页岩气采气工程课件

页岩气采气工程本方案主要涵盖了气田概况、完井工程、采气方式、增产工艺、特殊问题治理五个部分。本方案以气藏地质资料、静态资料和实验室资料和生产动态资料为基础，查阅有关页岩气采气工程技术，针对该页岩气气藏低渗透、低孔隙、和H2S，CO2气体腐蚀等特点，进行了压裂方案设计与采气工艺设计。02，完井设计03，射孔工艺方案05，增产工艺目录/Contents04，采气方式01，气田概况1，气田概况储层特征根据其沉积特征确定该区沉积相类型为碎屑岩陆棚相，进一步细分为浅水陆棚和深水陆棚。结果表明研究区五峰组—龙马溪组页岩层系主要由泥页岩、硅质泥页岩，笔石泥页岩、炭质泥页岩和粉砂质泥页岩等岩相组成。页岩气层孔隙度分布在1.17%～8.61%之间，平4.87%(特低孔隙度)。稳态法测定水平渗透率主要介于0.001～355mD。其中基质渗透率普遍低于1mD，最小值为0.0015mD，最大值为5.71mD，平均值为0.25mD，而层间缝发育的样品稳态法测定渗透率显著增高，普遍高于1mD，最高可达355.2mD。由以上资料可知，该储层主体属于低孔、低渗储层。1，气田概况根据其孔隙度和渗透率基本资料，绘制图件如下：1，气田概况1，气田概况脆性矿物组成分析五峰组—龙马溪组矿物以石英矿物为主，其次为粘土矿物。储层储集层脆性矿物介于33.9%～80.3%，平均为56.5%。在纵向上，五峰组—龙马溪组一段一亚段脆性矿物含量高，多大于50%；一段二亚段—三亚段下部脆性矿物含量降低，主要介于40%～65%；三亚段上部脆性矿物含量普遍较低。杨氏模量GPa泊松比体积模量GPa剪切模量GPa最大主应力MPa最小主应力MPa上下隔层应力差MPa23～370.11～0.2914～1810～1461.5052.3981，气田概况表1.2-储层岩石脆性系数分析井号YY1YY2YY3YY4YY5脆性系数59.9%57.5%53.1%52.7%55.3%

据北美页岩气开发经验，合适的脆性矿物含量有利于页岩气的压裂和开采。因此整体储集层适于压裂法来提高天然气采收率。1，气田概况气藏特点目前，该区块内钻探5口井，气藏埋深约-2423至-3212m。YY1，YY2，YY3，YY4井进行了压裂试采,经过试气证实为工业气流井。YY5井仅完成了完井施工。以YY1井为例，地温梯度为2.83℃/100m，地层温度60℃，油气显示活跃、地层压力异常，气层压力系数为1.41-1.55，压力梯度为0.28MPa/100m，地层压力为28MPa。为常温超高压压系统，气藏类型为非常规干气藏。目地层埋深（米)压力系数原始地层压力（MPa)地层温度（℃）地温梯度℃/100m平均厚度（m脆性矿物含量（%有机碳含量（%）龙马溪组-五峰组3259～44421.41-1.5535.2-38.7602.838633.9～80.30.55～5.892，完井设计根据YY1，YY2，YY3，YY4井的压裂情况可知，压裂后都取得了较好的增产效果，但是水力压裂后易造成水淹。由于该页岩气田为低渗、低孔气田，大部分开发井都需要压裂后再进行投产，为了尽量减少压井，避免对储层造成多次伤害，采用压裂—采气生产一体化管柱。管柱具体设计如下：C90/Φ73mm/壁厚5.51mm加厚管+Φ73mm/壁厚5.51mm平式组合油管，气密封扣型。表2.2-YY5井井身结构套管程序地层层位套管程序水泥返高导管嘉陵江组φ508.0mm×50m地面表套长兴组φ339.7mm×820m地面技套龙马溪组φ244.5mm×1600m地面生产套管龙马溪组φ139.7mm×井底地面2，完井方式井口装置设计根据该区域原始地层压力35.2～38.7MPa，以及如YY1生产井口压力8.8～29.6MPa和行业标准，选用50MPa压力等级的井口装置，组合方式设计如下：套管头+油管四通+2FZ18-50EE级防喷器（全封+89半封）+FZ28-50EE级剪切闸板防喷器+井口循环三通。2，完井方式井下工具的选择（1）永久封隔器型号：Y531-115型耐温：120℃耐压差；

50MPa

材质：13Cr油管伸缩器工作最大温度：120℃耐压差：50MPa材质：13Cr2，完井方式油管堵塞器工作最大温度：120℃耐压差：50MPa材质：13Cr序号油管尺寸，mm满足配产时井口压力（MPa）满足配产时压降损失（MPa）最大产量×104m3/d176.023.513.512.3616262.023.01413.4339351.022.814.210.6591441.020.216.86.63182，完井方式以YY1井为例，表2.3可知，当油管直径（内径）从41mm增到62mm时，产量增幅较大，但内径为41mm的油管生产产量较低，且压降损失较大，故不考虑；从62mm增到76mm时，产量增幅度较大。若该井配产为6.0×104m3/d，以上几种油管尺寸都可满足生产要求，但内径51mm的油管对应的井口压力为22.8Mpa，压力损失为14.2Mpa，损失较大，而62mm的油管压力损失为14Mpa，基本与76mm油管压力损失接近，因此YY5优选最佳油管内径为62mm，外径为73mm。射孔方案设计通过对该气藏射孔方案、射孔施工难点和射孔后续工艺等的综合分析，射孔方式优先选用连续油管输送射孔方式。连续油管输送射孔方法即将事先配好的射孔，枪接在油管柱下部，下入井下预定深度，用调整油管深度的办法使射孔弹对准油气层的射孔层位，封隔器坐封和装好采油树后，打开清蜡闸门和总闸门，用投捧或环形空间如压的办法起爆射孔。2，完井方式1）射孔管柱设计方案选用的射孔工艺为：采用连续油管传输射孔技术，用102射孔枪，102射孔弹，做深穿透、高强度射孔，射孔密度为16孔/米，螺旋布孔，相位角为60°，孔深332mm，孔径11.35mm。根据气井生产过程的载荷强度计算和API推荐标准，我们采用钢级为C90/2600m/Φ73mm×5.5mm加厚油+1565m×5.5mm平式油管+起爆器+枪身（3.0～24.0m）射孔参数敏感性分析该气藏的水平井完井采用了5½″气层套管。根据该气藏的物性参数和区块内试采井的部分测试数据，对射孔参数进行了优化模拟，优选结果见图2.11、图2.12、图2.13、图2.14，选取不同的孔深、孔径、孔密、相位角、压实程度，进行射孔参数敏感性分析。方案选用的射孔工艺为：采用连续油管传输射孔技术，用102射孔枪，102射孔弹，做深穿透、高强度射孔，射孔密度为16孔/米，螺旋布孔，相位角为60°，孔深332mm，孔径11.35mm。2，完井方式射孔液的选择本区储层岩芯敏感性和应力敏感性分析结果表明：流速不敏感；水敏指数0.66～0.75，中偏强—强水敏；临界盐度2×104PPM；酸敏指数0.67～0.75，中—强酸敏；中偏强应力敏。由于油基射孔液比较昂贵，一般很少使用。无固相聚合物盐水射孔液仅宜于在裂缝性或渗透率较高的孔隙性油气层中使用，一般不宜在低渗透油气层中使用。而暂堵性聚合物射孔液更适用在缺水气田。由于阳离子聚合物粘土稳定剂射孔液除具有无固相清洁盐水射孔液的全部优点外，还能很好的防止后续生产作业过程的水敏损害，所以本区块优选阳离子聚合物粘土稳定剂射孔液。3，采气方式由基础资料可知，该页岩气田具有储层埋藏深、地层压力高压异常、CO2含量少，H2S含量中等、测试产能高的特点，气田开发应遵循少井、高产的原则，该气藏的地质储量类型为特大型气田，故采用定产量工作制度，采气速度为3%～5%。

表3.3不同气藏采气速度和稳产期年限标准控制表3.3不同气藏采气速度和稳产期年限标准控制气藏储量/108m3采气速度/%稳产期/a≥503～5>1010～5055～8<105～65～83，采气方式气井排液采气工艺技术该页岩气藏为自生自储气藏,气体主要以吸附气、游离气为主,由于该页岩孔隙度和渗透率较低,页岩气储层射孔后依靠自身能量无法达到工业气流,必须压裂投产,随着页岩气开发的深入,目前页岩气井主要以水平井完井、大规模分段压裂。页岩气井主要以水平井分段压裂投产为主,由于压裂改造用液量大,需要快速大量返排压裂液。根据对目前国内外比较成熟的排液采气技术进行分析,得出橇装气举排液技术具有排量大、机动性好及井场不需要电等系列优点,可满足页岩气快速排液需要,适合大面积推广应用。综合考虑，选用橇装气举。3，采气方式氮气气举排液采气技术表3.5橇装制氮设备主要技术参数型号输出最大压力氮气量(m3/d)氮气纯度最大排液深度NPU600/2525600≥952500NPU900/2525900≥953000NPU1200/35251200≥95≥4000根据YYI井井深4165.32米，根据井深选择设备NPU1200/35。4，增产工艺由基础资料可知，天然裂缝和层理越发育，页岩气储层可压性越好，并能为压裂液高排量、快速注入提供条件，有利于形成水平张开缝和垂向剪切缝。类比美国已开发页岩气藏的可压性指数，用该方法计算得到YY5井可压性指数为0.72，而barnett和Harretky区块的可压性指数分别为0.89和0.65.由此可见，YY5井的页岩储层可压性较好。压裂层位和压裂深度根据基础数据知，YY5井井长-4165.32m，水平井段约-1612米，钻遇目的层深度为-2523m。气层压力异常活跃，气藏类型为非常规气藏。地温梯度为2.84℃/100m。地层压力异常，气层压力系数为1.41～1.55。由于该区块没有自然产能或者产能很低，投产必须考虑压裂增产措施，压裂的层段即为气层段，主要是龙马溪组。4，增产工艺水力压裂基本参数的选取设计参数取值水平段长（m)1565（2600m-4165m)分段数16单段长度（m)100簇数/段4簇长（m)1簇间距（m)25孔数/簇16液量/段m3）1200砂量/段（t)70施工总液量（m3）19200施工总砂量（t）1120排量（m3/min）124，增产措施压裂施工参数（1）压裂方式压裂方式可采用分层压裂工艺--水力喷砂射孔+可钻桥塞分段压裂方法。这种压裂方式具有封隔可靠，分段压裂级数不受限制，裂缝步放位置精确的特点。（2）加砂强度根据YY5井压裂施工参数模拟，得出平均加砂比9.5%。（3）压裂液在该气藏所给条件之下，再借鉴北美页岩储层选择压裂液的经验，YY5井选用SRFR-１滑溜水作为压裂液。SRFR-１滑溜水的配方：0.1％～0.2％高效减阻剂SRFR-１＋0.3％～0.4％复合防膨剂SRCS-2＋0.1％～0.2％高效助排剂SRFR-2。其性能要求：降阻率50％～78％，对储层的伤害率小于10％；黏度2～30ｍPａ·ｓ可调；能满足连续混配要求；可连续稳定自喷返排。采气特殊问题治理的技术要求4，增产措施（4）井口破裂压力根据对YY5井油管注入压裂的施工曲线可得井口破裂压力为52.39MPa～61.50MPa，平均为57MPa。图4.1滑溜水压裂液摩阻曲线图4，增产措施（5）支撑剂采气特殊问题治理的技术要求YY5井小型测试压裂井底闭合压力为52MPａ，为防止支撑剂嵌入，提高裂缝闭合后的导流能力，支撑剂选用树脂覆膜砂。树脂覆膜砂的破碎率相对石英砂低，嵌入程度也较低，其支撑裂缝的导流能力较高。为形成更多的主裂缝和网缝，应适当控制缝高，减少压裂裂缝的闭合。支撑剂选用100目砂＋40／70目树脂覆膜砂＋30／50目树脂覆膜砂的组合5，采气特殊问题治理的技术要求由气样分析可得出结论，该37.2页岩气藏H2S含量中等，属于中含硫气藏，CO2含量明显，若含硫天然气中还含有其它腐蚀性组分如CO2，将使H2S对油管的腐蚀速度大幅增加。因此采取有效的防腐措施是非常有必要的。,井号层位深度地层压力MPaH2S含量%CO2含量%CO2分压MPaYY1龙马溪组2425-263437.21.1500.5210.193YY2龙马溪组2423-259736.91.1860.8420.331YY3龙马溪组2470-260837.31.1670.0200.070YY4龙马溪组2590-321242.61.1930.4600.1955，采气特殊问题治理的技术要求防腐工艺方案该气藏中H2S含量中等，但CO2含量明显，主要以酸性气体腐蚀为主。因此在防H2S腐蚀的同时也要对CO2腐蚀进行防范。①增强管柱的抗腐蚀能力；②添加加缓蚀剂；③电化学保护；⑥金属保护层⑤抗硫化氢材料；5，采气特殊问题治理的技术要求防砂工艺出砂影响因素很多，主要分为两大类：（1)先天因素：指砂岩地层的地质条件，如胶结物含量及分布，胶结类型，成岩压实作用，地质年代等。一般说，胶结物含量高，分布均匀，地质年代早，埋藏深，成岩强度就高，越不易出砂，反之亦然。(2)开发因素：有的可以避免，有的则不可避免，大体归纳如下：①采液速度突然发生变化或采油速度过高；②低质量（指对地层伤害严重）和频繁的修井作业；③不合理的生产及作业措施造成油层伤害；④地层压力持续下降，油井含水上升；⑤开发中、后期油井提液，加剧了对颗粒