压裂参数对水平页岩气井经济效果的影响

采用产能模拟方法将净现值和内部收益率作为评价指标,对不同压裂参数下页岩气井的经济效果进行评价,研究不同压裂间距、压裂级数和加砂量对页岩气井经济效果的影响,结果表明：压裂的间距、级数和加砂量对开发的效果影响显著;压裂间距并非越长越好,当压裂级数和加砂量较少时,短水平段密集压裂反而更易获利;压裂级数通过改变单级压裂的控制体积和支撑剂密度影响产能和收益情况;加砂量通过支撑剂密度改变渗流通道环境,影响最终产量,存在最优铺砂密度并与前2项因素共同影响最终经济效果。实际钻、完井方案制订时,应考虑上述3种工程因素的综合影响,制订最优开发方案。     

涪陵页岩气水平井工程甜点评价与应用

针对涪陵页岩气水平井多段分簇射孔压裂时加砂量符合率低、产气量低的问题,提出了寻找水平段工程甜点、并结合地质甜点进行压裂优化设计的方法。首先利用声波时差和密度测井资料,拟合得到涪陵页岩气藏横波时差计算模型,再结合密度、自然伽马等测井资料,利用地应力剖面计算软件求取涪陵页岩气藏水平井水平段的岩石力学参数,然后通过分析已压裂井段产气剖面测试结果与岩石力学参数的相关性,得到涪陵页岩气藏工程甜点参数为:水平应力差小于8 MPa、脆性指数0.45~0.50。焦页30-1HF井采用了工程甜点与地质甜点相结合的压裂设计方法,其压裂施工压力平稳,总液量和总砂量符合率较好,压后无阻流量88.54×104 m3/d,取得了较好的增产效果。现场试验表明,工程甜点与地质甜点相结合的压裂设计方法,能够提高涪陵页岩气水平井压裂的加砂量符合率和产气量,有助于实现页岩气的高效开发。      

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。     

降低深层页岩气井压裂施工压力技术探讨

我国深层页岩气资源量丰富,目前已在川渝地区取得了单井产量突破.从施工效果上看,受埋藏深和闭合压力高的影响,多数深层页岩气井表现为施工难度大、砂液比敏感、加砂强度偏低、压后产量低且递减快,多数仍达不到商业开发价值.研究发现,施工压力偏高是普遍制约压裂设计和施工效果的关键.对比国外相同埋深页岩气井,国内深层页岩气井压裂施工...     

基于正交试验设计的页岩气藏压裂敏感性分析

为分析工程压裂参数对页岩气藏开发效果的敏感性,以南川页岩气藏为研究对象,对大量的矿场试验数据进行统计分析,得出水平段长、单段长、射孔簇间距、每米液量、加砂强度、中粗砂占比等多个单因素对页岩气产量的影响效果并进行归一化处理,绘制出模糊分布函数.结合模糊分布函数,利用正交试验设计进行多因素多水平的试验分析,计算各敏感性因素...     

页岩气“体积压裂”技术与应用

对页岩气藏水平井水力多段压裂、重复压裂、多井同步压裂以及裂缝综合监测等系列“体积压裂”技术的应用原理及现场应用效果进行了分析总结.“体积压裂”技术能够大幅度提高页岩气单井产量,提高单井控制储量和页岩气藏采收率.“体积压裂”为目的的各压裂工艺,都有各自独特的技术特点,在开采页岩气时,要结合实际情况和各压裂技术的适用条件,选取合适的压裂方式.图8表6参8     

压裂参数对页岩气井产量递减典型曲线影响分析

为研究页岩气井产量与完井压裂参数之间的关系,通过对美国地质条件相似的某区块27口页岩气井产量递减典型曲线预测,获取典型曲线参数。分析了水平段长度、压裂级数、支撑剂用量、压裂液用量、总射孔数、总簇数等完井压裂参数对典型曲线中初始产气量、递减指数、递减率等的影响。结果表明:初始产气量随完井压裂参数增加而增加,但增加幅度逐渐变小;递减指数随完井压裂参数增加而增大;递减率则随完井压裂参数的增加先快速降低后缓慢降低。研究结果对国内页岩气的压裂有一定参考作用。     

页岩气探井测试压裂方案设计与评价

由于各探区页岩气成藏条件、岩性、物性、含气性和有机地化指标等存在差异,具体压裂方案也大不相同。为正确认识压裂目的层的地质特征、明确主压裂设计目标,探井在正式加砂压裂之前有必要先进行测试压裂。在对比某页岩气探井(A井)关键地层参数指标与美国页岩气开发成熟参数指标的基础上,分析了页岩层可压性条件,提出了测试压裂具体设计思路及方案,并对测试压裂监测结果进行了系统解释与评价。分析评价可知,页岩气井测试压裂所需排量和用液量高于常规测试压裂设计水平;通过分析测试压裂,除了可以得到大量关于主压裂设计施工所需的地层压力、渗透性、闭合应力、裂缝起裂及扩展行为等参数信息外,还可用来判断页岩可压性和网络裂缝形成条件。      

四川盆地威远区块典型平台页岩气水平井动态特征及开发建议

位于四川盆地长宁—威远国家级页岩气示范区范围内的威远页岩气田(以下简称威远区块),同一平台上气井的生产动态特征存在着较大的差异,目前对于其页岩气井产气量的主控因素和开发工艺措施的有效性认识尚不明确。为此,以威远区块PT2平台的6口水平井为例,针对气井生产动态存在的差异,从钻遇优质页岩段的长度、水平段轨迹倾向、压裂段长度、改造段数、加砂量及井底积液等方面进行分析,明确了影响威远区块页岩气水平井产气量的主要因素,进而提出了有针对性的开发措施建议。研究结果表明:(1)优质页岩段钻遇长度是气井高产的物质地质保障,水平压裂段长度、改造段数/簇数和加砂量是主要的工程因素;(2)页岩气井生产早期均为带液生产且水气比较大,当产气量低于临界携液流量时,井底积液对产气量和井口压力的影响不容忽视;(3)建议低产井应采用小油管生产(油管内径小于等于62 mm),对于上半支低产井,应及早采取橇装式排水采气工具和措施以释放气井产能,而对于下半支低产井,则应放压生产,防止井底过早积液。     

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。     

页岩气藏流动机理与产能影响因素分析

为研究气体在页岩储层中的流动机理并分析影响页岩气藏产能的控制因素,基于广泛的文献调研,描述了页岩气在页岩储层中流动主要经历的3个过程：解吸附、扩散和渗流,分析了其影响因素和适用条件。在此基础上,利用数值模拟方法分析了吸附气含量、Langmuir体积、Langmuir压力、扩散系数、基质渗透率、微裂缝渗透率和压裂诱导裂缝导流能力等因素对页岩气水平井产能的影响情况。结果表明：①天然气地质储量保持不变时,随吸附气含量增高,水平井日产气量和相同开发时间累积产气量逐渐降低,地层平均压力下降速度加快;②相同吸附气浓度条件下,随Langmuir体积和Langmuir压力的增加,水平井日产气量和相同开发时间累积产气量逐渐降低,初期产量递减速度加快;③气体扩散系数对产能影响较小;④基质渗透率介于1.0×10^-9～1.0×10^-6 mD时,基质渗透率是控制水平井产能的主要因素,随基质渗透率增加,日产气量和累积产气量迅速增加;⑤基质渗透率大于1.0×10^-6 mD 时,基质渗透率和微裂缝渗透率均是控制水平井产能的主要因素,日产气量和累积产气量随基质渗透率和微裂缝渗透率的增加而增加;⑥随压裂诱导裂缝导流能力增加,水平井累积产气量逐渐增加,累积产气量增幅逐渐减小,压裂诱导裂缝存在着最优导流能力。     

深层页岩裂缝形态影响因素

我国深层页岩气资源量丰富,但深井压裂施工压力高、加砂难度大、压后效果不理想,如何利用水力压裂措施形成有效的裂缝系统仍是亟待解决的难题。鉴于此,基于室内实验及微地震监测数据,应用Meyer软件离散裂缝网络模型模拟川东南某深层页岩气区块裂缝扩展规律（模拟精度可达85%以上）。通过正交设计及方差分析明确了压裂液黏度是影响深层页岩压裂裂缝形态中缝宽和SRV的主控因素,并将裂缝扩展分为前1/5~1/4时间段内的快速生成期和之后的缓慢增长期2个阶段。提出了目标区块深层页岩气井"大排量适度规模现场精细调控、变黏度混合压裂液充分造缝、小粒径低砂比连续加砂有效支撑"的技术思路,确定了单井液量、砂量、排量等最优参数范围。指导了一口3 900 m深水平井的压裂施工,综合砂液比为3.51%,单段最高砂量为80.6 m₃,压后获得了11.4万m₃的测试产量。该研究为类似深层页岩气井压裂设计提供了依据。     

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.     

页岩气储层蠕变特性及其对页岩气开发的影响

页岩气储层渗透率极低,必须经过压裂改造才能形成有效产能,大量狭小自支撑裂缝在天然气解吸及流动中具有重要作用。页岩气储层生产周期长,人工裂缝导流能力对裂缝变形极其敏感。研究结果表明,页岩气储层具有一定的蠕变特性,并随着粘土含量的增加而增强。压裂改造后,储层会产生大量裂缝,裂缝闭合蠕变是蠕变形变的主要形式。裂缝的存在会使储层蠕变速率大幅度提高,并对裂缝导流能力产生不可忽视的影响。裂缝闭合蠕变速率与裂缝界面之间、裂缝界面与支撑剂间的相互作用有关,并与基质蠕变速率成正比。压裂改造形成的裂缝网络越发育、单裂缝宽度越小,蠕变对裂缝导流能力的影响越大。在页岩气数值模拟中,考虑裂缝闭合蠕变的累积产量与未考虑裂缝闭合蠕变的累积产量相差较大。同时,在地应力计算、储层可改造性、支撑剂和施工参数优选以及生产方式的选择等方面也应考虑蠕变的影响,保持流体压力有利于减小蠕变形变,维持裂缝导流能力,提高气井产能和采收率。     

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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.     

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。     

页岩气藏压裂支撑剂沉降及运移规律实验研究

页岩气资源储量巨大,但由于页岩渗透率低,往往需要压裂才能有效开采。滑溜水压裂有利于形成复杂的裂缝网络,是中外页岩储层压裂改造首选的压裂液体系。由于滑溜水粘度低,携砂能力差,增加了滑溜水压裂的风险。中国在该领域的研究尚处于起步阶段,尤其对滑溜水携砂支撑剂沉降及运移规律的研究更少,同时缺乏必要的实验手段。为此,设计了裂缝模拟装置,通过实验模拟了施工排量、缝宽、支撑剂粒径、压裂液粘度和砂比等参数对裂缝内支撑剂沉降和运移规律的影响,获得不同参数下支撑剂的沉降速度和水平运移速度,分析了各因素的影响规律,并求解了各因素对支撑剂沉降速度和水平运移速度的修正系数。结果表明,随着缝内流速和压裂液粘度的增大,支撑剂沉降速度减小,水平运移速度增大;随着支撑剂粒径与缝宽比值和砂比的增大,支撑剂沉降速度和水平运移速度均减小。     

页岩气水平井缝内砂塞分段工艺的增产机理

川渝地区页岩气储层在压裂过程中频繁出现套管变形、机械分段工具无法下入等井下复杂情况,以及因尾追砂量受限导致近井地带导流能力低,制约了页岩气水平井的返排效果及投产产量。为此,针对以桥塞为主的机械分段工艺在川渝页岩气现场应用中的制约状况,提出了应用水平井缝内砂塞分段工艺来解决以上难题的方法。该工艺核心技术在于缝内砂塞的成功封堵转层并在返排生产过程中保持裂缝长期的高导流能力,而裂缝长期的高导流能力是决定该工艺增产效果的关键。将Hertz接触及分形理论引入到砂塞强度的分析中,结合室内工程模拟实验结果,建立了支撑剂缝内砂塞接触力学模型,从强度准则及摩擦等方面提出了缝内砂塞稳定性判据,完善了缝内砂塞渗透率分形模型。实验结果表明:(1)在返排初期砂塞的稳定性主要受到流体冲刷作用的影响,应严格控制排液速率;(2)在生产后期砂塞的稳定性主要受到裂缝闭合应力及流压的影响,适当提高支撑剂颗粒的屈服强度对保持裂缝高导流能力具有重要意义。结论认为,缝内砂塞分段工艺可以为页岩气水平井分段多簇体积压裂提供一种新的储层改造手段。     

四川盆地海相页岩气提高采收率研究进展与关键问题

页岩气藏采收率普遍较低,大幅提高采收率已经成为四川盆地海相页岩气"十四五"(2021-2025年)期间亟需攻关的关键技术问题之一。基于页岩气平台丛式井、长水平段和多簇体积压裂的开发特点,从水平井井控面积、裂缝控制体积和基质采出程度3个方面,系统总结了页岩气提高采收率技术的国内外研究进展,分析了影响采收率的主控因素,梳理了提高采收率面临的技术与科学问题,并给出了相应的攻关建议。研究表明,川南地区页岩气单井产量受水平段长、井间距、压裂参数、生产制度等因素影响,平面和纵向上储量动用率低,裂缝控制体积有限,基质动用程度不高。页岩气提高采收率应以最大程度提高弹性能量利用效率为导向,通过优化簇间距、压裂施工及焖井时间等参数,显著提升裂缝控制体积;通过降低井底压力、优化排采制度、注入CO₂等手段提高基质采出程度。建议今后重点攻关提高采收率机理和评价模型、基质与裂缝耦合流动机理和数学模型、重复压裂优化工艺参数和注CO₂提高采收率技术等关键问题,为大幅提高四川盆地页岩气采收率提供理论指导和技术支撑。     

深层页岩气开发关键技术难点与攻关方向

为了实现深层页岩气的规模效益开发,通过对比四川盆地川南地区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组龙一1亚段深层与中浅层页岩储层地质工程特征的差异,梳理了其高效开发面临的难题:较之于中浅层,我国深层页岩气储层的工程特征参数总体上呈现"五高"特点(泊松比和弹性模量高、地层温度高、水平应力差值高、破裂压力高、闭合压力高)。虽然深层页岩气在近期取得了战略突破,但其开发关键技术还欠成熟,表现在以下方面:①抗高温的旋转导向工具未实现国内商业化生产,地质导向技术对储层的预测精度低,"一趟钻"技术尚未形成,满足地层防塌与防漏需求的钻井液性能还不成熟;②深层页岩气井压裂后难以形成复杂缝网,同时裂缝起裂和延伸困难,而且加注支撑剂的难度也大,导致不易获得具有高导流能力的裂缝;③深层页岩储层孔隙中CH4相态仍不清楚,导致深层页岩气多尺度流动规律及开发技术对策不明确。为此,需要针对钻井工程、压裂工程、开发技术对策等方面开展技术攻关:①构建多源信息融合三维地质导向技术,实施"高转速、大排量、长循环"井眼强净化工艺技术,加强对油基钻井液高效微纳米封堵材料、专用堵漏材料的研发,实现水平井钻得更好更长更快;②建立深层页岩应力应变本构关系和Ⅰ、Ⅱ与Ⅲ型断裂韧性模型、考虑层理弱面力学性质的流—固—热多场耦合人工裂缝扩展模型,以及考虑页岩蠕变的支撑剂嵌入力学模型与评价方法,保障储层压得更碎更充分;③深入研究页岩储层中气体微观流动能力和产出机理,优化水平井关键参数,制订合理的返排制度和生产制度,进而优化立体开发模式,以实现深层页岩气的规模高效开发。