页岩气储层压裂改造技术综述

页岩属于低孔低渗储层,其开发难度非常大,90%的页岩气井需经过储层改造才能获得较为理想的产气效果,压裂技术是进行储层改造、提高产能的最主要手段。为了全面系统地了解各种压裂技术,通过大量的文献调研及整理研究,简单介绍了页岩气压裂技术的发展历程,并详细论述了目前应用于页岩储层改造的主要压裂技术的理论基础、技术特点、适用性及各种压裂工艺间的差异性。同时,介绍了几种近些年发展产生的新型压裂技术,包括混合压裂技术、纤维压裂技术、通道压裂技术,以及在页岩储层压裂中的应用情况及展望。针对我国页岩气勘查开发工作刚刚起步,施工经验不足的现实情况,了解各种压裂技术特点,寻找适合我国页岩储层的压裂技术,对我国页岩气勘查开发具有重要意义。     

高能气体压裂技术

目前，高能气体压裂（以下简称HEGF）是国内油田增产增注的一项新颖的逐步成熟的工艺技术措施。本文根据材料力学和渗流力学基础理论阐述了HEGF造缝及增产原理，较详细地介绍了俄罗斯HEGF工艺和裂缝几何尺寸计算方法，并对国内外工艺技术进行了比较，指出液体火药ГОС的应用可极大地提高HEGF措施效果，简单介绍了HEGF现场应用情况。     

高能气体压裂技术

高能气体压裂是一项用于油气层改造的新兴压裂技术，亦称爆燃压裂、可控脉冲压裂或多缝压裂。它利用特定的火药或推进剂在油气井的生产层段进行可控燃烧，迅速产生大量的高温高压燃气，对井壁及地层形成脉冲加载来压裂油气层，可以形成自井眼呈放射状展开的多条径向裂缝，有效地穿透在钻井、完井过程中形成的污染带，清除油气层堵塞物，并尽可能沟通地层中的天然裂缝，从而改善地层的渗透性，达到增产增注的目的。     

美国页岩气压裂增产技术

页岩气是非常规气勘探开发的重要领域,并在美国取得了巨大成功。页岩气以吸附或游离状态为主要存在形式,形成于暗色高碳泥质烃源岩中。页岩气藏是典型的非常规天然气藏,它具有低渗透、生产周期长和开采寿命长的特点。页岩气作为一种高效、清洁的能源,其中蕴藏着巨大的经济和环境效益。美国页岩气开发采用了先进的压裂增产技术,页岩气产量逐年提高。水力压裂技术的改进主要是指各种压裂技术的涌现,如分段压裂技术、重复压裂技术、同步压裂技术和清水压裂技术等。     

高能气体压裂技术探讨

高能气体压裂技术是一项压裂技术,通过控制其上升速度使作用力超过岩层的破裂应力,在井筒周围的岩层形成多条自呈放射状的径向裂缝,清除油气层污染及堵塞物,有效降低表皮系数,达到油气井增产的目的,是一种比较可靠的方法。     

稠油油藏高能气体脉冲压裂增产研究

高能脉冲压裂技术利用推进剂的快速燃烧,形成放射性多裂缝,延伸的裂缝可以大幅地增加储层渗透率。     

页岩气储层压裂改造技术

通过资料调研,分析了页岩气的储层特征:页岩气藏储层中的页岩既是烃源岩也是储层,普遍富含有机质;页岩气藏储气类型以自由气和吸附气为主,吸附气以吸附状态赋存在于酪根和粘土颗粒的表面;页岩矿物组分复杂,渗透率极低,天然裂缝较发育.介绍了国外不同页岩气藏储层压裂改造工艺及相关配套技术;北美页岩气藏开发形成了以水平井完井和分段压裂为主的主体技术,以滑溜水和复合压裂液为主的压裂液体系,以分段多簇射孔、快速可钻式桥塞封隔、微地震裂缝监测和大规模连续混配的配套技术.中国页岩气资源量达20×10(12)-30×10(12)m3,开发潜力巨大,通过了解和学习国外页岩气开发现状和技术,从而加快中国在页岩气成藏理论、构造背景、地质成因、生储盖理论、开发方式、压裂改造技术及相关配套工具等方面的研究步伐,尽快实现中国页岩气的商业化开发.     

高能气体压裂增产措施中一氧化碳气体生成机制

对低渗透油藏高能气体压裂增产措施过程中一氧化碳气体生成机制进行的综合研究表明,高能气体压裂配方及高能气体压裂中产生的高温气体与伴生气或原油发生二次化学反应是产生一氧化碳及其他有毒有害气体的主要因素。在此基础上,建立了一氧化碳井筒流动及井口扩散模型,给出了中毒防治措施。此项研究为低渗透油藏增产措施中一氧化碳气体的生成机理及采取有效的防治措施提供了理论依据,对同类油藏高能气体压裂增产安全措施具有重要的指导意义。     

深层油气藏高能气体压裂技术

介绍了用液体火药对深层油气藏实施高能气体压裂（ＨＥＧＦ）的工艺技术。根据材料力学及岩石力学的基础理论阐述了液体火药ＨＥＧＦ的造缝机理，并与固体火药ＨＥＧＦ、水力压裂造缝类型进行比较。从现场应用的角度出发，介绍了液体火药的种类、组分、施工工艺及具体操作步骤；分析了使用液体火药进行ＨＥＧＦ的典型井例。在中原油田使用液体火药进行ＨＥＧＦ的２５口井中，施工成功率１００％、有功率８０％。因此，使用液体火药可     

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。     

页岩油气水平井压裂技术进展与展望

通过对"十三五"以来国外页岩油气储集层水平井压裂技术进展的系统总结,阐述了水平井压裂技术在页岩油气储集层多层叠置立体开发、小井距密井网布井、水平井重复压裂、施工参数优化与降低成本方面的新特征;结合中国页岩油气水平井压裂技术需求,论述了水平井压裂技术在多裂缝扩展模拟、水平井压裂设计、电驱压裂装备、可溶化系列工具、低成本入井材料与工厂化作业方面的新进展。在此基础上,结合非常规页岩油气"十四五"规划对水平井压裂改造技术的需求分析,提出了7个方面的发展建议:(1)强化地质工程一体化联合研究;(2)深化页岩储集层改造基础理论及优化设计技术研究;(3)完善大功率电驱压裂装备;(4)研发长井段水平井压裂工具及配套作业装备;(5)加强水平井柔性开窗侧钻剩余油挖潜技术攻关;(6)发展长井段水平井压裂后修井作业技术;(7)超前储备智能化压裂技术。     

抗高温清洁CO2 泡沫压裂液在页岩气储层的应用

为了实现裂缝型、低压、低渗、强水敏、易水锁等特殊油气藏的高效开发,采用研发的多元共聚物、黏度增效剂、调节剂等和CO2 混配,得到一种抗高温清洁CO2 泡沫压裂液（BCF 压裂液）。对压裂液体系进行了综合性能测试,结果表明:BCF 泡沫压裂液抗温能力可达140 ℃,在90 ℃下泡沫液具有优良的携砂性能,其半衰期超过5 h,泡沫液滤失系数与胍胶冻胶相当, 并且压裂液破胶彻底,破胶液残渣含量低至1 mg/L、表面张力在24 mN/m 以下。BCF 压裂液体系在延长油田YY2 页岩气井得到了成功应用,加砂成功率100 %,求产后单井无阻气量达到1.0×105 m3/d,是邻井产量的3 倍。试验表明,该压裂液具有常规CO2 泡沫压裂液不可比拟的优点,对此类特殊油气藏的高效开发和储层保护具有重大意义。     

四川深层页岩气藏压裂工艺研究和先导性实验分析

前期的气藏评价表明,四川盆地元坝区块自流井组页岩气藏可能具有商业开发潜力。但其埋藏深度多在4 000 m以上,远远超过了美国页岩普通层位深度范围（76~2 440 m）,因此,该区块深层页岩气藏的开发在国内外都属于独创性研究。在综合评价气藏的基础上,借鉴方深1井的页岩气藏改造经验,结合页岩气藏压裂机理,通过对入井管柱、压裂液配方、压裂规模和参数等多方面的研究,初步形成了适合于元坝区块深层页岩气藏的大型压裂工艺,并在YB9井实验获得成功,对同类深层页岩气藏勘探开发大型压裂施工具有借鉴意义。     

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。     

页岩气压裂数值模型分析

水力压裂和水平井开采是页岩气开发的主要技术,在我国尚处在工业试验阶段,存在很多技术瓶颈。在总结分析了页岩气压裂的特点基础上,探讨了网状裂缝形成的主控因素及裂缝扩展模型、产能预测模型的类型以及优缺点。结果认为,特殊的赋存生产机理、复杂的裂缝形态和多尺度的渗流模式是页岩气压裂的主要特点,其目的是形成网状裂缝,扩大储层改造体积;网状裂缝的形成主要受天然裂缝与人工裂缝的夹角、水平主应力差和岩石的脆性等因素的控制。页岩气压裂产能预测模型面临的主要问题是裂缝形态的模拟和气体流态的描述,主要有非常规裂缝模型、离散裂缝模型和双重介质模型等,这些模型和方法在一定程度上表征了页岩气压裂裂缝形态和渗流特点,但没有考虑不规则的裂缝形态等。     

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。     

永川深层页岩气藏水平井体积压裂技术

深层页岩气藏水平井压裂存在注入压力高、加砂难、稳产能力低等问题,针对永川龙马溪气藏地质特点,以形成体积压裂缝网为目标,采用优化后的高黏、低黏组合液体及粒径70/140目+40/70目+30/50目组合支撑剂,选择大通径免钻桥塞和可溶桥塞分段工艺,采用地质工程双甜点地球物理预测技术确定分段分簇位置,结合6段制混合注入模式和特殊加砂工艺保证顺利加砂,并配套了射孔优化、缝口暂堵技术、压后闷井方案增加裂缝复杂程度。实施井获得了较好的增产效果,达到体积改造目的。     

适用于涪陵页岩气开发压裂工艺配套技术研究

涪陵页岩气二期产建区井随着埋深加大造成施工压力高,施工排量受限,难以形成复杂缝所需较高的净压力,给当前的压裂施工带来一定的难度,本文通过涪陵页岩气井开发对压裂设备需要耐高压、大排量、长时间的要求,提出了相对应配套技术及配套压裂工艺方案,可保障压裂施工在高压、大排量施工顺畅。     

页岩气藏综合地质建模技术

目前,页岩气藏地质建模采用的技术思路和实现方式主要源于常规油气藏,对页岩气藏并不适用,而可资借鉴的国内外相关成果则鲜见。为此,首先针对页岩气藏的特殊性,确定相配套的地质建模技术流程;再结合测录井资料解释、地震叠前叠后资料解释及采样地质实验分析等结果,建立工区构造和页岩小层发育模型;并在此格架体模型下应用地质统计学建模方法建立了页岩气储层厚度、孔隙度、含气饱和度、总有机碳含量、硅质含量、脆性指数等属性模型;综合应用地震AFE属性、构造曲率、应变体积膨胀资料,结合地质认识与钻井显示,采用目标建模方法,建立天然裂缝DFN模型;在人工压裂缝展布模式判断及参数拟合分析的基础上,建立了人工压裂缝模型;最后,采取逐级叠加的方法,建立了页岩气藏综合地质模型并进行气井的生产史拟合与动态预测。研究结果表明:①与常规油气藏相比,页岩气藏地质建模更为复杂,主要表现在小层划分与对比困难、基质参数多且存在着相互约束关系、天然裂缝成因和尺度多样以及天然裂缝干扰和影响下人工压裂缝分布复杂;②天然裂缝模型实现了对裂缝系统几何形态和分布的有效细致描述,人工压裂缝模型能较好地体现人工裂缝分布状况及压裂改造体积,通过逐级融合叠加页岩气藏构造和小层发育模型、多种基质属性参数模型、多尺度天然裂缝模型及其约束下的人工压裂缝模型,可以完成页岩气藏综合地质模型的建立;③气井生产史拟合结果显示,在井底压力误差小于3.3%的情况下,所建立的页岩气藏综合地质模型是可靠的。