页岩气井套变段体积压裂技术应用及优选

套管变形会导致套变段以下无法应用泵送桥塞进行分段压裂,严重影响页岩气水平井的分段体积压裂改造效果。鉴于此,分析了3种页岩气水平井分段压裂改造工艺(暂堵转向、机械封隔和水力喷射)的适用性和优缺点,概述了3种套变段压裂技术(可降解暂堵球、缝内填砂和复合暂堵多级转向)在四川盆地长宁-威远区块的应用情况,进而优选出套变段分段体积压裂技术。研究结果表明:对轻度和中等变形的套变影响段采用缝内填砂或暂堵球技术分段,分段可靠性相对较好;对复杂和长度较长的套变影响段采用复合暂堵分级转向压裂工艺,施工风险较低。     

桥塞射孔分段压裂工艺在页岩气井——JY8-2HF井中的应用

JY8-2HF井钻遇的上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组为黑色碳质泥岩页岩气气藏,储集空间类型多样,主要包含了有机质孔、晶间孔、粒间孔、溶蚀孔、有机质收缩孔、构造裂缝及页理缝等,通过对该井采用电缆桥塞＋射孔联作分段压裂工艺,优化压裂施工参数,优选压裂液和支撑剂组合,采取前置酸化和桥塞泵送降压处理技术,成功进行了压裂施工,JY8-2HF井压后用12 mm油嘴试气求产,日产气54.72万立方米,取得了较好的压裂效果.     

桥塞射孔分段压裂工艺在页岩气井—JY8-2HF井中的应用

JY8-2HF井钻遇的上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组为黑色碳质泥岩页岩气气藏,储集空间类型多样,主要包含了有机质孔、晶间孔、粒间孔、溶蚀孔、有机质收缩孔、构造裂缝及页理缝等,通过对该井采用电缆桥塞+射孔联作分段压裂工艺,优化压裂施工参数,优选压裂液和支撑剂组合,采取前置酸化和桥塞泵送降压处理技术,成功进行了压裂施工,JY8-2HF井压后用12 mm油嘴试气求产,日产气54.72万立方米,取得了较好的压裂效果。     

威荣区块深层页岩气井体积压裂技术

威荣区块页岩气储层埋藏深(3550～3880 m),地应力高(垂直地应力86.0～97.7 MPa),水平地应力差大(7～17 MPa),岩石脆性指数低(小于0.50),天然裂缝不发育,压裂面临施工压力高、压力窗口窄、敏感砂比低、加砂难度大的难题.大型物理模拟实验表明,威荣区块深层页岩气井压裂裂缝形态以主缝+分支缝为主...     

页岩气井双暂堵压裂技术研究与现场试验

针对页岩气井暂堵压裂过程中存在暂堵压力升高不明显、施工压力未传递到裂缝内部、簇间暂堵与缝内暂堵无法有机结合等问题,通过选用压差聚合胶结型暂堵剂GTF-SM,并优化其用量及暂堵压裂工艺,形成了页岩气井双暂堵压裂技术。该技术在南川页岩气田LQ-1HF井分段压裂中试验了10段,与常规压裂井段相比,簇间暂堵试验井段的暂堵压力平均提高了4.3 MPa,缝内暂堵试验井段的暂堵压力平均提高了0.82 MPa,而且试验井段的裂缝长度平均增加了5.8%,裂缝面积平均增加了12.5%。该井采用?10.0 mm油嘴放喷测试,平均产气量23.37×104 m3/d,平均套压20.17 MPa,产液量277.44 m3/d,优于同区块采用常规压裂技术的页岩气井。试验结果表明,页岩气井双暂堵压裂技术能够形成较好的复杂缝网,可以满足页岩气田高效开发及压裂作业降本增效的需求,具有良好的推广应用价值。      

页岩气井连续油管辅助压裂试气技术

目前国内页岩气开发中已普遍使用连续油管,但使用中连续油管挤毁、变形、自锁、钻磨效率低和井下工具遇卡、落井等问题时有发生。针对这些问题,对国内外相关技术与理论进行了调研分析,选取了高性能小尺寸的井下工具复合式连接器、防脱式螺杆钻具、五翼凹底磨鞋、水力振荡器和打捞加速器等,并通过不断改进施工工艺,形成了适合国内页岩气开发的连续油管铺助压裂试气集成技术,包括长水平段连续油管下桥塞技术、长水平段连续油管钻复合桥塞技术、长水平段连续油管射孔技术和长水平段连续油管打捞冲砂技术等。现场应用表明,应用上述集成技术后,单只桥塞的纯钻塞时间由70 min缩短至40 min,单井钻塞周期由9 d缩短至5 d,桥塞钻除率由97%升至100%;射孔时未发生油管挤毁现象;打捞一次成功率及连续油管坐封桥塞一次成功率均达到100%。研究表明,该集成技术可有效提高页岩气井压裂试气成功率。      

泸州阳101井区深层页岩气压裂技术研究

泸州阳101井区页岩气田埋深3 600～4 200 m,优质页岩储层厚度为35～40 m,孔隙度为4.5%～5.9%、TOC为2.5%～5.7%、含气量为4.8～8.1 m³/t、地层压力系数为1.2～1.5。通过测井解释及岩心分析表明,泸州阳101井区深层页岩脆性矿物及力学脆性指数较高,但两向水平应力差值大,在12.6～12.9 MPa,难以形成复杂体积缝网。针对压裂难点形成的“密切割+暂堵转向+连续高强度加砂、大排量、大液量”工艺成功应用于Y101H1-2井及Y101H4-5井,压后测试产量分别为46.80×10⁴m³/d和35.60×10⁴m³/d,取得了泸州阳101井区深层页岩气商业开发重大突破。     

页岩气井重复压裂的意义及可控砂堵转向

页岩气储层通常具有裂缝发育,渗透率低,脆性大的特点,需要通过水力压裂实现商业开采.但受限与储层性质,压裂时只能通过大排量、低砂比来处理裂缝,无法实现对裂缝长期有效支撑.这导致了产量递减快,储层采收率低.页岩气水平井采用重复压裂,如果能够将各射孔段均匀改造,可以将产量提高到接近峰值水平,但目前的全井段分段、段内多簇的压裂...     

页岩气压裂施工砂堵原因分析及对策

页岩气压裂所用滑溜水携砂能力差,滤失严重,施工中难免出现砂堵现象。砂堵后限制了施工加砂量及压后增产效果,需采用连续油管冲砂甚至是连续油管射孔,使工序复杂化,延长了施工周期,增大了施工成本。目前对页岩气压裂施工相关的文献较少,对施工砂堵的原因分析、避免方法及解堵措施研究较少。对页岩气压裂施工中砂堵的原因及机理进行分析,提供了相应的处理方法,并引实例对现行的两种解堵方法进行了对比分析。得出采用大油嘴快速放喷法解堵具有较高的解堵成功率,提出在施工中避免砂堵的方法,对页岩气压裂设计及现场施工具有一定的指导意义。     

国内外页岩气水平井分段压裂工具发展现状与趋势

页岩气作为典型的非常规油气藏资源,具有低孔隙度、极低基质渗透率等特征,实施水平井分段压裂改造已成为实现页岩气藏高效开发的关键技术。国外北美地区页岩气开发已实现商业化,并形成了一系列以实现“体积改造”为目的的页岩气压裂技术及配套工具。国内页岩气开发工艺和自主工具研制均取得了很大的进步。通过调研桥塞/球座+分簇射孔联作、套管固井滑套等页岩气水平井分段压裂技术,介绍了复合桥塞、可溶性桥塞、OptiPort、FracPoint等不同工具的工作原理及结构组成,简述了不同工具的国内外应用现状,对比分析了不同工具的性能特点,指出可钻式复合桥塞系列化研究、可溶性工具的技术攻关及无线智能滑套工具的先导性研究为今后研究的重点攻关方向。     

基于最优SRV的页岩水平井压裂簇间距优化设计

水平井分段分簇压裂时的簇间距大小对页岩气藏的压裂改造效果具有重要影响,过小的簇间距设计将导致分簇主裂缝之间的改造区重叠,降低压裂改造效率;而过大的簇间距设计则会在主裂缝之间产生未改造区,影响储层的动用程度。目前的簇间距优化设计主要基于静态模式下进行且以储层潜在改造区为目标,没有发展与实际压裂过程相吻合并以动态储层改造体积（SRV）为目标的簇间距设计方法。为此,考虑裂缝扩展、压裂液滤失和应力干扰相互耦合的作用机制,建立了分簇裂缝扩展下的动态SRV计算模型,以最优SRV为体积压裂设计的目标,对簇间距进行优化设计。在四川盆地涪陵地区焦石坝页岩气田开展了簇间距优化实例应用,验证了所建立方法的可靠性,分析了影响最优簇间距的关键地质工程参数,并针对该气田南、北不同区块不同地质特征,分别绘制了最优簇间距设计参考图版。结论认为,所建立的簇间距优化设计方法对改善目前分簇射孔的盲目性、指导页岩气藏体积压裂优化设计具有重要的作用和意义。     

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??Due to downhole complexities, shale-gas horizontal well fracturing in the Sichuan Basin suffered from casing deformation and failure to apply the technique of cable-conveyed perforation bridge plug. In view of these problems, a new technique of staged volume fracturing with temporary plugging by sand filling is employed. Based on theoretical analyses and field tests, a design of optimized parameters of coiled tubing multi-cluster sand-blasting perforation and temporary plugging by sand filling was proposed. It was applied in the horizontal Well ZJ-1 in which casing deformation occurred. The following results are achieved in field operations. First, this technique enables selective staged fracturing in horizontal sections. Second, this technique can realize massive staged fracturing credibly without mechanical plugging, with the operating efficiency equivalent to the conventional bridge plug staged fracturing. Third, full-hole is preserved after fracturing, thus it is possible to directly conduct an open flow test without time consumption of a wiper trip. The staged volume fracturing with temporary plugging by sand filling facilitated the 14-stage fracturing in Well ZJ-1, with similar SRV to that achieved by conventional bridge plug staged fracturing and higher gas yield than neighboring wells at the same platform. Thus, a new and effective technique is presented in multi-cluster staged volume fracturing of shale gas horizontal wells.     

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??Deep shale gas reservoirs buried underground with depth being more than 3 500 m are characterized by high in-situ stress, large horizontal stress difference, complex distribution of bedding and natural cracks, and strong rock plasticity. Thus, during hydraulic fracturing, these reservoirs often reveal difficult fracture extension, low fracture complexity, low stimulated reservoir volume (SRV), low conductivity and fast decline, which hinder greatly the economic and effective development of deep shale gas. In this paper, a specific and feasible technique of volume fracturing of deep shale gas horizontal wells is presented. In addition to planar perforation, multi-scale fracturing, full-scale fracture filling, and control over extension of high-angle natural fractures, some supporting techniques are proposed, including multi-stage alternate injection (of acid fluid, slick water and gel) and the mixed- and small-grained proppant to be injected with variable viscosity and displacement. These techniques help to increase the effective stimulated reservoir volume (ESRV) for deep gas production. Some of the techniques have been successfully used in the fracturing of deep shale gas horizontal wells in Yongchuan, Weiyuan and southern Jiaoshiba blocks in the Sichuan Basin. As a result, Wells YY1HF and WY1HF yielded initially 14.1×104 m3/d and 17.5×104 m3/d after fracturing. The volume fracturing of deep shale gas horizontal well is meaningful in achieving the productivity of 50×108 m3 gas from the interval of 3 500–4 000 m in Phase II development of Fuling and also in commercial production of huge shale gas resources at a vertical depth of less than 6 000 m.     

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。     

水平井分段压裂技术探讨

越来越多的新投产低渗区块采用水平井进行开发,这些水平井大都需要进行压裂改造。水平井分段压裂技术的应用在保障油气田增储方面发挥巨大作用。     

页岩气井分段压裂套损影响因素分析

四川盆地长宁—威远页岩气示范区分段压裂过程中出现的套管变形、挤毁问题已经严重影响到页岩气井的井筒完整性以及勘探开发效果。考虑非均匀地应力、套管偏心、页岩各向异性、地层岩性非均质性等多因素的逐级耦合作用,利用有限元数值方法建立了偏心套管-水泥环-地层耦合的全尺寸数值模型,对页岩气水平井分段压裂过程中套管损坏机理进行研究分析。研究发现:套管偏心不是套管先期损坏的主控因素;随着非均匀地应力比增大,套管内壁应力极值及周向应力不均匀程度明显增大;页岩各向异性比越大,偏心角径向位置对应的套管内壁应力越大,此处承载风险也越高;套管内壁应力最大值出现在岩性交替变化界面,非均质性差异对套管内壁应力极值有较大的影响。研究结果可为页岩气井分段压裂过程中套损预测提供理论依据。     

页岩气藏水平井分段多簇压裂复杂裂缝产量模拟

现有页岩储层压裂水平井产能预测模型均采用与实际不符的平面裂缝假设,压后产能预测不准确。针对页岩储层压裂裂缝非对称非平面的实际复杂形态,基于流体扩散理论和压降叠加原理,建立了气藏渗流和裂缝渗流模型,采用空间离散建立了产量计算模型,通过数值分析方法求解,对页岩气藏水平井分段多簇压裂复杂裂缝产量进行了模拟。结果表明：真实非平面复杂裂缝产量远高于理想平面裂缝产量;天然裂缝对非平面裂缝形态和产量具有重要影响;三簇同时延伸形成的裂缝,中间缝产量比外侧缝产量低,产量差距在生产初期较大,随着时间增加,差距减小。外侧裂缝对导流能力比中间缝敏感;随着裂缝导流能力的增加,产量增加,但并非线性关系,增加的幅度逐渐减小。     

水平井水力喷射填砂分段压裂技术在陇东油田应用

水平井体积压裂工艺技术已经成为当今油气田开发的主体技术。水力桥塞和套管滑套需要钻磨,帯底封隔器压裂的水力喷射技术易发生封隔器失效、卡钻等风险。结合水力喷射和滤失法填砂形成一种新的水平井分段压裂技术,在陇东油田压裂应用5口井。现场施工和应用效果表明水力喷射填砂分段压裂是一种安全高效的水平井体积压裂技术。     

石英砂用于页岩气储层压裂的经济适应性

四川盆地长宁—威远地区页岩气储层最小主应力介于44~68 MPa,一直使用可在高闭合压力下保持高导流能力的40~70目陶粒作为主要的支撑剂,但用量大、成本高。为了进一步降低支撑剂的成本,在采用气藏数值模拟方法论证储层所需的支撑裂缝导流能力的基础上,利用页岩气井生产分析结果和人工裂缝模拟结果研究储层作用在支撑剂上的有效应力、有效应力的加载速度和支撑剂的铺置浓度,提出了适合该区页岩气井压裂支撑剂导流的实验方法,评价了石英砂的导流能力及其对页岩气产能的影响,并利用该方法进行了支撑剂的筛选和现场试验。结果表明:(1)页岩基质渗透率小于6.0×10-4 m D时,主裂缝导流能力介于0.8~1.0 D·cm、分支裂缝导流能力介于0.05~0.10 D·cm即可满足生产需求;(2)当主裂缝垂直于最小主应力方向、分支裂缝垂直于主裂缝时,该地区页岩储层作用在主裂缝内支撑剂上的有效应力最大值为54 MPa,作用在分支裂缝内支撑剂上的最大有效应力约为69 MPa;(3)对标准支撑剂导流能力评价实验方法进行了修改——应力加载速度为1.0 MPa/min,支撑剂铺置浓度为2.5 kg/m2,最高加载压力设定为70MPa;(4)优选70/140目石英砂能够满足该区页岩气井压裂需求。在该区2个平台4口井的应用效果表明,将石英砂比例从30%提高到70%~80%,单段产气量无明显变化,单井可以节约支撑剂成本60万元~100万元,如果石英砂本地化,则成本可进一步降低。结论认为,该项成果为在基质渗透率极低的致密油气储层中采用石英砂替代陶粒以降低成本提供了技术支撑。