井下微地震监测技术在页岩气“井工厂”压裂中的应用

通过井下微地震监测可以获得页岩气井压裂过程中水力裂缝的展布方向、波及长度和地层破裂能量,从而指导压裂方案的实时调整,增大压裂改造体积。为此,威202井区5个平台进行页岩气“井工厂”压裂施工时,应用井下微地震监测技术进行了裂缝监测。在介绍井下微地震监测技术基本测量原理的基础上,以威202井区A平台6口井的应用为例,详细介绍了该技术在有效识别地层中潜在天然裂缝、监测暂堵转向体积压裂效果、指导射孔参数优化等方面的机理与效果。研究表明,应用井下微地震监测技术可以增大页岩气储层改造体积,提高储层均匀改造程度,这对于页岩气的经济有效开发具有重要作用。      

深层页岩气井压裂加砂工艺优化的微地震评价

水力压裂是对页岩气致密储层进行改造的重要方法,但是埋深大于3500m的深层与浅层页岩气井压裂裂缝形态不同,二者压裂加砂工艺也有所差异。为了更有效开发深层页岩气,在压裂中优化加砂工艺,并利用压裂中微地震事件的展布特征评价加砂工艺的优化效果。四川盆地东南部深层页岩气井压裂加砂工艺研究结果表明:添加100目陶粒的压裂段微地震事件分布均匀且加砂量达到设计标准,微地震事件密度及储层改造体积较大;进行二次添加100目石英砂作业压裂段压裂裂缝长度、宽度、高度皆较大,远端事件数较多,储层改造体积有明显增加;五峰组微地震事件呈狭长分布,宽度及高度方向长度皆较小,压裂缝网内部微地震事件分布较均匀。通过微地震监测、评价深层页岩气井加砂工艺优化效果,可以更好地指导加砂作业和深层页岩气的开发。     

页岩气藏开发中的水力压裂水平井敏感参数分析

为了进一步明确页岩气藏渗流机理,提高产能评价的准确有效性,利用ECLIPSE油藏数值模拟平台,考虑有限导流和兰格缪尔等温吸附条件,建立了压裂水平井开采页岩气藏的模型,对比了不同裂缝参数对单井产能的影响。在此基础上,讨论了水力裂缝长度、裂缝间距、裂缝高度、裂缝导流能力和微裂缝渗透率、微裂缝-基质sigma系数及非达西因子等各敏感参数对页岩气累计产量和近井地带压力分布特征的影响。研究表明,微裂缝渗透率和水力裂缝半长是压裂水平井开采页岩气藏提高单井产量的关键影响因素。     

地面微地震监测技术在川南页岩气井压裂中的应用

水力压裂是页岩气储层改造的重要手段,压裂时岩石破裂过程会伴随产生强度较弱的"微地震"波。地面微地震监测技术即在地面布设检波器排列对压裂作业进行实时监测,具有施工方便、监测方位角度大的优点。在威远构造H井进行水力压裂时,应用基于偏移叠加的四维能量聚焦地面微地震成像技术,提高了弱信号识别能力和定位精度,准确描述了压裂诱导裂缝的位置、方位和大小及复杂程度,指导了实时压裂和压裂效果评价。     

基于井中微地震监测方法的压裂效果评价——以延安探区YP5-1井为例

为了能够实时精确监测页岩气水平井水力压裂裂缝空间形态及储层改造体积,针对压裂过程中无法定量描述人工裂缝扩展形态,无法研究压裂裂缝扩展影响因素的问题,运用井中微地震监测技术,对宝塔南YP5-1井第1～第13压裂段压裂全过程进行了裂缝监测,结果表明：1)对比分析微地震事件纵横波差异,表明受储层天然裂缝发育影响,压裂裂缝出现不对称发育现象;2)人工裂缝FCL为0.32～0.71,裂缝复杂程度较高,SRV重合性较低,单层压裂裂缝重复交叉较少,表明储层改造效果比较好;3)微地震监测成果与测井显示结果密切相关,物性条件较好的压裂层段微地震事件比较多,裂缝复杂程度较高,储层改造效果更好。以上成果对分析微地震事件空间展布,研究储层物性,客观准确评价储层改造效果等具有一定指导与借鉴作用。     

涪陵页岩气田井地联合微地震监测气藏实例及认识

四川盆地涪陵页岩气田属国家级页岩气示范区,是全球除北美以外最大的商业开发页岩气田,基于"井工厂"模式下的压裂工艺已得到了广泛应用,但如何有效评价同平台多井次间的"井工厂"压裂效果及此模式下的缝网展布规律仍需进一步研究。为此,通过利用地面及井中微地震联合监测技术,对焦页4X平台"井工厂"压裂裂缝进行实时监测,初步了解了涪陵页岩气田焦石坝区块"井工厂"压裂模式下的人工裂缝几何尺寸、展布方向;同时利用联合微地震技术的综合解释成果,结合压裂SRV预测图版,对井工厂压裂工况下的压裂参数进行了重新认识,准确了解到涪陵气田页岩气"井工厂拉链式"压裂过程中的人工裂缝展布情况。该项研究成果对后期压裂参数的优化具有重要的指导意义。     

页岩气藏体积改造中的慢滑移现象

页岩压裂中慢滑移产生的剪切变形,能在水力裂缝周围诱发大量具有渗流能力的网络通道,是页岩气单井产量的重要来源。四川两口相邻页岩气水平井,采用相同的体积改造工艺、压裂规模、压裂液及地面微地震监测技术,压裂试气产量却相差很大。在获取井物性参数的基础上,结合微地震监测及解释结果,利用气藏数值模拟方法,进行了压后产量拟合,同时对两口井压裂施工压力进行比较分析,并进行了压裂净压力拟合。结果表明:产量较高的压裂井压裂过程中,存在微地震无法监测到的沿着天然裂缝或断层不产生高频地震波的由慢滑移形成的裂缝网络,其对产量的贡献达到了71.5%。     

基于微地震裂缝参数反演的解释与应用研究

微地震监测技术是水力压裂中监测裂缝发育情况的有效地震方法,但在实际应用中仍存在诸多问题。为此,开展了地面微地震震源机制反演及裂缝解释技术在四川盆地页岩气藏勘探中的应用研究。根据地面观测的微地震数据,采用矩张量反演获得微地震事件的震源机制;基于震源机制结果计算微地震事件震级以及裂缝的地质参数;在统计的裂缝地质参数上解释裂缝发育情况,为油藏描述提供有效的信息。四川盆地页岩气实际资料的应用结果表明,研究区水平井的压裂设计合理,发育裂缝为高角度缝;根据统计的裂缝方位角度和实际的地下应力状况,建立了走滑型剪切裂缝模型;在裂缝模型上了解局部最大、最小水平应力方向,建议井布置方位在现有方位上调整为北偏西约10°。     

基于诱导应力的页岩气“井工厂”压后效果评价

水力压裂是页岩气高效开发的必要措施,页岩气压后效果评价是提高页岩气压裂水平的关键。文章 以涪陵一页岩气井平台为例,提出了一种针对页岩气压裂后应力场分析的压裂效果评价新方法。根据现场微地震 实时监测结果获得了 ３口井压后裂缝情况,在此基础上,采用有限元模拟软件建立了 ３口井压裂后应力场模拟有 限元模拟模型。重点分析了压裂后最大、最小水平主应力场变化,缝长和间距对压后诱导应力场的影响,分析发 现,裂缝条数增加、裂缝长度不均匀将极大地影响压后诱导应力场;长裂缝将抑制中间短裂缝的扩展;各条裂缝缝 长差异不大时有利于裂缝扩展;段间距对裂缝中心产生的诱导应力场影响较小;裂缝尖端诱导应力为压应力时裂 缝延伸受限,ＳＲＶ相对较小、压后产量较低。     

页岩气水平井分段压裂微地震监测认识及应用

页岩气水平井分段压裂裂缝的规模形态对单井产能影响较大,研究压裂施工参数及工艺措施对裂缝扩展规模形态的影响规律具有重要指导意义。以JYXXHF井分段压裂为例,采用地面微地震监测技术对该井压裂进行实时监测,并结合地质情况、压裂施工参数及工艺措施等对监测数据进行综合分析。结果表明:该井单段压裂液量达1 600 m~3后缝网轮廓基本形成,1 800m~3后微地震事件几乎不再增加,不同小层微地震事件随压裂液量的变化规律存在一定差异;该井地层埋藏较深,一定量的前置胶有利于增大有效压裂改造体积,中途转注胶,有利于微地震事件数的增加;监测裂缝平均半缝长为160 m,最大为240 m。该分析结果可为该区块页岩气井压裂设计及现场施工提供参考和依据。     

页岩气储层四维地应力演化及加密井复杂裂缝扩展规律

页岩气储层天然裂缝发育,非均质性和各向异性强,储层压力、地应力等地质力学参数随着页岩气开采不断演化,使得老井与加密井裂缝扩展存在明显差异,这对后期加密井部署和压裂改造设计具有重要影响。综合考虑页岩气储层地质力学参数、天然裂缝等的非均质性和各向异性,提出了一套基于储层四维地应力演化的页岩气藏加密井水力压裂复杂裂缝扩展模拟方法,建立了气藏渗流-地质力学耦合的水力压裂复杂裂缝交错扩展模型,并通过现场试井数据、压裂施工参数、微地震监测数据等进行验证。以四川盆地X1页岩气井组为例,开展了页岩气储层长期开采过程中四维地应力动态演化及其对加密井复杂裂缝扩展的影响规律研究,研究结果发现：目标区域长期开采后,老井附近储层三向地应力均减小,但水平两向主应力差和垂向应力差增大,且地应力差增大程度在老井井筒处最大,越靠近加密井处则越小;受地层应力状态变化影响,加密井水力压裂复杂裂缝扩展规律与老井相比存在明显差异,相比老井,加密井水力压裂裂缝在井筒附近较复杂,越靠近老井越简单。     

页岩油气藏水平井井间干扰研究现状和讨论

低渗页岩储层难以自然形成工业油气流,常采用水平井和水力压裂建立人工缝网以保证商业化开采。然而,随着大规模加密布井和压裂,水平井间距缩小、储层改造体积增加,井间出现人工裂缝导致的干扰,影响邻井的井口压力和产量,甚至诱发井控、套损和支撑剂侵入等问题,严重时导致水平井报废,极大地影响生产效率。此外,老井亏空会导致储层地应力在原位地应力的基础上发生动态演化,形成复杂地应力状态,继而影响加密水平井和重复压裂井的储层改造效果,限制井平台产能表现。我国准噶尔盆地、四川盆地、鄂尔多斯盆地等地的页岩油气资源开发已进入小井距和加密布井阶段,井间干扰已对正常生产产生明显影响,急需开展针对性研究。本文对国内外页岩油气藏的井间干扰现象、机理以及诊断方法进行全面、详细的介绍,并提出干预对策。研究认为:准确表征与预测压裂水平井井间干扰需要在地质工程一体化的框架下展开;对天然裂缝、断层、原位地应力和储层岩石力学特征的准确认识是评价井间干扰的前提;地层亏空诱发的动态地应力和复杂人工缝网的建模与表征是定量评价井间复杂缝网交互与连通的关键手段,也是定量预测井间干扰对于井平台最终可采储量(EUR)影响的有效方法;关井、老井注液、重复压裂、优化井距和压裂优化都是干预或减小井间干扰的手段。     

页岩气藏加密井压裂时机优化——以四川盆地涪陵页岩气田X1井组为例

加密井的压裂时机直接影响着页岩气藏最终的开发效果。为了有效地指导页岩气藏加密井部署与压裂施工,基于离散裂缝网络模型、有限差分模型及有限元模型,提出了一套页岩气藏加密井压裂时机优化方法：根据页岩气田开发现状及井网加密需求,系统考虑储层非均质性和天然裂缝发育特征,建立渗流—地质力学耦合条件下四维地应力演化及复杂裂缝扩展的多物理场模型,进而模拟加密井水力裂缝扩展形态、加密井及井组开发效果,最终优选出加密井最佳的压裂时机。以四川盆地涪陵页岩气田X1井组为例,利用该优化方法研究了加密井压裂时机和施工参数对其复杂裂缝扩展形态、单井及井组产能的影响规律。结论认为：①该优化方法能够有效模拟老井生产过程中储层物性及力学状态变化,预测压后产量变化,优选加密井压裂参数及压裂时机;②当加密井射孔簇间距减小、每簇施工液量增大时,水力压裂改造体积、裂缝密度增大,压裂后产量提高,但射孔簇间距过小、每簇施工液量过大时,则有可能会导致分支裂缝串通和重叠,降低压裂液效率、影响压裂后产能;③压裂时机越晚,加密井井筒附近分支裂缝越密集,但改造体积越小、初期产量越低;④当目标井组生产36个月进行加密井压裂时,井组累计页岩气产量最高、开发效果最优。     

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。     

微地震事件解释实例

微地震事件是储层对水力压裂的响应,其分布特征与压裂工艺、储层性质、区域构造应力等密切相关。因此,微地震事件解释须结合地质、油藏、工程等信息才能全面、准确地理解水力压裂裂缝延伸过程,提高压裂改造效果评价的可靠性及对储层和压裂工艺的认识,以指导井位部署和压裂设计。针对辽河探区Q1块和S268块三个微地震事件监测实例,利用微地震联合测井岩性分层、三维地震剖面以及三维地震数据相干体属性,探讨了影响微地震事件分布特征的因素,得到以下认识：1天然裂隙是影响微地震事件分布的重要地质因素,储层天然裂隙发育表现为微地震事件重叠,易于形成复杂的裂缝网络,储层天然裂隙不发育表现为微地震事件不重叠且集中分布,也可实现造长裂缝的目的,形成对称缝网;2对致密砂岩储层进行水力压裂时可将在全区稳定分布的煤层作为稳定隔挡层,控制缝高,提高改造效果;3进行井位部署时,要考虑邻近井的影响,采用合理的井间距和压裂工艺,最大限度地降低邻近井对压裂造成的影响;4地层变形形成的局部高应力区域可对水力压裂裂缝形成阻挡,影响改造效果,结合地震资料综合解释有助于微地震监测识别地层变形对压裂的影响。     

川南深层页岩气水平井体积压裂关键技术

针对川南深层页岩气水平井压裂技术不成熟、关键参数不合理和压裂后单井产量低的问题,在综合分析已压裂井压裂效果的基础上,结合川南深层页岩储层地质工程特点,以提高缝网复杂程度、增大裂缝改造体积、维持裂缝长期导流能力为核心,采用室内试验与数值模拟相结合的方式,优化了压裂工艺和关键参数,形成了以“密切割分段+短簇距布缝、大孔径等孔径射孔、大排量低黏滑溜水加砂、高强度小粒径组合支撑剂、大规模高强度改造”为主的深层页岩气水平井体积压裂关键技术。Z3井应用该技术后,获得了21.3×104 m3/d的产气量,较同区块未用该技术的井提高1倍以上;川南地区多口深层页岩气水平井应用该技术后获得高产,说明该技术有较好的适应性,可推广应用。川南深层页岩气水平井体积压裂关键技术为3 500～4 500 m页岩气资源的有效动用奠定了基础。      

页岩气水平井套管变形影响段分段压裂工艺研究及现场试验

页岩气水平井压裂多采用泵送桥塞分段压裂工艺,如遇套管变形则桥塞不能泵送至设计位置,将导致变形段以下未改造井段不能按照设计方案进行改造。四川盆地长宁、威远区块页岩气水平井压裂约有30%的井都发生了不同程度的套管变形。早期对于发生套管变形后不能改造的井段一般就放弃了施工,造成页岩气井控资源量不能有效动用,对压裂效果也产生了较大的影响。页岩气水平井压裂套管变形机理复杂、影响因素多、变形时机难以预测,探寻套管变形影响段的分段改造工艺尤为重要。为此,针对套管变形井试验了缝内砂塞分段压裂和暂堵球分段压裂工艺:(1)缝内砂塞分段压裂采用单段射孔、单段压裂方式施工;(2)暂堵球分段压裂采用一次射孔,连续压裂投球分段方式施工。并在此基础上对比了上述两种工艺的优缺点,开展了现场试验。现场施工过程中的压力响应、邻井压力监测、微地震监测等数据均表明:上述两种工艺均成功地实现了对套变影响段的有效改造,实现了页岩气井控储量的有效动用,确保了压裂效果。