PRODUCTION CALCULATION AND OPTIMIZATION OF COMBINED WELL PATTERN BY FRACTURED HORIZONTAL WELL AND VERTICAL WELLS

低、特低渗透油藏储层物性差,流体流动存在启动压力梯度,流体从地层流到压裂井内渗流规律复杂.以等值渗流阻力法及叠加原理为基础,采用流场划分原则,划分渗流区域,建立了考虑压裂水平井多条横向裂缝相互干扰的压裂水平井—垂直井组合井网产量预测模型.模型考虑了流体从基质流向裂缝,从裂缝流向水平井筒的多场耦合流动,既体现了储层物性复杂的问题,又考虑了水平井压裂多条横向裂缝、裂缝参数不同和裂缝间存在相互干扰的影响,能够很好地应用于低、特低渗透油藏压裂水平井的产量预测,指导低渗透、特低渗透油田压裂水平井开发实践.模拟结果表明:裂缝条数越多,裂缝干扰越强,水平井压裂存在一个最优裂缝条数;压裂裂缝沿水平井筒等间距排布靠近两端,且两端长中间短的方式开发效果最好;压裂水平井—直井组合矩形七点井网,水平井压裂裂缝与水平井筒最优夹角为60°.     

大庆油田水平井分流压裂技术

水平井分流压裂的技术原理是将水平井的水平段分成若干个单元，在每个单元的最佳部位进行射孔，每段的射孔数由孔径、单元数、设计施工排量等参数决定，射孔方案为压裂方案的有机组成部分。大庆油田已有5口水平井实施分流压裂，根据油层厚度分为两类：裂缝限制在油层内和裂缝穿透隔层贯穿多个薄油层。通过肇57-平35井和肇57-平33井进行的分流压裂贯穿多个油层现场试验，介绍了大庆油田水平井分流压裂的设计方法、压裂液体系、现场施工控制方法和效果分析方法。微地震裂缝监测结果表明，在最大施工排量7．5m^3／mim条件下，一次施工形成3～4条裂缝，加砂量最大达到75m^3（陶粒），平均砂比达到35％以上。水平井采用分流压裂技术施工后，初期产能可达到相邻直井压裂后产能的2．0倍以上。如何检测裂缝是否穿透了隔层并贯穿多个油层，是指导水平井分流压裂技术的选井选层，提高压裂效果的关键技术。图8表2参2。     

超低渗透水平裂缝油藏水平井井眼轨迹优化技术

七里村油田长_6 油藏为浅层超低渗透油藏,压裂后人工裂缝为水平缝,直井开采效果不理想。为改善开发效果,水平井的水平段设计为纵向穿越不同的流动单元,压裂后形成多条水平裂缝。基于此思路,设计了"一"字型、大斜度型和"弓"型3种形状的井眼轨迹。数值模拟计算了3种井眼轨迹的开发指标,"弓"型井眼轨迹生产效果最佳。在七平1井上开展现场试验,长_(6_(2~2))油层实施6段压裂,分别在3个流动单元各造2组水平裂缝,水平井投产后开发效果明显改善,初期日产油、累计产油均达到同区直井的13.0倍以上。试验表明,采用"弓"型井眼轨迹可有效提高水平裂缝油藏储量动用程度,对国内同类油藏的开发具有借鉴意义。     

特低渗油藏水平井开发效果评价及影响因素研究

通过安塞油田延长组长10段和长6段沉积微相、储层物性、储层岩性、微观孔隙结构、油层厚度、微裂隙发育状况、压裂效果等建立低渗透储层评价体系,结合已开发水平井完井方式、生产动态,将安塞油田特低渗储层分为4大类6个小类,结果表明,在现有技术水平下,Ⅱ类以上储层适合水平井开发,通过开发效果分析,讨论了影响水平井开发效果的主要因素。     

大牛地气田盒1储层长水平段压裂工艺技术研究与应用

鄂尔多斯盆地大牛地气田属于特低渗致密砂岩气藏,水平井多级分段压裂技术是开发此类低渗油气藏的重要技术,而如何设计优化长水平段的裂缝参数和施工参数,是进一步提高压后效果的关键。根据大牛地气田盒1储层特点,以压后累计产气量为目标,以气藏数值模拟、裂缝模拟为技术手段,研究了长水平段水平井多段裂缝压后产量的影响因素,如裂缝条数、裂缝间距、裂缝半长、裂缝导流能力、前置液加量、平均砂比、加砂规模等。通过现场试验与评价,形成了盒1储层长水平段水平井多段压裂设计优化技术,为大牛地气田下一步水平井分段压裂多段裂缝优化提供了依据。     

海上低渗油藏水平井分段压裂技术研究

低渗油藏储量在渤海湾油田所占比例较大,但低渗油藏特点导致原油采出困难,产量较低,造成开发价值大大降低。压裂技术是在地层中形成一条或多条高导流能力裂缝,改造地层物性,是低渗油藏开发的重要手段。水平井完井有利于增大油层暴露面积,提高产能。如果水平井采用分段压裂技术能够形成多条裂缝,更大程度释放产能,为未来渤海油田开发低渗油藏提供一种新的技术措施。本文以H油田为例,对水平井钻完井的工艺、施工参数、规模等进行研究设计,以指导现场施工作业。     

致密裂缝性油藏水平井压裂砂堵原因分析及对策

红河油田长8油藏属致密裂缝性油藏,通过水平井开发取得显著效果,但压裂施工砂堵频繁出现,直接影响油井的产能和油田经济开发效益。通过砂堵井地质特征与压裂曲线分析,得出红河油田长8油藏压裂砂堵原因有储层泥质含量高、天然裂缝发育、前置液比例与施工排量偏低、压裂液问题等4个方面,并明确了4类砂堵井的压裂施工曲线特征。同时,结合压裂砂堵原因分析,分别从压裂设计、现场施工和现场质量控制等3个方面,提出了压裂砂堵预防措施,现场应用取得良好效果,有效提高了红河油田长8油藏水平井压裂施工成功率。     

深层低渗透油藏水平井优化设计研究

由于深层低渗透油藏储层渗透能力低且储层发育复杂,开发难度大,为使该类低渗油藏达到经济有效开发,水平井目的层进行了精细预测研究和各项地质参数设计的优化研究。主要通过储层精细对比与划分、精细刻画砂体分布,落实岩性油藏的非均质特征,确定各目的层含油砂体的分布特征。在地质研究成果基础上,利用数模和压裂软件优化设计了低渗油藏水平井分段压裂的各项地质参数:水平井段方位、井段长以及水平井分段压裂条数、裂缝长、裂缝间隔距离和缝网优化等,最终准确设计了水平井轨迹剖面。实际水平井的成功实施证实了研究成果的适用性。     

基于遗传算法优化超低渗透油藏水平井压裂裂缝参数

超低渗透油藏水平井压裂裂缝优化需要考虑注采井网、储层物性等因素,综合优化压裂段数、裂缝长度、布缝方式及裂缝导流能力等,只有这些参数达到最优组合,水平井开发才能获得更优的开发效益。结合长庆油田ＸＸ超低渗透区块的储层参数,在既定的七点井网和储层特征条件下,将遗传优化算法与ＰＥＢＩ数值模拟运算相结合,考虑压裂水平井的人工裂缝条数、裂缝长度、裂缝宽度及裂缝导流能力对压裂水平井开发效果的影响,优化得出该超低渗区７００ｍ水平段的水平井人工压裂参数的最佳组合为：裂缝条数１２～１４条、裂缝最大半长１７５ｍ,裂 缝导流能力（３５０～４００）×１０－３μｍ２·ｍ,裂缝宽度０．８～１．３ｃｍ。     

基于油层分类标准的特低渗油藏压裂井层定量优选研究及应用

延长特低渗油藏由于储层物性差、油层厚薄不均、纵向非均质性严重、无自然产能等特点,需要对储层进行改造才能见到较好的效果。压裂是特低渗透储层增产稳产的重要手段,选井选层直接影响压裂效果,目前国内油田压裂时主要依靠经验选择井层,不能保证压裂后获得较高的增产效果。以G644井区为例,通过对目标区块油层精细评价,利用测井曲线及油层压裂后产量峰值的综合定量分析得到特低渗砂岩储层产能评价的关键参数,并建立了油层分类划分标准,将油层由好到差分为五类,实现了对压裂优选层位的分类划分。在此基础上确定了合理选井时机、完善了选井选层方法,使压裂选井选层更加合理,这对特低渗透储层有效开展压裂产能预测及层位优选、评价产能改造潜力、提高油藏开发效益具有重要指导意义。     

超低渗透油藏水平井压裂优化及应用

鄂尔多斯盆地超低渗透油藏储层致密、物性差、孔喉细微,是典型的低压、低渗、低丰度油藏,超前注水和水平井分段压裂技术可提高其开发效果.文中以最具代表性的华庆油田长6超低渗透油藏为研究对象,结合注采井网根据水平并段与注水井的相对位置,将常规压裂和体积压裂进行组合设计,在距离水线较近的井段实施小规模压裂,距离水线较远的井段实施大规模体积压裂.该方案的实施,在减小早期水淹风险的同时进一步扩大了储层改造体积,提高了人工裂缝和井网、注水的适配性.同时,开展了8口水平井新型压裂设计的矿场试验,与采用常规压裂设计的邻近水平井相比,试油产量提高20 m3/d左右,投产初期3个月累计产油量提高184t,含水率较低且保持稳定.     

低渗致密油藏水平井缝网压裂裂缝参数优化

水平井缝网压裂在提高低渗致密油藏水平井产能、延长稳产时间方面发挥了重要作用。目前,针对低渗致密油藏缝网压裂裂缝参数优化的研究还很少,且普遍没有考虑储层的低渗特点。为此,文中考虑了启动压力梯度和井筒摩阻的影响,采用Eclipse数值模拟工具,建立了缝网压裂的模型;并运用正交试验设计优化思路,以黄陵长6浅层低渗透致密储层为基础,开展了水平井缝网压裂裂缝参数优化研究;分析了缝网特征对缝网压裂改造效果的影响,为缝网压裂裂缝参数优化提供了一套完整思路。黄陵地区现场应用了11口井,均取得了良好效果,为低渗致密油藏水平井缝网压裂设计提供了有效指导。     

特低渗透砂岩油藏水平井井网形式研究

水平井在水平段上有效压裂N次,其渗流能力在理论上提高N倍。再配合适当的注采井网,特低渗透油藏开发水平将有大幅度的提高。通过建立鄂尔多斯盆地西峰油田长8油藏的三维地质模型,运用数值模拟技术,研究了最佳的直井和水平井组合方式及其井网形式。采用交错井网,用直井注水的方法,在油井水平段垂直于最大主应力方向进行多点有效压裂,能有效地提高特低渗透油藏开发效果。     

Factors Affecting the Productivity of a Multifractured Horizontal Well

Horizontal well technology has been widely used in developing oil fields. Very commonly, these wells are hydraulically fractured to improve productivity in low permeability reservoirs. The productivity of a multifractured horizontal well is mainly affected by reservoir properties and fracture parameters. A simple and accurate method for evaluating and optimizing productivity of this type of wells is not available and is highly desirable to reservoir engineers. The authors analyzed the equipressure contour, velocity vector distributions, and the influence of factors such as ratio of vertical permeability to horizontal permeability, anisotropy of plane permeability, hydraulic fracturing angle, fracture distribution, and morphology on horizontal well's productivity by finite element numerical simulation method. The results show that optimizing the well trajectory and direction can reduce the degree of reservoir permeability anisotropy influencing on the productivity of well. Hydraulic fracture tilt or angles among multifractures due to natural fractures or ground stress can lower the productivity. Asymmetric distribution of fractures about wellbore can improve production and distribution with staggered interval can generate greater production. When the space between hydraulic fractures is small, fractures bend at a small angle and display a separated trend due to interference among fractures. In this case production has a little increase. Finite element numerical simulation method is accurate and intuitive when simulating percolation field of fractured horizontal wells. The results have certain reference significance for in situ fracturing operations.     

鄂尔多斯盆地页岩油水平井体积压裂改造策略思考

鄂尔多斯盆地页岩油具有压力系数低、脆性指数低、纵向夹层多以及非均质性强等特点,采用水平井体积压裂技术可以大幅度提高单井产量,但低油价下难以实现经济有效开发。以该盆地矿场实践大数据为基础,建立了体积压裂效果定量评价方法,提出了体积压裂改造策略和下步工程攻关方向。在建立水平井地质工程综合品质分段分级评价新标准和储层类型精细分类的基础之上,基于9口水平井112段产液剖面测试结果得出：I类和II类储层改造段数占比为85.2%,产出占比高达96.4%,为主要产能贡献段;III类储层改造段数占比为14.8%,产出占比仅占3.6%,贡献程度最低;应优先改造I类和II类储层,III类储层选择性改造。影响产能的主控因素依次为：油层长度、进液强度、布缝密度、脆性指数、加砂强度、渗透率、施工排量、孔隙度、水平应力差及含油饱和度。储层物质基础是获得高产能的首要条件,提高缝网波及体积是实现非常规油气产能最大化的重要途径。研究成果可为盆地页岩油水平井体积压裂优化设计提供科学依据,有力助推页岩油规模效益开发。     

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。     

拖动管柱水力喷射分段压裂工艺在HH42P1井的现场试验

红河油田长9储层属于低孔、特低渗油藏,该油藏油水关系复杂,勘探开发难度大。区块单井自然产能较高,但含水上升较快,产量递减明显。为了经济有效开发该类难动用油气资源,进一步提高单井产能,针对长9油藏水平井试验区油藏地质及HH42P1井水平井段储层特点,采用拖动管柱水力喷射分段压裂技术进行分段压裂试验。同时利用全三维压裂设计软件对压裂施工程序进行优化,筛选了适合水平井水力喷射分段压裂改造的射孔位置、喷嘴类型及型号、压裂液及支撑剂体系。该井分5段进行了压裂改造,压后增产效果明显,平均日产液量20.15 m3,平均日产油量6.39 t。该工艺与常规加砂压裂工艺相比,不仅降低了油井的含水率,实现了油井增产,而且延长了油井稳产周期,适合在红河油田油水关系复杂的长9储层推广应用。     

致密气藏压裂水平井产能分析及压裂优化设计

致密气藏储集层渗透率低,孔喉细小,储集层流动条件极差。基于应力敏感性对致密储集层渗透率的影响,建立了致密气藏水平井压裂渗流模型,得到考虑井筒储集效应的无因次压力拉普拉斯空间半解析解。在验证模型正确性的基础上,绘制水平井分段压裂产能变化曲线,对产能影响因素进行分析并设计正交试验,以确定主控因素。研究结果表明：压裂参数中裂缝间改造区域渗透率对产能影响最大,裂缝长度次之,裂缝条数最小。基于该模型对胜利油田某致密气藏储集层压裂进行了优化设计,实例计算结果表明,研究区块在裂缝半长为140 m,裂缝密度为6条/km时,尽量增大裂缝间改造区域渗透率可以获得最佳产量。研究结果对致密气藏水平井压裂设计具有一定的指导意义。     

水平井分段压裂工艺发展现状

水平井分段压裂可以有效降低地层中油气的渗流阻力,提高单井产量,实现低渗致密储层中油气的高效开发。在调研国内外水平井分段压裂改造工艺技术的基础上,重点阐述了国内外水平井技术发展概况以及水平井分段压裂工艺,并简要概括了水平井压裂存在的主要问题以及水平井压裂技术发展趋势,为低渗致密油气藏的改造提供了参考。     

致密油藏体积压裂水平井半解析渗流模型

由于非常规油藏特殊地质条件,导致在进行大规模水力压裂过程中形成了复杂的裂缝网络,复杂缝网的出现导致油藏渗流规律发生变化。基于体积源函数在准确描述复杂缝网形态的基础上,考虑复杂缝网内渗透率,建立了致密油藏体积压裂水平井半解析渗流模型,模型结果的正确性得到了油藏数值模拟的验证。计算结果表明,含有复杂缝网的油藏渗流过程可以分为6 个流动阶段:线性流、供给流动、过渡流、双径向流、晚期径向流以及边界控制流动。缝网渗透率主要影响早期线性流和供给流动,次生裂缝渗透率对供给流动影响较大;过渡流、双径向流以及晚期径向流动受复杂缝网几何尺寸影响较大。该模型为预测体积压裂水平井的产能、认识体积压裂水平井渗流规律以及评价体积压裂效果提供了一种非常有用的方法。