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。     

长宁-威远地区页岩气压裂返排液处理技术与应用

针对长宁-威远地区页岩气开发存在的压裂返排液无害化处理难、现场施工配液用水缺乏等问题,分析了该地区页岩气压裂返排液的主要成分,明确了细菌、悬浮物以及高价金属离子的浓度是影响压裂返排液回用的主要因素。通过杀菌剂灭菌、絮凝沉降悬浮物、化学沉淀高价金属离子以及过滤絮体和沉淀等措施,开发出了适合长宁-威远地区页岩气压裂返排液回用的处理方法及处理工艺单元化的撬装处理装置,并在W204井区集气站进行了成功应用。处理后的压裂返排液清澈透明,水质满足行业标准要求,并成功回用于W204H4平台施工,施工性能稳定,实现了节能减排。     

黔北正安区块页岩气压裂返排液/采出水地球化学特征

贵州省页岩气资源丰富,近年来,与四川盆地毗邻的黔北正安区块在上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组的页岩气勘探开发上取得了重要进展。由于页岩气分布区地质条件复杂,生态环境脆弱,页岩气开采可能存在严重的环境污染风险,因此,针对黔北地区正安区块AY7-4井页岩气压裂返排液/采出水进行了元素和氢氧同位素分析。结果表明,AY7-4井返排液/采出水K、Na、Ca、Mg、NH₄⁺等组分含量都很高,平均分别为118 mg/L、7 616 mg/L、266 mg/L、47 mg/L、76 mg/L,其中Na、Ca、Mg含量与威远页岩气压裂返排液/采出水的相近,但低于长宁和涪陵;NH₄⁺含量则与长宁的类似,但远高于威远的;Cl平均含量为11 605 mg/L,与威远的相近,但比长宁和涪陵的低;Br平均含量为48 mg/L,稍低于威远的,是长宁和涪陵的一半左右。相应地,AY7-4井Br/Cl值最低,反映其Br含量相对较低。AY7-4井Li、B、Sr平均含量分别为17 mg/L、10 mg/L、45 mg/L,但与威远、长宁、...     

四川盆地威远返排液元素地球化学特征及排放处理建议

水力压裂技术是页岩气开发的核心技术之一,大规模水力压裂技术可能会带来大量压裂返排液,而压裂返排液存在污染地下水和地表水等风险.综合对比分析四川盆地威远页岩气开发区压裂返排液与盆地内不同层系地层水地球化学特征,结果表明:威远页岩气返排液具有高矿化度、高含金属离子的特点,但与地层水相比,返排液中钠(7334 mg/L,n=...     

威远区块复合压裂液体系性能评价与应用

页岩气开发技术发展迅速,页岩气压裂返排液重复利用回注,可以有效节约水资源,减少对环境危害,威远区块利用返排液加砂压裂,同时为了提高加砂强度,对压裂液提出了更高要求,通过室内研究,采用抗盐降阻剂+线性胶压裂液体系,满足返排液高矿化度同时提高液体粘度,可以降低连续或者长段塞加砂过程陶粒沉降速度,降低砂堵风险,应用表明:该体系能适应威远区块矿化度13 788 mg/L的返排液,现场加砂强度达到2～3 t/m,该体系已在威远区块推广应用。     

长宁—威远国家级页岩气示范区日产气量突破400万立方米

<正>2015年9月1日,四川盆地中国石油长宁—威远国家级页岩气示范区日产页岩气量达到413×10~4 m~3。继今年8月10日示范区日产量突破300×10~4 m~3大关后,再次迈上新台阶。中国石油西南油气田公司瞄准今年实现页岩气产量13×10~8 m~3和规模效益开发的目标,严格按照开发方案部署,强力推进页岩气示范区建设,不断创新体制机制,探索形成"平台化井位部署、工厂化钻井压裂、橇装化地面建设、数字化生产管理"的高效勘探     

威远地区页岩气压裂返排液配制钻井液技术研究

为了解决威远地区页岩气压裂返排液无害化处理成本高、处理手段单一、安全环保隐患突出等问题,文章分析了威远地区压裂返排液的碱度、密度、离子含量、物化指标等,明确了影响压裂返排液直接回用配制钻井液的主要因素。通过对比测试优选处理剂,对压裂返排液进行了碱度调节、抑泡处理、杀菌处理、高价金属离子处理。回用处理后的返排液配制钻井液,与未处理返排液配制的钻井液相比,高温高压失水从48 mL降至12 mL,起泡率从13.3%降至0。经过对钻井液体系中处理剂种类和加量进一步优选,优化后的钻井液体系高温高压失水降低至8.8 mL,综合性能与清水配制的钻井液体系一致,满足现场钻进需求,实现压裂返排液在现场直接处理回用,保障页岩气绿色勘探开发。     

四川盆地长宁-威远页岩气开发示范区生产废水管理

在四川盆地长宁-威远页岩气示范区规模开发的过程中,钻井、压裂对水的需求量很大,而钻井废水、压裂返排液等产量大、处置难度大,生产用水的供需产不平衡,对水环境保护提出了巨大挑战。针对存在的问题,开展了现场生产废水处理的工艺研究及管理提升,通过废水的源头控制、过程管控、合理处置及重复利用,积极促进生产废水的生态化管理,并取得一定的成果。对页岩气开发现场生产废水管理经验进行了总结,并为进一步实现页岩气清洁生产"减量化、资源化、无害化"目标提出建议方案。     

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。     

页岩气试油快速投产技术探讨

针对四川盆地页岩气勘探开发中工厂化作业技术需求,以"降本增效、绿色环保"为出发点,攻克了变化流速和粒度分级高效处理、多功能装备集成困难和天然气燃烧声光热污染等技术难题,探讨了综合应用天然气快速净化技术、返排液回收技术和安全环保技术实现页岩气试油快速投产的技术方法。研究成果以长宁-威远等重点勘探开发项目为依托,现场试验表明,文章提及的技术方法初步实现了页岩气试油快速投产,为页岩气的规模开发奠定了技术支撑。     

威远－长宁地区页岩气压裂返排液回用技术研究与应用

中国页岩气开发进展迅速,但页岩气开发对水资源的消耗和对环境的影响不可忽视。将页岩气压裂
返排液进行处理回用将减少对水资源的消耗和对环境的伤害。结合威远－长宁地区返排液成分分析,初步认为影
响返排液回用的主要因素是返排液中的离子种类和含量,通过室内研究提出了采用稀释法、抗盐降阻剂等方法。
现场实践表明：在页岩气开发初期采用稀释法或抗盐降阻剂对返排液加以回收利用是可行的,可根据返排液水质
特点、工艺需求和成本核算形成不同处理方案。     

四川盆地页岩气水平井分段压裂技术系列国产化研究及应用

随着四川盆地页岩气勘探开发的持续深入,实施水平井分段压裂改造已成为页岩气这种非常规气藏有效开发的必要手段。针对四川长宁—威远国家级页岩气示范区水平井储层特点,结合套管固井完井方式,通过开展自主攻关与现场试验,在页岩气水平井压裂改造方面逐步形成了一套完整的技术系列,包括:新型复合桥塞分段工具、高效降阻滑溜水体系、优化分段设计技术、体积压裂工艺、连续油管钻磨技术、连续混配、连续供砂、连续作业技术、返排液重复利用技术等,从而实现了页岩气水平井储层改造的最优化体积和效果。应用结果表明:自主研发的页岩气水平井复合桥塞优化分段、滑溜水体积压裂工艺及工程配套技术,能够有效提高工程时效和增加井口产能,为页岩气水平井规模效益开发提供了技术保障,为下一步四川盆地页岩气工厂化压裂的实施提供了技术支撑。     

中石油国家级页岩气示范区提前完成年度生产任务

正近日,中石油国家级页岩气示范区之一——长宁—威远国家级页岩气示范区2016年生产页岩气15.42×10~8 m~3,较去年同期增产11.98×10~8 m~3,提前完成年度15×10~8 m~3的生产任务。长宁—威远国家级页岩气产业示范区位于四川内江、宜宾境内。2012年3月,国家发展和改革委员会及国家能源局批准中石油建设长宁—威远页岩气产业化示范区,探索页岩气规模效益开发方法,建立页岩气勘探开发技术标准体系,由中国石油西南油气田公司组织实施。2016年1月,西南油气田公司建成中石油首个国家级页岩气示范区,实现了规模效益开发。     

长宁-威远页岩气示范区累计产量超过10亿m

正截至11月28日,四川长宁-威远国家级页岩气示范区日产页岩气536万m3,累计产气量达到10.063亿m3。"十二五"期间,西南油气田公司按照"落实资源、评价产能、攻克技术、效益开发"的工作方针,积极推进页岩气示范区建设,页岩气勘探开发取得重大进展,创造了我国多个第一纪录。在页岩气示范建设中,西南油气田探索形成"井位部署平台化、钻井压裂工厂化、采     

川渝地区页岩气勘探开发工程技术集成与规模化应用

自2009年四川盆地长宁—威远国家级页岩气示范区第1口井开钻以来,经过8年的探索和实践,中国的页岩气勘探开发工程技术取得了长足的进步和全面的发展。及时总结所优化集成的页岩气勘探开发工程配套技术,对于"高效益、高效率"推进川渝地区页岩气规模开发具有重要的意义。研究结果表明:(1)形成并完善了10项页岩气钻完井工程主体技术系列,整体处于国内领先水平,为页岩气规模上产提供了技术支撑;(2)形成了从设计到室内实验评价、井中地震压裂缝网实时监测的体积压裂配套技术,保证了页岩气增产方案的实施效果;(3)创新形成了钻井—压裂、钻井—采输、压裂—采输等同步作业模板,优化平台布置,实现"批量化、模块化、程序化、一体化"作业,大幅度加快了页岩气井的投产进度;(4)形成6项页岩气开发环保节能技术,实现了页岩气清洁节能生产;(5)形成了以高精度三维地震勘探技术为基础的技术体系,为打造"透明"气藏奠定了基础;(6)优化地面集输工艺,实现了气藏采输智能化、数字化管理。结论认为,所形成的页岩气勘探开发配套工程技术有效支撑了长宁—威远国家级页岩气示范区的页岩气上产,在技术进步和管理创新等方面都具有引领示范作用。     

页岩气水平井产量影响因素分析

中国是全球第3个商业化开发页岩气的国家,到2030年页岩气规划产量为800×10~8~1 000×10~8 m~3,展现出良好的发展前景。长宁—威远和昭通国家级页岩气示范区页岩气开发效果显示,目前该区页岩气水平井平均测试产量达到19×10~4 m~3/d,但测试产量却高低参差不齐。为此,从地质和工程两个方面分析了上述示范区页岩气水平井产量影响因素,提出了不同区块水平井提高单井产量的技术方向;根据含气量差异将优质页岩段进一步细分为4类储层,评价水平井Ⅰ类储层钻遇率;依据天然裂缝发育程度、主应力非均质性、脆性指数等工程参数来评价储层改造条件;建立压裂加液量、加砂量、施工排量和返排率与测试产量之间的相关关系;评价压裂形成裂缝复杂程度。研究结果表明:①长宁区块Ⅰ类储层钻遇率高于威远和昭通区块,且当水平井Ⅰ类储层钻遇率大于50%,可保障气井测试页岩气产量高于15×10~4 m~3/d、预计单井最终可采储量(EUR)高于8 000×10~4 m~3;②昭通区块储层改造条件和压裂形成的裂缝复杂程度均优于长宁和威远区块,但加砂量和施工排量等压裂施工参数偏低,制约了前者水平井的测试产量。结论认为,昭通和威远区块进一步提高Ⅰ类储层钻遇率、昭通区块进一步优化压裂施工参数是提高上述示范区页岩气水平井单井产量的主要技术方向。     

威202H2平台“工厂化”压裂作业实践

为实现四川盆地威远区块首个页岩气整装平台"工厂化"拉链式压裂安全、环保、高效地实施,结合区块地理地质特征和页岩气压裂特点,以连续施工和降本增效为出发点,通过不断试验摸索,优化工艺流程,形成了一套适合于威远区块的"工厂化"连续作业流程模式:1设计压裂返排液重复利用方案,重复利用率达100%,缓解环保压力;2依托一体化压裂车组及配套设备保证"工厂化"压裂的连续、高效运行;3大胆开展现场试验,总结出具有较强适用性的主体泵注模式,压裂改造效果显著;4综合管理模式实现生产组织平稳有序。威202H2平台6口井分两轮进行压裂施工,每天平均施工时效2.32段,其中首轮每天施工时效为2.52段,达到国际先进水平;单段施工液量和加砂量分别为1 853 m~3和65.5 m~3,与设计参数基本吻合;整个平台储层改造体积达1.1×10~8 m~3,其中D井最高日产31.87×10~4 m~3、最高压力43.96 MPa,平台6个月累产达1.45×10~8m~3,显示了"工厂化"压裂作业模式的巨大优势。     

威远页岩气示范区日产气突破百万方

<正>2015年8月3日,随着威204 H 2-4井和威204 H 2-5井投产,威远页岩气示范区日产页岩气达到100×104m3,至此,长宁-威远国家级页岩气示范区两个区块日产气量均达到100×104m3。西南油气田公司瞄准今年实现页岩气规模效益开发的目标,严格按照开发方案部署,强力推进页岩气示范区建设,不断创新     

页岩气井区压裂集中供水方案的研究与设计

为满足日益发展的页岩气产业需求,依据页岩气勘探开发的技术支撑,结合我国页岩油气资源多位于水资源缺乏地区而开采页岩气又离不开水的特点,针对页岩气开发过程的压裂用水提出了一套合理、高效的集中供水方案,通过合理布置永久管网和临时管网,灵活调配已建生产井站返排液,既缩短了工程建设周期,又减少了工程投资,达到节约水资源的目的。通过各区块压裂供水试验证明:集中供水方案能有效调整、规划各区块平台井站投产后的返排液,最大程度地降低清水使用量,解决了各区块水资源缺乏问题,具有较好的实际应用价值,可推广于各页岩气田使用。     

四川富顺页岩气藏压裂改造模式及返排工艺分析

四川页岩气藏经过近几年的探索和开发,在借鉴北美页岩气压裂技术经验基础上,已形成我国特色
的页岩气大规模水平井多级改造技术。四川富顺页岩气藏采用以速钻桥塞分级压裂技术为主导的页岩气分段压
裂改造技术,总体改造效果在整个四川页岩地区效果相对较好。文章分析了该区块压裂改造的技术特点、砂堵和
压裂后返排的工作制度,以及返排速率、压裂液破胶时间、意外关井和气液两相流动对返排的影响,为现场作业和
优化返排制度提供一定的经验和参考。