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。     

页岩气体积压裂缝网模型分析及应用

对低渗透页岩储层进行体积压裂改造以形成复杂裂缝网络是获得页岩气经济产能的关键,压裂改造体积和缝网导流能力是评价体积压裂施工效果的关键指标,同时对压裂优化设计、压后产能预测及经济评价也具有重要意义。为此,在分析页岩气体积压裂特点的基础上,对两种主要页岩气体积压裂缝网模型的假设、数学方程及参数优化方法进行了比较分析,并结合美国Marcellus页岩区块现场参数对页岩储层压裂方案进行了优选。结果表明：离散化缝网模型及线网模型均能有效表征复杂缝网几何特征,模拟缝网的扩展规律和缝网中压裂液流动及支撑剂运移,获得缝网几何形态参数,可优选压裂施工方案;天然裂缝发育的页岩层是体积压裂改造的重点,水平地应力差越小则越易形成复杂缝网,施工排量越大,压裂液泵入总量越大,则储层改造体积范围越大,缝网导流能力越高,页岩气产能就越高。     

威远地区页岩气水平井压裂工艺技术研究

威远地区页岩气是近年来开发的非常规能源,在研究国内外页岩气压裂理论与技术的基础上,优选压裂材料、优化压裂设计及配套工艺,针对页岩储层非均质性、低孔低渗、裂缝发育和脆性易形成网缝的特点,采用"复杂缝网+段塞加砂支撑主缝"的压裂方法,增大页岩储层的改造体积,有效地提高了储层的整体渗透率。现阶段的研究成果,对进一步了解该地区页岩气储层特性,促进页岩气的商业开发具有重要意义。     

基于嵌入式离散裂缝模型优化的海陆过渡相页岩气压裂水平井数值模拟

近年来，鄂尔多斯盆地东缘大宁—吉县区块海陆过渡相页岩气勘探开发取得了突破性进展，进一步展示了该领域良好的开发前景，但对该区页岩气水平井产能评价理论的认识还不够深入，从而制约了后续开发井生产方案的优化制订。为了模拟鄂尔多斯盆地东缘海陆过渡相页岩气压裂水平井生产动态，基于嵌入式离散裂缝模型理论，考虑了储层不同类型孔隙中流体流动差异，采用有限体积法建立了地质参数建模与压裂缝网表征相结合的数值模拟技术，并结合压裂改造后裂缝网络的展布特点，对现场实例井进行了生产动态分析。研究结果表明：(1)海陆过渡相页岩气藏压裂水平井整体产量偏低，压裂施工规模和单井产能之间相关性较弱，压裂裂缝的合理表征是生产动态预测的关键；(2)页岩储层渗透率极低，压力传播范围有限，未与井筒或水力裂缝沟通的天然裂缝在生产过程中贡献率较低；(3)天然裂缝为气体在低渗透致密储层提供了渗流通道，提升了水力裂缝网络的复杂度，应优选裂缝发育区对气井进行压裂改造。结论认为，优选压裂改造甜点位置和提高压裂井缝网改造程度是海陆过渡相页岩气藏压裂水平井产量提升的关键，该认识为我国海陆过渡相页岩气高效开发提供了理论支撑。     

鄂尔多斯盆地海相深层页岩气压裂技术

鄂尔多斯盆地西部的乌拉力克组海相页岩气藏有利含气富集区面积达9 000 km²,但气藏埋藏较深,地层压力系数低,且总有机碳含量与含气性等指标较低,压裂提产的难度较大。为此,分析了乌拉力克组页岩气储层地质特征和压裂技术难点,针对该类深层海相页岩气储层裂缝延伸和加砂难度大的问题,优化多段少簇裂缝设计,同时将井筒井口压力等级提高至140 MPa;针对低压条件下大液量压后连续排采的要求,通过增加液氮伴注或者前置液态CO₂增加地层能量,室内模拟和矿场数据拟合优化了压后控压排液生产制度。开展了直井高压混合压裂、水平井分段多簇增能体积压裂现场试验,单井压裂用液强度、加砂量及排量等关键参数达到四川页岩气水平,井下微地震监测裂缝带长579 m、带宽266 m,试气无阻流量直井突破10×10⁴ m³,水平井超过20×10⁴ m³,实现了大规模体积改造提高产量的目的。鄂尔多斯盆地海相深层页岩气压裂技术为该地区页岩气勘探开发提供了技术支持。     

致密气藏分段多簇压裂水平井产能计算新方法

水平井分段压裂技术可有效改造致密油气藏,压后产能计算方法是一大研究难点。为更加快速有效地计算水平井压后产能,根据等效渗流理论,采用高渗透带表征复杂多簇缝网,利用平板流公式推导等效渗透率及高渗透带宽度的关系式;基于点汇离散法,应用位势理论和势的叠加原理,考虑裂缝间的相互干扰,建立致密气藏分段压裂水平井非稳态产能计算模型;以川西须5段页岩砂岩交互水平井分段多簇压裂为实例进行压后产能预测,半年后期稳产在2. 5×104m3/d左右。日产量模拟结果表明:高渗透带长度对低渗透致密气藏分段多簇压裂水平井产能影响最大,高渗透带条数次之,而高渗透带渗透率和间距对日产量影响相对较小;以累计产量为目标优选出高渗透带渗透率为40μm2,高渗透带半长为80～100 m,高渗透带条数为4条,间距为50 m。     

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。     

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。      

致密气藏压裂水平井精细布缝研究——以新沙31-1井为例

四川盆地川西沙溪庙区块为低渗透致密砂岩气藏，非均质性强，为充分动用储层，提高压裂改造效果，亟需一套提高改造体积的工艺技术。利用数值模拟软件建立新沙31-1井水平段地质物理模型，考虑基质渗透率非均质性，通过正交实验优化裂缝参数；基于数值模拟软件的数值模型压力响应面，分析精细布缝参数对储层动用能力的影响因素。结果表明，精细布缝技术有利于提高储层动用能力，新沙31-1井采用该技术获最高日产气量10.3×10⁴ m³/d,稳产时间超230 d。压裂水平井精细布缝技术可为区块效益开发提供技术保障。     

工程参数对致密油藏压裂水平井产能的影响

中国陆相致密油藏储层物性差,非均质性强,大规模体积压裂往往形成复杂的缝网结构,次级裂缝对产能的影响有着不可忽略的影响。为此,利用数值模拟方法,通过局部加密网格的方法,设计包含主裂缝和次级裂缝的椭球形缝网,对新疆X油田致密油藏在经过大规模体积压裂后的单井生产动态进行模拟,分析压裂水平井的产能影响因素。结果表明,水平井单井产能随水平井段长度、压裂规模、储层改造体积、缝网复杂程度和裂缝导流能力的增加而增大,但增幅越来越小,均存在一个最优范围。利用正交试验法,将工程参数对产能的影响程度进行排序,发现对致密油藏压裂水平井产能影响程度由大到小依次为储层改造体积、压裂规模、缝网复杂程度、水平井段长度和裂缝导流能力。     

深层页岩裂缝形态影响因素

我国深层页岩气资源量丰富,但深井压裂施工压力高、加砂难度大、压后效果不理想,如何利用水力压裂措施形成有效的裂缝系统仍是亟待解决的难题。鉴于此,基于室内实验及微地震监测数据,应用Meyer软件离散裂缝网络模型模拟川东南某深层页岩气区块裂缝扩展规律（模拟精度可达85%以上）。通过正交设计及方差分析明确了压裂液黏度是影响深层页岩压裂裂缝形态中缝宽和SRV的主控因素,并将裂缝扩展分为前1/5~1/4时间段内的快速生成期和之后的缓慢增长期2个阶段。提出了目标区块深层页岩气井"大排量适度规模现场精细调控、变黏度混合压裂液充分造缝、小粒径低砂比连续加砂有效支撑"的技术思路,确定了单井液量、砂量、排量等最优参数范围。指导了一口3 900 m深水平井的压裂施工,综合砂液比为3.51%,单段最高砂量为80.6 m₃,压后获得了11.4万m₃的测试产量。该研究为类似深层页岩气井压裂设计提供了依据。     

页岩储层裂缝网络延伸模型及其应用

页岩压裂后水力裂缝与天然裂缝交织形成的复杂裂缝网络无法应用传统基于对称双翼裂缝的压裂模型进行几何参数模拟。借鉴双重介质油藏理论,将页岩改造体积划分为裂缝网格和基质2种介质,假设改造体积为椭球体,提出以主干缝和小尺度次生缝网络构建整个复杂裂缝网络的几何模型。主干缝几何参数以拟三维压裂模型为基础计算,次生缝参数通过椭圆函数进行计算,并对建立的数学模型进行计算分析。通过对美国Piceance页岩盆地储层改造设计的应用,证明了该模型同现场数据吻合较好。模拟结果发现:弹性模量越大,水平应力差越小;压裂液黏度越低,延伸比越大,则整个储层的改造体积越大;水平应力差对储层改造体积结果的影响最为敏感。天然裂缝分布越低,虽然改造体积较为理想,但由于牺牲了裂缝网络的复杂程度,因此有时并不意味着更好的改造效果。该理论成果可为页岩储层水力压裂设计及产能分析提供有效的技术支持。     

深部页岩压裂缝网体积模拟及应用

深层页岩受埋深影响储层地应力高,水平应力差异大,压裂裂缝延伸困难,改造体积受限,同时压裂时缝内净压力小,天然裂缝张性和剪切破坏难度增大,缝网复杂度偏低.通过构建简化三维Wiremesh模型,考虑正交天然裂缝和深层页岩力学性质,推导不同方向裂缝净压力分布,采用Richtmyer线性化方法编程求解,最终获取了不同参数下缝网...     

四川盆地龙马溪组页岩储层缝网导流能力优化

水平井分段压裂技术是页岩气开发的关键技术,其方案设计需要对缝网几何参数及导流能力进行优化。目前,借用产能预测模型优化缝网参数的过程较为复杂且忽略了自支撑裂缝对缝网导流能力的影响。根据水电相似原理,将压裂后的复杂缝网细分为支撑裂缝以及自支撑裂缝,提出了等效裂缝的概念,并得出了基于不同裂缝形态的复杂缝网导流能力优化模型,确定了支撑裂缝与自支撑裂缝导流能力之间的关系。结合四川盆地龙马溪组Y1井储层及流体参数,进行水平井分段压裂设计,优化出30/50目与40/70目陶粒的最佳铺砂浓度分别为3kg/m²和5kg/m²,70/140目支撑剂无法满足导流能力需求,自支撑裂缝能够满足导流能力需求。结合Meyer模拟得出Y1井30/50目的砂比为2.5%~3%,40/70目砂比为3.5%~4%,有效地减少了支撑剂量,并取得良好的经济产能,值得推广应用。     

超临界CO2+水力携砂复合体积压裂工艺对陆相页岩储层的改造机理及效果

中国陆相页岩油气资源潜力巨大,但由于陆相页岩具有黏土矿物含量高、非均质性强等特点,很难实现大规模体积压裂。由于缺乏针对性储层体积改造技术,中国陆相页岩油气领域一直未获得实质性突破。为解决这一关键技术难题,综合利用压裂模拟、微观分析等实验手段对松辽盆地青山口组一段富含油页岩层系进行研究。结果表明,超临界CO₂复合体积压裂具有降低页岩储层破裂压力、形成复杂缝网和溶蚀改善储层渗流通道的优势。在陆相页岩油领域设计并使用超临界CO₂复合体积压裂工艺,对吉页油1HF井成功实施了21段/1 431 m水平井压裂,并采用人工裂缝反演、不稳定试井、微地震监测、返排液分析、油源对比等技术进行压后效果评价。现场实践证实,该项技术效果显著,有效改造体积是常规水力压裂的2倍,实现了高黏土矿物含量强非均质性陆相页岩层系大型体积压裂,支撑吉页油1HF井获得稳产16.4 m³/d的高产工业页岩油流。     

致密碳酸盐岩储层复合缝网酸压技术研究及矿场实践——以大牛地气田下古生界马五5碳酸盐岩储层为例

大牛地气田下古生界马五₅碳酸盐岩储层为低孔、低渗致密储层,储层丰度低,天然裂缝发育,常规酸压技术改造体积有限,水平井投产后产量递减快,稳产难度大。针对这些问题,分析了大牛地气田下古生界马五₅碳酸盐岩储层岩石脆性指数特征,开展了复合缝网酸压技术研究,采用“大排量前置液造缝+大规模胶凝酸缝网酸压+后置支撑剂保持裂缝导流能力”的设计思路,将水力加砂压裂与胶凝酸酸压复合,并优选复合缝网酸压线性胶前置液体系、胶凝酸体系及组合支撑剂体系,优化复合缝网酸压施工排量、施工液体用量比例及支撑剂用量等施工参数。矿场实践表明,该技术对大牛地气田下古生界马五₅碳酸盐岩致密储层具有较好的适用性和显著的改造效果,对大牛地气田下古生界气藏的大规模建产意义重大。     

元坝气田低渗透致密砂岩气藏压裂优化技术

四川盆地元坝气田上三叠统须家河组、下侏罗统自流井组砂岩气藏具有埋藏深、低孔低渗、温度高、异常高压、岩性致密、非均质强、破裂压力及延伸压力高等特点,为了解决该类储层水力压裂破裂压力高、施工难度大的难题,对现有的气藏压裂技术进行了以下优化：①研制新的低伤害压裂液体系,其降阻率为72%~79%,对岩心基质伤害率小于17%;②采用集成创新技术,如低应力小相位集中射孔技术、最优前置液多级粒径降低压裂液滤失技术、低砂比造长缝技术、超高压压裂技术、高效返排技术等;③配套140 MPa采气井口,140 MPa超高压设备和地面管汇、高压压裂管串、高压井下工具,将施工限压提高至120 MPa,确保成功压开致密储层。该优化技术在元坝气田现场试验4口井5层次,取得了良好的应用效果：施工最高压力达到118.5 MPa,最大排量5.5 m³/min,平均砂比15%~20%,最大加砂量40 m³,施工成功率达100%;降低了延伸破裂压力,增大了施工排量,增加了人工裂缝长度和宽度,易于加砂,提高了储层渗透率。     

大规模滑溜水压裂参数优化研究与应用

针对延长油田浅层低渗油藏压力低、地层能量不足、物性差、油井压后产量低、稳产时间短以及递减较快的问题,在充分研究目标区域油藏特征的基础上,结合室内实验,优选出一种可循环使用的低伤害减阻剂滑溜水压裂液体系,同时采用Fracpro压裂软件优化了压裂施工参数.结果表明:1)0.1％含量的JHFR-2减阻剂和0.2％含量的JHF...