常压页岩气低成本高效压裂技术对策

常压页岩气在渝东南地区广泛分布,具有岩石脆性好、裂隙原始尺度小、含气丰度低、吸附气比例较高、压力系数低等特点;压裂面临裂缝复杂性低（单一缝占比较大）,改造体积有限,长期导流能力保持不足等难题,造成压后产量低且递减快,影响了常压页岩气的经济有效开发。从压裂工程角度出发,以提高单位岩石体积内裂缝有效改造体积及多尺度裂缝长期导流能力为前提,在压裂增效基础上进一步降低工程成本为目标,提出高效压裂技术对策。①压裂增效技术:提出页岩平面射孔模式,提高了每簇的改造强度及诱导应力作用范围,裂缝复杂程度及SRV（18%～20%）得到提升,增产效果明显（三年累产量同比提高28.5%）;提出多尺度造缝及交替注酸扩缝技术,进一步增大有效改造体积及裂缝复杂性;提出多元组合加砂压裂模式,提高支撑剂在裂缝内铺置广度及充填度,提高压后长期导流能力。③压裂降本技术:通过压裂造缝机理精细模拟研究,减少造缝中的低效液体（同比单簇节约20～25%）,避免低效施工;通过一剂多效压裂液体系和混合支撑剂的综合应用,进一步降低压裂材料成本。研究结果为常压页岩气的低成本高效压裂提供了理论依据,提高了压裂实施的科学性与有效性。      

武隆区块常压页岩气藏低成本压裂技术

武隆区块常压页岩储层能量低,产量较低,实现效益开发难度大,为此,开展了低成本压裂开发技术研究。在分析武隆区块压裂改造技术难点的基础上,进行了诱导应力计算、压裂裂缝模拟和压裂费用对比,优化了压裂段长、簇数和压裂施工参数,优选了压裂材料和压裂设备,形成了“短段长+单簇滑套+低黏滑溜水+低成本石英砂+高砂比连续加砂”的压裂施工工艺,并在武隆区块A 井进行现场试验。通过应用无限级滑套完井工艺和实时调整现场压裂参数,A 井压后产量与同平台“中等段长+密切割+全陶粒支撑剂”压裂井产量相当,压裂成本降低52.8%,并实现了单井单日8 段压裂施工。低成本压裂技术为武隆区块常压页岩气的效益开发提供了新的技术途径。      

美国页岩气压裂增产技术

页岩气是非常规气勘探开发的重要领域,并在美国取得了巨大成功。页岩气以吸附或游离状态为主要存在形式,形成于暗色高碳泥质烃源岩中。页岩气藏是典型的非常规天然气藏,它具有低渗透、生产周期长和开采寿命长的特点。页岩气作为一种高效、清洁的能源,其中蕴藏着巨大的经济和环境效益。美国页岩气开发采用了先进的压裂增产技术,页岩气产量逐年提高。水力压裂技术的改进主要是指各种压裂技术的涌现,如分段压裂技术、重复压裂技术、同步压裂技术和清水压裂技术等。     

页岩气“体积压裂”技术与应用

对页岩气藏水平井水力多段压裂、重复压裂、多井同步压裂以及裂缝综合监测等系列“体积压裂”技术的应用原理及现场应用效果进行了分析总结.“体积压裂”技术能够大幅度提高页岩气单井产量,提高单井控制储量和页岩气藏采收率.“体积压裂”为目的的各压裂工艺,都有各自独特的技术特点,在开采页岩气时,要结合实际情况和各压裂技术的适用条件,选取合适的压裂方式.图8表6参8     

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.     

基于三重介质模型的体积压裂后页岩气储层数值模拟方法

页岩气储层渗透率极低,基本无产能,须进行体积压裂改造形成裂缝网络才能开采。一般采用双重介质模型进行页岩气储层数值模拟,但该模型无法准确模拟远井地带由于压裂开启并相互连通的天然裂缝。为此,针对压裂后的页岩气储层,建立三孔双渗页岩气储层体积压裂模型来描述不同区域渗透率变化与气体吸附解吸过程。新建模型考虑了页岩气的吸附机理,将基质作为气源,将二级次生裂缝与一级次生裂缝视为2个等效的多孔连续体,压裂主裂缝则作为离散裂缝予以描述。对比新建模型与传统的双重介质模型模拟结果后发现,所建三孔双渗页岩气储层体积压裂模型计算的日产气量和累积产气量均高于双重介质模型,结合双重介质模型模拟产量一般低于实际产量的情况,认为采用考虑天然裂缝的三孔双渗页岩气储层体积压裂模型能够更准确地描述水力压裂井的产量变化。各级裂缝渗透率和初始吸附气含量对生产动态的影响结果表明:二级次生裂缝渗透率对累积产气量影响较大,在生产中应当采取措施提高二级次生裂缝渗透率;而初始吸附气含量对累积产气量影响并不明显。     

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。      

页岩气压裂技术及其效果评价

页岩气作为一种重要的非常规能源,目前只有美国和加拿大取得商业开发成功。页岩气商业开发成功主要取决于水平钻井和压裂技术的突破。目前常用的技术有多级压裂、清水压裂、缝网压裂重复压裂和同步压裂等。此外CO2和N2泡沫压裂也日益得到人们的重视。该文从压裂液、压裂方式和裂缝监测技术及效果评价方面对页岩气压裂技术进行了介绍。     

川南页岩气体积压裂技术发展与应用

我国四川盆地页岩气资源丰富,经过10余年探索,中国石油在川南地区实现页岩气的规模效益开发,掌握了页岩气勘探开发核心技术,页岩气压裂理论、技术和方法从无到有,从单一到配套,实现了从跟跑到部分领跑的全面进步。2010年至今,川南地区页岩气压裂经历了先导试验、自主研发、系统完善、技术升级4个发展阶段,形成了以体积压裂工艺技术、体积压裂配套技术、压裂裂缝监测与压裂后效果评价技术、工厂化压裂技术为核心的3500m以浅页岩气水平井体积压裂技术体系。研究总结了现阶段页岩气压裂技术进展和应用成效,分析了已有技术的局限性、川南地区压裂难点,提出需要针对不同埋深的页岩储层地质特征开展针对性的压裂理论深化研究与技术攻关,需攻关3500m以浅老区提高采收率、3500m以浅新井提高产量和储量动用程度、3500m以深页岩气提高单井产量及复杂防控等领域,以支撑未来页岩气高效开发。     

页岩气网络压裂设计方法研究

页岩气能否有效产出,很大程度上取决于压裂裂缝和压裂过程中诱导天然裂缝开启而形成的相互交错的网络裂缝面积大小,其与页岩气井生产指数具有一定的相关性,因此,页岩气压裂设计的根本出发点在于如何形成有效的网络裂缝。在借鉴国外海相页岩气压裂成功经验的基础上,针对国内陆相页岩气的特殊性,进行了网络压裂的探索性研究。确立了页岩气网络压裂设计原则及相关理论基础,阐述了网络压裂设计的基本思路及优化方法,包括射孔方案、小型测试方案、压裂材料优选、施工参数及压后返排参数优化等,并围绕页岩气网络裂缝的主控因素（页岩可压性、诱导应力场、主裂缝净压力优化及控制等）进行了系统的模拟分析。基于所提出的优化设计方法,对河南油田某页岩气井实施了小型测试压裂和主压裂施工,获得成功并取得了很好的效果。      

页岩气储层水力压裂物理模拟试验研究

为了给彭水地区页岩气开发提供技术支持,进行了页岩储层水力压裂物理模拟试验研究,建立了一套页岩储层水力压裂大型物理模拟试验方法。利用声发射监测系统实时监测了页岩压裂裂缝的产生与扩展演化过程,观察了水力压裂裂缝形态,并探讨了压裂液黏度、地应力差异系数、压裂液泵注排量等因素对水力裂缝形态及其扩展的影响。试验结果表明,随着压裂液黏度降低、地应力差异系数减小,水力裂缝沿着天然裂缝方向延伸,将原有天然裂缝沟通并形成网络裂缝。根据泵压曲线变化结果,提出在实际压裂施工过程中采用变排量的方式提高压裂改造体积,这可为页岩气压裂优化设计提供依据。      

方深1井页岩气藏特大型压裂技术

页岩气储层具有孔隙度小、渗透率低、裂缝发育等特点,需要进行压裂改造才能获得理想产能。方深1井是中国石化一口复查页岩气的重点井,根据适合页岩气储层压裂技术的特点及该井的具体情况,确定采用降阻水大型压裂技术对该井储层进行压裂改造。通过试验和理论分析,优选出了降阻活性水配方和支撑剂。通过小型压裂确定了压裂设计的关键参数,并进行了压裂优化设计。方深1井根据压裂设计进行了降阻水大型压裂施工并获得成功,该井施工用液2 121.0 m3,累计加砂160.0 m3,压后返排率达83.2%,取得了较好的试气效果。方深1井的成功压裂表明,降阻活性水压裂液具有无损害、低摩阻、低界面张力、低返排阻力的特点,既能满足压裂施工需求又适合页岩气藏低孔低渗的特点。该井压裂成功对今后页岩气储层的压裂改造具有较好的借鉴意义。      

页岩气压裂技术现状及发展建议

页岩气分布广泛,开发潜力巨大,是常规石油天然气的理想接替能源。但是,页岩气成藏规律、储集空间、渗流规律以及开发模式有其自身特点,特别是储层具有低孔特征和极低的基质渗透率,给有效开发带来很大的困难和挑战,而水平井分段压裂是页岩气成功开发的主体技术。北美地区页岩气开发已实现商业化,并逐渐形成了一系列以实现“体积改造”为目的的页岩气压裂技术。我国页岩气资源丰富,前景广阔,但尚处于起步阶段。因此,了解北美地区页岩气储层特点和开发技术,加快技术研发和应用力度,尽快形成和配套适应我国页岩气压裂技术应用的基础理论与技术系列,对于加快我国页岩气勘探开发步伐具有现实意义。概述了国内外页岩气开发现状,详细分析了页岩气的储层特征,重点介绍了国外页岩气压裂技术进展和形成的系列工艺技术,并结合目前形势对我国页岩气压裂技术的发展提出了一些建议。      

浅谈高能气体压裂与水力压裂联作技术

水力压裂与高能气体压裂技术,已在油气田增产措施中得到广泛应用,但水力压裂与高能气体压裂联作技术应用较少。文中对水力压裂和高能气体压裂的造缝机理和渗流规律进行分析,提出了将两种技术进行联合作业的可能性探讨;并通过安塞油田１１口井应用,均见到效果。     

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高能气体压裂技术是国外80年代发展起来的一种油气井增产新技术。本文介绍了高能气体压裂的基本原理、主要增产机理以及国内外低渗气藏中的应用实例。从这些实例可以看出,高能气体压裂增产、增注效果明显,与其它增产技术相比,具有经济、安全、方便、适应性广等优点,为高效、经济开发低渗油气藏提供了一种新的增产技术。     

异常高压对四川盆地龙马溪组页岩气藏的影响

四川盆地下志留统龙马溪组黑色页岩主要为浅海—深水陆棚相沉积,分布面积广,厚度大。龙马溪组页岩气高产层段地层压力均为异常高压,研究认为,欠压实增压、矿物成岩作用、构造挤压和有机质热演化增压,是造成该层异常高压的主要因素。异常高压对页岩气藏的影响,一方面,能够全面抑制烃源岩热演化,使生气镜质体反射率下限上移;另一方面,能减缓压实等成岩作用,使储集层保存相对较高的孔隙度和渗透率,并通过诱导有机酸的溶蚀和岩石有效应力的减小,形成次生孔隙和微裂缝,提高了储集层的渗流能力,但对压裂改造提出了更高的要求。此外,随着地层压力的增高,吸附气的含量也会随之增加,使得页岩气藏含气性更佳。总体来说,异常高压有利于页岩气的富集。     

超高压裂缝型气藏分层压裂技术及应用

塔里木油田A气藏埋藏深、压力高、应力大、天然裂缝发育\,储层厚度大,是典型的超高压裂缝型气藏。储层笼统压裂效果差,采用分层压裂改造技术,取得较好的效果。针对超高压深井裂缝型气藏分层压裂难度大的特点,优选完井封隔器+压裂封隔器+滑套作为分层压裂工具;采用测井地应力解释和优化射孔模拟方法,进行分层优化;密度为1.32g/cm³的加重压裂液体系能降低井口施工压力;使用高压施工设备,能满足地面高施工压力的要求。针对超高压深井裂缝型气藏分层改造技术的研究和认识,对类似气藏改造有借鉴和推广作用。