摘要：涪陵页岩气田是我国探明储量最大的非常规页岩气田,储层以页岩为主,具有低孔低渗、非均质性强等特点。自2018年率先在国内部署开发调整井并实施水力压裂,面临着由于压力场变化导致周围老井压力异常变化,从而影响老井正常生产等问题,给气田采收率的提升带来了不确定的因素。从已产生影响的一次井网老井生产情况来看,邻井压裂影响干扰特征呈现多类型、多特征、多结果、多主控因素的特点,而目前还没有统一的邻井压裂干扰响应特征描述方法和机理解释。以涪陵页岩气田为例,在大量文献调研的基础上,基于一次井网整体有效动用程度,开展了页岩气井邻井压裂干扰响应特征及机理探讨。研究表明:(1)页岩气邻井干扰按照对母井技术可采储量的影响结果分为正面、无、负面干扰3种类型,造成3种干扰类型的差异主要与子母井空间井距、穿行层位、采出程度、地层压力、应力差异等因素相关;(2)初步明确了产生邻井压裂干扰的机理是子井和母井裂缝沟通程度及两者人工缝网重叠程度不同;(3)根据干扰带来的不同结果需采取合理的井距设计,压裂施工前采取母井关井恢复压力至稳定状态、子井压裂施工期间采取远场封堵转向压裂技术等方式规避负面影响。研究结果为制定合理的压裂防干扰措施提供了理论支撑,对行业具有良好的指导意义。

摘要：涪陵页岩气田为推动数智化转型,利用气藏管理平台和数据中心,优化报表生成,实现报表重要信息可视化,提高了报表的智能化水平。应用中,涪陵页岩气田800口井的数据标准化、报表自动化、信息可视化运行面临数据质量、算法黑箱、用户满意等方面的挑战,需进一步拓展功能、保障质量、升级体验,以提供更高效、更准确的数据处理和分析方法。

摘要：目前,位于四川盆地的涪陵页岩气田主要采用带压作业机下入Ø73.0 mm或Ø60.3 mm油管作为采气管柱,并由此带来了两个问题:①施工周期长且费用居高不下;②下入的油管有可能因为页岩气井后期产量衰减而无法满足携液要求,造成井底积液。较之于带压作业下油管,采用连续油管完井可以大幅度地缩短施工周期、减少完井费用并且满足后期气井长期携液的要求。为了满足涪陵页岩气田气井安全生产及后期携液需求,开展了连续油管完井的适应性分析。研究结果表明:①通过设计连续油管悬挂器、堵塞器及井口操作窗等工具,形成了内置式及外置式两种连续油管完井方式;②借助于Pipesim采气分析软件,分析了不同规格连续油管对临界携液流量及抗冲蚀流量的要求,明确了与该气田不同类型气井生产完井要求相适应的连续油管参数。截至2020年12月,涪陵页岩气田采用连续油管完井标准化施工现场应用共计50井次,成功率达100%,该项研究成果为页岩气田合理选择连续油管完井提供了技术支撑。

摘要：为了进一步提高涪陵页岩气田的采收率,首次探索实践了下部小层加密、中部小层评价和上部地层开发的立体开发技术,但钻井过程中面临压力系统多变、压裂干扰严重、防碰绕障难度大和精准导向及钻井提速挑战多等难题。为此,开展了立体开发井组工程设计、钻井提速、基于随钻前探的轨迹控制、页岩低成本高性能钻井液及页岩气井长效密封固井技术研究,形成了以涪陵页岩气田立体开发优快钻井技术。涪陵页岩气田185口井应用了该技术,与应用该技术前相比,机械钻速提高25.5%,钻井周期降低27.8%。涪陵页岩气田立体开发优快钻井技术对国内其他区块页岩油气勘探开发具有借鉴和指导作用。

摘要：页岩气藏由于低孔低渗的特性,需采用水平井分段压裂的方式开采。地层压力、渗透率、破裂压力等地层参数是压裂施工设计的重要依据,涪陵页岩气田主要运用微注入压降测试获取地层参数。文中针对五峰组-龙马溪组的6井次微注入压降测试展开分析,利用G函数曲线判断地层漏失特性,并利用ACA、双对数曲线分析获得原始地层压力和有效渗透率。微注入压降测试需按照要求一次性完成,若中断后重新泵注,会导致解释的原始地层压力值偏高;微注入压降测试可以快速认识地层压力水平,对于无法开展静压测试的新区块较为实用。结果表明,涪陵页岩气田原始地层渗透率和静压系数值分区明显,1区与2区原始地层渗透率相近,且均高于3区;1区与2区接近常压气藏,3区与4区为高压气藏。

摘要：涪陵页岩气田加密井多处于页岩气压裂区且井网部署密集,导致钻井溢漏等井下故障多发、钻井液安全密度窗口确定难、压裂液侵入造成井壁坍塌及卡钻、防压裂干扰井眼轨道设计难度大等问题。针对上述钻井技术难点,从压裂区地层孔隙压力计算模型建立、合理钻井液密度窗口设计、防压裂干扰井眼轨道设计、加密井防漏堵漏和溢漏同存防控等方面进行了技术攻关,形成了适用于涪陵焦石坝主体区块的加密井钻井关键技术。该关键技术在涪陵页岩气田应用31口井,平均水平段长1933.25 m,平均钻井周期52.38 d,平均机械钻速10.31 m/h,较前期加密评价井机械钻速提高了15.3%,钻井周期缩短了10.7%。涪陵页岩气田加密井钻井关键技术为涪陵页岩气田二期产能建设提供了技术支撑,也为其他页岩气田开发提供了技术参考和借鉴。

摘要：气井通常采用柱塞气举工艺进行排水采气,但常规短柱塞无法适应涪陵页岩气田页岩气井井口存在?177.8 mm大阀、井下管柱存在变径等问题,为此研制了弹块式变径组合柱塞。该柱塞采用弹块设计与加长设计,既保证了柱塞的通过性,又降低了柱塞漏失率;柱塞中搭载温压仪,可以监测井下压力与柱塞运行状态,为柱塞工作制度调整提供依据;针对页岩气井不同阶段的生产特征,优化了柱塞气举工艺介入时机与柱塞工作制度。涪陵页岩气田34口井应用了柱塞气举工艺,单井平均产气量提高0.95×10^4 m^3/d,实现了页岩气井的连续稳定生产。柱塞气举工艺为涪陵页岩气田高效开发提供了新的技术途径,对其他页岩气田开发具有借鉴作用。

摘要：为了确保涪陵页岩气田页岩气水平井的安全开发,开展了页岩气水平井生产套管井筒完整性技术探索研究。基于管柱力学理论及套管设计+水泥浆固井+大型压裂的一体化理念,提出了页岩气水平井生产套管有效外载荷计算方法和生产套管柱优化设计方案,并对生产套管气密封螺纹进行特殊设计,完善了下套管现场操作保障措施和现场氦气密封检测工艺,形成了基于射孔与大型压裂的水平段弹韧性水泥浆固井配套技术,研发了针对页岩气生产套管螺纹密封失效的柔性化学堵漏技术。一期产建期间共完成了189口水平井的压裂投产,其中,仅有2口井井筒密封失效,采用柔性化学堵漏技术,使井筒密封失效的井得到了很好的治理。形成的生产套管井筒完整性系列技术基本满足了涪陵页岩气井安全正常生产的需求,为国内类似页岩气开发井井筒完整性工作提供了有益借鉴。

摘要：“井工厂”平台的布井数量和作业模式会直接影响“井工厂”技术的经济性，而目前缺少“井工厂”技术经济性评价模型。为此，在分析“井工厂”作业对钻前、钻井以及压裂等工程成本影响的基础上，以工程总成本降低最大为目标函数，建立了“井工厂”技术经济性评价模型，并用涪陵页岩气田现场实际数据进行了计算分析。实例证明，计算结果与现场实际数据具有较好的一致性；分析发现，涪陵地区中浅层页岩气井“井工厂”平台最优布井数量为4～8口，在布井超过10口的深层页岩气平台，最佳作业模式为“30型钻机＋70型钻机”的流水线双钻机“井工厂”作业模式。研究表明，提出的“井工厂”经济性评价分析方法，及计算得到的“井工厂”平台最优布井数量和作业模式，可为“井工厂”技术的整体部署和设计提供指导。

摘要：随着涪陵页岩气田焦石坝区块进入开发调整期,单井可采储量降低,要继续经济开发就需要缩短钻井周期、降低钻井成本。为了实现钻井提速降本,进行了钻井优化设计、超长水平段钻井、强化参数钻井提速、基于等寿命理念的“一趟钻”钻井、“钻刮通洗一体化”完井和长效密封固井等方面的技术攻关,形成了涪陵页岩气田焦石坝区块调整井钻井技术。现场应用结果显示,调整井平均水平段长度达到2096 m,同比涪陵页岩气田焦石坝区块一期增加37.8%;平均机械钻速达到9.49 m/h,同比一期提高26.2%;钻井周期62.27 d,同比一期缩短26.0%;环空带压比例由一期的70.0%降至4.6%。研究表明,涪陵页岩气田焦石坝区块调整井钻井关键技术满足了焦石坝区块部署调整井的技术需求,支撑了涪陵页岩气田稳产增效。