页岩气藏长段多簇暂堵体积改造技术

四川盆地志留系龙马溪组页岩地质年代老,优质储层厚度薄,储层压实程度高非均质性强,且经历多期构造运动,地应力复杂且差异大。页岩储层体积改造后,产量取得一定提高,但套管变形率高,单井产量差异大。为进一步提高页岩气藏综合开发效益,在体积改造技术、缝控压裂技术分析的基础上,综合理论模拟与现场试验,系统阐述了威远地区页岩气藏长段多簇暂堵体积改造技术理念与措施。研究结果表明：(1)“长段短簇”减小流体从基质向裂缝的流动距离,增大压裂裂缝与基质的接触面积;(2)“暂堵匀扩”保证各簇压裂裂缝有效延伸,“控液增砂”增大人工改造储层渗透率;(3)通过对簇间距、簇数、暂堵参数与支撑剂用量等核心参数优化,实现人工缝控储量、单井产量与气藏采收率等指标综合提升;(4)威远页岩气藏现场技术应用后井缝网体积比、改造区域渗透率等关键参数明显增大,裂缝扩展差异系数明显减小,各簇裂缝扩展均匀程度更高,单井产量、EUR、采收率均有较大提升,套变率与丢段率明显下降。结论认为,该技术为威远页岩气开发效益提升提供了技术支撑,为页岩气藏水力压裂技术升级提供参考与借鉴。     

二氧化碳前置蓄能压裂在中深层低渗稠油中的应用

针对准噶尔盆地中深层低渗稠油的开发难点，将体积压裂与CO₂驱油技术有机结合，开展CO₂前置蓄能压裂提产机理研究及开发关键参数优化。实验表明，CO₂前置蓄能压裂有效增加了可流动原油体积，主要的驱油机理为“CO₂基质抽提、原油溶胀降黏、裂缝导流”。以准噶尔盆地J井区为例，开展CO₂前置蓄能压裂提产试验，与常规压裂相比，投产初期单井日产油量相当，但试验井压力保持程度更高，稳产能力更好，目前累计产油是常规压裂井的1.14倍，预计采收率可以提高3%,为新疆油田数亿吨难动用储量有效开发提供技术支持。     

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。     

裂缝暂堵—控藏体积压裂技术在长宁区块的应用

由于长宁区块页岩气储层地应力高、水平两向应力差异大,天然裂隙分布复杂,岩石塑性特征强且改造体积有限,生产井产量递减快、采出程度低,因此其页岩气经济有效开发受到了极大的限制。文章提出裂缝暂堵—控藏体积压裂技术,针对页岩气水平井进行分段分簇体积压裂。采用缝口暂堵技术,提高射孔孔眼进液有效率,实现对每个射孔孔眼的均匀体积压裂改造;基于裂缝内暂堵技术,提升净压力,增大裂缝复杂程度;通过开展裂缝暂堵—控藏体积压裂模拟分析与室内试验,对暂堵材料进行了优化评价。裂缝暂堵—控藏体积压裂技术在长宁区块42口井、206段井段的现场应用结果显示,暂堵剂加入后升压明显,压裂改造体积大幅增加,证实该技术能够提高射孔有效率、增加裂缝复杂程度、发挥套变段的产气贡献,最终提高采收率,对页岩气资源量的经济开发动用、技术实施具有重要的指导意义。     

页岩气藏加密井压裂时机优化——以四川盆地涪陵页岩气田X1井组为例

加密井的压裂时机直接影响着页岩气藏最终的开发效果。为了有效地指导页岩气藏加密井部署与压裂施工,基于离散裂缝网络模型、有限差分模型及有限元模型,提出了一套页岩气藏加密井压裂时机优化方法 :根据页岩气田开发现状及井网加密需求,系统考虑储层非均质性和天然裂缝发育特征,建立渗流—地质力学耦合条件下四维地应力演化及复杂裂缝扩展的多物理场模型,进而模拟加密井水力裂缝扩展形态、加密井及井组开发效果,最终优选出加密井最佳的压裂时机。以四川盆地涪陵页岩气田X1井组为例,利用该优化方法研究了加密井压裂时机和施工参数对其复杂裂缝扩展形态、单井及井组产能的影响规律。结论认为:①该优化方法能够有效模拟老井生产过程中储层物性及力学状态变化,预测压后产量变化,优选加密井压裂参数及压裂时机;②当加密井射孔簇间距减小、每簇施工液量增大时,水力压裂改造体积、裂缝密度增大,压裂后产量提高,但射孔簇间距过小、每簇施工液量过大时,则有可能会导致分支裂缝串通和重叠,降低压裂液效率、影响压裂后产能;③压裂时机越晚,加密井井筒附近分支裂缝越密集,但改造体积越小、初期产量越低;④当目标井组生产36个月进行加密井压裂时,井组累计页岩气产量最高、开发效果最优。     

密切割分段压裂工艺在深层页岩气Zi2井的应用

深层页岩储集层高温、高地应力、高水平应力差特征明显,常规分段压裂后,储集层改造体积偏低,裂缝复杂程度偏低,气井测试产量偏低。主要原因是,深层页岩气井压裂施工期间高泵注压力、低施工排量在常规分段参数条件下不利于提高裂缝复杂程度,导致簇间储量动用不充分。为提高工艺技术适用性及储集层改造效果,开展了深层页岩气压裂工艺优化研究,结果表明,密切割分段压裂工艺有利于增加簇间应力干扰,提高裂缝复杂程度,提升簇间资源动用效率。Zi2井初期采用常规分段压裂工艺,在压裂设计指标执行率较低的情况下,开展了密切割分段压裂工艺现场试验,裂缝复杂程度及单井储集层改造体积提升明显,证明了密切割分段压裂工艺在研究区深层页岩气井中的适用性。     

页岩气藏加密井压裂时机优化——以四川盆地涪陵页岩气田X1井组为例

加密井的压裂时机直接影响着页岩气藏最终的开发效果。为了有效地指导页岩气藏加密井部署与压裂施工,基于离散裂缝网络模型、有限差分模型及有限元模型,提出了一套页岩气藏加密井压裂时机优化方法：根据页岩气田开发现状及井网加密需求,系统考虑储层非均质性和天然裂缝发育特征,建立渗流—地质力学耦合条件下四维地应力演化及复杂裂缝扩展的多物理场模型,进而模拟加密井水力裂缝扩展形态、加密井及井组开发效果,最终优选出加密井最佳的压裂时机。以四川盆地涪陵页岩气田X1井组为例,利用该优化方法研究了加密井压裂时机和施工参数对其复杂裂缝扩展形态、单井及井组产能的影响规律。结论认为：①该优化方法能够有效模拟老井生产过程中储层物性及力学状态变化,预测压后产量变化,优选加密井压裂参数及压裂时机;②当加密井射孔簇间距减小、每簇施工液量增大时,水力压裂改造体积、裂缝密度增大,压裂后产量提高,但射孔簇间距过小、每簇施工液量过大时,则有可能会导致分支裂缝串通和重叠,降低压裂液效率、影响压裂后产能;③压裂时机越晚,加密井井筒附近分支裂缝越密集,但改造体积越小、初期产量越低;④当目标井组生产36个月进行加密井压裂时,井组累计页岩气产量最高、开发效果最优。     

页岩气水平井投球暂堵压裂裂缝数模研究

在非均质性强、地应力差大的页岩气储层,常规段内多簇压裂工艺难以沟通储层中的天然裂缝形成复杂的水力裂缝网络.在四川盆地长宁、威远区块套管井试验了暂堵球分段压裂工艺,通过缩短簇间距、增大单段内的裂缝数目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.为进一歩明确页岩气水平井段内投球暂堵压裂后水力裂缝的扩...     

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。     

基于最优SRV的页岩气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。     

水平井体积压裂技术研究与应用

水平井体积压裂技术是有效开发低渗致密油气藏的关键技术。在深层及超深层碳酸盐岩油藏、致密砂岩油气藏和页岩气等领域,持续开展了裂缝与起裂扩展规律描述方法、裂缝参数优化方法、射孔工艺参数优化、多尺度压裂工艺参数优化方法、分段压裂工具、低伤害压裂酸化工作液体系、压后同步破胶及返排优化、体积裂缝诊断及效果评估方法等研究工作。在调研水平井体积压裂技术研究与现场应用最新进展的基础上,形成了以压前储层综合评价、油藏数值模拟、体积压裂优化设计方法、高效压裂液酸液体系、分段压裂工具/裂缝监测与诊断、压后返排优化控制等为主要内容的储层改造技术链,经华北鄂尔多斯致密砂岩气藏、新疆塔河超深层油藏及四川盆地深层页岩气等试验及推广,效果显著,极大地提高了裂缝的有效改造体积和勘探开发效果。对国内类似油气藏的压裂改造和增储上产均具有重要的借鉴和指导意义。     

川南深层页岩气水平井体积压裂关键技术

针对川南深层页岩气水平井压裂技术不成熟、关键参数不合理和压裂后单井产量低的问题,在综合分析已压裂井压裂效果的基础上,结合川南深层页岩储层地质工程特点,以提高缝网复杂程度、增大裂缝改造体积、维持裂缝长期导流能力为核心,采用室内试验与数值模拟相结合的方式,优化了压裂工艺和关键参数,形成了以“密切割分段+短簇距布缝、大孔径等孔径射孔、大排量低黏滑溜水加砂、高强度小粒径组合支撑剂、大规模高强度改造”为主的深层页岩气水平井体积压裂关键技术。Z3井应用该技术后,获得了21.3×104 m3/d的产气量,较同区块未用该技术的井提高1倍以上;川南地区多口深层页岩气水平井应用该技术后获得高产,说明该技术有较好的适应性,可推广应用。川南深层页岩气水平井体积压裂关键技术为3 500～4 500 m页岩气资源的有效动用奠定了基础。      

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。     

超临界CO2压裂技术现状与展望

以水基压裂液开发非常规油气过程中所面临的问题为背景,总结了超临界CO₂压裂技术的独特优势、技术特点、工艺流程及其作业机制。全面分析了超临界CO₂压裂技术的起源、超临界CO₂压裂岩石起裂机制、缝内携砂规律、井筒流动与控制、压裂设备及现场试验等研究发展现状,得到了当前阻碍该技术工业化应用的关键问题,并给出了相应对策。针对超临界CO₂压裂岩石起裂机制的研究多为现象性描述,未来应重视理论分析与模拟实验相结合,给出定量评价方法;超临界CO₂缝内携砂能力的研究除了加强增黏剂方向的攻关力度外,研发纳米纤维实现物理增黏、开发新型低密度支撑剂、提高施工设备技术参数等也是有益的工作。未来超临界CO₂压裂技术将逐渐由直井单层压裂向水平井多级压裂发展并与连续油管拖动压裂相结合,逐渐满足页岩气、煤层气、致密砂岩气等非常规油气的规模化开发需求。     

超临界CO2压裂技术现状与展望

以水基压裂液开发非常规油气过程中所面临的问题为背景，总结了超临界CO₂压裂技术的独特优势、技术特点、工艺流程及其作业机制。全面分析了超临界CO₂压裂技术的起源、超临界CO₂压裂岩石起裂机制、缝内携砂规律、井筒流动与控制、压裂设备及现场试验等研究发展现状，得到了当前阻碍该技术工业化应用的关键问题，并给出了相应对策。针对超临界CO₂压裂岩石起裂机制的研究多为现象性描述，未来应重视理论分析与模拟实验相结合，给出定量评价方法；超临界CO₂缝内携砂能力的研究除了加强增黏剂方向的攻关力度外，研发纳米纤维实现物理增黏、开发新型低密度支撑剂、提高施工设备技术参数等也是有益的工作。未来超临界CO₂压裂技术将逐渐由直井单层压裂向水平井多级压裂发展并与连续油管拖动压裂相结合，逐渐满足页岩气、煤层气、致密砂岩气等非常规油气的规模化开发需求。     

吉木萨尔页岩油CO2吞吐方案优化及试验效果评价

针对吉木萨尔页岩储层衰竭式开发采收率低,传统提高采收率措施难以有效增产的问题,提出了CO₂吞吐提高采收率的方法。运用数值模拟方法,建立了工区储层油藏数值模拟模型,依据水平段长度及油层厚度优选了适用于CO₂吞吐的试验井,明确了基质增能对于CO₂吞吐的决定性作用,并对CO₂吞吐的工作制度进行了优化。最终将优化方案应用于现场试验,结果表明:试验井间存在裂缝窜扰,导致CO₂吞吐注入阶段气窜严重,CO₂未充分进入基质置换原油,整体开发效果较差。研究内容对页岩油藏注CO₂吞吐提高采收率具有参考意义,可为调整CO₂吞吐开发方案提供借鉴。     

随机分形体积压裂水平井CO2吞吐模拟

目前,非常规储层开采以水平井分段压裂技术为主,而体积压裂会在地下产生诱导裂缝并沟通天然裂缝形成复杂裂缝网络。为了更好地模拟页岩气在地下缝网中的流动情况,以组分模拟器为平台,基于双孔介质模型,结合随机分形几何系统,将复杂裂缝网络与页岩气数值模型耦合,来建立随机分形裂缝网络模型,并基于该模型进一步研究CO₂吞吐开采页岩气的5个方案。结果表明：CO₂吞吐能够显著提高页岩气的产量,注入压力和注入时间的增加均能提高最终采收率,后者在吞吐开采页岩气的过程中存在最优值,而注入时机过早或过晚都会使生产效果变差,在每个CO₂吞吐周期中存在一个最佳注入时机范围。分形裂缝网络模型为深入开展裂缝CO₂吞吐开采页岩气藏的模拟研究提供了一定的理论基础。     

提升川南地区深层页岩气储层压裂缝网改造效果的全生命周期对策

为了实现深层页岩气的规模高效开发,以四川盆地川南地区泸州—渝西区块上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组深层页岩气储层为研究对象,系统分析了涵盖井位部署、钻完井、排采生产阶段的页岩气井全生命周期中影响页岩气储层压裂缝网改造效果的地质和工程因素,进而提出了有针对性的技术对策及下一步的技术发展方向。研究结果表明:①应力状态和断裂体系是影响缝网扩展程度的首要因素,不等时靶体及其钻遇率是形成复杂缝网的先决条件,发育的天然弱面区带是诱导裂缝延伸的重要介质,优质页岩储层厚度是衡量资源纵向上能动性的地质依据;②液体携砂效率与密簇是提升水力裂缝复杂程度的工艺保障,精细分段射孔工艺是实现储层横向上充分动用的技术核心,一体化压裂方案设计是避免井下复杂情况产生、实现储层得到最大限度改造的创新流程,合理的焖井与排采制度是保证气井长期高位稳产的必要措施;③提升深层页岩气井压裂缝网改造效果的全生命周期对策的内涵包括确定适宜的储层纵横向动用模式以实现对优质储层的充分改造、有效识别断层与弱面以减少井下复杂情况的产生、优化簇间距和砂液体系以保证水力裂缝网络规模达到最大化、通过制订合理的生产制度以保证气井最大估算最终开采量(EUR)的获取;④开展长水平段气井精细压裂方案设计、持续优化砂液体系、簇间距与施工强度、研究多层立体压裂技术是深层页岩气储层缝网压裂技术下一步的发展方向。     

页岩气密切割分段+高强度加砂压裂新工艺

目前依靠大型水力压裂工艺技术已经实现了四川盆地长宁地区埋深3 500 m以浅页岩气的规模开发,但随着主体工艺参数的定型,增产效果提高的幅度趋缓,而同期北美地区则依靠缩短簇间距、提高支撑剂加量实现了页岩气单井产量的大幅度增长。为了给长宁地区页岩气压裂工艺参数优化提供可靠的实践依据,在应用诱导应力及水平井多段多簇产能计算模型分析密切割分段+高强度加砂压裂新工艺提高产能机理的基础上,探讨了压裂增产技术的主要工程因素,根据该区的地质参数制定了压裂新工艺的先导性试验方案并开展了现场试验,然后结合生产实际效果和试验结果对压裂工艺参数进行了优化。研究结果表明:①缩短主裂缝间隔、增加诱导应力干扰程度、提高人工裂缝对页岩储层的改造程度是密切割分段工艺的技术关键,提高支撑剂加量、降低支撑剂嵌入及破碎对裂缝导流能力衰减的影响程度、确保支撑裂缝具备足够的长期导流能力是高强度加砂大幅度增产的内因;②长宁地区优化后的新工艺实施参数——分段簇间距介于15～20 m,加砂强度介于2.0～2.5 t/m,用液强度介于30～35 m~3/m。结论认为,新工艺提高了长宁地区页岩气井单井产量及开发效益,为提高该区页岩气井的综合开发效益提供了技术支撑。