缝网体积压裂在大牛地重复压裂井中的应用

大牛地气田具备重复压裂基础,前期优选了7口井开展重复压裂先导试验,常规加砂压裂整体效果不理想。通过采用一种新型压裂工艺,对老井进行二次挖潜,旨在提高老井的采收率。利用压裂软件建立典型的压裂模拟模型,对不同泵注工艺条件下支撑剂在裂缝中的铺置剖面情况进行模拟,明确影响缝网体积和支撑剂铺置的主要影响因素。并对影响改造效果的排量、液量、砂量以及前置液比例等关键参数进行优化,实现体积改造最优化。开展大牛地盒3气层的有利条件的评价,形成了一套适合重复压裂的缝网体积压裂技术。现场应用效果来看:4口老井采用缝网体积压裂后均实现增产,日增天然气8000 m^3左右。     

新场气田须五致密气藏缝网压裂技术

新场气田须五气藏为砂泥岩互层致密气藏,具有储层埋藏深、非均质性强、裂缝局部发育、含水特征明显、多层叠置等特征,自然产能低,经济开发难度大。为解决该问题,在深入研究该气藏的工程地质特征的基础上,借鉴国内外页岩气体积压裂改造理念,以经济压裂为核心,研究形成了以低成本高性能组合压裂液体系、大排量双通道注入管柱及缝网压裂优化设计方法为核心的缝网压裂集成技术。21口井的现场应用情况表明,该集成技术针对性较强, 能使储层产能充分释放, 技术方案合理可靠, 为须五致密气藏的经济高效开发提供了的技术支撑。      

大牛地气田薄储层控缝高压裂工艺技术

大牛地气田薄储层压裂井缝高失控严重,裂缝内有效支撑效率在50％以下,支撑剂利用率较低,影响裂缝导流能力和压后产量.针对此难题,文中开展了大牛地气田薄储层控缝高压裂工艺技术研究及应用.研究结果表明:通过改变排量和压裂液黏度,可以有效控制裂缝延伸.中黏、低黏压裂液在提高缝长方面具有明显优势,但低黏压裂液容易形成较窄的缝宽,...     

大牛地致密低渗气田水平井压裂穿层可行性分析

大牛地气田纵向上发育七套气层,目前成熟的水平井压裂工艺技术仅能满足单层开发,如何在不改变现有工艺技术条件下,实现两层同时动用成为一个开发难点。通过数值模拟,对水平井人工裂缝穿层影响因素进行分析,明确了地质因素穿层界限;对施工参数进行优化,确定了一套适合穿层井的最优参数。现场试验表明:水平井压裂过程中人工裂缝能够实现有效穿层,达到了提高单井产量的同时也降低开发成本的目的。     

大牛地气田长水平段水平井分段压裂优化设计技术

针对大牛地气田长水平段水平井压裂段数多、缝间干扰严重、压裂液滞留地层时间长且滤失量大、对地层伤害大、排液周期长等问题,采用油藏数值模拟、裂缝模拟及室内试验等技术手段,优化了裂缝参数、布缝方式、分段压裂工艺与施工参数,研究了压裂液同步破胶方法,形成了长水平段水平井分段压裂优化设计技术。该技术在大牛地气田进行了广泛的现场应用,盒1层21口水平段长度超过1 000 m的气井压裂结果表明:裂缝间距优化合理,后期生产没有出现明显的缝间干扰现象;施工参数与地层匹配性好,工艺成功率100%;压裂液同步破胶取得明显成效,基本达到同步破胶的目的;降低了地层滤失,提高了排液效果,压裂后自喷排液率达到50.0%以上;压裂措施有效率100%,平均产气量4.5×104 m3/d,产量增幅明显。现场应用分析表明,长水平段水平井分段压裂优化设计技术可大大提高大牛地气田特低渗透致密砂岩气藏的开发效果。      

大牛地气田水平井分段压裂技术研究与应用

针对大牛地气田水平井增产的需要, 通过建立气藏水平井分段压裂产能模型, 优化了致密气藏水平井分段压裂裂缝参数; 研究了套管井机械封隔分段压裂工艺、 裸眼井水力喷射定点分段压裂工艺、 裸眼封隔器分段压裂与完井一体化工艺, 形成了适合大牛地气田水平井分段压裂的关键技术; 现场试验表明, 分段压裂配套技术较好地实现了水平井增产稳产, 为水平井在大牛地气田的工业化应用提供了支撑。     

鄂尔多斯盆地大牛地气田碳酸盐岩储层差异化分段酸压技术及其应用

鄂尔多斯盆地大牛地气田马五₅亚段碳酸盐岩气藏具有储集空间类型复杂、孔隙度和渗透率低、非均质性强等特征。对水平井采用单一酸压技术改造后测试产量差异大,低产井比例高。为提升该类气藏开发效益,综合考虑钻、测、录井及压裂特征,开展了储层类型划分,针对不同类型储层特征及改造难点,优化酸压施工的关键参数,形成了差异化分段酸压技术。结果表明,不同类型储层所适用的酸压技术不同：洞穴型储层宜采用多级注入闭合酸压技术,多级注入液体采用线性胶+胶凝酸按2～3级交替注入,酸液与压裂液体积比例为1.2～1.3;裂缝-孔洞型储层宜采用变黏度酸多级注入酸压技术,高低黏酸液的黏度比为5～10,施工排量7 m³/min以上;孔隙型储层宜采用多级注入加砂酸压技术,酸蚀裂缝半长应大于120 m,导流能力大于30μm²·cm。实施差异化分段酸压后,11口水平井平均测试产量相比前期提升了64.3%,增产效果显著。研究成果可为同类气藏的高效酸压改造提供借鉴。     

大牛地气田盒1段气藏水平井分段压裂工艺研究与实践

针对大牛地气田盒1段气藏低压、低渗、储层品质差、气井控制半径小、单井无法经济有效建产、储量动用率低等问题,采用中长水平段+三维地震预测+分段压裂设计优化及管外封隔分段压裂工艺技术实现了盒1储层的有效建产,通过现场应用效果对比表明,水平井施工成功率达到99.2%,措施有效率93.3%,压后产能达到直井产能的5.2倍,实现了难动用储量的高效开发,为大牛地气田盒1段气藏的有效动用提供了技术保障。     

大牛地气田致密砂岩气藏低阻气层成因分析

鄂尔多斯盆地塔巴庙区大牛地气田块致密砂岩储层中高阻气层和低阻气层并存,低阻气层也可形成高产,仅依靠传统的阿尔奇公式计算含气饱和度或根据电阻率将会低估或漏掉该类气层.通过对该区低阻气层和高阻气层进行分析对比,从储层微观孔隙结构、储层物性和粘土矿物含量等方面分析了低阻气层的成因,认为泥浆侵入和微孔隙发育是形成低阻的主导因素.储层具有较好的孔隙度和渗透率或微裂缝的存在是泥浆侵入的前提条件;粘土矿物(绿泥石)的含量、类型和分布对微孔隙的发育具有重要作用.     

大牛地气田储集层应力敏感性研究

大牛地气田具有低渗、低产、低压、低丰度的特征，而低渗透气藏常伴随着应力敏感性影响。为了研究大牛地致密气藏的应力敏感性，特别是多次开井和关井条件下的应力敏感性，开展了闭合回路下的应力敏感实验研究。结果表明，低渗透砂岩储层的应力敏感性是客观存在的，而且这种应力敏感性对储层渗透率造成的伤害不可忽视。随着有效压力的升高，渗透率逐渐降低，并且在有效压力升高的早期渗透率降低的幅度最明显，在后期则趋于平缓；而在有效压力恢复过程中，渗透率不能恢复到原来大小，即应力敏感对渗透率的伤害具有永久性。研究结论为大牛地气田开发方案的制定提供了依据，也为其它低渗透气田的开发提供参考。     

纤维防砂压裂技术在大牛地气田水平井的应用

大牛地气田是中国石化重要的天然气生产基地,自2011年大规模使用水平井开发以来水平井数量逐年增加, 截止2013年底大牛地气田水平井产量占总产量的45%,取得较好的开发效果。 数据统计显示, 在排液及生产过程中出砂的井占总水平井的14.8%,为防治支撑剂回流, 降低水平井排液及生产过程中的安全隐患,优选了纤维材料, 同时优化纤维加量为支撑剂重量的5‰~7‰, 形成了水平井纤维防砂压裂技术,在DP104s等井应用取得了较好的防砂效果。     

体积压裂在大牛地致密砂岩储层水平井的试验应用

为进一步提高大牛地气田储量动用程度,加快天然气开发步伐,开展了体积压裂应用研究及现场试验。初步论证了大牛地气田体积压裂的可行性,并提出了大牛地气田体积压裂实施控制技术——裸眼水平井段内多缝体积压裂技术。该技术现场应用2口井,压后最高无阻流量达11.1×104 m3/d,是同层位邻近水平井的1.8³.8倍,取得了明显的改造效果。该技术的成功应用为华北分公司利用水平井高效开发大牛地气田探索了一条新途径。     

应用灰色关联分析法优选大牛地气田压裂井层

大牛地气田纵向上存在多个产层,层间跨距较大,储层致密,单层产能低,甚至不压裂就无自然产能.运用灰色关联分析原理优化了影响压裂选井的各个因素,在确定权重时采用系统工程层次分析原理,考虑影响选井选层因素的复杂性和不均衡性,确定出各因素的权重来优选压裂井层,结果更加符合实际情况.应用实例验证了该方法的科学性和适用性.     

水平井段内多裂缝压裂技术研究与应用

针对大牛地气田致密低渗地层特征,在总结水平井压裂工艺应用情况及其优缺点的基础上,开展了水平井段内多裂缝压裂新工艺的研究,特别是对水平井段内多裂缝压裂使用高强度水溶性暂堵剂的控制工艺原理以及段内裂缝的干扰进行了分析。并对DPT-8和DPH-60两口水平井实施了段内多缝压裂技术的现场应用试验。试验结果表明,该技术利用暂堵剂能依次封堵先期压裂形成的裂缝,使其不断蹩压而在段内发生多次起裂并延伸,形成多条新的裂缝,从而有效地增加改造体积,扩大泄油气面积或范围,进而提高压裂改造程度和油气增产效果。并能节约封隔器和压差滑套,降低施工作业成本,为大牛地气田致密低渗储层的改造探索出了新的技术途径。图7参9     

鄂尔多斯盆地大牛地气田低渗致密气藏生产井动态预测模型

大牛地气田是一个新发现的低渗致密气田，运用常规动态分析方法所确定的工作制度无法保证气井长期稳定的正常采气生产。为了解决此问题，从低渗气藏的渗流机理出发，提出了低渗致密气藏生产井动态预测模型，矿物验证符合率84％，该方法利用常规资料建立，简单易行、方便现场推广应用。     

大牛地气田DP35-1水平井分段压裂技术

水平井分段压裂技术是提高低渗透致密气藏开采效果的关键。针对大牛地气田DP35—1水平井水平段井眼小、水平井段长和气层平面非均质性强的特点,在分析了水平井段分段地应力分布特征的基础上,提出了优化分段压裂限流射孔的方法;研发的小井眼专用水平井压裂工具,实现了水平井段机械封隔分段压裂;同时利用全三维压裂设计软件对压裂施工程序进行了优化,筛选出适合水平井压裂改造的工作液体系。对DP35—1水平井分4次进行了分段压裂改造,压裂试气结果表明,水平井分段压裂改造是提高低渗透油气井产能的有效途径。     

模糊分析方法在大牛地气田优选压裂酸化井层中的应用

针对目前大牛地气田压裂酸化选井方法的经验性、盲目性,借助现代数学方法—模糊数学和系统工程层次分析原理,考虑影响选井选层因素的复杂性和不均衡性,将各因素按其在不同层次上对事物的影响程度分类,然后确定各因素最终的权重,形成了一种压裂酸化选井选层的模糊分析方法。应用该方法对大牛地气田的5口井进行了实例计算,优选出最适合压裂的井,符合现场施工实际,计算简单、方便,具有一定的现场实用价值。     

致密油藏分段多簇压裂水平井复杂缝网表征及产能分析

致密油藏多采用水平井分段多簇压裂方式生产,产能预测需兼顾天然裂缝和水力裂缝的分布,同时考虑裂缝与基质之间的耦合。以S油田天然裂缝的走向和密度为基础,利用COMSOL和MATLAB软件联合仿真技术,对致密油藏中水平井井筒、水力裂缝和天然裂缝的分布进行建模。利用基质-裂缝-井筒耦合流动模型,模拟了水力压裂条件下,不同裂缝间距和裂缝长度油藏的压力分布、日产油量和累积产油量。结果表明:水力压裂改造后,压力首先波及到导流能力较强的主裂缝和次级裂缝,随后向沟通的天然裂缝和基质扩展,且扩展速度逐渐变缓;对于无法连通的未改造区域,压力很难波及到。生产时间为1 000 d时,压力波及区域面积仅为油藏面积的34.1%。增加裂缝长度及减小裂缝间距均可提高日产油量和累积产油量,其中减小水力裂缝间距对提高产能和累积产量的贡献更为显著。     

固井滑套分段压裂技术在大牛地气田的试验应用

大牛地气田属典型的低孔、特低渗致密砂岩气藏,前期采用水平井裸眼封隔器分段压裂取得较好效
果,但该工艺压裂裂缝起裂位置不明确,压后无法实现井筒全通径,为进一步提高压裂改造的针对性,试验了固井
滑套分段压裂工艺。该工艺将专用固井压裂滑套与套管连接并按照气藏分析确定的压裂位置一趟管柱下入井内
固井完井,并通过分级投球、液压或者机械等方式打开固井压裂滑套,进行分段压裂作业。该工艺具有固井完井分
段压裂一体化管柱、压裂级数不受限制、压裂裂缝起裂位置明确、改造地层针对性强、作业速度快、压后井筒全通径
等优点。Ａ井应用表明,固井滑套分段压裂工艺１ｄ可完成１０段压裂,压后井筒全通径,为大牛地致密低渗砂岩气
田有效开发探索了一条新途径。