低渗致密气藏压裂水平井产能预测新方法

压裂水平井是有效开发低渗致密气藏和页岩气藏的主要手段,压裂水平井产能是决定非常规气藏开发成败的关键技术指标.但目前能够经济、快速地获得低渗致密气藏压裂水平井产能的方法很少.基于此,采用理想模型与数值模拟相结合的方式,得出了一种能快速评价低渗致密气藏压裂水平井产能的新方法.根据我国低渗透致密气藏的地质特点,建立了单井数值模拟模型.设计了8组16次正交试验,并对其进行了修正等时试井数值模拟.模拟结果表明,储层渗透率和储层有效厚度是影响气井产能的2个主要因素,并建立了不同裂缝条数的压裂水平井的二项式产能方程系数A和B与地层系数的经验关系.通过实例验证,该方法具有计算简单、适用性强、结果可靠的特点,能够节省大量时间和成本,适合现场快速评价应用.     

巴肯致密油藏单井产能参数影响程度排序

为了快速准确地找出水平井压裂设计和施工过程中的关键影响因素,有效提高产能,针对巴肯致密油藏特点,采用信息量分析、灰色关联、正交试验设计3种方法对巴肯致密油藏压裂水平井产能参数的影响程度进行了计算与检验,确定各参数之间的关联性及各参数对产能的影响程度.结果表明:压裂级数、缝长、水平井段长度和渗透率是影响巴肯致密油藏压裂水平井产能的主要参数,而地层压力、孔隙度、缝宽和地下原油黏度为次要影响参数.可从对产能具有显著影响的可控因素入手,有效提高巴肯致密油藏压裂水平井的产能.使用3种方法得到的影响程度排序结果相似性较高,说明这3种方法有较强的实用性和一致性,均是计算和检验致密油藏压裂水平井产能参数影响程度的有效方法.图6表5参17     

直井与水平井的产能对比

油藏开采可以选用直井,也可以选用水平井,可以对油井进行压裂,也可以不进行压裂。矿场上选用何种增产措施,除了要考虑成本之外,还要考虑措施的增产效果。分油井压裂与不压裂2种情形,对比了直井与水平井的产能,同时通过计算示例分析了泄油面积、储集层厚度、压裂裂缝条数、储集层渗透率和原油黏度对增产效果的影响。研究表明:普通水平井的增产效果不如压裂直井;厚油层适合采用直井开发,薄油层适合采用水平井开发;增大泄油面积不能有效提高油井产能,但能延长稳产期;增加压裂裂缝条数能显著提高水平井产能,体积压裂及多级压裂均是水平井的有效增产途径;未压裂水平井的增产效果十分有限;中高渗透油藏可以采用任意油井开发,而低渗透油藏则必须采用压裂水平井开发;中低黏度油藏可以采用任意油井开发,而高黏度油藏或稠油油藏则必须借助于热力采油。研究结果可为矿场上选择油井类型及增产措施提供参考。     

一种低渗气藏开采技术--横向压裂水平井的应用条件

来自北海和美国的经验表明,就开采低渗气藏而言,横向压裂水平井较诸如压裂垂直井等常规技术更为有效.然而,横向压裂水平井的完井比较昂贵,而且往往被复杂的裂缝形状所困扰,所以精心选择应用储藏是很重要的.该文应用拟稳态流入模型回顾了横向压裂水平井所需的储藏条件.为了避免裂缝转向,横向裂缝应直接起裂自井眼并且不具有纵向分量.拥有天然裂缝或沿水平井段应力差大的储层进行横向压裂较易成功.该文介绍了鉴别这类储层的准则,并通过实例说明了横向压裂水平井在澳大利亚低渗气藏的成功应用.     

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.     

压裂水平井裂缝与井筒成任意角度时的产能预测模型

通常采用裂缝与水平井垂直时的产能公式预测低渗透油田压裂水平井产量,而对于裂缝与水平井成任意角度时的产量预测并没有针对性的计算公式,若采用垂直裂缝压裂水平井产能预测公式则使计算结果与实际生产结果偏差较大.为了使压裂水平井产量的预测更加符合实际,综合考虑水平井压裂时的有效缝长及裂缝与水平井所成角度两方面的因素,引用了缝长因子,应用位势理论和叠加原理基本渗流理论,建立了压裂水平井产能预测模型.对S油田某一口水力压裂水平井的产量进行了预测,该井在2008年6月的产液量为4.2t/d,根据该模型预测的产液量为4.5t/d,相对误差为7.1%,验证了该模型的可行性和实用性.     

川西地区小井眼水平井多级压裂技术研究及应用

水平井多级压裂技术是提高致密砂岩气藏单井产能和气藏整体采出程度的有效手段。川西致密砂岩气藏水平井具有井眼小、位垂比大等特点,压裂管柱下入难度大,压裂改造级数受限,实施套管水平井大规模多级数压裂的难度极大。通过改进套管封隔器结构、优化压裂施工管柱,管柱下入井筒顺利,并优化了射孔方式和多级多缝压裂施工参数。该水平井多级压裂技术的应用增加了川西小井眼水平井的压裂改造级数,保证了套管水平井大规模多级压裂的顺利实施。     

水平井段内多簇清水体积压裂技术及现场试验

新疆油田六九区石炭系老区致密火山岩油藏水平井体积压裂面临两大难题:一是储层物性极差,压力系数低,常规分段压裂方式提产有限;二是储层非均质性强,精准改造优势储层难度大,水平井压裂高投入、低产出矛盾突出.针对致密火山岩油藏水平井开发中存在的问题,开展了段内多簇结合清水体积压裂技术的研究与应用.利用段内多簇压裂技术,提高优势储层改造程度,达到了缝控储量的目的 ,提产效果明显.采用100％清水代替冻胶/滑溜水携砂,形成清水压裂支撑剂筛目优选、安全携砂参数设计、少孔短射的射孔方式与连续携砂模式等安全加砂关键技术,解决了清水压裂液携砂效率低、人工裂缝宽度狭窄易导致砂堵、裂缝内支撑缝长短等难题,并在现场试验中得到了有效验证,大幅降低了成本且无残渣,改善了体积压裂效果.水平井段内多簇清水体积压裂技术为致密火山岩油藏效益开发提供了新的模式.     

致密气藏水平井多级多段压裂新技术及应用

XC气田JS气藏是川西侏罗系低渗致密气藏的典型代表,为使难动用储量通过水平井技术得到经济有效的开发,试验探索了不同钻井方式、不同完井方式、不同改造方式下的增产效果,并最终认为套管封隔器分级压裂是提高水平井效果的必须技术。但是随着产能对水平井分段数逐步提高的需求,由于滑套极差等因素影响,在139.7mm套管内分段数仅能达到7～10级。针对该情况,通过在封隔器分级压裂的每级间采用限流压裂工艺,提出了水平井多级多段压裂新技术,该技术能在现有技术的基础上有效提高了水平井的分段压裂数。水平井多级多段压裂新技术在XC气田JS难动用储量层实施8口井,平均单井获得天然气无阻流量19.4846×104m3/d,是邻井直井压裂增产的7.97倍,是以往封隔器常规分段压裂效果的1.9倍,增产效果明显提高。该技术在采用较少封隔器的情况下可以提高水平井分段数,而不会增加井下工具成本,同时可以降低施工风险。目前该技术在水平井中已经实现了15段的分段数,通过该技术的应用,139.7mm套管内水平井的分段数可由目前的7～10段提高到20～30段,该新技术的应用将对水平井开发非常规天然气技术提供有益的参考。     

吐哈油田水平井压裂工艺技术现状与评价

水平井在油气藏高效开发中具有巨大的优势,但同样面临着后期压裂改造的问题.吐哈油田近年来在水平井压裂工艺技术研究与应用方面做了大量工作,形成了"封隔器+桥塞"、限流压裂、水力喷射压裂等水平井分段压裂工艺技术,基本实现了水平井压裂工艺技术的系列化.本文对吐哈油田水平井压裂工艺技术做了全面总结和评价,并提出了下步研究方向和建议.