油基钻井完井液侵入对页岩储层应力敏感性的影响

页岩气藏水平井钻井完井过程中,油基钻井完井液易沿裂缝侵入储层,滤液对裂缝壁面的浸泡、固相颗粒堵塞微裂缝必然影响页岩储层应力敏感行为。为此,选用四川盆地志留系龙马溪组页岩作为实验岩样,开展了流体浸泡人工缝页岩岩样的应力敏感性实验,并对比了不同流体浸泡后的页岩应力敏感性差异。结果表明,白油、pH值为12的碱液、油基钻井完井液滤液浸泡后的岩样,平均应力敏感性系数较干岩样分别增大8%、26%、15%,应力敏感程度增强;高pH值油基钻井完井液对页岩的侵蚀作用弱化了页岩基块力学性质,溶蚀缝面微凸体,使页岩结构变得疏松,进一步促使裂缝产生、扩展并诱发微粒释放和微粒运移,导致页岩裂缝在外力作用下更易变形,从而强化页岩应力敏感性。该研究成果可为页岩气藏钻完井过程中的储层保护工作液选择及设计提供基础参数。     

页岩气井压裂返排液损害实验评价及机理研究

页岩气井通过大规模水力压裂形成复杂缝网,泵入的压裂液会与页岩相互作用,一方面通过自吸进入储层深部无法返排,另一方面压裂液会与页岩相互作用致页岩和液体特性都发生不同程度的变化,产生胶体残渣,造成页岩微粒运移。页岩储层普遍具有孔隙度和渗透率极低、天然微裂缝发育等特点,压裂液滞留于地层以及破碎支撑剂、胶体残渣和裂缝面破碎页岩微粒是否会对储层造成损害,文章从常规驱替损害害评价和自吸损害评价着手研究了页岩气井压裂损害机理。研究结果表明,页岩自吸致裂缝起裂扩展的积极作用和压裂液滞留于储层堵塞孔隙吼道的消极作用是同时存在的,裂缝发育程度的不同二者各自所起的主导作用是有差异的,对于微裂缝发育的储层,在导致水相圈闭损害的同时也可能诱发基质微裂缝的起裂扩展。返排液固相微粒对页岩储层的损害随岩样/裂缝尺度而呈现差异性,对于渗透率较高的裂缝流动通道,以固相堵塞和液相圈闭为主,且损害后渗透率难以有效恢复。研究结果对于针对页岩气井储层特征优化、页岩气井的关井时间和制定返排制度起到很好的指导作用。     

特低渗透砂岩油藏压裂液损害实验评价

以镇泾油田长8组砂岩油层为研究对象,探讨了压裂液损害评价方法,并进行压裂液滤液对基块岩样渗透率损害率和压裂破胶液动态滤失对造缝岩样返排恢复率测定的压裂液动态损害实验;考察了压裂液与地层流体、工作液之间的配伍性,压裂液和原油的润湿性,测定了压裂液乳化率和残渣。压裂液原胶液组成为0.4%HPG(瓜尔胶)+0.4%AS-6(季铵盐类黏土稳定剂)+0.3%CX-307(阴离子型破乳助排剂)+0.1%HCHO(杀茵剂)。实验结果表明,原油与破胶液按3:1、3:2、1:1体积比混合后的乳化率均在60%以上,而破乳率仅为12.00%～23.77%。压裂液残渣含量平均为703 mg/L,易阻塞储层渗流通道。裂缝岩样经压裂液驱替后的返排恢复率为1.48%～85.83%;当裂缝充填支撑剂后的返排恢复率为0.02%～42.9%,较单纯裂缝岩样低。基块岩样压裂液乳化损害程度强,平均损害率为89.83%;残渣液损害程度强,平均损害率为73.71%;压裂液滤液损害程度中等偏弱,平均损害率为44.85%。压裂液产生的润湿反转使岩石由水湿转化为油湿。固相侵入、碱敏、润湿反转是储层损害的主要因素。固相侵入的损害率为28.86%,润湿性相关的损害率为44.98%,基块岩样碱敏损害率26.38%、裂缝岩样为32.18%。建议采用清洁压裂降低残渣损害、选用合适的表面活性荆提高返排率,为该油田储层保护和有效开发提供支持。     

页岩气井压裂返排液对储层裂缝的损害机理

为了弄清压裂液返排过程中对页岩气储层裂缝的损害机理,选取四川盆地长宁区块下志留统龙马溪组页岩和压裂返排液,利用压裂返排液对造缝岩样开展压裂液返排和气驱压裂液实验,监测压裂液返排流动阶段的岩样液相渗透率、返排液固相粒度分布和浊度变化,对比压裂液气驱前后的气测渗透率,分析压裂返排液对页岩气储层中裂缝的损害机理与损害程度。研究结果表明：①压裂返排液作用后,页岩渗透率损害率介于53.1%～97.6%,返排液固相粒度区间显著缩小,液相滞留所造成的相圈闭损害、固相残渣堵塞、气相携液诱发微粒运移和盐结晶是其主要的损害方式;②气相流阶段,渗透率损害率降至23.1%～80.2%,滞留液相损害有所缓解,但固相残渣堵塞和返排液在裂缝面的盐结晶损害仍然难以避免;③基于页岩气井压裂液返排过程中对裂缝的损害机理,考虑到返排液的处理难度及其对储层裂缝的损害,建议应积极发挥压裂液的造缝能力,优化压裂液性质与用量,尽量做到不返排或少返排压裂液。     

页岩人工裂缝应力敏感评价方法

页岩储层具有低渗致密、无压裂不产气的特点,需要大型压裂改造产生易于气体流动的人工裂缝。为了定量化研究页岩人工裂缝应力敏感性,通过室内相似物理模拟实验,分析了人工裂缝宽度、渗透率、孔隙度随有效应力的变化规律。研究表明:无支撑人工裂缝初始渗透率相差不大,应力敏感变化规律一致,岩心渗透率提高幅度随应力的增加迅速下降,页岩造缝岩心应力敏感性极强;裂缝加入支撑剂后,初始渗透率相差较大,应力敏感性变弱,裂缝导流能力增加巨大;支撑剂破碎后有部分发生了弹性变形,对裂缝表面起到了较好的支撑作用。     

页岩气井压裂液返排对储层裂缝的损害机理

为了弄清压裂液返排过程中对页岩气储层裂缝的损害机理,选取四川盆地长宁区块下志留统龙马溪组页岩和压裂返排液,利用压裂返排液对造缝岩样开展压裂液返排和气驱压裂液实验,监测压裂液返排流动阶段的岩样液相渗透率、返排液固相粒度分布和浊度变化,对比压裂液气驱前后的气测渗透率,分析压裂返排液对页岩气储层中裂缝的损害机理与损害程度。研究结果表明:(1)压裂返排液作用后,页岩渗透率损害率介于53.1%～97.6%,返排液固相粒度区间显著缩小,液相滞留所造成的相圈闭损害、固相残渣堵塞、气相携液诱发微粒运移和盐结晶是其主要的损害方式;(2)气相流阶段,渗透率损害率降至23.1%～80.2%,滞留液相损害有所缓解,但固相残渣堵塞和返排液在裂缝面的盐结晶损害仍然难以避免;(3)基于页岩气井压裂液返排过程中对裂缝的损害机理,考虑到返排液的处理难度及其对储层裂缝的损害,建议应积极发挥压裂液的造缝能力,优化压裂液性质与用量,尽量做到不返排或少返排压裂液。     

页岩储层吸水特征及其对裂缝导流能力的影响

页岩储层体积压裂后普遍存在压裂液返排率低的问题,大量压裂液滞留在储层内不仅会对页岩气的流动及解吸产生影响,还会影响到压裂后的裂缝导流能力。文中以四川盆地某区块龙马溪组页岩储层为研究对象,在分析了页岩储层特征的基础上,开展了页岩储层吸水能力实验,并评价了页岩吸水对裂缝导流能力的影响。结果表明:目标区块页岩储层具有超低孔、低渗、低初始含水饱和度的特点,且黏土矿物质量分数较高,具备较强的吸水性。页岩岩心在蒸馏水中的吸水能力最强,在地层水中次之,在滑溜水压裂液中最弱。由于页岩的吸水作用明显降低了裂缝表面的强度,导致支撑剂滑动或者嵌入,从而明显降低了支撑裂缝的导流能力。页岩导流板通入蒸馏水时裂缝导流能力下降幅度最大(83.02%),而通入滑溜水压裂液时裂缝导流能力下降幅度最小(39.13%)。因此,可以通过调整压裂液体系组成来抑制页岩储层的吸水作用,从而提高压裂液的返排率,降低页岩储层吸水对裂缝导流能力的影响程度。     

东营凹陷樊页1井泥页岩储层应力敏感性评价

储层应力敏感的研究可为页岩油藏开发及储层保护方案设计提供重要依据。本文选取樊页1井10块泥页岩岩心,通过实验测得不同有效应力下岩样渗透率和孔隙度的变化,分别对孔隙度应力敏感性和渗透率应力敏感性进行了评价,并分析了矿物组分、微观孔隙结构与应力敏感性的关系。结果表明:樊页1井泥页岩具有强的应力敏感性,且低渗岩样比高渗岩样强,渗透率应力敏感性比孔隙度应力敏感性强;黏土矿物含量高和微裂缝发育是应力敏感性强的主要原因。     

四川盆地志留系龙马溪组页岩裂缝应力敏感实验

裂缝网络是页岩气有效开发的基础,为研究页岩裂缝渗透率在有效应力作用下的变化规律,选取具有代表性的四川盆地龙马溪组页岩样品,通过实验考察了基质、微裂缝和人工裂缝渗透率对应力的敏感程度,总结了孔渗幂指数模型、Gangi模型和Walsh模型对裂缝渗透率的拟合和修正结果,并探讨了支撑裂缝和裂缝滑移降低应力敏感性的作用机理。研究结果表明,微裂缝和人工无填充裂缝的渗透率的应力敏感最强,随着有效应力的增加呈指数式递减,Gangi模型和Walsh模型的拟合精度都在97%以上,参数分析结果表明可通过增加裂缝面的粗糙度和向裂缝加入支撑剂来降低其应力敏感系数。有支撑和滑移裂缝的应力敏感性最低,仅仅在一定应力范围内满足Walsh模型。高应力状态下,优选强度较高、耐压性好的陶粒支撑剂有利于提高裂缝的导流能力,而裂缝滑移在一定程度上比裂缝支撑剂更能增加裂缝渗透率,因此在水力压裂模型中应该考虑设计裂缝滑移来降低裂缝的应力敏感性。     

鄂尔多斯盆地页岩油储层应力敏感性分析及水平井返排制度优化

鄂尔多斯盆地长7段页岩油储层具有储层致密、孔隙结构复杂、地层压力系数低的特点,在多年的开发实践中逐渐总结出长水平井、大规模体积压裂的开发方式,与前期定向井或短水平井相比,开发效果获得了大幅提升。而在压裂液的返排过程中,由于页岩油储层的应力敏感特征,储层物性和地层能量将产生巨大变化,进而影响到初期含水下降速度和单井产量。通过改良的应力敏感实验,明确了页岩油压后储层与原始基质储层相比具有更强的应力敏感性,得出了应力敏感作用下的渗透率变化规律,采用数值模拟、现场统计等方法,优化了鄂尔多斯盆地页岩油水平井合理返排强度和返排时间。     

下寺湾油田长7油层组页岩气储层敏感性实验

由于延长组长7油层组页岩气储层微裂缝页理发育,且基质型页岩与裂缝型页岩并存,所以在开发过程中储层易受到伤害。敏感性评价实验是研究储层伤害的重要手段之一,但这一实验目前主要针对基质型页岩进行研究。考虑到页岩储层往往需要进行压裂才能生产,且基质型页岩与裂缝型页岩的伤害机理有所不同,所以将裂缝型页岩的岩心流动实验和基质型页岩的压力脉冲衰减法实验相结合,来研究长7油层组页岩气储层的敏感性伤害机理。结果表明：该页岩储层具有强应力敏感、中等强度碱敏、中等偏弱水敏和中等偏弱速敏等特征。对比发现：在除应力敏感性评价实验外的其他各项实验中,裂缝型页岩的伤害程度均高于基质型页岩,主要是由于裂缝的存在使外来流体与地层的作用面积增大,从而造成更大的伤害;在应力敏感性评价实验中,基质型页岩应力敏感性强于微裂缝型页岩,但略低于裂缝型页岩。该研究成果可为页岩气的高效开发提供依据。     

JY1HF页岩气水平井大型分段压裂技术

JY1HF井是涪陵地区第一口海相页岩气水平井,为了获得商业性页岩气产量,对JY1HF水平井进行了分段压裂设计和工艺优化。在借鉴北美海相页岩气压裂经验的基础上,通过该井岩心资料、测井、岩石力学等数据,对龙马溪组页岩储层进行了压前评价。采用岩石力学试验、X衍射试验、诱导应力场计算和体积压裂动态模拟等方法,开展了压裂段数、压裂液、支撑剂、射孔方案和压裂工艺优化等综合研究,提出采用组合加砂、混合压裂工艺,泵送易钻桥塞射孔联作工艺进行大型水力压裂改造的方案。JY1HF井共压裂15段,累计注入液量19 972.3 m3,支撑剂968.82 m3,放喷测试获得无阻流量16.7×104 m3/d的高产页岩气流。结果表明,龙马溪组海相页岩采用水平井大型分段压裂技术,可获得较大的有效改造体积。JY1HF井的成功压裂为中国海相页岩气压裂改造积累了经验。      

低渗裂缝型气藏斜井压裂技术研究

中原油田户部寨气田是一个低渗致密裂缝型砂岩气藏，生产井多为斜井，投产需要进行压裂改造，前期效果不理想的原因是气藏的天然裂缝和斜井压裂中产生的人工多裂缝的双重作用会造成支撑缝长、裂缝宽度和导流能力降低，易使支撑剂过早发生桥塞，产生砂堵，从而影响压裂效果。以往压裂施工中为消除多裂缝的影响采取的主要措施是前置液加入大量的粉砂，但对裂缝导流能力有不利影响，使得压裂效果较差。为此，分析了斜井压裂多裂缝产生的原因，集成应用避射、射孔优化、支撑剂段塞、变排量、变黏度施工等技术，有效地降低了大斜度井压裂所产生的弯曲摩阻，控制了裂缝条数，同时又实现了大斜度井压裂不加粉砂和环空注入方式的突破，简化了压后作业程序，并以部1-14井大斜度定向井压裂施工为例进行了压裂效果分析，取得了好的成果。     

石英砂用于页岩气储层压裂的经济适应性

四川盆地长宁—威远地区页岩气储层最小主应力介于44~68 MPa,一直使用可在高闭合压力下保持高导流能力的40~70目陶粒作为主要的支撑剂,但用量大、成本高。为了进一步降低支撑剂的成本,在采用气藏数值模拟方法论证储层所需的支撑裂缝导流能力的基础上,利用页岩气井生产分析结果和人工裂缝模拟结果研究储层作用在支撑剂上的有效应力、有效应力的加载速度和支撑剂的铺置浓度,提出了适合该区页岩气井压裂支撑剂导流的实验方法,评价了石英砂的导流能力及其对页岩气产能的影响,并利用该方法进行了支撑剂的筛选和现场试验。结果表明:(1)页岩基质渗透率小于6.0×10-4 m D时,主裂缝导流能力介于0.8~1.0 D·cm、分支裂缝导流能力介于0.05~0.10 D·cm即可满足生产需求;(2)当主裂缝垂直于最小主应力方向、分支裂缝垂直于主裂缝时,该地区页岩储层作用在主裂缝内支撑剂上的有效应力最大值为54 MPa,作用在分支裂缝内支撑剂上的最大有效应力约为69 MPa;(3)对标准支撑剂导流能力评价实验方法进行了修改——应力加载速度为1.0 MPa/min,支撑剂铺置浓度为2.5 kg/m2,最高加载压力设定为70MPa;(4)优选70/140目石英砂能够满足该区页岩气井压裂需求。在该区2个平台4口井的应用效果表明,将石英砂比例从30%提高到70%~80%,单段产气量无明显变化,单井可以节约支撑剂成本60万元~100万元,如果石英砂本地化,则成本可进一步降低。结论认为,该项成果为在基质渗透率极低的致密油气储层中采用石英砂替代陶粒以降低成本提供了技术支撑。     

页岩气藏水相损害评价与尺度性

页岩气藏基质储渗空间为纳米尺度,超低含水饱和度,高黏土矿物含量,发育微裂缝,需经压裂改造投产,气体产出是一个多尺度、多种传质过程,但压裂液易产生滞留,影响气体产出。页岩渗透率为纳达西级,难以利用测量损害前后渗透率的传统方法评价页岩气层损害。采用四川露头页岩岩样和4种滑溜水压裂液体系,利用压力衰减法,结合水相渗吸实验和气驱水返排实验,评价了压裂液滤液对岩心尺度的损害程度,分析了页岩气藏工作液损害评价的指标,认为传统渗透能力恢复率或渗透率恢复率不能作为页岩气层损害评价的唯一指标。基于评价结果,结合目前部分压裂液返排率低的气井产量反而比较高的非常规现象分析,指出页岩压裂液诱发水相圈闭损害是一个动态过程,具有尺度性,在评价过程还要考虑滞留压裂液对气体传递的积极作用,压裂液作用及返排制度是未来5~10年值得研究的重点问题。     

页岩气网络压裂支撑剂导流特性评价

页岩气水平井长缝网络压裂支撑剂铺置浓度低,嵌入伤害大,导流特性与常规油气藏不同,与北美页岩气水平井中短缝压裂也有明显差异。为评价不同类型支撑剂在低铺砂浓度下的导流特性,采集龙马溪组地层页岩露头制作试验岩样,使用 FCES-100 裂缝导流仪对陶粒、石英砂、覆膜砂3种类型支撑剂在不同粒径、不同铺砂浓度和不同闭合压力条件下的导流特性进行了评价。结果表明:支撑剂类型、闭合压力和铺砂浓度对页岩支撑裂缝的导流能力影响较大;中高闭合压力和低铺砂浓度条件下,覆膜砂的导流能力最大,陶粒次之,石英砂最小。评价结果可为页岩气ESRV（effective stimulation reservoir volume）网络压裂裂缝导流能力的优化、支撑剂的优选和压裂设计提供依据。      

射孔孔眼磨蚀对分段压裂裂缝扩展的影响

非常规油气藏分段压裂施工中常利用射孔限流法促进段内多条水力裂缝均匀发育,压裂过程中,支撑剂会逐渐磨蚀射孔孔眼,致使射孔孔眼的限流作用失效。为研究射孔孔眼磨蚀现象对分段压裂中多裂缝发育的影响情况,耦合了孔眼磨蚀模型和水力裂缝扩展模型,建立了考虑射孔孔眼磨蚀的水平井分段压裂裂缝扩展模型。模拟结果表明:随着支撑剂磨蚀破坏射孔孔眼,孔眼的限流能力显著下降,导致压裂段内各水力裂缝尺寸差距增大。基于所建立的数值模型,研究了不同支撑剂浓度、压裂液排量条件下射孔孔眼磨蚀对压裂段内多条水力裂缝扩展的影响。结果表明:(1)压裂液内支撑剂浓度越高,射孔孔眼初期的磨蚀速度越快;(2)支撑剂浓度变化对段内裂缝扩展延伸的影响较小;(3)压裂液排量越高,射孔孔眼限流效果越好,压裂段内各裂缝发育越均匀。最后建议在分段压裂施工中尽可能提高压裂液排量,这将有助于压裂段内各裂缝的均衡发育。     

页岩气水平井缝内砂塞分段工艺的增产机理

川渝地区页岩气储层在压裂过程中频繁出现套管变形、机械分段工具无法下入等井下复杂情况,以及因尾追砂量受限导致近井地带导流能力低,制约了页岩气水平井的返排效果及投产产量。为此,针对以桥塞为主的机械分段工艺在川渝页岩气现场应用中的制约状况,提出了应用水平井缝内砂塞分段工艺来解决以上难题的方法。该工艺核心技术在于缝内砂塞的成功封堵转层并在返排生产过程中保持裂缝长期的高导流能力,而裂缝长期的高导流能力是决定该工艺增产效果的关键。将Hertz接触及分形理论引入到砂塞强度的分析中,结合室内工程模拟实验结果,建立了支撑剂缝内砂塞接触力学模型,从强度准则及摩擦等方面提出了缝内砂塞稳定性判据,完善了缝内砂塞渗透率分形模型。实验结果表明:(1)在返排初期砂塞的稳定性主要受到流体冲刷作用的影响,应严格控制排液速率;(2)在生产后期砂塞的稳定性主要受到裂缝闭合应力及流压的影响,适当提高支撑剂颗粒的屈服强度对保持裂缝高导流能力具有重要意义。结论认为,缝内砂塞分段工艺可以为页岩气水平井分段多簇体积压裂提供一种新的储层改造手段。     

页岩储层水力压裂支撑裂缝导流能力影响因素

支撑裂缝的导流能力是评价页岩储层水力压裂施工效果的一项重要参数,其大小受到多种因素影响。文中开展了支撑剂类型、颗粒大小、铺砂浓度等对支撑裂缝导流能力影响的室内实验研究。结果表明:陶粒的导流能力明显高于石英砂和覆膜砂,在低闭合压力条件下,20~40目陶粒的导流能力最大,在高闭合压力条件下,组合支撑剂的导流能力明显高于单一支撑剂;铺砂浓度越大,裂缝导流能力越大;循环应力加载模式下,裂缝导流能力比稳载时下降了31.7%,经过滑溜水和胍胶压裂返排液污染后,裂缝导流能力分别下降了33.9%和76.5%。研究成果指导了X-4井的现场压裂施工,该井措施后产气量较高且稳定生产,压裂增产效果较好。     

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。