页岩气井水力压裂技术及其应用分析

页岩储层孔隙度小、渗透率低,页岩气井完井后需要经过储层改造才能获得理想的产量,而水力压裂是页岩气开发的核心技术之一。在研究水力压裂技术开发页岩气原理的基础上,剖析了国外的应用实例,分析了各种水力压裂技术(多级压裂、清水压裂、水力喷射压裂、重复压裂以及同步压裂技术)的特点和适用性,探讨了天然裂缝系统和压裂液配制在水力压裂中的作用。研究表明,中国现阶段页岩气勘探开发水力压裂应从老井重复压裂和新井水力压裂两个方面着手,对经过资料复查、具有页岩气显示的老井可采用现代水力压裂技术重复压裂;埋深在1500m以浅的有利储层或勘探浅井可采用氮气泡沫压裂,埋深在1500～3000m的井可采用清水压裂,埋深超过3000m的储层暂不考虑开发。     

季铵盐型正离子聚合物黏土稳定剂的合成及性能评价

以环氧氯丙烷和二乙胺为原料,过硫酸铵和亚硫酸氢钠为引发剂,在反应时间为6h,环氧氯丙烷／--乙胺摩尔比为1．2,引发剂用量占单体总质量的0．6％,反应温度为60℃的条件下,制备了特性黏数为4．13mL／g的季铵盐型正离子聚合物黏土稳定剂（PA）。结果表明,当PA水溶液质量分数为1．2％时,膨润土水溶液的防膨率为98％;添加PA的页岩压片水化膨胀率低于30．5％,说明PA是优良的黏土稳定剂。     

黏土稳定剂评价方法

采用现代化仪器结合常规手段全面真实评价黏土稳定剂性能。利用X衍射检测峰高及峰面积大小评价药剂处理后黏土层间距及结晶度;热失重评价黏土中自由水及结合水FT-IR利用硅氧键与层间水吸收峰比率变化对比,分析层间水含量的变化;通过扫描电镜观察粘土晶型验证上述评价方法的一致性,静态膨胀法与上述仪器方法对照药剂防膨性能可靠性。从黏土膨胀及防膨机理上评价黏土稳定剂的综合效果。     

页岩气井重复压裂选井评价模型研究及应用

为解决页岩气井重复压裂选井问题,针对页岩气井储层断层发育、曲率及裂缝分布复杂等地质特征,引入了多孔弹性应力转向系数、单位压降产量与压力系数、气藏质量指数、归一化拟产量递减率等评价指标,建立了页岩气井适用性较强的重复压裂选井评价模型,并优选了重复压裂候选井。同时,明确了重复压裂工艺试验井挤注、主压阶段暂堵转向工艺技术思路,优化了重复压裂工艺设计参数。该模型应用于涪陵页岩气开发井重复压裂选井中,对优选的候选井进行重复压裂改造,投产初期日产量比原来提高了5～6倍,为涪陵页岩气田长期高效开发提供了技术参考和借鉴。     

页岩气井可压裂性综合评价方法研究及应用

页岩气井可压裂性评价是保证压裂改造效果的重要基础。目前对可压裂性研究主要是在常规物性基础上将岩石脆性矿物含量或岩石力学参数作为水平井压裂施工段优选的重要依据。但压裂过程中沟通并延伸天然裂缝是形成缝网的关键,因此须将分支裂缝的形成条件作为页岩气井可压裂性评价的重要组成,以提高有利层段选评的准确性。通过分析人工裂缝与天然裂缝相交后起裂力学条件,提出相交后形成的分支裂缝起裂压力计算方法,再根据人工裂缝内的压力变化情况和储层地应力状态,建立人工裂缝与天然裂缝相交后的起裂模式并将其无因次化后作为评价的组成要素,形成页岩气井可压裂性综合评价方法。基于四川盆地南部页岩气Wx2直井的地质、测井数据对龙马溪组有利层段的分析,按照综合评价结果进行射孔和压裂,其测试产量明显高于该区块其他常规可压裂性评价的直井。表明该方法具有较高的准确性和适用性,既能保证压裂改造效果,又能降低施工风险和成本。     

对作为黏土稳定剂和页岩抑制剂的离子液体的性能评价

大多数石油和天然气生产储层含有黏土矿物,这些黏土矿物积淀于岩石沉积过程中,形成于储层自然存在的矿物质经历热、压力、时间的相互作用过程中,或者在储层流体从一个区域流向其他区域过程中沉淀下来.石油和天然气行业对这些黏土矿物在生产过程中的作用以及由于这些黏土的膨胀和迁移可能发生的潜在渗透破坏性进行了广泛的调查.多年来,在修井液中有效地利用盐类(如KCl和NaCl)作为临时黏土稳定剂已相当完备.不过,由于潜在的环境问题和盐的大量使用,许多实验工作者开始寻找黏土稳定剂的替代产品.项目详细阐述了离子液体作为黏土稳定剂和页岩抑制添加剂以防止黏土膨胀和迁移的调查与评价,并且和行业标准的黏土稳定剂作比较.离子液体是化合物,是在环境温度下由阳离子和阴离子构成的液体,通常是有机阳离子和无机阴离子.确定含黏土流体的絮凝状态和筛选页岩抑制剂的优化方法有毛细管力时间测试、黏土块流动试验和岩心流动研究.本文总结了用离子液体对黏土稳定剂的筛选研究的结果,描述了离子液体作为KCl替代物、黏土稳定添加剂和页岩抑制剂的成效.     

国外页岩气井水力压裂裂缝监测技术进展

由于页岩气储层呈低渗物性特征,需要进行储层改造才能获得工业价值的天然气流。页岩气储层经过水力压裂产生的人工裂缝是页岩气产出的主要通道,通过裂缝监测手段可以确定裂缝的延伸特征,利用这些信息优化压裂设计,实现页岩气藏管理的优化。通过调研分析国外文献,可知目前国外常用的页岩气井水力压裂裂缝监测主要有直接近井筒裂缝监测、井下微地震监测方法、测斜仪监测和分布式声传感裂缝监测,对比分析了这几种裂缝监测方法的监测能力和适应性。在这些压裂监测技术中直接近井筒裂缝监测技术只作为补充技术,井下微地震裂缝监测是目前应用最广泛、最精确的方法,测斜仪裂缝监测的应用也比较广泛但无法用于深井,分布式声传感裂缝监测在2009年首次用于现场压裂监测还处于起步阶段。先进页岩气井水力压裂裂缝监测技术的应用大大增加了水力压裂增产措施的有效性和经济性。     

页岩气井水力压裂技术及环境问题探讨

水力压裂法开采天然气时,用高压将混有化学物质和沙子的水注入到地下页岩层,在高压下用水压裂岩石,同时用沙或其他物质支撑裂口,使页岩破碎释放出气体。国内外页岩气井水压裂增产技术,主要包括清水压裂、同步压裂、重复压裂和水平井压裂技术;深度研究页岩气井水力压裂带来的环境污染问题,主要包括甲烷污染和其他化学物质污染;分析目前在页岩气水力压裂开发中解决环境污染问题的具体补救措施,主要包括压裂返排废水的控制、对空气污染的控制和非常规气清洁开发的黄金准则。     

页岩气藏压裂水平井产量影响因素评价

基于对页岩岩心的核磁共振实验、扫描电镜观察结果、进气、放气实验的调研分析,并采用源函数法、Laplace变换法建立了考虑页岩中气体溶解、吸附、含水、滑脱等因素的三重介质页岩气藏多级压裂水平井产量预测模型,以评价主要开发影响因素对页岩气藏多级压裂水平井产量的影响。通过实例验证了模型的可靠性,并评价了影响开发的关键因素对产量的敏感性。分析结果表明：页岩中含有溶解气,且溶解气对页岩气井产量的影响不容忽视;页岩含水饱和度、有机质含量、溶解参数和吸附参数均对页岩气井产量存在明显影响。该研究对于页岩气藏开发过程中提高气井产量预测的准确性具有一定指导意义。     

基于施工曲线的页岩气井压后评估新方法

基于有限的资料进行压后评估分析,对于压裂方案的持续改进具有重要的意义。为了再认识储层及人工裂缝参数,把 压裂施工曲线分为前置液注入和主压裂施工两个阶段。通过统计前置液注入阶段的地层破裂次数、平均压力降幅和平均压力降速, 可以定性判断地层脆塑性;根据压裂施工中的能量区域可定量化计算综合脆性指数。真三轴大型物理模拟试验结果显示,主压裂施 工阶段曲线压力波动频率和幅度反映了裂缝的复杂程度,结合地层脆塑性可综合诊断远井裂缝形态。以渝东南某页岩气P 井为例, 进行压后评估分析。结果表明：①水平井筒延伸方向的页岩地层非均质性较强,以自然伽马值260 API 作为该区地层脆塑性的界限, 偏脆性地层更易形成复杂裂缝系统;② P 井有一半裂缝为单一缝,为了进一步改善开发效果,应进一步采取精细分段、转向压裂等 措施。该成果为进一步改进该区压裂井设计、提高压裂有效改造体积提供了理论依据。     

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??Deep shale gas reservoirs buried underground with depth being more than 3 500 m are characterized by high in-situ stress, large horizontal stress difference, complex distribution of bedding and natural cracks, and strong rock plasticity. Thus, during hydraulic fracturing, these reservoirs often reveal difficult fracture extension, low fracture complexity, low stimulated reservoir volume (SRV), low conductivity and fast decline, which hinder greatly the economic and effective development of deep shale gas. In this paper, a specific and feasible technique of volume fracturing of deep shale gas horizontal wells is presented. In addition to planar perforation, multi-scale fracturing, full-scale fracture filling, and control over extension of high-angle natural fractures, some supporting techniques are proposed, including multi-stage alternate injection (of acid fluid, slick water and gel) and the mixed- and small-grained proppant to be injected with variable viscosity and displacement. These techniques help to increase the effective stimulated reservoir volume (ESRV) for deep gas production. Some of the techniques have been successfully used in the fracturing of deep shale gas horizontal wells in Yongchuan, Weiyuan and southern Jiaoshiba blocks in the Sichuan Basin. As a result, Wells YY1HF and WY1HF yielded initially 14.1×104 m3/d and 17.5×104 m3/d after fracturing. The volume fracturing of deep shale gas horizontal well is meaningful in achieving the productivity of 50×108 m3 gas from the interval of 3 500–4 000 m in Phase II development of Fuling and also in commercial production of huge shale gas resources at a vertical depth of less than 6 000 m.     

页岩气藏水力压裂和爆燃压裂对比分析

本文采用Mancos页岩现场和实验室数据,比较了水力压裂和爆燃压裂这两种压裂技术。最终得出结论:在应力实验中,爆燃压裂不适用于硬地层,页岩中的砂岩层极大地限制裂缝发育。现场测试说明,只要选择合适的状况,爆燃压裂和水力压裂都可以使用。     

页岩气水平井压裂对井筒完整性的影响

以弹塑性力学为基础,借助复变函数与应力场分解,对页岩气压裂过程中水平段套管-水泥环-地层系统的力学行为进行分析研究,通过接触面上位移连续条件得到了系统各接触表面的受力表达式;以Drucker-Prager岩土屈服条件为破坏准则,得到了水泥环达到屈服时的最大套管内压力,并讨论了套管及水泥环参数变化对系统受力行为的影响规律。计算结果表明:水泥环内表面比套管更容易达到屈服极限,水泥环厚度对水泥环内壁受力影响较小;增加套管壁厚,有利于保护井筒的完整性;套管内径和水泥环弹性模量对水泥环内壁受力影响较大,套管内径和水泥弹性模量越小,则水泥环越安全。研究结果对于页岩气压裂过程中井筒完整性设计控制具有一定的参考价值。     

页岩气水平井大型压裂设备配套及应用

为满足页岩气水平井分段大型压裂施工的需要,根据施工井的具体情况对主要压裂设备（压裂机组）进行了优化配置,并配套了压裂液混配设备、低压供液系统、立式砂罐等辅助压裂设备,满足了勘探阶段页岩气水平井大型压裂大排量、大液量、大砂量、使用多种液体和多种粒径支撑剂、施工时间长的工艺要求。涪页HF-1井、彭页HF-1井、延页平1井等3口页岩气水平井的成功压裂作业,为页岩气水平井大型压裂施工设备配套及应用积累了经验,增强了页岩气水平井大型压裂施工服务的能力。对今后页岩气 “井工厂”模式的开发,目前的压裂设备配套与压裂工艺对设备的需求还有一定的距离,需要加以完善。     

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。     

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。     

温度作用影响套管抗挤强度的定量评价方法——以页岩气水平井大型压裂施工为例

目前通常采用大规模水力压裂的方法对页岩气储层进行改造,由于施工排量大、施工时间长,造成井筒温度下降速度快且幅度大,由温度作用而产生的拉应力会降低套管抗挤强度,不利于安全生产。针对页岩气水平井压裂施工工艺及工况条件,建立了水力压裂时的热传导控制方程,并利用有限差分法对其进行求解,分别探讨了不同井口温度下常规水力压裂和大规模水力压裂时井底温度的变化情况;然后再根据API套管挤毁压力计算公式求得了不同钢级套管在不同温度变化时套管抗挤强度的变化值。结果表明:①较之于常规水力压裂,大型水力压裂时,井底温度变化对套管抗挤强度影响较大且对不同钢级的套管抗挤强度的影响程度也有所不同,其中高钢级套管的抗挤强度受影响较小,而低钢级套管抗挤强度受影响则较大;②当在冬季进行施工及水平井垂深更深时,这种由于温度作用造成套管抗挤强度的降低更为明显。结论认为,在对页岩气水平井大规模水力压裂时,必须考虑因为井底温度变化所造成的套管强度降低的问题,并进行合理的套管设计。     

评价页岩水力压裂效果的一种新方法及其应用

提出了评价页岩水力压力效果的一种新方法——修正的带宽投影连通率计算方法,对带宽投影法计算连通率的方法进行了修正,根据修正后的带宽投影法的原理编写计算机软件,计算页岩压裂效果面缝网体系各方向的连通率,并做出连通率玫瑰花图,计算玫瑰花图占半圆的比例,将此比例作为指标评价压裂效果面的缝网体系。将这一方法应用到重庆焦石坝采集的龙马溪组页岩的室内水力压裂效果评价上,取得了良好的效果。