松辽盆地古龙页岩油储集层压裂改造工艺实践与发展建议

阐述了古龙页岩油多轮次压裂工艺技术迭代升级历程,结合古龙页岩油井开发生产动态,提出关于压裂改造工艺的发展建议。高密度页理缝控制下,古龙页岩压裂裂缝形态复杂,但缝高、缝长受到明显抑制,人工裂缝扩不高、延不远,成为古龙页岩油储集层有效改造的主要制约,压裂设计应遵循“控近扩远”设计理念。提升胍胶压裂液的比例、降低段内簇数、提高施工排量、正向利用应力干扰有利于裂缝扩展延伸,改造体积显著增大。主体压裂工艺迭代升级后的油藏适应性明显提升,实现了低返排率下的快速见油,井组生产初期含油率升高,有利于提高页岩油井产量。建议下一步围绕抑制近井微缝扩展、完善CO₂泵注程序、合理控制射孔密度、优化支撑剂组合模式、合理优化井网井距、谨慎使用纤维拌注工艺6个方面,进一步迭代优化压裂工艺技术,提升压裂改造体积、远井裂缝复杂程度以及长效导流能力。     

黄202井深层页岩水平井分段压裂技术

深层页岩气具有高温、超高应力的特点。黄202井位于重庆市永川区,是中石油西南油气田分公司在永川区域布置的一口页岩气评价井,采用了密切割+高强度加砂的先进压裂技术,获得了22.37×104m~3/d的高产工业气流效果,对以后深层页岩气的压裂改造具有良好的借鉴意义。     

深层页岩气水平井多尺度裂缝压裂技术

深层页岩气（埋深3 500.00 m以深）资源量丰富,但存在压裂施工压力高、加砂困难和压裂后产量低等问题,尚未实现商业化开发。为此,通过模拟地层条件的三轴应力-应变试验分析了深层页岩的变形特征,发现深层页岩具有较强的非线性变形特征,导致深层页岩压裂后平均裂缝尺度偏小;在此基础上,总结深层页岩气井的压裂经验,提出了深层页岩气水平井多尺度裂缝压裂技术:采用酸预处理或中途注酸、粉砂段塞打磨等技术降低施工压力,利用大阶梯变排量、变黏度多级交替泵注模式实现对多尺度裂缝的改造,增加小粒径支撑剂比例实现对多尺度裂缝的长效支撑。该技术在川东南某井进行了现场试验,压裂效果明显改善。这表明深层页岩气水平井进行多尺度裂缝压裂具有可行性,并能提高深层页岩气井的压裂效果。      

涪陵页岩气田平桥区块深层气井压裂工艺优化与应用

涪陵页岩气田平桥区块深层页岩主力层位垂深约为3 900～4 100 m,地层倾角较大且位于强挤压应力区,地层压裂改造效果受限。采用实验模拟与现场工艺试验相结合的方法对深层压裂工艺优化开展研究。结果表明,工艺优化主要包括：①优化段间距,使之介于45～50 m;②采用定向3簇射孔可在一定程度上避免深层裂缝的顺层延伸问题,同时保证裂缝具有一定的复杂程度;③快速提高前置胶液的施工排量,然后在减阻水携砂阶段,呈阶梯式提高施工排量,有利于初期形成一定宽度的主缝,增加后期裂缝的复杂程度;④单段施工规模应控制在1 900～2 000 m³。研究成果所形成的新工艺与常规工艺相比,缝内净压力增加了12.5%,平均砂液比提高了75.56%,平均单段产气量提高了114.90%,具有广阔的应用前景。     

延长油田陆相页岩体积压裂SRV优化研究

储层改造体积(SRV)是衡量体积压裂改造效果的重要指标,簇间距和排量是影响SRV的重要设计参数。为评价延长陆相页岩压裂的储层改造体积,优化压裂簇间距,基于岩石力学理论,使用山1、长7页岩基本物性和常用压裂参数,计算了不同储层类型的SRV大小。结果表明,簇间距增大SRV增大,但增加到一定程度时,SRV不再变化,簇间距增大易在簇间形成未改造区域;簇间距减小导致SRV重叠,使得总体SRV减小,当各簇的SRV区域刚好接触而不重叠时,簇间距最佳。液体黏度越小,储层渗透性越强,对SRV有增强的作用;但液体黏度越小滤失越强,裂缝尺寸也越小,对SRV也有减弱的作用,二者相互抵消。液体排量越大,SRV和层内SRV也越大,但增加的趋势减小。Ⅲ类储层簇间距为10～20 m,Ⅰ类和Ⅱ类储层簇间距约为20 m。研究结果对延长陆相页岩压裂设计具有一定指导意义。     

水力喷砂射孔辅助压裂填砂机理与现场试验

水力喷砂射孔技术可射穿套管和近井地层,产生直径和深度都较常规聚能弹大的孔眼.该技术在胜利油田滨南采油厂郑408-8井上首次进行了现场施工.喷砂射孔前该井处于停产状态,且压裂填砂无法施工;采用该技术后初期自喷生产,最高产液11.6t/d,产油8.7t/d,连续11个月一直维持自喷产量1.0～2.5 t/d.现场应用表明,该技术使用效果明显.     

塔河油田深层碳酸盐岩水力加砂压裂试验与认识

介绍了塔河油田碳酸盐岩储层水力压裂的选井选层、地应力及岩石力学参数模型、压裂液体系筛选、支撑剂的优选、压裂设计优化、压裂工艺及其配套技术研究，根据几口井的现场试验，对塔河油田碳酸盐岩储层水力压裂改造获得了初步的认识。     

泌阳凹陷陆相页岩油重点井解剖与对比

泌页HF1井与泌页2HF井同为部署于泌阳凹陷的页岩油水平井,目的层同为5号页岩层,两口井产量呈现出递减先快后慢的特征,但是稳定后产油量差异较大,泌页2HF井的日产油量和累计产油量明显高于泌页HF1井.为明确两口井产量影响差异原因,从岩性、岩相、有机质丰度、热演化程度、孔隙度、微裂缝发育程度、粘土矿物含量、岩石力学参数等...     

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。     

天然页岩压裂裂缝扩展机理试验

采用大尺寸真三轴试验系统对页岩露头开展了水力压裂裂缝扩展模拟试验,并利用高能CT扫描观测压后岩心内部裂缝形态,研究了多种因素对页岩水平井压裂裂缝扩展规律的影响。试验条件下的研究结果表明：排量对裂缝复杂度的影响存在一定的范围;当水平地应力差小于9 MPa时,水力裂缝易沿天然裂缝转向,形成网状缝。随着应力差的增加,主裂缝（横切缝）的产生有利于沟通更多的天然裂缝,形成相对更复杂的裂缝;相同水平应力差条件下,水平应力差系数大于0.25时,有明显形成单一主裂缝的趋势;排量和压裂液黏度对水力裂缝几何形状的影响可用参数qμ表达,该值较低或较高都不利于缝网的产生;页岩层理的发育和胶结强度严重影响压裂缝网的复杂度。     

深层页岩气水力裂缝起裂与扩展试验及压裂优化设计

受地质构造、成岩作用等多方面因素影响,深层页岩的层理发育程度、脆性指数、岩石力学特性、最小水平主应力梯度及水平应力差都与中深层页岩有明显差异,使人工裂缝起裂压力更高,裂缝复杂程度更低,从而极大地影响了深层页岩气地层的体积压裂设计和安全施工。为此,利用大尺寸岩样,模拟研究了深层页岩气地层的水平应力差、压裂流体黏度、施工排量等地层和工艺参数及缝内暂堵措施对人工裂缝的起裂与扩展特征的影响规律。研究发现,裂缝起裂与扩展特性受层理胶结强弱、水平应力差及前置液黏度等因素影响较大,压裂裂缝容易沿层理起裂导致早期憋压超压,从而使施工失败,高应力差条件下裂缝扩展形态相对简单,前置中黏压裂液、缝内暂堵等措施有利于裂缝多次破裂、产生次生裂缝使裂缝复杂化。在此基础上,提出了密切割分段、短簇距射孔、组合液体及变排量施工等压裂优化设计方案,现场应用后深层页岩气产量获得了重要突破。      

Ghawar油田碳酸岩和砂岩油藏的水力压裂措施

1998年 ,沙特阿拉伯Ghawar气田开始采用水力压裂措施处理砂岩和碳酸岩地层。很多井采取了岩体酸化、酸化压裂和支撑剂压裂 ,并使用了各种不同的工艺和压裂技术。本文介绍了在油田砂岩和碳酸岩中现场利用酸和支撑剂的情况 ,对目前如何进行压裂提出了一个总体方案。     

泥页岩储层可压裂性分析及压裂高度预测方法研究

泥页岩储层可压裂性分析是泥页岩储层研究的重点与难点.以苏北盆地阜四段泥页岩及四川盆地大安寨组泥页岩储层为研究对象,采用测井、录井信息相结合的方法分析得出能够表征泥页岩可压裂性的参数主要有脆性矿物含量(Xx)、脆性系数(IB)、自然伽马(GR)、密度(DEN)、钻时曲线(TDC)、泊松比(μ)、弹性模量(E)等,可定性划分泥页岩储层可压裂级别.运用层次分析法提取了可压裂评价系数ICR,依据ICR值可定量识别可压裂级别;制定了压裂高度计算准则及流程;综合建立了泥页岩储层可压裂级别评价及压裂高度预测方法,为泥页岩储层有效开发提供了关键依据.     

深层页岩气储层岩石力学特性及对压裂改造的影响

赋存深度对页岩储层岩石力学特性具有显著影响.研究深层页岩的形变破坏机理,获得赋存深度对岩石力学参数的影响规律,能够为页岩油气开发提供至关重要的基础参数.采用不同深度页岩岩样系统开展了岩石力学实验,分析了深层页岩的关键力学性质,得到了其强度参数及形变模量的变化规律.结果表明:深层页岩在力学强度、抗形变破坏能力、破裂方式等...     

页岩储集层水平井段内多簇压裂技术应用现状及认识

水平井段内多簇压裂技术能增加页岩储集层压裂裂缝复杂程度,提高簇间动用率,是有效改造页岩储集层的核心技术。对北美页岩气区块和中国四川盆地南部页岩气区块水平井段内多簇压裂技术的应用现状进行分析,并结合技术原理提出了几点认识：段内多簇压裂应与井间距合理匹配,并配套采用暂堵转向技术和限流射孔技术,增大射孔簇簇效率,促进裂缝均匀扩展,提高段内多簇压裂改造效果;北美页岩气区块采用段内多簇压裂技术增产,实现了页岩储集层高效开采,川南页岩气区块水平井段内多簇压裂技术起步较晚,目前在300~400 m井间距下主要开展了段内为6~8簇压裂现场试验;为了降低压裂成本、提高作业时效,长段多簇压裂将是实现效益开发的一个重要发展方向;但随着段内簇数不断增加,射孔技术、暂堵转向技术、射孔簇数与施工参数合理匹配等方面面临新挑战,亟需进一步研究,从而形成适合不同地区地质工程特征的段内多簇压裂技术。     

页岩油储层改造用压裂液体系的研究及应用

根据江汉油田页岩油藏具有低~中孔隙度、低一特低渗透率、地质构造复杂、敏感性强等非常规油藏的特征,室内研制了羧甲基羟丙基胍胶低伤害压裂液体系,评价了羧甲基羟丙基胍胶压裂液的溶胀性能、耐温抗剪切性能、破胶性能和对储层的伤害性能,以及无机盐离子对基液黏度的影响。实验结果表明,该压裂液的使用浓度为胍胶压裂液使用浓度的1/2时即可满足压裂施工的携砂要求,并且破胶后残渣含量低,降低了对储层的伤害,在潜页X井大规模压裂施工中应用成功。     

水力压裂的现场质量控制技术及应用

在水力压裂施工中，严格的现场质量控制可以最大限度地发挥水力压裂的应有潜力，为分析评价压裂效果提供第一手资料，为压裂设计的进一步改进和完善提供借鉴。结合胜利大芦湖油田樊128块油藏的压裂实践，介绍了水力压裂现场质量控制的内容，包括拖工前准备，施工阶段及施工后的各项工作，突出了现场可操作性和灵活性，强调了压前的优化设计和现场实时变化间的有机统一。对完善压裂的优化设计和提高压裂的增产效果都具有重要的现实意义。     

页岩地层取心技术研究及现场应用

针对页岩地层取心钻进时存在的机械钻速慢,岩心易破碎,易堵心、卡心,取心收获率偏低,出心作业时岩心容易从层理处破裂而影响后期分析等问题,采用高强度低摩阻铝合金内筒代替钢制内筒,配套岩心吊装转移装置进行地面转移,研发了新型耐磨抗冲击取心钻头,建立了取心工具稳定性分析模型,根据理论计算结果优选了取心钻具组合和施工工艺参数,初步形成了页岩地层取心配套技术。该取心技术已现场应用12井次,机械钻速提高1倍以上,单筒进尺提高50%,出心时间缩短为20~30 min,典型区块的取心收获率达到95%以上。现场应用表明,该取心技术可以满足页岩地层取心要求,能显著提高取心效率及取心收获率。      

低渗边际油藏压裂技术研究与应用

针对地层复杂、资料缺乏且需整体压裂改造的低渗油藏开发中投入与产出的矛盾,提出了相应的压裂改造技术,即将井分阶段实施滚动压裂改造,通过压裂来认识地层,逐步完善与提高总体压裂优化设计。该技术在胜利大王北油田大52块的应用结果表明,这种逆向认识地层的方法是有效的,使储量难以动用的低渗边际油藏能得到经济高效的开发,为今后低渗边际油藏的开发提供了少投入、多产出的可操作方法。