Y151井区水平井缝网压裂参数优化研究

低渗-超低渗透Y151井区采用缝网压裂水平井进行开发,但目前,针对缝网压裂水平井特征参数优化的研究很少,因此,文中使用Eclipse数值模拟软件,考虑等效导流能力和局部多重网格加密方法建立缝网压裂网络模型,同时利用"主裂缝+SRV区域渗透率"的小尺度缝网模拟方法,开展次缝、支缝与主缝之间的导流匹配研究,确定了Y151井区水平井缝网压裂的裂缝形态、井筒与裂缝延伸方向、水平段长度等参数。为Y151井区以及低渗-超低渗致密油藏缝网压裂水平井开发有着指导意义。     

工程参数对致密油藏压裂水平井产能的影响

中国陆相致密油藏储层物性差,非均质性强,大规模体积压裂往往形成复杂的缝网结构,次级裂缝对产能的影响有着不可忽略的影响。为此,利用数值模拟方法,通过局部加密网格的方法,设计包含主裂缝和次级裂缝的椭球形缝网,对新疆X油田致密油藏在经过大规模体积压裂后的单井生产动态进行模拟,分析压裂水平井的产能影响因素。结果表明,水平井单井产能随水平井段长度、压裂规模、储层改造体积、缝网复杂程度和裂缝导流能力的增加而增大,但增幅越来越小,均存在一个最优范围。利用正交试验法,将工程参数对产能的影响程度进行排序,发现对致密油藏压裂水平井产能影响程度由大到小依次为储层改造体积、压裂规模、缝网复杂程度、水平井段长度和裂缝导流能力。     

致密油藏缝网压裂模式的渗透率界限

缝网压裂技术在近期非常规储层改造中取得重要进展,已经得到形成裂缝网络的力学控制条件。针对双重介质致密油藏、采用EQ-LGR方法描述压裂裂缝网络系统建立离散正交缝网数值模型;忽略致密油藏中吸附作用、高速非达西渗流影响和裂缝导流能力变化,模拟不同地层渗透率下实施缝网压裂和常规压裂时的增产效果和裂缝网络对压裂产能的贡献。缝网压裂的增产效果始终高于常规压裂,且致密油藏中缝网压裂后单井产量增加更显著;而相对高渗储层实施缝网压裂与常规压裂的效果较为接近。考虑实施常规压裂更能降低成本和风险,首次明确提出实施缝网压裂的临界渗透率为1.00×10~(-3)μm~2。研究成果不仅为优化压裂裂缝参数提供了手段,也为优选压裂工艺提供了理论依据。     

致密油藏缝网压裂产量数值模拟

缝网压裂是致密油藏开发的重要技术手段。考虑致密油藏压裂缝网系统中基质、天然裂缝、压裂裂缝具有的显著多尺度特征,将致密油藏视为由均匀各向同性基质系统和裂缝系统组成且为同一空间中复合的两个彼此独立又相互联系的水动力场,分别针对裂缝系统和基质系统建立达西渗流数学模型,采用局部网格加密和等效渗流原则求得数值解,实现了致密油藏正交裂缝网络模式下的缝网压裂生产模拟。缝网压裂与常规双翼缝压裂动态对比表明:压裂后二者累计产量虽均随储层基质渗透率、人工裂缝长度增加而增加,但缝网压裂的增产效果更显著;致密油藏缝网压裂能极大地提高单井产量。研究方法为优化压裂裂缝参数提供了手段。     

低渗/致密油藏分段压裂水平井渗流特征的物理模拟及数值模拟

为了研究低渗/致密油藏分段压裂水平井的开采机理和渗流规律,通过建造高压仓、密封和改进多通道电阻率测量方法,研发了大型露头岩样高压物理模拟实验系统。通过分段压裂水平井物理模型的岩样筛选、模型的制作和封装、模型抽真空饱和以及有效驱动的物理模拟评价等方法的研究,建立了分段压裂水平井物理模拟实验方法。进一步结合低渗/致密油藏非线性渗流油藏数值模拟软件研究了低渗/致密油藏分段压裂水平井渗流规律。研究结果表明：在相同驱替压差下,分段压裂水平井的压力梯度值要比普通水平井的压力梯度值高,且随着压裂裂缝半缝长的增加,压力梯度值也增加;当水平井水平段长度一定时,储层渗透率越低,分段压裂水平井的最佳分段数越多;当储层渗透率一定时,水平井水平段长度越长,水平井压裂的最佳段数也越多,最佳裂缝半缝长反而呈现减小的趋势;对于低渗/致密油藏分段压裂水平井开采来说,对产量最为敏感的是压裂段数,其次是裂缝半缝长,而裂缝导流能力最为不敏感。     

致密油藏水平井压裂裂缝参数优化方法北大核心CSCD

致密油藏基质渗透率极低,往往采用水力压裂的方式进行开发。压裂缝网决定了油井的产能,因此缝网参数的优化是致密油高效开发中的关键问题。本文在致密油藏非线性渗流数值模拟方法的基础上,研究了水平井单井压裂裂缝的数量、位置分布、长度、开度、方位角等参数对致密油藏衰竭式开采产量的影响规律,并进行了优化设计,形成了基于模拟退火算法的参数优化方法。基于优化结果,本文提出了一种哑铃交错型水平井压裂技术,为现场压裂方案的优选提供了借鉴。     

致密油藏水平井压裂裂缝参数优化方法

致密油藏基质渗透率极低,往往采用水力压裂的方式进行开发。压裂缝网决定了油井的产能,因此缝网参数的优化是致密油高效开发中的关键问题。本文在致密油藏非线性渗流数值模拟方法的基础上,研究了水平井单井压裂裂缝的数量、位置分布、长度、开度、方位角等参数对致密油藏衰竭式开采产量的影响规律,并进行了优化设计,形成了基于模拟退火算法的参数优化方法。基于优化结果,本文提出了一种哑铃交错型水平井压裂技术,为现场压裂方案的优选提供了借鉴。     

致密油水平井压裂数值模拟及裂缝参数优化

水平井压裂是致密油藏开发的必要技术手段。为了给出致密油水平井压裂的合理裂缝参数,以大庆油田致密油储层为例,使用油藏数值模拟软件Radial-X建立模型,模拟了致密油水平井压裂生产过程。结果表明,致密油仅在井、缝附近发生渗流,水平井开发的控制范围由水平段长度和压裂改造的缝长、缝密决定。通过水力压裂的裂缝参数敏感性分析得出:裂缝导流能力增加到一定程度即可达到增加水平井产能的目的;增加裂缝数量能提高水平井产能,但是水平井多条裂缝会互相干扰,大庆油田致密油高台子储层2 km井长模型5 a的最优裂缝条数约为20条,扶杨储层5 a的最优裂缝条数约为15条;增加裂缝长度对压后生产有利,但随着裂缝长度增加,产量增加幅度会减小。     

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。     

致密油藏压裂水平井缝网系统评价方法——以准噶尔盆地吉木萨尔地区为例

压裂水平井缝网系统评价是致密油藏高效开发的关键。针对目前缺乏完善的评价方法这一现状,基于动态反演理论建立了一种致密油藏压裂水平井缝网系统评价方法。首先,基于致密油渗流特征和缝网形态,考虑了非均匀缝网和弱补给等复杂因素,推导了其试井数学模型。利用解析方法获得了其井底压力解,并建立了压裂水平井缝网系统评价方法。其次,为验证评价方法的可靠性,以准噶尔盆地吉木萨尔地区为例,开展了实例应用分析。结果表明,复杂缝网水平井流动阶段包括井筒储集效应和表皮效应阶段、裂缝双线性流、裂缝线性流、压裂改造区窜流、压裂受效区线性流和拟稳态流阶段。同时发现,经过压裂改造后,实例井附近形成了主裂缝和压裂改造区,主裂缝半长为135 m,导流能力为118.87×10^-3 μm²;次裂缝网络储容比为6.30%~17.99%,压裂改造区渗透率为100.8×10^-3 μm²。本次研究工作为致密油藏参数反演、压裂评价及动态监测提供了理论基础。     

致密火山岩储层水平井压裂参数优化与现场试验

致密火山岩储层天然裂缝发育差,低孔、低渗、致密、非均质性强,需要应用水平井大规模分段压裂工艺实现有效开发。随着储层物性变差,可缩小压裂裂缝间距保持单井产量;为明确最优改造裂缝间距与施工规模,基于储层孔渗特征、相渗特征、流动特征的认识以及不同裂缝间距压裂产生的干扰,确定致密火山岩储层最优改造裂缝间距。应用压裂后分段产气监测,认识分段产量与改造规模关系,明确致密火山岩储层最优改造规模,有效指导压裂方案优化,提高设计针对性与开发效益。     

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.     

水平井体积压裂技术研究与应用

水平井体积压裂技术是有效开发低渗致密油气藏的关键技术。在深层及超深层碳酸盐岩油藏、致密砂岩油气藏和页岩气等领域,持续开展了裂缝与起裂扩展规律描述方法、裂缝参数优化方法、射孔工艺参数优化、多尺度压裂工艺参数优化方法、分段压裂工具、低伤害压裂酸化工作液体系、压后同步破胶及返排优化、体积裂缝诊断及效果评估方法等研究工作。在调研水平井体积压裂技术研究与现场应用最新进展的基础上,形成了以压前储层综合评价、油藏数值模拟、体积压裂优化设计方法、高效压裂液酸液体系、分段压裂工具/裂缝监测与诊断、压后返排优化控制等为主要内容的储层改造技术链,经华北鄂尔多斯致密砂岩气藏、新疆塔河超深层油藏及四川盆地深层页岩气等试验及推广,效果显著,极大地提高了裂缝的有效改造体积和勘探开发效果。对国内类似油气藏的压裂改造和增储上产均具有重要的借鉴和指导意义。     

注采井网条件下水平井体积压裂重复改造优化设计

鄂尔多斯盆地超低渗透油藏具有低渗、低压、低丰度的特征,采用"五点水平井注采井网+分段压裂"开发,有效提高了初期单井产量。然而,受裂缝间距大、改造规模小、水平段中部能量补充困难及裂缝长期导流能力下降快等因素影响,水平井长期生产产量递减较大。基于典型水平井生产拟合数值模型的压力场和剩余油饱和度场分布,定义了储层改造体积指数、油藏接触面积指数、缝网导流能力指数及地层压力保持指数,并以此表征裂缝网络模型的增产指标。采用新型NF裂缝网络模型,系统对比评价了各指标的增产潜力及其与产量的敏感程度,最终提出了水平井"SRV+Ct+Cd+ps"的体积压裂重复改造优化设计方法。该方法在某区长6超低渗透油藏现场应用后取得较好的增产效果,4口试验井与常规重复压裂相比,单井产量提高50%~70%。     

马58H致密油藏水平井分段多簇射孔压裂技术

马58H井是位于三塘湖盆地马朗凹陷马中地层岩性圈闭的水平探井,属致密凝灰岩油藏,具有高孔低渗、小孔喉、非均质性强的特点,水平井段长804 m。为解决该井压裂作业存在的难题,开展了致密油藏水平井分段压裂技术研究。针对低温井压裂液快速破胶难及施工后对致密油储层的伤害问题,研制出配套的超低浓度、低伤害复合压裂液体系,并通过对裂缝条数、裂缝长度、裂缝导流能力的优化、铺砂浓度与导流能力关系优化、簇间距及孔数优化,采用速钻桥塞分段多簇射孔压裂工艺,顺利完成了该井压裂施工。马58H井分段压裂施工总液量7 755.9 m3,总砂量566.3 m3,最高排量11.2 m3/min,压裂后获得日产131 m3的高产油流,为吐哈油田三塘湖致密油高效开发动用探索了一条新途径。     

体积压裂水平井三线性流模型与布缝策略

低渗透致密储层进行大规模压裂改造在地层中形成多条裂缝及复杂裂缝网络是获得经济产能的主要手段,通过有效的方法对压裂水平井裂缝分布评价、压裂改造体积及压裂后产能预测对压裂施工效果分析具有重要意义。为此,在充分结合致密油储层特点和压裂改造设计思路的基础上,针对压裂措施后形成的分级多簇的裂缝排布及裂缝有限导流渗流特征,建立了水平井体积压裂三线性流数学模型,应用Laplace变换,求得定产条件下封闭边界单条裂缝的拉氏空间解;通过Stehfest数值反演及多裂缝叠加原理,得到了体积压裂水平井井底压力和产量的表达式;同时,结合美国巴肯致密油储层生产特征参数对模型的正确性进行了验证。对产能影响因素研究结果表明,裂缝排布方式对储层改造体积影响较大,级簇比越大累积产油量越高;增加裂缝条数可以有效提高储层动用效率,在进行水平井体积压裂措施设计时应充分考虑裂缝级数或簇数增加导致产量下降问题。研究结果对致密油储层水平井体积压裂设计及产能评价具有重要意义。     

长庆超低渗透油藏低产水平井重复改造技术研究及应用

受储层致密低压、完井改造程度低、长期注采驱替难以建立等因素影响,鄂尔多斯盆地部分水平井产量递减大而低产。通过对水平井典型注采井网的生产动态进行历史拟合,研究了油藏压力和剩余油分布特征。以扩大储层改造体积、增加裂缝复杂程度、恢复缝网导流、解除深部堵塞和提升地层能量为目的,集成体积压裂与补充能量为一体进行重复改造设计,形成了水平井“高排量注入、两级暂堵升压、多功能压裂液、压后关井扩压”的分段补能体积复压工艺模式和配套的压缩式双封单卡组合管柱。优化施工排量为4~6 m3/min,缝口缝内两级暂堵转向,单段液量为800~1 000 m3,单段压后关井1~2 d。在鄂尔多斯盆地超低渗透油藏开展了5口水平井现场试验,单井补能体积复压5~6段,井均日产油量由1.6 t提高至6.2 t,达到了本井投产初期产量,与同区块常规复压井相比日增油提高了1倍。井组地层能量上升2~4 MPa,1年累计增油量超过1 200 t,与本井初次压裂投产相比年递减率降低38%。该技术对其他非常规储层提高水平井老井产量及最终采出程度有一定的借鉴。     

胜利油区致密砂岩油藏水平井开采技术

胜利油区致密砂岩油藏资源量丰富,总体具有油藏埋藏深、储层厚度薄且孔喉细小、储量丰度低和储层纵向分布零散等特点,直井开发存在产能低、初期产量递减快、效益差的问题.为提高致密砂岩油藏的开发水平,开展了水平井开采技术攻关及试验研究,通过设计优化和施工优化,提升了水平井优快钻井技术,突破了致密油藏产能关;通过完善配套压裂完井管柱、现场注储设备和裂缝监测手段,形成了水平井裸眼分段压裂完井技术.截至2013年3月10日,在胜利油区致密砂岩油藏已实施的水平井中,正常生产井28口,工艺成功率为94.4％,累积产油量为58 602.8t,现场取得了明显的生产效果.     

深层砂砾岩水平井组立体缝网压裂优化技术

深层致密砂砾岩储层盐227区块为厚层特低渗常压油藏,常规直井压裂效果差、建产难,单一水平井开发难以实现纵向厚层有效动用。借鉴国外页岩气工厂化开发理念,发展了"三层楼"工厂化整体压裂开发模式,即1套层系、3层开发,8口水平井组作为一个整体进行压裂,第一层为3口井,第二层为3口井,第三层为2口井,水平段长900~1 400 m,三层之间纵向跨度为80 m。综合考虑平面上同层井间、纵向上层间裂缝参数匹配,建立层间立体体积缝网,提高储量控制程度。通过优化施工参数,应用新型实时混配压裂液技术,配套泵送桥塞分段压裂工艺、裂缝实时监测技术,完成4个井组8口井87段的集中压裂,裂缝监测显示立体缝网基本形成。工厂化整体压裂平均施工周期比单一水平井压裂缩短50%,单井投产费用减少395.5万元。压裂后单井平均产油量11.8 t/d,为同区块直井的4倍以上,取得了良好的改造效果,为今后同类致密油储层的经济开发积累了经验。      

混合压裂在苏里格致密气藏水平井的应用

苏里格致密砂岩气资源量巨大,压裂水平井是重要的开采手段之一。常规水力压裂形成的高导流短裂缝对于致密砂岩储层或低渗砂岩储层Ⅲ,Ⅳ类井增产效果较差,另外,高黏度交联冻胶压裂液对储层伤害较大。通过借鉴混合压裂工艺在国外致密气田的成功案例,结合苏里格致密砂岩气藏的地质特征,使用StimPlan软件模拟常规压裂和混合压裂裂缝形态,并借助井下微地震监测结果,分析了2种压裂工艺井的裂缝展布特征,验证了压裂施工效果。最后,通过苏里格东区致密气藏60余口水平井的试气和生产产量对比,得知混合压裂比常规压裂增产效果明显,且降低了施工成本。混合压裂工艺由于"低伤害、控缝高、造缝长、低成本"等特点,是苏里格致密砂岩气藏开发中的有效增产手段之一。