苏里格气田苏53区块工厂化作业实践

工厂化作业可以大大提高施工效率、降低施工成本,是目前开发致密气藏的主要趋势。在总结国内外成功经验的基础上,在进行充分的先导试验之后,优选了苏里格气田苏53区块进行工厂化作业实践:1 200 m×300 m的大平台分两排共部署13口井,包括10口水平井、2口定向井和1口直井;2 1部ZJ30车载钻机批量打表层,2部ZJ50机械钻机批量打直井段、造斜段和水平段;3采用"1+2+2"钻头模板和钻机平移技术,大大缩短了钻井周期;4分别采用段内多裂缝压裂和同步压裂技术对水平井进行体积改造,连续混配技术和速溶瓜胶压裂液体系的研制保证了同步压裂的成功实施。工厂化作业水平井钻井平均机械钻速11.5 m/h,比2012年提升了4.99 m/h,节约了大量接甩钻具和固井候凝时间,重复利用钻井液2 100 m3;对13口井实施的工厂化压裂仅用时13 d,比常规单井压裂缩短了10 d。截止2014年3月15日,平台平均日产97.231×104 m3,累产10 500.17×104 m3,其中同步压裂6口井平均单井日产9.873×104 m3,效果显著。     

我国进行全球最先进页岩气“工厂化”作业

正2014年3月9日,我国首次页岩气四井同步拉链式压裂于四川宜宾顺利进行,这是目前世界上最先进的页岩气"工厂化"压裂作业,理论上能使工效提升一倍以上。而在施工过程中,国产油田重装设备稳定高效的表现,也成为本次作业的另一大亮点。此次作业共使用32台世界上最先进压裂车对四口水平井同时进行"工厂化"压裂施工,在56段压裂作业中共压入高达120 dam3的压裂液     

压裂返排液重复利用技术现状及展望

随着油气田开发规模的日益扩大,压裂作业用水量逐渐增大与压裂返排液产生量大、返排液无法直接外排的矛盾日益突出。将返排液进行处理后再回用无疑是目前解决该难题的有效途径。针对我国压裂返排液重复利用研究与应用现状,从返排液处理过程中面临的技术问题、可回收压裂液体系的研发、返排液处理工艺及处理装置的改进等几个方面进行了系统介绍,指出处理后回用是返排液处理的最佳途径,也是未来油气田工业发展的必然趋势。返排液回用技术应该从可回收压裂液体系的研发及返排液回用处理工艺改进两方面入手,进一步完善和推广该技术在油气田开发过程中的应用。针对目前返排液回用技术存在的问题提出了建议,以期为我国返排液重复利用技术的发展提供指导。     

瓜胶压裂返排液重复利用的室内研究

瓜胶压裂液的返排液已成为油田水体的主要污染源之一。将压裂后的返排液处理后重新配制压裂液,不仅可以保护环境,还可以节约水资源,降低成本。为了简化处理流程,提高返排液处理量,引入定位除硼及金属离子的方法,最终实现返排液的重复利用。以官西-5井的压裂返排液为实验对象,分析了压裂返排液中无机离子、固体颗粒和残余硼对压裂液重复利用的影响。研究结果表明,11种无机离子对压裂液重复利用有不同程度的影响,并且总结得出了不同离子对压裂液配制影响的浓度限值;返排液经过高效破胶、絮凝、定位除硼及金属离子反应之后,石油类去除率达91.71%,浊度去除率达94.6%,色度去除率达95.8%,Ca2+、Mg2+、Fe2+和B浓度分别降至36.07、19.44、44.3和3.35 mg/L。研究了各种离子对返排液重复利用的影响,采用了定位除硼及金属离子的方法,根据返排液中残余硼及金属离子含量加入适量除硼剂和金属离子去除剂,将其浓度控制在影响范围内,该实验方法具有操作简便、处理量大,处理成本低等优点,便于现场推广应用。用处理后的返排液重新配制的瓜胶压裂液,在100℃剪切1 h后黏度仍保持在100 mPa s以上,满足《压裂液通用技术条件》要求,实现了压裂返排液的重复利用。      

压裂液连续混配技术及在“工厂化”压裂中的应用

随着国内页岩气"工厂化"压裂的大规模应用,施工用液量大、罐群数量多、场地占用面积大,传统的配液方式已不能满足"工厂化"压裂的需求。详细研究了配液用稠化剂溶解特性,指出滑溜水连续混配关键在于降阻剂的流动性能及溶解性能,粉末瓜尔胶可利用其弱碱性分散、弱酸性溶解的特性,结合现有国产连续混配装置来实现连续混配。开发出的大液量、大排量压裂液连续混配技术,在页岩气"工厂化"压裂中得到了推广应用,缩短了施工作业周期、降低了现场作业强度、避免了压裂液腐烂变质,实现了高效、绿色环保的压裂施工。     

四川盆地威远区块页岩气立体开发技术与对策——以威202井区A平台为例

威远区块是四川盆地页岩气开发的主战场之一,四川盆地威远区块威202A平台为早期投产平台,其上半支3口井在志留系龙马溪组龙一₁~1小层钻遇率低,开发效果不理想。为了提高气藏采收率,最大程度动用储量,通过运用优势层位动用潜力和可采储量开发潜力分析等技术,开展了资源潜力立体开发评价和技术对策研究,部署了W形立体加密井网,提出了储层改造难点的应对措施。研究结果表明：(1)提出了以龙一₁~1小层为目的层,在平台上半支原有井之间加密部署实施3口水平井建议;(2)针对立体开发目标,加强地质导向跟踪,加密井水平段在龙一₁~1小层钻遇率平均达90.2%以上;(3)运用控制压裂规模、差异化设计和压前邻井提前关井恢复压力及压中暂堵转向等手段,提升裂缝复杂程度,并避免邻井被压窜;(4)微地震监测和数值模拟等证实加密井有效动用龙一₁~1小层地质储量,且3口井测试产量较原老井大幅度提升。结论认为,形成的立体开发技术和对策,经实践检验,效果显著,为页岩气藏立体开发和提高储量动用程度提供了有益借鉴。     

“工厂化”压裂多裂缝应力干扰与延伸规律研究

水平井分段多簇体积压裂是实现致密油资源商业化开发的重要手段。文中基于位移不连续法,建立水平井分段压裂多井、多裂缝扩展计算模型,开发数值模拟软件,研究单井多簇压裂和多井工厂化压裂时的裂缝延伸规律。结果表明：多裂缝同步扩展时,受应力阴影效应影响,裂缝周围地应力发生改变,段内各裂缝间压裂液流量分配不均,裂缝发生不均匀扩展现象;合理布置压裂簇的数量与位置,可促进裂缝均匀扩展;多井平行压裂和交错压裂时,井间形成拉应力集中区,压裂段中部裂缝相互靠近,平行压裂裂缝易导通,交错压裂裂缝则易出现“雁型裂纹”;对于平行压裂和交错压裂,同步压裂裂缝延伸均匀性更强,压裂效果更好。该研究成果可为致密油储层工厂化压裂施工设计提供参考。     

四川盆地长宁地区页岩气水平井组“拉链式”压裂实践

经过几年的探索和实践,在四川长宁—威远国家级页岩气示范区内相继完成一批直井和水平井体积压裂改造并获得工业产能,初步形成了自主页岩气储层改造技术,下一步需要探索解决的就是如何通过"工厂化"模式来提高压裂作业效率的问题。为此,介绍了我国第一个页岩气丛式水平井井组长宁A平台的部署情况,针对该平台压裂改造工艺要求和四川盆地山地地形特点,对该平台"工厂化"作业模式进行了优化设计,在国内首次采用"拉链式"压裂作业模式对该平台开展了"工厂化"压裂。通过地面标准化流程、拉链式施工、流水线作业和井下交错布缝、微地震实时监测,实现了每天平均压裂3.16段,最大限度增加储层改造体积,充分体现了"工厂化"压裂对页岩气丛式水平井平台大规模体积压裂改造的提速、提效作用。同时还针对该井组"拉链式"压裂的施工工艺、作业模式、地面配套以及压后初步评价进行了综合研究分析,"拉链式"压裂实践表明:2口井的"拉链式"压裂相对于该地区前期水平井单井压裂作业而言,效率提高78%、增产改造体积增加了50%。     

井下微地震监测技术在页岩气“井工厂”压裂中的应用

通过井下微地震监测可以获得页岩气井压裂过程中水力裂缝的展布方向、波及长度和地层破裂能量,从而指导压裂方案的实时调整,增大压裂改造体积。为此,威202井区5个平台进行页岩气“井工厂”压裂施工时,应用井下微地震监测技术进行了裂缝监测。在介绍井下微地震监测技术基本测量原理的基础上,以威202井区A平台6口井的应用为例,详细介绍了该技术在有效识别地层中潜在天然裂缝、监测暂堵转向体积压裂效果、指导射孔参数优化等方面的机理与效果。研究表明,应用井下微地震监测技术可以增大页岩气储层改造体积,提高储层均匀改造程度,这对于页岩气的经济有效开发具有重要作用。      

黔北正安区块页岩气压裂返排液/采出水地球化学特征

贵州省页岩气资源丰富,近年来,与四川盆地毗邻的黔北正安区块在上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组的页岩气勘探开发上取得了重要进展。由于页岩气分布区地质条件复杂,生态环境脆弱,页岩气开采可能存在严重的环境污染风险,因此,针对黔北地区正安区块AY7-4井页岩气压裂返排液/采出水进行了元素和氢氧同位素分析。结果表明,AY7-4井返排液/采出水K、Na、Ca、Mg、NH₄⁺等组分含量都很高,平均分别为118 mg/L、7 616 mg/L、266 mg/L、47 mg/L、76 mg/L,其中Na、Ca、Mg含量与威远页岩气压裂返排液/采出水的相近,但低于长宁和涪陵;NH₄⁺含量则与长宁的类似,但远高于威远的;Cl平均含量为11 605 mg/L,与威远的相近,但比长宁和涪陵的低;Br平均含量为48 mg/L,稍低于威远的,是长宁和涪陵的一半左右。相应地,AY7-4井Br/Cl值最低,反映其Br含量相对较低。AY7-4井Li、B、Sr平均含量分别为17 mg/L、10 mg/L、45 mg/L,但与威远、长宁、...     

威202H3平台废弃油基钻井液处理技术

目前处理废弃油基钻井液一般采用集中填埋或回注地层,依然存在潜在的环境污染问题,同时也浪费了大量矿物油资源。笔者对威202H3平台废弃油基钻井液进行回收利用研究,首先测定了废弃钻井液本身的性质,测得其表观黏度为100~120 mPa·s、塑性黏度为80~100 mPa·s、动切力为20 Pa、初终切为20/35 Pa/Pa,粒度主要集中在5.59~13.74μm。在现场及实验室进行复配再利用研究,发现在威202H3-3井龙马溪地层加入2 m3废弃油基钻井液后,油基钻井液终切不断升高、动塑比难以控制;利用废弃油基钻井液中劣质固相,在长宁H12-3井用于配制堵漏浆,施工顺利,效果较好。因此得出,废弃油基钻井液回收再利用的困难在于其中含有大量粒径小于20 μm的固体颗粒,现有固控设备难以除去,并且现有处理技术均存在安全、占地面积、能耗、交通运输、环保及成本问题,建议这种废弃油基钻井液体系用于配制页岩地层发生漏失时的堵漏浆,在一定程度上减小经济损失。而在今后废弃油基钻井液处理技术的研究过程中,如果超临界CO₂流体萃取技术能够降低成本,将成为废弃油基钻井液重要的处理技术。      

缝网体积压裂在大牛地重复压裂井中的应用

大牛地气田具备重复压裂基础,前期优选了7口井开展重复压裂先导试验,常规加砂压裂整体效果不理想。通过采用一种新型压裂工艺,对老井进行二次挖潜,旨在提高老井的采收率。利用压裂软件建立典型的压裂模拟模型,对不同泵注工艺条件下支撑剂在裂缝中的铺置剖面情况进行模拟,明确影响缝网体积和支撑剂铺置的主要影响因素。并对影响改造效果的排量、液量、砂量以及前置液比例等关键参数进行优化,实现体积改造最优化。开展大牛地盒3气层的有利条件的评价,形成了一套适合重复压裂的缝网体积压裂技术。现场应用效果来看:4口老井采用缝网体积压裂后均实现增产,日增天然气8000 m^3左右。     

大排量压裂施工在常规射孔井上的应用

结合精细地质研究结果，针对常规射孔井，采用40m卡距实施常规压裂时，尽管同一卡距内的目的层之间存在岩性夹层，但由于压裂管柱、设备能力、施工排量等条件限制，只能处理其中的一个目的层这一实际问题，首次尝试了应用55MPa压裂管柱、大排量施工的现场试验。从而实现了一次加砂处理同一卡距内的2个及以上目的层，提高了压裂层段改造强度。同时配合压裂井裂缝参数和施工参数优化，匹配与油层流体配伍的压裂液配方，使试验井获得了较好的增产效果，共施工6口井，压后平均单井日增液58．4t，日增油19．9t，含水下降5．0个百分点，同比平均单井日多增油2．2t，增油强度增加20．3％，并获得了一些有益的认识。     

页岩气有效储层三维地质建模——以威远地区威202H2平台区为例

国内页岩气资源开发正处于起步发展阶段,实际开发中缺少有效的技术指导,尤其是三维地质建模技术方面。在综合钻测井、地震及分析测试资料的基础上,提出了一套页岩气有效储层三维地质建模技术。通过井震约束,建立有效储层段的构造模型,以GR(自然伽马测井值)、TOC(总有机碳质量分数)、Si质量分数、Ca质量分数与沉积微相的对应关系构建沉积小层相的划分标准;应用序贯指示和序贯高斯模拟方法分别建立起相模型和各重要参数的属性模型;最后通过单位体积含气量累计求和的方法计算页岩气藏地质储量。实例应用表明,构建的三维地质模型有效刻画出了有效储层空间的非均质性变化特征,并指出了各属性参数对应的有利分布区域。该类页岩气藏模型的构建方法和实际应用,对类似气藏的开发部署具有指导意义。     

CO2泡沫压裂在煤层气井中的适应性

CO2泡沫压裂液由于对储层伤害小、返排能力强、滤失量小和携砂能力强等特点,在油气田,特别在低压、水敏性储层中得到应用.CO2泡沫压裂液与常规水基压裂液最大的差异是交联环境的不同.常规水基压裂液是在碱性环境下交联、酸性环境下破胶,而CO2泡沫压裂液则要求在酸性环境下交联.为使稠化剂在酸性条件下能形成良好的冻胶,开发研制出了AC-8酸性交联剂,并通过室内研究,形成了CO2泡沫压裂的配套技术.现场应用表明,CO2泡沫压裂液是一种优质低伤害压裂液体系,该体系粘度高,滤失量低,能够清洁裂缝,对地层损害小,易返排,能够满足煤层气井的压裂施工.     

苏里格中区奥陶系喀斯特古地貌恢复及其在“大井丛、工厂化”模式中的应用

随着"多井型、大井丛、多层系、工厂化"的混合开发模式在苏里格气田的不断成熟,"上下古兼顾,立体式开发"的开发思路为现今苏里格气田开发的主题。苏里格气田中区位于鄂尔多斯盆地中央古隆起的东侧,陕北凹陷西侧,区域内奥陶系地层非常发育。本文运用大量钻井、测井资料,在区域古地貌地质背景的基础上,综合利用残余厚度法及印模法,恢复出研究区奥陶系风化壳喀斯特古地貌分布格局。其中喀斯特斜坡及喀斯特斜坡过渡带为研究区的主要古地貌单元,喀斯特高地局限于区块西北部。根据研究区喀斯特古地貌特征及其试气成果显示:喀斯特高地与喀斯特斜坡的过渡带为高产气井有利分布区,同时位于喀斯特斜坡中的残丘地带天然气相对比较富集;古沟槽两侧为天然气有利富集区,对天然气储集有着重要的建设性作用。应用喀斯特古地貌特征对气藏分布的控制,划分研究区有利天然气富集的喀斯特地貌"甜点区"。并于下古天然气富集区实施大井丛的同时,明确下古层位设计及井型优选,利用钻井工厂化的低成本运营,高效完成上古+下古的多层系整体式开发模式。     

CO2压裂技术在苏里格气田的应用

针对苏里格气田低压、低渗气藏的特点,以及常规压裂压后液体返排困难,储层水伤害严重的问题,研究利用CO2压裂技术提高压裂液返排效果,减少储层伤害。有针对性地研究了CO2压裂工艺的原理、压裂优化设计技术及压裂配套工艺等。该技术在长庆油田苏里格气田的现场应用表明,应用CO2压裂技术降低了压裂液对气层的伤害,提高了气井单井产量和压裂效果。     

水力喷射压裂技术在火山岩水平井压裂中的应用

针对无法进行传统的水平井分段压裂施工的筛管完井的火山岩水平井,吐哈油田引进、应用了水力喷射压裂技术改造牛东火山岩水平井。系统介绍水力喷射压裂原理、施工参数优化、施工工艺设计和施工情况,现场应用结果证明该技术适应筛管完井的水平井压裂工艺要求,取得较好的效果。     

UV/H2O2/草酸铁络合物体系处理压裂废液实验研究

针对油田压裂废液COD高、难降解的特点,分别采用UV/Fenton和UV/H2O2/草酸铁络合物法对其进行氧化处理,并研究了废液初始pH值、H2O2投加量、n（H2O2）/n（Fe2＋）、n（Fe2＋）/n（草酸）对压裂废液CODGr去除效果的影响.结果表明,在紫外光照射下、介质pH值为6.0、双氧水（H2O2）投加量为0.25％、n（H2O2）/n（Fe2＋）为2.0,n（Fe2＋）/n（C2O42-）为3.0条件下,UV/H2O2/草酸铁络合物体系对压裂废液的CODGr去除率达50％,与UV/H2O2氧化体系相比,去除效果较明显.     

微地震监测技术在暂堵压裂工艺中的应用

暂堵压裂工艺在三叠系油藏的推广试验已取得实际成效,但各实施区块尚未针对性开展井下裂缝监测以明确压裂裂缝是否转向,导致该工艺的实施缺乏一定的技术支持和依据。对此,2015年在具有代表性的D1油藏实施井中微地震裂缝监测5口,笔者通过对测试资料的分析,详细描述了压裂过程中裂缝产状、形态、走向等裂缝参数,明确了通过暂堵压裂工艺能够实现裂缝转向、开启地层微裂缝,验证了通过控制堵剂投加时机来优化主向缝延伸规模的设想,最后对升压幅度、泵注程序等工艺参数针对性的提出了优化方向。该研究成果使暂堵压裂工艺在三叠系油藏的设计思路得到实践证实,对同类油藏暂堵压裂设计及现场实施具有较好的指导意义。