深层页岩气水力裂缝起裂与扩展试验及压裂优化设计

陈作 李双明 陈赞 王海涛

陈作, 李双明, 陈赞, 王海涛. 深层页岩气水力裂缝起裂与扩展试验及压裂优化设计[J]. 石油钻探技术, 2020, 48(3): 70-76. doi: 10.11911/syztjs.2020060
引用本文: 陈作, 李双明, 陈赞, 王海涛. 深层页岩气水力裂缝起裂与扩展试验及压裂优化设计[J]. 石油钻探技术, 2020, 48(3): 70-76. doi: 10.11911/syztjs.2020060
CHEN Zuo, LI Shuangming, CHEN Zan, WANG Haitao. Hydraulic Fracture Initiation and Extending Tests in Deep Shale Gas Formations and Fracturing Design Optimization[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2020, 48(3): 70-76. doi: 10.11911/syztjs.2020060
Citation: CHEN Zuo, LI Shuangming, CHEN Zan, WANG Haitao. Hydraulic Fracture Initiation and Extending Tests in Deep Shale Gas Formations and Fracturing Design Optimization[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2020, 48(3): 70-76. doi: 10.11911/syztjs.2020060

深层页岩气水力裂缝起裂与扩展试验及压裂优化设计

doi: 10.11911/syztjs.2020060
基金项目: 

中国石化科技攻关项目“深层页岩气高导流体积压裂关键技术研究”(编号:P15171)部分研究内容

详细信息
    作者简介:

    陈作(1968—),男,四川大英人,1991年毕业于西南石油学院油藏工程专业,2002年获中国地质大学(北京)石油与天然气工程专业硕士学位,教授级高级工程师,主要从事低渗透油气藏压裂酸化基础理论研究。E-mail:chenzuo.sripe@sinopec.com

  • 中图分类号: TE357.1+1

Hydraulic Fracture Initiation and Extending Tests in Deep Shale Gas Formations and Fracturing Design Optimization

  • 摘要: 受地质构造、成岩作用等多方面因素影响,深层页岩的层理发育程度、脆性指数、岩石力学特性、最小水平主应力梯度及水平应力差都与中深层页岩有明显差异,使人工裂缝起裂压力更高,裂缝复杂程度更低,从而极大地影响了深层页岩气地层的体积压裂设计和安全施工。为此,利用大尺寸岩样,模拟研究了深层页岩气地层的水平应力差、压裂流体黏度、施工排量等地层和工艺参数及缝内暂堵措施对人工裂缝的起裂与扩展特征的影响规律。研究发现,裂缝起裂与扩展特性受层理胶结强弱、水平应力差及前置液黏度等因素影响较大,压裂裂缝容易沿层理起裂导致早期憋压超压,从而使施工失败,高应力差条件下裂缝扩展形态相对简单,前置中黏压裂液、缝内暂堵等措施有利于裂缝多次破裂、产生次生裂缝使裂缝复杂化。在此基础上,提出了密切割分段、短簇距射孔、组合液体及变排量施工等压裂优化设计方案,现场应用后深层页岩气产量获得了重要突破。
  • 图  1  真三轴压裂试验模拟系统示意

    Figure  1.  Simulation system of triaxial fracturing test

    图  2  4#岩样的破裂后形态和破裂压力曲线

    Figure  2.  Post-frac geometry and fracture pressure curve of rock sample 4#

    图  3  3#岩样的破裂后形态和破裂压力曲线

    Figure  3.  Post-frac geometry and fracture pressure curve of rock sample #3

    图  4  6#岩样的破裂后形态和破裂压力曲线

    Figure  4.  Post-frac geometry and fracture pressure curve of rock sample #6

    图  5  8#岩样暂堵压裂后的裂缝形态

    Figure  5.  Fracture geometry in rock sample #8 after temporary blocking and fracturing

    图  6  11#岩样试验中的泵压曲线

    Figure  6.  Pump pressure curve of rock sample #11 during test

    图  7  深层页岩压裂裂缝的典型形态

    Figure  7.  Typical geometry of hydraulic fracture in deep shale

    图  8  X1井第8段压裂施工曲线

    Figure  8.  Fracturing curve in the eighth fracturing stage of Well X1

    图  9  X1井第8段压裂施工G函数分析曲线

    Figure  9.  G-function analysis curve of the eighth fracturing stage of Well X1

    表  1  裂缝起裂与扩展物理模拟试验方案

    Table  1.   Physical simulation experiment scheme of fracture initiation and extending

    岩心号水平应力差/
    MPa
    排量/
    (mL·min–1
    液体黏度/
    (mPa·s)
    备注
    1#640 3
    2#4030
    3#940 3
    4#4030
    5#940 3
    6#4030
    7#612 3100目支撑剂
    8#912 3
    9#730 3
    10#630 3
    11#93030
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    表  2  川东南地区2口深层页岩气井压裂施工参数与压裂改造效果

    Table  2.   Parameters and effect of fracturing job of 2 deep shale gas wells in the southeast Sichuan

    井号垂深/m斜深/m水平段长/m簇间距/m压裂段数单段砂量/m3粉陶比例,%排量/(m3·min–1无阻流量/(104 m3·d–1
    X14 0965 3221 10321.701771.220.815~1722.0
    X24 1455 6851 52022.502078.719.415~1818.2
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出版历程
  • 收稿日期:  2019-07-19
  • 修回日期:  2020-03-25
  • 网络出版日期:  2020-04-17
  • 刊出日期:  2020-05-01

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