彭水区块页岩气生产井排采方式研究与应用

为了实现彭水区块页岩气井快速排液,降低压裂液对储层的污染,提高返排率,促进页岩气快速解吸,在分析彭水区块页岩气藏基本特征和生产特点基础上,分析了低压页岩气井不同生产阶段的生产特点,并从工艺上提出了不同的解决方法,形成了彭水区块页岩气井压裂后快速排液、稳定降压和自喷生产的“三段式”排采方式。该排采方式在彭水区块3口已投产页岩气水平井现场应用后,取得了较好的开发效果,为彭水区块低压页岩气井的有效勘探和开发提供了新的技术支持。      

机抽排采工艺在武隆工区页岩气井应用研究

在武隆工区页岩气井开发后期，机抽排液采气工艺是非自喷井最适用的排采工艺。结合武隆工区页岩气储层地质特征和现有生产井特点的基础上，对机抽排液采气工艺进行了不断优化，研究出了机抽“气液混抽泵+加深尾管”的排采模式和防偏磨工艺，为常压页岩气区块的有效开发提供了有力的技术支持     

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。      

中国页岩气排采工艺的技术现状及效果分析

在页岩气开发过程中,页岩气排采工艺是提高页岩气开发水平的关键技术,常用的泡沫排水采气、气举排水采气、电潜泵排水采气及有杆泵排水采气等技术都有一定的应用条件和缺陷。因此,优选合适的页岩气排采工艺就显得尤为重要。为此,通过分析我国页岩气排采井工艺选择的原则和排采工艺方式以及气举气源及气举方式的对比,重点论述、分析了目前国内已投产的5口页岩气井气举方式及排采效果,提出了对不同页岩气排采工艺的认识。研究结果表明：气举是页岩气（致密砂岩气）的首选排采工艺,气举气源主要有膜制氮气天然气,采用套管气举方式的排采效果优于油管气举方式;泡沫排采工艺适应于产液量低于10 m³的排采井;电潜泵排采工艺只适应于高液量页岩气井的排采。     

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。      

常压页岩气井排采工艺的研究—以彭水区块为例

通过在彭水区块开展电潜泵、射流泵、气举等排水采气工艺的研究,认为常压页岩气井在排采的不同阶段应采取不同的排采工艺:对于无自喷潜力井,采取大排量电潜泵快排-射流泵排采模式;对于有自喷潜力井,采取大排量电潜泵快排-自喷生产-气举排采模式。     

页岩气井同心双管排采新工艺研究

为了克服单一排采举升工艺的不足,实现页岩气井在高液量和低液量时期均能连续排采,研究应用了同心双管组合排采工艺。基于速度管柱排水采气可以降低页岩气井临界携液流量、增大井筒中气体流速、提高气井携液能力的思路,优化了页岩气井速度管柱,速度管柱直径优化为φ48.3 mm;实现了排采前期液量充足时采用高排量电潜泵排液,液量较低时采用气举诱喷。该技术在彭页 HF-1 井开展了现场试验,措施后排采井日产液37 m3,日产气量20 250.65 m3,累计产气量151.32×104 m3。试验结果表明, 页岩气同心双管排采工艺技术可以降低页岩气井临界携液流速,为页岩气井的连续排采提供了新的技术支持。      

长宁—威远构造页岩气井返排流程优化设计和返排特征分析

页岩气井返排流程是页岩气藏工厂化压裂作业必不可少的组成部分。为了满足页岩气丛式井拉链式压裂—排采一体化作业,在现场实践基础上,设计了可满足各井除砂、连续排液、多井同步计量等功能的模块化、标准化地面返排流程;同时对页岩气井压后返排特征进行了剖析,形成了适合长宁—威远区块大规模加砂压裂后"闷井、控制、加速、平稳"的连续排采制度。长宁—威远区块标准化地面返排流程及排采制度的成型可为我国其他页岩气藏的勘探开发提供借鉴。     

常压页岩气井自生气气举技术

针对常压页岩气藏压后初期不具备自喷生产条件及电潜泵频繁卡泵停机问题,研究了常压页岩气井自生气气举技术。利用本井自生气作为气源,通过气举降低管柱内液体密度的原理,实现了常压页岩气井连续性排采。介绍了自生气气举井口流程和气举工艺管柱,进行了气举井注气压力敏感性分析和气举排液采气工艺设计。PYHF-3井现场试验表明,该井措施后日产液51.37 m3,日产气17 424.65 m3。常压页岩气井自生气气举技术将为常压页岩气井的连续性排采提供新的技术支持。     

柱塞排水采气技术在涪陵页岩气田的试验应用

针对涪陵页岩气田部分老井积液日渐明显这一现象,为探索合适的排水采气工艺,在页岩气田W区块若干气井中开展了柱塞气举先导试验.由于页岩气井具有生产井口扩径、生产管柱缩径的特征,常规柱塞技术应用受到制约,为此进行了页岩气井柱塞排采井口改造及组合柱塞的设计,有效解决了柱塞技术在页岩气井应用存在的井口瓶颈及漏失问题.文章还介绍柱...     

基于页岩气井压后返排液氯离子分析的压后效果评价

页岩具有低孔隙度、特低渗透率的特征,只有通过储层改造后才能获得经济开发效益。水平井钻井与多段多簇压裂是页岩气效益开发的关键核心技术,为提高页岩气单井产量,以储层改造体积和裂缝复杂程度最大化为目标函数,但现有裂缝复杂程度表征及气井产能预测方法有限。压裂液的返排动态可表征储层压后的裂缝形态,是影响压后产能的重要因素,通过对返排液测试数据的分析总结表明,压裂返排液氯离子浓度变化分为3个区域:快速上涨区,缓慢上涨区,趋于平稳区。同区块邻井在相同压裂工艺及返排制度下,返排液氯离子浓度变化趋于一致;页岩气井排液期间返排率越低,氯离子浓度变化幅度越小,即快速上涨区与缓慢上涨区持续时间越短,裂缝复杂程度越高,压裂改造效果越好;页岩气井最大瞬时产气量出现在平稳区初期。丰富了页岩气压裂后评估技术体系,为气井产能预测提供了支撑。     

鄂尔多斯盆地东缘三区块煤层气井产能主控因素及开发策略

根据鄂尔多斯盆地东缘三区块煤层气田83口排采井的资料,系统分析了地质条件、工程技术和排采制度等因素对煤层气井产能的影响,并在此基础上提出了相应的开发策略。结果表明:煤层厚度、地下水流体势、含气量、渗透率和临储比是影响研究区煤层气井产能的主要地质因素;井距、压裂液量和加砂量是影响煤层气井产能的主要工程技术因素;井底压力下降速度、动液面下降速度、套压直接影响煤层气井产能。在此基础上,采用灰色关联分析法得出研究区煤层气井产能影响因素的大小次序,并从有利区优选、井网部署、压裂设计和排采制度4个方面,提出了适合于研究区煤层气地质特征的开发策略:在有利区优选方面,构建了煤层气开发有利区评价指标,将研究区划分为I—Ⅳ类单元;在井网部署方面,I类和Ⅱ类单元井距应控制在335~370 m;Ⅲ类和Ⅳ类单元井距应控制在370~400 m;在压裂施工设计方面,I类和Ⅱ类单元煤层气井的压裂液量应控制在800~1 200 m3;加砂量应控制在35~60 m3;Ⅲ类和Ⅳ类单元煤储层地质条件相对较差,对于不同地质条件,提出了不同的压裂措施;排采制度方面,将煤层气排采产气过程划分为5个阶段,并针对不同排采阶段,提出了具体的排采控制方法。     

中石油在重庆地区深层页岩气勘探喜获重大突破

正2018年6月8日,中国石油天然气股份有限公司部署在重庆市渝西区块西山构造东翼断块、埋深接近4 000 m的足202-H1井放喷测试,在井口压力35.08 MPa、返排率4.08%情况下,折算日产气量达到45.67×10~4 m~3。该井是中石油在重庆地区获得的第1口页岩气商业价值井。该井的突破,开启了川渝地区深层页岩气勘探开发的新篇章,展示了中国深层页岩气规模开发的良好前景。足202-H1井是在足202直井压裂获得工业气流后,于2017年部署在渝西区块的1口产能评价井,目的是试验断背斜构造区深层页     

四川盆地威远页岩气藏高效开发关键技术

威远页岩气藏地质条件复杂,工程技术面临很大挑战,因此,通过地质和工程技术的相互融合,以“选好区、打准层、压好井、采好气”为核心,从地质评价及井位部署优化、水平井优快钻井及精准地质导向、水平井体积压裂、排采及动态分析等4个关键环节入手进行技术攻关,形成了适合威远页岩气藏勘探开发的6项关键技术,即页岩气高产区带评价与优选技术、复杂地表条件下一体化井位部署与优化、长水平段丛式水平井高效钻井完井技术、页岩甜点录井辅助地质导向技术、页岩气体积压裂技术、排采测试及气藏开发动态分析技术。6项关键技术在威远页岩气藏开发中得到推广应用并不断完善,开发效果不断提高,主力产层龙一₁1小层的钻遇率达到98%,钻井周期缩短至69.2 d,测试产量达到19.7×104 m3/d,单井最终可采储量增至10 482×104 m3。6项关键开发技术为威远页岩气藏的高效开发提供了技术支持,且技术的适应性不断增强。      

渝东南彭水—武隆地区常压页岩气生产特征

渝东南彭水—武隆地区五峰组—龙马溪组为常压地层,通过野外剖面调查、钻井岩心观察及页岩实验测试等,结合5口常压页岩气井试采数据,系统分析常压页岩气的地质及生产特征。研究结果表明,研究区五峰组—龙马溪组优质页岩为深水陆棚沉积,具有厚度大(大于20 m),总有机碳含量高(为2%~6%),硅质含量高(大于45%),物性中等(孔隙度为2%~5%),微裂缝发育,保存条件中等,页岩气藏为常压(地层压力系数为0.8~1.2)等地质特征。分析彭水—武隆地区页岩气井生产过程中的返排特征、流体性质、产气量及压力变化规律等,认为常压页岩气具有自喷、诱喷和人工举升3种生产模式,可以划分为低气液比、两相过渡、稳定生产3个生产阶段,且进入稳定生产期,常压页岩气具有初期产量较低,但递减较慢的特征。     

页岩气水平井生产规律

随着我国页岩气开发工作的逐步深入和开发规模的不断加大,适时开展气井生产数据分析、评价已投产井生产规律是评价阶段开发效果和制订下一步开发部署的依据和保障。为此,通过分析北美地区6个页岩气开发区块和我国国家级页岩气示范区长宁—威远区块、昭通区块的页岩气水平井生产数据,采用双曲—指数混合递减模型建立不同区块的归一化产量递减曲线,探讨了页岩气井初始产量的变化趋势和产量递减规律,并建立了页岩气水平井估算最终开采量(EUR)的快速评价方法。研究结果表明:①在开发初期页岩气水平井平均初始产量均呈现逐年上升的趋势,而初始产量分布则存在着差异,而后,气井平均初始产量变化呈平台式,后期则呈逐年下降的趋势;②双曲—指数递减模型应用于中国和北美地区页岩气水平井的产量递减分析具有较好的适应性,同一区块不同批次的气井产量递减规律相似;③长宁区块前3年产量递减比例依次为55%、38%和33%,与北美地区Fayetteville区块接近,威远区块生产初期产量递减比例依次为63%、 46%和37%,明显高于北美地区5个区块;④气井EUR与第1年累计产气量(Q_1)正相关,一般为Q_1的2～5倍,Woodford区块气井EUR/Q_1最高,长宁区块与Barnett、Eagle Ford、Fayetteville和Haynesville区块相当,而威远区块则相对较低。     

彭水区块常压页岩气井自喷条件研究

彭水区块页岩气为低渗低孔常压页岩气藏,地层无法依靠自身条件实现自喷连续生产。需借助人工举升方式进行排水采气,考虑到埋深等地质因素,选用电潜泵进行排采,但排采后期,地层产液逐步下降,无法达到电潜泵最小额定排量,页岩气井无法稳定生产。因此研究常压出水气藏自喷条件研究迫在眉睫,对Turner液滴模型开展研究提出影响自喷条件的因素:气液比、生产管柱横截面积等展开研究,从工艺措施上提出了解决方案。并在实际运用中取得了良好效果,为常压页气藏实现连续排采提供了新的思路。     

浅层页岩气高效勘探开发关键技术——以昭通国家级页岩气示范区太阳背斜区为例

昭通国家级页岩气示范区太阳背斜区浅层页岩气赋存与产能潜力受控于富有机质页岩储层厚度、物性、顶/底板封闭性、含气性及可压性五大地质要素,气藏显现出吸附气含量偏高、地层弱超压、初期产量相对偏低、气井产量稳定、递减率低等特征。通过创新集成,形成了浅层页岩气甜点选区评价技术、产能目标导向高效布井技术、国产近钻头地质导向技术、安全高效优快钻井技术、浅层页岩气体积压裂与精细控压排采等高效勘探开发关键技术,建立了太阳背斜区浅层页岩气开发示范基地,推动了昭通国家级页岩气示范区浅层页岩气勘探开发进程,引领了四川盆地以外中国南方复杂构造区海相山地浅层页岩气勘探开发进程。     

煤层气井压降规律与排采参数关系分析

煤层气区块排采制度以现场经验为主,与区块的地质条件及开发现状结合较少。压降漏斗的扩展形态是煤层气井地质特征和开发方式的具体表现形式,利用压降规律建立合理的排采制度是煤层气田科学开发的关键环节。将压降漏斗横向上的压降半径和纵向上的压降大小比值称为压降漏斗表征系数,分析认为压降漏斗表征系数越大,单井产气量越大。以保德区块试验区为例,通过Eclipse建模及Matlab画图工具箱分析了3种不同煤层渗透率、地下水流体势及试验区井组间干扰对压降漏斗表征系数的影响后,建立了合理放气套压与合理压降速率等排采参数与压降漏斗表征系数的函数关系式,计算了滚动开发区C1~C13井的合理放气套压以及S1~S12井的合理压降速率,结果表明理论计算排采参数值与生产实际值差值越小的井,单井产气量越高,表明该方法建立的煤层气井排采参数计算方法可靠,可指导见套压未放气井和见气井的合理排采,为煤层气区块的定量化排采提供理论依据。     

抗温型低渗透钻井液在富顺页岩气坛203井的应用

常规水基钻井液在页岩气井钻井过程中易出现各种井下复杂,目前川渝地区壳牌页岩气井多采用油基钻井液进行钻井施工。经过对四川壳牌项目富顺区块页岩岩心分析以及页岩气井技术难题研究,室内研发了抗温型低渗透钻井液体系。通过室内评价试验,对体系的抗温性能、抑制性能和封堵性能等进行了评价,评价结果显示抗温型低渗透钻井液能够满足四川壳牌项目富顺区块页岩气井施工技术要求。抗温型低渗透钻井液体系在四川壳牌项目富顺区块页岩气井探井坛203井进行了现场应用。应用结果显示,坛203井钻井施工过程中无阻卡现象,电测顺利,钻井液抗温性能、抑制防塌性能良好。坛203井与富顺项目前期油基钻井液完成井坛202井和梯202井对照,机械钻速快,钻井液成本节省200%以上。该钻井液的成功应用,为页岩气井的勘探开发提供了参考经验,其在页岩气井钻井施工中具有良好的推广应用前景。