四川盆地页岩气水平井分段压裂技术系列国产化研究及应用

随着四川盆地页岩气勘探开发的持续深入,实施水平井分段压裂改造已成为页岩气这种非常规气藏有效开发的必要手段。针对四川长宁—威远国家级页岩气示范区水平井储层特点,结合套管固井完井方式,通过开展自主攻关与现场试验,在页岩气水平井压裂改造方面逐步形成了一套完整的技术系列,包括:新型复合桥塞分段工具、高效降阻滑溜水体系、优化分段设计技术、体积压裂工艺、连续油管钻磨技术、连续混配、连续供砂、连续作业技术、返排液重复利用技术等,从而实现了页岩气水平井储层改造的最优化体积和效果。应用结果表明:自主研发的页岩气水平井复合桥塞优化分段、滑溜水体积压裂工艺及工程配套技术,能够有效提高工程时效和增加井口产能,为页岩气水平井规模效益开发提供了技术保障,为下一步四川盆地页岩气工厂化压裂的实施提供了技术支撑。     

中石油非常规储层水平井压裂技术进展

中国石油天然气集团公司(以下简称中石油)从2006年启动水平井改造专项攻关以来,水平井压裂技术实现了从无到有再到无限级段分段的跨越,2015年实现了最高分段数26段。10年间,中石油在非常规储层水平井压裂改造技术领域取得了突出进展:(1)自主研发了水平井双封单卡、封隔器滑套、水力喷砂和裸眼封隔器4套水平井压裂主体工艺技术;(2)自主研发了复合桥塞、套管固井滑套2项水平井大排量体积改造主体工艺技术,配套体积改造优化设计理论、压裂液体系、裂缝监测等技术,初步形成体积改造技术体系和水平井工厂化作业模式;(3)自主研发的压裂工具、液体体系等关键技术,不动管柱多级滑套水力喷砂分段压裂技术、液体胶塞分段技术等,达到了国际先进水平或同期国际领先水平。据统计,2014年中石油水平井分别占油井和气井总数的3.2%和13.1%,其对油田和气田产量的贡献率分别达到9.9%和39.7%。最后,指出了新区高密度完井压裂工程试验、老区老井体积重复压裂试验等中石油新一轮水平井改造技术的攻关重点方向。     

蜀南地区储层分段改造技术新进展及应用

２００９年以来,随着蜀南地区页岩气和致密气的开发,储层分段改造技术取得长足的进展。长宁、威远 页岩气分段压裂改造技术从最初的速钻桥塞＋喷砂射孔分段压裂技术发展到后来的免钻磨大通径桥塞分段压裂 技术,缩短了施工周期,还实现了关键装备（速钻桥塞）的国产化。在安岳气田和老区块部署的水平井,引入的裸眼 封隔器分段改造技术,从最初的加压座封封隔器发展到遇油膨胀封隔器,再到后期的可捞球座、可开关滑套裸眼封 隔器,解决了后期生产过程中修井和生产测井的问题。针对安岳大斜度井储层改造,试验了ＴＡＰ阀分段压裂技术、 复合桥塞分层＋“ＨｉＷＡＹ”压裂技术,取得成功,为今后蜀南地区页岩气和致密气藏的开发提供了技术储备。可回 收压裂液技术,实现了压裂液的循环利用,达到了节能减排的目的,是未来压裂液技术的发展方向。     

四川页岩气井压裂用桥塞技术及泵送作业分析

泵送分簇射孔和分段压裂技术目前已广泛应用于页岩气、致密油气等非常规油气水平井开发中,其中桥塞暂时封堵技术是实现水平井分段压裂的关键技术之一。 文章基于分簇射孔与桥塞联作技术原理,重点阐述了在四川地区页岩气井分段压裂中所采用的桥塞技术,包括易钻复合桥塞、大通径免钻桥塞和可溶桥塞,总结分析
了三类桥塞的技术特点与优势。以目前四川盆地页岩气井采用的Φ139.7mm套管（内径114.3）为例,模拟计算并分析了桥塞外径分别为100mm,105mm和110mm时,与泵送排量、液体对管串冲击力的关系,最后提出了选择合适桥塞以实现泵送作业安全的相关建议。     

无限级滑套分段压裂技术在涪陵页岩气的应用

川渝地区页岩气储层分段工艺主体采用泵送桥塞—射孔联作分段压裂工艺,桥塞主要以常规复合材料桥塞为主,同时开展全可溶性桥塞现场应用。泵送桥塞—射孔联作分段压裂工艺具有可靠性高、压裂层位精确、压后井筒完善程度高、级数不受限、施工排量大、施工风险小、砂堵易处理等优点,但同时也存在施工规模大,开采成本高,采用多簇射孔技术无法实现均匀改造,且压裂后需要通井钻磨作业,井筒占用周期长等缺点。为了解决泵送桥塞—射孔联作分段压裂工艺存在的缺点,2015年涪陵地区首次引进了连续油管无限级滑套分段压裂技术,并成功实现了施工现场应用。主要介绍连续油管无限级滑套分段压裂技术工艺原理、工艺流程及现场应用情况,对国内页岩气压裂新技术探索与应用具有一定的指导意义。     

中国页岩气压裂十年：回顾与展望

我国于2010年实施第一口页岩气井压裂,历经10年的发展,已经成为全球第二个掌握页岩气开发核心技术的国家,实现了页岩气压裂技术从无到有、从跟跑到部分领跑的发展跨越,创建形成了适合于我国中浅层海相页岩气开发的压裂理论与技术体系。为了助推我国页岩气产量实现新的跃升,在梳理中美两国页岩气压裂技术发展进程的基础上,全面回顾了我国在页岩气压裂基础理论与优化设计方法、液体体系、压裂工具及工艺技术方面的发展历程与进展现状,总结了压裂甜点识别、缝网扩展模拟与调控、岩体水化与返排控制、缝网体积评价表征等基础理论与优化方法的研究成果;论述了滑溜水压裂液体系、少水或无水新型压裂液的研制与应用;评价了可钻复合桥塞、可溶性桥塞、大通径桥塞和套管固井滑套等分段压裂工具的发展与自主研发水平;阐述了现场工艺技术的实施状况,包括早期实施的常规分段分簇压裂到目前的"密簇"压裂、暂堵压裂等。在此基础上,系统分析了目前我国页岩气压裂技术面临的挑战,展望了相关技术的发展方向。结论认为,我国需要持续开展适合于国内深层—超深层海相页岩气、陆相—海陆过渡相页岩气的压裂理论与技术方法攻关研究,以支撑和助推未来我国页岩气高效开发。     

压裂工具与技术新进展及发展建议

页岩气、致密气、致密油等非常规油气的大力开发对压裂工具与技术提出了更高要求。介绍了国外压裂工具与技术的新进展。压裂工具包括InterFrac^TM多级压裂系统、BLITZ^TM连续油管压裂滑套系统、快速压裂系统、DEEPFRAC深水多级压裂系统、Toe-XT液压滑套、Elect^○R电子压裂滑套、i-Opener TD趾端滑套、ProDrill^○R Express系列复合压裂桥塞、ProDrill^○RVelocity^TM Fast-Drillout复合压裂桥塞、MILLITE^TM压裂桥塞、Scorpion^TM复合压裂桥塞、VapR可溶解压裂桥塞和Illusion^○R Spire可溶解压裂桥塞; 压裂技术包括BroadBand Shield裂缝几何形状控制技术、PSI-Clone固体火箭推进剂压裂技术、MajiFrac Plus压裂技术和微压裂技术; 而支撑剂包括导电支撑剂、超低密度支撑剂、陶瓷微支撑剂和SandTec^○R矽尘抑制支撑剂涂层。在此基础上, 对国内压裂工具与技术的未来发展提出了建议。提出我国应尽快完成核心压裂工具与技术的国产化, 以实现页岩气和致密油气的经济有效开发。     

非常规油气水平井管内多级分段压裂新技术

非常规油气藏开采难度大,开发成本高,原有的水平井管内分段压裂技术存在分段级数少、压裂规模小等问题,无法满足非常规油气资源高效开发的要求。为此,分析了水平井泵送桥塞、固井投球滑套、连续管拖动封隔器等多级分段压裂新技术,其中,泵送桥塞射孔多级分段压裂技术分段级数不受限制,适合大排量、大液量压裂要求,是页岩油气开发的利器。固井投球滑套分段压裂技术滑套可重复开启,能满足选择性生产、堵水及重复性压裂的需求。各种水平井管内多级分段压裂新技术的成功应用,为非常规油气藏开发提供了强有力的技术支持。     

分段压裂用可溶球的研制

水平井分段压裂是包括页岩气在内的致密储层增产改造的主要技术措施,而目前主流的分段压裂工具中,水平井裸眼分段工具、套管滑套分段工具及大通径桥塞等都需要投球去打开分段滑套或暂时堵塞通道,投入管柱内的球也需要通过钻磨成碎屑才能排出管柱,其作业既费时又有风险。为此,根据现场需要,采用氢还原包覆技术先制备可溶球复合金属材料粉体,再通过粉末冶金法研制了金属基可溶性压裂球,并完成了室内模拟实验可溶解压裂球密度为1.8~2.0 g/cm~3,耐温150℃,抗压强度可达70MPa以上:应用现场压裂返排液浸泡考察其在规定时间下的溶解速度,一般溶解时间为10 d;模拟了目前分段压裂的井下环境(温度、压力)下压裂球的承压能力。结论认为,所研制的可溶解压裂球的承压性能和溶解性能能满足目前的分段压裂井下环境的需要,应根据溶解环境的不同来调整溶解速度。其免钻特性为水平井压裂工艺技术的发展提供了新的技术途径。     

可溶桥塞与分簇射孔联作技术在页岩气水平井的应用

桥塞是页岩气水平井分段压裂开发中一项重要的暂封工具。文章介绍了分簇射孔与桥塞联作基本原理及国外三种先进的可溶桥塞,重点阐述了可溶桥塞具有的自动可溶解、无需连续油管钻磨桥塞且保持井筒全通径、经济时效性高等技术特点和优势。基于X井的基本井况,进行了可溶桥塞与坐封工具优选,管串设计与泵送排量模拟等设计工作,在该井进行了25个可溶桥塞的应用,均一次坐封成功并顺利完成坐封段的压裂改造。通过现场作业情况表明了可溶桥塞坐封可靠,暂堵效果良好,满足深井长水平段分段压裂的要求,在页岩气水平井开发中具有重要的推广应用价值。     

高强度可溶桥塞结构设计与应用

在页岩气开发时分段压裂需采用复合桥塞进行封堵,后期还要使用连续油管钻磨,存在着施工周期长、成本高、风险大等问题。为了减小页岩气的开发成本和提高施工效果,研制了可溶桥塞,采用了高强度可降解材料,可实现可靠坐封并且能够完全有效溶解。在室内,对可溶桥塞进行了坐封丢手试验、承压试验以及溶解试验,试验表明可溶桥塞各项指标可满足现场施工要求。截至2019年12月底,现场累计应用可溶桥塞28层段,现场应用表明,可溶桥塞性能稳定,坐封安全可靠,压后溶解完全,未出现堵塞放喷采气通道的现象。     

元坝气田HF-1陆相深层页岩气井分段压裂技术及效果

陆相深层页岩储层的改造难度比普通浅层页岩储层更大,其主要的改造措施是以水平井加上大型分段压裂为主。元页HF-1井便是四川盆地元坝气田的1口陆相超深页岩气水平探井,完钻斜深4 982m,垂深3 661.80m。为此,在分析陆相超深页岩储层改造技术难点和试验研究的基础上,优选出一套适用于本井储层改造的技术方案:采用自主研发的复合压裂液和压裂工艺技术,进行大排量、高砂比、大砂量、多级可钻式桥塞封隔分段压裂改造。除第一段采用连续油管射孔、光套管压裂外,后续各段均采用地面泵送"电缆+射孔枪+可钻桥塞"工具串,入井至预定位置,电缆点火座封、桥塞丢手后上提射孔枪至射孔位置进行射孔,随后进行分段压裂,施工结束后快速钻掉桥塞进行测试。现场实践结果表明:超深页岩气储层压裂达到了"一天两段压裂"的目的,刷新了施工排量最大、单段加砂量最大、平均砂比最高、钻塞时间最短等17项国内页岩油气井压裂作业施工技术指标。该井的储层改造成功为以后国内深层页岩气水平井实施大型分段压裂改造积累了技术及现场施工经验。     

复杂页岩气井无限级砂塞分段压裂先导性试验

滇黔北昭通页岩气示范区YSA井钻遇断层且存在3个水平井眼,考虑到压裂过程中可能产生套管变形等复杂问题,不宜采用常规的桥塞分段工艺,因此开展了连续油管无限级砂塞分段工艺进行分段压裂。该工艺分段数不受井筒条件限制,分段方式以砂塞封隔分段代替了常规的桥塞分段,配套的新型工具只需起下1次连续油管就能完成单段的冲砂、填砂和多簇喷砂射孔作业,整个施工过程中井筒全通径,能有效应对页岩气井套管变形对压裂施工的影响。YSA井在发生套管变形的情况下完成了13级分段压裂,解决了由于套管变形而无法使用桥塞分段的难题,压后测试产量达11.3×104 m3/d,增产效果显著。该工艺的成功应用为我国页岩气井提供了一种新的分段改造手段。     

页岩气水平井泵送桥塞射孔联作常见问题及对策

泵送桥塞+射孔联作分段压裂近年来在国内外页岩气藏及致密气藏开发中广泛应用。在页岩气水平井泵送桥塞射孔联作分段压裂实践中遇到了泵送桥塞因压力高而不能泵送、桥塞坐封不丢手、桥塞坐封时电缆不点火、电缆点火后桥塞不坐封、射孔枪不响或2簇射孔只射1簇、连续油管射孔意外丢手等各种问题。针对所出现的问题进行原因分析,制定了防范措施和解决方案,现场实施后各页岩气井水平井段的压裂改造施工得以完成,所取得的经验和教训可供今后同类井施工借鉴和参考。     

连续油管光纤测井技术及其在页岩气井中的应用

水平井复合桥塞分段压裂是国内页岩气井的主要开发方式,由于页岩气井快优钻井造成的井眼轨迹及井深结构的特殊性、钻塞结束后井筒内残留部分桥塞碎屑、水平段多相流的复杂性等,常规产出剖面测井技术难以满足页岩气井的测试要求。针对页岩气井数量众多,钻塞后井筒金属碎屑较多的特性,测井前利用强磁打捞器进行打捞兼通井以提高施工成功率,采用连续油管内穿光纤并下挂流体扫描成像测井仪FSI 的工艺进行产气剖面测井,能得到较真实的产气产液剖面、各射孔簇产气产液贡献,可以有效评价各级压裂效果。连续油管光纤测井方法在页岩气井中的应用前景良好。     

水平井趾端压裂关键工具设计与试验

大牛地气田和东胜气田水平井采用连续油管底封拖动或桥塞泵送压裂工艺,趾端首段压裂施工时存在封隔器解封困难、电缆射孔施工工期长和费用高等问题。为解决这些问题,结合现场压裂工艺,研究了水平井趾端滑套分段压裂技术,研制了趾端延时滑套、密封锁紧座等关键工具,以满足水平井套管柱试压需求,实现水平井趾端免射孔全通径压裂。地面性能试验结果表明,设计的水平井趾端压裂关键工具能够实现压裂滑套定压延时开启、固井碰压锁紧密封等功能,趾端延时滑套爆破阀在压力达到82.0 MPa时启动,延时29 min后滑套完全打开,且滑套承压达到105.0 MPa;密封锁紧座与配套胶塞可实现碰压锁紧,反向承压能力达到52.5 MPa,具备现场应用可行性。水平井趾端压裂工具的成功研制,为今后替代水平井射孔作业、降低国内致密油气藏开发成本提供了技术支持。