页岩气开发的关键技术

页岩气开发由于具有资源潜力大、开采寿命长和生产周期长等优点,成为现在能源研究的热点和突破口。钻井技术和水力压裂技术是页岩气开发的关键技术。本文对国外主要的水平井钻井技术以及这些钻井技术所面临的挑战进行了研究;介绍了国外常用的几种水力压裂技术,并分析了其适用范围。     

国内外页岩气勘探开发技术研究现状及进展

页岩气是二十一世纪潜力巨大的非常规天然气资源,可以作为常规能源的重要补充,能够有效地缓解世界能源压力。页岩气开采对于中国来讲既是机遇又是挑战。页岩气存储于泥页岩中,具有自生、自储、自保的特性,且每个页岩气藏都其自身勘探开发的特性。国外页岩气开发正处于发展阶段,先后经历了直井、单支水平井、多分支水平井、丛式井、PAD水平井钻井的发展历程,水平井及欠平衡钻井技术的应用加速了页岩气的开发进程,页岩气固井主要采用泡沫水泥固井技术,完井方式以套管固井后射孔完井为主。在增产方面,采用了大型水力压裂技术,包括清水压裂、直井压裂、水平井分段压裂、重复压裂和同步压裂等,并对裂缝进行实时监测以提高采收率。     

页岩气井连续油管辅助压裂试气技术

目前国内页岩气开发中已普遍使用连续油管,但使用中连续油管挤毁、变形、自锁、钻磨效率低和井下工具遇卡、落井等问题时有发生。针对这些问题,对国内外相关技术与理论进行了调研分析,选取了高性能小尺寸的井下工具复合式连接器、防脱式螺杆钻具、五翼凹底磨鞋、水力振荡器和打捞加速器等,并通过不断改进施工工艺,形成了适合国内页岩气开发的连续油管铺助压裂试气集成技术,包括长水平段连续油管下桥塞技术、长水平段连续油管钻复合桥塞技术、长水平段连续油管射孔技术和长水平段连续油管打捞冲砂技术等。现场应用表明,应用上述集成技术后,单只桥塞的纯钻塞时间由70 min缩短至40 min,单井钻塞周期由9 d缩短至5 d,桥塞钻除率由97%升至100%;射孔时未发生油管挤毁现象;打捞一次成功率及连续油管坐封桥塞一次成功率均达到100%。研究表明,该集成技术可有效提高页岩气井压裂试气成功率。      

在不下油管的完井作业中压裂漏掉的产层

在油藏开发的早期,具有潜能的边际产层段常常被忽略,随着现有油藏的成熟。开采这些漏掉的产层的经济性比打加密井或重新进行钻井的经济性更高。在这些产层中应用常规技术进行压裂的有效性受到操作、经济等多种因素的制约。连续油管和水力压裂相结合的技术克服了在漏掉的产层中增产的各种局限,用专门的井下工具封隔忆有的射孔井段,用高压连续油管来输送压裂液和支撑剂体系,还可以防止在压裂作业中出现井眼被高压破坏的现象。粘弹     

连续油管临时封井注水泥技术在涪陵页岩气田的应用

在完成页岩气开发井压裂试气评价工作后,因现场实际情况暂未达到试采条件,为满足同平台后期钻井施工要求,需对气井进行连续油管临时封井注水泥作业。针对连续油管临时封井注水泥工艺存在的技术难点,从桥塞选型、坐封方式、水泥浆体系、注替流程和循环洗井施工工艺等方面进行优化改进,形成一套成熟的连续油管临时封井注水泥技术。在涪陵工区JYX-6HF井等5口井进行了成功应用,取得了良好的应用效果。     

页岩气水平井多段压裂产能影响因素数值模拟研究

页岩气作为一种重要的非常规能源,具有资源潜力大,开采寿命长等优点。目前只在美国和加拿大取得了成功开发。由于页岩气储层物性差,自然压力低,开发难度大等特点,商业开发页岩气的关键在于水平钻井和压裂技术的突破。水平井多段压裂技术形成裂缝网络,增大了渗流面积,减少了渗流阻力,提高了水平井产能,能十分有效提高页岩气产能,取得工业开采成功。本文运用Eclipse数值模拟软件中煤层气、双重介质等模块建立了数学模型,对页岩气储层裂缝系统与产能关系进行研究。考察了裂缝系统的渗透率、裂缝传导率、裂缝间距、裂缝半长、裂缝条数对水平井压裂后产能的影响。能有效优化和指导页岩气水平井多段压裂施工,预测产能。     

中国石化集团公司首次过油管光纤产气剖面测试成功

正伴随连续油管光纤测试管柱顺利从大石2HF井井口起出,由江汉石油工程页岩气开采技术服务公司负责的过油管光纤产气剖面测试项目在该井取得成功,系中国石化集团公司首次。光纤产气剖面测试技术是页岩气勘探开发过程中一项关键核心技术,能准确识别页岩气水平井各层段产气贡献率,评价压裂效果。此次该公司采用该项技术,首次实现了过油管光纤测试作业,解决了目前页岩气井下入生产管柱投产后常规测试技术难以解决的难题。     

连续油管作业技术在页岩气井中的应用

近几年随着国内页岩气井开采工作的不断加深,开采的难度也在不断加大。而连续油管作业技术作为开采作业中不可缺少的关键所在,研发出一套科学可行的国产连续油管作业技术就显得尤为必要和重要。基于此,本文探究页岩气井在实际开采过程中连续油管作业技术的实际应用,希望通过对连续油管作业技术进行不断的优化,逐步提升连续油管作业的整体质量。     

页岩气井连续油管辅助压裂试气技术

针对页岩气井连续油管辅助压裂试气问题,本次研究首先对国内页岩气井压裂试气技术的现状进行简单分析,在此基础上,对页岩气井连续油管作业技术问题进行深入研究,为推动我国页岩气能源开发的进一步发展奠定基础.     

工程公司填补国内页岩气开发测试技术空白

<正>7月23日,工程公司在涪陵焦石坝工区首次应用连续油管光纤产气剖面测试技术获得成功。该技术的成功应用,填补了国内在页岩气开发中连续油管光纤产气剖面测试的空白,为中石化非常规气田勘探开发增添了新"利器"。随着涪陵国家级页岩气产能建设示范区的不断推进,为探明不同区块、不同层位、不同压裂段,     

四川盆地页岩气水平井分段压裂技术系列国产化研究及应用

随着四川盆地页岩气勘探开发的持续深入,实施水平井分段压裂改造已成为页岩气这种非常规气藏有效开发的必要手段。针对四川长宁—威远国家级页岩气示范区水平井储层特点,结合套管固井完井方式,通过开展自主攻关与现场试验,在页岩气水平井压裂改造方面逐步形成了一套完整的技术系列,包括:新型复合桥塞分段工具、高效降阻滑溜水体系、优化分段设计技术、体积压裂工艺、连续油管钻磨技术、连续混配、连续供砂、连续作业技术、返排液重复利用技术等,从而实现了页岩气水平井储层改造的最优化体积和效果。应用结果表明:自主研发的页岩气水平井复合桥塞优化分段、滑溜水体积压裂工艺及工程配套技术,能够有效提高工程时效和增加井口产能,为页岩气水平井规模效益开发提供了技术保障,为下一步四川盆地页岩气工厂化压裂的实施提供了技术支撑。     

中国石油连续管作业技术进展及发展建议

中国石油连续管作业经过“十三五”持续攻关与示范推广,技术取得很大进步,作业量快速增长。在连续管径向钻井与侧钻、超深井及深部页岩/致密油气连续管作业、连续管定向喷砂射孔压裂、连续管悬挂完井与采油采气4个领域,连续管工艺技术与关键工具研究、装备研制与软件开发等方面均取得重要进展。依托连续管快速修井、连续管速度管柱与完井管柱、连续管储层改造与连续管测井测试4项主体工艺的示范推广,连续管作业量以每年递增22%的速度快速增长。随着油气开发向更深层、更长水平段发展,“十四五”期间连续管技术将面临一系列新的挑战,需进一步提升连续管装备水平与作业能力,加强全系列连续管作业技术的专项推广,推进技术共享服务平台和数字化智能化软件平台建设,为“稳油增气,提质增效”双重战略实施提供强有力的技术支持。     

连续油管拖动喷射酸压工艺在和田河气田的应用

多级封隔器分段酸压技术在和田河气田得到成功的推广和应用。但该工艺分段数受到一定的限制,同时完井管串不能满足后期分层产能测试评价等要求。针对水平井多级封隔器分段酸压工艺局限性,首次引入连续油管拖动喷射酸压工艺并在现场应用,采用66.7mm连续油管和8孔×5.5mm喷嘴组合,最多分段数达到16段,工艺成功率100%,提高效率和安全性,增产效果显著。连续油管拖动喷射酸压工艺在和田河气田的成功应用,为气田水平井增产改造提供了有力的技术支撑。     

连续管作业技术在青海高原油气田的应用

为了使连续油管作业技术在我国油田得到更广泛的推广应用,借助中石油集团重大推广专项连续管新技术推广平台,青海油田充分利用连续油管作业设备,开展了钻井、完井、采油、修井等27个作业技术领域的试验应用,积极发挥了连续管作业周期短、事故率低、地层伤害小和重入性好等优势,取得了显著的综合经济效益。在应用的基础上,总结了连续管作业技术在青海油田的使用经验,重点包括:推广应用中坚持企业文化引导观念转变、立足油田需求持续技术创新、促进规模应用、借助专项平台转变发展方式;建立高水平的专业化技术服务队伍,形成了低压气井连续管氮气泡沫冲砂作业、连续管通洗井一体化作业、连续管注水井除垢等特色工艺,实现高原井下作业由低端劳务型向现代井下作业技术服务模式的转变。最后,对青海油田连续管技术的应用进行了展望,指出下一步应继续拓展连续管在投产维护、大修、压裂酸化等方面的应用。     

涪陵页岩气田加密井钻井关键技术

涪陵页岩气田加密井多处于页岩气压裂区且井网部署密集,导致钻井溢漏等井下故障多发、钻井液安全密度窗口确定难、压裂液侵入造成井壁坍塌及卡钻、防压裂干扰井眼轨道设计难度大等问题。针对上述钻井技术难点,从压裂区地层孔隙压力计算模型建立、合理钻井液密度窗口设计、防压裂干扰井眼轨道设计、加密井防漏堵漏和溢漏同存防控等方面进行了技术攻关,形成了适用于涪陵焦石坝主体区块的加密井钻井关键技术。该关键技术在涪陵页岩气田应用31口井,平均水平段长1 933.25 m,平均钻井周期52.38 d,平均机械钻速10.31 m/h,较前期加密评价井机械钻速提高了15.3%,钻井周期缩短了10.7%。涪陵页岩气田加密井钻井关键技术为涪陵页岩气田二期产能建设提供了技术支撑,也为其他页岩气田开发提供了技术参考和借鉴。      

苏里格致密气田丛式井组连续油管一体化压裂技术

苏里格致密砂岩气藏大井组多井型的丛式井组机械分层压裂工艺不能满足多层、高排量压裂技术发展需求。为此,根据体积压裂理论进行了致密气田高排量混合水压裂工艺设计,采用滑溜水+基液+交联液的注入模式,低黏液占比40%~75%,排量6~8 m3/min;研发了连续油管底封分层压裂工具串:导向扶正器+机械式接箍定位器+机械锚定器+Y211封隔器+平衡阀+喷射器+机械式安全丢手接头+连续油管外卡瓦式连接头+连续油管,满足了连续解封和坐封的需求;为确保安全施工,研发了连续油管井口保护器,结合全过程防砂工艺制定了标准地面作业流程,形成了安全作业配套技术,并研发了压裂返排液处理装置,实现了压裂返排液再利用,最终形成苏里格致密气田丛式井组连续油管一体化压裂技术。截至2018年12月底现场试验32个井组201口井,压后单井产量较对比井提高15%,平均单井压裂作业周期由常规模式的19.5 d缩短至11.0 d,提产提速效果显著。     

CobraMax压裂工艺在低渗气藏的应用

针对苏里格气田现有的分层压裂工艺在薄而多气层段井有效开发方面存在的局限性,长庆油田通过与哈里伯顿公司合作在苏东X井开展了国内第1口CobraMax压裂试验。该技术打破了常规套管射孔,油管连入分层工具,完成3～4层的多层压裂工艺思路,提出了通过连续油管水力喷砂射孔,从环空进行主压裂施工,通过砂塞分隔各压裂层的一种分层改造工艺理念,其最大优势在于改造层数多,可最大限度提高储层纵向动用程度,同时可减少多层射孔费用,有效降低整井费用。2010年该技术在长庆油田成功实施,取得了很好的效果,为国内低压、低产、多层系气田开采提供了借鉴。