从Haynesville页岩气开发数据研究高压页岩气高产因素

Haynesville页岩气井实际生产数据表明,影响气井产量的3大主导因素是地质甜点区、压裂参数、合理排采。储层厚度50~60 m、总有机碳(TOC)含量3%、孔隙度4%、压力系数2.0、脆性矿物含量60%,是选择页岩甜点区的关键因素。水平段长一般1 000~1 500 m、分段数9~12段、单段长90~110 m、簇间距20~25 m、施工排量11~13 m3/min,单段液量大于1 500m3、单段加砂量大于120 t是高产水平井储层压裂参数。初期保持较小生产压差有利于保持渗流能力进而获得最大累积产量。建议我国借鉴北美类似经验,并根据不同区块页岩地质特征优化压裂参数,实现页岩气经济高效开发。     

致密油射孔簇有效性的测井评价方法

致密油通常都需要进行大型压裂改造才能获得产能,从国内外的资料显示,选取的射孔簇产液量并非均质的,大部分射孔簇产液量很低甚至为无效射孔簇,没有达到压裂效果,优化射孔簇成为生产急需解决的难题。通过在华北油田束鹿凹陷泥灰岩致密油储层进行深入研究,分析储层测井曲线及其响应特征,发现裂缝指数、电阻率比值、脆性指数、阵列声波渗透性指数及核磁共振孔隙结构指数等参数和储层特征及产能相关性较好,创建了测井综合评价参数评价射孔簇有效性,将射孔簇分为3类,并依据储层产能给出标准,测井综合评价参数大于800为高效射孔簇,100~800为有效射孔簇,小于100为无效射孔簇。将划分的射孔簇和工程施工参数(破裂压力、加砂量、注入量)和监测参数(示踪流量、微地震监测裂缝)等资料建立关系,发现有良好的相关性。研究认为,在油井压裂施工前,利用测井综合评价参数评价射孔簇有效性,可以实现优化射孔簇,顺利完成储层体积压裂改造。     

基于综合可压性的深层页岩气压裂经济效益预测方法

水力压裂是实现深层页岩气藏经济有效开发的关键技术，但深层页岩气储层构造复杂、甜点识别困难、地质条件差，中浅层页岩综合可压性评价方法不再适用；此外，深层页岩气建井及压裂等工程成本高，试采产量低，经济开发矛盾尖锐。为此，通过研究不同地质工程参数对水平井页岩气开采产量影响规律，确定影响页岩气产量因素，通过突变理论综合页岩储层地质、缝网发育程度、岩石基质、流体用量、施工参数等特性，建立了地质-工程综合可压性预测压裂经济效益方法，利用互补准则，降低主观因素干扰，并根据可压性模型评价类型构建经济效益预测模型。以X区块DS2井为例，结合试气产量验证了模型的可靠性，该模型能客观评价页岩气开发和预测工程经济效益。实例计算表明，压裂经济效益预测方法可预测经济回报周期、净现值、内部收益率等，并可通过优化调整工程参数提升经济预测结果。研究结果对于矿场进行预期开采规划，提高深层页岩气可压性评价预测及效益预测具有重要的理论指导意义和矿场应用价值，可实现“降本增效”目标。     

深层页岩压裂工艺优化与现场试验

深层页岩埋藏深、岩性差异大、地应力高,压裂改造时存在施工压力高、裂缝导流能力低、改造体积偏小、压后初产效果差等问题。在分析深层页岩地质特征参数和综合评价可压性的基础上,分析了体积改造面临的技术难点并提出了技术对策,形成了基于气藏数值模拟、诱导应力计算和压裂模拟相结合的深层页岩压裂优化设计方法,并从压裂效果最优角度分析计算了压裂段/簇参数、射孔参数、施工参数。结合丁页2HF井大规模压裂现场试验,探讨了深层页岩压裂工艺实施与控制方法,分析了现场压裂施工压力响应特征,对前置液用量、胶液造缝时机和起步砂比等进行逐段优化与参数精细调整控制,形成了"预处理酸+中黏胶液+滑溜水+低黏胶液+中黏胶液"的组合压裂工艺模式,提高了深层页岩压裂的有效性。丁页2HF井完成12段压裂,压后初期产气量达10.5×104 m3/d,为深层页岩气储层压裂改造提供了技术借鉴。      

陆相页岩油气水平井穿层体积压裂技术

针对陆相页岩油气储层纵向不同岩性夹层发育、黏土含量高等对压裂带来的挑战，研究提出了陆相页岩油气水平井穿层体积压裂技术。该技术主要包括陆相页岩油气储层可压性评价、以预计最终可采储量（EUR）为目标的裂缝参数优化、以单簇裂缝模拟为基础的压裂施工参数优化、以提高远井缝高为基础的全程穿层压裂工艺优化、渗吸驱油一体化压裂液体系及性能评价和以渗吸机理为基础的压后闷井制度优化方法。研究结果表明，陆相页岩油气压裂的裂缝复杂性程度普遍较低，要实现体积压裂应聚焦于压裂主裂缝的密切割和全程穿层压裂。现场试验结果表明，穿层体积压裂技术可使产量提高20%以上，表明该技术具有推广应用价值。     

庆城夹层型页岩油地质工程一体化压裂技术

针对庆城夹层型页岩油储层物性致密、原始油藏压力系数低和湖相沉积非均质性强的特点，采用大型物理模拟试验、水平检查井取心观察和微地震频度与震级分析等方法，明确了裂缝系统以人工主裂缝为主、支/微裂缝为辅；根据细分切割裂缝思路，采用桥塞/球座分段多簇射孔联作工艺为主体技术；从地质工程甜点综合特征出发，优化布缝策略、段簇组合和簇间距；基于限流压裂原理，采用暂堵控制多簇裂缝扩展，以大量现场压裂资料为样本集，优化压裂关键参数；根据压裂对缝网导流能力的需求，优化压裂液和支撑剂的粒径组合。通过上述研究，形成了庆城夹层型页岩油地质工程一体化压裂技术。庆城页岩油区块的180口水平井应用页岩油地质工程一体化压裂技术完成4 590段压裂，压裂后单井初期产量达到了14.5 t/d，第1年产量递减率降低10百分点以上。研究和现场应用表明，页岩油地质工程一体化压裂技术可以实现油藏与裂缝的匹配，有效支撑了庆城页岩油百万吨级产能建设，为陆相页岩油资源高效动用和效益开发提供了技术支持。     

大液量大排量低砂比滑溜水分段压裂工艺应用实践

随着油田开发的不断深入,南泥湾油田新建产能主要以常规井扩边开发为主,开发效果不理想,平均单井日产油0.4 t。为了提高储量的有效动用程度,开展了水平井压裂开发研究。针对长6储层地质特征,采用减小段间距（60~80 m减小到20 m）、增加簇数（2~3簇增加到5簇）等措施对水平段进行均匀有效的压裂,以增加排量与液量的方式使储层改造体积增大,并开展了现场优化试验。N199平2井现场施工及地面、井下裂缝监测表明,采用大液量大排量低砂比滑溜水分段压裂,利用主体段塞及变粒径加砂方式,入地液量为7 957.9 m3,是其他压裂方式的2.5~3.5倍,油井稳定日产油达到了9.5 t/d,是其他压裂方式的2倍多。现场应用结果表明,优化后的水平井压裂参数合理,大液量大排量低砂比滑溜水分段压裂工艺具有良好的推广应用前景。     

川南长宁区块页岩气高密度完井+高强度加砂压裂探索与实践

四川盆地南部长宁区块页岩气资源量丰富,经过技术引进、探索优化、自主创新实现了规模开发。为了进一步提高近井筒储层改造效果、提升作业效率,对水平井分段不断优化,适当增加分段段长,减少压裂段数,同时采用高密度完井,大幅缩短簇间距,并持续提高加砂强度。为此以高密度完井+高强度加砂压裂技术原理为基础,根据长宁区块地质工程特征对该压裂工艺参数进行了探索优化,并分析了该压裂技术的现场应用效果。研究结果表明,高水平应力差页岩储层条件下,高密度完井+高强度加砂压裂技术可利用短簇距间的诱导应力增加裂缝复杂程度,缩短储层基质流体向裂缝渗流的距离和时间,并提高裂缝导流能力;考虑簇间诱导应力对裂缝扩展的影响,施工排量、压裂液黏度对井间储层动用程度和裂缝支撑的影响,暂堵转向技术对压裂裂缝体积的影响等,合理优选出与长宁区块地质和工程条件相匹配的压裂参数:簇间距7～10 m,施工排量约16 m3/min,携砂阶段滑溜水黏度增加到20～30 mPa·s,单段暂堵剂300～500 kg,总液量的50%～57%投注;长宁区块页岩气水平井采用高密度完井+高强度加砂压裂技术,井均测试产量较常规压裂工艺增加了约10%,估计最终可采量可提高约12%。该研究成果可为压裂技术持续优化以及川南地区页岩气藏压裂改造提供支撑和借鉴。     

页岩气水平井高产主控因素定量评价及应用

针对相同地质条件或施工工艺下,页岩气水平井产能差异较大的问题,以威远页岩气田WH平台为例,筛选出12项参数,利用主成分分析法,明确产量主控因素。结果表明:利用主成分分析法提取的2个主成分综合反映了原始参数94.09%的信息;压裂长度、优质储层厚度、压裂段数、压裂液用量、优质储层钻遇长度和优质储层压裂长度为WH平台水平井高产主控因素。以优质储层厚度、优质储层压裂长度和压裂液用量为代表构建了一种同时考虑SRV 3个维度的综合性参数“SRV因子”,通过与产量进行标定,建立了气井产量预测模型,实现产量快速准确预测。该研究为气井精细施工、产量预测及合理开发技术制订提供了参考。     

DY2HF深层页岩气水平井分段压裂技术

DY2HF井是位于川东南丁山构造、目的层为龙马溪组海相页岩气的重点探井,具有高温、超高应力的特点。为解决该井压裂作业存在的施工压力高和加砂困难等难题,开展了深层页岩气水平井分段压裂技术研究。根据丁山页岩特征和地应力状态,进行了井口施工压力预测和排量优化,建立了水平井段多裂缝覆盖率计算模型,并结合诱导应力场计算结果进行了段簇优化。根据页岩气网络压裂技术的特点及该井的具体情况,确定采用高减阻低伤害滑溜水和活性胶液进行混合压裂,采用低密度高强度覆膜支撑剂进行组合加砂,并对压裂参数进行了模拟优化。DY2HF井分段压裂井口限压95 MPa,施工总液量29 516 m3,总砂量319 m3,最高排量13.6 m3/min,滑溜水减阻率达78%,胶液完全水化,压裂后获得高产工业气流,实现了深层页岩气水平井压裂技术突破。该井分段压裂结果表明,丁山等深层页岩气已经具备了有效勘探开发的技术基础。      

基于广义回归神经网络的压裂井砂量优化

以影响压裂井产量的地层参数和压裂施工参数作为输入变量,压裂后的每米产量为输出变量,建立了压裂井产量预测的广义回归神经网络模型,并根据与目标油井地质参数的欧式距离的大小来选择学习样本。通过该模型预测不同砂量下油井压裂后的产量变化情况,并结合经济评价方法来确定以经济效益为目标的最优加砂量。实例分析表明,该方法是可行的。     

威远页岩气藏加砂压裂困难井影响因素研究

威远构造龙马溪组页岩气藏具有低孔特低渗、天然裂缝发育、页理层理结构等特点,储层改造难度 大。针对威远构造海相页岩储层完井特征,形成了以水平井桥塞分段体积压裂为主体的改造技术。实践表明页岩 加砂压裂存在不同程度的加砂困难,部分井段存在低排量、高泵压、加砂敏感等一系列工程技术难题。统计前期加 砂困难井段储层特点、压力响应特征、加砂量、砂比、粉砂占比、加砂难易程度等加砂特征将困难井进行影响因素分 类。结合地质特点分析得出页岩加砂压裂施工困难的主要影响因素是天然裂缝破碎带、缝宽不足、净压力控制和 首段破裂压力高。在综合分析的基础上提出了针对性的技术手段,为后期页岩压裂设计的再优化和现场施工提供 了技术指导。     

庆城页岩油泵入式光纤监测技术实践

庆城油田页岩油水平井主体采用分段多簇细分切割体积压裂技术,但目前仍存在多簇起裂效率不清晰的问题。为了评价多簇起裂有效性及裂缝延伸规律,开展了水平井泵入式光纤测试技术先导性试验,该技术具有工艺灵活、便捷高效及成本低的独特优势。测试结果表明,水平井分段多簇细分切割体积压裂通过射孔限流+颗粒暂堵方式,能够实现100%多簇完全起裂,但各簇进砂(液)量差异明显,各簇裂缝延伸不均衡。该项研究初步回答了多簇起裂有效性问题,并验证了水平井套管内泵入式光纤监测技术的可行性,丰富了水平井体积压裂效果评估测试手段,同时为鄂尔多斯盆地页岩油水平井压裂工艺及参数优化提供了重要依据。     

川西深层裂缝性储层加砂压裂技术研究及应用

川西深层须家河组储层为深—超深、致密—超致密砂岩气藏,且裂缝发育。为获得高产天然气流,裂缝性储层的加砂压裂改造成为必需的增产措施。在分析裂缝性储层加砂压裂难点的基础上,研究了施工排量优化及多级粒径段塞降滤等控滤失关键技术,通过对前置液量、加砂浓度等施工参数的优化,形成了川西深层裂缝性储层加砂压裂技术。该技术应用于LS1井T3X2(4251～4256m)井段,顺利完成了80m3规模的加砂压裂施工,压裂后在套压5.5MPa、油压5.7MPa下,天然气产量15594m3/d,产水7.2m3/d,取得了较好的增产效果。     

页岩油气水平井压裂裂缝复杂性指数研究及应用展望

为了评价页岩水平井压裂效果,将适用于直井的裂缝复杂性指数概念拓展到页岩水平井分段压裂中,考虑缝宽的非平面扩展、缝高的垂向延伸、主缝长的充分扩展和分段压裂的缝间应力干扰因子等因素,研究了不同裂缝类型对应的裂缝复杂性指数范围。对如何提高裂缝复杂性指数,进行了实施控制方法上的系统探索。结果表明,要增加裂缝的复杂性指数,一是要有一定的有利地质条件,二是需要优化压裂施工参数及现场实施控制技术。研究结果在四川盆地周缘4口水平井进行了应用和验证,每口井分段压裂10~22段,共实施65段140簇压裂,单段最大加砂量126 m3,最大用液量达4.6×104 m3。压裂后复杂裂缝出现的概率为40%左右,部分井增产效果明显。      

武隆区块常压页岩气藏低成本压裂技术

武隆区块常压页岩储层能量低,产量较低,实现效益开发难度大,为此,开展了低成本压裂开发技术研究。在分析武隆区块压裂改造技术难点的基础上,进行了诱导应力计算、压裂裂缝模拟和压裂费用对比,优化了压裂段长、簇数和压裂施工参数,优选了压裂材料和压裂设备,形成了“短段长+单簇滑套+低黏滑溜水+低成本石英砂+高砂比连续加砂”的压裂施工工艺,并在武隆区块A 井进行现场试验。通过应用无限级滑套完井工艺和实时调整现场压裂参数,A 井压后产量与同平台“中等段长+密切割+全陶粒支撑剂”压裂井产量相当,压裂成本降低52.8%,并实现了单井单日8 段压裂施工。低成本压裂技术为武隆区块常压页岩气的效益开发提供了新的技术途径。      

页岩储层水平井密切割压裂射孔参数优化方法

页岩储层水平井密切割压裂过程中同一压裂段内各簇水力裂缝难以维持均衡扩展，这一问题严重制约了压裂改造效果。为此，建立了一套完全流固耦合的水平井密切割压裂多簇水力裂缝同步扩展数值模拟方法，采用水力裂缝体积标准差(δ_v)定量表征多簇水力裂缝均匀发育程度，提出了一套科学完善的页岩储层水平井密切割压裂射孔参数优化方法。研究结果表明：单段射孔簇数越多，缝间诱导应力干扰作用越强，各簇水力裂缝发育越不均匀；随着每簇射孔数减少，孔眼摩阻增大，δ_v降低，各簇水力裂缝发育越均匀，当δ_v≤0.01后，继续减少每簇射孔数，对水力裂缝均匀发育程度的改善效果有限，且过度减小射孔数量会导致施工压力过高；以δ_v≤0.01为优化目标，针对2口实例井分别开展了等密度与非等密度限流射孔参数优化设计，均取得了良好的增产效果。研究结果可为页岩储层水平井密切割压裂射孔参数优化设计提供理论依据和优化方法。     

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。     

一种基于增产有效期的压裂优化决策方法

低渗气藏气井通常需要压裂增产措施。在确定的储层条件下,加砂强度、砂浓度、前置液、排量等压裂工艺参数对压裂效果有着显著的影响,如何以最小的投入取得最佳的压裂增产效果,需要对工艺参数进行优化研究。为此在储层分类的基础上,采用灰色关联方法分析影响储层压裂效果的主次因素,并采用BP神经网络建立增产有效期的预测模型,综合利用正交设计法得出在确定储层条件下的最佳压裂工艺参数。应用实例表明,该方法优化工艺参数科学合理,可为压裂设计提供依据,为压裂施工提供指导。     

页岩储层水力裂缝网络多因素耦合分析

为优化压裂设计、提高页岩储层的改造效果,基于室内真三轴水力压裂模拟实验、现场压裂实践和理论分析的方法,从页岩绪层岩石的脆性指数、水平应力差、天然裂缝的力学特征和发育程度、液体黏度和施工参数等方面分析了页岩储层压裂形成缝网的受控因素。结果表明:页岩储层的水力裂缝网络发育程度受到地质因素和工程因素的双重作用;从储层地质因素上看,岩石的脆性指数越高、天然裂缝越发育、天然缝胶结程度越差,越有利于形成缝网;从压裂作业的因素看,压裂液黏度越低以及压裂规模越大,越有利于形成充分扩展的缝网。在分析单个因素的基础上,建立了多因素耦合的缝网发育指数来表征页岩储层水力裂缝网络发育程度,并用于评价页岩储层压裂后水力裂缝的复杂程度。