页岩气水平井投球暂堵压裂裂缝数模研究

在非均质性强、地应力差大的页岩气储层,常规段内多簇压裂工艺难以沟通储层中的天然裂缝形成复杂的水力裂缝网络.在四川盆地长宁、威远区块套管井试验了暂堵球分段压裂工艺,通过缩短簇间距、增大单段内的裂缝数目成功地实现了对套变影响段的有效改造,实现了页岩气井控储量的有效动用.为进一歩明确页岩气水平井段内投球暂堵压裂后水力裂缝的扩...     

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。     

复杂构造区深层页岩气藏射孔参数优化及应用——以涪陵页岩气田白马区块为例

为了实现四川盆地涪陵页岩气田白马复杂构造区深层页岩气储量的有效动用,针对该区地质构造复杂、储层非均质性强、储层埋藏较深、压裂改造难度较大的实际情况,基于平面三维“井筒—多裂缝扩展”全耦合计算模型,考虑不同小层物性与应力的差异,模拟了不同穿行层位、压裂簇数、射孔数量等因素对多簇裂缝扩展差异的影响。研究结果表明：①降低簇间距、增加单段压裂簇数的多簇密切割有利于提高改造段内的主裂缝密度、缩短气体运移距离;②段内簇数并不是越多越好,在相同注入排量及压裂规模条件下,随着压裂簇数的增多,各簇缝长、缝高呈现出降低的趋势,同时多裂缝的非均匀扩展现象加重;③水平井穿行层位及各小层物性特征、应力状态也会影响到水力裂缝的扩展形态,会增强不同小层改造的非均匀性,进而造成最优簇数的不同;④减少单簇射孔数的限流压裂,有利于提高压裂段内改造均匀性、降低各簇进液量差异减小系数,但是较低的射孔孔数则会提高射孔孔眼摩阻、大幅度提高地面施工压力。现场实践结果表明,依据水平井穿行层位优化压裂工艺参数,同时配合限流射孔,压后气井增产效果明显。结论认为,该研究成果为实现白马区块深层页岩气资源的有效动用提供了理论指导与实践检验。     

复杂构造区深层页岩气藏射孔参数优化及应用——以涪陵页岩气田白马区块为例

为了实现四川盆地涪陵页岩气田白马复杂构造区深层页岩气储量的有效动用,针对该区地质构造复杂、储层非均质性强、储层埋藏较深、压裂改造难度较大的实际情况,基于平面三维"井筒—多裂缝扩展"全耦合计算模型,考虑不同小层物性与应力的差异,模拟了不同穿行层位、压裂簇数、射孔数量等因素对多簇裂缝扩展差异的影响。研究结果表明:①降低簇间距、增加单段压裂簇数的多簇密切割有利于提高改造段内的主裂缝密度、缩短气体运移距离;②段内簇数并不是越多越好,在相同注入排量及压裂规模条件下,随着压裂簇数的增多,各簇缝长、缝高呈现出降低的趋势,同时多裂缝的非均匀扩展现象加重;③水平井穿行层位及各小层物性特征、应力状态也会影响到水力裂缝的扩展形态,会增强不同小层改造的非均匀性,进而造成最优簇数的不同;④减少单簇射孔数的限流压裂,有利于提高压裂段内改造均匀性、降低各簇进液量差异减小系数,但是较低的射孔孔数则会提高射孔孔眼摩阻、大幅度提高地面施工压力。现场实践结果表明,依据水平井穿行层位优化压裂工艺参数,同时配合限流射孔,压后气井增产效果明显。结论认为,该研究成果为实现白马区块深层页岩气资源的有效动用提供了理论指导与实践检验。     

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。      

深层页岩气井压裂加砂工艺优化的微地震评价

水力压裂是对页岩气致密储层进行改造的重要方法,但是埋深大于3500m的深层与浅层页岩气井压裂裂缝形态不同,二者压裂加砂工艺也有所差异。为了更有效开发深层页岩气,在压裂中优化加砂工艺,并利用压裂中微地震事件的展布特征评价加砂工艺的优化效果。四川盆地东南部深层页岩气井压裂加砂工艺研究结果表明:添加100目陶粒的压裂段微地震事件分布均匀且加砂量达到设计标准,微地震事件密度及储层改造体积较大;进行二次添加100目石英砂作业压裂段压裂裂缝长度、宽度、高度皆较大,远端事件数较多,储层改造体积有明显增加;五峰组微地震事件呈狭长分布,宽度及高度方向长度皆较小,压裂缝网内部微地震事件分布较均匀。通过微地震监测、评价深层页岩气井加砂工艺优化效果,可以更好地指导加砂作业和深层页岩气的开发。     

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。      

页岩气藏长段多簇暂堵体积改造技术

四川盆地志留系龙马溪组页岩地质年代老,优质储层厚度薄,储层压实程度高非均质性强,且经历多期构造运动,地应力复杂且差异大。页岩储层体积改造后,产量取得一定提高,但套管变形率高,单井产量差异大。为进一步提高页岩气藏综合开发效益,在体积改造技术、缝控压裂技术分析的基础上,综合理论模拟与现场试验,系统阐述了威远地区页岩气藏长段多簇暂堵体积改造技术理念与措施。研究结果表明：(1)“长段短簇”减小流体从基质向裂缝的流动距离,增大压裂裂缝与基质的接触面积;(2)“暂堵匀扩”保证各簇压裂裂缝有效延伸,“控液增砂”增大人工改造储层渗透率;(3)通过对簇间距、簇数、暂堵参数与支撑剂用量等核心参数优化,实现人工缝控储量、单井产量与气藏采收率等指标综合提升;(4)威远页岩气藏现场技术应用后井缝网体积比、改造区域渗透率等关键参数明显增大,裂缝扩展差异系数明显减小,各簇裂缝扩展均匀程度更高,单井产量、EUR、采收率均有较大提升,套变率与丢段率明显下降。结论认为,该技术为威远页岩气开发效益提升提供了技术支撑,为页岩气藏水力压裂技术升级提供参考与借鉴。     

水平井体积压裂簇间距优化方法

簇间距是水平井分段多簇压裂设计过程中的一个重要参数。为了进一步提高致密储层水力压裂增产效果,沟通水力裂缝和天然裂缝形成复杂缝网,采用有限元数值模拟方法研究水平井缝网压裂的簇间距优化问题。通过建立均质各向同性储层内三维水力裂缝的诱导应力差模型,从降低应力影效应的不利影响和利用应力影效应的有利影响两个方面分别建立了最小簇间距优化模型和最大改造体积簇间距优化模型,结合裂缝转向机理确定最优簇间距优化原则。研究结果表明:(1)裂缝偏转角度越小,最小簇间距增大;(2)储层改造体积随着簇间距的增加先增大后减小,改造体积最大值所对应的簇间距即为最优簇间距;(3)同一裂缝流体压力条件下,主应力转向角度变化对最大改造体积簇间距的影响小。综合最小簇间距模型和最大改造体积簇间距模型,可以得出最优簇间距,该方法为低渗透储层缝网压裂时的裂缝优化设计提供了参考。     

深层页岩气储层水力压裂裂缝扩展影响机理

现有中浅层页岩气压裂取得的认识难以解释深层页岩气储层压裂过程中水力裂缝扩展的影响机理。为了研究四川盆地深层页岩气储层水力压裂裂缝扩展机理,文中以泸州深层页岩气区LS1平台为研究对象,进行基于地质-工程一体化的水力压裂裂缝扩展数值模拟与分析。首先,根据泸州区块目标井区储层的地质概况,建立地质模型,明确地质力学属性;然后,基于微地震和蚂蚁体数据,建立符合真实储层构造特性的离散天然裂缝网络;在此基础上,根据现场实际施工数据,建立了基于DFN的水力压裂复杂裂缝扩展模型,并基于微地震监测结果对模型进行了验证;最后,还研究了4个单因素对储层改造体积的影响特点。研究结果对深层页岩气储层水力压裂复杂缝网研究有一定的指导作用。     

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。     

深层页岩气开发关键技术难点与攻关方向

为了实现深层页岩气的规模效益开发,通过对比四川盆地川南地区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组龙一1亚段深层与中浅层页岩储层地质工程特征的差异,梳理了其高效开发面临的难题:较之于中浅层,我国深层页岩气储层的工程特征参数总体上呈现"五高"特点(泊松比和弹性模量高、地层温度高、水平应力差值高、破裂压力高、闭合压力高)。虽然深层页岩气在近期取得了战略突破,但其开发关键技术还欠成熟,表现在以下方面:①抗高温的旋转导向工具未实现国内商业化生产,地质导向技术对储层的预测精度低,"一趟钻"技术尚未形成,满足地层防塌与防漏需求的钻井液性能还不成熟;②深层页岩气井压裂后难以形成复杂缝网,同时裂缝起裂和延伸困难,而且加注支撑剂的难度也大,导致不易获得具有高导流能力的裂缝;③深层页岩储层孔隙中CH4相态仍不清楚,导致深层页岩气多尺度流动规律及开发技术对策不明确。为此,需要针对钻井工程、压裂工程、开发技术对策等方面开展技术攻关:①构建多源信息融合三维地质导向技术,实施"高转速、大排量、长循环"井眼强净化工艺技术,加强对油基钻井液高效微纳米封堵材料、专用堵漏材料的研发,实现水平井钻得更好更长更快;②建立深层页岩应力应变本构关系和Ⅰ、Ⅱ与Ⅲ型断裂韧性模型、考虑层理弱面力学性质的流—固—热多场耦合人工裂缝扩展模型,以及考虑页岩蠕变的支撑剂嵌入力学模型与评价方法,保障储层压得更碎更充分;③深入研究页岩储层中气体微观流动能力和产出机理,优化水平井关键参数,制订合理的返排制度和生产制度,进而优化立体开发模式,以实现深层页岩气的规模高效开发。     

页岩气藏加密井压裂时机优化——以四川盆地涪陵页岩气田X1井组为例

加密井的压裂时机直接影响着页岩气藏最终的开发效果。为了有效地指导页岩气藏加密井部署与压裂施工,基于离散裂缝网络模型、有限差分模型及有限元模型,提出了一套页岩气藏加密井压裂时机优化方法：根据页岩气田开发现状及井网加密需求,系统考虑储层非均质性和天然裂缝发育特征,建立渗流—地质力学耦合条件下四维地应力演化及复杂裂缝扩展的多物理场模型,进而模拟加密井水力裂缝扩展形态、加密井及井组开发效果,最终优选出加密井最佳的压裂时机。以四川盆地涪陵页岩气田X1井组为例,利用该优化方法研究了加密井压裂时机和施工参数对其复杂裂缝扩展形态、单井及井组产能的影响规律。结论认为：①该优化方法能够有效模拟老井生产过程中储层物性及力学状态变化,预测压后产量变化,优选加密井压裂参数及压裂时机;②当加密井射孔簇间距减小、每簇施工液量增大时,水力压裂改造体积、裂缝密度增大,压裂后产量提高,但射孔簇间距过小、每簇施工液量过大时,则有可能会导致分支裂缝串通和重叠,降低压裂液效率、影响压裂后产能;③压裂时机越晚,加密井井筒附近分支裂缝越密集,但改造体积越小、初期产量越低;④当目标井组生产36个月进行加密井压裂时,井组累计页岩气产量最高、开发效果最优。     

国内外页岩气勘探开发技术研究现状及进展

页岩气是二十一世纪潜力巨大的非常规天然气资源,可以作为常规能源的重要补充,能够有效地缓解世界能源压力。页岩气开采对于中国来讲既是机遇又是挑战。页岩气存储于泥页岩中,具有自生、自储、自保的特性,且每个页岩气藏都其自身勘探开发的特性。国外页岩气开发正处于发展阶段,先后经历了直井、单支水平井、多分支水平井、丛式井、PAD水平井钻井的发展历程,水平井及欠平衡钻井技术的应用加速了页岩气的开发进程,页岩气固井主要采用泡沫水泥固井技术,完井方式以套管固井后射孔完井为主。在增产方面,采用了大型水力压裂技术,包括清水压裂、直井压裂、水平井分段压裂、重复压裂和同步压裂等,并对裂缝进行实时监测以提高采收率。     

非常规油气藏体积改造技术核心理论与优化设计关键

北美页岩气藏在储层渗透率低至纳达西的情况下仍能实现有效开发,其核心是增大储层改造体积,用技术体系来表征即为“体积改造技术”。“体积改造技术”强调“打碎”储层,使裂缝壁面与储层基质的接触面积最大,在三维方向实现对储层的“立体”改造。针对页岩和致密油气储层的不同特点,界定了“狭义”和“广义”体积改造技术的异同：“狭义”体积改造技术源于对象、技术和验证3个要素（页岩、“水平井钻井+水平井分段压裂”、微地震裂缝诊断）;“广义”体积改造技术是针对致密油气储层提出的水平井多段和直井多层压裂技术方法。两种技术针对的储层对象有所不同,但最终目标是一致的。体积改造技术的核心理论为：1“打碎”储层,形成复杂缝网,“人造”渗透率;2基质中的流体沿裂缝“最短距离”渗流;3大幅度降低基质中油气流动所需驱动压差。进一步提出了满足体积改造技术理论的核心条件为：储层具有明显脆性,天然裂缝与层理发育,最大最小应力差较小。其中脆性指数是岩石发生破裂前的瞬态变化快慢（难易）程度的表征,而体积改造技术优化设计的关键是“逆向设计”方法,以及分簇射孔模式、最优孔数及裂缝间距优化。现场实际研究表明：分簇射孔确保各簇有效开启的最优孔数为40~50个,并可获得最优孔数与排量的关系,以及最优缝间距越小越易实现裂缝转向;同时还给出了孔眼优化、实现应力干扰的最佳裂缝间距、细分切割基质的理论模型与计算结果。体积改造技术对提高非常规油气藏的改造效果有着重要的指导作用。     

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。     

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。