常压页岩气压裂技术现状及高效压裂技术对策

针对常压页岩气经济开发面临的压裂改造效果差、多簇均衡扩展控制及配套暂堵机制认识不清、低成本高效压裂技术体系尚未形成等问题，基于常压页岩气储层特征及压裂技术现状开展常压页岩气低成本高效压裂技术对策的研究。研究认为低成本、密切割、多级暂堵、高强度连续加砂及提高有效改造体积是常压页岩气高效压裂需持续优化的重要方向；优化压裂费用构成及采用新工艺、新方法是降本增效的有效途径，其中多级固井滑套压裂技术很可能是有效途径之一；簇间距对压裂效果影响较大，推荐范围为5～10 m；提高暂堵球数量、暂堵次数及采取中前期投球暂堵可提高缝口暂堵效果；应力差越高所需要的缝内暂堵次数越多；天然裂缝密度>0.5条/m时，施工中期加入暂堵剂，天然裂缝密度<0.5条/m时，施工前期加入暂堵剂对提高缝内暂堵效果有利；采用粒径小于40/70目的暂堵剂，用黏度大于12 mPa·s的压裂液在12 m³/min及以上的排量以小于0.1的体积分数进行投放可以增强缝内暂堵效果；采用140/200目(10%)+70/140目(30%)+40/70目(60%)的石英砂组合及7%的综合砂液比既能保证导流能力需...     

页岩气钻采技术现状及展望

作为发展迅速的非常规能源,页岩气已成为全球能源界的焦点。页岩气钻采技术不同于普通油气井。本文回顾了页岩气钻井发展过程,介绍了页岩气开发中的水平井技术。组合式桥塞完井、水力喷射射孔完井、机械式组合完井是页岩气井完井的主要方式。页岩气开发的核心技术之一是压裂技术,主要包括水平井多级压裂、重复压裂、清水压裂、水力喷射压裂、同步压裂等。最后本文对页岩气的水平井钻井技术和压裂技术的发展方向进行了展望。     

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。     

页岩气压裂增产技术的研究与探讨

页岩气是商业价值巨大的非常规天然气,国外对其的开发技术已非常成熟,而我国对页岩气的开采技术还处于起步阶段。页岩气的储藏特性及地质环境决定了只有采取储层改造措施才能实现增产。目前的增产主要以压裂技术为主,根据不同的地质环境采取不同的压裂技术。本文阐述了我国页岩气开发的前景,对现有的增产措施即水平井分段压裂技术、重复压裂技术、同步压裂技术、清水压裂技术和新型压裂技术进行分析总结,对我国的页岩气勘探开发有一定的指导作用。     

转向压裂用暂堵剂研究进展与展望

我国低渗油气资源储量丰富,水力压裂是开采此类资源的重要措施。但随着生产进行,水力裂缝失效将导致油气产量下降,化学暂堵转向压裂是恢复和提高低渗透油气产量的重要方法之一。暂堵剂能够对高渗透层进行封堵,迫使压裂液转向,实现对剩余油聚集区的压裂改造。根据暂堵剂形态的不同将暂堵剂分为颗粒类暂堵剂、压裂暂堵球、纤维类暂堵剂及冻胶类暂堵剂,从封堵机理、优缺点及暂堵剂研发现状等方面对上述四类暂堵剂以及几种新型暂堵剂进行了综述,并对暂堵剂未来的发展方向进行了探讨。认为可降解水溶性暂堵剂是今后的主流发展趋势,根据地层情况选择多种类型暂堵剂实施复合暂堵有利于提升封堵效果,根据数值模拟结果来指导暂堵转向压裂施工参数的定量优化是亟待攻关的难题。     

转向重复压裂高效暂堵剂性能评价

针对油井施工次数的增加,老井原有的人工裂缝生产潜能逐年降低等问题,提出了转向重复压裂技术,并介绍了水溶性SC-JXSG高效暂堵剂。通过室内静、动态实验评价了暂堵及解堵效果,分析了暂堵剂的浓度、注入量和注入压力对暂堵效率的影响。结果表明:1静态评价实验中,质量分数为3%的暂堵剂在30℃时溶解缓慢,80℃时也需数小时才能充分溶解;2裂缝性岩心暂堵动态实验中,在60℃条件下,注入1 PV质量分数为3%的暂堵剂,暂堵率可高达99%,突破压力梯度高达37.90 MPa/m;在80℃条件下,反向注入10 PV地层水解堵,最终解堵率可达73%。该暂堵剂现场试验效果良好,可以满足压裂暂堵现场施工要求。     

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.     

新型自降解压裂转向材料的合成与表征

针对重复压裂施工过程中面临的压裂暂堵剂暂堵能力不足,且暂堵后无法有效解堵的技术难题,以马来酸酐、苯乙烯和丙烯酸丁酯为合成单体,采用过氧化苯甲酰作为引发剂,通过沉淀聚合法研制了一种新型自降解压裂转向材料。红外特征分析结果表明,各单体聚合成一种聚合物分子链。热性能测试结果表明,该材料具有较好的热稳定性,230 ℃质量损失仅为10%,玻璃化转变温度达165 ℃,可在高温条件下保持较好的力学强度。该材料粒径D50值为12.82 μm且粒径呈现多峰分布,具有较好的广谱性暂堵效果。综合性能评价结果表明,其对裂缝暂堵承压效果高于岩心直接压裂破裂压力7 MPa,且在90 ℃条件下自降解时长可达10 h,有效满足了重复压裂时间需求。抗污染测试结果表明,该材料可抗10%氯化钠、10%氯化钙及10%碳酸钠污染,并可通过增加溶液碱性,加快压裂转向材料的自降解速度。     

页岩储层水力压裂体积改造实现方法研究

大型水力压裂技术是页岩气开发的核心技术之一,该技术使页岩储层形成复杂的网状裂缝,达到改造体积的目的。从我国页岩储层特征出发,在对国内页岩气压裂井施工技术等方面进行调研的基础上,结合现场施工实践经验,提出页岩气压裂施工中需要解决的关键难点。从断裂动力学角度对页岩气压裂缝网形成机理进行分析,并在此基础上,提出解决压裂施工过程中问题的方法,即适合于我国页岩气压裂施工设计的一般性原则。根据国内某口页岩气压裂井相关资料,结合研究内容,设计合理施工泵序,并利用专业页岩气压裂设计软件进行验证。     

吐孜3井裂缝性储层保护技术

针对塔里木油田吐孜地区裂缝性储层的特点 ,采用复配的屏蔽暂堵技术对重点勘探井吐孜 3井的钻井液体系进行了实验研究。选取与该井地层构造相似的具有代表性的岩心进行了暂堵评价实验 ,并对暂堵方案进行了优选。室内实验及对现场井浆的分析结果表明 ,钻井液配方中加入复配的暂堵剂后 ,其性能无明显变化。但采用优选的复配暂堵技术后 ,裂缝性岩心的渗透率恢复值显著提高 ,说明这种暂堵技术能较好地保护裂缝性油气藏的储层。     

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。     

基于分步有限元法的多级压裂过程中套管应力敏感性分析

目前中国四川地区页岩气开发大多采用大排量分段压裂工艺技术,部分页岩气井在施工过程中出现套管变形的现象,导致后续施工改造无法顺利进行,严重影响了页岩气井的正常生产。因此准确了解压裂过程中套管应力的变化规律具有重要意义。区别于传统模型,基于分步有限元方法,考虑了钻井、完井、压裂整个施工过程,构建了页岩各向异性下套管-水泥环-地层组合体有限元分析模型,模拟多级压裂过程中组合体应力以及温度场随时间的变化特征。分析了两种模型下注液温度、套管内压、地应力变化、地层孔隙压力变化、水泥环弹性模量以及地层弹性模量等因素对套管受力状态的影响。研究结果表明:(1)压裂过程中,采用传统模型会低估套管应力的增大程度;(2)大排量压裂施工过程中,井筒内温度震荡变化,注液温降导致套管应力明显升高;(3)地应力分均匀性以及孔隙压力的增大会导致套管应力有所增加;(4)页岩各向异性对套管应力的影响较小,其中地层性质的下降会导致套管损坏的几率增加。因此在今后的页岩气压裂改造过程中,有必要采用分步有限元模型,综合考虑这些影响因素,合理优化相关的压裂作业参数,从而确保后续压裂完井作业的正常进行。     

多级压裂水泥环界面密封失效数值模拟

四川地区页岩气开发过程中环空带压现象严重,严重影响页岩气井的高效开发,因此准确了解页岩气井多级压裂过程中固井界面微环隙的产生机理具有重要意义。考虑到页岩气改造压裂级数多的特点,采用有限元方法,基于内聚力单元,构建了周期载荷作用下的水泥环界面密封性评价数值模型,研究了多级压裂过程中的水泥环界面胶结失效演变规律。研究结果表明:第一次循环结束后,后期循环加载过程中水泥环界面位移的累计增长程度较小,控制水泥环初次加载过程中的塑性变形可以提高维持水泥环密封完整性的压裂次数;降低水泥环弹性模量,适当提高水泥环的泊松比可以有效增加水泥环的长期密封能力,进而降低多级压裂过程中油气井环空带压的现象。研究成果可为页岩气井多级压裂过程中油气井环空带压的有效控制提供理论参考。     

页岩气储层水力压裂机理研究

水平井分段压裂技术是现阶段页岩气成功开发的关键技术,并逐渐形成了一系列以实现"体积改造"为目的的页岩气压裂技术,其"体积改造"的理念颠覆了经典水力压裂理论,是现代非常规储层压裂理论发展的基础。到目前为止,页岩气储层水力压裂缝网形成与扩展机理等基础理论还不完善;通过室内大型真三轴水力压裂物理模拟实验,在室内模拟出含裂缝的页岩地层,研究了裂缝性地层水力压裂过程中天然裂缝对水力裂缝扩展的影响;并分析了水力裂缝在该类型地层中的扩展模式及其影响因素。     

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。     

页岩气体积压裂支撑裂缝长期导流能力研究现状与展望

水平井分段压裂形成复杂体积缝网是页岩气有效开采的关键技术之一,复杂体积缝网依靠支撑剂支撑并成为页岩气渗流的重要通道。支撑裂缝长期导流能力是影响页岩气压后产能的重要因素,而关于页岩气体积压裂支撑裂缝长期导流能力的研究尚未形成统一认识。通过分析国内外最新研究动态,阐述了支撑剂支撑裂缝长期导流能力研究的重要性;分析了目前国内外关于支撑剂长期导流能力的实验测试与理论预测方面的研究成果;剖析了非达西渗流效应、多相渗流效应、地层水性质等特殊因素对长期导流能力的影响程度;提出了页岩气体积压裂支撑裂缝长期导流能力研究方向的着重点。     

含砾砂岩储层重复压裂新方法及机理分析

重复压裂技术广泛应用于老油田开发过程,尤其适用于致密砂岩、页岩等典型储层,而含砾砂岩储层中重复压裂方法的有效性还有待研究。针对重复压裂含砾砂岩储层产生复杂裂缝网络的压裂方法问题,基于动态载荷促进裂缝分叉、易渗透压裂液明显降低岩石有效应力的作用机理,本文提出“变排量、分阶段多压裂液组合”的重复压裂方法。为验证该方法的合理性,本文以人工预制的含砾砂岩试件为实验对象,通过变排量、分阶段注入不同性质压裂液进行了室内真三轴压裂模拟实验,总结了压裂机理。研究表明：变排量压裂方式产生的裂缝条数至少是定排量压裂方式产生裂缝条数的3倍;分阶段多压裂液组合压裂方法产生水力裂缝的条数是单一类型压裂液压裂产生裂缝条数的3倍。变排量、分阶段多压裂液组合的压裂方法将对含砾砂岩储层进行重复压裂产生复杂裂缝具有一定的借鉴意义。     

考虑压裂液流体特征的井筒多相流模型建立

针对页岩气井流体与常规气井流体的差异,基于页岩气井流体特征实验,对压裂液黏度、密度及表面张力与温度的变化关系进行研究。依据实验结果进行拟合得到返排液各物性的相关式,对常用压降模型及井筒温度预测模型进行修正并联立得到页岩气井筒温度压力耦合模型。利用F页岩气田气井真实数据进行实例计算,分析表明修正后的Gray模型精确度最高,验证了新温度压力耦合模型的科学性与合理性。     

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。