深层页岩压裂工艺优化与现场试验

深层页岩埋藏深、岩性差异大、地应力高,压裂改造时存在施工压力高、裂缝导流能力低、改造体积偏小、压后初产效果差等问题。在分析深层页岩地质特征参数和综合评价可压性的基础上,分析了体积改造面临的技术难点并提出了技术对策,形成了基于气藏数值模拟、诱导应力计算和压裂模拟相结合的深层页岩压裂优化设计方法,并从压裂效果最优角度分析计算了压裂段/簇参数、射孔参数、施工参数。结合丁页2HF井大规模压裂现场试验,探讨了深层页岩压裂工艺实施与控制方法,分析了现场压裂施工压力响应特征,对前置液用量、胶液造缝时机和起步砂比等进行逐段优化与参数精细调整控制,形成了"预处理酸+中黏胶液+滑溜水+低黏胶液+中黏胶液"的组合压裂工艺模式,提高了深层页岩压裂的有效性。丁页2HF井完成12段压裂,压后初期产气量达10.5×104 m3/d,为深层页岩气储层压裂改造提供了技术借鉴。      

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。      

页岩储层增产改造工作液的研究与应用

页岩储层具有脆性高、天然裂缝或层理发育、低孔特征和极低的基质渗透率等特点,四川盆地页岩储层压裂改造主要采用滑溜水或"滑溜水+线性胶"的"大液量+大排量"体积压裂模式。针对页岩储层特点,结合改造工艺要求,形成了低摩阻、低伤害、高防膨率的SD常规滑溜水体系及SD页岩气井压裂用线性胶体系。同时为了提高页岩气开发过程中对水资源的使用效率,减少环境伤害,研发出一套高效抗盐滑溜水体系,实现了对返排液高效回收利用。现场应用表明,SD常规滑溜水及线性胶体系性能稳定,现场配制方便快捷,降阻效果明显,完全满足页岩气体积改造的要求;SD高效抗盐滑溜水体系实现了高矿化度下返排液的重复利用,满足了页岩气经济、环境保护的开发要求。      

渝西区块页岩气储层改造优化对策与适应性分析

泸州—渝西深层页岩气区块分布面积占四川盆地南部的86％,其中奥陶系五峰组—志留系龙马溪组是进一步实现天然气规模上产的主力储层.其中,渝西区块面临诸多地质挑战,包括储层厚度偏薄,地质工程"双甜点"汇聚在同层,孔缝连通性较差,埋藏深度大,断裂系统发育和地应力条件苛刻等.基于区块内已实施井的地质与工程参数,结合页岩气缝网压裂...     

盆缘高陡页岩气储层改造实践与认识

重庆城口页岩气勘查区地层倾角大(60°~70°),断裂发育,储层岩性变化大,利用常规页岩气压裂手段很难达到储层改造目的。通过区块首口探井城探1井页岩气井的地质分析和储层评价,针对该井压裂改造的难点,提出了针对性的改造思路并进行现场施工。研究提出以前挤盐酸、冻胶起裂、滑溜水造复杂缝为主、线性胶为辅的混合压裂方式,采用分簇射孔和部分层位实施化学暂堵转向工艺进行分段施工,成功的实现了城探1井的分段压裂改造。盆缘高陡页岩气储层改造的成功实践,将对同类型页岩气井的储层改造提供较大的指导作用。     

四川盆地威荣区块深层页岩气水平井压裂改造工艺

四川盆地南部威荣区块由于地质条件复杂、最大水平主应力和垂向主应力差异小、水平应力差值大、施工泵压高、敏感砂比低等原因,页岩气水平井的压裂施工面临诸多难题。为此,通过剖析该区深层页岩气水平井的工程地质特征及压裂改造难点,借鉴国内外页岩气水平井体积压裂的技术思路,确定了对该区页岩气水平井实施压裂改造的主体思路及技术对策,并在后续页岩气水平井的压裂改造中加以应用。研究结果表明:(1)威荣区块页岩气水平井采用常规压裂工艺形成的裂缝复杂程度低、整体改造体积偏小,射孔簇有效性难以保证,加砂强度低导致压裂后气井的稳产能力较差,并且难以应对套管变形井的压裂改造;(2)针对该区深层页岩气水平井的压裂改造难点,形成了"超高压、大排量、大液量、缝内暂堵转向、变排量"工艺、"分段多簇射孔优化+大排量"及"缝口暂堵转向"技术、"大排量、高黏度、低砂比、低密度、小粒径连续加砂"工艺和"连续油管快速处理+小直径桥塞、射孔枪分体泵送"的套管变形井压裂改造技术;(3)将所形成的压裂工艺应用于该区块5口页岩气水平井,压裂后获得的页岩气无阻流量平均值为26.11×104 m3/d,改造效果较好。结论认为,该研究成果可以为深层页岩气水平井的压裂施工作业提供借鉴。     

应用测井资料聚焦海相页岩气甜点小层

页岩气储层甜点识别对于水平井巷道的选取和开发效果具有重要影响。应用测井资料提取储层地质评价关键参数TOC、孔隙度、含气量、脆性矿物含量和微细裂缝发育层段等,综合评价地质甜点小层;提取储层三轴应力大小、脆性指数、地层破裂压力等工程品质参数,综合评价有利于压裂改造的工程甜点小层。应用生产测井解释的产能差异和RST检测的压裂效果验证地质甜点和工程甜点,建立地质甜点和工程甜点叠合的甜点小层评价标准。该方法成功地解释了新区块深层页岩气井甜点小层,优选水平井箱体,多口井试油获高产,解释方法得到进一步验证。     

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。     

深层页岩气储层水力压裂裂缝扩展影响机理

现有中浅层页岩气压裂取得的认识难以解释深层页岩气储层压裂过程中水力裂缝扩展的影响机理。为了研究四川盆地深层页岩气储层水力压裂裂缝扩展机理,文中以泸州深层页岩气区LS1平台为研究对象,进行基于地质-工程一体化的水力压裂裂缝扩展数值模拟与分析。首先,根据泸州区块目标井区储层的地质概况,建立地质模型,明确地质力学属性;然后,基于微地震和蚂蚁体数据,建立符合真实储层构造特性的离散天然裂缝网络;在此基础上,根据现场实际施工数据,建立了基于DFN的水力压裂复杂裂缝扩展模型,并基于微地震监测结果对模型进行了验证;最后,还研究了4个单因素对储层改造体积的影响特点。研究结果对深层页岩气储层水力压裂复杂缝网研究有一定的指导作用。     

川东南深层页岩气分段压裂技术的突破与认识

四川盆地东南部深层(垂深超过2 800 m)页岩气藏受地质背景和成岩作用的影响,储层矿物成分及孔隙结构特征复杂多变,岩石塑性与非线性破裂特征明显增强,最大与最小主应力差异绝对值加大,导致分段压裂施工破裂压力与延伸压力高、裂缝宽度小、砂液比与裂缝导流能力低、体积裂缝难以形成,严重影响了压后页岩气的产能。基于对深层岩石力学性质、地应力特征、破裂特征及裂缝形态特征的分析研究,提出了"预处理酸+胶液+滑溜水+胶液"混合压裂施工新模式及配套技术。现场应用效果表明:丁页2HF井下志留统龙马溪组压后获得页岩气无阻流量10.5×10~4 m~3/d,取得了地质突破;金页1HF井下寒武统笻竹寺组压后获得页岩气无阻流量10.5×10~4 m~3/d,有望获得商业突破。结论认为:①深层页岩复杂缝难以形成,其压裂技术应有别于中深层;②所建立的破裂压力模型可为深层破裂压力的预测提供有效手段;③降低施工压力是确保深层压裂施工安全的关键之一;④深层页岩压裂除了储层应具有良好的物质基础外,增加压裂裂缝复杂性与形成高导流裂缝也非常关键。     

深层页岩气水平井储层压裂改造技术

四川盆地南部深层页岩气资源量大,但由于埋藏深、构造复杂,适于3 500 m以浅页岩气储层的分段体积压裂主体工艺技术在3 500 m以深页岩气储层的压裂改造中出现了不适应性,难以形成复杂缝网。为此,借鉴埋深为3 500 m以浅的页岩气实现规模效益开发的压裂工艺技术,结合深层页岩的构造与储层特征,形成了一套适合于深层复杂构造页岩气水平井的储层改造技术,并在渝西地区深层页岩气井的压裂改造中进行了现场实践。研究结果表明:①天然裂缝综合预测技术实现了对天然裂缝带的精细刻画及天然裂缝发育强度的定量预测,为后续压裂施工优化提供了依据;②在页岩储层可压性评价参数中,脆性指数、缝网扩展能力指数及含气性指数越大,储层可改造潜力越大、气井增产效果越好;③采用大规模前置液工艺,"高强度注液、低孔数、低浓度段塞式加砂"工艺,以及实施暂堵转向的缝网复杂度提升工艺,单井储层增产改造体积(SRV)与产能得到了有效提升。结论认为,所形成的储层改造技术适用于深层页岩气储层的压裂改造作业,可以为同类型页岩气井的压裂施工提供借鉴。     

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。     

DY2HF深层页岩气水平井分段压裂技术

DY2HF井是位于川东南丁山构造、目的层为龙马溪组海相页岩气的重点探井,具有高温、超高应力的特点。为解决该井压裂作业存在的施工压力高和加砂困难等难题,开展了深层页岩气水平井分段压裂技术研究。根据丁山页岩特征和地应力状态,进行了井口施工压力预测和排量优化,建立了水平井段多裂缝覆盖率计算模型,并结合诱导应力场计算结果进行了段簇优化。根据页岩气网络压裂技术的特点及该井的具体情况,确定采用高减阻低伤害滑溜水和活性胶液进行混合压裂,采用低密度高强度覆膜支撑剂进行组合加砂,并对压裂参数进行了模拟优化。DY2HF井分段压裂井口限压95 MPa,施工总液量29 516 m3,总砂量319 m3,最高排量13.6 m3/min,滑溜水减阻率达78%,胶液完全水化,压裂后获得高产工业气流,实现了深层页岩气水平井压裂技术突破。该井分段压裂结果表明,丁山等深层页岩气已经具备了有效勘探开发的技术基础。      

四川盆地深层—超深层天然气勘探进展与展望

四川盆地深层—超深层天然气勘探近年来虽然取得了重大突破,但天然气整体探明率仍然较低。为了进一步明确四川盆地深层—超深层天然气的勘探前景,对先期在常规天然气领域发现的普光、元坝、安岳、龙岗等大型礁滩气田(藏)与该盆地南部丁山、东溪深层非常规天然气——页岩气勘探突破进行了系统深入地研究与分析。研究结果表明:①对于常规天然气领域的深层—超深层礁滩气藏来讲,大型高能相带是控制规模性礁滩储层发育的基础,储层原始孔隙度高,早成岩期大气淡水溶蚀、白云岩化、不整合岩溶、"孔缝耦合"则主要控制次生孔隙的发育,热液流体对储层的贡献具有双面性,烃类早期充注等保持性成岩作用则使得早期孔隙得以保存至今,大型天然气成藏多具有"近源富集、相态转化、动态调整"的特点,持续保存是关键;②对于非常规天然气领域的深层—超深层页岩气藏来讲,页岩气普遍具有"高地层压力、高孔隙度、高含气量"的"超压富气"特征,"石英抗压保孔"和"储层流体超压"是深层优质页岩高孔隙度发育的关键,晚期构造作用较弱是深层页岩气持续保持"高地层压力、高含气量"的主要原因。结论认为,四川盆地深层—超深层常规与非常规天然气勘探潜力巨大;深层—超深层天然气地质目标识别与"甜点"预测以及高温高压工程工艺等核心技术的进步,是深层—超深层天然气高效勘探的前提和保障。     

长庆油田陇东地区页岩油水平井细分切割压裂技术

长庆油田陇东地区页岩油储层脆性指数低、天然裂缝不发育、不易形成复杂缝网,进行分段多簇体积压裂时,受储层物性、地应力、各向异性及水力裂缝簇间干扰等因素影响,簇间进液不均,达不到储层均匀改造的目的.针对该问题,依据缝控储量最大化原则,在分级评价页岩油水平段储层品质及建立非均质地质模型的基础上,开展了基于甜点空间分布和综合甜...     

富有机质页岩储层热激致裂增渗的有利条件

页岩气藏的经济开发成为了当前非常规天然气开发关注的焦点。页岩气藏开发方式以"水平井+水力压裂"为核心技术,水力压裂过程中存在"大量压裂液滞留储层,难以返排,形成水相圈闭损害,阻碍气体产出"的工程难题。此外,水力压裂能形成大规模复杂缝网,沟通了微米级裂缝,而基块纳米级孔隙中气体仍然难以进入裂缝。从室内实验和矿场试验两方面概述了储层高温热处理的研究进展,提出了与水力压裂技术协调的富有机质页岩储层热激致裂的方法,从页岩储层地质特征与工程实际分析了页岩储层适合热激增渗的有利条件。研究认为,热激条件下有机质生烃增压、丰富多样的矿物组分差异热膨胀、微米-纳米级孔隙压力仓作用是页岩热致裂的有利地质条件;基于页岩气井体积改造形成的裂缝网络,滞留压裂液不仅能提高页岩导热能力,且在热激条件下水热增压、热液溶蚀作用可为页岩致裂增渗提供重要的工程条件。充分利用页岩储层独特的地质优势和有利的工程条件,包括热液作用、矿物组分非均匀膨胀致裂和热促吸附气解吸的热激法对压裂后的页岩储层进行改造,能够有效缓解甚至解除水相圈闭等储层损害,促使水力裂缝或天然裂缝两侧基质岩石热致裂,改善裂缝网络,增强页岩储层基质-天然缝-人工缝多尺度传质能力,同时实现压裂液的回收再利用,这将是一种环境友好型的有效开发页岩气藏的新方法。     

从工程技术角度浅析页岩气的开采

从工程技术角度提出了页岩气有效开采的工程关键主要在于深入理解压裂机理、储层可压性评价、低成本实现大的压裂裂缝体积和“工厂化”作业实施等。剖析了页岩气的压裂改造机理,提出了低、中、高渗透储层和致密储层的压裂改造分类新方法及其主要实现策略。提出储层可压性是页岩气“甜点”选择过程中的重要因素之一,主要内容是评价裂缝和层理、页岩脆性、水平应力差。实现低成本、但产生足够大而有效的压裂裂缝体积是页岩气有效产出的关键,提出了低成本裂缝优化设计的基本思路。阐述了“工厂化”作业的主要做法,从地质条件、工程技术现状、地面和水资源方面分析了中国“工厂化”作业施工与北美地区的主要差距,提出了实施要点。     

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。     

页岩储层裂缝网络延伸模型及其应用

页岩压裂后水力裂缝与天然裂缝交织形成的复杂裂缝网络无法应用传统基于对称双翼裂缝的压裂模型进行几何参数模拟。借鉴双重介质油藏理论,将页岩改造体积划分为裂缝网格和基质2种介质,假设改造体积为椭球体,提出以主干缝和小尺度次生缝网络构建整个复杂裂缝网络的几何模型。主干缝几何参数以拟三维压裂模型为基础计算,次生缝参数通过椭圆函数进行计算,并对建立的数学模型进行计算分析。通过对美国Piceance页岩盆地储层改造设计的应用,证明了该模型同现场数据吻合较好。模拟结果发现:弹性模量越大,水平应力差越小;压裂液黏度越低,延伸比越大,则整个储层的改造体积越大;水平应力差对储层改造体积结果的影响最为敏感。天然裂缝分布越低,虽然改造体积较为理想,但由于牺牲了裂缝网络的复杂程度,因此有时并不意味着更好的改造效果。该理论成果可为页岩储层水力压裂设计及产能分析提供有效的技术支持。