页岩气藏压裂前水化预处理工艺先导试验

页岩气藏进行体积压裂后,大量压裂液侵入地层与储层发生水化作用,对压裂改造产生影响,开展页岩水化作用的研究具有重要意义。以提升压裂缝网复杂度为目的,文章提出了一种页岩气藏压裂前的清水水化预处理工艺,泵注一定量清水对即将压裂的层段进行浸泡,并开展了四川盆地页岩气水平井水化预处理工艺的现场试验。压裂前水化预处理使压裂初期的地层破裂点普遍多于相邻未水化处理的层段,结合储层最小水平主应力分析,水化层段延伸压力相对于邻段较低。前期室内岩心水化实验和现场水化处理结果显示,页岩储层通过水化预处理可以在一定程度上诱导储层内部空间产生变化,改变压裂前地层原有的孔隙结构,从而改变破裂压力与破裂特征,对页岩气储层改造的裂缝复杂度提升具有重要的参考意义。     

DY2HF深层页岩气水平井分段压裂技术

DY2HF井是位于川东南丁山构造、目的层为龙马溪组海相页岩气的重点探井,具有高温、超高应力的特点。为解决该井压裂作业存在的施工压力高和加砂困难等难题,开展了深层页岩气水平井分段压裂技术研究。根据丁山页岩特征和地应力状态,进行了井口施工压力预测和排量优化,建立了水平井段多裂缝覆盖率计算模型,并结合诱导应力场计算结果进行了段簇优化。根据页岩气网络压裂技术的特点及该井的具体情况,确定采用高减阻低伤害滑溜水和活性胶液进行混合压裂,采用低密度高强度覆膜支撑剂进行组合加砂,并对压裂参数进行了模拟优化。DY2HF井分段压裂井口限压95 MPa,施工总液量29 516 m3,总砂量319 m3,最高排量13.6 m3/min,滑溜水减阻率达78%,胶液完全水化,压裂后获得高产工业气流,实现了深层页岩气水平井压裂技术突破。该井分段压裂结果表明,丁山等深层页岩气已经具备了有效勘探开发的技术基础。      

四川盆地不同类型页岩气压裂难点和对策

四川盆地内部和盆缘页岩气资源丰富，但由于沉积类型多样、构造复杂，页岩气井压裂测试产量差异大，部分高产井压裂工艺技术推广存在局限性，迫切需要探索和形成针对不同类型页岩气特点的压裂对策和模式。从页岩气高效开发角度出发，通过对比四川盆地已探明页岩气区块地质工程参数特征，依据沉积类型及岩相组合特征、埋藏深度和压力系统，划分出6种类型页岩气：海相中-浅层（深度<3 500 m）超压页岩气、海相深层（深度>3 500 m）超压页岩气、海相深层常压页岩气、海相新类型页岩气、海-陆过渡相深层超压页岩气及陆相中-浅层超压页岩气。开展数值模拟和实验研究发现：(1)天然裂缝发育及复杂的地应力分布会导致压裂裂缝非均匀扩展和裂缝合并，优化射孔参数和采用暂堵工艺可有效调控裂缝形态，增大改造体积；(2)夹层和纹层影响缝高纵向扩展和支撑剂的运移铺置，提高前置高黏压裂液和小粒径支撑剂用量，有利于裂缝纵向穿层与支撑剂均衡支撑；(3)高黏土页岩强水化作用会导致页岩力学性质劣化和加剧支撑剂嵌入，优化压裂液体系添加剂类型和用量可抑制页岩水化作用。探索并提出了不同类型页岩气水平井体积压裂优化设计原则及工艺技术对策，并...     

湘页1井大型清水压裂工艺技术研究

湘页1井是位于湖南境内的一口页岩气勘探重点井,页岩层段气测显示良好,孔隙度和渗透率低,需要大规模压裂释放页岩气。根据岩石特征研究,湘页1井页岩脆性矿物含量高、主应力差异小、天然裂缝发育,体积压裂适应性强。该井目的层埋藏浅,施工摩阻低,采用清水代替滑溜水进行压裂,施工用液1 520 m3,累计加砂82 m3,压后最高产气量2 700 m3/d,为今后页岩气井压裂施工起到一定的借鉴作用。     

页岩储层复杂裂缝扩展研究

页岩储层孔隙度和渗透率低,岩石脆性大,天然裂缝发育。大规模水力压裂过程中,页岩储层易发生张性破坏和剪切破坏相结合的复合破坏,形成复杂网状裂缝,而网状裂缝的展布形态关系到页岩压裂方案的设计和压后产能的评估。针对页岩储层网状裂缝扩展问题,基于流-固耦合方程和损伤力学原理,建立了二维网状裂缝扩展有限元模型。综合研究认为:水平主应力差增大,压裂裂缝分布长度增加,分布宽度降低,长宽比增大;压裂施工排量降低,压裂裂缝复杂程度降低,压裂裂缝分支数减少,分布长度增加,分布宽度降低,长宽比增大;水平井"多段分簇"压裂可能出现多裂缝干扰问题,部分压裂裂缝在延伸过程中止裂或者沟通两端射孔簇的压裂裂缝;水平井"多段分簇"压裂过程中,各个射孔簇形成的压裂裂缝分支长度差别较大,部分裂缝分支长度明显大于其他裂缝分支。     

页岩储层增产改造工作液的研究与应用

页岩储层具有脆性高、天然裂缝或层理发育、低孔特征和极低的基质渗透率等特点,四川盆地页岩储层压裂改造主要采用滑溜水或"滑溜水+线性胶"的"大液量+大排量"体积压裂模式。针对页岩储层特点,结合改造工艺要求,形成了低摩阻、低伤害、高防膨率的SD常规滑溜水体系及SD页岩气井压裂用线性胶体系。同时为了提高页岩气开发过程中对水资源的使用效率,减少环境伤害,研发出一套高效抗盐滑溜水体系,实现了对返排液高效回收利用。现场应用表明,SD常规滑溜水及线性胶体系性能稳定,现场配制方便快捷,降阻效果明显,完全满足页岩气体积改造的要求;SD高效抗盐滑溜水体系实现了高矿化度下返排液的重复利用,满足了页岩气经济、环境保护的开发要求。      

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。      

脆性页岩缝网扩展流固热化耦合机制实验研究

页岩缝网压裂过程伴随着压裂液与岩石之间复杂的流固热化耦合作用.为评价流固热化耦合下的裂缝扩展,提出并开展流固热化耦合的水力压裂实验,重点研究热作用和水化作用对页岩裂缝扩展的影响.研究结果表明,压裂中高温页岩遇压裂液冷却会产生热破裂,形成微裂缝降低抗拉强度,同时岩石脆性增加,有利于缝网形成;水化作用形成水化应力造成裂缝尖...     

覆压水化作用对页岩水力压裂缝扩展的影响

已有的页岩水化实验大多是在常压或较低围压的条件下进行的,而对于地层应力状态下,页岩水化作用是否仍然存在以及其对水力压裂裂缝复杂程度的影响有多大等问题仍有待于探索。为了弄清在地层应力状态下水化作用时间对页岩水力压裂缝复杂程度的影响情况,采用真三维水力压裂物理模拟实验装置,基于相似准则开展了地层应力状态下考虑不同水化作用时间的压裂模拟实验,对不同水化作用时间形成的页岩水力压裂缝的发育特征进行了分析,并开展了现场水化试验。研究结果表明:①在地层三向应力条件下,岩样经水化作用后压裂形成的裂缝复杂程度更高;②页岩水化作用的影响程度由水化时间决定,水化时间越长,水化作用影响程度越大,压裂后形成的裂缝复杂程度越高;③页岩水化作用会使得压裂后在近井区域产生较为明显的复杂多缝效应,导致流动摩阻上升、施工压力升高,不利于后期施工;④水平井水化试验段压裂后的垂直缝体积分数较不水化压裂段低,水化起到了增加压裂缝复杂程度的作用。结论认为,该研究成果对于页岩气压裂施工工艺方式的确定和返排制度的优化具有一定的指导意义。     

网络压裂技术在川东南涪陵地区页岩储层改造中的应用

川东南涪陵地区五峰组—龙马溪组页岩储层地质条件优,可压性好。借鉴北美地区页岩气勘探开发成功经验,以实现网络裂缝为目标,配套了滑溜水+线性胶压裂液、低密度覆膜砂支撑剂、网络压裂参数优化以及电缆泵送桥塞/射孔联作等分段压裂关键工艺技术,现场应用增产效果显著,探索形成了适合于涪陵地区海相页岩储层特点的水平井网络裂缝压裂技术体系。     

页岩储层的岩石力学特性

页岩储层岩石具有基质致密,微裂隙、层理面发育,岩石性脆等非常规地质特征,其力学性质与一般的致密砂岩、碳酸盐岩相比具有一定的特殊性。为探寻这一特殊的岩石力学性质,利用MTS多功能岩石力学实验系统对取自四川盆地某区的M组页岩开展了三轴、单轴、巴西力学实验。结果表明：页岩岩石三轴平均抗压强度为265.75 MPa,平均杨氏模量为4.59×10⁴ MPa,平均泊松比为0.25,属于中硬地层;单轴垂向取样抗压强度（151.92 MPa）是水平取样抗压强度（为69.18 MPa）的2.2倍;页岩抗张强度较低,平均为2.94 MPa。综合分析页岩储层脆性指数后认为,M组页岩属于脆性岩石,储层脆性指数均超过50,有利于对页岩储层进行大型水力压裂;压裂应选择以滑溜水为主的体积压裂模式,压裂设计应遵循“大液量、大排量、高前置液比、小粒径支撑剂、低砂浓度”的原则。     

JY1HF页岩气水平井大型分段压裂技术

JY1HF井是涪陵地区第一口海相页岩气水平井,为了获得商业性页岩气产量,对JY1HF水平井进行了分段压裂设计和工艺优化。在借鉴北美海相页岩气压裂经验的基础上,通过该井岩心资料、测井、岩石力学等数据,对龙马溪组页岩储层进行了压前评价。采用岩石力学试验、X衍射试验、诱导应力场计算和体积压裂动态模拟等方法,开展了压裂段数、压裂液、支撑剂、射孔方案和压裂工艺优化等综合研究,提出采用组合加砂、混合压裂工艺,泵送易钻桥塞射孔联作工艺进行大型水力压裂改造的方案。JY1HF井共压裂15段,累计注入液量19 972.3 m3,支撑剂968.82 m3,放喷测试获得无阻流量16.7×104 m3/d的高产页岩气流。结果表明,龙马溪组海相页岩采用水平井大型分段压裂技术,可获得较大的有效改造体积。JY1HF井的成功压裂为中国海相页岩气压裂改造积累了经验。      

川南深层页岩气水平井体积压裂关键技术

针对川南深层页岩气水平井压裂技术不成熟、关键参数不合理和压裂后单井产量低的问题,在综合分析已压裂井压裂效果的基础上,结合川南深层页岩储层地质工程特点,以提高缝网复杂程度、增大裂缝改造体积、维持裂缝长期导流能力为核心,采用室内试验与数值模拟相结合的方式,优化了压裂工艺和关键参数,形成了以"密切割分段+短簇距布缝、大孔径等孔径射孔、大排量低黏滑溜水加砂、高强度小粒径组合支撑剂、大规模高强度改造"为主的深层页岩气水平井体积压裂关键技术。Z3井应用该技术后,获得了21.3×10⁴ m³/d的产气量,较同区块未用该技术的井提高1倍以上;川南地区多口深层页岩气水平井应用该技术后获得高产,说明该技术有较好的适应性,可推广应用。川南深层页岩气水平井体积压裂关键技术为3 500～4 500 m页岩气资源的有效动用奠定了基础。     

滑溜水压裂主裂缝内支撑剂输送规律实验及数值模拟

滑溜水压裂时通过泵送大排量压裂液在储层中形成主裂缝为主干的裂缝网络,主裂缝内支撑剂的铺置状况直接影响油气井的产能。采用自主设计的大型可视化平板裂缝装置来研究大排量泵送时主裂缝内支撑剂的输送规律,建立了相应的数值模型模拟了砂堤在不同时刻的铺置形态,并分析了湍流对支撑剂铺置的影响规律,为滑溜水压裂时主裂缝内支撑剂的有效铺置提供一定的理论指导。研究表明,滑溜水压裂时支撑剂在主裂缝内的铺置规律与小排量压裂时不同:支撑剂首先在主裂缝入口处形成一个较低的砂堤,而在距入口较远处形成一个较高的砂堤,之后才一层一层周期性的覆盖在两处砂堤之上,直到达到最终的平衡高度;大排量压裂时易引起湍流,将主裂缝进口端暂时沉降的支撑剂重新卷入裂缝深处,形成类似“卷云状”的沉降结构;数值模拟与物理实验模拟得到的支撑剂铺置结果相似,证明了研究的数值模型具有一定的实用性。     

射孔孔眼磨蚀对分段压裂裂缝扩展的影响

非常规油气藏分段压裂施工中常利用射孔限流法促进段内多条水力裂缝均匀发育,压裂过程中,支撑剂会逐渐磨蚀射孔孔眼,致使射孔孔眼的限流作用失效。为研究射孔孔眼磨蚀现象对分段压裂中多裂缝发育的影响情况,耦合了孔眼磨蚀模型和水力裂缝扩展模型,建立了考虑射孔孔眼磨蚀的水平井分段压裂裂缝扩展模型。模拟结果表明:随着支撑剂磨蚀破坏射孔孔眼,孔眼的限流能力显著下降,导致压裂段内各水力裂缝尺寸差距增大。基于所建立的数值模型,研究了不同支撑剂浓度、压裂液排量条件下射孔孔眼磨蚀对压裂段内多条水力裂缝扩展的影响。结果表明:(1)压裂液内支撑剂浓度越高,射孔孔眼初期的磨蚀速度越快;(2)支撑剂浓度变化对段内裂缝扩展延伸的影响较小;(3)压裂液排量越高,射孔孔眼限流效果越好,压裂段内各裂缝发育越均匀。最后建议在分段压裂施工中尽可能提高压裂液排量,这将有助于压裂段内各裂缝的均衡发育。     

深层页岩气水平井多尺度裂缝压裂技术

深层页岩气（埋深3 500.00 m以深）资源量丰富,但存在压裂施工压力高、加砂困难和压裂后产量低等问题,尚未实现商业化开发。为此,通过模拟地层条件的三轴应力-应变试验分析了深层页岩的变形特征,发现深层页岩具有较强的非线性变形特征,导致深层页岩压裂后平均裂缝尺度偏小;在此基础上,总结深层页岩气井的压裂经验,提出了深层页岩气水平井多尺度裂缝压裂技术:采用酸预处理或中途注酸、粉砂段塞打磨等技术降低施工压力,利用大阶梯变排量、变黏度多级交替泵注模式实现对多尺度裂缝的改造,增加小粒径支撑剂比例实现对多尺度裂缝的长效支撑。该技术在川东南某井进行了现场试验,压裂效果明显改善。这表明深层页岩气水平井进行多尺度裂缝压裂具有可行性,并能提高深层页岩气井的压裂效果。      

页岩油水平井体积压裂及微地震监测技术实践

为探索和解决准噶尔盆地吉木萨尔区块页岩油藏水平井体积压裂和平台式拉链压裂过程中人工裂缝网络的成像问题,储层改造方案采用高密度密集切割体积压裂充分改造储层,大排量施工满足多簇、多缝充分开启,滑溜水和胍胶逆混合压裂工艺实现高效造缝携砂,结合多种粒径支撑剂有效充填微细裂缝及主体人工裂缝。通过微地震井中监测技术识别页岩油水平井人工裂缝网络。结果表明：断层和天然裂缝带对微地震事件属性特征有影响,同时事件属性特征也能表征断层和天然裂缝的发育程度。在大规模体积压裂改造下,研究区内4口井的人工裂缝横向相互连通,形成了复杂的裂缝网络。压后投产初期的日产油量得到了较大提升,为该区页岩油的长期高效开发提供了技术依据。     

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。