塔中油田顺9井区超深超低渗水平井分段压裂技术

塔中油田顺9井区志留系碎屑岩油藏具有埋藏深、特低孔超低渗、隔层薄的特点,直井压裂后产量低,无法满足经济开发需要,需开展水平井分段压裂改造。通过油藏建模,对水平井裂缝条数、裂缝半长及导流能力进行了优化;在地应力剖面特征分析基础上,采用三维压裂软件对缝高影响因素进行了量化分析,并提出了具体的控缝高措施,形成了该区水平井分段压裂技术 顺9CH井分段压裂后平均日产油达到l4．8 t／d,对释放该区产能具有重要意义。     

致密油藏体积压裂水平井开发效果

基于致密油藏储层特征和体积压裂微地震监测资料,通过水电模拟实验研究了不同井型的渗流场特征,利用油藏数值模拟方法从井间压力梯度分布、单井产能及采出程度等方面对不同井型的开发效果进行了评价,论证了体积压裂水平井开发致密油藏的可行性,并首次分析了压裂改造体积大小和储层综合改造因子对体积压裂水平井产能的影响,在此基础上开展了合理井网形式优选。研究表明:体积压裂可以大幅度减小近井区域渗流阻力,体积压裂水平井产能明显高于水平井及常规压裂水平井,动用范围大、采出程度高;水平井井网油水井间驱替压力梯度大,开发效果优于直井—水平井联合井网,但含水上升相对较快;储层压裂改造体积大小和储层综合改造因子与体积压裂水平井产能呈正相关关系,储层压裂改造体积越大,储层综合改造因子越大,产能越高。     

致密油水平井压裂数值模拟及裂缝参数优化

水平井压裂是致密油藏开发的必要技术手段。为了给出致密油水平井压裂的合理裂缝参数,以大庆油田致密油储层为例,使用油藏数值模拟软件Radial-X建立模型,模拟了致密油水平井压裂生产过程。结果表明,致密油仅在井、缝附近发生渗流,水平井开发的控制范围由水平段长度和压裂改造的缝长、缝密决定。通过水力压裂的裂缝参数敏感性分析得出:裂缝导流能力增加到一定程度即可达到增加水平井产能的目的;增加裂缝数量能提高水平井产能,但是水平井多条裂缝会互相干扰,大庆油田致密油高台子储层2 km井长模型5 a的最优裂缝条数约为20条,扶杨储层5 a的最优裂缝条数约为15条;增加裂缝长度对压后生产有利,但随着裂缝长度增加,产量增加幅度会减小。     

水平井压裂产能分析方法在顺9井区的应用

将压裂设计软件Fracpro PT与油藏数值模拟软件Eclipse黑油模型相结合,进行顺9井区水平井分段压裂产能分析及优化研究。分析了顺9井区横向、纵向裂缝开发适应性及水平井分段压裂产能的边界效应;考察了顺9井区裂缝的几何形态、导流能力、间距等参数对产能的影响,优选出合理的水平井分段压裂参数组合。该水平井分段压裂优化方法在顺9井区具有良好的适应性,顺9A井应用该优选方法分段压裂后初产达到14 t/d。     

大庆油田M2区块致密油藏缝网压裂直井初期产能预测

致密油作为重要的非常规油气资源,其开发潜力巨大,是我国新的油气增长点。然而,储层致密、渗透率低、连通性差等极大地制约了致密油的有效开发。以大庆油田M2区块为例,针对储层物性差、产能差异大等问题,首先采用灰色关联方法对影响缝网压裂直井初期产能的主控因素进行了筛选和评价;在此基础上,综合考虑地质因素和工程因素,提出了一个新的产能综合系数,用以表征直井产能大小。通过多元回归方法,建立了适合于该区块缝网压裂直井初期产能的经验模型,单井平均预测精度在85%以上,区块整体预测精度在90%以上。研究发现,射开含油砂岩厚度、含油饱和度、砂液比和加砂量等是影响该区块缝网压裂直井初期产能的主控因素。考虑到该区块储层较薄,砂体发育连续性差,建议可射开有效厚度在15 m以上的储层,采用成本控制更优的直井缝网压裂方式进行致密油的前期开发。     

致密油藏水平井压后产能评价技术及其应用

大庆油田致密砂岩油藏分布面积广、储层物性差、直井产量低,致密油藏水平井分段多簇大型压裂能增大泄油面积,提高原油流动效率,增加单井产能。针对此类致密储层压裂后评价产能、实现长期稳产高产和经济有效动用的迫切需求,通过分析不同求产阶段的渗流机理和产能变化规律,形成了压裂后产能评价技术。10口井的预测结果与实际产量基本相符表明,产能预测技术能够进行长期产能预测,并为制定和调整致密油藏试采方案提供依据。     

胜利油区致密砂岩油藏水平井开采技术

胜利油区致密砂岩油藏资源量丰富,总体具有油藏埋藏深、储层厚度薄且孔喉细小、储量丰度低和储层纵向分布零散等特点,直井开发存在产能低、初期产量递减快、效益差的问题.为提高致密砂岩油藏的开发水平,开展了水平井开采技术攻关及试验研究,通过设计优化和施工优化,提升了水平井优快钻井技术,突破了致密油藏产能关;通过完善配套压裂完井管柱、现场注储设备和裂缝监测手段,形成了水平井裸眼分段压裂完井技术.截至2013年3月10日,在胜利油区致密砂岩油藏已实施的水平井中,正常生产井28口,工艺成功率为94.4％,累积产油量为58 602.8t,现场取得了明显的生产效果.     

顺9超深特低渗透油藏整体压裂优化设计研究

塔中顺9井区志留系碎屑岩油藏预测原油地质储量丰富,是西北油田分公司重要的资源接替区块。储层具有埋藏深、温度高、特低孔、超低渗、底水发育、砂泥岩薄互层等特点。常规单井压裂增产幅度有限,无法实现经济高效开发。整体压裂技术是低渗透油田开发的重要手段,但鲜有其在超深特低渗透油藏运用的相关报道。运用数值模拟方法及净现值经济模型对常用低渗透油藏注采井网进行评价,优选矩形井网作为顺9井区整体压裂井网,并对注水时机、注水压力、布缝方式、井网参数等进行优化,现场实践后水平井压后产能较直井提高4倍,累产油1.02×104 m3。为顺9井区经济高效开发提供了技术支撑,同时为国内外超深特低渗油藏开发探索了一种新方式。     

致密油藏水平井分段多簇压裂产能预测方法

由于致密油藏在水平井分段压裂后形成复杂多簇缝网,为了正确表征缝网,更准确地预测产能,根据等效渗流理论,基于Warren-Root模型,将压裂后形成的分段多簇缝网等效为高渗透带,并推导出等效渗透率及高渗透带宽度的关系式。在此基础上,应用复位势理论和势的叠加原理,运用解析法建立了致密油藏分段多簇压裂水平井考虑裂缝间干扰的非稳态产能预测模型。研究表明:致密油藏水平井日产量呈"L"型递减,产量初期递减快,后期趋于平稳;实例计算结果与实际产量接近,相对误差较小;高渗透带渗透率越大,长度越长,压裂水平井产能越大,但基于经济技术等条件,各自存在最优值。该产能预测方法对致密油藏开发具有指导意义。     

致密油直井多层缝网压裂产能预测方法

大庆油田垂向多层发育、主力层不突出的致密油储层,采用直井细分层大规模缝网压裂的开发方式取得了较好的生产效果。针对直井缝网压裂产能预测方法不成熟、常规计算方法误差较大的问题,结合致密油储层地质特征和渗流特征,通过裂缝基质流动耦合求解,建立一种考虑储层垂向非均质性的致密油直井多层缝网压裂产能预测方法。与实际产量对比,该方法预测符合率可达90%以上。该方法对于指导致密油开发方案编制以及理论研究具有重要意义。     

苏53区块工厂化钻井完井关键技术

苏里格气田是国内最大的致密砂岩气田,苏53区块是该气田目前实施水平井整体开发的唯一区块。为提高该区块的开发效率,实现低成本开发,以前期实践和国内外工厂化作业先进经验为基础,通过强化区域地质研究,优化方案设计,加强施工管理,形成了适合苏里格气田工厂化作业的钻井完井技术。该技术主要包括水平井地质导向技术、钻井技术、储层改造技术等。地质导向技术主要通过完善地质模型和调整井眼轨迹,实现水平井准确入靶和高效钻进;钻井技术主要为优化井身结构及井眼轨道,优选PDC钻头和钻井液体系及设计钻机平移系统等;储层改造技术是根据区域地质特征及完钻参数,将体积压裂融入同步压裂,以提高储量动用。苏53区块通过实施工厂化钻井完井技术,水平井平均单井钻井周期比该区块常规水平井缩短15.98 d,平均单井储层钻遇率比该区块常规水平井提高4.9百分点,水平井平均单井产气量比该区块常规水平井高0.49×104 m3/d,其工厂化钻井完井技术可为国内非常规气藏水平井工厂化作业提供借鉴。      

苏53区块“井工厂”技术

苏里格气田是典型的低压、低渗透、低丰度致密砂岩气藏,储层物性差,单井产量低,经济效益差。为提高该气田的开发效果和经济效益,通过不断探索和实践,结合储层特点和钻井作业条件,建立了一套适合该气田的以"方案设计最优化、工程技术模板化、施工作业流程化、作业规程标准化、资源利用综合化和队伍管理一体化"为核心的"井工厂"作业模式。方案设计最优化包括地质方案、钻井方案和压裂方案的优化;工程技术模板化包含"1+2+2"钻头选型及与之相配套的技术模板;施工作业流程化就是按照流程批量钻不同井段和分批次进行连续压裂作业;作业规程标准化是为工厂化钻完井与压裂制订标准化的作业规程。"井工厂"作业提高了苏53区块的作业效率,缩短了钻井周期,节约了生产成本,仅用210 d就完成了一个平台13口井（10口水平井、2口定向井和1口直井）的征地建井场、钻井、完井、压裂、试气和投产等工作,而且13口井经过大规模同步体积压裂改造,有效地提高了单井产量。      

致密砂岩储层岩石定向实验技术研究

致密砂岩储层在钻探过程中获取的地下岩石一般都是非定向岩样,而通过这些非定向岩心研究储层水平主地应力方向是石油勘探开发重要的基础工作之一.致密储层地应力状态、地层岩石的力学性质决定着水力裂缝的起裂形态、延伸方向、高度和宽度,而水力裂缝的几何形态是影响压裂措施增产效果的主要因素之一.文章开展岩心定向综合实验测量方法研究,利用黏滞剩磁法、波速各向异性法,形成了一套致密砂岩非定向岩心室内实验综合测量及解释技术,通过水力压裂微地震地面监测,证实了室内岩心定向技术的可靠性.     

提升川南地区深层页岩气储层压裂缝网改造效果的全生命周期对策

为了实现深层页岩气的规模高效开发,以四川盆地川南地区泸州—渝西区块上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组深层页岩气储层为研究对象,系统分析了涵盖井位部署、钻完井、排采生产阶段的页岩气井全生命周期中影响页岩气储层压裂缝网改造效果的地质和工程因素,进而提出了有针对性的技术对策及下一步的技术发展方向。研究结果表明:①应力状态和断裂体系是影响缝网扩展程度的首要因素,不等时靶体及其钻遇率是形成复杂缝网的先决条件,发育的天然弱面区带是诱导裂缝延伸的重要介质,优质页岩储层厚度是衡量资源纵向上能动性的地质依据;②液体携砂效率与密簇是提升水力裂缝复杂程度的工艺保障,精细分段射孔工艺是实现储层横向上充分动用的技术核心,一体化压裂方案设计是避免井下复杂情况产生、实现储层得到最大限度改造的创新流程,合理的焖井与排采制度是保证气井长期高位稳产的必要措施;③提升深层页岩气井压裂缝网改造效果的全生命周期对策的内涵包括确定适宜的储层纵横向动用模式以实现对优质储层的充分改造、有效识别断层与弱面以减少井下复杂情况的产生、优化簇间距和砂液体系以保证水力裂缝网络规模达到最大化、通过制订合理的生产制度以保证气井最大估算最终开采量(EUR)的获取;④开展长水平段气井精细压裂方案设计、持续优化砂液体系、簇间距与施工强度、研究多层立体压裂技术是深层页岩气储层缝网压裂技术下一步的发展方向。     

基于缝网扩展模拟的致密储层体积压裂水平井产能贡献分析

针对致密储层体积压裂缝网扩展预测和多重孔隙介质耦合流动模拟难度大的问题,开展了基于体积压裂裂缝扩展机理的致密储层流体流动规律研究,建立了多重介质不稳定渗流数学模型和多裂缝互相干扰条件下的压裂裂缝网络扩展模型,并采用有限单元法求解。以鄂尔多斯盆地致密油为例进行生产模拟,分析致密油藏体积压裂水平井不同孔隙介质产量贡献程度。研究表明:体积压裂水平井簇间距减小,则水力裂缝延伸长度变短,平均带长减小,改造面积先减小后趋于平缓,平均带宽和裂缝宽度先增大后趋于平缓;体积压裂水平井产能贡献以天然裂缝和水力裂缝为主,基质对产能贡献较小。研究结果为致密储层压裂水平井裂缝扩展模拟和产能预测提供了一定的理论基础。     

钻井—压裂—生产全过程储层应力演化与加密井压裂优化

水平井水力压裂是致密油藏的有效开发模式,而新钻井则可以提高油藏的开采程度。钻井、压裂和生产过程均诱发储层应力发生变化,进而影响加密井的压裂设计。国内外尚未有相关研究使用同一种方法实现钻井—压裂—生产全过程储层应力演化模拟,从而指导加密井的压裂施工优化。采用基于有限元的非连续离散裂缝数值方法,在钻井和压裂过程中通过动态网格技术描述井筒和裂缝的延伸,非连续离散裂缝模型可采用常规有限元网格进行计算,可以与离散裂缝模型完美契合,从而实现钻井—压裂—生产一体化数值模拟。以致密油区块加密井施工为例,对加密井区域待施工井进行钻井—压裂—生产一体化模拟,并以井区开采经济最大化为导向,为加密井压裂优化提供指导方法。模拟结果显示:老井的长期生产过程使得加密井区域地层压力和地应力均减小,最大水平主应力方向发生偏转;考虑老井生产的影响,加密井钻进过程中的钻井液密度不能再使用原始地层压力剖面设计;在钻井液柱压力不大于现阶段最小水平主应力的情况下,井筒钻开后,加密井周围最大水平主应力方向进一步发生偏转,使得裂缝初始扩展方向沿井筒偏转;在加密井压裂前对老井进行注水增压可以改善加密井压裂效果。所建立的数值方法可以实现钻井—压裂—生产全过程储层应力演化模拟,以及压裂—生产一体化数值模拟,进而优化加密井压裂设计。     

水平井分段压裂技术及在长北气田的适用性研究

水平井目前已成为提高油气田勘探开发综合效益的重要途径,但是有时低压低渗透油气藏水平井的单井产量也达不到经济开发的要求,这就必然面临着储层改造的问题。水平井分段压裂技术扭转了低渗透油气田多井低产的开发方式,实现了少井高产。长北项目至2011年11月共完钻29口双分支水平井,一期和二期开发的水平井产量高,可以满足经济开发的要求,三期开发的水平井砂岩钻遇难度大、投资比较高、单井产量较低;为此有必要探索改进开发方案,加强对水平井进行分段压裂的研究。为此总结了水平井分段压裂的发展概况、水平井分段压裂常用方法,结合长庆油田苏里格气田近年来水平井分段压裂的经验,分析认为水力喷砂射孔压裂方法和裸眼封隔器加投球滑套压裂方法比较适合长北气田。     

体积压裂水平井三线性流模型与布缝策略

低渗透致密储层进行大规模压裂改造在地层中形成多条裂缝及复杂裂缝网络是获得经济产能的主要手段,通过有效的方法对压裂水平井裂缝分布评价、压裂改造体积及压裂后产能预测对压裂施工效果分析具有重要意义。为此,在充分结合致密油储层特点和压裂改造设计思路的基础上,针对压裂措施后形成的分级多簇的裂缝排布及裂缝有限导流渗流特征,建立了水平井体积压裂三线性流数学模型,应用Laplace变换,求得定产条件下封闭边界单条裂缝的拉氏空间解;通过Stehfest数值反演及多裂缝叠加原理,得到了体积压裂水平井井底压力和产量的表达式;同时,结合美国巴肯致密油储层生产特征参数对模型的正确性进行了验证。对产能影响因素研究结果表明,裂缝排布方式对储层改造体积影响较大,级簇比越大累积产油量越高;增加裂缝条数可以有效提高储层动用效率,在进行水平井体积压裂措施设计时应充分考虑裂缝级数或簇数增加导致产量下降问题。研究结果对致密油储层水平井体积压裂设计及产能评价具有重要意义。