页岩气井双暂堵压裂技术研究与现场试验

夏海帮

夏海帮. 页岩气井双暂堵压裂技术研究与现场试验[J]. 石油钻探技术, 2020, 48(3): 90-96. doi: 10.11911/syztjs.2020065
引用本文: 夏海帮. 页岩气井双暂堵压裂技术研究与现场试验[J]. 石油钻探技术, 2020, 48(3): 90-96. doi: 10.11911/syztjs.2020065
XIA Haibang. The Research and Field Testing of Dual Temporary Plugging Fracturing Technology for Shale Gas Wells[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2020, 48(3): 90-96. doi: 10.11911/syztjs.2020065
Citation: XIA Haibang. The Research and Field Testing of Dual Temporary Plugging Fracturing Technology for Shale Gas Wells[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2020, 48(3): 90-96. doi: 10.11911/syztjs.2020065

页岩气井双暂堵压裂技术研究与现场试验

doi: 10.11911/syztjs.2020065
基金项目: 

国家科技重大专项“彭水地区常压页岩气勘探开发示范工程”(编号:2016ZX05061)资助

详细信息
    作者简介:

    夏海帮(1974—),男,浙江舟山人,1996年毕业于石油大学(华东)油藏工程专业,高级工程师,主要从事非常规天然气勘探开发工作。E-mail:112439883@qq.com

  • 中图分类号: TE 357

The Research and Field Testing of Dual Temporary Plugging Fracturing Technology for Shale Gas Wells

  • 摘要: 针对页岩气井暂堵压裂过程中存在暂堵压力升高不明显、施工压力未传递到裂缝内部、簇间暂堵与缝内暂堵无法有机结合等问题,通过选用压差聚合胶结型暂堵剂GTF-SM,并优化其用量及暂堵压裂工艺,形成了页岩气井双暂堵压裂技术。该技术在南川页岩气田LQ-1HF井分段压裂中试验了10段,与常规压裂井段相比,簇间暂堵试验井段的暂堵压力平均提高了4.3 MPa,缝内暂堵试验井段的暂堵压力平均提高了0.82 MPa,而且试验井段的裂缝长度平均增加了5.8%,裂缝面积平均增加了12.5%。该井采用ϕ10.0 mm油嘴放喷测试,平均产气量23.37×104 m3/d,平均套压20.17 MPa,产液量277.44 m3/d,优于同区块采用常规压裂技术的页岩气井。试验结果表明,页岩气井双暂堵压裂技术能够形成较好的复杂缝网,可以满足页岩气田高效开发及压裂作业降本增效的需求,具有良好的推广应用价值。
  • 图  1  簇间暂堵和缝内暂堵工艺原理示意

    Figure  1.  Schematic of the basic principles of inter-cluster temporary plugging and intra-fracture temporary plugging

    图  2  裂缝宽度与滤饼厚度的关系曲线

    Figure  2.  The relation curve between crack width and filter cake thickness

    图  3  第14段簇间暂堵压裂施工曲线

    Figure  3.  Fracturing curves of the inter-cluster temporary plugging fracturing in the 14th stage

    图  4  第20段缝内暂堵压裂施工曲线

    Figure  4.  Fracturing curves of intra-fracture temporary plugging fracturing in the 20th stage

    图  5  部分压裂井段微地震监测的裂缝分布总效应图

    Figure  5.  The total effect diagram for the distribution of fractures detected by microseismic monitoring in some fracturing sections

    表  1  暂堵剂GTF-SM的降解试验结果

    Table  1.   Results of degradation performance test for GTF-SM temporary plugging agent

    温度/℃时间/h滤纸质量/g降解率,%
    反应前反应后
    90241.3713.809 2.48
    481.3771.99275.40
    721.3891.65189.50
    961.3901.64589.80
    110 81.3893.975–3.44
    121.3851.67188.60
    241.3751.50494.80
    361.3591.49194.70
    120 61.3484.138–11.60
    161.3781.53493.80
     注:降解液黏度为1~2 mPa·s,pH值为4~5。
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    表  2  簇间暂堵与缝内暂堵压裂井段的暂堵剂用量

    Table  2.   Temporary plugging agent dosages of inter-cluster temporary plugging and intra-fracture temporary plugging

    暂堵类型裂缝宽度/mm裂缝高度/mm暂堵剂用量/kg
    簇间暂堵6~845184~210
    缝内暂堵6~830 65~138
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    表  3  簇间暂堵与缝内暂堵压裂井段的排量及暂堵剂用量

    Table  3.   Pumping rates and temporary plugging agent dosages of inter-cluster temporary plugging and intra-fracturetemporary plugging

    暂堵类型压裂井段排量/(m3·min–1暂堵剂用量/kg
    簇间暂堵第10段3.0184
    第11段3.0184
    第14段4.0230
    第15段4.0210
    第18段4.0207
    缝内暂堵第5段8.0 92
    第7段6.0 92
    第8段6.0138
    第16段6.0138
    第20段17.5 65
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    表  4  LQ-1HF井双暂堵压裂井段暂堵压力统计结果

    Table  4.   Statistical results of temporary plugging pressure in the dual temporary plugging fracturing section of Well LQ-1HF

    暂堵类型压裂井段暂堵压力/MPa
    暂堵前暂堵后提高幅度
    簇间暂堵第10段31.732.20.5
    第11段32.432.80.4
    第14段40.546.56.0
    第15段42.546.23.7
    第18段33.136.33.2
    缝内暂堵第5段39.039.80.8
    第7段32.232.80.6
    第8段32.132.50.4
    第16段38.438.60.2
    第20段57.759.82.1
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出版历程
  • 收稿日期:  2020-01-16
  • 修回日期:  2020-03-23
  • 网络出版日期:  2020-05-09
  • 刊出日期:  2020-05-01

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