一种页岩气井压后评估的远井可压指数评价方法

页岩储层地质特征复杂、区域差异性明显,为取得较好的压裂改造效果,压前评价和压后评估均是必不可少的工作。对于页岩气井的压后评估工作,产能测试是压裂改造效果最为直观的表征手段之一,但是由于单井开发成本和经济性的要求,开展此项工作的页岩气井极为有限。因此,为了量化、便捷并准确的评价压裂效果和压裂施工措施适应性,在蒋廷学等提出的运用各压裂段的施工液量、砂量建立远井可压指数模型基础上,进一步对模型中参数的选取和计算方法进行改进,提升远井可压模型的准确率。通过实例验证,改进后的远井可压指数模型所计算得到的各段的可压指数可与产能测试结果符合率达80%以上,为压裂方案的制定和优化提供理论指导。     

深层页岩气水平井多尺度裂缝压裂技术

深层页岩气（埋深3 500.00 m以深）资源量丰富,但存在压裂施工压力高、加砂困难和压裂后产量低等问题,尚未实现商业化开发。为此,通过模拟地层条件的三轴应力-应变试验分析了深层页岩的变形特征,发现深层页岩具有较强的非线性变形特征,导致深层页岩压裂后平均裂缝尺度偏小;在此基础上,总结深层页岩气井的压裂经验,提出了深层页岩气水平井多尺度裂缝压裂技术:采用酸预处理或中途注酸、粉砂段塞打磨等技术降低施工压力,利用大阶梯变排量、变黏度多级交替泵注模式实现对多尺度裂缝的改造,增加小粒径支撑剂比例实现对多尺度裂缝的长效支撑。该技术在川东南某井进行了现场试验,压裂效果明显改善。这表明深层页岩气水平井进行多尺度裂缝压裂具有可行性,并能提高深层页岩气井的压裂效果。      

页岩气水平井分段压裂优化设计新方法

针对页岩气水平井分段压裂形成的复杂性裂缝量化表征困难、压裂优化设计方法不成熟的问题,对已有裂缝复杂性指数表征方法做了进一步深化,考虑各分支裂缝沿主水力裂缝方向的分布密度及其相互间渗流干扰波及面积,提出了新的裂缝复杂性指数表达式,使其不仅仅是一个范围,而是一个具体数值。围绕最大限度提高裂缝复杂性指数的压裂优化设计目标,从配套施工参数的优化与控制、最终预期产量的预测等方面入手,给出了针对水平层理缝/纹理缝发育储层、高角度天然裂缝发育储层的压裂优化设计方法及流程,并提出了天然裂缝分布密度及延伸缝长的定量描述方法。该压裂优化设计新方法在涪陵焦石坝某井进行了试验,其无阻流量比邻井约高26%,证明该新方法能有效提高页岩气水平井分段压裂的效果,对页岩气的经济有效开发具有重要意义。     

深层页岩裂缝形态影响因素

我国深层页岩气资源量丰富,但深井压裂施工压力高、加砂难度大、压后效果不理想,如何利用水力压裂措施形成有效的裂缝系统仍是亟待解决的难题。鉴于此,基于室内实验及微地震监测数据,应用Meyer软件离散裂缝网络模型模拟川东南某深层页岩气区块裂缝扩展规律（模拟精度可达85%以上）。通过正交设计及方差分析明确了压裂液黏度是影响深层页岩压裂裂缝形态中缝宽和SRV的主控因素,并将裂缝扩展分为前1/5~1/4时间段内的快速生成期和之后的缓慢增长期2个阶段。提出了目标区块深层页岩气井"大排量适度规模现场精细调控、变黏度混合压裂液充分造缝、小粒径低砂比连续加砂有效支撑"的技术思路,确定了单井液量、砂量、排量等最优参数范围。指导了一口3 900 m深水平井的压裂施工,综合砂液比为3.51%,单段最高砂量为80.6 m₃,压后获得了11.4万m₃的测试产量。该研究为类似深层页岩气井压裂设计提供了依据。     

页岩可压性指数评价新方法及应用

脆性指数是评价页岩可压性的基础,国外的脆性指数研究只局限于近井筒参数。为了更全面地表征页岩的可压性,以压裂施工参数为基础,从能量的角度提出了一种新的页岩脆性指数综合评价方法,并建立了地质参数与工程参数有机结合的可压性指数综合模型;同时应用归一化方法,建立了利用等效支撑剂量与等效压裂液量的比值表征可压性指数的新模型。实例计算表明,采用该方法计算的脆性指数及可压性指数与压后产气效果关联度较强,能够准确反映裂缝的延伸性,其值大小可作为优选压裂段簇位置的依据,并具有较高的可信度和现场实用性。建议在现场推广应用,以促进国内页岩气的勘探开发效果及水平。      

海上疏松砂岩稠油油藏压裂充填优化设计

建立了考虑疏松砂岩稠油油藏启动压力梯度、压力敏感性,以及裂缝导流能力失效性的压裂井数学模型,实现了该模型的数值求解。在防止地层出砂的前提下,对渤海湾某油田进行了压裂充填参数设计。研究表明,与不压裂相比,在该区块实施压裂充填改造在经济上是可行的,参数优化结果为该区开发方案设计提供了技术支撑。     

高温高压高应力页岩气井丁页2HF井成功压裂

<正>丁页2HF井位于贵州省习水县寨坝镇,构造位置处于川东南地区林滩场-丁山北东向构造带丁山构造北西翼,完钻井深5 700.00m,垂深4 417.43m,水平段长1 034.23m,是中国石化勘探南方分公司为在深层海相页岩气勘探领域取得战略突破而部署的一口页岩气重点预探井。该井采用177.8mm套管完井,储层埋藏深,破裂压力高达92.8MPa,闭合压力高达109.0MPa,温度高达145℃,施工泵压81.0~95.0MPa。施工压力窗口很窄,加砂非常困难,国内外无成功经验借鉴。中国     

涪陵页岩气井“套中固套”机械封隔重复压裂技术

针对涪陵页岩气田采用暂堵转向重复压裂工艺时施工难度大、增产效果不理想的问题,在调研国外页岩气井重复压裂工艺的基础上,对比分析了暂堵转向重复压裂与机械封隔重复压裂技术的原理与特点,明确了机械封隔可完全封堵初次压裂射孔炮眼,精准控制重复压裂水力裂缝起裂,形成了“套中固套”机械封隔重复压裂技术。在涪陵页岩气田JYAHF井进行了“套中固套”机械封隔重复压裂技术试验,在内径为115.0 mm的井筒中下入?88.9 mm套管固井,建立全新封闭井筒,并针对不同剩余储量分布采用不同的重复压裂工艺。原井筒改造程度较高的井段,以挖潜老缝间剩余资源为目标;初次改造效果差的井段,需要恢复老缝导流能力。JYAHF井试验该技术后,可采储量增加0.36×108 m3,采收率提高4.8%。研究结果表明,“套中固套”机械封隔重复压裂技术增产效果明显,可为国内页岩气田长期高效开发提供技术支撑。      

水力加砂压裂试验装置的研制及应用

为研究非常规天然气开采过程中支撑剂的运移规律,自主研发水力加砂压裂试验装置。该装置主要由岩石三轴试验机、压裂液泵压伺服控制系统、声发射监测系统3个部分组成,且具有以下特点:1可以模拟不同地应力、不同排量条件下携砂压裂试验;2压裂液注入可以通过流量模式和压力模式控制;3改进的声发射探头具有耐高油压性能,能够用于三轴室内。采用该装置进行了不同地应力、不同排量以及携砂条件下水力压裂试验,结果显示:地压力越大、排量越大红色砂岩起裂压力越大;携砂压裂后的压裂面离裸眼越远,支撑剂浓度越低且支撑剂并不是遍布所有压裂面;声发射累计计数在初期比较稳定,呈线性增加,在起裂前迅速增多。     

常压页岩气低成本高效压裂技术对策

常压页岩气在渝东南地区广泛分布,具有岩石脆性好、裂隙原始尺度小、含气丰度低、吸附气比例较高、压力系数低等特点;压裂面临裂缝复杂性低（单一缝占比较大）,改造体积有限,长期导流能力保持不足等难题,造成压后产量低且递减快,影响了常压页岩气的经济有效开发。从压裂工程角度出发,以提高单位岩石体积内裂缝有效改造体积及多尺度裂缝长期导流能力为前提,在压裂增效基础上进一步降低工程成本为目标,提出高效压裂技术对策。①压裂增效技术：提出页岩平面射孔模式,提高了每簇的改造强度及诱导应力作用范围,裂缝复杂程度及SRV（18%～20%）得到提升,增产效果明显（三年累产量同比提高28.5%）;提出多尺度造缝及交替注酸扩缝技术,进一步增大有效改造体积及裂缝复杂性;提出多元组合加砂压裂模式,提高支撑剂在裂缝内铺置广度及充填度,提高压后长期导流能力。③压裂降本技术：通过压裂造缝机理精细模拟研究,减少造缝中的低效液体（同比单簇节约20～25%）,避免低效施工;通过一剂多效压裂液体系和混合支撑剂的综合应用,进一步降低压裂材料成本。研究结果为常压页岩气的低成本高效压裂提供了理论依据,提高了压裂实施的科学性与有效性。