玛湖致密砾岩油藏水平井体积压裂技术探索与实践

玛湖油田致密砾岩油藏油气富集、开发潜力巨大,但成藏条件复杂、岩性致密、储层物性差、非均质性强、砂体跨度大,压裂面临着起裂困难、裂缝复杂程度低、有效支撑难度大、稳产能力差等挑战。针对油藏地质特征与改造难点,秉承"缝控储量"的理念,拓宽非常规油藏体积压裂认识,通过5年的探索与实践,集成了以细分切割为主要特点的致密砾岩油藏水平井体积压裂技术系列。通过速钻桥塞分段、小裂缝间距分簇射孔、大排量逆混合注入相结合,确保段内多簇裂缝高效起裂延展;组合加砂工艺与大液量滑溜水替代瓜尔胶入井相结合,在改善裂缝纵向及远端支撑剂铺置效果、提高裂缝导流能力的同时,实现地层增能蓄能;从而实现了致密砾岩储层的体积改造,确保了压裂改造的长期有效。该项技术目前已在玛湖全区的勘探、评价与产能建设领域推广应用,累计在11区块实施水平井86井次,改造后水平井增产稳产效果显著提升,取得了玛湖致密砾岩油藏效益开发的突破,有效推动了玛湖油田的整体开发和规模效益动用。     

非常规油气藏体积压裂2.0工艺及发展建议

中国石油非常规油气藏水平井体积压裂改造技术经历了从无到有、从1.0向2.0的跨越式发展历程。体积压裂2.0工艺以“段内多簇+小簇间距+限流射孔+暂堵转向+大排量泵注+高强度加砂+石英砂替代陶粒+滑溜水连续加砂”为核心,有力推动了非常规油气资源提产、提效、降本。缩短簇间距是非常规油气藏提高产量和采出程度的核心,段内多簇+限流射孔+暂堵转向组合工艺是高效低成本改造的关键,大规模注液增能结合密切割布缝为石英砂替代陶粒创造了条件,多簇射孔大排量施工破解了低黏滑溜水连续加砂难题。体积压裂2.0工艺在中国石油非常规油气藏应用中取得了良好成效。结合中国石油“十四五”规划对水平井体积改造技术的需求,提出5个方面发展建议：（1）强化非常规储层改造基础研究,支撑新技术体系构建;（2）提升工艺核心参数的科学性和经济性,扩大工艺应用规模;（3）推进水平井立体开发技术实践,拓展新技术应用领域;（4）推进低成本材料规模应用,支撑体积压裂2.0工艺规模实施;（5）加大裂缝监测新技术研发应用,深化新工艺改造裂缝认识。     

泾河油田致密低渗油藏水平井重复压裂技术

泾河油田致密低渗油藏受储层物性差、非均质性强,以及注水驱替系统难以建立等因素的影响,部分水平井产量递减快、采收率低.重复压裂面临工艺优选、新缝开启与老缝延伸、储层保护等难点.文中研究了初次改造不充分的水平井油藏压力和剩余油分布特征,利用重复压裂与补充地层能量相结合的水平井储能压裂技术,优化重复压裂施工参数,优选压裂液体系和配套压裂管柱,形成增大储层改造体积、补充地层能量、提高油水置换效率的一体化水平井重复压裂技术.在泾河油田致密低渗油藏X井开展重复压裂,优化重复压裂6段16簇,水平段加砂强度和进液强度分别为1.3,15.4 m3/m,是初次压裂的4.2倍和9.1倍,有效改造体积为1.76×106m3.此项技术可为同类致密低渗油藏重复压裂改造提供参考.     

吉木萨尔页岩油水平井大段多簇压裂技术

吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油储层物性差,非均质性强、原油流动性差,水平井精准改造优势储层的难度大,分段压裂方式增产效果有限,压裂投入高、产出低的矛盾突出。针对这些问题,采用非均匀极限限流布孔技术改善段内各簇的压裂液进液分布,通过缝口暂堵和缝内暂堵提高净压力以形成复杂缝网,优化压裂施工参数促进段内多簇裂缝均衡起裂,最终形成了适用于吉木萨尔页岩油藏的水平井大段多簇压裂技术。现场应用效果表明,该技术可有效提高页岩油储层的改造程度和生产效果,为吉木萨尔页岩油经济有效开发提供有力支撑。      

川中地区秋林区块沙溪庙组致密砂岩气藏储层高强度体积压裂之路

为了解决四川盆地中部秋林区块中侏罗统沙溪庙组致密砂岩气藏储层体积压裂改造的难题,探索高强度体积压裂技术的适应性,选取该区块沙溪庙组致密砂岩露头岩样,开展真三轴水力压裂物理模拟实验,并采用分段多簇压裂水平井的产量预测模型对水平井分簇射孔进行优化设计;然后,基于控液提砂模式,在该区域致密砂岩储层开展了三轮先导性试验。研究结果表明:(1)秋林区块沙溪庙组致密砂岩储层天然裂缝欠发育,水力压裂裂缝形态以对称双翼裂缝为主,难以形成复杂裂缝网络,并且储层具有中等—偏强水敏性,常规的体积压裂在该区域储层改造中不适用;(2)高强度体积压裂技术的内涵是通过段内多簇射孔形成多条独立的双翼裂缝,实施控液提砂的加砂模式,在保证高强度加砂的前提下减少入井液量,从而降低入井流体对地层的伤害;(3)秋林207-5-H2井压裂段数为10段,每段7～12簇,施工排量介于16～18 m~3/min,按照控液提砂模式累计泵注滑溜水12146m~3、支撑剂4 170 t,该井压裂后测试气产量达83.88×10~4 m~3/d,天然气无阻流量达214.05×10~4 m~3/d;(4)随着簇间距减小,累计产气量逐渐提高,但当簇间距小于15 m以后,累计产气量增幅变小;(5)当加砂强度低于6 t/m时,随着加砂强度增大,水平井千米改造段长测试气产量整体呈现增大的趋势;加砂强度超过6 t/m后,随着加砂强度增大,千米改造段长测试气产量上升不明显;(6)随着井眼轨迹与水平最大主应力方向的夹角增大,千米改造段长测试气产量整体呈现增大的趋势,当水力裂缝与井眼呈近垂直的情况时,获得的有效泄流面积最大,千米改造段长测试气产量也最高。结论认为,该区高产井的压裂模式为:大夹角井眼轨迹、10 m左右射孔簇间距、5 t/m加砂强度、大排量滑溜水+组合粒径支撑剂连续加砂。     

页岩油水平井体积压裂及微地震监测技术实践

为探索和解决准噶尔盆地吉木萨尔区块页岩油藏水平井体积压裂和平台式拉链压裂过程中人工裂缝网络的成像问题,储层改造方案采用高密度密集切割体积压裂充分改造储层,大排量施工满足多簇、多缝充分开启,滑溜水和胍胶逆混合压裂工艺实现高效造缝携砂,结合多种粒径支撑剂有效充填微细裂缝及主体人工裂缝。通过微地震井中监测技术识别页岩油水平井人工裂缝网络。结果表明：断层和天然裂缝带对微地震事件属性特征有影响,同时事件属性特征也能表征断层和天然裂缝的发育程度。在大规模体积压裂改造下,研究区内4口井的人工裂缝横向相互连通,形成了复杂的裂缝网络。压后投产初期的日产油量得到了较大提升,为该区页岩油的长期高效开发提供了技术依据。     

鄂尔多斯盆地致密油水平井体积压裂优化设计

鄂尔多斯盆地长7致密油储层致密、油藏低压。储层天然微裂缝发育程度和岩石脆性评价表明,盆地致密油储层物性对水平井分段体积压裂具有良好的适应性。以提高水平井多段压裂井网形式和布缝的匹配性为目的,优化了与注采井网相适配的施工参数,结果表明,实现体积压裂的排量为4~8 m3/min,单段砂量40~80 m3,入地液量300~700 m3,并形成了"低黏液体造缝、高黏液体携砂、组合粒径支撑剂、不同排量注入"的混合压裂设计模式。矿场井下微地震监测对比了体积压裂与常规压裂对裂缝扩展形态的影响,结果显示致密储层采用体积压裂的改造体积和复杂指数是常规压裂的2倍左右,且与井网适配性良好。通过开展致密油开发矿场先导性试验,水平井单井初期产量达到8~10 t/d,第1年累计产油量达2 000 t左右,且无裂缝性见水井,证明对于鄂尔多斯盆地的致密油开发,采用水平井五点井网+混合水体积压裂可以获得较高的单井产量和良好的开发效益。该项技术对其他油田的非常规储层开发有一定的借鉴意义。     

苏53区块裸眼水平井段内多裂缝体积压裂实践与认识

苏里格低渗透致密砂岩气藏水平井具有储层多、含气井段长、物性差等特点,裸眼封隔器分段压裂是提高单井产气量的有效措施。致密砂岩气藏水力压裂改造主要是在平面上改善储层渗流能力和纵向上提高储层剖面动用程度及有效性,储层改造体积与增产效果表现为明显的正相关。探讨了适合苏53区块裸眼水平井的体积压裂模式,提出了段内多裂缝体积压裂工艺与实现方法,现场试验增产效果良好,为苏里格气田的高效开发开辟了新的技术思路。     

致密油藏体积压裂水平井参数优化研究

“水平井+体积压裂”技术是获取致密性储层中工业油流的重要手段。为了对影响体积压裂水平井开发效果的参数进行优化设计,基于离散裂缝模型的数值模拟方法,采用更为灵活的非结构化网格,建立了体积压裂水平井模拟模型,经Eclipse软件及矿场实际井资料验证该模型可靠性较高,可准确地表征复杂裂缝的几何参数和描述流体在裂缝中的流动。利用长庆油田某致密油藏实际参数,对水平井方位、布缝方式、段间距、簇间距、改造体积等参数进行了优化设计,结果表明：当水平井方位与天然裂缝平行时,开发效果最好;根据累计产量的大小,哑铃型布缝方式优于交错型、均匀型、纺锤型布缝方式;段间距应大于相邻2段的泄油半径之和,避免段间干扰;簇间距应尽可能大,但要小于天然裂缝平均缝长;当改造体积一定时,细长形状的改造区域比短粗形状的改造区域开发效果更好,当工艺上难以增加压裂裂缝长度时,可通过增加段内簇数改善开发效果,簇数越多,初期累计产量越高,但最优簇数取决于开采时间的长短。研究结果可为致密油藏体积压裂水平井造缝设计提供依据。     

大牛地气田分段多簇缝网压裂技术

针对大牛地气田储层品质逐渐变差,现有水平井分段压裂技术无法有效扩大储层改造体积,从而影响气井产能释放的问题,结合大牛地气田储层地质特征,按照缝网压裂理念,文中开展了大牛地致密砂岩储层缝网压裂可行性分析,进行了水平井分段多簇压裂射孔参数优化、缝网裂缝参数优化及施工参数优化研究,形成了一套适用于大牛地气田致密气藏的缝网压裂技术,确定了大牛地致密砂岩气藏水平井分段多簇压裂合理簇间距及裂缝参数等。该技术在大牛地气田现场应用2口井,平均单井产量较邻井提高了51%,无阻流量较邻井提高了50%,增产效果明显。