水平井分段压裂工艺在延长油田陆相页岩气开发中的应用

鄂尔多斯盆地陆相页岩具有埋藏深度浅、脆性矿物含量低、黏土矿物含量高、孔隙度和基质渗透率极低等特点,水平井体积压裂技术是延长油田陆相页岩气高效开发的必要手段。结合延长油田陆相页岩气储层的特点,通过室内研究和现场试验,逐步优化形成了适合延长陆相页岩气水平井的分簇射孔、桥塞隔离分段压裂工艺技术以及液态CO2压裂液、滑溜水线性胶压裂液体系等技术,并在4口页岩气水平井进行了现场应用,均取得了试验成功,为延长油田陆相页岩气高效开发奠定了技术基础。     

CO_2泡沫压裂液流变特性研究及应用

鄂尔多斯盆地延长区域陆相页岩气资源丰富、开发潜力巨大,前期研究表明陆相页岩储层具有岩性致密、地层压力低、渗透率小和水敏性强等特点,常规压裂技术在陆相页岩气开采中适用性较差。为此,针对页岩储层提出了CO_2泡沫压裂技术,主要研究了CO_2泡沫压裂液流变特性,分析了泡沫质量、剪切速率、温度和压力对CO_2泡沫压裂液流变参数的影响,通过现场试验CO_2泡沫压裂井较常规压裂井的平均自喷返排率提高26%,平均排液周期缩短21d,在页岩气开采过程中取得较好的效果。     

论直井—水平井混合井型开发陆相/海陆过渡相页岩气的优势

长水平井+体积压裂是海相页岩气开发取得成功的主流技术,但我国的陆相/海陆过渡相页岩与海相页岩储层性质相差较大,陆相/海陆过渡相页岩的开发方式不能照搬海相页岩气的.本文提出陆相/海陆过渡相页岩应采用直井和水平井混合井型开发的技术思想.该技术思想的关键出发点在于陆相/海陆过渡相页岩(1)脆性矿物含量少,水平井体积压裂造复杂...     

超临界CO2+水力携砂复合体积压裂工艺对陆相页岩储层的改造机理及效果

中国陆相页岩油气资源潜力巨大,但由于陆相页岩具有黏土矿物含量高、非均质性强等特点,很难实现大规模体积压裂。由于缺乏针对性储层体积改造技术,中国陆相页岩油气领域一直未获得实质性突破。为解决这一关键技术难题,综合利用压裂模拟、微观分析等实验手段对松辽盆地青山口组一段富含油页岩层系进行研究。结果表明,超临界CO₂复合体积压裂具有降低页岩储层破裂压力、形成复杂缝网和溶蚀改善储层渗流通道的优势。在陆相页岩油领域设计并使用超临界CO₂复合体积压裂工艺,对吉页油1HF井成功实施了21段/1 431 m水平井压裂,并采用人工裂缝反演、不稳定试井、微地震监测、返排液分析、油源对比等技术进行压后效果评价。现场实践证实,该项技术效果显著,有效改造体积是常规水力压裂的2倍,实现了高黏土矿物含量强非均质性陆相页岩层系大型体积压裂,支撑吉页油1HF井获得稳产16.4 m³/d的高产工业页岩油流。     

国内外页岩气形成条件对比与有利区优选

为了优选国内有利勘探区及层系,通过对美国、中国各个盆地富有机质页岩最新资料调研,将我国发育的富有机质页岩与美国现今技术可采储量居前的五大类页岩从区域构造背景、有机碳含量、储层物性、含气量等11个方面进行了对比分析。结果显示:1中国海相页岩有机质丰度、类型与美国海相页岩相当,皆以Ⅰ型或者Ⅱ1型为主,有机质成熟度要比美国页岩高,表明烃源岩可以并已经产生足够数量的烃类气体;陆相泥页岩TOC值低于北美地区页岩TOC值,有机质类型大都属于Ⅱ2型或者Ⅲ型,成熟度介于2%~4.5%之间且变化范围较大,生成页岩气潜力不如海相页岩好。2中国海相页岩脆性矿物含量比北美页岩高,黏土矿物含量相当,利于后期压裂改造;陆相页岩脆性矿物含量比北美地区低,黏土矿物含量与北美地区相当,不利于后期压裂改造。3中国海相页岩总体上孔隙度大小与北美海相页岩相当,但孔隙度分布范围比北美页岩大,孔隙类型与北美相当,显示出较好的储集性能;陆相页岩孔隙度大小要略低于北美海相页岩,孔隙类型与北美相当,储集性能较差。4中国海相页岩层埋藏深度主体分布在1 200~5 300m之间,比北美地区现今勘探的主体深度(1 300~4 000m)范围要大,并且由于构造演化复杂而与美国相对稳定的构造背景差异较大,导致我国页岩气保存条件变差和勘探风险增大;中新生界陆相页岩具有累计厚度大,单层厚度要小且平面展布范围小,虽然埋藏深度与北美地区相当,但由于后期构造运动破坏较大,因此对页岩气的保存十分不利。据此提出了适合我国海相页岩和陆相页岩的评价标准,并对各盆地优选出的有利地区和有利层位进行优选评价,指出海相页岩气勘探最有利的地区和层系为重庆周缘O3w—S1l、威远地区∈1q和S1l,陆相页岩气最有利地区和层系为鄂尔多斯盆地T3y、松辽盆地K1q。     

美国页岩气压裂返排液处理技术现状及启示

水力压裂技术是目前页岩气开发依靠的主要储层改造手段,但采用该技术开采页岩气对水资源的消耗情况和压裂施工完成后返排液如何处置则引起了人们广泛的关注。为此,以美国Marcellus页岩区和Barnett页岩区为例,分析整理了其压裂返排液的水质特点与处置方式。在系统归纳美国页岩气开发过程中形成的返排液管理路线的基础上,从处理回用和处理外排两个方面介绍了返排液处理技术现状及研究进展。结论认为：从目前国外应用和研究现状来看,页岩气压裂返排液处理的理论和技术是相对成熟的。进而结合我国页岩气开发的形势,提出了符合实际的压裂返排液处理技术研究框架,明确了研究主题,提出了研究方向和目标建议：①完善页岩气压裂返排液深井灌注技术标准体系;②开展页岩气压裂返排液处理回用技术研究,研发耐盐耐硬度压裂液体系及配方;③开展其他废水回用配制页岩气压裂液体系或无水压裂可行性研究;④探索压裂返排液外排技术应用的可能性。以期为上述热点问题的最终解决提供技术思路。     

浅析页岩气地面工程技术现状及发展趋势

综述了我国页岩气地面工程技术现状与发展趋势。分析了我国页岩气地面工程技术具有地面集输系统规模难确定、集输管网压力变化范围大和集输流程需标准化、模块化及撬装化设计以及供、转水需求量大,压裂返排液需处理等特点。探讨了页岩气地面集输技术、页岩气处理技术、压裂返排液处理技术的现状,分析了建设智慧页岩气田、效益页岩气田和标准化、一体化页岩气田的意义,展望了页岩气井出砂、页岩气计量和脱水、压裂返排液处理、页岩气增压等关键地面工程技术的发展趋势。     

陆相页岩气突破和建产的有利目标——以四川盆地下侏罗统为例

与北美在海相泥页岩中成功开发的页岩气相比,我国主要含油气盆地中的页岩气是以赋存于陆相沉积岩中为基本特点的,因此陆相层系也是页岩气勘探开发新的重要领域。但陆相与海相页岩中的矿物成分、沉积结构存在一定的差别,与岩石力学性质有关的压裂特征是制约陆相页岩气能否取得有效益的开发的关键。四川盆地下侏罗统陆相页岩气主要发育于湖湘泥页岩中。通过老井复查和重新评价,已在川东建南、元坝地区获得页岩气工业气流,展示了下侏罗统页岩气良好的潜力和可采性。对四川盆地下侏罗统页岩气形成条件和富集关键控制因素分析认为,下侏罗统湖相泥页岩分布广泛,具自生自储连续型气藏的特点。泥页岩有机质丰度、滞留烃的厚度和较好的保存条件是下侏罗统页岩气富集的主控因素;脆性矿物含量给大型水力压裂改造创造了较好条件;合理的试采方式是下侏罗统获得页岩气工业气流和长期稳产的关键;页岩气评价、压裂试验、测试证实,四川盆地下侏罗统页岩气是陆相页岩气突破和建产的有利目标。      

阜新盆地低演化陆相页岩气勘探开发潜力

为了进一步推进我国陆相页岩气的勘探开发,在系统总结鄂尔多斯盆地等典型陆相页岩地质特征的基础上,以阜新盆地下白垩统沙海组为例,利用总有机碳含量、岩石比表面积和孔径分布、全岩X射线衍射分析等资料,分析其页岩气储层特征、地球化学特征及可压裂性,并在此基础上与海/陆相页岩气地质特征进行对比,进而对沙海组页岩气储层与页岩气资源潜力进行了评价。研究结果表明:①我国陆相页岩形成时代较晚,总有机碳含量变化范围大,有机质类型以混合型—腐殖型为主,热演化程度低,石英含量低,长石和碳酸盐矿物含量高,总脆性矿物含量与海相页岩相当;②沙海组页岩埋藏深度浅,矿物成分以石英、长石和碳酸盐矿物为主,以介孔为主,孔隙度平均值为3.47%,储集空间类型多样,有利于页岩气的聚集;③沙海组页岩总有机碳含量多大于2%,有机质热演化程度适中,含气量高;④沙海组页岩总脆性矿物含量超过60%,具备良好的可压裂性;⑤沙海组页岩储层分可为3类,其中Ⅰ类储层为页岩气勘探开发目标储层,Ⅱ类储层为有利储层,估算其页岩气资源量介于2 322×108~2 862×108 m3。结论认为,阜新盆地沙海组页岩兼具地质上的页岩气资源潜力与工程上的可压裂性,勘探开发前景较好,在甜点区域具有较大的页岩气商业化开发潜力。     

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。     

页岩孔缝结构及海相与陆相储层特征差异研究

为了深入分析海、陆相页岩微观孔隙的特征差异和含气潜力,采用FEI Quanta 200F场发射环境扫描电镜对页岩岩样进行了高真空扫描,建立了微观储层孔隙结构体系。以扫描电镜观测的微观孔隙孔径大小、形态及连通性结果为基础,参考前人对页岩吸附气、游离气研究成果及吸附气、游离气特征差异,对不同孔隙的储气能力和对页岩气的渗滤扩散的控制作用进行了研究,将陆相页岩和海相页岩的微观孔隙进行对比分析,总结海、陆相页岩微观孔隙的特征差异和含气潜力。研究结果表明,页岩气6类储层孔隙中,有机质纳米孔、黏土矿物粒间孔富集海、陆相页岩吸附气,古生物化石孔、岩石骨架矿物孔、黄铁矿晶间溶蚀孔、微裂缝富集游离气,改造后的岩石骨架矿物孔和微裂缝在页岩气的渗滤扩散方面起到主要作用。海相页岩中有机质和有机质纳米孔的含量远高于陆相页岩,而纳米孔富集吸附气;海相包含较多石英、长石及碳酸盐岩矿物,使海相页岩脆性矿物的含量高于陆相页岩,更易压裂,以上两个因素导致海相页岩的开发潜力大于陆相。     

页岩气藏大规模体积压裂后井筒快速排液方法优选

页岩气藏孔隙度低,地层压力低,经过大规模体积压裂后,返排率低一直是试油工艺的一个难题。压裂后,流体在产层中停留时间过长,会损害产层,很难达到预期的压裂效果。如何高效快速排液对页岩气藏的开发具有十分重要的意义,文章探讨了目前常用的几种页岩气体积压裂后快速排液方法,为页岩气储层改造后快速排液提供了科学依据。     

鄂尔多斯盆地延长探区陆相页岩气勘探开发进展、挑战与展望

鄂尔多斯盆地为大型富油气叠合盆地,发育二叠系和三叠系多套页岩层系,陆相页岩气资源丰富。相比较于海相页岩,陆相页岩存在较多特殊性,其勘探开发面临诸多挑战,制约陆相页岩气难以实现经济开采,在地质特征、资源背景及勘探开发技术等方面对鄂尔多斯盆地页岩气勘探开发实践中取得的成果进行归纳,对目前的技术难点进行分析,以期在陆相页岩气发展进程中,有效利用机遇及时应对挑战。综合分析认为:延长探区陆相页岩厚度、有机碳含量、成熟度、含气量等参数达到国家标准规定的页岩气有利层段参数下限标准,具备页岩气成藏地质条件;陆相页岩气在宏观和微观非均质条件控制下,相态和规模上具有差异性富集特征,存在吸附成藏和吸附+游离复合成藏两类成藏模式,不同成藏机理指导陆相页岩气有利区优选及页岩气井生产。陆相页岩气勘探实践中形成多项关键配套工艺技术,建立起适用于强非均质性陆相页岩的测井评价方法,研发出适用于陆相页岩的水基钻井液体系和系列钻完井配套技术装备,形成CO_2压裂技术体系和井场废液回收处理—利用技术。同时,面临精细"甜点"预测、钻井提速提效、压裂环保增效、降低成本等诸多挑战。目前中国陆相页岩气仍处于勘探开发初期,成本高,初期产量低,还需通过开展陆相页岩气勘探开发先导性试验,实现科技突破,形成资源接替,促进陆相页岩气产业取得经济效益。     

陆相页岩气井大型压裂优化设计研究

陆相沉积页岩相比海相而言,具有粘土含量高、成像测井解释天然裂缝不发育、脆性指数低、地层各向异性严重和热成熟度较低等特征,很大程度上制约了压裂人工缝网的形成。根据提高页岩气层压裂改造体积(SRV)的实际需要,在跟踪调研国内外页岩气压裂技术的基础上,分析了影响页岩地层可压性的控制因素,并围绕国内某陆相页岩气井D2井开展了大型压裂优化设计,提出了相关技术思路和对策,即根据岩石脆性采取混合压裂工艺,以尽可能地提高施工过程中裂缝内净压力。     

中国页岩气地质特殊性及其勘探对策

与页岩气生产大国--美国相比,中国页岩气勘探开发除了起步较晚,更有地质条件特殊性决定的页岩气地质特殊性。根据页岩发育环境、页岩类型、演化历史和演化特点等的研究,系统总结了中国海相、陆相页岩油气的地质特殊性。海相页岩具有“一老二杂三高”的特点,时代老、层系多,多期复杂构造运动、破坏强度大,热演化史复杂、成熟度高;陆相页岩具有“一新一深二低”的特点,时代新,埋藏深、成熟低、脆性矿物含量低等,油气兼产。要实现页岩气勘探的突破和储产量的快速增长,应立足中国盆地特殊的地质特征来分析研究页岩气成藏机理、条件和有利分布区域,建立适合中国页岩气地质特殊性的综合评价方法和技术体系,同时加强地震技术、钻井技术、压裂技术、测井技术等攻关。     

鄂尔多斯盆地陆相页岩气缝网压裂技术应用分析

鄂尔多斯盆地延长组陆相页岩储层储集条件较好,具有良好的资源开发前景,但是与海相页岩相比,脆性矿物含量相对较低,黏土矿物含量相对较高,选择合理的改造工艺成为推动该盆地延长组页岩气资源高效勘探开发的迫切任务。在对缝网压裂技术进行分析的基础上,结合鄂尔多斯盆地页岩储层岩石、应力场特性以及天然裂缝发育状况,对缝网压裂的可行性进行分析。以J1井延长组长7段页岩储层为例,运用测试压裂及净压力拟合分析对压裂设计及施工进行指导,利用数值模拟手段对压裂参数进行优化,通过井下微地震监测手段对压后效果进行评估,结果表明,压后形成的缝网系统有效的沟通了全部射孔井段,取得了较好的改造效果。     

2021 年 4 期目录

北美海相页岩油采用长水平段水平井密切割体积压裂技术和“工厂化”施工技术等手段,已获得规模化商业开发,而国内陆相页岩油勘探开发起步晚,总体处于试验与示范阶段。为促进我国页岩油的勘探开发进程和页岩油开发技术的发展,总结分析了北美海相页岩油和国内陆相页岩油储层的基本特征、储层改造技术现状和特点,从中得到了诸多启示,从而针对国内陆相中高成熟度页岩油储层的特性,提出了强化基础与机理研究、进行多岩性偏塑性储层穿层压裂技术及复杂缝压裂技术攻关、研发多功能压裂液和压力敏感智能支撑剂、研究排采和CO₂注采技术及进行压–驱–采一体化攻关的建议,以期提高我国陆相中高成熟度页岩油的开发效果。      

中国重点地区二叠系海陆过渡相页岩气勘探前景

我国海陆过渡相页岩气勘探至今仍未取得较大的突破。通过对重点地区二叠系海陆过渡相页岩的分布特征、有机地球化学特征和储集特征等方面的研究,并与海相和陆相页岩进行对比,分析预测了我国海陆过渡相页岩气的勘探前景。中国海陆过渡相页岩分布面积大,但具有单层厚度薄、岩性变化快的特点;干酪根类型以Ⅲ型为主,除碳质泥岩外,页岩总有机碳含量整体偏低,生烃潜力最小;孔隙类型以无机质孔和微裂缝为主,有机孔不发育,孔体积和比表面积低于海相页岩,储集空间相对不足,气体吸附能力较差;泥页岩黏土矿物含量极高、脆性矿物较少,低孔低渗,储层物性差,不利于后期开发。研究表明,海相页岩仍是页岩气最有利的勘探区域,海陆过渡相页岩气勘探前景在某些方面不如演化程度高的陆相页岩气。      

陆相页岩含气性主控地质因素——以辽河西部凹陷沙河街组三段为例

以辽河西部凹陷沙河街组三段页岩为研究对象,在有机地化、岩石矿物组成、扫描电镜、等温吸附等实验分析以及岩心观察的基础上,分析讨论了陆相页岩气形成条件,并着重探讨了陆相页岩含气性主控地质因素以及海、陆相页岩气发育条件差异。研究表明,辽河西部凹陷沙河街组三段泥页岩具有沉积厚度大、有机质丰度高、有机质类型多样、热演化程度较低、储集物性好以及含气量高等特点,具备陆相页岩气形成的基础地质条件;此外,页岩的含气性还受到泥页岩有机组成、无机组成和孔隙等内在因素以及温度、压力和埋藏深度等外在因素的共同影响;吸附态天然气受有机碳含量、有机质成熟度、岩石矿物组成以及温度、压力和深度的影响,表现为吸附气量与有机碳含量、黏土矿物、压力呈正相关关系,其中黏土矿物组成中又以伊/蒙混层的影响为主;与有机质成熟度、碳酸盐矿物含量、温度呈负相关关系,随着埋藏深度增加表现出先增加后降低的趋势;游离态天然气主要受到泥页岩孔隙度大小的影响,表现为孔隙、裂缝越发育,页岩孔隙度越高,游离气量也就越高,其中孔隙发育程度与有机质成熟度以及黏土矿物含量呈正相关关系,与石英、长石及碳酸盐矿物含量呈负相关关系,与有机碳含量关系不明显;裂缝的发育则更多地受到构造应力、岩石矿物组成、岩石力学性质、黏土矿物脱水收缩、成岩作用等内、外在因素的共同影响。通过对比海相和陆相页岩气形成条件后发现,烃源岩成熟度的差异从根本上决定了陆相和海相页岩的含气潜力,并可能进一步影响低成熟度条件下陆相页岩气的赋存方式,即溶解气对于陆相页岩气而言可能具有不可忽视的贡献。     

陆相页岩气储层特征与潜力评价

在日益剧增的能源需求与北美页岩气成功开发的推动下,近年来我国页岩气勘查与潜力评价取得了一系列成果。我国广泛发育中生代以来的陆相沉积,各主要含油气盆地内陆相富有机质页岩极为丰富,评价其页岩气成藏潜力具有特殊的理论与现实意义。与海相页岩气储层不同,陆相富有机质页岩的热演化程度较低,有机质含量高;石英含量相对较低,而长石、碳酸盐矿物含量较高,总体脆性条件好;黏土矿物含量高,后期构造活动改造弱。这些特点决定了陆相气页岩储层评价的标准不能简单照搬海相储层的评价标准。在总结了目前我国主要陆相页岩气勘查评价成果的基础上,参照北美海相页岩气储层评价标准,认为陆相页岩气储层评价标准可定为：TOC＞2.0%,热成熟度RO＞0.9%,脆性矿物含量＞40%,黏土矿物含量＜40%,含气量＞1.0m³/t,孔隙度＞2%,有效厚度＞30m。