川南深层页岩气水平井体积压裂关键技术

曾波 王星皓 黄浩勇 张柟乔 岳文翰 邓琪

曾波, 王星皓, 黄浩勇, 张柟乔, 岳文翰, 邓琪. 川南深层页岩气水平井体积压裂关键技术[J]. 石油钻探技术, 2020, 48(5): 77-84. doi: 10.11911/syztjs.2020073
引用本文: 曾波, 王星皓, 黄浩勇, 张柟乔, 岳文翰, 邓琪. 川南深层页岩气水平井体积压裂关键技术[J]. 石油钻探技术, 2020, 48(5): 77-84. doi: 10.11911/syztjs.2020073
ZENG Bo, WANG Xinghao, HUANG Haoyong, ZHANG Nanqiao, YUE Wenhan, DENG Qi. Key Technology of Volumetric Fracturing in Deep Shale Gas Horizontal Wells in Southern Sichuan[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2020, 48(5): 77-84. doi: 10.11911/syztjs.2020073
Citation: ZENG Bo, WANG Xinghao, HUANG Haoyong, ZHANG Nanqiao, YUE Wenhan, DENG Qi. Key Technology of Volumetric Fracturing in Deep Shale Gas Horizontal Wells in Southern Sichuan[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2020, 48(5): 77-84. doi: 10.11911/syztjs.2020073

川南深层页岩气水平井体积压裂关键技术

doi: 10.11911/syztjs.2020073
基金项目: 国家科技重大专项“长宁—威远页岩气开发示范工程”(编号:2016ZX05062)、中国石油天然气股份有限公司重大科技专项“西南油气田天然气上产300亿立方米关键技术研究与应用”(编号:2016E-06)、中国石油集团公司重大现场试验“深层页岩气有效开采关键技术攻关与试验”(编号:2019F-31)资助
详细信息
    作者简介:

    曾波(1982—),男,四川德阳人,2005年毕业于成都理工大学资源勘查工程专业,2015年获西南石油大学石油与天然气工程专业工程硕士学位,高级工程师,主要从事储层改造工艺研究与现场应用工作。E-mail:zeng_bo@petrochina.com.cn

  • 中图分类号: TE357.1

Key Technology of Volumetric Fracturing in Deep Shale Gas Horizontal Wells in Southern Sichuan

  • 摘要: 针对川南深层页岩气水平井压裂技术不成熟、关键参数不合理和压裂后单井产量低的问题,在综合分析已压裂井压裂效果的基础上,结合川南深层页岩储层地质工程特点,以提高缝网复杂程度、增大裂缝改造体积、维持裂缝长期导流能力为核心,采用室内试验与数值模拟相结合的方式,优化了压裂工艺和关键参数,形成了以“密切割分段+短簇距布缝、大孔径等孔径射孔、大排量低黏滑溜水加砂、高强度小粒径组合支撑剂、大规模高强度改造”为主的深层页岩气水平井体积压裂关键技术。Z3井应用该技术后,获得了21.3×104 m3/d的产气量,较同区块未用该技术的井提高1倍以上;川南地区多口深层页岩气水平井应用该技术后获得高产,说明该技术有较好的适应性,可推广应用。川南深层页岩气水平井体积压裂关键技术为3 500~4 500 m页岩气资源的有效动用奠定了基础。
  • 图  1  不同施工排量下的改造体积和净压力模拟结果

    Figure  1.  Simulation results of stimulated reservoir volume (SRV) and net pressure at different pumping rates

    图  2  不同埋深下的储层改造体积模拟结果

    Figure  2.  Simulation results of SRV under different buried depths

    图  3  Z2井岩心嵌入支撑剂后表面变化情况

    Figure  3.  Changes of core surface after proppant is embedded in Well Z2

    图  4  L4井岩心嵌入支撑剂后表面变化情况

    Figure  4.  Changes of core surface after proppant is embedded in Well L4

    图  5  Z1-1井微地震成果

    Figure  5.  Microseismic results of Well Z1-1

    图  6  Z3井微地震成果

    Figure  6.  Microseismic results of Well Z3

    表  1  川南深层与中深层(五峰组—龙马溪组)页岩气储层主要地质参数对比

    Table  1.   Comparison of main geological parameters between deep and medium-deep shale gas reservoirs in Southern Sichuan (Wufeng–Longmaxi Formations)

    地质参数页岩气储层
    中深层区块1中深层区块2深层
    构造背景平缓向斜和低缓斜坡为主低陡构造和低
    褶构造为主
    压力系数1.2~1.71.2~2.11.7~2.2
    优质页岩储层厚度/m25~3520~4525~65
    孔隙度,%3.5~7.05.0~10.22.8~8.0
    总有机碳含量,%3.6~4.43.4~3.82.0~5.0
    总含气量/(m3·t–13.5~7.03.5~7.04.0~6.5
    干酪根类型II–II1I
    热成熟度,%2.4~3.51.8~2.62.0~3.6
    脆性矿物含量,%63~7755~8050~80
    构造复杂程度较复杂较简单复杂
    层理发育情况发育发育较发育
    天然裂缝发育程度较发育较发育较发育
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    表  2  川南深层与中深层(五峰组—龙马溪组)页岩气储层主要工程参数对比

    Table  2.   Comparison of main engineering parameters between deep and medium-deep shale gas reservoirs in Southern Sichuan (Wufeng–Longmaxi Formations)

    工程参数页岩气储层
    中深层区块1中深层区块2深层
    地层温度/℃87~11072~133110~145
    闭合应力/MPa45~5054~6980~95
    应力差/MPa131815~25
    应力梯度/(MPa·m−10.0230.0230.022~0.024
    杨氏模量/GPa26~4520~3332~45
    泊松比0.18~0.220.19~0.280.20~0.25
    抗压强度/MPa240~265189~202330~388
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    表  3  川南深层已压裂页岩气水平井的压裂工艺参数

    Table  3.   Fracturing technology parameters of fractured shale gas horizontal wells in Southern Sichuan

    井号压裂段长/m施工排量/(m3·min–1段间距/m簇间距/m加砂强度/(t·m–1用液强度/(m3·m–1胶液比,%
    T162411.0125251.1311.838.8
    L147910.5 96212.0115.135.7
    Y1-H284611.3 94192.1813.645.6
    G5-H11 010 11.9101350.4410.1 8.9
    G2-H11 120 9.7102361.32 8.845.6
    D1-H11 266 7.5115400.54 7.048.1
    D2-H11 469 10.7 98361.3611.666.7
    D2-H2650 8.4130381.0111.461.9
    Y3-H21 490 10.2106321.6512.588.0
    Ti1-H11 542 10.8110351.4913.260.5
    H201-H11 386 10.4107351.8112.167.9
    Y2-H1540 9.9108341.26 9.163.9
    Y2-H21 040 8.8104351.17 8.968.3
    T2-H2970 9.6 75251.44 7.262.1
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    表  4  常规射孔与等孔径射孔射孔参数对比

    Table  4.   Comparison of perforation parameters between conventional penetration and equal-holesize penetration

    相位角/(°)孔径/mm孔面积/mm2
    常规射孔等孔径射孔常规射孔/等孔径射孔
    012.7 10.1 126.67 80.12
    6010.1 9.980.1276.98
    1208.110.2 51.5381.71
    1807.59.444.1869.39
    2408.29.552.8170.88
    3009.99.976.9876.98
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    表  5  川南深层页岩气井目的层敏感性评价试验结果

    Table  5.   Results of sensitivity evaluation test for target layers of deep shale gas wells in Southern Sichuan

    井号液体体系毛细管吸收时间比值线性膨胀率,%
    Z2滑溜水1.171.77
    线性胶1.212.12
    Lu3滑溜水1.121.59
    线性胶1.211.46
    Z3滑溜水1.302.98
    线性胶1.852.60
    Zi2滑溜水0.830.53
    H2滑溜水1.201.02
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    表  6  Z1-1井与Z3井关键参数对比

    Table  6.   Comparison of key parameters between Well Z1-1 and Well Z3

    井号总有机碳
    含量,%
    总含气量/
    (m3·t–1
    孔隙度,
    %
    脆性指
    数,%
    应力差/
    MPa
    分段长度/
    m
    液体类型施工排量/
    (m3·min–1
    加砂强度/
    (t·m–1
    用液强度/
    (m3·m–1
    测试产量/
    (104m3·d–1
    Z1-14.14.35.674.513~1660~70滑溜水+胶液10~121.383210.56
    Z34.35.25.472.417~1950~55滑溜水为主15~171.754221.30
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出版历程
  • 收稿日期:  2019-08-20
  • 修回日期:  2020-06-16
  • 网络出版日期:  2020-07-13
  • 刊出日期:  2020-09-25

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