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。     

应用地质成果优化致密气水平井压裂设计

致密气藏储层由于早期的沉积条件制约,储层厚度小、横向展布规律难于把握,砂岩钻遇率低(59%),加上黄土地表对地震信息采集的精度影响,钻井水平井段常规测试不产气或产微气,难以达到工业气井标准。虽然钻井的储层钻遇率低,但通过地质分析认为值得在泥岩水平井段优化水平井压裂分段设计,避免泥岩段压裂带来的超压、砂堵等风险,沟通主力产层的砂体,可以最大限度地提升水平井压后产能。应用野外剖面考察及沉积微相研究成果对工区砂泥岩叠置方式进行精细刻画,准确标定出目标井钻遇储层砂岩的纵向分布位置、横向砂体展布范围,据此预测水平井泥岩段压裂效果及风险,其成果可以有效应用于优化水平井压裂分段设计。根据优化设计的方案进行施工,钻井从没有常规测试价值达到产气量13.15×10~4m~3/d,折合无阻流量22.5×10~4 m~3/d,收到良好的产气效果。研究结果表明:①通过致密砂泥岩沉积微相研究成果,可准确论证低钻遇率水平井泥岩段压裂的可行性;②多级分段压裂技术可突破3 m以下的"泥质薄隔层",沟通邻近含气砂体,获得更高的工业产能,为致密气藏高效开发提供技术保障;③作业后,通过施工压力曲线、井下微地震监测及示踪剂产液剖面测试等技术对压后效果进行评价,验证压前地质认识。     

鄂尔多斯盆地页岩油水平井开发关键科技问题

中国石油长庆油田分公司以鄂尔多斯盆地三叠系延长组7段(长7段)富有机质泥页岩层系中的重力流砂岩薄夹层为目标,实现了陆相低压淡水湖盆夹层型页岩油的规模效益开发,发现并探明了10亿吨级庆城页岩油大油田,累计提交探明储量10.52×10⁸ t,率先建成了中国第一个百万吨页岩油整装开发区。随着产建规模不断扩大,地质体差异明显,单井初期产量低且递减快、采收率低、开发成本高等问题越来越突出。通过多年的矿场实践,提出了页岩油开发中的关键科技问题,并根据系统分析提出了合理建议。页岩油水平井钻遇率可分为纵向钻遇率及横向钻遇率,提高优质储层纵向、横向钻遇率是提高单井产量的重要举措;水平井部署时可优先考虑优质储层的延伸方向,提高优质储层的钻遇率;压裂液弹性能对采收率贡献占比相对较低,储层改造不能过度强调大砂量、大液量、大排量,要充分考虑井距、纵向隔夹层分布、裂缝发育情况,优化压裂规模、施工排量等参数;烃源岩品质变化和成岩作用的强弱是造成砂体含油性差异的主要原因,影响有利区选取及优质储层分布;前置CO₂增能体积压裂增能效果明显,是降黏提高采收率的有效手段。深化地质综...     

丛式水平井井组压裂工艺技术研究及试验

为提高致密砂岩气藏的开发效益,基于储层工程地质特征、单井测录井、随钻伽马等资料,采用三维两相模型气藏数值模拟和全三维网络模型裂缝数值模拟相结合的方法,优化了丛式水平井井组的裂缝整体布局、裂缝参数和施工参数。盒1层、山1层和太2层的参数优化结果为:裂缝采用等间距交错布局,缝间距150 m,裂缝数量7~9条,裂缝半长150~200 m,裂缝导流能力30 D·cm;施工排量4.0~5.0 m3/min,前置液体积分数35%~40%,平均砂比21%~25%,单段加砂量35~45 m3。DP43H和 DPT-27 丛式水平井井组压裂后无阻流量分别达到77.6×104和73.2×104 m3/d,平均单井无阻流量分别为12.9×104和18.3×104 m3/d,比同层位邻井分别提高1.5和2.2倍,压裂施工时间比单井累计施工时间分别缩短11和17 d。研究结果表明,丛式水平井井组压裂技术是致密砂岩气藏提高单井产量、缩短施工周期、降低施工成本的有效手段。      

体积压裂技术在苏里格气田水平井开发中的应用——以苏53区块为例

体积压裂技术是非常规气藏后期改造的关键技术之一。苏里格气田属于致密砂岩气藏,为了实现水平井高效开发,提高气藏最终采收率,以苏53区块为例,以体积压裂适用的基本地质条件为依据,对苏里格地区水平井体积压裂适用性进行分析。同时,借用数值模拟方法,对水平井采用不同压裂改造方式进行模拟对比。结果表明:①苏里格气田储层具有微裂缝较发育、渗透率低、石英含量高等地质特征,满足体积压裂改造的基本储层条件;②通过模拟结果对比,苏里格气田水平井实施体积压裂效果明显优于常规压裂。另外,利用裂缝监测技术、FAST和TOPAZE软件等对2012年实施的5口体积压裂水平井进行了效果分析,认为:①体积压裂水平井平均单井加砂量、液量、裂缝条数等参数明显优于常规压裂水平井;②体积压裂水平井初期平均日产气约为12×104 m3,平均无阻流量、动储量分别为77.9×104 m3/d、1.75×108 m3,均为动态Ⅰ类井。     

间苯二酚-甲醛树脂的合成及其与部分水解聚丙烯酰胺的成胶性能

体积压裂技术是非常规气藏后期改造的关键技术之一。苏里格气田属于致密砂岩气藏,为了实现水平井高效开发,提高气藏最终采收率,以苏53区块为例,以体积压裂适用的基本地质条件为依据,对苏里格地区水平井体积压裂适用性进行分析。同时,借用数值模拟方法,对水平井采用不同压裂改造方式进行模拟对比。结果表明:①苏里格气田储层具有微裂缝较发育、渗透率低、石英含量高等地质特征,满足体积压裂改造的基本储层条件;②通过模拟结果对比,苏里格气田水平井实施体积压裂效果明显优于常规压裂。另外,利用裂缝监测技术、FAST和TOPAZE软件等对2012年实施的5口体积压裂水平井进行了效果分析,认为:①体积压裂水平井平均单井加砂量、液量、裂缝条数等参数明显优于常规压裂水平井;②体积压裂水平井初期平均日产气约为12×104 m3,平均无阻流量、动储量分别为77.9×104 m3/d、1.75×108 m3,均为动态Ⅰ类井。     

深层碳酸盐岩大斜度井及水平井纤维暂堵转向分段压裂参数优化

为进一步提高四川盆地高石梯-磨溪地区Ⅱ、Ⅲ类储层大斜度井及水平井分段压裂的段数,实现全井段压裂,通过开展室内暂堵转向分段压裂物理模拟实验优化分段压裂参数。研究表明:暂堵纤维质量分数及施工排量是影响转向效果的关键因素;纤维长度为3～12 mm的纤维组合,在质量分数为2.5%,排量为120~250 mL/min时,封堵压力达到限压15 MPa,形成稳定封堵且无突破。将研究结果应用于高石梯-磨溪地区Ⅱ、Ⅲ类储层大斜度井及水平井多级分段压裂,证实了该工艺技术的可行性,相比同类未实施分段压裂的储层,测试产量提高46%。该研究对促进碳酸盐岩中低品位资源的有效动用提供了借鉴。     

致密砂岩气藏水平井体积压裂新技术

针对致密砂岩气藏常规缝间距80~100 m分段压裂导致单井剩余可采储量多的问题。基于体积压裂理念,改变传统致密砂岩水平井等分段理念,将均匀布段改为针对"甜点"的加密分段,采用Y341封隔器和不限级数滑套分段新工艺,对每个射孔段针对性压裂,实现了不动管柱多段分段压裂改造;同时,通过加砂压裂工艺和施工参数优化,实施"长、宽、高"三维立体压裂,提高储层的改造程度,以达到体积压裂和提高压后天然气产量的目的。该技术在川西低孔—特低孔、超致密砂岩储层水平井GX井成功进行了不动管柱19级分段压裂试验,一次性下入压裂管柱,连续施工,创下了国内不动管柱滑套分段数最多的记录,段间距22~76 m,平均45 m,压后在油压23 MPa下测试气产量12.64×10~4 m~3/d,是地质预期的2~3倍,比采用常规分段、测井与录井显示更好的同井场邻井的压后测试产气量更高。该井生产296 d,累计产气量是邻井的2.17倍,动态储量是邻井的1.3倍。加密分段及分段压裂新工艺为低孔—特低孔、超致密气藏提高开发效果提供了重要的技术支撑。     

威远页岩储层特征对测试产量的影响

为了更好地实现威远页岩气田地质工程一体化开发,在区块地质特征和储层特征等研究基础上,探索储层特征对压裂施工和测试产量的影响,建立了测试产量的静态评价模型。研究结果表明,威远202井区页岩脆性指数越高,停泵压力越低;水平应力差异系数越低,停泵压力越低。威远202H2平台压裂施工研究发现,离裂缝带越近,停泵压力越低。研究表明威远区块页岩气水平井临界钻遇率与临界改造长度分别为80%和1250m,最终建立了威远202井区测试产量与储层改造长度回归模型,计算的测试产量与实际测试产量误差小,预测的测试产量主要可用于评价早期气井产能,为随钻地质导向、压裂施工提供理论和实践依据。     

东海水平井地质导向技术及应用

为提升东海水平井实施效果,针对储层埋深大、储层厚度薄、横向变化快、砂体内部结构复杂的特点,开展了水平井地质导向技术研究,总结了一套适合东海水平井实施的地质导向策略和方法,基于测井、录井等随钻资料,开展地层精细对比,实时预判目的层深度,保障合适井眼井斜角顺利着陆;建立地质导向模型指导水平段钻进,提高水平段有效储层钻遇率,提升水平井实施效果。采用地质导向技术,平均砂岩钻遇率80.3%,平均有效储层钻遇率74.9%,取得了显著的实施效果,对东海后续水平井实施具有较高的借鉴和应用价值。     

CQ-IGS水平井一体化地质导向技术——以在长宁—威远国家级页岩气示范区的应用为例

地质导向技术是页岩气水平井钻进的核心技术之一,但是仅根据单一随钻测量参数的常规地质导向方法已无法满足页岩气快速商业化开发的需要。为了精准控制水平井轨迹,采用三维地震数据体高分辨率处理技术,结合自主研发的水平井一体化地质导向软件平台,建立精细三维地质导向模型,通过该软件平台对三维地震、随钻测井、综合录井一体化处理解释,应用岩屑识别和成分分析技术,实现了对水平井轨迹的精确控制,形成了水平井一体化地质导向技术。2011—2018年在四川盆地长宁—威远国家级页岩气示范区187口井的应用结果表明,采用该技术后每口水平井水平段钻进时间从原来的35 d缩短为2018年的25 d;平均单井靶体钻遇率达到96.7%,最优地质甜点的平均单井钻遇率由2014年的35.3%提高到2018年的91.0%;威远页岩气区块单井测试日产量从原来平均每口井11.5×10~4m~3提高到15.5×10~4m~3;长宁页岩气区块单井测试日产量从原来平均每口井14.0×10~4m~3提高到18.5×10~4 m~3。结论认为,该技术合理优化了钻井轨迹、缩短了钻井周期、节约了钻井成本,显著地提高了储层的钻遇率和单井产量。     

致密砂岩气藏水平井分段压裂优化设计与应用

针对川西沙溪庙组致密砂岩气藏水平井开展了分段压裂优化设计及现场应用研究。采用水平井分段压裂诱导应力场模型,以提高储层整体渗流能力为目标,优选了裂缝起裂次序、裂缝间距和射孔参数,通过优化压裂施工净压力和排量沟通了主裂缝周围的天然裂缝。现场实施结果表明:优化后的水平井压裂8~13段,每段内射孔2~3簇,每簇长度为0.5 m,相同压裂段内簇间距为30~60 m;采用中间为12~16孔/m、两端为16~20孔/m的变密度射孔,优化排量为3.5~6.5 m³/min;采用优化设计技术实施的5口井平均稳定产量为5.3×10⁴m³/d,较优化前有明显提高,取得了显著的经济效益,为同类型致密砂岩气藏的水平井分段压裂优化设计提供了借鉴。     

薄窄河道致密砂岩气藏高效开发技术对策

ZJ气田沙溪庙组气藏河道砂体薄窄、发育分散、储层物性差、非均质性强,气水分布复杂,开发难度大。根据静动态特征建立了6类河道的分类标准,通过综合评价优选出现有条件下Ⅰ-A、Ⅰ-B及Ⅱ-A类河道可实现有效开发。针对3类可开发河道,对开发井网、水平井地质参数及合理产量等影响开发效果的关键参数进行了优化。结果表明:Ⅰ-A类河道主要采用水平井开发,合理水平段长度900～1 000 m、井距600～700 m、排距500 m、合理产量(3～7)×10~4m~3/d;厚度大于15 m的Ⅰ-B类河道可采用水平井开发,水平段长度1 000～1 100 m、井距500～600 m、合理产量(3～4)×10~4m~3/d;砂体厚度大于15 m、有效渗透率大于0.05×10~(-3)μm~2、含水饱和度小于50%的Ⅱ-A类河道采用水平井开发经济有效,最优水平段长度1 100～1 200 m、井距400～500 m、合理产量(2～3)×10~4m~3/d。通过建立针对薄窄分散河道储层的差异化开发技术对策,可有效提高储层控制动用程度,延长稳产期,有效提高气藏的开发效果。     

JY1HF井筇竹寺组页岩气体积压裂实践

井研-犍为区块筇竹寺组页岩气为页岩气勘探突破的有力区块,储层埋深3 500~4 000 m,资源量为4 658.1×10~8m~3。JY1HF井为区域内第一口水平井风险探井,储层表现为水平应力差异大(32 MPa)、脆性矿物含量中等(56.2%)等特征。针对储层特征,通过体积压裂改造形成复杂裂缝网络,将大通径压裂技术、变排量控缝高技术、水平井分段优化技术、高砂比体积压裂技术等先进技术进行集成创新,并成功应用于JY1HF井。该井压后在油压18.5 MPa下,测试产量5.9×10~4m~3/d,获得较好的增产效果,证实该套技术在井研-犍为区块具有较好的适应性。     

苏里格气田老井侧钻水平井开发技术实践与认识

为寻求降低开发成本、挖掘井间未动用储量的有效途径,在苏里格气田苏10、苏53区块开展老井侧钻水平井实践,逐步克服了小井眼侧钻施工"塌、漏、卡"及剩余气评价困难等工程、地质难题,形成了与致密砂岩气储集层相适应的侧钻水平井钻完井、优化部署及地质导向等配套技术。侧钻水平井充分利用老井,大幅降低开发成本,提高井间剩余储量动用,产量是相邻直井的3～5倍,其生产效果受钻遇砂岩段长度、水平段在储集层中的位置、动用有效气层厚度、含气饱和度、控制储量、压裂改造等因素影响。苏10、苏53区块至今共钻侧钻水平井12口,平均钻井周期49 d,平均水平段长度689 m,平均有效储集层钻遇率61.5%,投产后初期平均井口压力16.2 MPa,平均日产气量4.7×10~4m~3,截至2017年末平均增产1 000×104m3以上,效果显著。随着区块低产老井增多,富集区井位趋于饱和,剩余含气区品位变差,侧钻水平井开发技术可以向优化井网规划、布井方式以及开拓挖潜区域等方向发展。     

裸眼水平井分段压裂概念及优化设计方法

首次采用国产裸眼水平井分段压裂工具对"低渗、低压、低丰度"的三低苏里格气田SU-H1井进行了分10段的大规模压裂作业,压后气井产量20×104m3/d,无阻流量316.2×104m3/d,完全实现了国产工具多级分段压裂的整体配套技术。考虑裸眼井壁应力集中及周向应力变化的基础上提出双向起裂的裸眼水平井压裂概念,以双向改造理论为基础并结合地应力方向提出单、双封组合卡层分段的理念,考虑渗透率对裂缝泄流控制半径的基础上提出不同储层的压裂段数优化数量,考虑裂缝参数的基础上提出单段加砂量和总砂量优化的压裂气井产能设计方法,最终提出以产量20×104m3/d为目标的不同渗流率储层的优化设计方法。实例证明国产裸眼分段压裂工具性能可靠、文中建立的分段压裂理论正确、形成的优化设计方法有效。     

威远区块页岩气水平井基于灰色关联分析的产能评价方法

四川威远页岩气区块隶属国家级页岩气示范区,开发潜力大,页岩气水平井产能受多因素控制呈现出差异性,为快速准确开展压后产能评价,实现威远区块页岩气的高效开发,本文依托威远页岩气区块地质、压裂及生产资料,运用灰色关联分析方法明确水平井产能的主控因素,依此建立多元线性回归产能预测模型进行产能评价。研究结果表明,影响压裂水平井页岩气产能因素主要包括地质因素和工程因素两个方面,地质因素按影响程度大小排序依次为目标甜点钻遇率、含气量、脆性指数等,工程因素则依次为改造长度、加砂强度、加砂量等;产能评价方法综合威远区块地质开发特征和压裂改造效果,无需产能试井资料,仅需目标甜点钻遇率,改造长度和加砂强度三个主控因素作为产能预测模型参数即可快速计算测试产量,计算结果与实际测试产量误差在10%以内,该方法能够快速准确评价产能,为研究区后续水平井优化设计和合理配产提供可靠依据。     

四川盆地高石梯地区震旦系灯影组气藏高产井地震模式新认识

四川盆地震旦系灯影组为一套主要受沉积和岩溶作用控制的缝洞型储层,以缝洞尺度小、地层岩性复杂、储层纵横向非均质性强等为特征,致使储层钻遇率较低、单井天然气产能差异较大。为了解决该区储层地震识别存在多解性的难题,在对位于乐山—龙女寺古隆起南翼的高石梯潜伏构造区灯四段进行地层精细划分的基础上,结合气井测井、测试资料确定储层组合类型,利用高分辨率地震资料开展了不同储层组合类型典型井的地震响应特征及高产井地震模式研究。结果表明,该区灯四段可划分为3种储层组合类型,对应于3类地震模式:(1)Ⅰ类地震模式,具有"宽波谷+双亮点"或"宽波谷+复波"地震响应特征,缝洞发育,为开发阶段首选的高产井地震模式,可实施大斜度井或水平井工艺;(2)Ⅱ类地震模式,具有"宽波谷"地震响应特征,缝洞较发育,为中产井模式,可实施大斜度井工艺;(3)Ⅲ类地震模式,具有"宽波谷+亮点"地震响应特征,缝洞欠发育,为较低产能井模式,可实施水平井工艺。该地震模式新认识的现场应用效果表明,储层钻遇率超过60%,已完成的8口井平均测试天然气产量高达75.34×104 m3/d。结论认为,基于地震相、缝洞预测及靶体设计一体化的高产井地震模式,支撑了该区天然气勘探开发井位部署和钻井轨迹调整,取得了良好的应用效果。     

鄂尔多斯盆地致密油水平井体积压裂优化设计

鄂尔多斯盆地长7致密油储层致密、油藏低压。储层天然微裂缝发育程度和岩石脆性评价表明,盆地致密油储层物性对水平井分段体积压裂具有良好的适应性。以提高水平井多段压裂井网形式和布缝的匹配性为目的,优化了与注采井网相适配的施工参数,结果表明,实现体积压裂的排量为4~8 m3/min,单段砂量40~80 m3,入地液量300~700 m3,并形成了"低黏液体造缝、高黏液体携砂、组合粒径支撑剂、不同排量注入"的混合压裂设计模式。矿场井下微地震监测对比了体积压裂与常规压裂对裂缝扩展形态的影响,结果显示致密储层采用体积压裂的改造体积和复杂指数是常规压裂的2倍左右,且与井网适配性良好。通过开展致密油开发矿场先导性试验,水平井单井初期产量达到8~10 t/d,第1年累计产油量达2 000 t左右,且无裂缝性见水井,证明对于鄂尔多斯盆地的致密油开发,采用水平井五点井网+混合水体积压裂可以获得较高的单井产量和良好的开发效益。该项技术对其他油田的非常规储层开发有一定的借鉴意义。     

苏53区块工厂化钻井完井关键技术

苏里格气田是国内最大的致密砂岩气田,苏53区块是该气田目前实施水平井整体开发的唯一区块。为提高该区块的开发效率,实现低成本开发,以前期实践和国内外工厂化作业先进经验为基础,通过强化区域地质研究,优化方案设计,加强施工管理,形成了适合苏里格气田工厂化作业的钻井完井技术。该技术主要包括水平井地质导向技术、钻井技术、储层改造技术等。地质导向技术主要通过完善地质模型和调整井眼轨迹,实现水平井准确入靶和高效钻进;钻井技术主要为优化井身结构及井眼轨道,优选PDC钻头和钻井液体系及设计钻机平移系统等;储层改造技术是根据区域地质特征及完钻参数,将体积压裂融入同步压裂,以提高储量动用。苏53区块通过实施工厂化钻井完井技术,水平井平均单井钻井周期比该区块常规水平井缩短15.98 d,平均单井储层钻遇率比该区块常规水平井提高4.9百分点,水平井平均单井产气量比该区块常规水平井高0.49×104 m3/d,其工厂化钻井完井技术可为国内非常规气藏水平井工厂化作业提供借鉴。