失与自吸作用将使基质含水饱和度显著增加,且在气藏压力下返排困难,从而引起基质渗透率、扩散系数以及气体压力传递能力大幅下降。分析认为,纳米孔隙发育、亲水性粘土矿物含量高以及超低含水饱和度现象普遍存在是页岩气藏水相圈闭损害严重的主因;加强返排机理研究,选择合适的表面活性剂,并采用非水基压裂液和高温热处理技术是解除或缓解水相圈闭损害的根本途径,也是页岩气井增产改造的重要发展方向。     

氧化爆裂提高页岩气采收率的前景

水平井分段压裂技术利用水力作用打碎页岩,形成缝网,以提高页岩气井的产量,但压裂液滞留造成的水相圈闭会影响改造效果。为此,考虑页岩中有机质、黄铁矿等组分易氧化的特征,基于"矛盾转化,变害为利"的思路,探讨了将压裂液滞留这一不利因素转化为改变气体赋存状态、激发页岩破裂的有利条件的方法,并分析了该方法在解决页岩气层水力压裂液滞留量大、损害潜力大、气井产量递减快、页岩气采收率低等问题中的应用前景。页岩有机质、黄铁矿氧化后会产生大量溶蚀孔缝,提升基块孔喉向裂缝系统的供气能力,同时氧化过程释放热量、增加孔隙压力可使岩石爆裂,诱发页岩微裂缝扩展、延伸,增加泄流面积、缩短基块内气体传输路径,从而达到解除损害、提高采收率的目的。该方法在现有水力压裂液中加入氧化流体,不仅可以利用现有水力压裂技术的水力作用"打碎"页岩,而且还可以利用氧化化学作用"爆裂页岩"。结论认为,该方法可以对页岩气藏传统的水力压裂方法形成有益的补充,在实现降本增效、页岩气井高产稳产与提高页岩气采收率方面具有广阔的应用前景。     

涪陵焦石坝地区页岩气水平井压裂改造实践与认识

水平井缝网压裂技术的应用大幅提高了涪陵焦石坝地区试验井组产量,促进了我国页岩气商业开发。在分析区块页岩储层构造及地质特征基础上,通过岩石力学参数测试和岩石矿物组分分析,评价了储层岩石脆性及其可压性。根据焦石坝地区五峰组-龙马溪组含气泥页岩段页岩有机质类型好、含气量高、脆性指数高的特点,以“复杂缝网+支撑主缝”为改造主体思路,增大页岩储层的改造体积为目标,优选了压裂材料,优化了压裂设计及配套工艺,确定了试验井组压裂改造工艺技术方法,形成了适用于涪陵焦石坝地区的页岩气水平井分段压裂改造技术。经过26口井的现场实施,效果显著,压裂井均获得了较高产能,平均单井无阻流量10.1×10⁴~155.8×10⁴ m³/d,证实了以“复杂缝网+支撑主缝”为改造主体的页岩气水平井分段压裂技术的有效性,为我国页岩气压裂改造积累了经验。     

四川深层页岩气藏压裂工艺研究和先导性实验分析

前期的气藏评价表明,四川盆地元坝区块自流井组页岩气藏可能具有商业开发潜力。但其埋藏深度多在4 000 m以上,远远超过了美国页岩普通层位深度范围（76~2 440 m）,因此,该区块深层页岩气藏的开发在国内外都属于独创性研究。在综合评价气藏的基础上,借鉴方深1井的页岩气藏改造经验,结合页岩气藏压裂机理,通过对入井管柱、压裂液配方、压裂规模和参数等多方面的研究,初步形成了适合于元坝区块深层页岩气藏的大型压裂工艺,并在YB9井实验获得成功,对同类深层页岩气藏勘探开发大型压裂施工具有借鉴意义。     

深层页岩气水平井储层压裂改造技术

四川盆地南部深层页岩气资源量大,但由于埋藏深、构造复杂,适于3 500 m以浅页岩气储层的分段体积压裂主体工艺技术在3 500 m以深页岩气储层的压裂改造中出现了不适应性,难以形成复杂缝网。为此,借鉴埋深为3 500 m以浅的页岩气实现规模效益开发的压裂工艺技术,结合深层页岩的构造与储层特征,形成了一套适合于深层复杂构造页岩气水平井的储层改造技术,并在渝西地区深层页岩气井的压裂改造中进行了现场实践。研究结果表明:①天然裂缝综合预测技术实现了对天然裂缝带的精细刻画及天然裂缝发育强度的定量预测,为后续压裂施工优化提供了依据;②在页岩储层可压性评价参数中,脆性指数、缝网扩展能力指数及含气性指数越大,储层可改造潜力越大、气井增产效果越好;③采用大规模前置液工艺,"高强度注液、低孔数、低浓度段塞式加砂"工艺,以及实施暂堵转向的缝网复杂度提升工艺,单井储层增产改造体积(SRV)与产能得到了有效提升。结论认为,所形成的储层改造技术适用于深层页岩气储层的压裂改造作业,可以为同类型页岩气井的压裂施工提供借鉴。     

深层页岩气水平井“增净压、促缝网、保充填”压裂改造模式——以四川盆地东南部丁山地区为例

由于埋藏深、地质特征复杂,致使针对中浅层页岩气藏的压裂工艺不能完全满足四川盆地东南部丁山地区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组深层页岩气储层改造的需要。为此,将地质与工程研究紧密结合,优选页岩气"地质与工程双甜点"区,开展深层页岩气水平井压裂技术攻关研究,对以往仅适用于中浅层页岩气储层的压裂模式进行改进,并将改进后的压裂模式与工艺应用于丁山地区3口深层页岩气井。研究结果表明:①该区西北部深层页岩气储层具备地质、工程"双甜点"特性,天然裂缝、层理缝发育为压裂后复杂缝网的形成创造了有利条件;②基于"双甜点"区域,研究形成了"前置酸+胶液+滑溜水+胶液"混合压裂模式,采用高黏滑溜水以提高液体携砂能力及造缝效果、"控近扩远"压裂工艺以提高远井地带有效改造体积、超高压装置以提高施工排量和缝内净压力;③3口深层页岩气井经过储层改造后,增产效果显著,测试页岩气产量介于10.50×10~4～20.56×10~4 m~3/d。结论认为,改进后的压裂模式与工艺可以为该区深层页岩气储层改造提供技术途径,为深层页岩气勘探开发取得突破提供支持。     

松辽盆地北部页岩储层地质评价及关键技术研究

近年来,松辽盆地北部页岩油的勘探开发不断取得突破,目前缺乏对松辽盆地北部页岩储层的成藏地质条件及油气藏特征的分析和总结。为此,通过对国内外页岩油气藏勘探开发技术进行调研,综合页岩储层地质和工程资料开展了埋深、厚度、储层条件等6个参数的对比分析。研究结果表明：具有商业开发价值的页岩油气藏有利区应为富含有机质的高压页岩油气藏,此类页岩油气藏具有构造稳定、地层压力系数大、优质页岩厚度大等特征。同时调研了地质条件对于页岩油气藏开发的影响,认为热演化程度、脆性、埋深等对于页岩油气的保存有利,钻井和选区时应尽量在裂缝发育区,以便于进行储层改造;同时页岩油气藏在层序地层、地球化学特征以及生产特征具有一定的共同点。在开发方面系统研究页岩油气藏在钻完井、压裂改造、产量生产优化等油气藏开发新技术和未来发展方向。研究结果对松辽盆地的页岩油气藏勘探开发和规模建产提供一定的借鉴,也为后期的松辽盆地页岩油气选区及井位部署提供参考依据。     

页岩气无限导流压裂井压力动态分析

我国页岩气可采资源量巨大,但页岩气藏大多数井的自然产能很低或无自然产能,开发过程中要实施储层压裂改造才具备生产能力。为此,在常规气藏压裂研究的基础上,针对页岩气产出过程中的降压、解析、扩散、渗流等特点,从页岩气渗流机理入手,以点源函数方法为基础,应用菲克拟稳态扩散模型,研究了页岩气在基质和裂缝中的单相流动,建立了页岩气藏无限导流压裂井评价模型,讨论了吸附系数、裂缝储容系数和窜流系数等参数对压力动态的影响,分析了页岩气藏压裂井动态特征及部分参数估计方法,解决了无法确定页岩气藏动态参数的难题,首次绘制了页岩气藏压裂井典型曲线。研究成果可为页岩气藏的合理高效开发提供技术支持。     

页岩气藏裂缝区地层孔隙压力准确求取方法

在钻遇页岩气藏裂缝区地层时,正钻井的地层压力与原始地层压力有较大差异,压裂后地层压力比压裂前地层压力有显著升高,利用传统孔隙压力预测方法求取的页岩气藏裂缝区地层孔隙压力不够准确。针对该问题,分析了不同工况下页岩气藏裂缝区地层孔隙压力动态变化的原因以及页岩储层的压裂增压机理,并提出了一种钻遇天然裂缝区及压裂作业区时求取动态变化的页岩气储层孔隙压力的方法。应用实例表明,该方法原理简单、机理明确,与现场测试结果吻合程度高,为一种准确求取页岩气藏裂缝区动态变化孔隙压力的有效方法,具有较高的实用价值。      

页岩气水力压裂裂缝缝网完善程度概论

受页岩气实际储层条件和施工工艺技术的限制,相同或相近的改造体积内的人工裂缝网络分布状态千差万别。仅用改造过的页岩气藏体积(SRV)进行改造效果的表征和评价,有可能导致评估认识上的偏差甚至错误。为此,利用人工裂缝扩展数值模拟技术和产能数值模拟技术,研究了人工裂缝和天然裂缝的空间分布状态、改造过的页岩气藏内部的压力状态和采出程度,提出了页岩气缝网、理想缝网、页岩缝网完善程度3个概念。研究成果表明:(1)在开采结束时,各目标区域根据被改造过页岩气藏内气体采出程度和生产时间,可以划分成"改造相对完善区""改造过渡区"和"改造不完善区"等3类;(2)缝网最终形态参数和储层特性是影响缝网完善程度的两个主要因素,对于特定的气藏在井眼轨迹给定的情况下,人工裂缝的方向、长度、导流、高度和空间位置是影响页岩气缝网完善程度主要因素。结论认为,页岩气水力压裂裂缝缝网完善程度理论的提出,丰富了页岩储层改造技术理论体系,对致密油气等其他非常规储层裂缝系统的表征也具有借鉴作用。     

页岩气藏压裂动用程度及气体流动模拟研究

页岩储层孔喉细小、渗透率低,水力压裂后形成主裂缝及诱导裂缝网络加剧了页岩气流动的复杂性。为了准确表征页岩气拟稳态渗流特征,提出了离散裂缝耦合多重连续介质系统数学表征方法,并针对储层裂缝分布形态,利用商业数值模拟器建立了考虑吸附/解吸的页岩气藏离散裂缝耦合多重连续介质数值模拟模型。模型中采用局部网格加密的方法描述离散裂缝网络,基于建立的多重连续介质系统数学方法表征压裂后形成的密集分布微小裂缝体系。利用建立的模型,系统分析了储层横向/纵向动用程度以及裂缝导流能力、裂缝半长、裂缝排布方式等裂缝参数对页岩气泄气面积和气井产能的影响。研究发现,增大储层改造体积能够大幅度提高页岩气单井产量,但同时应当考虑主裂缝与次裂缝网络的配置关系;当储层改造体积相同时,最大限度提高裂缝与井筒之间的连通程度是提高页岩气产量的必要条件。研究认为,上述研究结果对页岩气压裂改造设计具有一定的理论指导意义。      

页岩气井体积压裂技术在我国的应用建议

页岩气因其储层渗透率超低、气体赋存状态多样等特点,决定了采用常规的压裂形成单一裂缝的增产改造技术已不能适应页岩气藏的改造,必须探索研究新型的压裂改造技术,方能使其获得经济有效地开发。为此,在总结分析美国页岩气储层的岩性、物性、天然裂缝与力学性质特征的基础上,依据复杂裂缝形成机理,提出了压裂形成复杂缝网、增大改造体积的基本地层条件的观点,归纳了直井和水平井体积压裂改造工艺技术方法等。实践表明:页岩气储层获得体积压裂后不仅初期产量高,而且更有利于长期稳产;在我国压裂增产改造将是开发页岩气最重要的技术手段。建议分海相、陆相两大类型开展体积压裂适应性、体积压裂优化设计技术与实施工艺技术、压后监测与评估技术等攻关研究。     

富有机质页岩储层热激致裂增渗的有利条件

页岩气藏的经济开发成为了当前非常规天然气开发关注的焦点。页岩气藏开发方式以"水平井+水力压裂"为核心技术,水力压裂过程中存在"大量压裂液滞留储层,难以返排,形成水相圈闭损害,阻碍气体产出"的工程难题。此外,水力压裂能形成大规模复杂缝网,沟通了微米级裂缝,而基块纳米级孔隙中气体仍然难以进入裂缝。从室内实验和矿场试验两方面概述了储层高温热处理的研究进展,提出了与水力压裂技术协调的富有机质页岩储层热激致裂的方法,从页岩储层地质特征与工程实际分析了页岩储层适合热激增渗的有利条件。研究认为,热激条件下有机质生烃增压、丰富多样的矿物组分差异热膨胀、微米-纳米级孔隙压力仓作用是页岩热致裂的有利地质条件;基于页岩气井体积改造形成的裂缝网络,滞留压裂液不仅能提高页岩导热能力,且在热激条件下水热增压、热液溶蚀作用可为页岩致裂增渗提供重要的工程条件。充分利用页岩储层独特的地质优势和有利的工程条件,包括热液作用、矿物组分非均匀膨胀致裂和热促吸附气解吸的热激法对压裂后的页岩储层进行改造,能够有效缓解甚至解除水相圈闭等储层损害,促使水力裂缝或天然裂缝两侧基质岩石热致裂,改善裂缝网络,增强页岩储层基质-天然缝-人工缝多尺度传质能力,同时实现压裂液的回收再利用,这将是一种环境友好型的有效开发页岩气藏的新方法。