页岩气储层可压裂性评价技术

从页岩气储层岩石的脆性指数、断裂韧性、岩石力学特性3个方面,对中国页岩气储层可压裂性评价技术进行了研究。根据弹性模量与泊松比的分布范围,建立了适用于四川盆地下志留统龙马溪组页岩的脆性指数预测模型;总结了室内实验测定和利用测井数据计算页岩储层Ⅰ型、Ⅱ型断裂韧性的计算方法;初步建立了以弹性模量E、泊松比μ、单轴抗拉强度S_t三项岩石力学参数为自变量,可压裂指数F_rac为因变量的可压裂性评价方法;绘制了可压裂指数立体图版,据此评价页岩气储层压裂的难易程度,弹性模量值越高,泊松比和抗拉强度值越低,则F_rac值越高,反映储层越容易被压裂。根据地震测井和垂直地震剖面(VSP)等资料,结合室内实验校正,获取整个储层的岩石力学参数后,可以计算任意处的可压裂指数,建立储层可压裂性立体分布图。     

页岩气储层可压裂性级别测井评价及展布特征 ——以川南X地区五峰组—龙马溪组为例

页岩气储层致密、非均质性强,在开发中须要压裂改造,准确地评价其可压裂性及其展布规律对压裂设计意义重大.以川南X地区五峰组—龙一段1亚段(龙一1)页岩地层为研究对象,以岩心测试,测录井等资料为基础,分析了反映可压裂性的指标,提取脆性指数、泊松比、杨氏模量、抗拉强度和水平主应力差为敏感参数,以层次分析法求出各自权重,构建了...     

国内首次特大型页岩气井压裂施工获成功

2010年5月7日,中国石化华东分公司页岩气方深1井特大型压裂施工获成功。该井采用降阻水大型压裂工艺,光套管压裂,施工历时5h,共注入压裂液2121m^3,加砂量270t,是国内首次对页岩进行的特大型压裂施工。该井位于贵州省大方县境内,地层属下寒武统牛蹄塘组黑色泥页岩烃源岩,厚99m。目前该井按既定方案进行返排。     

致密气储层可压裂性测井评价方法

从致密砂岩脆性指数和断裂韧性2个方面对致密气储层可压裂性测井评价方法进行了研究.总结并对比分析了室内实验测定和利用测井数据计算致密气储层脆性指数的方法,建立了研究区适用性较好的脆性指数预测模型;为克服单纯依赖脆性指数进行可压裂性评价时的不足,应用线弹性断裂理论构建脆性指数和断裂韧性相结合的可压裂性指数.指示了筛选优良可压裂层段的标准:较高的脆性指数和较强的水力压裂造缝能力.从而,具有较高可压裂性指数的地层被认为是可压裂层段,具有较低可压裂性指数的地层被认为是压裂遮挡层.以鄂尔多斯盆地致密砂岩地层S井为例进行致密气储层可压裂性指数建模,形成基于可压裂性指数模型的可压裂性测井评价技术流程.     

生物成因硅确定方法及其在页岩气储层可压裂性评价中的应用

四川盆地上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组底部页岩被证实富含大量生物成因硅质矿物。为了定量计算储层生物成因硅的含量,研究其在储层可压裂性评价中的作用,利用改进后的元素标准比值法定量确定了目的层段生物成因硅含量,其最高可占总硅含量的70%以上。通过改进传统的可压裂性计算方法,将硅质矿物分为生物成因和非生物成因,研究不同成因硅质矿物对储层可压裂性的影响,弥补了传统方法不区分硅质成因带来的不足。研究结果表明,有机质含量高的储层段并不一定是最好的可压裂层段;在不考虑生物成因硅时计算的可压裂指数偏小,在实际压裂过程中容易错误认识储层可压裂情况。结合现场实际压裂示踪施工情况与累积产气占比,在考虑生物成因硅时划分的储层可压裂级别更加符合现场压裂情况,对现场压裂施工具有一定的指导意义。     

页岩气网络压裂设计方法研究

页岩气能否有效产出,很大程度上取决于压裂裂缝和压裂过程中诱导天然裂缝开启而形成的相互交错的网络裂缝面积大小,其与页岩气井生产指数具有一定的相关性,因此,页岩气压裂设计的根本出发点在于如何形成有效的网络裂缝。在借鉴国外海相页岩气压裂成功经验的基础上,针对国内陆相页岩气的特殊性,进行了网络压裂的探索性研究。确立了页岩气网络压裂设计原则及相关理论基础,阐述了网络压裂设计的基本思路及优化方法,包括射孔方案、小型测试方案、压裂材料优选、施工参数及压后返排参数优化等,并围绕页岩气网络裂缝的主控因素（页岩可压性、诱导应力场、主裂缝净压力优化及控制等）进行了系统的模拟分析。基于所提出的优化设计方法,对河南油田某页岩气井实施了小型测试压裂和主压裂施工,获得成功并取得了很好的效果。      

基于数字岩心技术的页岩储层可压裂性定量评价

页岩的可压裂性评价对页岩储层压裂施工具有重要的指导意义。常规方法基于岩心刻度测井得到弹性参数、矿物含量等信息构建脆性指数,未考虑压裂前后储层的变化特征,在实际应用中效果较差。为克服常规的弹性参数和矿物含量等构建脆性指数无法动态监测压裂效果的缺陷,提出一种基于数字岩心的页岩可压裂性定量评价方法。根据压裂前后的CT扫描图像重构三维数字岩心,应用最小外接长方体技术实现裂缝的自动识别,提出原生裂缝发育指数F_1和力学特性指数F_2分别表征压裂前后储层裂缝的变化情况。在此基础上,采用单因素分析和神经网络方法建立基于测井资料的F_1和F_2模型,直观、定量评价昭通A井页岩储层可压裂性,取得较好的应用效果。     

页岩气压裂技术及其效果评价

页岩气作为一种重要的非常规能源,目前只有美国和加拿大取得商业开发成功。页岩气商业开发成功主要取决于水平钻井和压裂技术的突破。目前常用的技术有多级压裂、清水压裂、缝网压裂重复压裂和同步压裂等。此外CO2和N2泡沫压裂也日益得到人们的重视。该文从压裂液、压裂方式和裂缝监测技术及效果评价方面对页岩气压裂技术进行了介绍。     

基于三重介质模型的体积压裂后页岩气储层数值模拟方法

页岩气储层渗透率极低,基本无产能,须进行体积压裂改造形成裂缝网络才能开采。一般采用双重介质模型进行页岩气储层数值模拟,但该模型无法准确模拟远井地带由于压裂开启并相互连通的天然裂缝。为此,针对压裂后的页岩气储层,建立三孔双渗页岩气储层体积压裂模型来描述不同区域渗透率变化与气体吸附解吸过程。新建模型考虑了页岩气的吸附机理,将基质作为气源,将二级次生裂缝与一级次生裂缝视为2个等效的多孔连续体,压裂主裂缝则作为离散裂缝予以描述。对比新建模型与传统的双重介质模型模拟结果后发现,所建三孔双渗页岩气储层体积压裂模型计算的日产气量和累积产气量均高于双重介质模型,结合双重介质模型模拟产量一般低于实际产量的情况,认为采用考虑天然裂缝的三孔双渗页岩气储层体积压裂模型能够更准确地描述水力压裂井的产量变化。各级裂缝渗透率和初始吸附气含量对生产动态的影响结果表明:二级次生裂缝渗透率对累积产气量影响较大,在生产中应当采取措施提高二级次生裂缝渗透率;而初始吸附气含量对累积产气量影响并不明显。     

页岩气井可压裂性综合评价方法研究及应用

页岩气井可压裂性评价是保证压裂改造效果的重要基础。目前对可压裂性研究主要是在常规物性基础上将岩石脆性矿物含量或岩石力学参数作为水平井压裂施工段优选的重要依据。但压裂过程中沟通并延伸天然裂缝是形成缝网的关键,因此须将分支裂缝的形成条件作为页岩气井可压裂性评价的重要组成,以提高有利层段选评的准确性。通过分析人工裂缝与天然裂缝相交后起裂力学条件,提出相交后形成的分支裂缝起裂压力计算方法,再根据人工裂缝内的压力变化情况和储层地应力状态,建立人工裂缝与天然裂缝相交后的起裂模式并将其无因次化后作为评价的组成要素,形成页岩气井可压裂性综合评价方法。基于四川盆地南部页岩气Wx2直井的地质、测井数据对龙马溪组有利层段的分析,按照综合评价结果进行射孔和压裂,其测试产量明显高于该区块其他常规可压裂性评价的直井。表明该方法具有较高的准确性和适用性,既能保证压裂改造效果,又能降低施工风险和成本。     

页岩气井压裂技术及其效果评价

页岩气作为一种重要的非常规能源,目前只有美国和加拿大取得商业开发成功。页岩气商业开发成功主要取决于水平钻井和压裂技术的突破。目前页岩气井常用的压裂技术有多级压裂、清水压裂、缝网压裂、重复压裂和同步压裂等。此外CO_2和N_2泡沫压裂也日益得到人们的重视。从压裂液、压裂方式和裂缝监测技术及效果评价方面对页岩气压裂技术进行了介绍。     

致密储层可压裂性测井评价方法研究

以×区致密砂岩储层为研究对象,利用蕴藏在测井资料中的储层完井品质信息,对影响致密储层可压裂性的脆性指数、层内水平最小主应力差异系数、层间应力差及裂缝发育特征进行系统分析,给出了适用于×区致密砂岩储层的可压裂性评价标准。基于该标准,开展了致密储层可压裂性评价研究。研究结果表明,致密储层的脆性指数、层内水平最小主应力差异系数对可压裂性影响较大,层内应力差异系数越小,且储层发育微裂缝和层理时,越容易形成复杂网状缝;储层与围岩层间的应力差小,且围岩厚度小,单层压裂时易于沟通相邻的含油层,否则,层间应力差大、泥岩隔夹层较厚时,难以沟通主力含油层相邻的其他含油层,需要采用多层合压方式获得高产。     

致密储层压裂缝扩展规律与可压裂性评价

以准噶尔盆地玛湖凹陷风城组致密储层为研究对象,利用真实破裂过程数值模拟平台RFPA软件,研究压裂过程中致密储层井周裂缝的扩展和延伸规律。在此基础上,研究了岩石力学特性以及水平主应力差对地层井周裂缝延伸规律的影响,并利用灰色关联法定量分析各因素对压裂效果的影响程度,以及结合层次分析法构建储层的可压裂性评价模型。结果表明：水平主应力差越大,压裂缝延伸的方向性越明显,地层起裂压力越低,裂缝延伸距离越大;随着抗压强度、抗张强度和弹性模量的增大,地层起裂压力越高,裂缝延伸距离越小,而随着泊松比的增大,地层起裂压力越低,裂缝延伸距离越大;基于灰色关联法,明确了影响压裂效果的因素由高到低排序依次为水平应力差>弹性模量>抗张强度>单轴抗压强度>泊松比;利用层次分析法构建了综合考虑水平应力差、弹性模量、抗张强度及单轴抗压强度等因素影响的储层可压裂性指数计算模型,其与无因次压裂缝缝长、面积均呈较好的正相关性;结合已压裂井试油资料,储层可压裂性指数也与采油强度呈良好的正相关性。     

泥页岩储层可压裂性分析及压裂高度预测方法研究

泥页岩储层可压裂性分析是泥页岩储层研究的重点与难点.以苏北盆地阜四段泥页岩及四川盆地大安寨组泥页岩储层为研究对象,采用测井、录井信息相结合的方法分析得出能够表征泥页岩可压裂性的参数主要有脆性矿物含量(Xx)、脆性系数(IB)、自然伽马(GR)、密度(DEN)、钻时曲线(TDC)、泊松比(μ)、弹性模量(E)等,可定性划分泥页岩储层可压裂级别.运用层次分析法提取了可压裂评价系数ICR,依据ICR值可定量识别可压裂级别;制定了压裂高度计算准则及流程;综合建立了泥页岩储层可压裂级别评价及压裂高度预测方法,为泥页岩储层有效开发提供了关键依据.     

基于测井数据体的页岩油储层可压裂性评价

我国某个页岩油储层为例来对页岩油储层可压裂性进行评价,断裂韧性指数与脆性指数通过已压裂井测井数据计算得出,结合这两种指数来建立可压裂性评价模型,为页岩油工程甜点的筛选与产能预测提供依据.     

页岩气储层水力压裂物理模拟试验研究

为了给彭水地区页岩气开发提供技术支持,进行了页岩储层水力压裂物理模拟试验研究,建立了一套页岩储层水力压裂大型物理模拟试验方法。利用声发射监测系统实时监测了页岩压裂裂缝的产生与扩展演化过程,观察了水力压裂裂缝形态,并探讨了压裂液黏度、地应力差异系数、压裂液泵注排量等因素对水力裂缝形态及其扩展的影响。试验结果表明,随着压裂液黏度降低、地应力差异系数减小,水力裂缝沿着天然裂缝方向延伸,将原有天然裂缝沟通并形成网络裂缝。根据泵压曲线变化结果,提出在实际压裂施工过程中采用变排量的方式提高压裂改造体积,这可为页岩气压裂优化设计提供依据。      

致密砂岩储层可压裂性测井评价方法

储层的可压裂性是射孔选段和预测水力压裂效果的重要因素,但目前致密砂岩储层的可压裂性评价缺乏统一的方法和标准。以鄂尔多斯盆地东南部某油田长6 油层组致密砂岩储层为例,基于常规测井资料优选岩石力学参数的表征模型,通过分析储层岩石脆性、断裂韧性和地应力差异系数与日产液量的关系,建立了致密砂岩储层的可压裂性评价模型及评价标准,获得了与测井曲线对应的压裂品质因子曲线,形成了一种精度较高的致密砂岩储层可压裂性测井评价方法。研究结果表明：①脆性指数与可压裂性呈正相关,断裂韧性和地应力差异系数与可压裂性呈负相关。②当压裂品质因子≥25 时,为Ⅰ类储层,可压裂性最好,压裂时容易形成复杂的裂缝网络,属于优质的致密砂岩储层;当14≤压裂品质因子<25 时,为Ⅱ类储层,可压裂性中等,压裂时需要采用黏度较小的压裂液或控制较高的缝内净压力,才能形成较好的裂缝网络;当压裂品质因子<14 时,为Ⅲ类储层,可压裂性差,压裂时通常不会形成理想的裂缝网络,且压裂后裂缝容易闭合。③致密砂岩储层的压裂品质因子越高,其压裂后的人工裂缝展布形态特征越好,压后产能越高,新建模型的评价结果与微地震裂缝监测结果及试油成果的符合率在80%以上。     

页岩气藏储层压裂实验评价关键技术

页岩气藏勘探开发潜力巨大,因其基质具有超低渗透特点,使得开发过程中需要进行大规模水力压裂,裂缝网络是获得工业性气流的关键。页岩气井的缝网压裂设计有别于常规低渗透砂岩储层压裂设计,特殊的室内实验评价技术是缝网压裂设计的重中之重。为此,从常规的压裂实验评价入手,分析对比了致密砂岩气与页岩气储层力学性质特征,针对页岩岩石脆性特征以及储层岩心敏感性等实验评价关键技术,开展了大量的实验评价研究,并与现场压裂缝高示踪剂监测、地面微地震裂缝监测结果进行了对比分析。所取得的认识可为页岩储层实验评价分析及缝网压裂优化设计提供参考。