涪陵页岩气田压裂后闷井工艺适应性初探

利用X射线衍射、扫描电镜,结合自发渗吸、核磁共振实验,研究了涪陵页岩气储层特性及其对压裂液渗吸和扩散的能力,探索了涪陵地区储层的渗吸及孔隙内部压裂液流动规律,评价了涪陵地区页岩气储层压裂后闷井的潜力,分析了储层物性对压裂后闷井效果的影响,并开展了压裂后闷井试验。结果表明:涪陵页岩气储层具有一定的压裂后闷井的潜力,压裂后闷井可有效降低试气阶段的压裂液返排量,增强储层与压裂液的相互作用,增加初期测试产量;层理和微裂隙发育程度、储层改造效果是影响闷井效果的关键因素,储层对压裂液的渗吸、扩散以及储层微裂隙的诱导是增强产能的关键机理。该研究结果可为其他地区开展压裂后闷井提供依据和参考。     

页岩气储层渗吸与盐离子扩散相关关系北大核心CSCD

综合考虑孔隙度、渗透率、含水饱和度差、表面张力、润湿角和单位壁面离子附着量等因素对页岩气储层渗吸和离子扩散能力的影响,基于气水两相渗流理论建立了压后闷井期间压裂液向储层渗吸和盐离子向压裂液扩散的数学模型,并进行了模型验证及影响因素分析,结果表明:压裂液向页岩中的渗吸和盐离子向压裂液中的扩散同步,且渗吸能力和离子扩散能力都与时间平方根保持了较好的线性关系。随着孔隙度和表面张力增加,渗吸速率和离子扩散速率同步增加;随着页岩润湿角增加,渗吸速率和离子扩散速率同步减小;随着渗透率和含水饱和度差增加,渗吸速率增加而离子扩散速率减小;随着单位壁面离子附着量增加,离子扩散速率呈线性增加。本文研究结果可为深入认识压裂液返排率及返排液盐度变化的微观机理与控制因素,进而开展返排制度优化及压后评估提供借鉴意义。     

页岩气储层渗吸与盐离子扩散相关关系

综合考虑孔隙度、渗透率、含水饱和度差、表面张力、润湿角和单位壁面离子附着量等因素对页岩气储层渗吸和离子扩散能力的影响,基于气水两相渗流理论建立了压后闷井期间压裂液向储层渗吸和盐离子向压裂液扩散的数学模型,并进行了模型验证及影响因素分析,结果表明:压裂液向页岩中的渗吸和盐离子向压裂液中的扩散同步,且渗吸能力和离子扩散能力都与时间平方根保持了较好的线性关系。随着孔隙度和表面张力增加,渗吸速率和离子扩散速率同步增加;随着页岩润湿角增加,渗吸速率和离子扩散速率同步减小;随着渗透率和含水饱和度差增加,渗吸速率增加而离子扩散速率减小;随着单位壁面离子附着量增加,离子扩散速率呈线性增加。本文研究结果可为深入认识压裂液返排率及返排液盐度变化的微观机理与控制因素,进而开展返排制度优化及压后评估提供借鉴意义。     

复兴地区高含黏土页岩凝析气藏渗吸排驱及液体渗流特征研究

复兴地区凉高山组为高含黏土页岩凝析气藏,体积压裂改造后闷井和返排期间易出现反凝析和液锁现象,影响开采效果。为准确了解高含黏土页岩凝析气藏的渗吸排驱和液体渗流特征,优化闷井转排驱时机,选取储层岩心,开展了气水渗吸排驱试验和三相渗吸排驱试验,采用核磁共振、恒压驱替相结合的方式,量化了渗吸排驱过程中压裂液的水锁伤害特征及凝析油的可流动特征;建立了液锁伤害表征方法,并模拟了矿场尺度闷井过程中的水锁特征。研究结果表明：该页岩储层压裂渗吸阶段岩心的渗吸采收率在50.22%～57.14%;渗吸液矿化度越低,返排率越低,水锁伤害率越高;油锁伤害率低于水锁伤害率;存在束缚水时,凝析油的临界可流动饱和度约可降低20%;若以闷井后解除近裂缝水锁伤害为目标,闷井时间以20～30 d为宜。研究结果为复兴地区高含黏土页岩凝析气藏高效开发提供了理论依据。     

吉木萨尔页岩油压裂开发压后闷井时间优化

压后闷井对提高页岩油储层的采收率及产量具有重要意义,闷井时间的确定尤为关键。目前,闷井时间的确定在国内外仍未形成系统、有效的方法。裂缝系统压力传递、产出液离子扩散、毛管力渗吸是解决上述难点的关键科学问题。以室内实验和现场分析为主,在明确吉木萨尔页岩油储层微观孔隙特征、润湿性、纹层、以及渗吸驱油潜力的基础上,分析了现有闷井时间确定方法及特点,形成了吉木萨尔页岩油储层闷井时间综合确定方法。研究得出：吉木萨尔页岩油储层具有较强的渗吸扩散能力,压后闷井对原油产出起到驱替作用。闷井时间由井口压降平衡时间、渗吸平衡时间、产出液矿化度平衡时间综合确定。吉木萨尔页岩油储层压后闷井需要考虑微裂缝充液和基质渗吸协同作用,以井口压降第二转折点为下限、矿化度演化稳定上升转折点为上限、结合渗吸平衡得到最优闷井时间。基于室内实验和现场数据对Q井压后闷井时间进行了优化,推荐Q井闷井时间为55 d左右。该研究为优化吉木萨尔页岩油压后闷井时间提供了重要依据。     

致密油藏渗吸作用影响因素实验——以新疆油田X区块为例

致密油藏的经济开发主要依赖于对其储层的大规模体积压裂改造，然而在压裂过程中，压裂液在致密储层间滤失后会发生强渗吸作用，从而影响了压裂增产的效果。整体上，目前业内对致密储层间发生的渗吸作用影响因素的研究不够深入，已有的研究成果不足以支撑致密油藏的高效开发方案的设计工作。以新疆油田X区块为例，通过设计新型高精度电子式全自动静态渗吸测量装置并开展不同压裂液类型、润湿性、温度、界面张力的渗吸室内实验，研究发生在致密岩心中不同影响因素下的渗吸作用。结果表明：新疆压裂常用的滑溜水体系综合渗吸效果明显优于瓜胶体系；润湿性为亲水的岩石更有利于滑溜水发挥渗吸作用；高温下压裂液内部粒子粒径明显增大，导致渗吸采出程度下降；界面张力的变化可以改变渗吸毛管力及洗油效率，其最优值必须通过目的层岩心实验得到，而并非越低越好。为提高该研究区块致密油藏的渗吸采出程度，建议延长闷井时间。研究成果对致密油藏的压裂设计具有一定指导意义。     

页岩储层压裂液渗吸-离子扩散及其影响因素

研究页岩气井压裂液返排率及返排液矿化度变化规律是深入认识储层和评价人工缝网发育程度的重要手段之一,但目前对压裂液由人工裂缝渗吸进入基质和盐离子由基质扩散进入人工裂缝的机理及主控因素尚不清楚。针对中国典型页岩储层开展了室内自发渗吸实验,并采用电导率仪监测了溶液中的离子含量变化,结果表明:盐离子扩散是伴随着毛细管力和粘土吸附力驱动下的压裂液渗吸进行的,压裂液渗吸进入页岩基质为盐离子的扩散创造了通道和条件;粘土矿物含量及类型对渗吸能力和离子扩散能力的影响较大,粘土含量越高,渗吸和离子扩散能力越强,伊蒙混层和伊利石的存在能够大大提高页岩储层的渗吸和离子扩散能力。此外,压裂液中阳离子表面活性剂可以改变毛细管力,进而降低渗吸-离子扩散能力;KCl溶液可以抑制粘土吸附作用,进而降低压裂液渗吸-离子扩散能力。研究页岩储层的压裂液渗吸-离子扩散及主控因素对深化储层特认识、优化返排制度以及评估水锁伤害的程度具有重要意义。     

页岩气井压裂后焖排模式

页岩气井水力压裂过程中注入液量大,但压裂后返排率往往较低,滞留压裂液对储层的影响仍不清晰。针对该问题,选取永川新店子构造YY1井龙马溪组的岩心,开展压裂液渗吸实验,并对比渗吸前后岩心物性、孔隙结构特征及电子显微镜下微观结构等参数的变化规律。实验结果表明：永川新店子构造岩心压裂液渗吸后,岩心平均孔隙度增大了50%,平均渗透率增大了25%,气体吸附量减少了35%,比表面积降低了40%;岩心沿层理方向产生了新的裂缝,并随着渗吸的持续进行,裂缝发生扩展和延伸,逐步沟通裂缝网络,增大了液体的渗吸面积;通过YY1HF井的现场试验发现,焖井30 d后再控产（6万m³/d）试采,产液量大幅度降低,气井生产稳定。研究认为,压裂后焖井有利于改善储层物性,增加渗流通道,压裂后返排应由小到大逐级控制油嘴排液,以提高气井采收率。     

河南省中牟区块页岩气储层压裂技术初探

为评价南华北地区上古生界二叠系海陆过渡相页岩气储层的资源量,对河南省中牟区块太原组页岩气储层开展了压裂技术研究。根据牟区块M1井、Z2井太原组页岩气储层的岩性、孔渗、天然裂缝、脆性矿物、含气量、有机碳含量、岩石力学性质等,开展了页岩气大规模的体积压裂,技术参数优化,包括射孔位置优选、射孔方式确定、压裂液选择、支撑剂选择、压裂排量优化、压裂缝长优化等。两口井压裂后最高日产气4 000 m3,南华北盆地太原组页岩气勘探由此获得突破。     

页岩气储层吸水特性及其对渗透率的影响

页岩气井水力压裂施工后会有大量的压裂液滞留在储层中,页岩吸水后不仅会改变储层中流体的赋存状态,还会对储层渗透率产生一定的影响.为此,以涪陵地区某页岩气区块龙马溪组储层段岩心为研究对象,开展了页岩吸水实验,并评价了页岩岩心渗透率在吸水过程及液体扩散过程中的变化情况.结果 表明:页岩岩心吸水量随着伊/蒙混层质量分数及有机碳...     

页岩油水平井压裂渗吸驱油数值模拟研究

为了提高压裂页岩油水平井产量预测精度、优化闷井时间及压裂液用量等参数,建立了一种考虑压裂液注入、闷井渗吸及开井生产的压裂页岩油水平井油水两相渗流数学模型,利用控制体积有限元法求其数值解,模拟了渗吸作用下基质–裂缝油水置换的过程,获得了油水压力场、速度场、产量及含水率的动态变化.分析了压裂渗吸驱油特征,优化了闷井时间和压...     

基于页岩气井返排特征的闷井时间优化方法

为确定页岩气井压后闷井时间，提高最终采收率，提出了基于页岩气井返排液特征的闷井时间优化方法。首先，以泸州地区深层页岩和威远地区中深层页岩为研究对象，开展自发渗吸试验确定实验室尺度闷井时间；然后，利用返排液矿化度和返排率数据反演得到矿场尺度裂缝宽度和特征长度；最后，结合自发渗吸无因次时间模型，计算得到矿场尺度闷井时间。结果表明，矿场尺度闷井时间与岩心尺度闷井时间并不一定呈正相关关系，其结果受渗吸速率、返排液矿化度和返排率等因素影响。研究结果为页岩气井压后闷井时间优化提供了一种新的方法。     

致密油储层压裂液渗吸特征及水锁损害评价

致密油储层压裂施工后仍会有大量的压裂液滞留在储层中,不仅会对致密油储层中的原油产生一定的渗吸驱油作用,还可能对储层造成一定的水锁损害;因此,为了确认压裂液在致密油储层中的渗吸特征和产生的水锁损害程度,文中研究了不同类型破胶后的压裂液对目标区块致密油储层天然岩心的渗吸驱油效果,在此基础上,开展了压裂液渗吸后对岩心的水锁损...     

页岩气储层自吸–水化损伤–离子扩散相关性试验研究

压裂液与页岩气储层接触后，诱发自吸、水化损伤及离子扩散等水岩反应，导致压裂液返排率低、矿化度高，对压裂改造效果与页岩气产出均有显著影响。目前对上述水岩反应已经开展了针对性研究，但自吸、水化损伤及离子扩散同步产生，对三者之间相关性的研究较缺乏，难以准确认识压裂液与页岩的相互作用，不利于压裂优化设计。为此，立足于室内试验手段，明确了不同条件下的页岩自吸、水化损伤及离子扩散规律及影响因素，系统分析了页岩自吸、水化损伤及离子扩散之间的定量相关性以及相互作用机制。研究结果显示：自吸、水化损伤及离子扩散具有同步响应特征，均在自吸前期发展显著，后续逐渐趋于稳定；自吸与水化损伤相互促进，使页岩吸水量增大；随页岩吸水量增大，离子扩散程度加剧，更多盐离子扩散进入压裂液，使压裂液活度降低，减弱页岩自吸与水化程度。研究成果深化了对压裂液与页岩相互作用的认识，为实现页岩气储层高效水力压裂改造提供了理论支撑。     

CO_2泡沫压裂液流变特性研究及应用

鄂尔多斯盆地延长区域陆相页岩气资源丰富、开发潜力巨大,前期研究表明陆相页岩储层具有岩性致密、地层压力低、渗透率小和水敏性强等特点,常规压裂技术在陆相页岩气开采中适用性较差。为此,针对页岩储层提出了CO_2泡沫压裂技术,主要研究了CO_2泡沫压裂液流变特性,分析了泡沫质量、剪切速率、温度和压力对CO_2泡沫压裂液流变参数的影响,通过现场试验CO_2泡沫压裂井较常规压裂井的平均自喷返排率提高26%,平均排液周期缩短21d,在页岩气开采过程中取得较好的效果。     

老井重复压裂后产能预测新模型及其应用

致密油藏由于其自然禀赋较差,需要对已压裂过的层段进行二次或更多次压裂,才能维持期望的产量。在重复压裂期间,漏失的部分压裂液会通过渗吸作用将储层中的致密油置换出来,从而提高采收率。目前,考虑渗吸作用对产能影响的研究较少。文章将致密油井控制区域划分为三个渗流区域,基于达西定律,以渗流力学理论为基础,考虑启动压力梯度、重力和毛管力的作用影响,建立了考虑渗吸作用的致密油藏老井重复压裂后产能预测新模型;选取某地区致密油储层10口重复压裂井进行单井产能计算,计算结果与实际生产结果较接近、误差较小;渗吸作用对油井产能影响比较大,渗吸占比在2.97%～12.77%之间,平均值为6.87%。本文研究结果为致密油压裂后产能预测和压裂效果评价提供了参考。     

大庆致密油储层压裂渗吸增产表面活性剂研制及性能评价

大庆外围致密油藏物性差、储层岩石表面弱亲水，常规压裂液用表面活性剂洗油性能差，渗吸作用不明显，与致密储层配伍性差。为提高致密油层压裂效果，延缓产量递减，提高采收率，利用Amott瓶渗吸洗油法，从渗透率、pH、矿化度和使用浓度等方面开展了岩心渗吸洗油效率影响因素评价实验，研制的一种压裂渗吸用表面活性剂XYJ-1可渗透到低渗透储层深部，改变岩石润湿性，并通过压裂后闷井一定周期，使表面活性剂渗吸到超低渗储层孔喉内，将更多原油渗吸置换出来，进而提高单井产量及采收率。通过红外光谱及核磁共振对分子结构进行了表征，结果表明特征吸收峰与产物符合。评价结果表明，该渗吸用表面活性剂能将储层岩石表面润湿性由弱亲水性改变为强亲水性，当表面活性剂质量分数为0.20%时，表面张力为24.01 mN/m，界面张力为0.061 mN/m，接触角为26.2°，渗吸洗油效率可达21.69%，比常规压裂用助排剂渗吸洗油效率提高了1.89倍，可用于超低渗透储层的增产改造，为压裂提高采收率提供有效手段。     

长宁区块页岩气井排液技术现状及攻关方向探讨

页岩气储层具有脆性高、孔隙度和渗透率极低、天然微裂缝发育等特点,须通过大规模水力压裂作业形成复杂裂缝网络来获得工业气流。排液作为压裂和后期生产"衔上接下"的关键一环,在页岩气开发中被高度重视。目前长宁大多数页岩气井采用经验方法或者借助邻井的返排数据指导控制排液,缺乏理论依据。文章针对长宁区块页岩气井返排关井时间、返排速率、返排率、返排液矿化度等,提出了从五个方面进行排液技术研究:压裂后关井时间对裂缝扩展、气井产量的影响;返排液矿化度和离子成分变化的特征及离子来源;页岩气井返排效果影响因素及压裂液去向问题;压裂液滞留于地层对页岩气储层伤害及返排率对气井产量的影响;返排控制参数对返排率及支撑剂回流的影响。     

涪陵建立页岩气不同压裂工艺微地震评价体系

正2016年11月底,由中石化重庆涪陵页岩气勘探开发有限公司实施的"涪陵页岩气微地震监测关键技术及应用"项目研究成果在涪陵页岩气一期产建区17口井得以有效应用,新增产值13 458万元,经济效益显著。该项目通过微地震对不同页岩气地质参数和工程参数的响应特征、不同压裂工艺措施下的微地震监测响应特征及基于多监测方法叠合的压裂改造效果等方面开展综合研究,建立了不同储层条件下压裂工程参数设计标准,提出了一套基于井地联合微地震监测、产剖测     

关井时机对页岩气井返排率和产能的影响

页岩气井压后返排率普遍较低,大量的压裂液永久赋存于储层中,对页岩气井的生产有可能造成不利影响。为此,以实际生产数据为基础,分析了页岩气井早期生产返排特征,并根据典型数据建立相应的数值模型,研究了不同时机关井持续时间、生产制度对页岩气井返排率和产能的影响。结果表明:①在返排前关井期间,极窄的相渗曲线共渗区急剧降低压裂液在储层中的渗吸运移速度,关井100 d后移动距离小于3 m,随着关井持续时间增加,压裂液返排率呈指数降低,开井的初始产气量先减小后增大,对长期产气量的影响则恰好相反,因此,并不能简单得出关井时间越长,越有利于生产的结论 ;②而在生产返排后关井期间,随着关井持续时间增加,返排率减小,开井的初始产气量增大,长期产气量则会减小,但相比之下,返排后关井效应弱于返排前;③对于生产制度而言,生产压差增大会掩盖应力敏感导致的渗透率降低效应,最终表现为累计产气量、累计产水量都增加,同时,高生产压差人工缝底部积液,而低压差含水饱和度则几乎为0。该研究成果为认识压裂液的滤失机理及其在储层中的赋存方式、确定页岩气多段压裂水平井的最佳关井时间与生产制度,提供了技术支撑。