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压裂后焖井期间页岩吸水起裂扩展研究——以四川盆地长宁区块龙马溪组某平台井为例

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天然气工业 2019年第1期39卷 74-80页

作者：韩慧芬杨斌彭钧亮中国石油西南油气田公司工程技术研究院页岩气评价与开采四川省重点实验室 "油气藏地质及开发工程"国家重点实验室.西南石油大学

为了确定页岩气井压后的焖井时间,需要预测关井期间储层条件下页岩自吸压裂液对裂缝起裂扩展的影响。为此,基于裂缝闭合判断准则,针对四川盆地长宁区块三轴地应力测试结果,判定裂缝的闭合状态,然后基于张开裂缝的拉伸和剪切起裂准则,计... 详细信息

为了确定页岩气井压后的焖井时间,需要预测关井期间储层条件下页岩自吸压裂液对裂缝起裂扩展的影响。为此,基于裂缝闭合判断准则,针对四川盆地长宁区块三轴地应力测试结果,判定裂缝的闭合状态,然后基于张开裂缝的拉伸和剪切起裂准则,计算拉伸破坏和剪切破坏情况下的最大周向应力和最大有效剪切应力,并结合三轴及单轴岩石抗压力学实验和单轴巴西劈裂抗拉强度实验结果,获得裂缝起裂阈值压力,进而探讨了该区块下志留统龙马溪组页岩气井的合理焖井时间。研究结果表明:(1)该区块龙马溪组页岩气井压裂后,在焖井期间储层中的微裂缝总是保持开启的;(2)储层条件下裂缝所处的应力状态十分复杂,即使是张开裂缝,也有可能发生剪切破坏;(3)当裂缝倾角为0°时,裂缝尖端获得最大周向应力值,对应裂缝起裂角为0°,即裂缝会沿着最大水平主应力方向起裂延伸,当缝内流体压力低于70 MPa后,裂缝不会再产生拉伸起裂;(4)当裂缝倾角为0°时,对应最大有效剪切应力,此时裂缝起裂角为55°,当缝内流体压力低于60 MPa后,裂缝不再产生剪切起裂;(5)若要充分发挥页岩气井压裂后焖井期间压裂液的改造作用,该区块龙马溪组气井压裂后的合理焖井时间为5～10天。

关键词：吸水起裂焖井时间页岩气剪切破坏阈值压力起裂角四川盆地长宁区块早志留世

四川盆地长宁区块页岩气水平井地质目标关键技术参数优化

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天然气工业 2016年第8期36卷 60-65页

作者：杨洪志张小涛陈满吴建发张鉴游传强中国石油西南油气田公司勘探开发研究院中国石油西南油气田公司资金运营部

近年来,针对四川盆地上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组在页岩气地质评价、工程试验和开发优化研究等方面均取得了较大的进展,初步掌握了页岩气开采主体技术,并在焦石坝、长宁、威远等区块实现了规模建产。为了给类似页岩气水平井的开... 详细信息

近年来,针对四川盆地上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组在页岩气地质评价、工程试验和开发优化研究等方面均取得了较大的进展,初步掌握了页岩气开采主体技术,并在焦石坝、长宁、威远等区块实现了规模建产。为了给类似页岩气水平井的开发设计提供技术参考,以长宁区块五峰组—龙马溪组页岩气井为研究对象,采取地质与工程相结合、动态与静态相结合、统计分析与模拟预测相结合的技术手段,量化页岩气井产能主控因素,建立页岩气井产量预测模型,优化该区块页岩气水平井巷道方位、巷道位置、巷道间距、水平段长度以及气井生产指标等地质目标关键技术参数。结论认为:(1)水平段方位与最大主应力和裂缝发育方向之间的夹角最大、水平井巷道位于最优质页岩内、水平段钻揭Ⅰ类储层长度超过1 000 m,是页岩气井获得高产的基础;(2)水平井的井筒完整、优选低黏滑溜水+陶粒压裂工艺造复杂缝是页岩气井获得高产的保障。依据该研究成果形成了长宁区块页岩气开发的技术政策,指导了该区块页岩气的开发建产,也为类似区块页岩气水平井的开发设计提供了借鉴。

关键词：四川盆地长宁区块晚奥陶世—早志留世页岩气水平井产能评价预测模型技术参数开发设计

基于数据赋权的经验产量递减模型拟合新方法--以四川盆地长宁区块为例

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天然气工业 2022年第11期42卷 66-76页

作者：赵玉龙贺戈刘香禺张烈辉吴建发常程 “油气藏地质及开发工程”国家重点实验室·西南石油大学中国石油西南油气田公司页岩气研究院

为了解决常规线性拟合方法在页岩气井经验产量递减模型非线性化程度高时拟合效果不佳,以及非线性拟合方法未考虑数据权重导致无法有效捕捉后期生产数据变化规律的问题,基于页岩气井生产数据预处理和生产数据拟合权重占比分配,形成了页... 详细信息

为了解决常规线性拟合方法在页岩气井经验产量递减模型非线性化程度高时拟合效果不佳,以及非线性拟合方法未考虑数据权重导致无法有效捕捉后期生产数据变化规律的问题,基于页岩气井生产数据预处理和生产数据拟合权重占比分配,形成了页岩气井生产动态和单井最终可采储量(EUR)预测的新方法,并在长宁国家级页岩气示范区进行了验证。研究结果表明:①针对同一页岩气井生产数据,即使采用相同的经验产量递减模型,使用不同的拟合算法时得到的拟合精度和预测结果也会存在较大差异;②相比于常规拟合算法,所提新方法可有效提升页岩气井经验产量递减模型拟合精度和预测精度;③生产时间越长,经验产量递减模型预测效果越佳,SEPD和Duong模型的优势更加凸显。结论认为,新方法对长宁国家级页岩气示范区60口页岩气井进行了不同开井生产时间下的递减模型优选,满足了生产上的需求,该新方法可为四川盆地页岩气井生产动态监测和单井EUR预测提供支撑,对促进四川盆地页岩气经济高效开发,助力川渝“气大庆”建设具有技术支撑作用。

关键词：页岩气经验产量递减模型数据权重递减模型优选长宁区块四川盆地 EUR预测

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长宁区块强封堵油基钻井液技术研究及应用

石油钻探技术 2021年第5期49卷 31-38页

作者：王志远黄维安范宇李萧杰王旭东黄胜铭中国石油大学(华东)石油工程学院山东青岛266580 非常规油气开发教育部重点实验室(中国石油大学(华东)) 山东青岛266580 中国石油西南油气田分公司工程技术研究院四川成都610017 中国石油集团西部钻探工程有限公司钻井液分公司新疆克拉玛依834000 中国石油西南油气田分公司页岩气研究院四川成都610017

分析清楚长宁区块龙马溪组和五峰组井眼失稳的原因,提出强化井眼稳定的钻井液技术对策,对该区块水平井水平段的钻进至关重要。基于X射线衍射、扫描电子显微镜、页岩膨胀、滚动分散试验,揭示了复杂地层的井眼失稳机理,提出了“强化封堵... 详细信息

分析清楚长宁区块龙马溪组和五峰组井眼失稳的原因,提出强化井眼稳定的钻井液技术对策,对该区块水平井水平段的钻进至关重要。基于X射线衍射、扫描电子显微镜、页岩膨胀、滚动分散试验,揭示了复杂地层的井眼失稳机理,提出了“强化封堵微观孔隙、抑制滤液侵入和阻缓压力传递”协同的井眼稳定技术对策。采用砂床滤失仪、高温高压滤失模拟装置、微孔滤膜等试验装置,优选了以封堵剂为主的长宁区块油基钻井液处理剂,构建了适用于长宁区块的强封堵油基钻井液体系,其抗温135℃,抗盐10%,抗钙1%,抗劣土8%,400μm宽裂缝的承压能力达5 MPa,0.22和0.45μm孔径微孔滤膜的滤失量均为0,封堵效果突出,综合性能优于常规油基钻井液。该钻井液在长宁区块现场试应用10余口井,龙马溪组和五峰组水平段均未出现井眼失稳的问题;与同区块采用常规钻井液的已钻井相比,复杂地层的井径扩大率平均降低10.82%,建井周期平均缩短4.5 d。研究结果表明,强封堵油基钻井液技术解决了长宁区块水平井龙马溪组和五峰组水平段的井眼失稳问题,具有较好的推广应用价值。

关键词：强封堵性油基钻井液井眼稳定页岩气水平井微纳米尺度长宁区块

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长宁区块页岩气水平井无土相油基钻井液技术

石油钻探技术 2016年第5期44卷 34-39页

作者：凡帆王京光蔺文洁低渗透油气田勘探开发国家工程实验室陕西西安710021 中国石油川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院陕西西安710021

针对四川长宁区块页岩气水平井应用的有土相油基钻井液存在的流变性差、易诱发井漏等技术难题,开展了无土相油基钻井液技术研究。为提高油基钻井液的电稳定性和悬浮性,研制了复合型乳化剂G326和油溶性聚合物增黏剂G336,并确定了无土相... 详细信息

针对四川长宁区块页岩气水平井应用的有土相油基钻井液存在的流变性差、易诱发井漏等技术难题,开展了无土相油基钻井液技术研究。为提高油基钻井液的电稳定性和悬浮性,研制了复合型乳化剂G326和油溶性聚合物增黏剂G336,并确定了无土相油基钻井液配方。室内试验结果表明,与有土相油基钻井液相比,无土相油基钻井液具有更强的电稳定性和更低的终切力,有利于预防高密度条件下油基钻井液的稠化和复杂地层漏失问题。无土相油基钻井液在长宁区块某平台4口页岩气水平井进行了现场应用,这4口井井壁稳定,无缩径无掉块,起下钻畅通,井眼始终处于良好净化状态,平均机械钻速提高37.8%。研究结果表明,无土相油基钻井液解决了传统高密度油基钻井液因结构强度大而易诱发井漏的问题,满足了长宁区块页岩气水平井安全快速钻井的需要。

关键词：水平井无土相钻井液油基钻井液页岩气长宁区块

长宁区块龙马溪组油基钻井液防漏堵漏技术研究及应用

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应用化工 2021年第S01期50卷 386-391页

作者：陈帅黄维安王晓强范宇黄浩勇王旭东中国石油大学(华东)石油工程学院山东青岛266580 中国石化石油工程技术研究院德州大陆架石油工程技术有限公司山东德州253034 中石油西南油气田分公司页岩气研究院四川成都610017

长宁区块龙马溪组页岩气钻井中存在孔隙和裂缝发育、地层承压能力差、封堵难度大等漏失问题。为解决钻井过程中钻井液漏失、提高防漏封堵效率,研究了一套基于该区块漏失地层的油基钻井液防漏堵漏技术。首先分析现场资料总结漏失特征;再... 详细信息

长宁区块龙马溪组页岩气钻井中存在孔隙和裂缝发育、地层承压能力差、封堵难度大等漏失问题。为解决钻井过程中钻井液漏失、提高防漏封堵效率,研究了一套基于该区块漏失地层的油基钻井液防漏堵漏技术。首先分析现场资料总结漏失特征;再通过自然伽马测井曲线、自然电位测井曲线对各井的漏失层位进行识别,利用成像测井成果图分析出该地层高导缝达62.07%,大于60°的高倾角裂缝占77.78%;龙马溪组地层由于工程原因导致的漏失达62%。室内对新研制的两种堵漏材料进行复配评价,结果表明,新油基钻井液配方不仅保留了原基浆的流变性和滤失性,同时能对200μm低渗孔隙、3 mm微裂缝地层有效封堵,承压能力达8 MPa以上。在10余口井的现场应用表明,新堵漏材料与现场基浆复配可有效封堵漏失地层,一次堵漏成功率达80%。

关键词：防漏堵漏油基钻井液新型堵漏材料性能评价长宁区块

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长宁区块页岩气水平井组地质工程一体化

科学技术与工程 2020年第1期20卷 175-182页

作者：黄浩勇范宇曾波赵圣贤常程中国石油西南油气田公司成都610017 页岩气评价与开采四川省重点实验室成都610051

四川盆地南部地区下志留统龙马溪组页岩气资源量丰富,开发潜力巨大,但页岩储层渗透率极低,无自然产能,属于典型“人造气藏”;必须同时关注储层品质、钻井品质、完井品质,才能获得最大的单井预估最终可采储量(estimated ultimate recover... 详细信息

四川盆地南部地区下志留统龙马溪组页岩气资源量丰富,开发潜力巨大,但页岩储层渗透率极低,无自然产能,属于典型“人造气藏”;必须同时关注储层品质、钻井品质、完井品质,才能获得最大的单井预估最终可采储量(estimated ultimate recovery,EUR)和最高的采收率。因此,为了应对这一挑战,长宁页岩区块开展地质工程一体化技术攻关,形成了地质建模、地质力学、压裂模拟和气藏模拟等4个专业的多项关键技术。采用地质工程一体化研究技术在长宁A平台开展了现场应用。结果表明:①开展地质工程一体化研究,可以实现地质与工程的有机结合,地质模型为工程优化提供技术支撑,工程实践不断校正地质模型,提高精度;②通过地质工程一体化可以打造“透明”页岩气藏,提高研究区域内地质甜点区和工程甜点区的预测精度;③利用地质工程一体化技术可以实现水力裂缝的精细刻画,定量描述和分析水力裂缝的几何形态、净压力、支撑剂分布和导流能力等关键参数;④建立了网格精度小于10 m的页岩气水平井分段压裂三维数值模型,页岩气井的历史拟合精度得到了较大的提高:单井日产气量拟合程度大于98%;井口压力拟合程度大于80%;产液趋势拟合程度大于75%;累产液量拟合程度大于90%。随着地质工程一体化研究不断实施,长宁地区页岩气产量在过去两年中迅速增长。

关键词：长宁区块页岩气地质工程一体化体积压裂产能模拟

长宁区块龙马溪组龙一_(1)^(4)小层先导试验井试井曲线特征分析

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油气井测试 2023年第5期32卷 74-78页

作者：钟思存袁翠平陈佳陈满刘若林王滢中国石油川庆钻探工程有限公司地质勘探开发研究院四川成都610051 四川恒溢石油技术服务有限公司四川成都610051 四川越盛油气田技术服务有限公司四川成都610051 四川长宁天然气开发有限责任公司四川成都610051

NH5井为龙马溪组龙一_(1)^(4)小层立体开发先导试验井,该区域已投产水平井箱体主要位于龙一_(1)^(1~2)小层,龙一_(1)^(4)小层动态资料缺乏,生产动态特征及渗流规律不明确,投产1年半,产能低于1~2小层井。在NH5井开展压力恢复试井,对比4... 详细信息

NH5井为龙马溪组龙一_(1)^(4)小层立体开发先导试验井,该区域已投产水平井箱体主要位于龙一_(1)^(1~2)小层,龙一_(1)^(4)小层动态资料缺乏,生产动态特征及渗流规律不明确,投产1年半,产能低于1~2小层井。在NH5井开展压力恢复试井,对比4小层与1~2小层水平井体积压裂后渗流特征差异,总结4小层储层特征。结果显示,NH5井双对数曲线整体靠上,解释渗透率为0.001 mD,低于1~2小层平均渗透率0.002~0.025 mD,反映出4小层井压裂后SRV区域内综合渗流能力差于1~2小层井,分析原因为4小层脆性矿物含量66.4%,低于1~2小层,导致储层不易压碎、裂缝复杂程度偏低。该分析指出了4小层产能差异原因,为落实井区上部气层产能,进一步提高纵向储量动用率和气田采收率提供技术支持。

关键词：长宁区块试井解释页岩气水平井立体开发龙一_(1)^(4)小层压恢试井渗流特征

长宁区块页岩气井排液技术现状及攻关方向探讨

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钻采工艺 2017年第4期40卷 69-71,77页

作者：韩慧芬贺秋云王良中石油西南油气田分公司工程技术研究院国家能源高含硫气藏开采研发中心.工程院中石油川庆钻探公司有限公司钻采工程技术研究院

页岩气储层具有脆性高、孔隙度和渗透率极低、天然微裂缝发育等特点,须通过大规模水力压裂作业形成复杂裂缝网络来获得工业气流。排液作为压裂和后期生产"衔上接下"的关键一环,在页岩气开发中被高度重视。目前长宁大多数页岩气井采用经... 详细信息

页岩气储层具有脆性高、孔隙度和渗透率极低、天然微裂缝发育等特点,须通过大规模水力压裂作业形成复杂裂缝网络来获得工业气流。排液作为压裂和后期生产"衔上接下"的关键一环,在页岩气开发中被高度重视。目前长宁大多数页岩气井采用经验方法或者借助邻井的返排数据指导控制排液,缺乏理论依据。文章针对长宁区块页岩气井返排关井时间、返排速率、返排率、返排液矿化度等,提出了从五个方面进行排液技术研究:压裂后关井时间对裂缝扩展、气井产量的影响;返排液矿化度和离子成分变化的特征及离子来源;页岩气井返排效果影响因素及压裂液去向问题;压裂液滞留于地层对页岩气储层伤害及返排率对气井产量的影响;返排控制参数对返排率及支撑剂回流的影响。

关键词：长宁区块页岩气井排液技术自吸机理返排控制参数矿化度裂缝扩展