江汉涪陵页岩气压裂技术共31页文档

JY184页岩气井压裂试气技术摘要：JY184井位于四川平桥区块，是涪陵页岩气田二期产建平桥区块部署的重点开发井，通过对该井射孔工艺和压裂分段方式以及试气制度优化，高效完成了19段压裂试气施工任务，压后增产效果明显。

关键词：页岩气；开发井；分段；增产效果JY184井位于四川平桥区块，是涪陵页岩气田二期产建平桥区块部署的重点开发井，通过对该井地质情况分析，优化了压裂试气设计，高效完成了该井19段压裂施工，压后取得较好效果，为该区块页岩气水平井压裂施工提供了宝贵的经验。

1 JY184井基础情况JY184井位于四川平桥区块，平桥区块是一个“窄陡”断背斜[1]，主要处于隔槽式褶皱—冲断带，断层数量多、规模也大，整个海相构造层形变较强，地层纵横向连续性较差，这些地区五峰组—龙马溪组深水陆棚相带优质页岩发育，加之页岩气层埋深适中，多处于2500～4500m，是涪陵页岩气田二期产建平桥区块部署的重点开发井区域，钻探目的是开发平桥区块上奥陶系五峰组-下志留系龙马溪组页岩气资源，评价川东南地区川东高陡褶皱带平桥断背斜较高部位埋深3000米以深区域产能情况。

图1 JY184井区块页岩气构造图图 2 JY184井井身结构图根据相关资料推算JY184井压前地层压力43.71MPa，压后地层压力47.33Mpa，地层温度为110.21℃。

由于该井位于平桥断背斜北部倾末端，东邻平桥东1号断层，宏观地应力具有中弱拉张性特征，最大水平主应力方向以北西-南东向为主，A靶点东、西两侧各发育一条高曲率条带，水平距离分别为230m、130m，其中西侧条带向北东方向延伸，并与水平段中部-B靶叠合，预测水平段方向与裂缝方向基本一致，且裂缝较发育。

该井水平段在①-⑤小层穿行，井段4625.4-4634.8m为①小层顶部观音桥段，为低伽马高密度的灰质页岩；井段3952-4209m（⑤、④小层）泥质含量较高，平均40.0-41.2%，下步优化上述井段射孔及压裂施工参数；水平段发育1个中-高值曲率段及1个弱曲率段，水平段中段至B靶附近裂缝相对发育，水平段5384.45-5394.00m共漏失钻井液236.7m3，在水平段井段3952.0-4422.5m东邻平桥东1号断层且与其近平行，与该断层最小距离161m，与东部另一断层F1最短距离480m，优化该井段压裂工艺参数；而该井5468.64m以下接箍深度数据为根据钻井提供的相应套管单根长度推算，数据供参考；现场应据第一次泵送桥塞跟踪的磁接箍深度数据校核、微调该段射孔簇段，避免在套管接箍处射孔；2 JY184井压裂设计（1）设计射孔54簇。

现代页岩气井压裂试气同台同时交叉施工安全技术摘要涪陵页岩气田从2012年到2015年建成年产50亿方产能的页岩气田。

涪陵页岩气开发主要以“井工厂”模式，以平台为单位进行开发开采，页岩气井以水平井方式完井，采用压裂试气方式进行储层改造。

目前已进入二期产能建设阶段，在二期产能建设中，根据工艺生产需要，页岩气井在试气求产同时，同平台的另一口页岩气井进行压裂施工。

两口井同平台施工，井口距离近，施工工艺不同。

试气流程、压裂流程管线互相穿插，在施工期间，施工风险大，若出现异常情况，处理措施比较复杂、难度大。

本文主要浅议页岩气井同平台压裂试气同时安全技术，讨论同平台、同时施工的安全技术。

关键词页岩气；水平井；同台施工；压裂；试气涪陵页岩气田在2015年底已建成年产50亿方产能的页岩气田。

现在进行二期产能建设，预计2017年底建成年产100亿方产能的页岩气田。

在二期开发中，有些頁岩气井平台根据生产工艺需要，存在钻井、压裂、试气同平台同时施工现象。

1 页岩气井同平台压裂试气求产同时施工特点1.1 施工特点压裂、试气求产同平台同时施工的特点：井口距离近，一般2口井的井间距为5米；在井场存在交叉作业，作业场地交错的现象。

从工艺流程方面分析，压裂施工、试气求产施工各自单独运行，施工区域相对独立，但施工流程、施工区域相互穿插，相互交织。

从施工队伍来分析，页岩气井压裂施工规模大，参加施工单位多，人员多。

压裂试气同时进行，现场参加施工人员对非本专业施工工艺不熟，JSA安全分析涉及面不全，可能造成意外事故发生。

从处理施工复杂情况来分析，压裂、试气求产同步施工，泄压流程和试气流程是同一套管线流程，通过闸门控制不同页岩气井的施工流程。

出现复杂情况，处理风险大，难度相应变大。

如压裂施工出现砂堵，要放喷解堵时，需要到高压区开关闸门。

闸门多，管线流程多，对闸门操作不当，会影响试气求产录取资料的准确性，甚至造成试气求产设备损坏。

1.2 存在问题同平台，压裂、试气求产同时进行。

深层页岩压裂工艺优化与现场应用涪陵区块深层页岩埋藏深、地应力高，压裂改造时存在施工压力高、缝宽窄，改造体积偏小、压后初产效果差等问题。

通过开展深层页岩地质特征参数和综合评价可压性研究，分析压裂改造面临的技术难点并提出了技术对策。

通过采用“少簇多段，前置高粘液体促缝、低粘减阻水提高复杂度、长段塞加砂”等工艺措施达到“增大改造体积，提高加砂强度”改造目标，试验井压后初期产量达到11×104m3/d，为深层页岩气储层压裂改造提供了技术借鉴。

标签：深层页岩；水平井；压裂工艺；改造体积1 前言涪陵区块深层页岩相较浅层地质条件更加复杂，表现为分属多个构造带，构造形态多样，断裂发育，断裂周围及构造翼部地层倾角25-60°。

同时由此造成造成地应力大小、方位复杂多变、天然裂缝发育程度差异。

深层页岩气的地质特征及其对压裂的影响也发生了较大变化，压裂改造中存在施工压力高、缝宽窄、加砂困难，形成复杂缝和增大改造体积难度大等问题，同时压后效果不理想。

因此，有必要开展深层综合评价可压性研究，进一步优化压裂施工工艺。

2 涪陵深层页岩压裂改造难点及技术对策涪陵PJ区块深层页岩，位于逆断层下盘挤压应力环境，埋深3800-4000m，地层倾角大于30°，TOC含量为2-3.5%，孔隙度3%，石英含量46-55%，岩心及成像测井显示裂缝发育程度变低。

与浅层相比相比储层物性变差，同时应力增加以及地层倾角增大带来的三向应力状态变化，都对压裂改造造成影响，主要表现在以下四个方面：①井筒沿程摩阻增加，由此造成井口施工压力高和注入排量受限，同时地应力增加，裂缝延伸难度增大导致造缝宽度窄。

对于深部页岩储层，由垂向应力、最大和最小水平主应力组成的原岩应力和孔隙压力与浅部岩层差异较大。

水力压裂时岩层的起裂压力与原始最大最小主应力、孔隙压力、抗张强度等密切相关，具体关系式如下式：（式1-1）其中Pb为岩层破裂时的起裂压力，Pp为孔隙压力，T0为岩层抗拉强度，、为地层原始最小和最大水平主应力。

OFFSHORE OIL第39卷　第1期2019年3月V ol. 39　No. 1Mar. 2019收稿日期：2018-04-12；改回日期：2018-04-26基金项目：国家重大专项“涪陵页岩气开发示范工程”（2016ZX05060004）。

作者简介：刘炜，男，1985年生，硕士，工程师，2011年毕业于西南石油大学应用化学专业，现从事油气田储层改造相关工作。

E-mail ：liuwcyy.jhyt@ 。

文章编号：1008-2336（2019）01-0028-07涪陵页岩气水平井高效压裂技术及应用刘 炜（中国石油化工股份有限公司江汉油田分公司石油工程技术研究院，湖北武汉 430035）摘 要：针对涪陵页岩气田国家级页岩气示范区水平井储层特点，结合套管固井完井方式，为实现有效改造体积最大化，改造体积内裂缝复杂程度最大化，通过缝网压裂工艺、低成本高效材料体系、返排液重复利用等技术研究，形成了一套适合于涪陵页岩气水平井高效压裂技术。

其中缝网压裂工艺实现了形成复杂裂缝网络的压裂目标，高效低成本减阻水压裂液体系，满足连续混配施工要求，成本较国外减阻水体系降低20%以上，现场测试减阻率高达74.5%，返排液重复利用技术实现返排液零排放。

截至2017年12月，集成技术累计现场应用330井次，压裂5 300段，工艺成功率97%，平均无阻流量38.5×104 m 3/d ，增产增气效果显著。

关键词：涪陵；页岩气；水平井；高效压裂技术中国分类号：TE357.1 文献标识码：A DOI ：10.3969/j.issn.1008-2336.2019.01.028Efficient Fracturing Technology and Application Forhorizontal Wellof Shale Gas in FulingLIU Wei（Petroleum Engineering Technology Research Institute, SINOPEC Jianghan Oil field Company, Wuhan, Hubei 430035, China ）Abstract: In view of the characteristics of horizontal well reservoirs in the national shale gas demonstration area of the Fuling shale gas field, combined with casing cementing and completion methods, in order to maximize the effective transformation volume, the complexity of the crack within the volume is maximized. Fracturing technology, low-cost and high-efficiency material system, and back-discharge liquid reuse technology have formed a set of high-efficiency fracturing technology suitable for the horizontal wells of Fuling shale gas. The fracturing process has realized the target of complex fracture network. The high-efficiency and low-cost drag reduction hydraulic fracturing fluid system meets the requirements of continuous compounding construction, and the cost is reduced by more than 20% compared with the foreign water-reducing water system. The on-site test drag reduction rate is as high as 74.5%, and the return-discharge liquid reuse technology realizes zero liquid emission. As of December 2017, the integrated technology has accumulated 330 wells on site, fracturing 5 300 segments, with the process success rate of 97% and the average unobstructed flow of 385 000 cubic meter per day. The effect of increasing production and increasing gas is significant.Keywords: Fuling; shale gas; horizontal well; efficient fracturing technology非常规气藏作为中石化“十二五”规划中重要的战略部署，特别是页岩气，将是重要的接替资源 [1]。

涪陵页岩气井“套中固套”机械封隔重复压裂技术刘尧文;明月;张旭东;卞晓冰;张驰;王海涛【期刊名称】《石油钻探技术》【年(卷),期】2022(50)3【摘要】针对涪陵页岩气田采用暂堵转向重复压裂工艺时施工难度大、增产效果不理想的问题,在调研国外页岩气井重复压裂工艺的基础上,对比分析了暂堵转向重复压裂与机械封隔重复压裂技术的原理与特点,明确了机械封隔可完全封堵初次压裂射孔炮眼,精准控制重复压裂水力裂缝起裂,形成了“套中固套”机械封隔重复压裂技术。

在涪陵页岩气田JYAHF井进行了“套中固套”机械封隔重复压裂技术试验,在内径为115.0 mm的井筒中下入?88.9 mm套管固井,建立全新封闭井筒,并针对不同剩余储量分布采用不同的重复压裂工艺。

原井筒改造程度较高的井段,以挖潜老缝间剩余资源为目标;初次改造效果差的井段,需要恢复老缝导流能力。

JYAHF 井试验该技术后,可采储量增加0.36×10^(8)m^(3),采收率提高4.8%。

研究结果表明,“套中固套”机械封隔重复压裂技术增产效果明显,可为国内页岩气田长期高效开发提供技术支撑。

【总页数】6页(P86-91)【作者】刘尧文;明月;张旭东;卞晓冰;张驰;王海涛【作者单位】中石化重庆涪陵页岩气勘探开发有限公司;中国石化石油工程技术研究院【正文语种】中文【中图分类】TE357.1【相关文献】1.扩张式酸压封隔器在尕斯油田套变井分层酸化压裂上的应用2.关于水平井封隔器滑套分段压裂技术的国内外调研3.页岩气井无限级固井滑套压裂技术4.无限级滑套分段压裂技术在涪陵页岩气的应用5.页岩气井用新型无限级全通径滑套压裂技术先导试验因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。

四川盆地是中国页岩气勘探开发的有利地区，埋深3500m以深的页岩气资源量高达4612×108m3，由于埋藏较深，页岩气储层呈“五高”特性，地层温度高、上覆压力高、应力差值高、破裂压力高和闭合压力高，给储层压裂带来极大挑战[1]，制约页岩气资源的商业化开发。

因此，有必要研究总结深层页岩气开发技术和经验，逐步形成具有特色的深层页岩气开发技术，实现我国深层页岩气的商业化开发。

1 深层页岩的力学特性通过高温高压三轴应力－应变实验研究深层页岩岩石破裂规律，可知：高温高压下，围压越大，页岩应力与应变非线性关系越明显；常温下，加载至峰值应力时，页岩瞬间破坏，呈现劈裂多缝特征，残余应力高；高温条件下，应力加载至峰值应力前塑性变形特征明显，剪切缝破坏显著，残余应力低。

因此，受高温高压影响深层页岩呈现较强非线性变形特征，页岩破裂及裂缝张开难度大，现场施工难以观察到明显破裂点[1]。

2 涪陵深层页岩气储层压裂改造难点2.1 压力高，施工难度大随着埋深增加，储层地应力逐渐增大，现场施工压力高。

如涪陵焦页XX井，施工压力在100MPa以上，最高达到115MPa。

2.2 加砂困难，砂液比低深层页岩气储层受高温高压影响呈现出较强的非线性变形特征，页岩破裂及裂缝张开，加砂难度大。

涪陵焦石一期产建区内最高砂比可达19%，平均9%～10%。

二期产建深层页岩气区块内最高砂比14%，平均5%～8%，综合砂液比低。

2.3 形成复杂缝网困难，改造体积有限随着深度增加，页岩储层地应力相应增加（图1），地层最大与最小水平地应力差值高（图2），相同净压力条件下，裂缝转向及层理缝的横向扩展难度相应增大，加之深层岩石矿物成分变化，温度、围压升高后，岩石脆性变差，塑性特征明显，易形成主缝，提高裂缝复杂度、增加改造体积的难度加大。

图1 水平主应力差与储层深度关系3636m 图2 脆性指数与储层深度关系3 涪陵深层页岩气储层压裂改造对策3.1 升级压裂配套装备随着埋深增加，储层地应力逐渐增大，目前部分井现场施工压力在100MPa以上，国内主流配套105MPa 压力级别压裂装备不能完全满足于深层页岩气的压裂改造施工，需要配套140MPa压裂装备。

涪陵页岩气体积压裂改造理念及关键技术邹龙庆张剑李彦超（川庆钻探井下作业公司）摘要涪陵页岩储层为龙马溪组海相页岩，以灰黑色粉砂质页岩及灰黑色碳质页岩为主，优质页岩厚度为38m~44m，储层具有有机质类型好、丰度高、矿物脆性指数高、可压性强、裂缝层理发育、含气性高等特点。

本文系统总结了涪陵页岩气体积压裂改造理念及关键特色技术，即以综合地质评价为改造基础，以大型体积压裂为储层改造理念，以水平井及多级压裂为技术保障，获取最大的储层改造体积，实现页岩气的高效开发。

涪陵页岩气体积改造理念及关键技术为前期27口井的高效开发提供了技术保障，为未来中国海相页岩气高效开发积累了经验。

关键词页岩气涪陵体积改造水平井分段压裂前言四川盆地是我国页岩气最富集有利区，主要勘探区域为威远、长宁、富顺-永川、昭通、涪陵地区，层系为志留系龙马溪组、寒武系筇竹寺组，其中，涪陵区块位于川东高陡褶皱带万县复向斜的南扬起端包鸾一焦石坝背斜带焦石坝构造高部位，川东南涪陵地区评价下志留统龙马溪组。

借鉴北美海相页岩气体积压裂改造经验，通过对涪陵区块页岩储层岩心资料、测井数据、岩石力学参数等资料综合分析，建立页岩储层综合可压指数预测模型，实现储层改造评价；借助页岩储层大型体积压裂改造理念，应用水平井及分段压裂技术，进行涪陵地区页岩气开发[1-4]。

截至2014年5月17日，在涪陵页岩气田280平方公里一期产建区，已开钻页岩气井82口，完钻47口，投产27口，平均单井日产气量在11万方以上，涪陵页岩气体积改造理念及关键技术为前期27口投产井的高效开发提供了技术保障。

1. 储层地质特征1.1气藏基本特征涪陵页岩气区块主要目的层位为龙马溪组地层，埋藏深度为2400~3500m，优质页岩厚度为38m~42m，岩性为灰黑色粉砂质页岩及灰黑色碳质页岩，天然裂缝及层理发育。

页岩储层孔隙度4.3%~6.2%，渗透率0.02mD~0.04mD。

岩心分析显示：该区块在龙马溪组底部和五峰组含气性良好，有机质类型为Ⅰ型，有机碳含量大于3%，热成熟度大于3%，属于过成熟储层，地层压力系数1.35。

涪陵页岩气田“井工厂”技术I. 引言- 涪陵页岩气田概述- “井工厂”技术的重要性II. “井工厂”技术的原理和适用条件- 技术原理和基本流程- 技术适用条件和局限性III. “井工厂”技术的主要工艺和设备-洗砂器、置换器、清洗器、气药泵等关键设备介绍- 每个设备的功能和作用IV. “井工厂”技术在涪陵页岩气田中的应用实践- 实际推广过程中的工程案例分析- 应用效果评价和经济效益分析V. 结论与展望- 总结“井工厂”技术的优缺点- 展望技术的发展趋势和应用前景注：这是提纲，不是论文。

实际论文中需要对每个章节进行细化，给出具体例子、数据支持等。

I. 引言气田开采技术一直是油气工业中的重要研究领域，页岩气田作为近年来新兴的一种气田类型，其采气技术也得到了广泛关注和研究。

涪陵页岩气田作为我国页岩气开发的先行者，其“井工厂”技术在破解页岩气井产能低、井网稀疏等工程难题方面受到了广泛赞誉。

本文将介绍涪陵页岩气田“井工厂”技术的原理、适用条件、主要工艺和设备及其在涪陵页岩气田中的应用实践等方面进行阐述。

II. “井工厂”技术的原理和适用条件“井工厂”技术是一种通过在井下设备的组合实现井下多个作业环节的一体化作业的集成技术。

其核心是将清洗、掏沙、杀菌、压裂、静液压裂等井下作业环节集成在同一个装置中，实现一次下井、多次作业。

“井工厂”技术的主要原理是在井口设置装置，通过管道输送液体和气体分别对井底管道进行冲洗或清洗，达到清理管壁上的泥沙、防止管内污染和生物生长等目的。

同时，在井口加装一个气药泵，通过气液混输将石英砂压入井底砂层，增加砂砾嵌入石英砂和砂砾孔隙度，提高油气储存和渗透性。

“井工厂”技术的适用条件包括：（1）工程对象为含油、含气页岩气藏；（2）井壁砂层孔隙度较小，需要通过清洁井壁泥和增加砂砾填充孔隙度进行提高产能；（3）井网稀疏，需要通过一次下井多次作业的集成作业来提高井网利用率；（4）需要对井下环境进行杀菌，避免生物生长导致管路阻塞，影响井的产能。

涪陵页岩气江东鞍部区块压裂效果分析及认识发表时间：2019-12-30T13:07:41.723Z 来源：《科学与技术》2019年 15期作者：刘龙[导读] 江东区块作为涪陵页岩气的主力产气区块，一直是压裂增产措施的主攻阵地。

摘要:江东区块作为涪陵页岩气的主力产气区块，一直是压裂增产措施的主攻阵地。

在江东鞍部区块存在地质条件差异的前提下，采用了不同的分段压裂工艺技术，对本区块各井进行压裂施工，得到了差异较大的施工效果。

本文通过对各井的地质条件进行对比，并对施工参数及施工曲线形态进行统计分析，以得出影响本区块压裂改造效果的主控因素，并对本区块压裂工艺适应性进行分析，进一步做好地质工程一体化分析，得出本区块最优的改造方案。

关键词：页岩气；地质工程一体化；水平井压裂；压裂工艺涪陵焦石坝江东鞍部主要包括焦页X、焦页Y、焦页Z三个平台共14口井。

这14口井均已完成压裂试气，测试产量如图1。

其中焦页X-1,焦页X-4, 焦页Z-5三口井产量较低。

本文主要通过对本区块各平台地质，工程差异对比分析，结合对三口井低产原因进行分析，以得出相关认识。

1井区地质、工程情况对比本区块各施工井测试产量基本稳定，但焦页X-1、焦页X-4、焦页Z-5三口井测试产量相对较低，通过地质、工程参数对比，分析出其低产原因。

1.1地应力及全烃甲烷含量对比从应力分布可以看出，焦页X平台四口井以拉张性应力为主，焦页Y平台1-3井为拉张应力特征，4,5井为拉张与挤压应力各占一半。

焦页Z平台主要以挤压应力特征为主。

其中较低产的焦页X-1, 焦页X-4为拉张性应力特征，焦页Z-5为一半拉张一半挤压应力特征。

产量较好的焦页Z-1,2井的应力特征为挤压应力向拉张应力过渡。

同时，本区域全烃甲烷含量与测试产量的关系存在一定的正相关性1.2曲率情况对比从曲率分布图可以看出，焦页X-1, 焦页X-4, 焦页Y-3, 焦页Y-5井以及整个焦页Z平台均位于曲率相对发育的区域，而焦页X-2, 焦页X-3井以及焦页Y平台1,2,4三口井处于曲率相对不发育区域。