页岩气水平井分段压裂改造技术

页岩气水平井分段压裂改造技术

四川盆地丰富了岩浆岩资源。自2010年以来，w201和b201两个岩浆岩气评价井已进入四川盆地威远、长宁、抚顺、昭通等项目的勘探和开发阶段。通过对大型气田压力的巨大压力下升或工业气流进行初步勘探，该地区岩浆岩气资源潜力预计将成为未来四川盆地天然气开发的另一个新领域。目前四川盆地页岩气勘探开发已经从直井预探转向水平井开发,研发适合于该地区页岩气开发的工艺技术、设计技术、施工技术成为越来越迫切的需求。四川油气田通过开展自主攻关和现场试验,逐步形成了集复合桥塞分段及多簇射孔工艺、大规模滑溜水体积压裂技术、低摩阻滑溜水压裂液体系、大型压裂施工配套技术、连续油管钻磨桥塞技术为一体的页岩气水平井分段压裂技术。1桥梁防护台和分段工艺1.1速钻复合桥塞工具复合桥塞是实现水平井分段压裂段间封隔的有效工具,复合桥塞具有作业效率高(一趟作业管柱完成射孔及坐封桥塞)、易钻(通常30min以内)等特点。通过自主攻关研制出速钻复合桥塞工具,能满足页岩气水平井分段压裂改造的需求(图1),工具指标为:①适用井眼尺寸有Ø114.3mm、Ø127.0mm、Ø139.7mm等套管完井;②耐温,达150℃;③承受工作压差为70MPa;④分段数不受井筒条件限制。1.2基于电缆带射孔枪的分段质权复合桥塞主要使用电缆下入,坐封桥塞和分簇射孔联作。第一段作业采用连续油管传输射孔,完成第一段压裂后,使用电缆带射孔枪和复合桥塞工具管串入井,下至水平井段后泵送至第二段预定位置,然后坐封桥塞、丢手,上提射孔枪至第二段射孔位置,进行分簇射孔,之后起出电缆,进行第二段压裂作业。重复以上步骤直至完成最后一段压裂作业。2高效抗滑涂层2.1回收利用工作液滑溜水压裂液摩阻和成本均较低,其较之交联冻胶更容易形成复杂的裂缝网络,满足页岩气体积压裂改造的工艺要求,成为页岩气体积压裂改造的主要工作液。四川地区下寒武统筇竹寺组和下志留统龙马溪组储层段全岩分析和岩石力学实验结果表明,该地区页岩储层岩石水敏指数弱、脆性指数较高,低黏度滑溜水易进入次生微裂缝,从而产生复杂的网状裂缝,形成最大化的增产改造体积。2.2相关系数的添加剂滑溜水压裂液体系通常由水和降阻剂、杀菌剂、助排剂、黏土稳定剂等添加剂组成,其中降阻剂是滑溜水压裂液中最重要的添加剂。通过自主研究优化形成了速溶性能好、剪切稳定性好、减阻效果明显、低伤害、低成本的新型滑溜水压裂液体系,降阻剂加量0.05%~0.08%、杀菌剂加量0.05%、黏土稳定剂加量0.1%、液体降阻率大于65%,满足连续混配施工要求(图2)。3水平井压裂技术3.1扩张和脆性岩石层理层理技术通过分段多簇射孔和大液量、高排量的低黏压裂液的注入,使天然裂缝不断扩张和脆性岩石产生剪切滑移,实现对天然裂缝、岩石层理的沟通,形成天然裂缝与人工裂缝相互交错的裂缝网络,使得裂缝表面与储层基质的接触面积最大化,从而增加改造体积和储层的动用程度,提高气井产量和采收率。3.2基于体积目标的适用程序设计通过研究页岩气水平井压裂的裂缝形态以及延伸规律,以形成最大的增产改造体积为目标,综合考虑页岩水平层段脆性、含气量、应力大小的分布特点,对人工裂缝参数进行模拟优化,从而确定最优的分段间距和每段的施工规模,根据储层物性及其对导流能力的需求设计适合的加砂程序来实现最佳的增产效果。3.3岩井段压裂管井四川地区筇竹寺组和龙马溪组页岩储层岩石脆性特征明显。根据页岩含气性、脆性、岩石力学性质等参数优选射孔井段,形成了复合桥塞分段,以滑溜水为压裂液,大液量、高排量、小粒径支撑剂、低砂比、段塞式注入的页岩气水平井体积压裂技术。单段压裂液量1800~2400m3,支撑剂量100~200t,施工排量10m3/min以上,支撑剂以100目粉砂和40/70目陶粒为主,平均砂比3%~5%。4地板工程的相关技术4.1页岩气压裂液储供技术页岩气体积压裂规模大,考虑四川地区页岩气井井场条件、水源分布、改造方案、施工规模和现有储液设备的基础上,建立了一套页岩气压裂液储供技术,包括液罐储供液方式、储水池储供液方式和河道长距离储供液方式,供液能力达到20m3/min。4.2使用时造成大量浪费页岩气压裂施工规模大,使用常规方式配液工作强度大,若施工中液体未使用完则会造成大量浪费,且处理难度大。压裂液连续混配技术克服了以上缺点,消除了因施工异常可能带来的液体储存风险和浪费,其技术关键是各种压裂液添加剂在压裂施工过程中根据排量实时、精确地加入(图3)。4.3水平井大型分段压裂施工针对四川地区井场特点,形成了使用30m3立式砂罐组合储砂的方式,在水平井大型分段压裂施工过程中,在段间作业间隙吊装补充支撑剂。对供砂装置进行了改进:①设计了DN300型橡胶短节连接砂罐出口,提高一次供砂能力;②研制了自动破袋装置,提高了转砂安全和转砂效率。4.4采用压裂专用小口口针对页岩气大型压裂施工特点,形成了地面多路注入的高压流程,设计研制了尺寸ue07e179.4mm、承压103.4MPa的压裂专用井口,满足了压裂作业大排量的注入需求,有效减小了井口节流影响,实现在作业后不换装井口条件下直接排液生产。5连续油挤出技术5.1下生产管柱通压裂施工结束后,需要利用连续油管将桥塞全部钻磨,恢复全井筒的畅通,便于后续作业(测产气剖面、下生产管柱等)。通过技术攻关,形成了一套集下钻速度控制、钻压控制、泵注排量控制、钻屑返排控制和钻磨液体优选为一体的水平井连续油管钻磨复合桥塞工艺和配套工具与设备。5.2马达头总成+震击器+磨鞋连续油管钻磨桥塞工具管串为:卡瓦接头+马达头总成+震击器+马达+磨鞋。其中马达和磨鞋是其中的关键部分,直接影响了工具的使用寿命和钻磨桥塞的效率(图4)。6现场应用6.1现场应用技术自主技术先后在四川油气田长宁—威远国家级页岩气示范区进行了5口水平井的分段压裂改造实践。从应用情况看,所有技术或工具能够满足页岩气水平井分段压裂的需求,应用效果良好(表1)。在现场应用中自主滑溜水压裂液使用连续混配方式配制,连续混配最大排量达到17.2m3/min,液体显示出良好的降阻性能,现场降阻率为66%~75%,达到国外同等技术水平。自主复合桥塞工具现场应用可靠性高,坐封成功率和施工成功率均100%,在97MPa的高施工压力下仍实现有效的密封,该工具具长时间高压工作的可靠性和稳定性。连续油管钻磨桥塞,通过钻磨参数的优化,平均单个复合桥塞纯钻时间仅27min,实现了一趟管柱完成全井桥塞的钻磨。同时还开展了压裂返排液的重复利用,有效提高了环保减排的能力。通过优化组织施工工序,实现每天完成2段压裂作业。5口井现场应用技术如下:①水平井的完井方式为ue07e127.0mm、ue07e139.7mm套管完井;②压裂工艺为复合桥塞与多簇射孔联作的分段体积压裂工艺;③工作液体系为高效降阻滑溜水;④液量规模为1800~2400m3/段,支撑剂量规模为100~200t/段;⑤泵注排量为10~17m3/min;⑥工作液为连续混配。6.2井微地震监测,满足页岩气水平井改造目标通过实时微地震监测技术的应用,对于完成压裂施工、优选射孔井段、优化参数及提高产能具有很好的指导性。本地区页岩气水平井压裂微地震监测结果表明,压裂裂缝延伸方向受地应力与天然裂缝双重因素控制,已实施井微地震监测结果表明实现了形成复杂裂缝网络的体积压裂目标,表明水平井分段体积压裂工艺可满足页岩气水平井改造要求(图5)。5口水平井压后均获得了工业气流,反映出本区页岩气具有较好的开发潜力以及水平井分段压裂改造技术在四川页岩气储层改造中具有较好的适应性。自主水平井分段压裂技术满足了页岩气水平井储层改造的需要,达到国外同等技术水平。7技术攻关、技术创新1)四川页岩气储层改造通过前期的先导性试验,已经初步探索出四川盆地页岩储层的改造模式,水平井分段压裂作为目前四川盆地页岩气开发的主要技术手段,通过多口水平井的实践均形成了体积压裂改造特征,见到不同程度的增产效果。2)通过开展技术攻关,突破关键技术瓶颈,形成了一套以复合桥塞分段工艺、大规模滑溜水体积压裂技术、低摩阻滑溜水压裂液体系、大型压裂施工配套技术和连续油管钻磨桥塞技术为主体的页岩气水平井分段压裂技术。3)自主研发的复合桥塞工具、滑溜水压裂液体系,填补了