摘要：为了破解四川盆地南部威远地区下志留统龙马溪组斜坡型强非均质性页岩气藏高效开发所面临的钻井周期长、形成复杂缝网难度大、单井产量低等难题,经过多年的技术创新、科技攻关与生产实践,形成了“1套理论、4项关键技术”,有效地支撑了威远国家级页岩气示范区的高效建成。研究结果表明:①创新提出了古隆起背景下“沉积选区、构造分带、保存控藏”的斜坡型页岩气藏差异富集理论,形成了多期构造叠加海相页岩气区带评价与甜点优选技术,明确了纵向上最优靶体为龙一_(1)^(1)层中下部富有机质硅质页岩,落实核心建产区面积为165 km^(2),该区域内部署井井均测试日产气量达到27×10^(4) m^(3)、EUR超过1.1×10^(8) m^(3);②形成了以地质工程一体化导向技术、长水平段高效钻井技术为核心的窄箱体水平井高效导向钻井技术,并且建立了页岩气井钻井提速模版,钻井周期较之前期缩短约33.1%,优质页岩储层钻遇率提升至97.2%,水平段延伸能力突破3000 m;③基于压裂缝网动态扩展模型,形成了强非均质页岩储层体积压裂优化技术,实现了对压裂缝网改造区几何尺寸、储层增产改造体积、有效改造体积、支撑裂缝面积等关键评价指标的定量预测,加砂强度由1.3 t/m增至2.7 t/m,提升了改造效果;④影响威远页岩气井产能的主控因素包括龙一_(1)^(1)储层厚度、压力系数、总含气量、射孔簇数、加砂强度、压裂水平段长度等6项,采用基于广义回归神经网络与改进的嵌入式离散裂缝模型的页岩气井生产动态预测方法,使得页岩气井生产动态预测结果符合率接近甚至超过95%。

摘要：对页岩气储层实施初次体积压裂后,生产测井监测显示1/3的射孔簇不产气或产气量较少,而且投产后产量递减也普遍较快。为此,应用微地震解释数据与裂缝网络扩展结果,建立压裂缝网预测模型与压裂井产能预测模型,在综合考虑岩石物性、微地震、生产动态等影响因素的条件下,提出了页岩重复压裂开发潜力评价指数(RDPEI),建立了重复压裂设计与评估方法,实现了针对性的层段优选与评价,并进行了现场应用。研究结果表明:(1)天然裂缝的非均质性导致压裂缝网存在着较大的差异,易形成明显的"死气区",具有较大的重复压裂挖掘潜力;(2)初次压裂裂缝网络受天然裂缝的影响大,裂缝网络主体沿最大水平主应力方向扩展,局部改造段裂缝扩展呈双翼扩展,液体波及裂缝网络长度为地震解释结果的52%~70%;(3)RDPEI模型避免了单因素分析的局限性,实现了对可采性、可压性与重复压裂3类指数的定量预测;(3)实例井重复压裂测试页岩气产量提高了38.9%,1年累计产气量提高了62.5%,增产效果明显。结论认为,重复压裂是提高页岩气单井最终可采储量的有效可行手段,该研究方法为页岩水平井重复压裂层段优选与效果评估提供了理论与技术支撑。

摘要：水平井钻井与体积压裂完井技术,是页岩气田高效开发的关键核心技术内容之一。中国页岩气田开发同样采用了这套技术,但由于页岩储层、压裂作业等主、客观原因,导致页岩气水平井压裂井筒完整性失效问题比较严重,需要深入揭示其失效机理,创新研发页岩气水平井井筒完整性设计控制等新技术。通过阐述页岩气水平井压裂井筒完整性失效机理与设计控制技术的研究进展,重点介绍了井筒完整性领域的相关创新研究工作,主要内容包括:页岩气水平井体积压裂井筒完整性的失效机理、主控因素及控制技术体系,以及页岩气水平井专用高性能套管与复合管柱设计技术等。研究结果表明,通过多年的创新研究与实践,中国已建立了一套比较行之有效的页岩气水平井专用套管与井筒完整性设计控制技术体系,可为页岩气田大规模开发工程提供相适应的井筒完整性安全保障。

摘要：四川盆地志留系龙马溪组页岩地质年代老,优质储层厚度薄,储层压实程度高非均质性强,且经历多期构造运动,地应力复杂且差异大。页岩储层体积改造后,产量取得一定提高,但套管变形率高,单井产量差异大。为进一步提高页岩气藏综合开发效益,在体积改造技术、缝控压裂技术分析的基础上,综合理论模拟与现场试验,系统阐述了威远地区页岩气藏长段多簇暂堵体积改造技术理念与措施。研究结果表明:①“长段短簇”减小流体从基质向裂缝的流动距离,增大压裂裂缝与基质的接触面积;②“暂堵匀扩”保证各簇压裂裂缝有效延伸,“控液增砂”增大人工改造储层渗透率;③通过对簇间距、簇数、暂堵参数与支撑剂用量等核心参数优化,实现人工缝控储量、单井产量与气藏采收率等指标综合提升;④威远页岩气藏现场技术应用后井缝网体积比、改造区域渗透率等关键参数明显增大,裂缝扩展差异系数明显减小,各簇裂缝扩展均匀程度更高,单井产量、EUR、采收率均有较大提升,套变率与丢段率明显下降。结论认为,该技术为威远页岩气开发效益提升提供了技术支撑,为页岩气藏水力压裂技术升级提供参考与借鉴。

摘要：应用水平井H1,H2和H3的微地震、压裂及地震数据综合分析了四川盆地W地区下志留统龙马溪组页岩储层特征。由微地震监测数据分析可知,H1井的压裂主要以激活先期天然裂缝为主,H2井的压裂以形成人工压裂裂缝网络为主,H3井的压裂则以激活先期天然裂缝和人工压裂裂缝网络共同出现为主。分析了有无天然裂缝以及天然裂缝与井筒不同产状关系情况下不同的压裂效果,进而评价了3口水平井的压裂效果,H2井压裂效果最好,H3井次之,H1井较差。最后,利用神经网络技术建立了页岩四大主控因素(总含气量、孔隙度、脆性指数和裂缝密度)地质模型,获得页岩产能数据并将其与具有生产测井数据的H1水平井进行了对比,结合微地震压裂数据对H2井、H3井产能进行了预测,预测结果为H2井产能是H3井的2倍,实际生产测试为2.3倍,吻合性好,页岩产能剖面优化了水平井部署、井轨迹设计、压裂方案参数以及更好的完井设计。

摘要：近年来,光纤分布式温度传感器(DTS)越来越多地用于水平井压裂动态监测,拟解决在水平井分段压裂过程中普遍面临的人工裂缝起裂位置不明、压裂液去向未知、裂缝扩展形态不清、压裂效果难以评价等技术难题,而温度预测模型是基于DTS监测进行压裂诊断的基础,但目前定量预测水平井压裂过程中的温度分布仍是一项巨大挑战。在考虑多种微量热效应的基础之上,建立了一套水平井分段压裂温度分布预测模型,并完成模型耦合求解,采用建立的温度模型,分别模拟了一口水平井常规压裂和分段多簇压裂时的温度分布,分析了水平井分段压裂过程中温度分布特征,明确了压裂液排量、地层滤失系数、裂缝宽度及裂缝高度对温度分布的影响规律。该研究成果为实现基于DTS监测诊断压裂动态、识别裂缝起裂、分析压裂液去向提供了理论支撑,对于压裂水平井改造效果评价和压裂设计优化具有重要意义。

摘要：水平井暂堵压裂技术是提高非常规储层改造效果的关键,而暂堵球在水平井中的运移及封堵特性的准确预判是水平井暂堵压裂成功实施的关键。因此,需要利用数值模拟方法模拟暂堵球在水平井的运移和封堵特性。由于CFD-DEM耦合模型能够将暂堵球颗粒视为旋转的球体,实现颗粒与流体之间的双向耦合,因此基于CFD-DEM耦合方法建立了页岩气水平井井筒暂堵模型,分析了暂堵球粒径、压裂泵注排量和暂堵球密度对暂堵球运移和封堵性能的影响,结果表明,对于ϕ139.7 mm的单簇8孔螺旋分布式套管,孔眼与暂堵球直径之比为0.97左右时井筒暂堵效果最好;暂堵球的坐封效率随着泵注排量增大呈先升高后降低的趋势,泵注排量低于6 m^(3)/min时,随着泵注排量增大,暂堵球坐封效率升高;泵排量为4~7 m^(3)/min时,暂堵球的坐封效率较高;低密度暂堵球的坐封效率最高,高密度暂堵球的坐封效率最低;暂堵球最容易坐封在射孔簇后半段孔眼上,也能够坐封在第1个孔眼上。研究结果表明,基于CFD-DEM耦合的页岩气水平井井筒暂堵模型能够实现暂堵球在水平段运移过程的可视化,利用其可预测暂堵球的运移速度及坐封孔眼的位置,为水平井暂堵压裂施工设计提供指导。

摘要：CO_(2)增能压裂与常规水力压裂相比,具有压后增能、返排迅速、对储层伤害小以及单井产能高等优势,在非常规油气藏高效开发中发挥着重要作用。为优化CO_(2)辅助增能压裂过程中气体的注入时机,通过多孔介质气体扩散微观数值模拟、油藏数值模拟方法等分别从微观和宏观角度研究了不同注入时机下CO_(2)波及范围及地层压力分布规律,对比了不同储层物性及CO_(2)注入速度对CO_(2)增能效果的影响。研究结果表明:1)CO_(2)前置注入井筒附近含水饱和度低,CO_(2)伴注井筒附近含水饱和度高,CO_(2)前置注入扩散进入深部地层的CO_(2)量比CO_(2)伴注增加了约50%,深部地层压力上升更多;2)储层物性对CO_(2)增能效果有一定影响,CO_(2)注入过程中,随着孔隙度、渗透率由1%和0.003 mD变为10%和0.01 mD,地层压力进一步上升,最大地层压力可增加约8 MPa;3)在近井筒地带地层压力随CO_(2)注入速度的增加而上升,速度增量越大地层压力上升越明显,超过120 m后地层增能效果不显著。该结果可为非常规储层CO_(2)辅助增能压裂气体注入时机优选及注入方案设计提供参考。

摘要：页岩气生产套管在压裂施工作业过程中损坏变形,是影响国内页岩气井生产建设的主要原因,分析和明确套损的主要原因是解决套管损坏的重要手段。通过实物试验和有限元计算相结合的方法,分析研究了生产套管承受各种载荷的能力,并根据分析结果,针对性地提出了解决方案。页岩气井生产套管变形是多种复合载荷共同作用下,套管承受的载荷超出管体的极限承载能力所致。选择高钢级生产套管有助于提升套管承受复合载荷能力;复合管串设计可以有效降低高钢级套管的使用成本,降低高风险段的套损率。