涪陵页岩气田变方位水平井压裂工艺优化与应用

doi:10.3969/J. ISSN.1006-768X.2020.04.13

钻采工艺 ›› 2020, Vol. 43 ›› Issue (4): 47-50.DOI: 10.3969/J. ISSN.1006-768X.2020.04.13

涪陵页岩气田变方位水平井压裂工艺优化与应用

刘立之

中国石化江汉油田分公司石油工程技术研究院

出版日期:2020-07-25 发布日期:2020-07-25
作者简介:刘立之(1989 - ) , 助理研究员, 2015 年毕业于中国石油大学(华东) 油气田开发工程专业, 现在中国石化江汉油田分公司石油工程技术研究院, 主要从事页岩气压裂工艺技术研究工作。地址: (430030 ) 湖北省武汉市口区古田二路汇丰企业总部5栋B座, 电话: (0728) 6570406, E - mail: liulizhi - 528@ 163 . com。
基金资助:
国家科技重大专项“ 涪陵页岩气开发示范工程” ( 编号:2016ZX05060 - 004) 资助。

Optimization and Application of Fracturing Technology in Horizontal Wells with Variable Azimuth in Fuling Shale Gas Field

LIU Lizhi

Petroleum Engineering Technology Research Institute of Sinopec Jianghan Oilfield Branch, Qianjiang, Hubei 433124, China

Online:2020-07-25 Published:2020-07-25
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摘要/Abstract

摘要： 涪陵页岩气田江东区块天台场２号断鼻区域地质条件变化大，为了提高该区域改造效果及单井产能，深入研究了变方位布井对压裂改造四个方面的影响，即改造体积及段簇间距减小、多裂缝独立扩展难度及近井弯曲摩阻增大；另外，天台场２号断鼻区内宏观应力特征复杂、天然裂缝发育、地层产状变化大三方面对压裂工艺提出更高的要求。通过论证水平井筒与最小主应力合理夹角范围、优化段簇间距以及采用“控近扩远促复杂”的针对性泵注工艺，解决了天台场２号断鼻区内变方位水平井改造体积减小、近井弯曲摩阻增加以及裂缝延伸困难、复杂度不够、深层裂缝有效支撑等问题，调整后的５口井平均测试产量高达 34.1×10⁴ ｍ³／ｄ，远高于前期同平台2口井。该区研究成果已在其他区块主体开发工艺中被广泛应用，也为国内其他页岩气田高效开发提供了有益借鉴。

关键词: , 页岩气；变方位布井；影响因素；压裂设计；泵注程序

Abstract:

The geological conditions of Tiantaichang No. 2 fault nose area in Jiangdong block of Fuling shale gas field vary greatly. For improving the effect of regional stimulation and the productivity of single well, the influence of azimuth-changing well placement on fracturing stimulation was discussed in such four aspects as fracturing volume decreasing, spacing between stages decreasing, difficulty of multi-fracture independent propagation increasing and near wellbore bending friction increasing. In Tiantaichang No. 2 fault nose area, microscopic stress characteristics are complex, natural fracture develops well, the productivity status of strata varies greatly. These three parties put forward higher requirements for fracturing technology. Through the studying on reasonable angle of horizontal wellbore and minimum principal stress, optimization of the spacing of stages, and using pump injection process of expanding nearly far controlling, such problems in Tiantaichang N0. 2 fault nose area have been solved as azimuth-changing horizontal well stimulation volume decreasing, near wellbore bending friction increasing, difficulty fracture ropagation, not enough complexity and deep fracture effectively supporting. After stimulation, average test productivity of 5 wells has been 34.1 × 10⁴ m³ /d, which is much higher than two wells on the same platform. The research results of this area have been widely used in the main development process of other blocks, and also provide useful reference for the efficient development of other shale gas fields in China.

中图分类号:

刘立之. 涪陵页岩气田变方位水平井压裂工艺优化与应用[J]. 钻采工艺, 2020, 43(4): 47-50.

LIU Lizhi. Optimization and Application of Fracturing Technology in Horizontal Wells with Variable Azimuth in Fuling Shale Gas Field [J]. Drilling & Production Technology, 2020, 43(4): 47-50.

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Optimization and Application of Fracturing Technology in Horizontal Wells with Variable Azimuth in Fuling Shale Gas Field

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