川西侏罗系低渗气藏压裂增产措施中地层损害研究

水力加砂压裂既是气藏增产改造的主要措施,同样也会对地层造成损害,这种损害较钻井、完井过程的损害更易被忽视,特别是低渗致密气藏在压裂增产中地层损害现象及其影响尤为严重。岩心流动实验证明,川西侏罗系气藏储层属于低渗致密敏感性砂岩储层,除碱敏相对较弱外,其水敏、速敏和应力敏感属强-极强敏感损害,是压裂增产措施中潜在的损害因素。目前现场使用的压裂液对川西地区储层和支撑充填层均存在损害,损害原因除地层潜在的敏感损害因素外,还与压裂液残渣形成的滤饼,未完全破胶的有机胶团以及滤液滞留地层引起的“水锁”损害等有关。“水锁”是造成川西侏罗系低渗气层损害的主要原因之一。使用压裂液助排剂技术和压裂液损害解堵技术,能有效降低和解除由此而引发的地层损害。     

红台区块致密气藏压裂工艺技术研究与应用

针对红台致密气藏低压低渗致密气藏自然产能极低、常规加砂压裂改造方法达不到满意增产效果的现状，通过压裂技术创新与进步，研究形成了一套适合储层特征的压裂改造技术体系，并在红台气藏得到成功应用，压前产量为压后产量的7～14倍，增产效果和经济效益显著，为高效、经济开发红台区块致密气藏提供了可靠的技术保证，同时为类似气藏的开发提供了成功的经验。     

洛带气田遂宁组气藏压裂优化设计

洛带气田遂宁组气藏以致密低渗的砂泥岩互层为主,低渗致密砂泥岩互层气藏储层具有多个砂泥岩薄互层、在纵横向上非均质性强等特点。根据洛带气田遂宁组地质、工程情况,结合川西压裂工艺实践,建立了压裂优化设计分类标准,推荐采用合层压裂为主,分层压裂为辅的多层压裂工艺技术。对于同一气藏而言,砂层间距〈10m,采用合层压裂工艺,砂层间距大于10m,推荐采用分层压裂。压裂优化设计的基本原则是分类对待,科学设计,精心实施。气藏内不同的井都要进行精心设计,才能达到高效开发的目的,实现气藏的高效压裂开发。     

川西洛带气田遂宁组气藏加砂压裂工艺技术研究及应用

洛带气田遂宁组(J3sn)气藏储层具有孔渗性极差、地层压力低、粘土矿物含量高、砂泥互层、裂缝及微裂缝较发育、砂体分布范围小和纵横向上非均质性严重等特点,同时基质的供气能力差,单井自然产能低,该气藏在2002年之前、一直被当作以泥岩为主的区域性盖层(隔层)而被忽略。通过三年的压裂研究与应用,形成了“中前置液、中排量、中砂量、中砂比、微过量顶替、多层压裂”为特色的压裂改造工艺技术,压后单井平均增加无阻流量4.57×104m3/d,增产倍比高达18,增产效果非常明显,成为目前川西地区压裂改造效果最好的气藏之一。     

柯柯亚致密砂岩气藏压裂技术研究与应用

巴喀油田柯柯亚区块为特低孔、特低渗储层。气藏地层属高温高压地层,进行水力压裂容易发生砂堵。针对吐哈油田深层致密气藏储层地质特性,采取了8项压裂改造技术,并进行了6口井的现场试验,取得了较好的应用效果。     

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对新场上沙溪庙组气藏加砂压裂增产效果统计分析发现：①大多数气井压裂获得较好的增产效果，有少部分井压裂增产效果不理想，也有少数井无法完成设计的加砂量；②加砂量对压裂增产效果没有明显的相关关系，这与常规气藏压裂增产效果存在明显的差异。文章对新场上沙溪庙组气藏地质特征进行分析后得出，储层是在岩石普遍致密化之中存在的不同级别和不同规模的储渗体，它们被致密泥岩、砂泥岩所分割，并且是决定气井产能大小的关键因素。储渗体的封隔层具有非渗透和强度高的特点，能够阻止压裂裂缝的延伸，这是引起致密气藏压裂特殊性的原因。为了更经济高效地开发该气藏，文章研究分析了储渗体规模、压裂效果好的气井的试井成果与压裂施工参数间的关系，从而确定了气井合理加砂压裂规模和裂缝长度。     

高压致密气藏压裂技术研究与应用

巴喀油田柯柯亚区块气藏埋深3100～3900m,为特低孔、特低渗储层。该区块储层常规试油资料表明,储层钻井污染较重。常规试油求产天然气产量均较低,通过酸化解堵后产气量也达不到工业油气流标准,必须进行压裂改造。由于气藏地层属高温高压地层,进行水力压裂很容易发生砂堵,极大限制了气藏的有效开发。针对吐哈油田深层致密气藏储层增产改造的技术难点,开展了醇酸酸化处理技术、低浓度陶粒段塞技术、不同粒径陶粒组合技术、分层压裂改造技术、施工排量优化技术、裂缝缝长优化技术、高温延迟压裂液体系、快速返排技术并进行了现场试验,成功实施6口井,取得了较好的应用效果,为深层高压致密气藏的压裂改造提供了技术思路。     

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鄂尔多斯盆地北部上古生界气藏是一个典型的低压致密气藏，气井压裂前自然产能很低或基本无产能。水力加砂压裂是该地区进行气田勘探开发的关键技术之一。由于储层具有低压、低孔、低渗的特点，且存在严重的水相圈闭损害和其它敏感性损害，采用针对常规砂岩储层的压裂改造方法在该地区不能达到满意的增产效果。针对鄂北地区低压致密气藏的储层地质特点，通过近年来的攻关研究和现场试验，提出了改进的压裂工艺技术方法，筛选出了低残渣、低伤害、抗水锁、易返排的压裂液体系，大大提高了压裂改造效果。压后平均单层气产量提高2倍以上，初步形成了该地区低压致密气藏压裂工艺技术体系，为进一步探索、解决低压致密气藏的勘探开发难题奠定了良好的基础。     

滴西18井区石炭系气层压裂改造技术研究

分析了克拉美丽气藏滴西18井区的储层特征,通过对石炭系气藏压裂的难点分析,探讨了前置液段塞技术、提高前置液比例、采用较大的施工排量、变排量工艺、小阶梯砂比加砂工艺等压裂改造技术,同时研制出适合低渗致密气藏压裂改造的防水锁压裂液体系,这些技术的应用保证了滴西184井压裂改造的成功实施.     

储层改造技术在包界地区须家河致密气藏的应用

“河包场-界石场”储层具有低压、低孔、低渗、高束缚水饱和度的特点，是四川盆地低压致密砂岩气藏的典型代表。该气藏单井自然产能低，气井压裂前基本不具备经济开采价值。水力加砂压裂工艺技术是该气藏获得工业性开采的必要手段，但前期压裂效果表明，常规的低渗透水力加砂工艺技术在该区域改造效果不明显。文章基于“河包场-界石场”低压致密气藏阶段研究成果，从储层压裂潜力识别、岩石力学、地应力以及水力加砂压裂优化设计等方面，探讨了水力压裂改造技术在低压致密气藏的应用效果。     

水平井体积压裂技术研究与应用

水平井体积压裂技术是有效开发低渗致密油气藏的关键技术。在深层及超深层碳酸盐岩油藏、致密砂岩油气藏和页岩气等领域,持续开展了裂缝与起裂扩展规律描述方法、裂缝参数优化方法、射孔工艺参数优化、多尺度压裂工艺参数优化方法、分段压裂工具、低伤害压裂酸化工作液体系、压后同步破胶及返排优化、体积裂缝诊断及效果评估方法等研究工作。在调研水平井体积压裂技术研究与现场应用最新进展的基础上,形成了以压前储层综合评价、油藏数值模拟、体积压裂优化设计方法、高效压裂液酸液体系、分段压裂工具/裂缝监测与诊断、压后返排优化控制等为主要内容的储层改造技术链,经华北鄂尔多斯致密砂岩气藏、新疆塔河超深层油藏及四川盆地深层页岩气等试验及推广,效果显著,极大地提高了裂缝的有效改造体积和勘探开发效果。对国内类似油气藏的压裂改造和增储上产均具有重要的借鉴和指导意义。     

从工程技术角度浅析页岩气的开采

从工程技术角度提出了页岩气有效开采的工程关键主要在于深入理解压裂机理、储层可压性评价、低成本实现大的压裂裂缝体积和“工厂化”作业实施等。剖析了页岩气的压裂改造机理,提出了低、中、高渗透储层和致密储层的压裂改造分类新方法及其主要实现策略。提出储层可压性是页岩气“甜点”选择过程中的重要因素之一,主要内容是评价裂缝和层理、页岩脆性、水平应力差。实现低成本、但产生足够大而有效的压裂裂缝体积是页岩气有效产出的关键,提出了低成本裂缝优化设计的基本思路。阐述了“工厂化”作业的主要做法,从地质条件、工程技术现状、地面和水资源方面分析了中国“工厂化”作业施工与北美地区的主要差距,提出了实施要点。     

混合压裂在苏里格致密气藏水平井的应用

苏里格致密砂岩气资源量巨大,压裂水平井是重要的开采手段之一。常规水力压裂形成的高导流短裂缝对于致密砂岩储层或低渗砂岩储层Ⅲ,Ⅳ类井增产效果较差,另外,高黏度交联冻胶压裂液对储层伤害较大。通过借鉴混合压裂工艺在国外致密气田的成功案例,结合苏里格致密砂岩气藏的地质特征,使用StimPlan软件模拟常规压裂和混合压裂裂缝形态,并借助井下微地震监测结果,分析了2种压裂工艺井的裂缝展布特征,验证了压裂施工效果。最后,通过苏里格东区致密气藏60余口水平井的试气和生产产量对比,得知混合压裂比常规压裂增产效果明显,且降低了施工成本。混合压裂工艺由于"低伤害、控缝高、造缝长、低成本"等特点,是苏里格致密砂岩气藏开发中的有效增产手段之一。     

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低渗透气藏储层一般具有渗透率低、泥质含量高的特征。不经过水力压裂，该类气藏就不能有效地投入开发。而水基压裂液对泥质含量高的水敏性低渗透地层伤害极大，故研究油基压裂液在我国具有重大的现实意义。介绍了一种新型的油基压裂液，该压裂液是用磷酸酯铝稠化剂和一种油溶性活化剂配置而成，克服了现有油基压裂液的一系列缺点；提出了活化剂用量、凝胶表观粘度、抗剪切能力、破胶剂破胶能力、滤失性能、岩心伤害率等实验数据，这些数据指标均在优质油基压裂液性能范围之内；说明该压裂液具有流动性能好、凝固点低、易溶化、不易老化、对地层伤害少、易返排、配置及施工方便等特点。     

苏里格气田降低压裂伤害工艺技术研究

压裂改造是致密砂岩气藏开发评价和增储上产必不可少的技术措施;同时压裂过程中压裂液对低孔、低渗储层往往造成伤害,苏里格气田储层的孔隙度、渗透率相对较低,应更加注重降低压裂过程中引起的伤害。因此,首先对压裂过程中引起低孔、低渗储层伤害的机理进行深入分析,然后分析相应的工艺技术措施。     

苏53区块裸眼水平井段内多裂缝体积压裂实践与认识

苏里格低渗透致密砂岩气藏水平井具有储层多、含气井段长、物性差等特点,裸眼封隔器分段压裂是提高单井产气量的有效措施。致密砂岩气藏水力压裂改造主要是在平面上改善储层渗流能力和纵向上提高储层剖面动用程度及有效性,储层改造体积与增产效果表现为明显的正相关。探讨了适合苏53区块裸眼水平井的体积压裂模式,提出了段内多裂缝体积压裂工艺与实现方法,现场试验增产效果良好,为苏里格气田的高效开发开辟了新的技术思路。     

页岩气藏水相损害评价与尺度性

页岩气藏基质储渗空间为纳米尺度,超低含水饱和度,高黏土矿物含量,发育微裂缝,需经压裂改造投产,气体产出是一个多尺度、多种传质过程,但压裂液易产生滞留,影响气体产出。页岩渗透率为纳达西级,难以利用测量损害前后渗透率的传统方法评价页岩气层损害。采用四川露头页岩岩样和4种滑溜水压裂液体系,利用压力衰减法,结合水相渗吸实验和气驱水返排实验,评价了压裂液滤液对岩心尺度的损害程度,分析了页岩气藏工作液损害评价的指标,认为传统渗透能力恢复率或渗透率恢复率不能作为页岩气层损害评价的唯一指标。基于评价结果,结合目前部分压裂液返排率低的气井产量反而比较高的非常规现象分析,指出页岩压裂液诱发水相圈闭损害是一个动态过程,具有尺度性,在评价过程还要考虑滞留压裂液对气体传递的积极作用,压裂液作用及返排制度是未来5~10年值得研究的重点问题。     

致密气储层可压裂性测井评价方法

从致密砂岩脆性指数和断裂韧性2个方面对致密气储层可压裂性测井评价方法进行了研究.总结并对比分析了室内实验测定和利用测井数据计算致密气储层脆性指数的方法,建立了研究区适用性较好的脆性指数预测模型;为克服单纯依赖脆性指数进行可压裂性评价时的不足,应用线弹性断裂理论构建脆性指数和断裂韧性相结合的可压裂性指数.指示了筛选优良可压裂层段的标准:较高的脆性指数和较强的水力压裂造缝能力.从而,具有较高可压裂性指数的地层被认为是可压裂层段,具有较低可压裂性指数的地层被认为是压裂遮挡层.以鄂尔多斯盆地致密砂岩地层S井为例进行致密气储层可压裂性指数建模,形成基于可压裂性指数模型的可压裂性测井评价技术流程.     

川西低渗气藏单井地应力计算方法综合研究

四川盆地新场气田是一个低孔低渗的裂缝性砂岩气田，储层物性差，自然产能低，需经压裂后才能投产，压裂后气井增加的产能与压裂的效果密切相关。提前认识储层当前地应力的特征，有助于压裂设计时确定裂缝产状、缝长、缝宽等参数，减少储层水力压裂改造的盲目性，降低中、低渗透油气田开发的风险。通过大量测井资料的计算，确定了新场气田储层地应力的大小和方向，并综合采用微地震测量、岩石声发射资料、古地磁等岩心测试资料和水力压裂等多种方法进行交互验证，各种方法求得的地应力特征十分相近，说明利用测井资料求取储集层地应力原理简单，计算结果符合实际的地应力特征，是一种低风险研究计算储层地应力特征的方法，可以用于指导低渗透油气田的井网部署和储层的单井压裂改造。     

非对称3D压裂和裂缝无序性压裂设计理念与实践——以四川盆地川西致密砂岩气藏为例

目前致密气藏改造存在传统大型压裂与体积压裂两种技术模式,如何选取适合储层特征的改造方式令人困惑。基于对致密气藏、页岩气藏的储层地质特征、渗流特征的分析,阐释了致密气藏与页岩气藏改造理念的差异,提出致密气藏改造方式的选取应以储层地质特征、渗流特征为依据,以最大程度改善储层渗流能力为目标。据此理念,以四川盆地川西地区两套致密气储层为例提出了2种压裂设计方法:对于中浅层上侏罗统蓬莱镇组"叠覆型"储层采用水力裂缝与储层砂体空间展布、渗流能力相匹配的非对称3D压裂设计;对于中深层上三叠统须家河组五段"砂页岩交互"储层采用增加裂缝无序性的体积压裂设计。应用结果表明:采用非对称3D压裂设计方法的水平井压后平均产量较同区水平井提高了41%,该方法适用于对蓬莱镇组气藏的开发;采用增加裂缝无序性体积压裂设计方法的单井压后平均产量为2.25×10~4 m~3/d,该方法为须五段气藏的开发提供了有力的技术支撑。