页岩气探井测试压裂方案设计与评价

由于各探区页岩气成藏条件、岩性、物性、含气性和有机地化指标等存在差异,具体压裂方案也大不相同。为正确认识压裂目的层的地质特征、明确主压裂设计目标,探井在正式加砂压裂之前有必要先进行测试压裂。在对比某页岩气探井(A井)关键地层参数指标与美国页岩气开发成熟参数指标的基础上,分析了页岩层可压性条件,提出了测试压裂具体设计思路及方案,并对测试压裂监测结果进行了系统解释与评价。分析评价可知,页岩气井测试压裂所需排量和用液量高于常规测试压裂设计水平;通过分析测试压裂,除了可以得到大量关于主压裂设计施工所需的地层压力、渗透性、闭合应力、裂缝起裂及扩展行为等参数信息外,还可用来判断页岩可压性和网络裂缝形成条件。      

页岩气开发地质理论创新与钻完井技术进步

页岩气的开采是全球能源史上里程碑式的进步。回顾美国页岩气从勘探到商业化生产的发展过程,可以证明页岩气的成功来自于地质理论认识的创新和先进的钻完井技术的完美结合。地质上将页岩从单纯作为烃源岩到可作为烃源岩,及对盖层和储层的认识,改变了人们对页岩气系统中页岩功能的认识。其他地质相关的理论进展,如页岩气来源、储集空间、在地质历史和构造沉积域的分布、岩相、地球化学、地球物理、矿物、岩石物理、岩石力学和原位页岩气储量等,使人们认识到超大规模页岩气储量的存在是开采该类非常规能源的基础。地质认识的进步、天然气需求的增加和高价的耦合,促进了钻井和压裂技术革新。工程技术上的革新,包括滑溜水/轻砂压裂、水平井多级压裂、重复压裂、同步和顺序压裂等,及页岩储层改造中压裂液配方选择和水力压裂设计等。详细的地质研究可以确定页岩气地质上的甜点,进一步结合详细的岩石物理、岩石力学、不同矿物脆性及和可压裂性的研究,才能找到页岩气开发首选的地质和工程相叠合的甜点区。地质和工程紧密结合是未来全球页岩气勘探和开发的趋势。      

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。      

威荣页岩气田水平井套变段暂堵分段压裂工艺技术研究

威荣页岩气田页岩气井套变频发,2017～2020年采用泵送桥塞分段压裂19口水平井,有9口井发生不同程度套变,导致桥塞不能被泵送到设计位置,严重影响改造的充分程度和压后产能,为此急需开展新技术攻关,解决套变后的分段改造难题.文章通过一系列技术攻关形成了暂堵分段压裂工艺技术,该技术将套变段一次性全部射开,采用多次暂堵工艺...     

涪陵页岩气藏开采动态地应力演化规律研究

涪陵页岩气田储层孔隙压力和地应力随着页岩气开采不断演化,使得新井的钻井及压裂地层应力环境与在产老井存在明显差异,准确评价老井压后生产过程中的动态地应力演化规律对后期新井部署和压裂改造设计具有重要意义。针对该问题,文章综合考虑页岩气储层地质力学参数、天然裂缝等的非均质性和各向异性,并基于页岩气藏老井压后开采储层四维地应力演化方法,以四川盆地涪陵页岩气L-Z立体井组为例,建立了渗流—应力交叉耦合的动态地质力学模型,模拟了该井组老井压裂复杂裂缝扩展及压后长期开采四维地应力动态演化,研究发现：在67个月的开采时间段内,孔压和地应力不断降低;孔压和地应力的变化集中分布在各生产井轨迹周围,同时受到压裂改造范围的影响;在老井当前改造范围下,压后开采横向波及范围约为压后生产段改造范围的1.6倍,纵向波及范围基本与压后生产段纵向改造范围相等。研究成果为涪陵页岩气立体化新井压裂开发提供了有效的理论与技术支撑。     

页岩油气水平井压裂裂缝复杂性指数研究及应用展望

为了评价页岩水平井压裂效果,将适用于直井的裂缝复杂性指数概念拓展到页岩水平井分段压裂中,考虑缝宽的非平面扩展、缝高的垂向延伸、主缝长的充分扩展和分段压裂的缝间应力干扰因子等因素,研究了不同裂缝类型对应的裂缝复杂性指数范围。对如何提高裂缝复杂性指数,进行了实施控制方法上的系统探索。结果表明,要增加裂缝的复杂性指数,一是要有一定的有利地质条件,二是需要优化压裂施工参数及现场实施控制技术。研究结果在四川盆地周缘4口水平井进行了应用和验证,每口井分段压裂10~22段,共实施65段140簇压裂,单段最大加砂量126 m3,最大用液量达4.6×104 m3。压裂后复杂裂缝出现的概率为40%左右,部分井增产效果明显。      

页岩气藏水平井大液量多段压裂工艺的实际应用

页岩气作为非常规能源,其开采技术手段目前主要以水平井加大液量多段压裂为主。文章分析了页岩气藏储层大液量多段压裂工艺技术的难点,并从地面供液流程设计、分段压裂完井工具优选、压裂液体系及支撑剂选型、井口装置设计等方面阐述了实际应用情况,介绍了压裂效果。文章认为,建页HF-1井的成功为后期页岩气水平段大液量多段压裂改造工艺积累了技术及现场实施的经验。     

页岩气排水采气技术研究及应用

页岩气井长期经济有效的生产是页岩气开发的基本要求。页岩气井积液严重影响采气生产,需要长期实施排水采气工艺。通过定制实验及现场测试发现：页岩气井后期带液生产,水平段以层流为主,斜井段为段塞流,是井筒积液开始发生的位置,斜井段积液后,液体回流导致水平段液量聚集;关井油管内的积液退回到储集能力强的长水平段,井筒液面低;油管下入水平段将限制气井产能;斜井段偏心漏失导致柱塞气举效率降低。根据页岩气井长期低压小产特征及井筒气液流动特点,提出了充分利用页岩气井能量、实现经济高效排水采气的开采对策。选定优选管柱、泡沫、柱塞作为页岩气井排水采气3项主体工艺,优化各项主体工艺的技术方案和做法,实现通过工艺辅助页岩气井自喷排水采气。页岩气排水采气技术在川南地区长宁区块推广实施后,气举助排及复产工作量降低,水淹井次减少,有效维护了老井产能。     

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。      

页岩气开采技术

通过调研国内外页岩气开发现状,分析国外技术对我国开采页岩气的适应性,针对我国页岩气开发目前存在的问题提出了开展相关技术研发的建议：系统地勘探和评价我国页岩气资源,寻找页岩气富集带和有利开发区;研究水平井多段压裂、同步压裂等先进的页岩气开采技术,开发适合的开采工艺;加强保护环境意识,开发过程中采取相应环保措施。     

满足页岩气水平井固井质量的套管扶正器研究

为提高页岩气水平井的固井质量,常在套管上安装扶正器.常规的滚轮扶正器对套管的居中度提高有限,旋流扶正器的旋流效果不好.根据页岩气水平井分段压裂的要求,并结合弹簧片、旋流及液力变径扶正器的优点,设计了一种新型扶正器.该扶正器下入过程中其外径与套管接箍外径相同,能有效减小下入摩阻.下入至设计井深时,弹簧片可伸出扩径,且可使注水泥时产生旋流顶替.试验结果表明：该扶正器的居中度可提高至97％,外径缩小30％.     

页岩气井排水采气工艺综合优选方法

目前排水采气工艺的选择采用现场经验法和宏观控制图版法,考虑因素欠缺,工艺实施效果较差,文章根据压力供给与临界携液原则,结合经济效益分析,开展了页岩气井排水采气工艺综合优选。根据误差分析优选Mukherjee-Brill两相流模型用于计算页岩气井筒压力分布,确定排水采气工艺的压力适用界限;考虑产液量、液滴变形和造斜率变化引起的液滴碰撞,建立页岩气井全井筒临界携液流量模型,确定排水采气工艺的携液适用界限,最终建立页岩气井排水采气工艺综合优选方法。实例分析表明,页岩气井临界携液流量模型的预测精度达94.1%,页岩气井排水采气工艺综合优选方法能够实现“一井一策”的排水采气工艺定量优选,优选后的排水采气工艺具有良好的排液增产效果与经济效益。     

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。     

页岩气分段压裂完井工具初探

国外用于页岩气的水平井水力多段压裂技术比较成熟,采用其多段压裂工具勘探开发成本相对较高,而我国至今还没有形成成熟技术。简要介绍了国外具有代表性的威德福、哈利伯顿和贝克休斯公司用于页岩气井裸眼多级分段压裂相关工具及案例,并针对我国油气田的现状,设计了1趟管柱多级分段压裂系统方案。该方案采用自膨胀式封隔器+投球滑套的方式,管柱选用114.3 mm套管,此种完井方式相对于套管固井后再分段压裂的方式可大幅节约成本。试验结果表明,采用自膨胀封隔器完全可以满足国内页岩气开发的需求,多级分段压裂系统有望对国内页岩气水平井多段压裂的发展起到一定的促进作用。     

罗家寨气田飞仙关气藏高酸性气井完井工艺技术实践

高酸性气井中的硫化氢与二氧化碳对油管、套管产生严重的腐蚀，威胁着气井的安全生产，完井方式选择不当也会加剧这种腐蚀。通过国内外调研，提出了一种采用材质防腐的完井方式，该完井方式通过采用永久式封隔器、特扣内衬油管和不锈钢井口来达到使酸性气体与井下生产管串隔离的目的，从而防止油管、套管腐蚀，并延长气井的免修期，可在高酸性气田推广这种完井方式.     

页岩气井固井套管居中与下入能力研究

在对井筒内管柱受力状态进行科学分析的基础上,建立了长水平段和造斜段套管居中度分析模型,对扶正器的选择和安放间距进行了设计。采用有限元法对FYHFl井及MYHFl井扶正器选择方案和下入方案现场应用效果进行分析,分析结果表明,在井况许可的条件下,水平段应采用API标准扶正器,且每根套管加装1只扶正器,以保证套管的居中度和固井质量;选择合适的扶正器、设置合理的间距能有效减小套管下入阻力,同时明显增强套管串刚度;套管居中度对采用油基钻井液的页岩气水平井固井质量影响明显,套管居中度应该控制在67%以上,并严格控制套管贴边,以免影响水泥环均匀性和压裂效果。     

涪陵焦页18-10HF井水平段高性能水基钻井液技术

焦页18-10HF井是中石化在涪陵页岩气田部署的一口开发井,完钻井深4560 m,水平段长度1378 m。该工区三开井段页岩脆性矿物含量高,微纳米级孔隙裂缝和层理发育,一直使用油基钻井液应对井下复杂情况。针对龙马溪五峰组页岩裂缝发育等特性,通过核心处理剂端胺基聚醚抑制页岩表面水化,植物油酰胺极压减摩剂有效润滑减阻,纳米封堵封固,构建了JHGWY-1高性能水基钻井液,页岩滚动回收率大于98%,极压润滑系数0.16,钻井液封堵泥饼承压超过10MPa,满足龙马溪五峰组页岩微裂缝发育、脆弱胶结面对封堵封固及水平段润滑减阻要求。该体系首次在涪陵工区的焦页18-10HF井三开井段代替油基钻井液,在设计垂厚10 m、实钻8~10 m的五峰组中顺利穿行,起下钻畅通,钻完井顺利。该体系表现出良好的流变性、低滤失量和稳定页岩井壁能力,完井作业顺利,满足了该井三开钻完井工程需要。      

考虑页岩裂缝长期导流能力的压裂水平井产量预测

页岩气井压裂后初期产量高,随后产量迅速递减,但在预测页岩气压裂水平井产量时,目前国内尚无实际产量递减规律可借鉴。为此,进行了2.5和1.0 kg/m2两种铺砂浓度下的长期导流能力试验。试验结果表明,支撑剂的嵌入及破碎导致前2 d导流能力约降低43%,4 d后导流能力则降低得很少。将试验结果应用到川东南某井数值模拟中,恒定导流能力方案产量为考虑长期导流能力方案的2~3倍;10年生产动态预测结果显示,示例井生产周期可分为3个阶段,前2年产量递减率高达42%~46%,第3~4年产量递减率降至27%~37%,第5~10年产量递减率缓慢降至4%以下。研究结果表明,页岩支撑剂评价优选应以裂缝长期导流能力试验结果为基础,考虑裂缝长期导流能力影响的产量递减规律可为页岩气压裂水平井重复压裂时机的确定提供依据。      

煤成气井完井方式选择及现场试验

煤成气井与常规油气井完井方式选择有着质的不同。通过对煤成气井完井特点的分析，提出了煤成气井完井方式选择的依据和方法。结合安阳地区煤成气井水文地质条件和经济技术水平，成功地对４口煤成气井进行了完井方式选择和现场试验。