页岩储集层水平井段内多簇压裂技术应用现状及认识

发布时间：2021-09-04 06:19

　　水平井段内多簇压裂技术能增加页岩储集层压裂裂缝复杂程度,提高簇间动用率,是有效改造页岩储集层的核心技术。对北美页岩气区块和中国四川盆地南部页岩气区块水平井段内多簇压裂技术的应用现状进行分析,并结合技术原理提出了几点认识:段内多簇压裂应与井间距合理匹配,并配套采用暂堵转向技术和限流射孔技术,增大射孔簇簇效率,促进裂缝均匀扩展,提高段内多簇压裂改造效果;北美页岩气区块采用段内多簇压裂技术增产,实现了页岩储集层高效开采,川南页岩气区块水平井段内多簇压裂技术起步较晚,目前在300～400 m井间距下主要开展了段内为6～8簇压裂现场试验;为了降低压裂成本、提高作业时效,长段多簇压裂将是实现效益开发的一个重要发展方向;但随着段内簇数不断增加,射孔技术、暂堵转向技术、射孔簇数与施工参数合理匹配等方面面临新挑战,亟需进一步研究,从而形成适合不同地区地质工程特征的段内多簇压裂技术。 

【文章来源】：新疆石油地质. 2020,41(04)北大核心CSCD

【文章页数】：6 页

【部分图文】：

常规压裂和段内多簇压裂技术原理示意图

川南长宁页岩气区块在300～400 m井间距下开展了30余井次页岩储集层水平井段内多簇压裂，段内主要分6～8簇射孔，采用了暂堵转向技术和高强度加砂工艺。长宁页岩气区块水平井段内最大簇数逐年增多，2017年、2018年和2019年的段内最大簇数分别为3簇、5簇和8簇，簇间距逐年减小（图2）。压裂分段段长为55～70 m，段内分4～8簇射孔，簇间距为8～14 m，配套采用限流射孔技术，从单段48个射孔减至36个，并投入暂堵剂或暂堵球进行暂堵转向。部分井采用段内多簇压裂的同时，对压裂施工参数进行优化，增加单段用液量和加砂量，并且采用阶梯提排量进行压裂施工，打破裂缝中原有应力状态，促使裂缝进一步延伸。长宁页岩气区块段内多簇压裂过程中，部分井发生了套管剪切变形。引起页岩气水平井套管变形的因素较多，包括断层和裂缝的发育、页岩层理、固井质量、施工规模等[30]，是否由于段内多簇压裂或配套技术引起套管变形还有待进一步研究。

【参考文献】：
期刊论文
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本文编号：3382734