页岩气井连续油管辅助压裂试气技术

目前国内页岩气开发中已普遍使用连续油管,但使用中连续油管挤毁、变形、自锁、钻磨效率低和井下工具遇卡、落井等问题时有发生。针对这些问题,对国内外相关技术与理论进行了调研分析,选取了高性能小尺寸的井下工具复合式连接器、防脱式螺杆钻具、五翼凹底磨鞋、水力振荡器和打捞加速器等,并通过不断改进施工工艺,形成了适合国内页岩气开发的连续油管铺助压裂试气集成技术,包括长水平段连续油管下桥塞技术、长水平段连续油管钻复合桥塞技术、长水平段连续油管射孔技术和长水平段连续油管打捞冲砂技术等。现场应用表明,应用上述集成技术后,单只桥塞的纯钻塞时间由70min缩短至40min,单井钻塞周期由9d缩短至5d,桥塞钻除率由97%升至100%;射孔时未发生油管挤毁现象;打捞一次成功率及连续油管坐封桥塞一次成功率均达到100%。研究表明,该集成技术可有效提高页岩气井压裂试气成功率。

连续油管光纤测井技术及其在页岩气井中的应用

水平井复合桥塞分段压裂是国内页岩气井的主要开发方式,由于页岩气井快优钻井造成的井眼轨迹及井深结构的特殊性、钻塞结束后井筒内残留部分桥塞碎屑、水平段多相流的复杂性等,常规产出剖面测井技术难以满足页岩气井的测试要求。针对页岩气井数量众多,钻塞后井筒金属碎屑较多的特性,测井前利用强磁打捞器进行打捞兼通井以提高施工成功率,采用连续油管内穿光纤并下挂流体扫描成像测井仪FSI的工艺进行产气剖面测井,能得到较真实的产气产液剖面、各射孔簇产气产液贡献,可以有效评价各级压裂效果。连续油管光纤测井方法在页岩气井中的应用前景良好。

涪陵地区页岩气水平井低承压配套固井技术

受焦石断背斜两侧的大断裂带影响,涪陵南区及边界井目的层裂缝发育,钻井漏失复杂情况逐渐增多,而在油基钻井液条件下堵漏提承压材料相对较少,固井时存在较大的漏失风险,极易导致水泥浆返高不够而形成漏封,严重影响全井封固质量。通过对现场情况的摸索和总结,对前置液、水泥浆体系和固井施工工艺进行防漏堵漏优化研究,在有效提高固井质量的同时增强封堵能力,形成了一套成熟的页岩气水平井低承压配套固井技术,并在涪陵工区漏失复杂井进行了广泛应用。应用效果表明,固井优良率由初期的64.28%提高到了80%,固井质量明显回升,这套固井技术能够满足涪陵地区固井施工易漏失井的固井技术要求。

平桥区块深层高压页岩气水平井固井技术

涪陵二期平桥区块具有页岩埋藏深、地层温度和压力高的特点。在分析深层高压页岩气水平井固井技术难点的基础上,对套管串结构、前置液体系、水泥浆体系和固井施工工艺等几个方面进行防漏防窜研究,在有效提高固井质量的同时防止气侵和环空气窜的发生,形成一套可行的深层高压页岩气水平井固井技术,且在焦页108-4HF井进行了成功应用,固井施工正常顺利,水平段全优质,全井优良率达到94.6%,固井质量达到设计要求。

连续油管井下电视技术在套损检测中的应用——以涪陵页岩气井为例

涪陵工区勘探开发逐渐进入中深层页岩气阶段,水平井开发难度逐渐增大,套损状况频发。常规找漏方法找漏效果较差,可靠性不高,施工周期长,不能定量描述漏失情况。而连续油管井下电视技术能够实现下入水平井任意井段进行探测,直观显示漏失井段套管变化情况,探测结果清晰直观、准确可靠,针对监测结果,采取相应措施进行有效处理,减少盲目性和重复施工,提高工序成功率。

深层页岩气油基钻井液承压堵漏技术

随着涪陵页岩气向深层开发,钻井液密度达到1.75 g/cm3,固井水泥浆密度达到1.85~1.89 g/cm3,为了提高固井质量,防止水泥浆漏失,需要提高油基钻井液应用井段承压能力。国外新型油基堵漏材料在涪陵二期深层页岩气焦页XX井进行了应用。应用效果表明,该技术能够实行随钻封堵,对钻井液的流变性能没有副作用,在提承压作业过程中,对部分漏失层段进行承压作业,承压能力能够从1.75 g/cm3提至1.80 g/cm3。最后对全部漏失层段进行承压作业,采用国外油基堵漏剂和自研油基堵漏材料T150联合堵漏,承压能力提高至1.85 g/cm3。研究结果表明,该油基堵漏技术适用性强,配方简化,亲油性强,可操作性好,可以进行推广应用。

页岩气水平井连续油管带压打捞长电缆技术

为解决页岩气水平井泵送桥塞射孔联作时长电缆落井不易打捞的问题,研究了连续油管带压打捞长电缆技术。采用CCL磁性定位器探测鱼顶位置,然后下入"低速螺杆+外钩"的井下工具组合打捞落鱼,利用低速螺杆转动外钩捕获电缆,落鱼起至井口后利用电缆防喷器夹持电缆,打开井口防喷管,分段起出电缆。涪陵地区某井利用该技术成功打捞出了81.00m长的电缆及通井工具串,取得了良好的现场应用效果。连续油管带压打捞长电缆技术解决了电缆在水平井井下位置不易精准定位、连续油管不能旋转和长电缆无法完全起至防喷管内等难点,为页岩气水平井打捞长电缆提供了一种不污染地层、安全可靠和灵活高效的方法。

连续油管临时封井注水泥技术在涪陵页岩气田的应用

在完成页岩气开发井压裂试气评价工作后,因现场实际情况暂未达到试采条件,为满足同平台后期钻井施工要求,需对气井进行连续油管临时封井注水泥作业。针对连续油管临时封井注水泥工艺存在的技术难点,从桥塞选型、坐封方式、水泥浆体系、注替流程和循环洗井施工工艺等方面进行优化改进,形成一套成熟的连续油管临时封井注水泥技术。在涪陵工区JYX-6HF井等5口井进行了成功应用,取得了良好的应用效果。

页岩气井无限级固井滑套压裂技术

传统的页岩气井多级桥塞射孔联作压裂无法保证压裂液和支撑剂的去向,压裂效果差。无限级固井滑套压裂技术井下工具由趾端滑套、固井滑套及滑套开关工具组成,根据国内页岩气地质情况优化开关滑套及压裂施工程序,针对施工井况制定应急处置措施,在涪陵页岩气田进行了实际应用。实际应用中出现因固井质量差滑套的开启难以满足预期、连续油管外压裂时对管材易冲蚀、封隔器附近易发生砂堵、施工排量限制较多、封隔器不容易通过滑套、连续油管水平段延伸困难等多种问题。该工艺对埋藏深、水平段长、井眼轨迹复杂、压裂改造规模较大的页岩气井还未完全适用,还需继续探索。

涪陵页岩气田“井工厂”油基钻井液重复利用技术研究

油基钻井液的多次重复使用会出现低密度劣质固相含量偏高、流动性变差、失水增大等问题,会引起定向钻进托压、电测遇阻等井下复杂情况。研究油基新老浆的流变性、固相含量、固相粒度分布、重晶石的固相粒度分布情况等,发现油基钻井液重复利用的关键在流变性控制和固相控制,而微米和亚微米颗粒比例增多是影响油基钻井液流变性的关键因素。以此为基础,在室内对油基老浆的性能进行了优化,并应用于实践,有效提高了油基钻井液的重复利用率,降低了成本,增加了钻井作业安全环保性。

页岩气超长水平井预控水泥环封固失效水泥浆技术

页岩气超长水平井储层改造时,需进行多段的水力压裂施工,水平段水泥环在多次循环载荷下的密封完整性问题尤为重要。为此,基于岩石微裂纹的演化过程,设计了一种Superflex增韧剂,强化微裂纹处纤维的桥连作用,增强微裂缝尖端弹塑性,阻断微裂纹扩展,降低水泥石塑性形变,从而可以有效预防和控制水泥环封固失效。基于此增韧剂,构建了抗循环载荷弹韧防气窜水泥浆体系,采用常规评价仪器、高温高压岩石流变仪和页岩物性测定仪等手段,综合测试了水泥浆常规性能及防气窜性能,重点讨论了水泥石的强度和韧性特性,并评价了该水泥浆体系的现场适用性。研究结果表明:①Superflex增韧剂与水泥浆相容性好,不影响水泥浆体系的其他性能,且在不牺牲强度的前提下,改善了水泥石的弹韧性。②抗循环载荷弹韧防气窜水泥石承受循环载荷70次后,塑性形变小,保持完整,具有良好的抗循环载荷能力,能够有效地预控超长水平井水泥环封固失效问题。③该水泥浆体系现场应用于水平段长2700余米的超长水平井,固井质量优良,经分段压裂后,环空不带压,显示了较好的工程应用效果。

页岩气井工厂油基钻井液重复利用技术

油基钻井液具有良好的润滑性、抑制性、井壁稳定性、储层保护性能,因而在页岩气钻井工程中得到了广泛的应用。但油基钻井液成本相对较高,为了降低成本,需要对完井油基钻井液进行性能优化,提高其重复利用率。油基钻井液的多次重复使用会出现低密度劣质固相含量偏高、流动性变差、失水增大等问题,同时引起定向钻进托压、电测遇阻等井下复杂情况。为此,针对油基钻井液重复利用关键因素,即流变性控制和固相控制,油基钻井液中微米和亚微米颗粒比例增多导致钻井液流变性、固体颗粒含量难以控制,整体性能较差等问题,开展了油基新老浆的流变性、固相含量、固相粒度分布、重晶石的固相粒度分布情况等方面的研究,并以此为基础,在室内对油基老浆的性能进行了优化。研究结果表明:①油基钻井液重复利用的关键在于流变性控制和固相控制;②通过油基钻井液性能的优化,油基钻井液重复利用率超过75%,实现了页岩气环保高效的目标;③微米和亚微米颗粒比例增多是影响油基钻井液流变性的关键因素,会使油基钻井液流变性变差,影响钻速提高。结论认为,形成了适用于页岩气井工厂油基钻井液重复利用技术标准规范并应用于实践,有效提高了油基钻井液的重复利用率。

基于DTS的页岩气水平井人工裂缝识别与产出剖面解释方法

为了准确评价页岩气藏水平井的压裂改造效果,建立了水平井筒温度分布预测模型,基于MCMC算法建立了DTS数据反演模型,并且对产出剖面解释流程进行了优化;在此基础上,对页岩气藏压裂水平井温度剖面特征进行了分析,确定了影响温度剖面的主控因素;进而将所建立的反演模型应用于某页岩气藏实例井产出剖面解释。研究结果表明:①压裂水平井温度剖面呈不规则的“锯齿状”,任意一个“锯齿”都对应着一条有流体流入的有效人工裂缝;②裂缝越长,所对应裂缝位置处的井筒温度降低值越大,并且裂缝中气体流量与该温度降呈正相关关系;③影响页岩气藏压裂水平井温度剖面的因素,按影响程度由强到弱排列依次为裂缝半长、气体流动速度、改造区渗透率、井筒直径、裂缝导流能力、水平倾角、地层综合导热系数,其中前3个是主要的影响因素;④采用MCMC反演模型对实例水平井DTS温度数据进行了反演,模拟预测的温度剖面与实测DTS剖面拟合度较高,各级有效人工裂缝处的温度预测值绝对误差小于0.02℃,解释出的各压裂段气体流量与现场实测值比较接近,单段最大气体流量偏差仅180.35 m^(3)/d,单井气产量与井口实测气产量的绝对误差小于3 m^(3)/d,从而证实了该反演模型的可靠性。

国外页岩气井连续油管固井滑套压裂完井方式研究

固井滑套压裂完井是在固井技术的基础上结合了开关式固井滑套而形成的多层分段压裂完井技术。该技术利用可开关式固井滑套选择性的放置在气层位置,固井完成后,利用连续油管携带井下工具将滑套打开,然后采用环空泵注,进行压裂改造作业。该技术的创新点在它不需要依赖传统的复合式桥塞、投球系统或投球作业,因此在作业后即可进行全通径求产。文章主要将传统桥塞射孔压裂方法与利用连续油管固井滑套压裂方法进行对比,对比了固井、压裂、产量等多个方面,得出连续油管固井滑套压裂较在完井成本和效率上较传统多级桥塞射孔压裂方法有所提高,且产量更高。

CoilScan连续油管在线检测仪在页岩气开发中的应用

CoilScan连续油管在线检测仪是目前最先进的便携式实时电磁检测设备,可有效地识别油管外径、椭圆度、壁厚、内外壁缺陷,是一种十分有效的连续油管检测系统。阐述了CoilScan连续油管在线检测仪的组成以及CoilScan连续油管在线检测原理,以涪陵页岩气田服务(通井作业)的一盘2in连续油管为例,探讨了CoilScan连续油管在线检测仪在页岩气开发中的应用,并制定了相应的连续油管在线检测标准:收到新的连续油管即进行检测;连续油管使用中应进行常规检测;井况比较苛刻、异常等非常规情形,建议作业完成后,再作业前进行一次检测;发现异常情况时需及时进行检测;其他情况如连续油管闲置待命超过6个月的,使用前需进行检测;连续油管使用满1年的,建议至少需要进行1次检测;连续油管必须建立独立档案进行统一管理。

水力压裂分布式光纤传感联合监测技术研究进展

水力压裂分布式光纤传感监测技术已成为非常规储层开发的重要技术之一,为使业界进一步明确和了解不同类型传感技术的物理机理、技术特性和理论模型,促进该技术更加快速有效地推广和应用,本文针对分布式温度传感(DTS)、分布式声波传感(DAS)和基于瑞利频移的分布式应变传感(DSS-RFS)3种技术在水力压裂监测中的应用情况,从不同传感技术的物理机理和主流安装方式出发,系统地总结分析了各类传感技术现场应用的典型案例和技术特点,以及对应的监测解释理论模型的研究现状。最后结合水力压裂监测矿场实验的最新实例,总结了未来开展水力压裂分布式光纤联合监测的技术思路。研究结果表明:(1)水力压裂分布式光纤传感联合监测技术能够在压裂工艺设计、裂缝扩展反演、邻井干扰监测和压后效果评价等诸多方面提供重要的实时数据和解释结果,不同类型传感器所对应的理论模型有不同程度的发展;(2) DTS本井温度监测是水力压裂光纤监测和评价的重要组成部分同时具有一定程度的多解性,DAS邻井应变率监测和DSS-RFS本井应变监测能够直接反馈裂缝扩展和裂缝演化过程中的相关应变,今后将成为水力压裂裂缝评价的重点发展领域;(3)分布式光纤传感技术在未来的有效应用除了需要发展更加准确高效的机理模型外,同时也有赖于大数据处理和深度学习算法与之高度融合,从而实现监测过程的数据筛选、模式识别和关键参数的快速反演。结论认为,科学有效地设计和采用多种分布式光纤传感对水力压裂过程和压后生产过程进行联合监测和数据分析解释,可在很大程度上实现压裂液/支撑剂分布、暂堵转向、级间干扰、压裂冲击和裂缝形态的解释分析,以及压后生产剖面反演和裂缝有效性分析,为分布式光纤传感技术在我国非常规资源开发中的应用提供了技术参考。

江汉油田钻井液技术及其难点探讨

经过多年的实践和探索研究,江汉油田在复杂盐膏层钻井液技术以及页岩气钻井液技术上形成了自己独特的优势,其研制的钻井液体系有水基成膜钻井液体系、高矿化度微泡沫钻井液体系、高密度钻井液体系等。在实际施工中,钻井液体系还存在超高密度钻井液体系难以突破,对恶性漏失尚无经济有效的处理手段等问题。要有效解决这些问题,就要重新筛选关键处理剂,优选质量较好的加重材料,继续探索解决恶性漏失的方法。

页岩气井返排规律实验与微观力学机制分析

针对页岩气井压裂液返排规律认识不清,影响实际页岩气生产井工作制度优化的问题,采用岩心流动实验和气、水与储层岩石的微观作用力分析等方法,研究了压裂液返排规律和机制。研究结果表明,储层矿物成分差异是影响压裂液返排速度、返排率的主要因素,黏土矿物含量高的储层返排速度慢、返排率低,而返排压差大小只影响初始返排速度;通过分析压裂液在储层有机孔和无机孔的微观分子作用力,给出不同孔径对应的返排压差,进而可依据总孔隙分布折算不同类型储层合理返排压差;最后建立了基于单孔模型的累积返排量的计算方法。研究成果对分析压裂液返排规律和确定合理生产制度具有实际意义。

抗高交变载荷水泥浆的研制及其在涪陵页岩气井的应用

针对页岩气井普遍存在的套管环空带压问题,从提高固井水泥环长久密封完整性角度出发,研制了具有钢筋混凝土力学性能的絮状弹韧性材料DeForm,并以其为基础配制了一种适应页岩气井大型分段压裂的抗高交变载荷水泥浆。室内性能评价试验结果表明,该水泥浆具有优良的弹韧性和耐久性,可有效提高水泥环的抗交变载荷能力,实现水泥环与套管的同步形变,保证井筒的长久密封完整性。该水泥浆在涪陵页岩气田9口井进行了现场应用,固井优质率达到88.9%,套管环空带压率为0,效果非常显著,为预防页岩气井套管环空带压提供了新的技术途径。

页岩气井压裂施工曲线分析及应用

页岩气压裂施工曲线是泵注压力、施工排量和砂浓度曲线的实时组合。通过分析施工压力与施工时间的双对数曲线,可对施工情况、地层情况和裂缝延伸特征做出判断,及时调整施工方法,保证施工安全顺利进行。由于双对数曲线需要处理,且较为繁琐,因此选用实时斜率,较好地判断裂缝的延伸扩展情况。将这一理论用于分析页岩气井压裂施工曲线,经过分析和筛选,归纳出阶梯压力型、中间挤酸型、多次压裂型和砂堵型等4类典型特征曲线,并用其对该地区压裂施工过程中出现的异常情况进行分析,为现场施工提供参考。