页岩气试井技术在分段压裂水平井中的应用

目前已掀起页岩气勘探开发的热潮,针对页岩气的研究主要集中在地质及钻完井,而针对页岩气试井动态方面的研究几乎是空白,研究具一定的先导性。建立了页岩气藏无限导流分段压裂水平井评价模型,讨论了扩散、吸附等参数对压力动态的影响,分析了均质页岩气藏中无限导流分段压裂水平井的压力动态特征,解决了无法确定页岩气藏分段压裂水平井动态参数的难题,形成了均质页岩气藏分段压裂水平井的典型曲线。研究成果可为页岩气藏分段压裂水平井的合理高效开发提供技术支持。     

美国Appalachian盆地Marcellus页岩气藏开发模式综述

随水平井钻井和分段压裂技术的进步,北美页岩气成功迈入商业化开发阶段,且大型页岩气藏不断涌现,其中以Appalachian盆地的Marcellus页岩气藏最为引人注目。在深入广泛调研国外相关文献的基础上,从地质特征、储层特征、钻井工程、水力压裂、气井生产动态等方面综述了Marcellus页岩气藏的开发模式;并对该气藏的技术进步和开发前景进行了总结。研究结果表明:Marcellus页岩气藏资源量及可采储量巨大,储层物性较好,核心区地层轻微超压、地层主要发育东北和西北走向两组天然裂缝;水平井组是目前主要布井方式,主要采用三段井身结构,水平井段长600~1 800 m;气藏开发初期井距为0.77~1.54口/km2,后期井网加密后井距可达3.09~6.18口/km2;水平井分段压裂段数为4~8段,压裂措施用水量超过18 000 m3,支撑剂用量113~340 t,泵入速度4.77~15.90 m3/min;水平井初期产气量在(4.0~25.0)×104m3/d,单井最终可采储量(0.17~1.13)×108m3。除水平井钻井和分段压裂技术外,其它多项技术也得以发展和进步。Marcellus页岩气藏开发模式综述可为国内页岩气藏的开发提供参考。     

中国页岩气藏压裂的关键科学问题

水力压裂技术的提高是保障页岩气高效环保开发的重要途径.本文概述了中美页岩气藏在工程地质、作业环境和技术需求方面的差异.分析表明,中国页岩气藏埋深普遍偏大、闭合压力高、地貌复杂、建井成本高以及水资源匮乏,与美国存在较大差异.针对这些特殊的压裂条件,提出了我国页岩气藏压裂亟待解决的4个关键前沿科学问题:(1)井工厂模式下页岩缝网非平面、非线性动态扩展机理;(2)复杂缝网扩展过程中支撑剂的空间运移和沉降机理;(3)热-流-固三场非线性耦合作用下的页岩气藏重复造缝机理;(4)无水压裂介质流变调控机制与造缝机理.针对各关键科学问题综述了其研究进展和发展方向,对研发原创性的页岩气压裂技术具有重要的理论指导意义.     

序言

<正>页岩气藏地质特征、成藏机理及开采技术有别于常规油气藏,在中国四川盆地、塔里木盆地、鄂尔多斯盆地、准格尔盆地、吐哈盆地、松辽盆地等有着广泛的分布。近年来,中国对页岩气勘探开发力度不断加大,在涪陵、长宁—威远、昭通三个页岩气勘探开发区建成国家页岩气开发示范区。在页岩气开发过程中获得丰富的经验和认识,技术难题攻关取得一系列重大突破。实现页岩气高效开发,需要解决四项科学问题,即页岩气储层多尺度定量描述与表征、纳米级孔隙及微裂隙流体渗流规律、页岩气水平井井壁稳定机理及页岩气储层体积改造理     

页岩气水平井重复压裂关键技术进展及启示

由于页岩气水平井初始增产措施的种种不利因素，产量达不到预期，加之目前低迷的油价背景，页岩气水平井重复压裂技术越来越受到页岩气资源开发的关注。随着压裂技术的不断发展，许多页岩气区块已经成功实施了这一技术，以提高生产率，并增加页岩气井的最终采收率。综述了页岩气水平井重复压裂优化选井的程序，并讨论了关键工艺技术和监测分析技术，最后，结合目前不同技术的研究现状，对今后页岩气水平井重复压裂技术的研究方向进行了展望，提出了结合“大数据”技术选井、套损变形井柔性修复、基于损伤力学的裂缝监测以及新型材料的压裂液和支撑剂等技术攻关的建议。中国页岩气资源潜力巨大，加速形成适合中国页岩气水平井重复压裂配套技术，会对未来中国页岩气商业开发起到促进作用。     

复杂结构井开发低渗油藏的效果及关键问题研究

复杂结构井具有增大泄油面积、有效连通储层裂缝、提高储层导流能力的优势.通过对国内外低渗油藏开发现状的调研,对比分析了两种复杂结构井(压裂水平井和多分支水平井)开发低渗油藏的效果;研究了地应力与裂缝参数的关系.结果表明开发低渗油藏多分支水平井比压裂水平井有更多的优势,且两种复杂结构井在设计水平井眼走向时都要考虑与地应力的关系.     

中美页岩气储层条件对比

北美页岩气开发已获得了巨大成功,而中国页岩气开发还处于起步阶段,对比分析中美页岩气储层条件,指
导中国页岩气高效开发意义重大。从页岩气的成藏条件、储层特征和储层评价因素３个方面进行了详细对比分析,
结果认为：中国成藏条件更复杂,储层埋藏深、温度高、热成熟度高、厚度低;中国页岩矿物组成更复杂,黏土矿物以
伊/蒙混层和伊利石居多,以微粒运移性的黏土矿物为主;石英含量更高,脆性指数更大,更有利于压裂改造;中国储层
评价因素更复杂,要从有机碳含量、有机质成熟度、干酪根类型、储层有效厚度和岩石学特征等多个方面进行评价。总
之,从储层条件的角度对比情况来看,中国（尤其是四川盆地）页岩气藏已具备规模化开发条件。     

页岩气藏多级压裂水平井压力动态分析

基于非结构Voronoi网格技术生成压裂水平井非结构网格,引入尘气模型(DGM)建立考虑页岩气藏吸附解吸、扩散和达西流的运移数学模型,并结合控制体有限差分法和全隐式法推导得到页岩气藏压裂水平井压力动态分析数学模型离散格式,编程绘制页岩气藏压裂水平井不稳定压力动态分析典型曲线。研究结果表明:页岩气藏压裂水平井压力动态分析典型曲线可划分为井筒储集、过渡流、裂缝线性流、早期径向流、复合线性流、系统径向流和边界流7个流动阶段;吸附解吸作用越强,试井典型曲线的位置越低,同时生产时井底附近压力降落最大,近井带解吸气对气井供给量最大,使得过渡流出现一个"凹子",但受吸附解吸强度的影响,过渡流的"凹子"可能被掩盖掉;扩散系数能提高极低页岩渗透率储层的气体流动能力,当扩散系数达到一定值时,试井曲线中对应影响的流动阶段位置偏低;渗透率、裂缝数量、裂缝半长和裂缝间距对页岩气藏压裂水平井压力动态的影响与对常规气藏的影响一致。     

考虑吸附效应的非达西流压裂水平井试井分析

页岩气藏渗透率较低,流动过程中存在边界层影响和吸附解吸现象。在建立页岩气藏压裂水平井试井模型过程中,非压裂区域考虑为存在吸附效应的非达西流动,压裂区域考虑为双重孔隙介质达西流动,水力压裂裂缝区为达西流动。基于油气渗流理论和数学物理方法,建立了考虑吸附效应的非达西流压裂水平井试井模型,求解得到了考虑井筒存储和表皮效应的压裂水平井井底压力响应,并进行了压力响应参数敏感性分析。结果表明:启动压力梯度主要影响特征曲线后期上翘程度;窜流系数主要影响"凹槽"的位置,当同时考虑启动压力梯度和吸附解吸时,窜流系数还影响着解吸时间的长短;解吸系数主要反映解吸扩散程度,随着压力降低,页岩气解吸效果越明显,特征曲线中的"凹槽"宽度和下凹程度越大。研究对于页岩气藏压裂水平井的开发与动态监测具有一定的指导意义。     

威远气田某区块页岩气水平井产水率数值模拟研究

为了更好的提高页岩气藏水平井的产量,对页岩气水平井产水率进行数值模拟研究,考虑了页岩气启动压力梯度、解吸吸附和页岩气水平井产量等特征,运用数值模拟软件Eclipse建立相应的单井模型,并对影响页岩气水平井产能的部分因素进行了敏感性分析。研究结果表明:页岩气藏的单井控制可采储量有限,必须依靠在增加页岩气水平井分支井或者水平井数量,才能有效地提高页岩气藏的采收率;分段压裂压裂出的高导流能力的裂缝,在开采初期可以大幅度的提高页岩气水平井的产量,同时也提高了页岩气水平井的产水率,促使页岩气水平井过早见水;考虑页岩气吸附解析作用和降低页岩气水平井的日产量有利于减缓地层水的产出,减缓页岩气水平井产水率的上升速度,从而延长页岩气水平井的寿命,提高单井的最终采收率。     

致密砂岩气藏钻完井关键技术研究进展

 从20世纪70年代开始,美国致密砂岩气藏的广泛开发受到了普遍关注,在致密砂岩气藏钻、完井等方面形成了一系列成熟的先进技术,井型设计从最初的单一直井发展到水平井、丛式水平井,最长水平段超过3000m;布井方式也从单口井钻井转变为工厂化钻井,提高了施工效率;钻井提速采用欠平衡钻井、控压钻井、优质钻井液等技术,实现了长水平段水平井安全、快速钻井;完井技术由常规酸化发展为大型分段压裂技术,改造级数最多超过60级,单井产量提高45%以上,实现了致密砂岩气藏低成本、高效益开发。根据中国致密砂岩气藏储层特征,先后在长庆、吉林等油田进行了丛式水平井工厂化钻井和长水平段加砂分段压裂改造技术的试验应用,钻井最长水平段为2800m,改造级数最多已超过25级,单井成本节约100万元以上,产量是直井的3～10倍,取得了显著的应用效果。这些配套技术的形成推动了中国致密砂岩气藏钻完井技术的进步,对加快中国致密砂岩气藏开发步伐具有重要的指导意义。     

页岩气藏开发的关键因素

 页岩气藏是一种非常规气藏,属连续型气藏,其储层结构复杂,为低孔、低渗型,对开发技术要求很高。本文简述国内外页岩气开发现状,对北美页岩气藏开展研究并总结其勘探开发成功经验,认为其有效开发的关键是甜点区优选及储层压裂改造,综合地质评价是页岩气资源投入开发的基础,储层改造技术是动用页岩气储量的核心。介绍了开发目标区优选的主要地质参数及钻完井优化的主要内容,同时结合中国页岩气井地质及工程参数实际对比,提出了页岩气成功开发的工作思路,即在水平段储层评价基础上,进行有针对性压裂射孔设计,采用适合工程参数以增大缝网改造体积和效率,进而提高单井产量。     

页岩气水平井井壁稳定影响因素与技术对策

国内绝大多数页岩气水平井在页岩层段钻井过程都发生过坍塌,严重影响了钻井周期及后续压裂施工。由于页岩气井水平段一般较长,普遍在1000m以上,而且页岩地层层理发育,产状多变,岩石性质硬脆,水敏性矿物含量高,很容易发生井漏坍塌等问题。本文通过分析认为影响页岩气水平井井壁失稳的因素主要包括页岩的综合特性,地质力学因素,钻井液的综合性质及其他工程因素。解决页岩气水平井井壁失稳的首要途径是认识层理页岩的特殊力学特性,重点研究不同钻井液体系对其力学特性的影响程度及影响规律（也是钻井液优选的重要依据之一）;再次需要对地应力场进行综合研究;最后通过采用合理的井壁稳定力学模型获得控制井壁失稳的钻井液密度范围,配合使用快速高效钻具,才能最大程度确保井壁稳定。     

密度成像技术在南海西部油田地质导向中的应用

水平井施工过程中已广泛应用随钻地质导向技术,在持续发展储层随钻测绘等新技术过程中,密度成像技术在随钻地质导向技术中的应用仍然较为普遍。针对南海西部Z油田井控程度低、构造变化大、储层横向变化快等问题,引入了密度成像工具和相应的地质导向技术。借助高分辨率密度成像成果拾取精确的地层倾角,在此基础上分析落实构造形态,判断轨迹所处的相对位置;配合地质录井确定的岩性情况,避免局部相变造成的出层;从而为实时决策提供判断依据并指导地质导向。实施过程中首次提出并使用了过井轴视倾角的概念,改进了常规利用成像数据计算地层倾角的方法并通过实际对比验证;该区块目前已完钻4口水平井,平均长度580 m,优质储层钻遇率80%。结论认为：在密度变化明显的构造+岩性油藏中使用该技术,能有效降低构造不确定性等地质风险,提高优质储层钻遇率。     

长宁页岩地层井下复杂及裂缝三维展布规律研究

长宁区块龙马溪组页岩气储量丰富,是中国石油天然气资源增产上产的重要支撑点。但长宁区块页岩储层钻井中井漏、阻卡事故频发,阻碍了该地区页岩气资源效益化开发进程。通过梳理长宁区块重点井区已钻井工程复杂信息数据,基于区块三维地震数据体利用蚂蚁追踪方法预测了页岩地层裂缝发育及三维空间展布规律,对比研究了井漏与裂缝发育之间响应关系,为长宁区块龙马溪组页岩水平钻井井下复杂预警及安全钻井奠定基础。研究结果表明,基于蚂蚁体的裂缝预测方法在长宁区块应用效果较好,井漏复杂与裂缝预测结果响应度高,裂缝发育、斜交缝与层理缝交叉贯通是诱发井漏事故的主要原因。茅口组-五峰组页岩裂缝发育具有三维空间差异性,构造高部位、大断层附近裂缝发育,岩体较为破碎,井漏复杂更为突出。研究成果解释了长宁区块井下复杂的主要原因,预测了长宁区块裂缝三维展布规律,可为长宁区块后期井下复杂预测及防治措施的制定提供科学依据。     

威远区块页岩气水平井产量主控因素分析

四川盆地威远区块国家级页岩气示范区开发效果显著,但仍存在单井产量差异较大的问题,深入分析页岩气水平井高产的主控因素是目前研究的重点。利用威远示范区取芯井地质及测井资料明确龙马溪组龙一₁¹小层作为最优开发层系,开展储层精细评价研究,结合水平井压后评价建立了储层厚度、最优靶体位置、I类储层钻遇率与产量之间的关系,明确了天然裂缝发育程度对水平井产量的影响,定量计算了压裂液量、砂量和排量3项工程参数与缝网有效性的关系。结果表明：（1）龙一₁¹小层厚度与产量呈高度正相关;（2）距离龙一₁¹小层底部距离0~4 m是最优靶体位置;（3）I类储层钻遇率的高低直接影响着水平井高产与否;（4）天然裂缝发育有利于页岩气获得较高产量;（5）根据工程参数定义的缝网综合有效系数达到0.8以上时,可认为形成了有效的页岩气流动通道。     

川南深层各向异性页岩井壁失稳力学机理

川南页岩埋藏深、岩性复杂、质地硬脆、层理发育、地应力复杂,水平井钻井井壁失稳事故时常发生,严重阻碍了深层页岩气高效开发进程。为此,以川南深层龙马溪页岩为对象,实验测定了页岩各向异性弹性和强度参数,通过成像测井分析了层理产状,通过室内实验和测井资料确定了地应力大小和方位,建立了各向异性页岩井壁坍塌压力模型,分析了不同地层条件的坍塌压力,并以川南深层页岩气井为例进行了验证。结果表明,页岩基质黏聚力和内摩擦角为13.00 MPa、39.50°,层理黏聚力和内摩擦角为11.10 MPa、28.50°,层理倾角5°～15°、倾向NE110°～NE120°;水平最大主应力114.69～117.23 MPa、水平最小主应力93.79～94.57 MPa、垂向地应力108.42～112.81 MPa;综合考虑弹性和强度各向异性计算的坍塌压力最高,强度各向异性的影响明显大于弹性各向异性;沿水平最大主应力钻进的水平井稳定性最好,其次为直井和小角度定向井,沿水平最小主应力方向钻进水平井时稳定性最差; L20X井实钻情况与预测结果基本一致,证实了模型的准确性。     

考虑应力敏感和水力裂缝方位角的页岩产能模型

产能预测对页岩气的高效合理开发有着重要的作用，而目前国内外对于页岩气分段压裂水平井产能的研究没有同时考虑到天然裂缝应力敏感和水力裂缝形态及渗流特征对产能的影响。为此，根据双重介质渗流理论，综合考虑了页岩储层的吸附解吸、扩散运移、天然裂缝的应力敏感效应，建立了页岩储层渗流模型；同时考虑水力裂缝的有限导流能力、裂缝方位角等因素，利用点源函数方法将裂缝离散，之后叠加建立水力裂缝模型，最后将两种模型耦合得到页岩气藏压力水平井不稳定渗流模型和产能模型。根据已建立的页岩气压裂水平井产能模型，编程计算出产能特征曲线；通过对比模拟结果分析出，与实例类似的页岩气压裂水平井的最优水力裂缝导流能为15~18 D·cm，最优缝长分布方式为外高内低的U型，最优水力裂缝间距分布为等间距分布；模拟结果与页岩气井的现场数据的对比，也验证了该模型的准确性。该研究对页岩气开发有着重要的指导意义。