水平裂缝油藏整体压裂改造数值模拟研究

根据低渗透油藏注水开发的生产特点和水平压裂裂缝的渗流特征,考虑到油藏非均质和各向异性、裂缝导流能力随生产时间的失效性以及不同井网类型等因素的影响,建立了三维油水两相的油藏和水平裂缝渗流数学模型,并构造了模型的高效数值算法。在此基础上研制了水平裂缝参数优化软件,通过计算不同裂缝半径和导流能力对油井产量、含水率、采出程度和最终采收率等指标的影响,优化合理的裂缝参数,用于指导现场的评价和设计工作。     

水力裂缝层内爆燃压裂油井产能计算模型

基于水力裂缝层内爆燃压裂技术提高低渗透油田采收率和油井产量的基本设想,利用油藏渗流理论和节点系统分析方法,建立了水力裂缝层内爆燃压裂油井产能计算模型,并分析了水力裂缝和爆燃裂缝参数对油井产能的影响。研究结果表明,在低渗透油藏中,增加水力裂缝的长度比增加水力裂缝的导流能力对油井增产更有利;爆燃裂缝的存在可在水力裂缝增加油井产量的基础上进一步增产,相对于水力压裂油井,爆燃压裂油井增产倍数可达1.55。由此说明,利用水力裂缝层内爆燃压裂技术来提高低渗透油田油井产量是可行的。     

水力裂缝层内爆燃压裂油井产能计算模型

基于水力裂缝层内爆燃压裂技术提高低渗透油田采收率和油井产量的基本设想，利用油藏渗流理论和节点系统分析方法，建立了水力裂缝层内爆燃压裂油井产能计算模型，并分析了水力裂缝和爆燃裂缝参数对油井产能的影响。研究结果表明，在低渗透油藏中，增加水力裂缝的长度比增加水力裂缝的导流能力对油井增产更有利；爆燃裂缝的存在可在水力裂缝增加油井产量的基础上进一步增产，相对于水力压裂油井，爆燃压裂油井增产倍数可达1．55。由此说明，利用水力裂缝层内爆燃压裂技术来提高低渗透油田油井产量是可行的。     

低渗透油藏直井体积压裂产能评价新模型

体积压裂在低渗透油藏中应用广泛,产能评价是体积压裂优化设计的基础,对提高体积改造效果有重要意义。基于直井体积压裂的复杂裂缝改造特点及流动特征,将储层划分为三个区域:主裂缝区、改造区和未改造区,结合椭圆流与线性流建立了低渗透油藏直井体积压裂的渗流模型。针对低渗透油藏非线性渗流特征,推导出了低渗透油藏直井体积压裂三区耦合产能公式,产能公式计算出来的结果与现场数据对比误差小于6%。依据鄂尔多斯盆地某特低渗透油藏的基本参数,绘制了在不同影响因素下的产能曲线,分析了主裂缝导流能力、改造区体积大小、基质渗透率对产能的影响,结果表明:产能随主裂缝导流能力的增大而提高,生产压差越大提高速率越快;储层压裂改造体积越大,产能越高,但主缝长达到一定值后增产效果不明显;压裂缝与储层条件必须匹配才能达到最佳的增产效果。     

裂缝性低渗透气藏垂直裂缝井产能分析

利用椭圆流动模型和质量守恒法,建立并求解了考虑启动压力梯度影响的裂缝性低渗透气藏有限导流垂直裂缝井不稳定渗流的数学模型。绘制了产能动态曲线,同时分析了启动压力梯度、裂缝导流能力、弹性储能比和窜流系数对产能动态曲线的影响。分析结果表明:裂缝性低渗透气藏有限导流垂直裂缝井产能动态曲线可以划分为裂缝流动阶段、窜流阶段和总的系统径向流动阶段。启动压力梯度越大,产能越低;裂缝导流能力越大,产能越高;弹性储能比越大,产能越高;窜流系数越大,发生窜流的时间越早。这对深入认识裂缝性低渗透气藏有限导流垂直裂缝井的生产动态具有重要意义。     

支撑剂非均匀分布对页岩气井产能的影响

通过建立考虑支撑剂非均匀铺置的页岩气产能预测模型,分析了支撑剂均匀铺置与非均匀铺置2种方式下储层与裂缝参数对气井产能的影响。模拟结果表明:支撑剂浓度低和裂缝导流能力小时,支撑剂非均匀分布大大降低了气井产能,当裂缝导流大于4μm~2·cm时,可忽略非均匀铺砂对产能影响;非均匀铺砂对产能影响最敏感的参数是基质渗透率,其次依次是裂缝半长、导流能力和簇间距;对涪陵X区页岩气藏,均匀铺砂方案比非均匀铺砂方案下的10 a累积产气量高35.6%。     

滨425区块非均质油藏压裂裂缝参数优化

胜利油田滨425区块具有储层物性差、非均质性强等特点,水力压裂后存在层间产能差异大、储层动用不充分以及增产有效期短等问题,为此以压后产能为目标,提出滨425区块非均质油藏压裂裂缝参数优化方法。通过纵向精细分层、网格方向调整以及局部网格加密的方式,建立滨425区块沙四段精细化地质模型。建立典型注采井组模型,对油井压裂前后的生产数据进行历史拟合。以压裂后的单井产能为目标,优化裂缝长度和导流能力。结果表明,滨425区块沙四段的四个砂层组物性差异较大,其中一、二砂组的储层物性以及含油性质总体好于三、四砂组;分析不同裂缝参数对压裂后油井产能的影响,优化得到三段压裂层段最优段长分别为90、70、80 m,最优裂缝导流能力为20、25、30 D.cm。该方法能显著提高水力压裂增产效果,为非均质油藏压裂裂缝参数优化提供参考。     

青海油田乌101区块整体压裂数值模拟研究

水力压裂是低渗透油藏增产改造的主要措施。针对青海油田乌101区块低渗透油藏的地质特点,对压裂井的压裂效果和难点进行了分析;对给定的五点井网进行了整体压裂优化研究,研究了不同裂缝长度和导流能力对压裂井产能的影响,在此基础上采用正交设计方法进行了整体压裂综合研究。结果表明:对于五点井网,井距一定,压裂效果并不是缝长比和导流能力越大越好,而是存在一个合适的范围,并通过正交分析,得到了最优的裂缝参数。     

低渗透油藏矩形井网水力压裂适应性研究

水力压裂技术是低渗透油藏增产改造的主要措施。矩形井网由于注采井数比高、注水强度大等特点,可以提高油井产能和注水井注水能力,是目前油田开发的有效井网形式之一。针对低渗透油藏的地质特点,对矩形井网在低渗透油田水力压裂中的适应性进行了研究。结果表明,对低渗透油田,采用矩形井网开发能获得较好效果。研究了矩形井网在不同井距和排距条件下裂缝长度和导流能力变化对压裂井产能等开发指标的影响。研究结果表明:对于矩形井网,井距一定,压裂效果并非排距、缝长比和导流能力越大越好,而是存在一个合适的范围。     

超低渗透油藏压裂水平井注采缝网形式研究

为了延长压裂水平井的无水采油期、提高水平井单井产量和采出程度、降低水平井含水上升率,推导了直井 注水压裂水平井开采水驱前缘推进距离计算公式,采用油藏数值模拟和油藏工程分析方法,优化了直井水平井注采缝 网形式和水平段长度,研究了最优裂缝穿透比和最优排距。研究结果表明,五点法注采井网与七点法注采井网相比, 阶段采出程度高、含水上升慢;均匀布缝、哑铃型裂缝和纺锤型裂缝相比,纺锤型裂缝累产量高,采出程度大,在相同 采出程度下纺锤型裂缝含水率低,水驱前缘到达纺锤型裂缝的时间长,延长了其无水采油期;超低渗透油藏水平井水 平段越短阶段采出程度越高,水平段长度超过500 m 后随着长度增加投资回收期增大、净现金流量减小;纺锤型裂缝 五点法井网在最优裂缝穿透比为0.7 时的最优排距为300 m。     

库车裂缝性砂岩气藏渗透率模型研究与应用

裂缝性气藏中孔隙介质包括压裂裂缝、天然裂缝及基质孔隙。考虑裂缝与基质间的物质交换,建立了考虑压裂裂缝的多重孔隙介质渗流数学模型,研制了裂缝性气藏压裂后生产动态模拟器。根据库车天然裂缝发育程度综合量化分类,天然裂缝发育程度是影响压裂后产能的重要因素之一;裂缝系统连通差、发育差的气藏,压裂后也难以获得理想的增产效果。统计分析了裂缝参数与渗透率的关系,裂缝密度与测试渗透率相关性好,给出了裂缝密度与渗透率的关系,建立了渗透率地质模型。结合裂缝性砂岩气藏压裂井生产动态模拟器,通过拟合试采压力校正渗透率,打破了关井测试计算地层渗透率的传统做法。通过实例计算表明,所建立的多重介质渗流数学模型和渗透率地质模型是合理的,试采压力拟合精度高,校正渗透率准确且误差较小,为油田开发提供了一种新思路。     

基于最优支撑剂指数法优化低渗气藏裂缝参数

现行裂缝参数设计方法没有考虑以压后有效渗透率为设计参数,也没有考虑经济允许的最佳压裂规模,因此不能确保压裂效果的长效性与经济性。基于支撑剂指数法,以经济最大化为目标,考虑非达西流动效应与压裂液伤害对裂缝渗透率的影响,结合经济因素、油藏规模、压裂规模间相互关系得到最优支撑剂指数函数,压裂已知规模气藏时,通过该关系函数可确定唯一的最优支撑剂指数及最优缝长,通过迭代求解可得到非达西流动条件下最优裂缝参数。计算结果表明,非达西流动效应越严重,最优支撑剂指数越小,最优缝长越小,最优缝宽越大,降低裂缝内非达西流动效应的影响需要设计低穿透比和高导流能力的裂缝。     

页岩气藏压裂井产能评价及分析

页岩气储存在自生自储的纳米级孔隙中，压裂成为页岩气开发的重要技术。在考虑了多尺度非达西渗流机理的基础上，建立了多种流态多尺度渗流模型，求出考虑有限裂缝流动的页岩气藏压裂井稳态产能方程，在该模型中充分考虑了孔隙尺寸对Knudsen扩散系数的影响，并探索了滑脱现象、Knudsen扩散系数D_K、渗透率K、裂缝半长L_f、裂缝穿透比L_f/R_e与裂缝流动能力K_f·W_f对压裂井产能的影响规律。研究结果表明，渗透率修正因子ξ对产能的影响较大，以多尺度渗流模型确定的页岩气压裂井产能与实际生产数据非常稳合。当井底流压<15 MPa时，滑脱效应对压裂井产能的影响开始增强，并且随着滑脱因子增加，压裂井的产能随之增加；岩芯渗透率越低，Knudsen扩散系数D_K和滑脱效应对产能影响越大。     

考虑启动压力的整体压裂优化设计及应用

通过建立整体压裂数学模型和物理模型,结合鄂尔多斯盆地伊陕斜坡中段长6层位的启动压力梯度和渗透率的关系图版,形成适用于陕北鄂尔多斯盆地低渗透油藏菱形反九点井网、考虑启动压力梯度的整体压裂优化设计模型.通过数值模拟,分析启动压力梯度对具体某区块菱形反九点井网中压裂油井采出程度、采油速度、含水率、见水时间、油水井最佳缝长比和最佳导流能力等参数的影响.应用正交设计法和熵信息法等方法,模拟优化筛选出适用于该区块的最佳整体压裂参数组合.现场压裂试验表明,数值模拟计算结果与实际生产数据相符程度高,且通过对比试验井与邻井生产数据,验证了优化后的设计对开发效果具有明显的提升作用,验证了整体压裂模型及优化设计方法的有效性,对低渗透油藏压裂开发具有借鉴作用.     

体积压裂水平井增产潜力及产能影响因素分析

新型压裂改造技术-水平井体积压裂技术的发展进步是成功开发致密油气藏的巨大推动力。体积压裂可使致密储层形成裂缝网络系统,提高单井产量和油藏的可采储量_[1-2]。体积压裂技术对储层进行三维立体的改造,根据裂缝网络的复杂特征,本文提出了数值模拟FNDP模型,建立三维复杂裂缝网络模型,有效的将复杂裂缝网络系统及其渗流规律进行表征,对影响体积压裂水平井产能的5个地质参数进行敏感性分析,并对其增产潜力进行评价。结果表明,体积压裂对储层渗透率较小的致密油藏改造效果显著;次生裂缝导流能力越强,体积压裂的增产潜力越强。研究成果为致密砂岩油藏体积压裂的开发方案设计工作提供一定参考。     

A井区梧桐沟组稠油油藏水平井体积压裂开发论证

A井区梧桐沟组稠油油藏具有埋藏深、中孔、低渗等特点,地层原油具有高黏度、高密度、中等含蜡量等特点,属于难动用储量。由于原油流度低,渗流困难,导致单井自然产能低,衰竭式或注水开发适应性差;由于油藏埋藏深度大,导致热采措施中井筒热损严重,经济效益差。为了改善本区开发效果,在中国类似稠油油藏压裂经验的基础上,结合该区前期直井压裂效果分析,论证了采用水平井体积压裂开发本区的必要性及可行性,采用了有限元压裂数值模拟技术优化了压裂规模、裂缝导流能力等参数,选取典型井组预测水平井体积压裂实际开发效果,单井衰竭开采15 a,累产油达23 031 t。     

石炭系浅层低压砂岩油藏压裂方式优选

新疆油田J230区块石炭系油藏储层中部深度620 m,地层压力8.6 MPa,平均孔隙度7.26 %,渗透率分布在0.01~96.1 mD之间,平均渗透率1.14 mD,属典型浅层低压砂岩储层。近几年,该区先后进行了水平井多段压裂和体积压裂衰竭式开发试验,提高了油井初期产量,迫切需要对不同压裂方式的长期生产进行预测和评价。论文选取一个典型的裂缝单元,运用数值模拟方法,模拟相同支撑剂用量下常规多段压裂与体积压裂模式的油井生产规律,预测20年油井累计产量与采出程度。研究表明：一定支撑剂用量下,不同渗透率储层对应最优压裂方式,渗透率低于1 mD时体积压裂效果好,渗透率高于1 mD时普通多段压裂效果好；在相同的支撑剂用量下,体积压裂相对于普通多段压裂具有更高的初产优势,但随生产进行,体积压裂的优势逐渐减弱；对于体积压裂,缝网对储层的改造程度和改造面积是决定油井长期生产的主控因素,不同渗透率储层存在最优的裂缝簇数。新疆油田J230区块石炭系油藏建议以常规多段压裂为主,在极低渗透率区局部辅以体积压裂。论文对于西部石炭系浅层低压油藏压裂方式优选有重要的指导意义。