用人工神经网络技术优化压裂用砂量

以BP网络模型为基础,以地层渗透率、孔隙度、油层厚度、压裂砂量、砂比、施工排量和工作压力等影响压裂效果的主要参数作为输入参数,对某油藏实际的投产压裂井的数据进行训练学习,并由训练计算得到的权重系数,对油藏的压裂施工参数进行计算,得出用砂量和压后产量的关系曲线,以此为依据优化压裂用砂量。     

低渗透油藏水力压裂优化设计方法

低渗透油藏是目前乃至未来很长一段时间里勘探开发的重点领域,水力压裂是开发低渗透油藏的有效方法之一,压裂优化设计方法对压后效果有着极其重要的影响.通过分析低渗透油藏特点和开发中存在的特殊性,制定了低渗透油藏水力压裂优化设计应遵循的基本原则,对渗透率等9个影响低渗透油藏水力压裂压后产量的因素进行敏感性分析,得到各因素影响压后产量的敏感性程度.以国内某低渗透油藏C-A井为例,通过油藏特性分析,结合产量影响因素敏感性分析结果,设计诊断注入测试、低排量支撑剂段塞替挤天然裂缝、短的射孔间隔、压裂液和支撑剂优选、井下微地震裂缝监测,研究制定适合该低渗透油藏的水力压裂优化设计.压裂裂缝监测和压后产量对比表明,压裂设计合理且具有针对性,对低渗透油藏水力压裂设计的制定具有一定的借鉴意义.     

煤层气井压裂效果影响因素分析与技术对策

煤层作为自生自储式非常规储层较常规储层开采难度大,在我国直接表现为单井产量低,严重制约煤层气产业发展。以压裂煤层气井产能为基础,分析并研究了影响压裂效果的因素及其影响方式,主要包括压裂液类型、支撑剂性能、排量和砂比等施工参数以及应力状态的改变,其主要通过作用于渗透率、导流能力、裂缝的延伸来对增产效果产生影响。最后针对国内外技术现状提出可提高煤层气井压裂效果的技术对策,为进一步发展我国煤层气井增产改造技术提供视角。     

压裂后增油量预测模型

为提高压裂成功率、提高压裂有效井的比例,采用单因素分析、灰色关联分析和神经网络分析等方法,确定出了压前含水率、压前产油量、生产压差、孔隙度、渗透率、小层有效厚度、加砂量7个影响压裂增油量的主要因素。在此基础上,应用BP神经网络模型预测油井压裂后的增油量。经实际压裂效果验证,该网络模型对压裂增油量的预测准确率较高,比传统的多元线性回归预测方法更可准确、实用。该研究为现场压裂施工提供了理论依据。     

F142区块大型压裂技术研究与应用

为了提高F142区块油藏开发效益,研究并应用了大型压裂开发技术。在充分考虑大型压裂造长缝基础上,综合利用极限井距、经济极限井距和经济合理井距原理,同时结合区块地应力方向,优化了井网井距;在深穿透、造长缝、饱填砂、低伤害和低风险的设计原则上,利用三维压裂优化设计软件,以产量最优为目标,优化了加砂量、排量、砂比和前置液量等参数;根据大型压裂储层、施工时间和施工规模对压裂液性能的要求,优选了压裂液,确定了F142区块低渗透油藏大型压裂开发模式。根据优化结果,F142区块应采用反九点法井网开发,同时采用大砂量、大排量、高前置液量、中等砂比的大型压裂工艺。完成了22井次大型压裂现场试验,平均单井加砂量75m3;压前平均单井产油量0.8t/d,压后初期平均单井产油量22t/d,取得了显著的增产效果。这表明,大型压裂开发技术能够大幅提高F142区块开发效率,为类似储层的高效开发提供了技术借鉴。     

致密气藏压裂井产能预测方法

对低渗透致密气藏实施压裂增产改造是改善储层导流能力、提高储层产能的必要措施。低渗透致密气藏压裂后的产能受多种因素影响,如储层物性、裂缝几何形状、启动压力梯度等。分析产能影响因素、进行压裂井产能预测。有利于制订合理的生产制度,是加快低渗透致密气藏开发进程的关键．基于低渗透致密气藏流体渗流规律。并结合传统的二维裂缝延伸几何模型,通过表皮因子将裂缝几何参数设计与产能分析相结合,形成一种能够快速预测低渗透致密气藏压裂后的拟稳态和瞬态条件下产量的方法．．实例分析表明,地层渗透率、气藏厚度、近井伤害表皮因子和压裂施工规模是影响最终产量的主要因素．提出的致密气藏产能预测方法求出的结果与实测数据拟合后误差较小,可为低渗透致密气藏水力压裂设计提供有效技术支持．     

低渗透油藏不同类型油井产能对比

利用势的叠加原理分别建立了直井、水平井、分支水平井、压裂直井、压裂水平井的产能预测模型,针对低渗透油藏不同油层厚度、油层渗透率、水平井长度、分支长度(裂缝半长)和分支数目(裂缝条数)对上述5种井型产能变化规律进行了研究,分析了不同类型油井在低渗透油藏中适应性。研究结果表明:低渗透油藏中,所有井型产量随油层厚度和渗透率的增加而增加。但压裂水平井产量增幅逐渐减缓,其他4种井型的产量近似线性增加。水平井长度是决定水平井产量的重要因素,增加分支长度和裂缝条数分别是低渗透油藏提高分支水平井、压裂水平井产量的重要途径。     

聚合物驱单井技术措施效果评价研究

采出井压裂措施技术研究主要研究压裂层段数、压裂厚度、含水、流压、采聚浓度、压裂层段渗透率等因素对压裂初期效果及累积措施效果的影响;以及压裂方式及工艺参数对压裂效果的影响,压裂方式主要是指普通压裂与多裂缝压裂及组合压裂,工艺参数主要包括压裂厚度和加砂量。注入井分层增注措施技术研究包括分层注入参数的优化原则,主要包括相对分子质量和层段配注强度参数的优化;研究分层注聚管柱的适应性,主要研究分质分压注聚管柱在二类油层的适应性;评价不同增注措施方法的效果。本项目在国内外研究成果基础上,结合大量油田开发数据,借鉴和…     

白庙平1水平井多级分段重复压裂实践（） 摘要: 关键词: 中图分类号:

白庙平1井是套管完井的阶梯式水平井,投产时对主力气层81号层分2段进行了水力喷射压裂改造未获成功,后将主力气层全部射开,产量仍不理想。经分析该井增产潜力巨大,决定使用贝克休斯裸眼井完井分段压裂工具对81号层和其他新射气层进行7级分段压裂改造。设计压裂总液量1520.2 m3,加砂128.1 m3;测试压裂后对施工参数进行了调整,实际压裂总用液1659.6 m3,全井加砂170 m3。压后7 d,?3 mm油嘴放喷排液,日产气8459~18700 m3,日产油12.9~16.8 t,压裂效果显著。该井多段压裂的成功实践指明了中原油田低渗透水平井今后完井和压裂改造技术的发展方向。     

DC区块四性及施工参数与压裂效果关系分析研究

综合运用数理统计分析,对DC区块砂岩油藏24口压裂井长6油层的地质参数和压裂施工参数等进行分析,筛选出压裂层渗透率、孔隙度、有效厚度、含油饱和度,压裂施工中的排量、破裂压力、工作压力、停泵压力、加砂量、砂比10个参数及其压裂有效临界范围,为DC区块以后压裂选井选层和优化设计提供了理论依据。     

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聚类分析方法作为刻画事物之间相似性程度大小的一种数学方法已在石油工业中得到广泛应用，为研究油气井压裂后的效果评价问题提供了依据。利用系统聚类分析方法，将压裂井视为样本点，而将压裂井的地质参数和工程参数视为反映该样本点的欧氏坐标，通过欧氏距离建立反映样本点之间相似性程度大小的距离矩阵，通过最短距离法建立类与类之间的相似性测度，作聚类分析。利用该方法对长庆油田的8口压裂井进行压裂后的效果评价方法研究，并得出如下结论：Kh值高的油气井压后产量也高，但产量也与地层的孔隙体积有关，孔隙度过小，在压后不稳定生产阶段供油气能力低；渗透率(K)高的油气井压裂后效果也好；砂比在35以上的效果较好；每米层厚加砂量高的，油气井压后产量也高；油气井压裂效果不好的另一个原因可能是夹层多且厚。以上结果比较符合现场实际。该方法可以用作油气井压裂后的效果评价分析研究。     

水平井多级多缝加砂压裂技术研究与应用

川西低渗透气藏存在异常高压、储层品质差、气井控制半径小、产量递减快、气藏整体采收率低等问题,难动用储量占有较大的比例.直井开发效益差,无法实现效益开发.水平井分段压裂开发是低渗透气藏实现提高单井产能的重要手段.文章在水平井分段压裂适应性分析及人工裂缝参数优化的基础上,针对川西低渗透气藏工程地质特征,通过对工具改进和工艺的优化,创造性的将常规水平井分段压裂与限流压裂技术相结合,形成水平井多级多缝加砂压裂工艺.XS21-4H和XS21-11H井等14口井的现场试验对比结果分析表明,多级多缝压裂工艺在节约施工成本的同时,大大提高了加砂压裂改造效果,单井最高增产倍比达到6.7倍,经济效益显著,具有较好的现场推广价值.     

大庆探区低孔低渗油气层压裂改造增产工艺技术

随着勘探工作的深入,大庆探区进入低渗透薄互层岩性油气藏和致密气层勘探,压裂增产技术已成为增产上储的常规技术,压裂工作量逐年增多。压裂井占试油井数的60％-80％,压后工业油气流井占年工业油气流井的60％-80％。勘探部门以勘探目标需求为攻关目标,以储层增产机理、压裂产能预测、压裂液、支撑剂及施工工艺技术作为系统工程进行攻关,逐步配套完善并发展了低孔低渗油气层压裂改造工艺技术。大庆探区在勘探区块进行推广应用,见到显著效果。     

缝网体积压裂在大牛地重复压裂井中的应用

大牛地气田具备重复压裂基础,前期优选了7口井开展重复压裂先导试验,常规加砂压裂整体效果不理想。通过采用一种新型压裂工艺,对老井进行二次挖潜,旨在提高老井的采收率。利用压裂软件建立典型的压裂模拟模型,对不同泵注工艺条件下支撑剂在裂缝中的铺置剖面情况进行模拟,明确影响缝网体积和支撑剂铺置的主要影响因素。并对影响改造效果的排量、液量、砂量以及前置液比例等关键参数进行优化,实现体积改造最优化。开展大牛地盒3气层的有利条件的评价,形成了一套适合重复压裂的缝网体积压裂技术。现场应用效果来看:4口老井采用缝网体积压裂后均实现增产,日增天然气8000 m^3左右。     

二氧化碳压裂增产技术在低渗透油田的尝试

本文介绍了二氧化碳压裂增产技术的基本原理及其特点，分析了永乐油田葡萄花油层前期3口试验井压裂效果，为低产低渗透油田的增产改造技术探索了新途径。近年来，新兴的CO2压裂技术在低渗透油层增产过程中见到较好的苗头，2004年，在永乐油田葡萄花油层试验了3口井，见到较好效果。     

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鄂尔多斯盆地北部经过多年的勘探与研究，已发现丰富的油气资源，在勘探上取得了较大突破，发现了大牛地大型气田。但大牛地上古生界砂岩气藏致密低渗，进行加砂压裂投产必不可少。依据对气藏51次井（层）的压后测试资料分析，表明盒3段压后无阻流量较高，盒2段次之，向下逐渐减小，整体呈现出高产井主要集中分布在上部盒2～3段的特点。综合分析储层沉积微相、岩石学特征、物性、含气性、压裂施工参数、压裂施工工艺以及压裂造缝情况，认为储层质量优及其含气丰度高是该区气藏压后获得巨大产能的基础，人工压裂缝造缝半长在50 m以上是压后获得高产的关键。文章分析方法对同类型气藏的科学开发具有一定的指导和借鉴意义。     

纤维控制压裂支撑剂回流实验研究

支撑剂回流现象在一些闭合应力低、结构疏松、微裂缝发育的砂岩层段及高压气藏时有发生。纤维控制支撑剂回流技术具有工艺简单,压后快速返排的特点。室内研究表明,在目前常用的压裂液、支撑剂体系下,适用于压裂改造控制支撑剂回流的纤维种类为聚丙烯类纤维,在液相、固相中分散性好,适用纤维长度为8～12mm,纤维浓度为0.8%～1.0%,纤维压裂液体系静态悬砂半衰期可达72h,加入纤维后的支撑剂充填层临界出砂流速可提高10倍以上,对裂缝导流能力和渗透率影响较大,但与储层基质渗透率相比仍然较大,不会影响压裂改造后的产量。     

高压高产气井预防砂刺的综合措施研究

压裂井在施工后期进行排液测试及采气过程中,常有支撑剂回流造成刺坏地面流程的情况发生。通过对川西高压高产气井支撑剂回流出砂的调研分析,找出了影响压裂井出砂的主要原因是工程因素和地质因素,针对排液措施不当、压裂液破胶不完全、裂缝未充分闭合、顶替液量不足和输气流量突然变大等工程因素可采取相应的工艺措施加以解决;对于地层疏松等地质因素造成出砂可以从提高支撑剂在人工裂缝中的固定强度入手。提出了2种有效提高支撑剂充填层稳定性的技术——纤维支撑剂和树脂涂层支撑剂技术。通过在川西气田的现场试验,表明这2种技术能有效减少压裂井支撑剂的回流返吐,从而保障气井的正常采输和生产,提高了压裂增产效果,具有较好的经济效益和安全环保效益,在川西致密砂岩气藏领域具有良好的推广应用前景,为今后川西气田开展加砂压裂新工艺、新技术提供了可靠的参考资料。     

滑溜水压裂主裂缝内支撑剂输送规律实验及数值模拟

滑溜水压裂时通过泵送大排量压裂液在储层中形成主裂缝为主干的裂缝网络,主裂缝内支撑剂的铺置状况直接影响油气井的产能。采用自主设计的大型可视化平板裂缝装置来研究大排量泵送时主裂缝内支撑剂的输送规律,建立了相应的数值模型模拟了砂堤在不同时刻的铺置形态,并分析了湍流对支撑剂铺置的影响规律,为滑溜水压裂时主裂缝内支撑剂的有效铺置提供一定的理论指导。研究表明,滑溜水压裂时支撑剂在主裂缝内的铺置规律与小排量压裂时不同:支撑剂首先在主裂缝入口处形成一个较低的砂堤,而在距入口较远处形成一个较高的砂堤,之后才一层一层周期性的覆盖在两处砂堤之上,直到达到最终的平衡高度;大排量压裂时易引起湍流,将主裂缝进口端暂时沉降的支撑剂重新卷入裂缝深处,形成类似“卷云状”的沉降结构;数值模拟与物理实验模拟得到的支撑剂铺置结果相似,证明了研究的数值模型具有一定的实用性。     

高压低渗油气藏GSB-1型压裂支撑剂研究与应用

在深井高压低渗透油气藏的开发中,压裂的成败、有效期的长短取决于支撑剂的技术性能.根据深井高压低渗透油气藏压裂改造的要求,研究了支撑剂体相形成的基本原理,开发研制了以富含铝的铝矾土为主要原料的GSB-1型低密度、高强度压裂支撑剂.介绍了压裂支撑剂的生产工艺.由于铝矾土的成分含量不同,经过高温烧结形成物相不同,采取了加入部分添加剂和相转化剂等技术措施,以促使支撑剂能形成更多的刚玉相和莫来石相,以提高支撑剂强度.性能评价结果表明:GSB-1型高强度支撑剂具有粒径分布集中,密度适中,高闭合压力下破碎率低等特点,适用于深井压裂;在60 MPa闭合压力下有较高的导流能力,同美国CARBOPROP产品相比提高了30.1%,体积密度低12.9%,视密度一致.该支撑剂在现场试验6井次,平均砂比33%,压后平均单井增加产油量1649 t,累计增加产油量9895 t.