长庆油田页岩油水平井体积压裂技术发展与应用

水平井体积压裂技术是实现页岩油气高效开发的关键。文章回顾近10年长庆油田页岩油水平井体积压裂技术发展历程,系统总结了体积压裂改造模式、关键工具、低成本材料3方面取得的主要新进展。创新形成了“立体式、长水平段、细分切割、分簇射孔、可溶球座、变黏滑溜水、多尺度支撑”体积压裂开发技术模式。提出了“压增渗”一体化设计,由单一压裂向造缝、增能、驱油三位一体升级,压裂过程中兼顾增加地层能量和加快油水渗吸置换,实现单井缝控储量最大化一次动用。配套自主研发细分切割可溶金属球座和动态暂堵转向新材料,多功能变黏滑溜水和不同粒径组合石英砂可提高多尺度裂缝渗吸置换效率与缝网长期导流能力。该技术在长庆油田规模应用450余口页岩油水平井,初期产量由9.6t/d提高到18t/d,年累计产油量由2380t提高到4931t,单井EUR由1.8×10⁴t提高到2.6×10⁴t,2019年产油量突破100×10⁴t,2020年建成庆城页岩油百万吨示范区。研究成果可为页岩油水平井体积压裂技术进步提供科学依据。     

鄂尔多斯盆地页岩油体积压裂技术实践与发展建议

体积压裂技术可提高鄂尔多斯盆地页岩油单井产量,但低油价条件下仍可能无法实现经济有效开发,原因是体积压裂技术思路、压裂技术模式、压裂参数体系等不够合理.为此,长庆油田根据该盆地延长组长7段页岩油体积压裂矿场实践和室内模拟研究结果,转变了体积压裂技术思路,研究形成了"大井丛、长水平井、细分切割、分簇射孔、可溶球座、变黏滑溜...     

鄂尔多斯盆地页岩油水平井体积压裂改造策略思考

鄂尔多斯盆地页岩油具有压力系数低、脆性指数低、纵向夹层多以及非均质性强等特点,采用水平井体积压裂技术可以大幅度提高单井产量,但低油价下难以实现经济有效开发.以该盆地矿场实践大数据为基础,建立了体积压裂效果定量评价方法,提出了体积压裂改造策略和下步工程攻关方向.在建立水平井地质工程综合品质分段分级评价新标准和储层类型精细...     

阵列声波测井在页岩油体积压裂效果评价中的应用

针对页岩油储层非均质性强、传统方法评价压裂效果精度低的问题,利用阵列声波测井资料开展了偶极横波各向异性、纵波速度径向层析和声波远探测等3项技术在体积压裂效果评价中的应用研究.结果 表明:体积压裂裂缝呈不规则网状特征,偶极横波各向异性不明显,方法应用受限;纵波速度径向变化不受裂缝产状的影响,能较好地指示人工裂缝的高度及延...     

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。     

鄂尔多斯盆地页岩油水平井细切割体积压裂技术

鄂尔多斯盆地页岩油资源丰富，而受储层物性致密、原始油藏压力系数低和湖相沉积非均质性强等因素影响，常规直井开发单井产量极低。2011年以来针对页岩油Ⅰ与Ⅱ类储层，水平井+分段体积压裂技术攻关试验成功，单井产量突破10 t/d，但仍面临规模开发单井产量递减大、低油价下效益差的问题，资源向储量、储量向产量和产量向效益转化速度极慢。为进一步提高单井产量和采出程度，从水力裂缝扩展规律及裂缝形态综合认识评价入手，瞄准优质储量裂缝最大化控制，综合岩性、物性、含油性和可压性评价，建立了水平段储层品质和工程品质一体化分级评价标准；创新了基于水平段分类的非均匀细切割多簇裂缝设计和缝控体积压裂参数优化方法；利用限流和架桥原理，集成配套了极限分簇射孔、动态暂堵转向等裂缝控制技术提高多簇有效性；采用可溶桥塞压裂工具、低成本滑溜水压裂液和组合粒径石英砂支撑剂，实现细切割体积压裂成本控降。通过研究与实践，形成了页岩油Ⅰ与Ⅱ类储层规模效益开发的长水平井细切割体积压裂技术模式，2017~2018年共实施85口水平井，初期日产油达到16 t以上，12个月累产油达到4 850 t，较前期提高1 120 t，第一年递减率下降15%，预测单井产量可提高近1×10⁴ t，盈亏平衡点由63美元/桶下降至42美元/桶。矿场实践证实，采用长水平井+细切割压裂+高强度改造是实现页岩油效益开发的有效技术途径，该技术为其它页岩油资源高效动用和效益开发提供了借鉴。     

海安凹陷阜二段致密油藏体积压裂技术

苏北盆地海安凹陷阜二段属于典型的低孔低渗致密油藏,为了评价该探区的储层物性、含油性以及为水平井井位部署提供设计依据,对该地区一口直井预探井进行了体积压裂。研究了储层的岩性、脆性、物性,在此基础上,为了满足在体积压裂时尽可能提高铺砂浓度的要求,优选了滑溜水和线性胶压裂液体系。为达到认清各小层的目的,采用了桥塞分层压裂、分层试油、打捞桥塞合层求产的技术措施。在施工前进行小型压裂测试来保证主压裂的顺利进行,并在施工时采用地面微地震技术来监测缝网体积。现场施工排量达到4.5~5.0 m3/min,累计加砂140 m3,最高砂比12%。裂缝监测表明各层的造缝效果较好,裂缝形态较为复杂。试油效果达到地质设计预期。     

鄂尔多斯盆地页岩油水平井CO2区域增能体积压裂技术

针对鄂尔多斯盆地页岩油储层压力低、缝网复杂程度低和黄土塬水资源缺乏等问题,以该盆地庆城油田页岩油为研究对象,进行了滑溜水和CO₂压裂物理模拟试验,利用高能CT监测了CO₂压裂裂缝扩展规律,分析了CO₂压裂形成复杂裂缝的可行性;利用油藏数值模拟方法,优化了CO₂注入关键参数,形成了适合庆城油田页岩油的CO₂区域增能体积压裂技术。研究表明：前置CO₂压裂可提高长7段页岩油储层裂缝复杂程度,裂缝沿层理弱面扩展并纵向穿层形成缝网;增能理念应由单井段间交替增能向平台整体注入实现井间、段间协同一体增能转变,单井采用全井段注入增能模式,可实现缝控区域全覆盖。庆城油田某平台进行了页岩油CO₂区域增能体积压裂试验,与采用常规体积压裂技术的邻井相比,3口试验水平井平均压力保持程度提高1.5倍,单井平均初期产油量提高28.6%。研究和现场试验结果表明,CO₂区域增能体积压裂能提高裂缝复杂程度,增加区域地层能量,提高单井产能,可为鄂尔多...     

盐间页岩油体积压裂技术研究与实践

盐间页岩油储层存在上下盐岩蠕变特征不清,压裂过程中易受上下塑性盐岩干扰;储层岩性组分多、敏感性复杂、孔隙连通性差,储层中可溶盐的溶解规律不清楚等特点.储层特点对体积压裂技术提出了较高要求,为寻求盐间页岩油高效开发手段,在潜江凹陷古近系盐间页岩油油藏的BYY1HF井试验采用CO2增能复合压裂、耐酸压裂液加砂技术、密切割强...     

松辽盆地古龙页岩油复合体积压裂技术优化

为提高古龙页岩油增产改造效果,通过开展古龙页岩岩石力学参数测试实验,明确岩石力学参数对古龙页岩裂缝扩展的影响,优化页岩油储层射孔方式、簇间距、支撑剂粒径组合及类型、压裂施工控制工艺,改进古龙页岩油复合体积压裂技术。结果表明：古龙页岩岩石垂直页理方向上平均弹性模量为6.46 GPa,小于平行页理方向的平均弹性模量;页岩岩石表现脆性特征,抗拉强度及断裂韧性实验验证了页岩沿页理方向形成的裂缝更易扩展延伸;单段7簇35孔射孔方式能够保证人工裂缝的密集程度、增加裂缝网络长度,提高页岩储层体积改造效果;簇间距为7 m时,裂缝缝高有一定提升,容易形成复杂缝网;以70/140目、40/70目与30/50目粒径按照6∶3∶1的比例组合的支撑剂能有效支撑裂缝网络,为油气渗流建立通道。研究成果对实现古龙页岩油效益勘探与开发具有重要意义。     

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。     

美国页岩气体积改造技术现状及对我国的启示

概述了美国页岩气改造技术发展历程,对微地震技术推动页岩气改造技术的进步进行了综述,对国外提出的油藏改造体积概念进行了技术定义,分析了体积改造技术的内涵及作用。对实现体积改造的储层条件、天然裂缝的影响及起裂特征等进行了分析,总结出实现体积改造的关键技术以及对我国页岩气改造技术发展的启示。对比了火山岩、碳酸盐岩等天然裂缝发育储层的常规改造与体积改造的不同理念,并提出了页岩气储层改造技术未来发展方向。     

苏北盆地陈堡砂岩储层裂缝特征及模糊识别技术

陈堡油田陈2断块砂岩储层裂缝以水平缝和低角度缝为主,裂缝发育密度受岩性、厚度、埋藏深度和构造位置影响比较明显.粉砂岩中裂缝密度最大,薄砂层中裂缝密度比厚砂层大,浅部地层裂缝密度比深部地层大,鼻状构造高点处裂缝最发育.水平缝和低角度缝在声波时差、微侧向和微电极曲线上具有一定响应,建立了响应模型,利用模糊数学方法建立了裂缝识别体系,初步实现了裂缝的定量解释.     

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。     

南襄盆地泌阳凹陷陆相页岩储层压裂技术研究与应用

页岩气作为三大非常规油气资源之一,资源量十分丰富,近期研究认为南襄盆地泌阳凹陷具备页岩油气成藏条件.针对泌阳凹陷陆相页岩储层的地质特征,开展了陆相页岩储层压裂技术研究,以A1井为例,通过对射孔工艺、压裂液体系、施工参数及压裂工艺技术的优化与研究,形成了适合泌阳凹陷陆相页岩储层的压裂技术.该压裂技术在泌阳A1井现场实施,...     

吉木萨尔凹陷页岩油密切割压裂多簇裂缝竞争扩展模拟

针对吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油储层地质特征,建立了重点改造井的密切割体积压裂裂缝扩展三维离散元数值模型,模型依据成像测井资料设置了随机分布的天然层理和高角度裂缝,依据纵向分层数据设置了小层及层间界面.模型模拟了不同分簇数和簇间距下的复杂裂缝扩展过程,分析了密切割体积压裂改造过程中多簇裂缝竞争扩展规律和改造后裂缝系统的立...     

苏北盆地油藏类型与成因机制探讨

苏北盆地存在大量断层和复杂局部构造.断层作为圈闭的有机组成部分是油气运聚成藏的关键因素之一,主要形成断鼻、断块圈闭油藏.按圈闭中油水分布特点,该区可归结为2大类6种油藏类型;研究了层状砂岩油藏的4种油水分布样式及其成因机制.结果表明,层状砂岩油藏4种不同样式的油水分布,主要是由圈闭生储盖组合性质、断层侧向遮挡质量和封通双重作用、油气运移路径、充注方式和断层调节油气等因素决定的.明确上述认识,有助于加深该区对油气富集规律的认识以及勘探挖潜和开发部署工作的进一步展开.     

核磁共振技术在页岩油气储层评价中的应用

自非常规油气业务开展以来,核磁共振技术因其无损、灵敏、快速等优点,已发展为页岩油气储层评价的重要技术方法之一。该文从核磁共振技术的实验原理出发,着重综述了目前核磁共振技术在全尺度一体化表征页岩孔缝分布、孔隙度、孔隙润湿性、流体可动性及流体分类等页岩油气储层研究难点方面的应用。除此之外,在描述水的迁移、甲烷吸附和解吸以及二氧化碳置换等流体行为,获取有机质信息、油页岩界面面积,判断有机孔、无机孔,分析孔隙连通性,获取高黏性沥青和干酪根有关信息等方面的应用也做了简单介绍。最后分析了核磁共振分析技术目前存在的不足以及在页岩储层评价中的发展趋势。     

页岩油致密储层一体化压裂裂缝穿层扩展特征

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷纵向上连续发育多套致密砂泥岩产层组,采用穿层压裂技术改造时,对水力裂缝垂向扩展规律认识不清,因此,文中基于水力裂缝三维穿层扩展模型,研究了应力差和岩性界面强度对水力裂缝扩展的影响.结果 表明:根据水力裂缝与岩性界面作用方式的不同,裂缝呈钝化缝、T形缝、鱼骨缝和穿层缝等4种扩展形态;当垂向应力差异系...     

页岩气水平井增产改造体积评价模型及其应用

目前,已有的水力压裂储层增产改造体积(SRV)评价方法主要包括微地震监测法、倾斜仪测量法以及数学模型计算法,其中,直接测量方法都存在着成本高、可复制性差的不足,而理论模型计算SRV可以降低成本,提高计算的速度和结果的准确性、可靠性。为此,在分析目前SRV评价模型局限性的前提下,基于水平井分段分簇压裂裂缝扩展理论、岩石力学理论和渗流力学理论,考虑页岩气水平井分段分簇压裂裂缝扩展过程中流体扩散渗流场和裂缝诱导应力场同时改变对页岩体天然裂缝的触发破坏机制,针对页岩气储层水平井分段分簇缝网压裂建立了一套SRV数值评价模型(以下简称新模型),并据此对分簇裂缝延伸行为、水力裂缝诱导应力场变化、水力压裂储层压力场抬升以及天然裂缝破坏区域的扩展进行数值模拟与表征,计算储层改造总体积,并在涪陵国家级页岩气示范区X1-HF井对新模型进行了矿场应用验证。结果表明:(1)新模型的计算方法与页岩压裂过程储层SRV实际物理演化机制相一致,可实现对SRV更准确地计算和定量表征;(2)新模型模拟所得SRV与现场微地震监测结果较为吻合;(3)示范区内水平井分段压裂形成的SRV能够满足页岩气高效开发的要求,压裂增产效果明显。结论认为,新模型具有较高的准确性和可靠性,对于涪陵页岩气示范区后期页岩气缝网压裂优化设计、井间距调整和加密井部署设计等都具有重要的指导作用,值得大规模推广应用。