页岩气水平井压裂技术浅析

水平井压裂技术已成为页岩气开发的一种有效手段,应用该技术能够增加储层的改造体积,从而形成错综复杂的裂缝网络,最终提高采收率。页岩气水平井压裂技术主要包括多级压裂、同级压裂和丛式井工厂技术。详细分析了多级压裂、同步压裂和丛式井工厂技术的作业流程和特点,以期为页岩气开发提供参考。     

页岩气水平井压裂细分段密分簇优化设计及应用

页岩气水平井压裂分段分簇设计的簇间距大小对页岩储层改造效果有重要的影响,针对涪陵焦石坝部分区块页岩储层埋深大、三向应力高、构造变形强等特点,通过气藏数值模拟和压裂设计模拟,提出了"细分段密分簇+大孔径射孔"设计思路,对页岩气水平井进行细分段(34～47m)、密分簇(15～21m)。试验结果表明,"细分段密分簇"压裂设计能够有效增加压裂裂缝面积、压后平均缝宽以及缝网复杂度。综合考虑页岩气水平井地质以及工程特征,配合高黏胶液和中黏减阻水,形成了适用于焦石坝页岩储层"细分段密分簇"压裂优化设计方法,对指导页岩气水平井压裂优化设计具有重要的作用和意义。     

彭水地区地应力方位与页岩气水平井轨迹走向关系研究

水平井是有效降低页岩气开发成本、最大化改造页岩储层的钻井技术。水平井压裂形成的缝网体系主要受储层天然裂缝与人工裂缝的夹角、岩石力学性质、水平井主应力方位、水平应力压差等因素的控制。选择最小水平主应力方向钻探水平井，能在压裂时形成较为复杂的网状裂缝，提高产量。本文以彭水页岩气区块为例，通过不同地应力方位测定和计算了最大主地应力方位，并以此为依据确定水平井钻探方位。钻探及压裂实践证明，采取该方法实施的水平井在页岩储层体积改造中有较好效果，在国内率先获得了3．8万方产量．拉开了中国页岩气水平井开发的序幕。     

产气剖面井资料在涪陵焦石坝页岩气田开发的应用

涪陵焦石坝页岩气气田已经实现商业开发,主要采用长水平段分级压裂模式进行。结合涪陵焦石坝页岩气田页岩气水平井产气剖面测井资料,在分析产气剖面测井资料解释方法的基础上,对涪陵焦石坝页岩气水平井产气剖面测井资料的实际应用效果开展系统研究,总结出产气剖面测井资料在页岩气田开发中的应用,为页岩气水平井轨迹钻遇小层设计、页岩气藏储层评价、压裂工艺参数优化及动态分析提供可靠依据,有效指导页岩气田的合理开发。     

页岩气水平井分簇射孔配套技术分析及应用

分簇射孔技术是页岩气水平井多段、分段压裂完井工艺中的一项重要技术，随着我国页岩气勘探开发的不断深入，分簇射孔技术也得到了不断发展和广泛应用。基于分簇射孔工艺技术原理，重点阐述并分析了分簇射孔工艺中配套的相关技术，包括连续油管射孔、复合桥塞与射孔联作、多级点火控制、分簇射孔器、泵送工艺参数优化、高压动密封防喷以及管串丢手释放和安全起爆监测等配套工艺技术。现场应用效果表明分簇射孔工艺技术安全适用性，对页岩气水平井开发具有重要意义。     

基于随机森林算法的页岩气多段压裂井产量预测

针对页岩气藏多段压裂水平井产量预测精度不高等问题,通过对储层物性和压裂施工参数分析,引入随机森林算法对页岩气多段压裂井产量进行预测。以涪陵页岩气田具有产气剖面的一期产区多段压裂井为研究对象,全面收集测井解释资料、压裂施工资料、钻井资料,采用二级策略降维法明确了影响产量的主要因素及响应关系,评价了几种产量回归预测模型的预测精度。研究结果表明,测深、垂深、延伸压力、脆性指数、密度测井值和总液量是多段压裂井产量的主要影响因素,且影响程度各异;与支持向量机算法和内核岭回归算法这2种机器学习算法比较,基于随机森林算法构建的产量回归模型具有最优的预测能力,模型决定系数为0.723,测试集均方根误差为0.319,表现了更好的预测效果和泛化能力。     

层理页岩水平井井眼方位优化

由于页岩气藏层理发育,页岩气藏水平井与常规油藏水平井相比,井眼不稳定问题及不易压裂问题更为突出,需要提出兼顾两者的水平井眼方位优选方法。采用理论研究和数值模拟的方法,详细分析了走滑断层地应力状态下页岩层理倾角和走向对水平井方位优化的影响。研究表明,层理倾角对水平井井眼方位优化影响很大。层理倾角较小时,页岩水平井易于压裂的方位与井眼稳定的方位是一致的,选择水平最大地应力方向或靠近水平最大地应力方向为优选方位。层理倾角较大时,页岩水平井易于压裂的方位与井眼稳定的方位几乎是相反的,需要选择维持井眼稳定要求的钻井液密度不高,且相对易于压裂的方位。层理走向对水平井井眼方位优化几乎没有影响。     

尾管悬挂器超高压封隔及回接技术应用研究

为满足后期的压裂要求,页岩气井完井管串要求具有很好的密封完整性,目前国内页岩气井生产套管基本采用全井一次性固井的方式。为使湖南省的一口页岩气探井保页1井达到回接管柱压裂后回收、便于后期可能进行的开窗侧钻等要求,首次尝试采用尾管固井再回接管柱不固井的完井方式。为此研发了实现70MPa超高压封隔及回接的尾管悬挂器系统,核心技术主要包括超高压尾管顶部封隔技术、超高压回接密封技术和尾管悬挂器大过流技术。该技术在保页1井顺利实施,成功完成尾管固井、回接和回收上部生产套管串,工具整体密封性满足后期的泵送桥塞压裂要求。     

涪陵页岩气藏岩石破裂机理分析

涪陵页岩气田通过前期对地层的认识及实践形成了"混合压裂、组合加砂"工艺,取得了较好的改造效果。从建立压裂井筒模型出发,结合射孔理论及水力学计算,并通过与低排量常规压裂、水力喷射压裂的岩石破裂机理比较研究,对页岩气储层起裂瞬间的岩石破裂机理进行分析,探讨了页岩气储层"复杂缝/网缝+主缝"的压裂理念以及页岩气储层压裂改造的复杂性。     

考虑应力敏感的页岩气藏压裂水平井渗流模型建立与分析

在以纳米孔隙及裂缝发育为特征的页岩气储层中,由应力敏感带来的渗透率降低引起的渗流规律和产能预测研究具有重要理论和现实意义。通过试验研究,分析了应力敏感与渗透率的指数关系,定量计算了应力敏感引起的渗透率变化值。应用页岩气藏压裂水平井的等效渗流模型,在页岩岩样应力敏感性试验结果及分析基础上,建立了考虑应力敏感的渗流综合模型并得到单井产能方程。以威201-H1井为实例,应用已经建立的产能方程进行了应力敏感影响下的产能变化规律分析,结果认为,裂缝是应力敏感的主要来源,并且当储层孔隙越大即产量越大时,应力敏感越强,尤其是在压裂水平井初期影响最为强烈。由此,综合模型的建立及影响因素的分析为实际生产提供了参考依据。     

低丰度油田水平井压裂效果及影响因素

某油田为典型低丰度油藏,目前18口水平井实施压裂增油措施,压裂增产效果较好,但井间差异明显,部分井未能达到预期效果。为搞清影响压裂效果的因素,针对某油田18口水平井老井,采用压裂效果分类研究的方法,分析各因素对压裂效果的影响。结果表明:新增控制储量大、连通方向多、裂缝布局合理、地层能量充足的水平井通常有较好的压裂效果,这为下一步水平井措施治理和精细挖潜提供了依据,对实现水平井的二次高产有重要的意义。     

新型示踪剂产能监测技术研究及应用

水平井分段酸压是低渗、致密碳酸盐岩储层改造的有效措施,尚无有效的监测方法验证压裂改造后各压裂段对产油产水的贡献。笔者用新型化学材料做示踪剂,该示踪剂无毒无放射性,与地层吸附率极低,试剂检测灵敏度达到10~(-3) mg/L,水剂只与水亲和,油剂只与油亲和,可以对油、水两相单独测试并分别评价产出剖面。该示踪剂适用于高温酸性环境,与酸压工作液配伍性良好,油剂可良好分散在胶凝酸体系中。该研究可解决致密油气田水平井分段酸压改造产能监测困难的问题,为该类区块水平井分段酸压效果评价提供可靠依据。     

苏里格气田二开水平井固井留塞分析与对策

苏里格气田已进入水平井整体开发模式,为减少水平井投资,同时给后期储层改造提供更多先进技术工艺,苏里格气田水平井逐渐由三开水平井向二开水平井转变,而二开水平井固井过程中留塞情况将严重影响后续施工质量和进度。详细分析了二开水平井固井的难点及改进措施、二开水平井固井留塞的原因,提出了通过优化固井工艺,优选水泥浆体系、压塞液、顶替液等措施解决二开水平井固井留塞的方法,并取得了很好的现场应用效果,丰富完善了二开水平井固井技术。     

油井重复压裂在江汉油田的实践与探讨

介绍了近年来江汉油田在油井重复压裂研究方面所做的部分工作,及其对江汉油田油井重复压裂机理所取得的认识。针对江汉油区井深、油层渗透率低、层薄、地下油水分布复杂的地质特点,总结出了油井重复压裂的选井原则。对周16井、周181井的重复压裂改造现场试验取得一定的增油效果。对认识江汉油田老井重复改造工艺、提高老井原油采收率具有重要的指导意义。     

SLG气田砂岩气井储层压裂效果评价新方法

低渗透油藏经济有效开发的难度非常大,压裂效果评价准确与否直接影响开发效果。通过对SLG气田砂岩气井储层基础地质资料、测井数据及试井数据的相关性分析研究,总结出试井数据与储层测井数据、压裂改造数据的相关性规律,评价了低渗透油藏人工压裂井的施工方案,为该区油藏的合理开发提供参考。     

水力喷射分段压裂技术在大牛地气田DPI井的应用研究

在大牛地低渗致密气田顺利完钻8口水平井，有4口水平井无阻流量大于5×10^4m^3／d，其他井无阻流量（0．3～0．6）×104m^3／d，为了进一步提高大牛地气田水平井的产量，针对不同储层特征、井身结构试验应用了水平井压裂技术，并初见成效。尤其是采用水平井水力喷射定点压裂工艺，使得DPI井天然气产量大幅度提高，无阻流量由完钻时0．69×10^4m^3／d提高到11×104m^3／d，该井的成功实施，为水平井开发大牛地气田提供了技术保障。     

临兴致密砂岩气藏直井缝网压裂可行性定量分析

目前,临兴致密砂岩气藏主要采取直井压裂,但压后产量普遍达不到预期效果,对此,需要借鉴页岩气藏缝网压裂的成功经验,以探索直井缝网压裂是否可行。根据缝网形成的理论条件,对临兴致密砂岩气藏直井缝网压裂可行性进行了定量分析。分析了临兴致密砂岩气藏天然裂缝发育情况、地应力差异和岩石矿物组成等储层物理特征,认为该气藏具有实现缝网压裂的客观条件。同时,从水力压裂工艺方面,根据压裂诱导应力的计算结果,并与地层水平主应力差进行了对比,认为采取合理的缝内暂堵转向后,能够实现直井缝网压裂。上述2个方面的分析表明直井缝网压裂完全可行,这将为致密砂岩气藏的高效开发提供重要的技术支撑。     

利用随钻测井及示踪剂技术分析致密油藏水平井各压裂段产出特征

为了探索致密油藏有效动用途径,采取"长水平井、体积压裂、天然能量"开发。现场实践表明,以该方法动用致密油藏,取得了较好的效果。通过分析井筒周围储层特征、压裂规模和指示剂监测资料,深入研究水平井各压裂段的产出状况,对各压裂段产出变化规律进行探讨。一方面,现场试验结果表明,通过在不同压裂段压裂液中加入不同型号指示剂,检测产出指示剂含量,能够明确各压裂段的产出状况;另一方面,研究了压裂段井筒周围储层岩性、含油性、压裂规模与压裂段产出贡献率的关系。该研究成果为致密油藏压裂方案设计和开发调整提供了依据。     

定量分析邻井压裂对页岩气井生产的影响

涪陵页岩气田采用水平井分段压裂的方式进行开发,2013年以来已有近200口井投入生产,随着加密井的部署,邻井压裂对生产井的影响不能忽视。通过对气田近5年的生产井生产动态数据和压裂数据分析,定量识别和分析了邻井压裂对气井生产的影响。研究认为井距小于1600m且在地层主应力方向上的气井受到邻井压裂影响的概率较大;压裂的工程因素与影响程度没有相关性;生产井的生产时间和累计产量与气井受到的压裂影响呈正比关系,该研究为气田气井生产管理提供了依据。     

低渗透油田水平井快速找水技术研究与应用

长庆油田水平井通过压裂改造的技术攻关,单井产量提高至定向井的3倍以上,已成为低渗透油田转变开发方式的重要技术手段。但受非均质程度、裂缝展布、边底水分布等因素影响,水平井部分井段水淹,含水快速上升、单井产量突降,严重影响水平井开发效益。针对上述问题,攻关研究形成了井下取样找水技术和单封拖动管柱找水技术,实现了多段压裂水平井快速低成本找水,为水平井控水增油措施提供了可靠依据。