(南方公司)勘探南方压裂技术交流.pptx

勘探南方压裂工作总结 (2011-2014);汇报提纲;; 试气全部采用甲乙方承包模式，地质方案及试气方案由甲方负责（其中试气设计由第三方负责编制），试气工程由乙方整体承包。 施工单位： （1）中石化胜利石油工程西南分公司 （2）中石化西南石油工程井下作业分公司 （3）中石化中原石油工程井下特种作业公司 工程设计服务单位： （1）中石化石油工程技术研究院 （2）中石化胜利采油工艺研究院 （3）中石化西南石油工程技术研究院;年份;汇报提纲; 按照总部的统一部署，勘探南方分公司先后在涪陵、元坝、焦石坝、丁山等地区已开展了涪页HF-1井、元页HF-1井、焦页1HF、丁页2HF井4口井页岩气压裂测试。 涪页HF-1井获低产天然气、元页HF-1井获工业油气流，实现了陆相页岩气勘探的两项积极进展；焦页1HF井获高产工业气流、丁页2HF井获工业气流，取得了海相页岩气勘探的两项重大突破。 目前正在开展丁页1HF井的试气准备工作。; 1)分段压裂后, 日排液量呈逐渐减少趋势，后期日排液2-3m3，火焰高0.3-1.5m。 2) 进行了404m3分流酸化后，采用10mm油嘴、15mm孔板进行求产，气产量17776m3/d，但井口压力稳不住、产量递减，间断产气。 3）分段压裂后至酸化前出口液量3963.3m3，累计返出液量5966.6m3，总返排率为第5-10段累计入井液量9843.04m3的61%。;日产天然气7000m3/d，日产凝析油12.6m3/d。; 采用14mm油嘴、32mm孔板进行放喷求产5h，油压6.8MPa，产量20.3×104m3/d，取得焦石坝地区页岩气勘探重大突破。 ; 采用12mm油嘴25mm孔板求产，井口压力4.5MPa，天然气产量稳定10.5万方/天左右，平均排液量4.66m3/h 。 ;（1）岩性差异大：涪陵区块大安寨段为灰黑色页岩、灰质页岩，夹薄层灰色介壳灰岩；元坝千佛崖组二段以灰黑色、灰色、深灰色泥页岩、碳质泥岩、粉砂质泥岩为主；焦石坝地区龙马溪组-五峰组为灰黑色粉砂质泥岩、灰黑色泥岩、灰黑色碳质泥岩；丁页2ＨＦ井龙马溪组-五峰组为灰黑色泥岩、灰黑色碳质泥岩。 （2）岩石力学性质差异大：大安寨段杨氏模量24-31GPa，泊松比0.205-0.211，脆性指数0.301-0.507 ；千佛崖组杨氏模量18-32GPa，???松比0.218-0.35，脆性指数0.4左右；焦石坝地区龙马溪组杨氏模量25-49GPa，泊松比0.192-0.247，脆性指数0.7左右；丁页2HF井龙马溪组平均杨氏模量32.32 Gpa、泊松比0.2，脆性指数0.64 。;四口页岩气井压裂施工参数表;（五）主要存在问题;2、施工规模大，要求设备多、性能高，连续油管等设备及工具需要加强配套;3、探井施工不可预见因素多，井控风险也较大;4、井场用地较多，用水量大，压后返排液量多，环保处理难度较大;5、施工成本居高不下，并且控制难度较大;1、基本形成了适合于焦石坝地区海相龙马溪组分段压裂的主要配套技术;2、深层页岩气分段压裂技术的应用取得突破;2、深层页岩气分段压裂技术的应用取得突破;2、深层页岩气分段压裂技术的应用取得突破;汇报提纲;（一）地质特征;;（二）压裂改造主要难题;;①岩石抗压强度、杨氏模量、泊松比等参数均偏高，会使破裂压力增大。这是造成须二段等储层闭合应力高的主要原因之一。 ②须二段等储层上覆岩石压力110-130MPa，孔隙压力系数高达1.8-2.0，地层压力高达85-90MPa，据此确定实验围压40-50MPa。由于近井污染堵塞或者孔隙型储层沟通性差等，孔隙压力无法起到作用，导致储层岩石受力大幅度提高，闭合应力明显增大。 ③部分井水平应力各向异性系数差异只有10%、15%，偏小。对于近井地带裂缝起裂、主裂缝的形成等可能造成较大影响，使破裂压力异常高。 ④高密度泥浆较长时间浸泡，对近井地带微裂缝系统造成污染，这会造成岩石杨氏模量、泊松比等大幅度升高。使破裂压力增大。导致储层压不开或初期压力高，施工困难等。;;;;集中射孔策略： 缩小射孔井段，集中射孔，增大孔密。 提高排量：①Φ114.3mm油管；②部分井超高压压裂；③加重压裂液实验。 泵注程序优化方面： ①加大前置段塞：前期2m3粉陶，增加低砂比段塞； ②组合支撑剂：40-70目和30-50目等不同粒径、密度支撑剂组合，实现支撑剂在裂缝高度上的合理铺置； ③选用超级胍胶，初滤失系数低、造缝性好、低伤害、性能稳定，提高压裂液效率。 ④在元坝222等难度较大井，前置酸液30m3预处理，可有