致密储层体积压裂作用范围及裂缝分布模式——基于压裂后实际取心资料

体积压裂在地层中的有效作用范围和压裂缝特征是非常规油气勘探、开发非常关注的问题。本文依据长庆油田在鄂尔多斯盆地致密油试验区完钻的取心井岩心资料、测井资料和分析化验资料，对经大规模体积压裂后储层中产生的人工压裂缝进行了识别和表征，进而分析了致密储层体积压裂改造区人工裂缝发育特征，探讨了体积压裂的有效作用范围、压裂缝的空间分布等关键问题。观察结果表明，X233致密油试验区长7段体积压裂后油层段块状砂岩中发育长度0.13 m近垂直的张性微裂缝，邻近长度1.49 m油层见大量层理缝顺层或斜交延伸，油气外渗显著，为压裂改造后形成的人工缝。综合分析认为，长7段致密油层体积压裂后，由有限数量的主缝、压裂影响形成的大量微裂缝及受压裂影响延伸或扩展的层理缝共同构成了改造后储层的裂缝特征；现阶段技术条件下，体积压裂改造区宏观裂缝网络扩展范围有限，微裂缝分布较广，油层剩余油饱和度依然很高，表明致密油藏体积压裂效果还有进一步优化的空间。     

金龙2井区无隔层控底水压裂技术的研究与应用

针对新疆油田金龙2井区油藏低孔、特低渗,底水发育,高角度构造缝发育,纵向无有效应力隔层的特点,及主力油层避水高度小,压裂后采油井含水上升快或者高含水,生产周期短的问题。从储层岩性、物性特征入手,分析岩石力学特性,研究影响人工裂缝高度的因素,优化压裂参数及工艺技术,对人工裂缝高度进行有效控制,形成无隔层控缝高压裂技术并进行现场应用及压后效果评价,实现采油井"控水增油"、延长压后高产、稳产时间。     

压裂缝缝高监测技术在安塞油田的对比应用

安塞油田属于特低渗透油藏,油层经压裂方可出油。研究压裂缝形态,对于最大限度地挖潜油层潜力以及提高油井单井产能,具有重要的意义。本文通过井下微地震、地面微地震、正交偶极声波测井及数值模拟等四种监测方式对比,重点剖析了压裂缝缝高的特点。认为压裂缝缝高随着缝长的延伸呈衰减规律,近井地带缝高为15 m~20 m,油层内部缝高为5 m~10 m,至缝长的末端,缝高值较小,直至衰减为0 m。针对这一现象,可以采取混合水体积压裂和单砂体补孔压裂措施,改善油藏开发效果。     

二次加砂压裂工艺研究与应用

华北油田油层杨氏模量低,岩石较软,油层上下没有理想的遮挡层,造成裂缝高度垂向延伸超出油层,支撑剂大部分填充在非目的层,同时支撑剂嵌入严重,降低了裂缝导流能力,导致了大量的无效井及低效井产生。在研究分析低效及无效原因的基础上,研究出二次加砂压裂工艺。此项技术是常规控制裂缝高度技术的发展,它通过改变岩石的力学状态、压裂液的流动路径,达到控制缝高的目的;通过增加支撑剂的铺置层数,扩展裂缝宽度,增加裂缝导流能力。此项技术现场应用40多井次,增加了压裂井的压后有效率及生产周期,取得了可观的经济效益及社会效益。     

特低渗厚油层多级加砂压裂工艺试验

对于厚度大且层内无明显隔夹层的油层,采用常规压裂工艺改造因支撑剂沉降难以实现油层纵向上的充分动用,纵向延伸过度难以实现造长缝。为改善其压裂改造效果,借鉴下沉剂控缝高压裂原理,从注入级数、压裂规模、注入排量等参数优化着手研究,试验形成了一种多级加砂压裂工艺。该工艺是将总支撑剂量通过多级注入进行铺置,依靠上一级压裂形成的支撑剂砂堤提供应力遮挡改变后续混砂液流向,进一步增加裂缝长度和支撑缝高,从而扩大有效泄油面积。2年来,在华庆油田L油层累计试验242井次,平均单井日增油0.4～1.8t,对特低渗厚油层有较好的增产效果。     

FracproPT软件在二次加砂压裂模拟与施工参数优化中的应用

准噶尔盆地东部X井区为中孔低渗深层稠油油藏,该区块的油层疏松易碎,原油具有高密度、高黏度、凝固点低等特征,开采难度大,对于此类油藏的开发需要采用二次加砂压裂技术,以形成短而宽的高导流能力裂缝。首先,结合前期的压裂施工数据,利用FracproPT压裂软件对X井区13口井的二次加砂压裂施工进行了模拟;然后对比分析了二次加砂压裂与常规压裂的裂缝几何参数;最后对X井区的二次加砂比例、停泵时间、施工排量和加砂量等参数进行了优化。认为FracproPT压裂软件对X井区的压裂施工模拟结果较为准确,二次加砂压裂可以有效控制缝高,扩展裂缝宽度,具有提高裂缝导流能力的作用。该研究对于优化稠油油藏的二次加砂压裂设计和提高二次加砂压裂增产效果具有一定的指导意义。     

控缝高压裂技术研究及应用

准噶尔盆地玛湖凹陷北斜坡三叠系百口泉组储层物性差,主力油层百二段厚度一般大于30m,油气显示及主要富集部位位于储层上部。由于纵向上无高应力遮挡层,常规水力压裂易导致裂缝高度向下部延伸,裂缝高度不易控制,加之支撑剂沉降,常导致顶部油气富集段支撑剂铺置效果差,压裂效果不理想。在对国内外控缝高压裂技术调研基础上,确立了适用于百口泉组的控缝高压裂技术优化条件。现场实验和回归分析方法研究表明,泥质隔层、压裂液粘度、二次加砂工艺、压裂参数对压裂缝高具有较好的控制作用,通过优化可降低支撑缝高10%～20%。该技术在百口泉组取得了较好的现场应用效果。     

多层分层压裂的产层间距问题探讨

在多层分层压裂中,如果产层间距较小,易导致压窜,因此隔层遮挡作用的判断及缝高的控制就显得尤为重要。通过对多层分层压裂产层间距进行深入分析,认为裂缝高度的最主要影响因素有地应力差、产层厚度、注入排量、压裂液黏度等。分层压裂时,应综合各种因素,对缝高延伸进行准确判断。当储层具有一定厚度时,地应力差对缝高的影响较敏感,产层越薄,缝高延伸的比例越大,裂缝高度将会远远超出产层;产层越厚,裂缝高度越容易控制在产层以内。现场应用表明,所确定的多层分层压裂产层厚度及间距的选层标准具有一定的适用性,这对多层分层压裂的评井选层及施工方案的形成具有一定的指导意义。     

多级注入下沉剂控缝高压裂工艺优化及应用

在水力压裂施工时,裂缝会沿着缝高方向延伸.控制缝高使裂缝在产层内延伸是水力压裂成功的关键因素.目前常用的下沉剂控缝高技术是在压裂时先将下沉剂通过携带液带入裂缝,随着下沉剂的下沉在裂缝的尖端处形成低渗透或不渗透的人工隔层,增加裂缝末梢的阻抗值,降低裂缝尖端的扩展应力,从而有效控制裂缝的垂向延伸.由于裂缝延伸是个动态的过程,一次性注入液量过多,在泵注下沉剂时就可能压穿底水;一次性注入液量过少,形成人工应力遮挡层不足以限制裂缝的延伸.因此,对常规的单级注入工艺进行改进,提出了多级注入下沉剂控缝高的压裂工艺,即将下沉剂合理分配后分级加入,保证上级注入下沉剂不压穿底水,同时为下级下沉剂注入提供一定的附加应力,避免了一次注入液量多而压穿底水.同时,通过室内试验,优选评价了3种类型5种组合的下沉剂沉降和滤失性能.利用GOHFER压裂软件优化了多级注入下沉荆压裂工艺的下沉剂用量、注入级数、前置液用量等工艺参数.在长庆油田化子坪长2油藏开展了5口井的现场试验,结果表明,该工艺能够有效控制裂缝的垂向延伸,与邻井相比,投产第三个月含水降低16.1%,日增油1.1 t,取得了较好的效果.     

页岩气水平井缝网压裂施工压力曲线的诊断识别方法

受储层非均质性、天然裂缝发育和层理等的影响,页岩气水平井压裂时施工压力曲线形态复杂,所蕴含的大量信息难以被充分挖掘。为了准确表征水力压裂裂缝参数进而评价压裂效果,基于页岩气缝网压裂理论,采用套压、泵注排量、支撑剂浓度等实时数据,建立井底净压力折算模型,构建净压力斜率和净压力指数两个关键表征参数,动态划分净压力曲线阶段,用以描述压裂过程中不同裂缝延伸行为所对应的力学条件,识别出缝网延伸、裂缝延伸受阻、裂缝延伸正常、裂缝沿层理延伸、裂缝沿缝高延伸、液体快速滤失等6种裂缝延伸模式,综合形成了页岩气水平井缝网压裂施工压力曲线诊断识别方法。研究结果表明：(1)所形成的方法摒弃了常规储层压裂施工曲线诊断识别方法的不足,提出了缝网复杂指数这一新概念;(2)缝网复杂指数越大,代表缝网延伸和层理延伸的时间越长,储层改造效果越好;(3)以四川盆地东南缘地区页岩气井为研究对象开展应用,单井平均缝网复杂指数为0.3,与该区微地震监测结果吻合度较高,证实所形成的方法具有较高的可靠性。结论认为,该模型方法有助于提升页岩气储层压裂改造潜力和水平,对于完善页岩气储层缝网压裂压后评价技术、指导现场压裂施工实时动态调整具...