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。     

基于早期返排历史数据的水平井分段压裂效果评价方法

压裂液早期返排历史数据可用于评价水平井分段压裂效果,而有效裂缝孔隙体积是反映压裂效果的重要参数,但目前基于压裂液返排历史数据的有效裂缝孔隙体积计算方法存在准确性不高的问题。为此,基于北美最新的基于返排历史数据计算初始有效裂缝孔隙体积的研究成果,应用产量不稳定试井中的流动物质平衡方法,结合传统的产量递减方法,提出了一种利用返排历史数据定量求取有效裂缝孔隙体积的方法,并以国内某口分段压裂的致密油水平井为例,详细介绍了该方法的计算分析过程,计算发现,仅有21%的注入压裂液对裂缝导流能力有贡献。研究结果表明,该方法能有效提高有效裂缝孔隙体积计算结果的准确性,可以对水平井分段压裂效果进行正确评价。      

一种用于页岩气井返排率监测数据的组合插值算法

页岩气井体积压裂过程中,数万方滑溜水被注入储层,压裂结束后压裂液的返排率是表征页岩气井压裂成败及压后产量的重要数据。压裂液伴随着页岩气的长期开采逐渐返排,受压裂液返排时间、开采作业制度和人工成本等多方面的影响,返排率的长期监测费时费力,且通常难以得到连续的监测数据。本文针对时间序列的页岩返排率监测数据的缺失问题,利用基于SPSS和三次样条的组合插补方法,以此对压裂液返排率缺失数据进行有效插补,从而获得高质量的插补值。以四川某页岩气井为例,分析了压裂液返排率的插补值及其准确性,为四川地区页岩气的开发提供指导。     

基于大规模多段压裂水平井返排数据的压裂效果评价方法

微地震评价压裂效果价格昂贵,压裂液返排数据未能很好利用。基于PEBI网格对水相方程进行数值求解,利用无限导流主裂缝与导致渗透率扩大的分支缝描述压裂改造区域,利用初始压力分布描述压裂液对储层的影响,建立了基于返排数据的致密油大规模多段压裂水平井的压裂效果评价方法。采用该方法对大庆油田某致密油藏多段压裂井水平井的返排数据进行解释,压裂改造区域宽度为527 m,微地震解释压裂改造区域宽度为493 m,相对误差为6.9%,结果可靠。该方法可充分利用已有数据,大幅降低当前压裂效果评价成本。     

基于返排期动态数据的页岩气井EUR快速评价方法

页岩气井单井估算最终储量(EUR)及增产改造体积(SRV)的评价一直是页岩气藏动态分析的技术难题。针对威荣页岩气田的气井处于早期试采阶段,面临试采时间短,生产动态数据少,单井估算最终储量(EUR)评价困难的现状,基于页岩气压裂水平井返排液物质平衡理论,通过引入压裂液返排的物质平衡时间建立了一套适用于页岩气井早期试采时间短的EUR快速评价新方法。对比常规EUR结果表明：1)常规EUR评价方法不适用于试采时间短,生产数据少的页岩气井;2)试采阶段返排液规整化压力与物质平衡时间呈现明显线性关系特征;3)新方法对威荣1口典型页岩气井EUR评价结果与经验法和Blasingame递减法的误差分别为5.3%和1.8%,验证了所提出新方法的可靠性和实用性。该方法对生产早期页岩气井EUR预测具有重要的现场指导意义。     

关井时机对页岩气井返排率和产能的影响

页岩气井压后返排率普遍较低,大量的压裂液永久赋存于储层中,对页岩气井的生产有可能造成不利影响。为此,以实际生产数据为基础,分析了页岩气井早期生产返排特征,并根据典型数据建立相应的数值模型,研究了不同时机关井持续时间、生产制度对页岩气井返排率和产能的影响。结果表明:①在返排前关井期间,极窄的相渗曲线共渗区急剧降低压裂液在储层中的渗吸运移速度,关井100 d后移动距离小于3 m,随着关井持续时间增加,压裂液返排率呈指数降低,开井的初始产气量先减小后增大,对长期产气量的影响则恰好相反,因此,并不能简单得出关井时间越长,越有利于生产的结论 ;②而在生产返排后关井期间,随着关井持续时间增加,返排率减小,开井的初始产气量增大,长期产气量则会减小,但相比之下,返排后关井效应弱于返排前;③对于生产制度而言,生产压差增大会掩盖应力敏感导致的渗透率降低效应,最终表现为累计产气量、累计产水量都增加,同时,高生产压差人工缝底部积液,而低压差含水饱和度则几乎为0。该研究成果为认识压裂液的滤失机理及其在储层中的赋存方式、确定页岩气多段压裂水平井的最佳关井时间与生产制度,提供了技术支撑。     

考虑拟时间的页岩气压裂水平井生产数据分析方法

由于没有相关计算模型,页岩气压裂水平井通过生产数据分析解释压裂改造参数时,没有考虑页岩气藏存在的吸附气解吸及地层压力变化的影响。根据页岩气藏物质平衡方程,推导出考虑吸附气解吸的页岩气藏物质平衡拟时间计算模型,改进了变产变压生产数据特征分析方法流程:通过Blasingame图版拟合诊断边界流动阶段、评价动态总储量;通过规整化拟压力(RNP)与物质平衡拟时间平方根图版拟合线性流段斜率,识别线性流结束时间,解释地质、压裂参数。研究表明,不使用拟时间时,RNP与物质平衡时间平方根图的线性流拐点不是真实的线性流结束时间,解释的渗透率偏低、裂缝半长偏高。四川盆地某页岩气井动态参数解释结果证明,本方法能综合考虑吸附气解吸、地层压力变化对RNP曲线物质平衡拟时间的影响,提高了线性流结束时间诊断精度和参数解释结果的准确性。     

基于返排产水数据的页岩气井压裂效果评价方法

对于页岩气藏,采用水平井多段压裂技术可在地层中形成一个复杂裂缝系统,实现经济有效开发,因此复杂裂缝系统的定量刻画对准确预测页岩气井产能具有重要意义。为分析早期返排产水数据并获取储层改造信息,假设裂缝内流体流动为径向流和线性流,考虑基质向裂缝系统供气对产水的影响,得到气井定产量生产时的水相渗流数学模型,结合物质平衡方程得到压力解,根据杜哈美原理将模型的适用范围扩展到气井放喷排液阶段变产量生产条件下。模型求解分析发现,当裂缝系统进入整体泄压阶段后,双对数坐标中规整化产水量和物质平衡时间的关系表现为斜率为-1的直线段,特征线分析可确定有效裂缝体积和裂缝形状参数。结合数值模拟技术对方法进行验证,并结合现场实例完成有效裂缝体积求取。研究结果表明,在进行产水数据分析时返排数据不可省略,否则获得的有效裂缝体积偏小。提出的方法为利用返排产水数据评价压裂效果提供了技术支撑。     

涪陵页岩气田水平井产气剖面测井技术应用试验

四川盆地涪陵页岩气田水平井具有水平段长、产气量高的特点,为了了解水平井各压裂段的动态产气能力、认识返排规律以及确定单井最佳生产工作制度,实现气田低成本高效开采,利用流体扫描成像测井仪(FSI),采用牵引器或光纤连续油管输送工艺,对25口重点井进行了连续产气剖面测井试验和资料解释评价研究。结果表明:1牵引器或光纤-连续油管能将测井仪器安全高效地输送至井底,满足测井施工要求;2同一口页岩气井的相同或相似层段,各压裂段的产气能力存在较大差别;3C井在日产气20×10~4m~3的工作制度下,页岩气井滞留地层中的压裂液无返排现象,而在日产气29×10~4m~3的工作制度下,滞留地层中的压裂液返排量明显增加,并影响部分压裂段生产。研究成果被用来指导气田单井工作制度的制定。     

涪陵页岩气水平井高效压裂技术及应用

针对涪陵页岩气田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，为实现有效改造体积最大化，改造体积内裂缝复杂程度最大化，通过缝网压裂工艺、低成本高效材料体系、返排液重复利用等技术研究，形成了一套适合于涪陵页岩气水平井高效压裂技术。其中缝网压裂工艺实现了形成复杂裂缝网络的压裂目标，高效低成本减阻水压裂液体系，满足连续混配施工要求，成本较国外减阻水体系降低20%以上，现场测试减阻率高达74.5%，返排液重复利用技术实现返排液零排放。截至2017年12月，集成技术累计现场应用330井次，压裂5 300段，工艺成功率97%，平均无阻流量38.5×104 m3/d，增产增气效果显著。     

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。     

基于物质平衡的页岩气井压裂改造裂缝体积与面积计算

页岩气井的压后排采过程呈现明显的阶段性特征,根据生产气液比与累积产气量的关系曲线可将整个排采阶段划分为早期阶段和晚期阶段。在排采生产早期,气井表现为气液同产,并以产液为主,此时页岩基质向裂缝系统的供气能力不足,整个水力裂缝系统（主压裂缝、次级压裂缝及沟通天然裂缝）可视为封闭体系。从物质平衡原理出发,建立了基于排采早期阶段生产数据的压裂裂缝初始体积和面积的计算模型,并以龙马溪组典型页岩气井进行了实例分析。结果显示,分析井的裂缝体积为注入压裂液量的70%左右,裂缝面积可达107m2量级,较大的改造裂缝面积也说明压裂形成了较复杂的缝网,提高了气井有效泄流面积。该模型解释结果与页岩气井排采参数和产气能力吻合良好,是评价压裂裂缝参数和改造效果的有效途径,对矿场水力压裂效果评估具有指导意义。     

裂缝参数对压裂后页岩气水平井排采影响

应用油藏数值模拟器建立了考虑页岩气吸附特征、压裂后气水分布特征及裂缝复杂形态的页岩气水平井多段压裂排采模型,基于川东南某页岩气评价井,以压裂后累计产气量和返排率最大化为目标,研究裂缝参数对页岩气压裂后排采的影响。结果表明,缝高剖面和裂缝形态对压后产气量具有显著影响,但裂缝参数对返排率无显著影响;可采取变排量、胶液前置造缝等技术实现设计的裂缝参数;示例井历史拟合结果验证了排采模型的可靠性,为相似页岩气水平井压裂优化设计提供了理论依据。     

常压页岩气水平井压后排采控制参数优化

为了精细描述页岩气水平井较长的排采周期,基于商业模拟器Eclipse的双孔双渗模型,将压裂过程等效为注水过程,并进行地层压力场及饱和度场的初始化,以消除常规压裂井数值模拟忽略压裂施工对排采影响的局限性。基于渝东南某常压页岩气数据,建立了多段压裂水平井压后排采模型,并优化了排采参数。结果表明:压后立即采取返排措施,排采压差为12 MPa以上,初期日排液量不小于50 m3,压裂液同步彻底破胶,常压页岩气水平井排采效果较好。以此为基础,指导该区2口水平井的压后排采,取得了较好的效果。     

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。      

深层页岩气井气水两相产能预测

气水两相流动对深层页岩气井产能具有重要影响，研究气水两相生产动态对于评估增产效果具有重要意义。考虑压裂液侵入区域(水侵层)和裂缝的气水两相流动，建立了深层页岩气多段压裂水平井的产能预测模型，并结合物质平衡方程，采用逐次迭代方法获得模型的半解析解。利用商业数值模拟器和矿场生产数据验证了模型的可靠性与实用性，并分析了水侵层敏感性参数(水侵层宽度、含水饱和度和渗透率)对产能的影响。研究结果表明：所建立模型能够合理预测深层页岩气井产能；水侵层宽度及含水饱和度越高，页岩气产量越低，但水侵层渗透率越高，页岩气产量越高，水侵层对页岩气产能的影响是多个参数协同作用的结果；水侵层宽度对页岩气20年累积产气量及产水时间影响最大，而对初期产气量影响最大的是水侵层含水饱和度。新模型为深层页岩气井产能预测精度的提高提供了理论基础和科学依据。     

微量物质示踪剂对页岩油水平井压后排液诊断技术

为分析页岩油水平井、直井压裂施工后各层段返排产液情况,评价压裂效果,合成了20种微量物质示踪剂系列产品。施工时在每一段入井压裂液中加入一种示踪剂,通过检测不同时段返排液中各种示踪剂的种类及含量,判定各层是否出液及出液顺序;通过分析计算得出各层返排液量及产液剖面,形成页岩油压裂返排示踪诊断技术。该系列产品经室内实验评价,检出限均在80 mg/m~3以内,可同时检测,灵敏度高,互无干扰,且与压裂液配伍性好。现场用于页岩油水平井吉岩油X井20段压裂,压后累计测试119 d,获取各层段产液顺序、启动时间及产液量,落实了该井的产液剖面。该技术可为同区块后续压裂工艺参数的精确优化提供技术支撑。     

示踪剂技术在致密砂岩气藏压裂中的应用

为了了解临兴中区块致密砂岩气藏压裂液返排情况,分析压裂效果,开展了压裂示踪剂监测技术研究工作,并将其应用于该区块2口井压裂监测中。在A水平井9段压裂中注入9种有机微量示踪剂,在目标井B井2层暂堵分段压裂的5个段塞中加入不同示踪剂,通过取样测试示踪剂浓度并在返排阶段计算压裂液返排率。结果表明,A水平井各段压裂液返排率上升趋势与累计返排量上升趋势基本一致。12天返排基本结束后,第9段返排率为20.73%,第7段返排率为18.69%,第6段返排率为15.35%,其余各段返排率均小于10%,其中第1段、第2段和第3段返排率小于5%。该井总返排率为11.79%,第9段、第7段和第6段返排率高于总返排率,说明这几段是主要的返排贡献段。B井第1层前置液返排率为6.75%,第1层携砂液返排率为13.44%,暂堵剂返排率为13.71%;第2层前置液返排率为28.10%,第2层携砂液返排率为25.19%。此次施工B井并未单独进行暂时封堵,而是同时进行了2层压裂。以上成果认识,为压裂液返排提供了一种有效的监测手段。     

页岩储层吸水特征与返排能力

中国页岩气资源量巨大,但页岩储层渗透率极低,为了有效开发页岩气藏,通常采用体积压裂技术以增大渗流面积,但页岩储层压裂后普遍存在着压裂液返排率低的问题。针对该问题,全面分析了页岩的组分及其与水的力学作用机理;设计了页岩粉末膨胀和岩心吸水实验,分别研究了页岩对蒸馏水、地层水、压裂液A和压裂液B的吸水能力;同时运用缝网渗流能力等效原理,推导了页岩吸水强度的计算公式,概算了页岩气井体积压裂后的吸水百分比。研究结果表明：页岩受表面水化力、渗透水化力、氢键力及范德华力作用的水分子难以返排,而受重力和毛细管压力作用的水分子在一定条件下可以返排;压裂液能够有效抑制页岩的吸水能力,有助于压裂液的返排;通过改变压裂液组分提高压裂液返排率是可行的。该研究成果为认识页岩储层体积压裂液返排的内在机理以及压裂规模与返排率的关系,提供了较为翔实的理论依据。     

北美页岩气水平井压裂井间干扰研究现状与启示

多簇布缝加砂压裂、缩短井间距、钻加密井等技术可有效提高页岩气经济开发效益，但同时也增加了水平井压裂时发生井间干扰的几率，从而影响母井、子井的产量，甚至损害井筒的完整性。为缓解川南地区页岩气开发时频发的井间干扰情况，促进规模效益开发，亟须参考借鉴北美井间干扰研究成果。为此，在系统梳理北美页岩气水平井井间干扰机制及干扰形式、诱发井间干扰的地质因素和工程因素的基础上，总结了井间干扰识别技术和预测技术、井间干扰缓解与治理措施，最后结合北美经验和川南地区页岩气特点，从干扰模式、干扰因素、风险识别与治理等方面开展了对比分析。研究结果表明：(1)加强天然裂缝预测技术攻关，根据天然裂缝发育情况优化井位部署设计，在天然裂缝井段强化差异化压裂参数设计；(2)优化开发部署设计，尽量确保同一开发单元内的井同步投产，避免因邻井先期投产压力降低进而导致井间干扰情况出现；(3)需要根据区内地质、工程等特征，建立不同工况下的井间干扰评价指标；(4)强化开展不同井间距、平台距、施工参数现场试验；(5)加强母井井间干扰复产工艺试验，探索形成有效的排采工艺，以提高排液效果，确保老井尽快复产。结论认为，借鉴北美的井间干扰研究...