页岩气藏大规模体积压裂后井筒快速排液方法优选

页岩气藏孔隙度低,地层压力低,经过大规模体积压裂后,返排率低一直是试油工艺的一个难题。压裂后,流体在产层中停留时间过长,会损害产层,很难达到预期的压裂效果。如何高效快速排液对页岩气藏的开发具有十分重要的意义,文章探讨了目前常用的几种页岩气体积压裂后快速排液方法,为页岩气储层改造后快速排液提供了科学依据。     

页岩气藏体积压裂数学模型研究

页岩储层具有一定密度和连通性的天然裂缝,而对复杂天然裂缝网络的描述非常困难。目前还没有针对页岩气藏的渗流模型,其模拟模型还基于常规的黑油模型或双重介质模型。黑油模型适用性广、解法完善,是目前油气藏数值模拟中最经典的模型,但是它不能考虑气体解吸附作用;因此,对页岩气藏的适用性比较差。文中建立以溶解气模拟吸附气的模型。即利用溶解气油比曲线模拟朗格缪尔等温吸附曲线,将油相视为不可流动相,黑油模型中的气相即为页岩气藏中的自由气。考虑了气体的解吸附作用和扩散作用,对比了其与单一介质的模拟结果,与传统的双孔单渗模型模拟结果相比,二者均能较好地进行页岩气产能预测。     

页岩气藏压裂返排液回收处理技术探讨

页岩气藏采用大规模、大液量加砂压裂改造后返排液的处理一直是业界备受关注的热点问题,涉及到页岩气藏开发成本与环境保护两个方面。文章就页岩气压裂返排液的回收处理技术展进行了探讨,针对钻磨桥塞以及返排期间,压裂返排液中往往含有大量压裂砂等固相颗粒,分离处理难度大等难题,优化了压裂返排液回收再利用系统,主要包括捕屑模块、除砂模块和精细化过滤模块,通过捕屑模块、除砂模块实现了返排流体的初步"清洁",进一步通过精细化过滤模块对返排液中极细固体杂质进行二次精细化连续过滤,过滤精度达到10 um级别,充分提高回收液的清洁度,使得处理后的液体可直接用作下一层或下一口井压裂基液,返排液回收利用率达到90%以上。该回收再利用系统是压裂返排液深度环保处理必不缺少的组成部分,通过进一步对蒸发技术、膜处理技术、电絮凝技术等各种环保处理技术适用性进行探讨,为国内压裂返排液环保处理技术的创新发展提供借鉴,有利于进一步解决页岩气藏开发过程中水资源瓶颈和环境保护问题。     

页岩气藏体积压裂水平井渗流模型

实现页岩气藏有效开发的关键在于页岩储层渗流机理的研究和产能模型的建立,但页岩气藏孔渗结构具有强烈的多尺度性,渗流机理复杂;纳米级孔隙存在克努森扩散,解吸介质变形等情形。同时,在增产改造过程中形成的复杂裂缝网络形态也对页岩气多尺度流动特征及页岩气产能造成不同程度的影响。建立了页岩气藏体积压裂后,水力裂缝与天然裂缝耦合条件下的产能预测模型,综合考虑吸附、解吸、扩散、裂缝网络等非线性流动效应的作用,并分别运用有限差分、嵌套性有限差分方法及牛顿拉普森迭代法进行求解。最后,结合我国某页岩区块实际井对体积压裂后产能进行影响因素分析。该模型对页岩气藏水平井压裂设计、压裂参数优化以及产能评价研究都具有一定的指导意义。     

页岩气藏压裂返排参数优化设计

压裂返排是页岩气藏水力压裂中的重要环节。目前还没有成型的页岩气藏压裂返排模型,现场返排制度仍靠经验确定,缺少科学依据。通过改进现有的普通砂岩返排模型得到了适用于页岩气藏返排的裂缝自然闭合模型和自喷模型。同时,为了更清楚地了解部分参数对支撑剂临界流速和放喷油嘴直径的影响,对支撑剂粒径、支撑剂密度、压裂液黏度、压裂液密度、裂缝滤失高度、放喷油嘴长度进行敏感性分析。研究表明,支撑剂密度、压裂液黏度、裂缝滤撑失高度、压裂液密度对支撑剂临界流速影响较大;支剂粒径对支撑剂临界流速影响较小。压裂液黏度、放喷油嘴长度、裂缝滤失高度对放喷油嘴直径影响较大;支撑剂粒径、支撑剂密度、压裂液密度对放喷油嘴直径影响较小。     

威远区块页岩气排采除砂工艺分析

页岩气藏目前主要采用水平井完井和桥塞分段大型水力加砂压裂的工艺进行开发,压裂砂堵泄压、压裂后排液和钻磨桥塞过程中均存在大量出砂工况,高压流体携带固相颗粒及砂粒,堵塞地面流程或井筒,造成设备管线冲蚀,严重影响排液的连续性和安全性。文章在系统分析页岩气井返排自身特点和存在的主要技术难点的基础上,优化页岩气井地面返排测试流程设计,研发配套了一系列地面返排除砂装备,并开展相关的工艺技术研究,最终形成一套以除砂器为中心的针对页岩气井的地面除砂技术与配套装备,运用该技术圆满的完成了多口页岩气井的地面除砂作业,效果显著。     

页岩气井地面除砂技术

页岩气井采用加砂压裂增产方式,放喷测试过程中砂粒随井筒排出液(气)排至地面会冲蚀地面流程设备的节流装置、弯头等,造成刺漏损毁设备和伤害操作人员等安全事故,影响地面测试安全作业。地面除砂技术采用双筒管柱式除砂器和旋流除砂器相结合的方式,有效除去井筒排出的砂粒,避免对地面流程设备造成冲蚀。     

鄂尔多斯盆地低压海相页岩气储层体积压裂及排液技术

天然气资源量丰富的鄂尔多斯盆地中奥陶统乌拉力克组海相页岩气藏,是中国石油长庆油田公司油气增储上产的重要资源基础,但较之于国内外其他页岩气藏,前者地层压力系数低、储层物性及含气性较差、提产难度更大。为此,在前期直井试验的基础上,开展了水平井体积压裂研究与试验,总体按照长水平井分段多簇大规模压裂的技术思路,立足鄂尔多斯盆地页岩气储层压裂的地质特征,开展了裂缝扩展机理与形态特征研究与分析;在此基础上,优选建立全三维裂缝模型进行参数优化,试验井ZP1井压裂15段103簇,压后形成了较为复杂的裂缝网络,裂缝复杂指数介于0.4～0.6,微地震监测带长579 m、带宽266 m、缝高146 m。针对该盆地低压页岩气大液量压裂后面临的排液难题,开展了气体增能压裂试验,考虑储层物性、含气性和分段裂缝等特征,在试验水平井压裂时分段注入液氮805 m3,根据压力恢复数据测试地层压力系数由0.7～0.8提升到1.88;建立了井筒气液流动模型,优化了长周期控压排液参数;升级配套了地面关键设备,实现了精确计量与安全环保。研究和实践结果表明:(1)通过技术创新优化,试验井ZP1井实现了94天连续气液两相流,试采产量和压力稳定,井口测试日产页岩气6.42×104m3;(2)试验井压后页岩气无阻流量达到26.4×104 m3/d,较同区块直井试气产量提高超过10倍,实现了中国北方海相页岩气勘探的重大突破。     

蜀南页岩气藏体积压裂效果预测新方法

针对四川长宁—威远地区龙马溪组页岩储层特点,在完善现有的总有机碳质量分数、渗透率和吸附气体积分数评价方法的基础上,采用灰色关联分析方法修正了储层含气性分类评价标准。综合岩石力学参数、脆性特征、地应力和天然裂缝发育状况,对岩石可压性进行定量分析,应用层次分析法建立了岩石可压性评价标准。通过现场压裂测试分析和裂缝解释,给出了适应于该区的改造体积计算模型,并分别对含气性、可压性和改造体积这三者与产量的相关性进行了分析。结果表明,改造体积与压后产量的相关性最高,含气性次之,可压性最低。综合考虑含气性、可压性和改造体积的影响,建立了多因素压后产量预测模型,预测结果与已有生产井产量拟合较好。实例给出了新方法的计算过程,预测结果更准确。     

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。     

四川富顺页岩气藏压裂改造模式及返排工艺分析

四川页岩气藏经过近几年的探索和开发,在借鉴北美页岩气压裂技术经验基础上,已形成我国特色
的页岩气大规模水平井多级改造技术。四川富顺页岩气藏采用以速钻桥塞分级压裂技术为主导的页岩气分段压
裂改造技术,总体改造效果在整个四川页岩地区效果相对较好。文章分析了该区块压裂改造的技术特点、砂堵和
压裂后返排的工作制度,以及返排速率、压裂液破胶时间、意外关井和气液两相流动对返排的影响,为现场作业和
优化返排制度提供一定的经验和参考。     

页岩气压裂返排液再利用技术

"千方砂万方液"的压裂施工模式已成为页岩气增产的主要手段,尤其随着"井工厂"开发模式的进行,其水资源消耗量大,导致水资源短缺地区无法满足现场施工需要,因此对低成本、高效率、环保开发提出了更高的要求。针对页岩气压裂后产生的返排液存在液量大、成分复杂等性质特点,开发了一项返排液再利用技术。该技术在研究各种离子对压裂液影响的基础上,以"保留有用成分,清除有害成分,减少中间环节和成本"为原则,形成经复合混凝—过滤进行减阻水配制,经复合混凝—过滤—吸附进行胶液配制的两套工艺技术,不仅使处理后返排液性能满足技术要求,而且真正实现水资源的循环利用,达到环保开发的目的,具有处理速度快、成本低的优势。该技术在重庆涪陵页岩气示范区进行了现场应用,返排液处理后配制减阻水各项性能指标均满足要求,并取得了良好的应用效果,对于大液量作业尤其"井工厂"模式作业具有良好的推广前景。     

页岩气压裂返排液处理工艺试验研究

为了使压裂返排液达到重复利用和排放的标准,对返排液的处理工艺进行了试验研究。返排液采取物化处理与高级氧化处理为主,化学处理为辅的联合处理工艺。化学处理中选用PAC作为絮凝剂,投加浓度为100 mg/L,选用活化硅酸为助凝剂,投加浓度为5 mg/L,选用次氯酸钠为氧化剂,投加浓度为60 mg/L,总的反应时间约30 min;电絮凝处理中选用PAC作为催化剂,投加浓度为20 mg/L,反应时间为20 min;臭氧催化氧化处理中选用MnO2作为催化剂,投加浓度为60 mg/L,反应时间为40 min,工艺处理后的返排液达到重复利用和排放要求。     

页岩气压裂返排液电化学处理技术

正美国OriginClear环境技术公司(OCHK)作为一家提供水处理方案的公司,目前正在中国重庆涪陵页岩气田现场开展污水电分离技术(EWS)试点测试,旨在将EWS技术应用到水力压裂返排液多级处理流程中,以便工作液的再度利用。EWS技术是利用一组镀有贵金属与多种阴极材料的电极,袪除返排液中的油气组份及悬浮物。将电极插入返排液后施加弱电流,电极将水电离形成微小的氢气气泡与氧气气泡,并附着于悬浮物表面上升至废水表面,形成一层易除去的固体颗粒层。对地层水进行     

陆相页岩气井压裂返排液处理工艺

采用“氧化—絮凝—过滤”处理工艺,对陆相页岩气井压裂返排液进行处理试验研究,讨论了工艺中各参数对处理效果的影响,确定了处理药剂最佳加药方案：氧化剂OD-H加量为1 g/L、絮凝剂IF-L加量为60 mg/L、助凝剂OF-Y加量为2mg/L; 氧化时间为5 min,沉降时间为20 min。处理后的水中SS＜4.0 mg/L、SRB和FB细菌含量≤n×10个/mL、动力黏度＜1.2 mPa·s、ΣFe＜0.2 mg/L,出水水质符合配制压裂液用水的要求。     

页岩气藏体积压裂水平井产能有限元数值模拟

考虑到压裂过程中的多重复合作用,将压后页岩储层分为支撑主裂缝、缝网波及区与未压裂区。考虑基岩纳米孔隙中气体吸附与解吸、Knudsen扩散、滑脱流、黏性流,以及水压诱导裂缝应力敏感效应,建立了页岩气藏体积压裂生产动态模拟的物理模型和渗流数学模型。结合Galerkin有限元方法,对基质和裂缝渗流方程进行空间上的离散,推导了三角形单元有限元数值模型,给出了压裂水平井二维渗流场内、外边界条件和水力裂缝处理方法,对时间域采用向后差分,最后顺序求解裂缝和基质压力方程,模拟了页岩气藏体积压裂水平井生产动态和压力场分布。该研究为页岩气储层体积压裂产能评价提供了理论模型,对于有限元法模拟双重介质渗流场和产能预测具有现实意义。     

页岩气井压裂后焖排模式

页岩气井水力压裂过程中注入液量大,但压裂后返排率往往较低,滞留压裂液对储层的影响仍不清晰。针对该问题,选取永川新店子构造YY1井龙马溪组的岩心,开展压裂液渗吸实验,并对比渗吸前后岩心物性、孔隙结构特征及电子显微镜下微观结构等参数的变化规律。实验结果表明：永川新店子构造岩心压裂液渗吸后,岩心平均孔隙度增大了50%,平均渗透率增大了25%,气体吸附量减少了35%,比表面积降低了40%;岩心沿层理方向产生了新的裂缝,并随着渗吸的持续进行,裂缝发生扩展和延伸,逐步沟通裂缝网络,增大了液体的渗吸面积;通过YY1HF井的现场试验发现,焖井30 d后再控产（6万m³/d）试采,产液量大幅度降低,气井生产稳定。研究认为,压裂后焖井有利于改善储层物性,增加渗流通道,压裂后返排应由小到大逐级控制油嘴排液,以提高气井采收率。     

气液比对压裂返排液旋流除砂器性能的影响

水力旋流器已被应用于压裂返排液除砂,为了提高其分离性能,基于Fluent软件模拟和实验,研究了不同入口气液比(GLR)下水力旋流器的空气柱直径、压力与速度分布及分离效率,总结了入口GLR对水力旋流器分离性能的影响规律,并确定了最佳入口GLR范围。研究结果表明:①物料不含气体时,底流口与溢流口负压区将外界气体吸入内流场形成空气柱,当物料中含有气体时,空气柱中绝大部分气体来自溢流口与底流口,并且最终通过溢流口排出;②随着气液比升高,壁面处压力、底流压差及溢流压差均呈现非线性增长的趋势;③随着气液比升高,切向速度增大,却减小了较小气液比(10%～20%)下的组合涡流场指数;④随着气液比升高,轴向速度不断增大,然而过高的气液比(GLR 40%)却增加了流场的不稳定性;⑤气液比的升高提高了水力旋流器的除砂效率并减小了切割粒径,当GLR 30%时组合涡流场指数较小且分离效率较低,GLR 40%时能量损耗较大,确定出最佳GLR区间介于30%～40%。结论认为,该研究成果可以为水力旋流器的优化设计提供参考。     

页岩气压裂返排液生物处理技术研究进展

页岩气作为国家新能源战略的重要组成部分,其开采一般采用水力压裂技术实现,生产过程中伴生数量较大的压裂返排液(采出水)。在国家“双碳”战略下,高盐度、高COD值的压裂返排液达标处置成为一个重要的行业性绿色技术命题。聚焦页岩气压裂返排液生物处理技术,总结了活性污泥、生物膜、膜生物反应器(MBR)、好氧颗粒污泥等技术的研究进展,根据压裂返排液水质特性比较了不同工艺方法的优势与短板,并分析了生物强化技术在压裂返排液处理过程中的应用前景,为页岩气压裂返排液绿色高效处理处置决策提供参考。      

页岩气藏水平井大液量多段压裂工艺的实际应用

页岩气作为非常规能源,其开采技术手段目前主要以水平井加大液量多段压裂为主。文章分析了页岩气藏储层大液量多段压裂工艺技术的难点,并从地面供液流程设计、分段压裂完井工具优选、压裂液体系及支撑剂选型、井口装置设计等方面阐述了实际应用情况,介绍了压裂效果。文章认为,建页HF-1井的成功为后期页岩气水平段大液量多段压裂改造工艺积累了技术及现场实施的经验。