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。     

尾追覆膜砂防砂压裂在石南21井区的应用

石南21井区作为整体压裂区块，压裂措施在油田开发上的地位是举足轻重的。但2004年实施的压裂井发现支撑剂回流现象比较严重，导致砂埋油层以及支撑剂上返地面，对设备造成伤害，并影响生产。尾追覆膜砂防砂压裂工艺可以有效防止压裂后支撑剂的回流，并且通过改盘配方及优化设计，能够达到预期的改造效果，同步实现了增产和防砂两个既定目标。     

大情字井区裂缝性油藏的压裂优化设计

大情字井区是一个具有亿吨级储量规模的大型油田，地质情况比较复杂，裂缝比较发育，压裂施工成功率较低，加砂量小，起不到有效认识储层产能的作用。根据大情字井区裂缝性油藏的特点，阐述了裂缝性油藏的压裂设计思路、压裂优化设计和压裂施工的难度，提出裂缝性油藏和非裂缝性油藏压裂设计的不同之处。根据大情字井区体育场层的地质条件，采用降滤失措施和压裂优化设计，提高了裂缝性油藏的施工规模，有效地认识了储层的产能。给出了大情字井区裂缝性油藏压裂的实例。     

特低渗透油藏基质-裂缝耦合非定常流动规律研究

针对特低渗透油藏具有人工压裂裂缝的特点,首先建立了特低渗透压裂油藏三区物理模型,并在此基础上,依据等压椭球面理论,导出了特低渗透油藏有限导流裂缝井井底压力表达式,并对三区有限导流裂缝井的产能和影响因素进行了分析讨论.结果表明:缝长对产量的变化有着重要影响,较长的裂缝其产量的递减比较明显;较厚的油层其产量的递减较快.该方法对特低渗透油藏水力压裂井的开发具有重要的理论和现实意义.     

低压深井抽砂工艺技术研究与应用

石西油田石南4井区由于地层压力低,储层物性差加上油藏前期注水未跟上,地层能量得不到及时补充,造成地层能量亏空,部分井地层出砂、压裂改造后油层回吐压裂砂填埋油层,导致修井作业冲砂返不出的难题.针对这一难题就低压深井清砂工艺技术方面的问题进行了科学的论证与研究,摸索出了解决低压深井清砂工艺技术,应用捞砂泵对常规冲砂不出的井成功的进行了捞砂作业,对该区的产能建设以及油层保护起到了一定的作用.     

TP区裂缝孔洞型碳酸岩储层复合改造技术研究

TP区是塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏主力产油区块之一,在高温、高闭合压力条件下,常规酸压形成的酸蚀裂缝穿透距离受限且易发生闭合,酸压投产后表现出快速递减特征。通过实验研究开发了水力加砂压裂+酸压复合改造技术,前期利用冻胶携砂以提高人工裂缝远端导流能力,后期采用酸液刻蚀来提高近井导流能力和改造范围,从整体上提高人工裂缝导流能力及其保持率。水力加砂压裂+酸压复合改造技术在TP区现场实施6井次,建产率达到83.3%,累产油3.76×104 t,表明该技术在低品位裂缝孔洞型碳酸盐岩油藏具有较强的适应性。     

三区复合油藏有限导流垂直裂缝井井底压力动态分析

针对在三区复合油藏进行水力压裂过程中形成的有限导流垂直裂缝 ,首先建立了三区外边界无穷大、封闭和定压复合油藏连续点源解的数学模型 ,并在此基础上 ,根据连续点源的叠加原理 ,通过沿裂缝对连续点源的叠加积分 ,导出了三区复合油藏有限导流垂直裂缝井井底压力表达式 ,并对三区有限导流垂直裂缝井的井底压力动态以及影响因素展开分析和讨论 ,该方法对矿场水力压裂井的压裂设计和试井分析具有重要的理论和现实意义     

压裂-砾石充填防砂管柱的研究与试验

低产出砂油井进行水力压裂改造后，在其生产过程中会发生油井出地层砂和压裂砂，造成油井卡泵，更为严重的会使油层裂缝在大量支撑剂吐出后发生裂缝闭合，使压裂效果受到很大影响。针对这一问题，研制出压裂－砾石充填防砂管柱，其原理是在压裂施工之前将具有砾石充填防砂管柱与压裂管柱双重作用的压裂－砾石充填防砂管柱下到井下油层段，在水力压裂施工的同时一次完成砾石充填防砂施工作业，同步实现油层改造和油井防砂的双重目的，并在现场试验中取得了成功。     

整体水力压裂油藏裂缝—油藏耦合数值模拟研究

目前多采用等效法对整体水力压裂油藏进行数值模拟,该方法存在理论上的缺陷,即将油藏基质和裂缝看成同一渗流系统而忽略了两者的渗流特征差异,由此,采用裂缝-油藏耦合法,分别建立裂缝和油藏基质的渗流方程,通过联立求解克服了该缺陷,可真实地反映整体水力压裂油藏的渗流特征。以长庆绥靖油田塞39井区为例,采用裂缝-油藏耦合法进行油藏数值模拟,提出了合理的开发技术政策界限,认为其底水发育区合理采油速度应控制在2％以下,合理生产压差控制在3MPa以下,合理射孔部位为油层上部1／4,以此为理论依据对油田开发进行相应调整,含水率降低了14．3％,预计可提高最终采收率1．2％以上。     

石南4井区侏罗系头屯河组油藏难采储量动用研究

石南4井区头屯河组油藏是典型的构造—岩性油藏,由于构造较为复杂、油藏埋藏深、平面上油层发育不连续、纵向上油层厚度薄等,加之一直以来采用直井开发油藏,油井初期产液含水差异较大,油藏主控因素认识不清,导致储量难以得到有质量、有效益开发动用。利用GR拟声波反演、储层四性关系研究、三维地质建模等精细油藏工程技术手段,明确了油藏的主控因素,刻画了油层平面、剖面展布范围,确定了以水平井+分级多段压裂的开发方式。预计在石南4井区部署水平井3口,新建产能1.353×104t,创经济效益5811.6万元,实现该井区难采储量的有效动用。石南4井区难采储量得到有效开发动用,为同类型油藏难采储量动用提供了开发经验,具有良好的推广前景。     

提高安塞油田加密区单井产能工艺试验

安塞油田属开发30年“低压、低渗、低产”老油藏,目前年产300万吨。但近年来随着老区不断加密,地下井网及水驱控制储量不断发生变化,剩余油受裂缝影响主要在侧向富集,剖面上单砂体动用严重不均,II+III类储层动用比例低,为提高加密区产建新井单井产能,本文从射孔段优化、提高裂缝穿透比、增加铺砂浓度、多缝压裂增加泄油面积等方面进行探索,试验了定面射孔+变排量压裂、多级加砂压裂、水力喷射定点压裂等针对不同储层特征的特色工艺对剩余油进行挖潜,结合新型稠化水压裂液体系,结果表明定面射孔+变排量工艺针对上下隔层地应力差值小的薄油层或底水油层,斜井多段压裂在井斜角大、井斜方位有利时针对厚度较大且不具备泥岩隔层遮挡条件油层,多级加砂压裂对于油层厚度大的充分改造,定点射孔压裂对于水洗特征明显且不规则的油井具有较好的工艺适应性和改造优势,因地制宜地选择特色工艺,改造后平均单井初期产能相比同类井常规改造提高0.45t。     

低渗透油藏压裂井生产动态分析

基于低渗透油藏非达西渗流理论,考虑基质拟启动压力梯度、压敏效应和裂缝变导流能力,并认为水力压裂裂缝为有限导流能力裂缝,建立了低渗透油藏压裂井的不稳定渗流模型。通过COMSOL有限元软件模拟压裂井的生产动态分析发现,启动压力梯度和压敏效应存在,会明显降低压力井产能。裂缝的变导流能力在时间越长时,对产能和近井压力分布影响越大。该研究对认识低渗透油藏有限导流垂直压裂井的生产动态有积极意义。     

利用小型压裂测试确定储层渗透率

渗透率在油气藏水力压裂设计中是很重要的参数，特别是在新区块或低渗透油藏，水力压裂设计需要渗透率等参数，这些参数的准确程度直接影响压裂施工的效果。利用小型压裂裂缝闭合后的压降数据能够更准确地求取储层渗透率，这对提高压裂效果以及增加对油气田的认识都有很重要的意义。本文利用裂缝闭合后的压降数据，通过把小型测试压裂分析与试井分析理论及油气渗流理论结合起来，建立了裂缝闭合后压力分析的线性流和径向流数学模型，提出了裂缝闭合后压力分析求取渗透率的新方法，较为快速准确地确定油层渗透率。通过实例计算表明，求取的渗透率更接近油层实际，说明该方法简单可靠，有较大的实用性。     

重复压裂技术研究与应用

水力压裂技术是开发低渗透油藏主要措施之一，但经过水力压裂的油气井，在生产过程中由于各种原因可能导致水力裂缝失效。为此，系统地分析了压裂井失效的原因和重复压裂方式，阐述了重复压裂的选井选层原则和重复压裂材料的选择，研究了重复压裂工艺方法。     

夏9井区缝高控制压裂技术研究

新疆油田夏9井区A油层开发中遇到的最大问题是油层上部隔层薄,裂缝缝高难以控制,严重影响压后效果。在水力压裂缝高延伸影响因素分析基础上,采用上浮剂形成人工遮挡层阻止裂缝向上延伸,同时优化射孔和压裂施工参数,形成了夏9井区控缝高压裂配套技术。13口井现场应用表明,该技术能够有效控制缝高延伸,提高压裂效果。     

转向压裂技术在油田后期开发中的研究与应用

玉门油区老君庙油田主力油藏具有不压不出油的特性。水力压裂技术是有效开发低渗透油藏的主要技术措施,但经过水力压裂的采油井,在生产过程中由于种种原因可能导致水力裂缝闭合失效。为此,文章阐述了裂缝转向压裂的技术原理,建立了裂缝转向的数学模型,提出了裂缝转向重复压裂的选井选层原则。裂缝转向压裂矿场实施15口井,取得较好的增产效果,裂缝转向压裂对于老油田综合治理、挖潜增产具有非常重要的意义。     

转向压裂技术在老油田后期开发中的研究与应用

玉门油区老君庙油田主力油藏具有不压不出油的特性。水力压裂技术是有效开发低渗透油藏的主要技术措施,但经过水力压裂的采油井,在生产过程中由于种种原因可能导致水力裂缝闭合失效。为此,文章阐述了裂缝转向压裂的技术原理,建立了裂缝转向的数学模型,提出了裂缝转向重复压裂的选井选层原则。裂缝转向压裂矿场实施15口井,取得较好的增产效果,裂缝转向压裂对于老油田综合治理、挖潜增产具有非常重要的意义。     

玛湖凹陷风城组页岩油藏水平井压裂裂缝扩展模拟

水力压裂是玛湖凹陷二叠系风城组页岩油藏有效的开发手段,但压裂裂缝扩展特征不明确。针对该区水平井压裂起裂难和加砂难的问题,亟需开展水力压裂模拟,明确天然裂缝、岩石力学性质和施工参数对压裂效果的影响。依据玛页1H井实际泵压、压裂液排量、加砂量等压裂施工参数,采用Abaqus软件和Petrel软件建立二维压裂裂缝扩展模型和三维水力压裂模型,开展压裂裂缝扩展数值模拟。结果表明,压裂改造效果与天然裂缝关系密切,天然裂缝发育处岩石抗拉强度越小,压裂裂缝越易被天然裂缝捕获;当压裂段内杨氏模量较大时,形成的压裂裂缝缝宽小,且多沿着天然裂缝走向扩展滑移,加砂难度大;当压裂段内杨氏模量较小时,形成的压裂裂缝缝宽较大,可直接穿过天然裂缝,加砂相对容易。     

有限导流能力垂直缝压裂井单井泄油区域确定

水力压裂技术是提高低渗透油藏开采效益的有效措施.众所周知,由于水力压裂裂缝的作用,压裂井周围的泄油区域不再是圆形而是椭圆形,加之低渗透油藏普遍存在启动压力现象,使得该椭圆泄油区域随生产时间的增加逐渐增大并且趋于某一极限不再变化.因此建立了考虑启动压力的有限导流能力垂直缝压裂单井数值模型,在研究流度、地层渗透率、裂缝参数、生产压差、地层综合压缩系数等对压裂井达到拟稳定状态的时间、压裂井单井椭圆泄油区域的大小和形状的影响基础上,建立了快速确定单井极限椭圆泄油区域的BP人工神经网络模型,计算得到单井极限椭圆泄油面积和油藏最大极限井网密度,为低渗透油藏井网部署打下基础.     

梁112块沙四段薄互层低渗透油藏水力压裂工艺优化

梁112块沙四段薄互层油藏属于典型的高压、特低渗透油藏,具有油层多、单层薄、砂岩与泥岩交互等特点。常规压裂效果不理想。通过建立单井模型,确定了压裂应以增加裂缝的长度为主;利用FracproPT软件模拟优化加砂规模;根据油层物性特点优化射孔方案;配套应用粉陶降滤和控制缝高等技术优化了水力压裂工艺。2004年共对11口井实施了大型水力压裂,平均加砂量为42.5m3,平均加砂强度为1.6m3/m,累积增产原油达2.75×104t。