玛湖凹陷风城组页岩油巨厚储层直井体积压裂关键技术

玛湖凹陷风城组页岩油储层砂体埋藏深、厚度大、整体含油、基质致密、富含金属离子,压裂面临着纵向动用程度不足、裂缝复杂程度低、加砂风险高、常规胍胶压裂液不配伍等改造难点。为充分释放其页岩油勘探潜力,通过精细描述储层力学性质,评价缝网形成的主控因素,建立可压性指数计算模型,结合人工裂缝纵向扩展能力优选射孔簇及层间距,形成了纵向精细分层方法。基于天然裂缝发育程度,通过优选体积压裂工艺,采用大排量施工提高缝内净压力、不同粒径支撑剂组合多尺度充填、缓增幅泵注安全加砂,优化大规模组合改造工艺,配套研发低伤害耐温聚合物压裂液,最终形成了玛湖凹陷风城组页岩油巨厚储层直井体积压裂关键技术。该技术在MY1井风城组页岩油储层施工成功率100%,压裂后获日产50 m3高产油流,开创了玛湖凹陷非常规油藏勘探新局面,对指导该储层后续页岩油效益开发意义重大。      

济阳坳陷陆相页岩油气藏组合缝网高导流压裂关键技术

济阳坳陷页岩油气藏具有埋藏深、构造复杂、沉积相变化快、纹层发育、原油黏度高等复杂特征，采用常规缝网压裂技术时改造效果普遍不理想、压后产量低且衰减快，亟待攻关能形成与之相适应的长期高导流能力复杂缝网的压裂新技术。为此，基于地质工程一体化思路，开展了地质—工程双甜点评价、四级组合缝网构建、主裂缝脉冲加砂理论与技术研究，形成了组合缝网高导流压裂关键技术，并实现了规模应用。研究结果表明：(1)充分考虑页岩油气富集、可动性、页岩纹层发育情况等特征，建立了考虑“岩屑—岩心—井眼—储层”的“地质—工程”双甜点评价模型，井位布置、压裂层位及射孔位置优选更加精准；(2)构建了CO₂与酸液联合降低破裂压力，低黏度压裂液造复杂缝、高黏度压裂液促缝高的组合压裂液新模式，增加了压裂后缝网的复杂性；(3)形成了多层叠置储层压裂后的“大缝宽主裂缝+分支裂缝+自支撑裂缝+酸蚀蚓孔缝”四级组合缝网体系，提出了主裂缝脉冲加砂、分支裂缝连续加砂的高导流缝网加砂压裂新方法，提升了缝网的长期导流能力。结论认为，“双甜点布缝+CO₂与酸液降破促缝+压裂液变黏高黏+主裂缝脉冲加砂”的组合...     

页岩气体积压裂缝网模型分析及应用

对低渗透页岩储层进行体积压裂改造以形成复杂裂缝网络是获得页岩气经济产能的关键,压裂改造体积和缝网导流能力是评价体积压裂施工效果的关键指标,同时对压裂优化设计、压后产能预测及经济评价也具有重要意义。为此,在分析页岩气体积压裂特点的基础上,对两种主要页岩气体积压裂缝网模型的假设、数学方程及参数优化方法进行了比较分析,并结合美国Marcellus页岩区块现场参数对页岩储层压裂方案进行了优选。结果表明：离散化缝网模型及线网模型均能有效表征复杂缝网几何特征,模拟缝网的扩展规律和缝网中压裂液流动及支撑剂运移,获得缝网几何形态参数,可优选压裂施工方案;天然裂缝发育的页岩层是体积压裂改造的重点,水平地应力差越小则越易形成复杂缝网,施工排量越大,压裂液泵入总量越大,则储层改造体积范围越大,缝网导流能力越高,页岩气产能就越高。     

大庆古龙页岩油密切割体积压裂工艺参数优化探索

为解决大庆古龙页岩油因其储层致密且层理缝发育缝高受限导致水平井增产困难的问题,探索青山口组Q9储层的有效动用程度,开展了密切割压裂工艺最大化提高储层改造体积研究,优化了密切割体积压裂工艺参数,将平均簇间距缩短至7 m,平均段间距52 m,可大幅提高页岩储层缝控程度;形成了以水平井16～20 m³/min大排量,冻胶造主缝和滑溜水造复杂缝网、石英砂中小粒径支撑剂组合和高强度加砂等为核心的大规模体积压裂关键技术,保证了主裂缝及各级层理转折裂缝有效支撑。现场试验表明,该技术能够显著提高水平井压裂效果,单井18个月累计产油量达10 969.3 m³,是前期水平井产油量的3倍以上。研究结果表明,水平井大规模密切割体积压裂技术可以有效解决致密页岩油储层难动用的问题,为大庆古龙页岩油高效开发提供了强有力的技术支撑。     

页岩气储层压裂稳态和非稳态渗流模型

页岩储层体积压裂改造以形成复杂裂缝网络是页岩气高效开发的关键,压裂改造体积和缝网导流能力是评价页岩气产能的主要指标。在分析页岩气体积压裂特点的基础上,将页岩储层划分为基质、裂缝网络两区,基于页岩气储层多尺度非线性特征对气体渗流规律的影响,建立了考虑扩散、滑移、解吸的页岩气储层基质—裂缝网络两区耦合稳态/非稳态渗流数学模型,应用MATLAB求解,绘制页岩气储层压力分布特征曲线和产气量递减曲线,并与实际生产数据进行拟合。研究结果表明：①多尺度非线性模型考虑了页岩气渗流的滑移和扩散,压力传播较快;②缝网区域越大,缝网渗透率越小,地层压力传播越慢;③产气量在200 d以内下降较快,300 d后产量趋于稳定;④随着缝网导流能力的增加,产气量增加较快,生产曲线趋于“L”型递减;④页岩气井产能模型与现场生产数据拟合精度高,验证了模型的准确性,能够用于页岩气产能分析与预测。     

束鹿凹陷致密油复合体积压裂技术

针对制约束鹿凹陷致密油储层改造瓶颈问题,以储层改造为核心,逆向设计,利用物模与数模方法论证体积压裂可行性,优选针对性压裂液体系,形成了提高砾岩-泥灰岩裂缝复杂化程度的清洁酸压与加砂压裂结合的特色体积改造压裂技术:1开展储层脆性、裂缝弱面、两向应力差等体积改造地质条件分析,结合数模结果得出体积压裂的可行性;2开展3种完井方式与5种改造工具的配套优选,形成利于提高排量促进复杂缝网形成的"筛套结合"完井方式;3针对储层超低渗易伤害的特点,进行低伤害酸液和新型液体评价实验,形成与储层配伍和低伤害特点的清洁酸与新型压裂液体系;4针对砾岩、泥灰岩不同岩性,开展清洁转向酸裂缝刻蚀实验,利用岩板进行酸与支撑剂的裂缝导流能力优化,提出砾岩、泥灰岩酸压与加砂压裂相结合的复合改造新工艺;5形成束鹿凹陷致密油改造现场高效施工及压后分层求产的配套技术。通过该种技术在束探1H等3口井15段改造中的综合应用,稳定日产油量由以往的1.2 t/d提高到11.3 t/d。     

威远地区页岩气水平井压裂工艺技术研究

威远地区页岩气是近年来开发的非常规能源,在研究国内外页岩气压裂理论与技术的基础上,优选压裂材料、优化压裂设计及配套工艺,针对页岩储层非均质性、低孔低渗、裂缝发育和脆性易形成网缝的特点,采用"复杂缝网+段塞加砂支撑主缝"的压裂方法,增大页岩储层的改造体积,有效地提高了储层的整体渗透率。现阶段的研究成果,对进一步了解该地区页岩气储层特性,促进页岩气的商业开发具有重要意义。     

弱面理论在吉木萨尔页岩体积改造中的应用

针对吉木萨尔油页岩缝网压裂裂缝形态认识不清的问题,从页岩储层改造特征出发,结合弱面强度理论,研究吉木萨尔页岩储层水力压裂缝网形成机理,定量化改进水力裂缝与天然裂缝、层理面相交作用准则,分析缝网扩展延伸规律,确定体积改造的工程可控参数。研究表明,排量为12 m~3/min、净液量为2 596 m~3、砂比为0. 1～0. 2可有效增大体积压裂裂缝改造效果,增大泄油面积。该研究为吉木萨尔页岩体积改造设计提供了理论依据和参数指导。     

页岩油储层径向井立体压裂产能预测模型研究

页岩储层页理发育,常规水平井体积压裂纵向穿层能力不足导致改造程度受限。本文根据径向井立体压裂开发页岩油新思路,给出了径向井立体压裂的缝网形态描述方法,建立了页岩油三维基质—裂缝—井筒跨尺度流动模型,对比分析了水平井压裂和径向井立体压裂2种开发模式下的页岩油产能,研究了天然裂缝对页岩油产能的影响。结果表明：径向井立体压裂可打破裂缝层高限制,增强了储层改造效果,径向井层数和主井数越大,产能越高。以松辽盆地古龙页岩油藏为例,有天然裂缝条件下3井3层4分支径向井立体压裂缝网直接相交的水力裂缝是水平井压裂的1.35倍,第三年产油速率和总产油量均为水平井压裂的2.2倍以上,研究结果可为径向井立体压裂高效开发页岩油提供理论依据。     

致密砂岩薄层压裂工艺技术研究及应用

针对致密砂岩薄层压裂面临缝高难控、改造体积小、裂缝支撑效率低及导流能力保持较差等难题,从压裂工程角度出发,通过压裂工艺参数优化模拟研究了不同黏度压裂液在不同的压裂施工参数下对裂缝延伸参数的影响规律,分析了薄层体积压裂存在的问题及难点,得出了主控因素,并在此基础上提出了薄层压裂控缝高措施及提高裂缝支撑效率工艺方法。研究表明：压裂液黏度是影响裂缝扩展、延伸的主要因素,其次是排量、液量;薄层压裂应以控缝高为前提,充分利用天然裂缝的作用,提高改造体积及裂缝支撑效率;低黏度压裂液能兼顾薄层压裂控缝高及造缝长的作用,有利于开启及扩展天然裂缝,进一步降低储层伤害,适宜作为薄层体积压裂的前置液;施工不同泵注阶段采用多黏度组合的压裂液体系,既可以扩大有效造缝体积及形成多尺度的裂缝系统,又能兼顾前置液阶段控缝高及携砂液阶段加砂的要求;采取变密度支撑剂结合多尺度组合加砂方式可实现不同粒径支撑剂与不同尺度裂缝系统的匹配,提高多尺度裂缝系统及远井地带裂缝的支撑效率。研究成果在龙凤山薄层气藏及江陵凹陷薄层油藏的多口井进行了试验,压裂后增产及稳产效果显著高于常规改造工艺,且稳产有效期明显增长,提高了该类储层压裂的有效性。     

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。     

深层页岩气水平井储层压裂改造技术

四川盆地南部深层页岩气资源量大,但由于埋藏深、构造复杂,适于3 500 m以浅页岩气储层的分段体积压裂主体工艺技术在3 500 m以深页岩气储层的压裂改造中出现了不适应性,难以形成复杂缝网。为此,借鉴埋深为3 500 m以浅的页岩气实现规模效益开发的压裂工艺技术,结合深层页岩的构造与储层特征,形成了一套适合于深层复杂构造页岩气水平井的储层改造技术,并在渝西地区深层页岩气井的压裂改造中进行了现场实践。研究结果表明:①天然裂缝综合预测技术实现了对天然裂缝带的精细刻画及天然裂缝发育强度的定量预测,为后续压裂施工优化提供了依据;②在页岩储层可压性评价参数中,脆性指数、缝网扩展能力指数及含气性指数越大,储层可改造潜力越大、气井增产效果越好;③采用大规模前置液工艺,"高强度注液、低孔数、低浓度段塞式加砂"工艺,以及实施暂堵转向的缝网复杂度提升工艺,单井储层增产改造体积(SRV)与产能得到了有效提升。结论认为,所形成的储层改造技术适用于深层页岩气储层的压裂改造作业,可以为同类型页岩气井的压裂施工提供借鉴。     

工程参数对致密油藏压裂水平井产能的影响

中国陆相致密油藏储层物性差,非均质性强,大规模体积压裂往往形成复杂的缝网结构,次级裂缝对产能的影响有着不可忽略的影响。为此,利用数值模拟方法,通过局部加密网格的方法,设计包含主裂缝和次级裂缝的椭球形缝网,对新疆X油田致密油藏在经过大规模体积压裂后的单井生产动态进行模拟,分析压裂水平井的产能影响因素。结果表明,水平井单井产能随水平井段长度、压裂规模、储层改造体积、缝网复杂程度和裂缝导流能力的增加而增大,但增幅越来越小,均存在一个最优范围。利用正交试验法,将工程参数对产能的影响程度进行排序,发现对致密油藏压裂水平井产能影响程度由大到小依次为储层改造体积、压裂规模、缝网复杂程度、水平井段长度和裂缝导流能力。     

页岩油前置超临界二氧化碳压裂造缝技术

针对松辽盆地南部G1H井青一段泥页岩储层天然裂缝不发育的特点，为解决该井常规体积压裂缝网复杂程度有限的难题，研究了前置大排量超临界二氧化碳造缝技术。利用超临界态二氧化碳表面张力低，流动性、扩散性强的特点，提高裂缝破岩能力，增加裂缝复杂程度。温度场模拟显示，G1H井近井筒9 m以上的位置，温度都能超过31℃,同时地层压力达到25 MPa,井底满足超临界二氧化碳的形成条件。该井施工过程中，微地震裂缝监测显示裂缝形态复杂，改造体积较大，压后评估二氧化碳压裂事件产生效率约是水力压裂的4.6倍，造缝效果很好；测试过程中，稳产油36 t/d,增产效果显著。该技术对青一段泥页岩储层具有较好的适用性，为后续松辽盆地页岩油的高效开发提供了借鉴。     

长庆油田陇东地区页岩油水平井细分切割压裂技术

长庆油田陇东地区页岩油储层脆性指数低、天然裂缝不发育、不易形成复杂缝网,进行分段多簇体积压裂时,受储层物性、地应力、各向异性及水力裂缝簇间干扰等因素影响,簇间进液不均,达不到储层均匀改造的目的。针对该问题,依据缝控储量最大化原则,在分级评价页岩油水平段储层品质及建立非均质地质模型的基础上,开展了基于甜点空间分布和综合甜点指数的细分切割单段单簇压裂布缝设计方法研究,优化了压裂施工参数,形成了页岩油水平井细分切割压裂技术。该技术在长庆油田陇东地区10口页岩油水平井进行了现场应用,取得了很好的压裂效果,应用井投产后日产油量较邻井高出35.9%。长庆油田陇东地区页岩油水平井细分切割压裂技术的成功应用,为类似页岩油储层改造提供了新的技术思路。      

灰质源岩储层复合加砂酸压工艺的应用

渝西大安区块茅口组茅一段储层是非常规的富含有机质灰质源岩，具有自生自储、源储一体的成储成藏特点，以DB1井为例，其茅一段储层岩性致密，缝洞不发育，且含滑石，为基质孔隙型储层，常规的酸压改造不能满足增产需求。以多级交替注入为核心的深度酸压工艺酸蚀作用距离有限，加砂压裂工艺虽有利于形成较长的、具有一定导流能力的支撑裂缝，但人工裂缝方位单一，针对以上难点，探索了“高温胶凝酸+变黏滑溜水携砂”多级酸化加砂交替注入的复合加砂酸压工艺，通过软件模拟优选用液规模和交替级数，采用多簇射孔、控制总射孔数以实现限流压裂。在DB1井应用后，通过基于高频压力连续监测的倒谱分析技术验证了体积压裂的网状复杂缝的形成。现场试验表明，复合加砂酸压工艺技术适用于大安区块非常规致密性碳酸盐岩基质孔隙型储层，为进一步评价四川盆地茅一段灰质源岩储层特征及含气性、优化大安探区储层改造工艺提供了依据。     

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。     

致密白云岩储层加砂压裂裂缝导流能力实验研究

为了探讨加砂压裂技术在白云岩储层改造中的适应性,开展了致密白云岩储层加砂压裂裂缝导流能力实验,分析不同因素对加砂压裂裂缝导流能力的影响。实验结果表明,影响白云岩储层加砂压裂裂缝导流能力因素依次为支撑剂粒径、铺砂浓度、加砂模式、铺砂方式、支撑剂强度。对比单一支撑剂类型,混合支撑剂铺设时可以获得较好的导流能力,且粒径越大支撑剂占比越高,导流能力表现则越好。脉冲加砂模式下的裂缝导流能力变化波动较大,但是同样可以满足白云岩储层改造的裂缝导流能力。结合压裂施工效果和经济成本,优选支撑剂强度为69 MPa,平均铺砂浓度为1.8 kg/m2的加砂参数即可满足白云岩储层现场加砂压裂的需要。白云岩储层由于杨氏模量高、闭合应力大,所以缝宽较小,而通过实施脉冲加砂模式则可以一定程度降低加砂压裂过程中的砂堵风险。     

致密油藏缝网压裂模式的渗透率界限

缝网压裂技术在近期非常规储层改造中取得重要进展,已经得到形成裂缝网络的力学控制条件。针对双重介质致密油藏、采用EQ-LGR方法描述压裂裂缝网络系统建立离散正交缝网数值模型;忽略致密油藏中吸附作用、高速非达西渗流影响和裂缝导流能力变化,模拟不同地层渗透率下实施缝网压裂和常规压裂时的增产效果和裂缝网络对压裂产能的贡献。缝网压裂的增产效果始终高于常规压裂,且致密油藏中缝网压裂后单井产量增加更显著;而相对高渗储层实施缝网压裂与常规压裂的效果较为接近。考虑实施常规压裂更能降低成本和风险,首次明确提出实施缝网压裂的临界渗透率为1.00×10~(-3)μm~2。研究成果不仅为优化压裂裂缝参数提供了手段,也为优选压裂工艺提供了理论依据。     

松辽盆地古龙页岩油储集层压裂改造工艺实践与发展建议

阐述了古龙页岩油多轮次压裂工艺技术迭代升级历程，结合古龙页岩油井开发生产动态，提出关于压裂改造工艺的发展建议。高密度页理缝控制下，古龙页岩压裂裂缝形态复杂，但缝高、缝长受到明显抑制，人工裂缝扩不高、延不远，成为古龙页岩油储集层有效改造的主要制约，压裂设计应遵循“控近扩远”设计理念。提升胍胶压裂液的比例、降低段内簇数、提高施工排量、正向利用应力干扰有利于裂缝扩展延伸，改造体积显著增大。主体压裂工艺迭代升级后的油藏适应性明显提升，实现了低返排率下的快速见油，井组生产初期含油率升高，有利于提高页岩油井产量。建议下一步围绕抑制近井微缝扩展、完善CO₂泵注程序、合理控制射孔密度、优化支撑剂组合模式、合理优化井网井距、谨慎使用纤维拌注工艺6个方面，进一步迭代优化压裂工艺技术，提升压裂改造体积、远井裂缝复杂程度以及长效导流能力。