水平井体积压裂簇间距优化方法

簇间距是水平井分段多簇压裂设计过程中的一个重要参数。为了进一步提高致密储层水力压裂增产效果,沟通水力裂缝和天然裂缝形成复杂缝网,采用有限元数值模拟方法研究水平井缝网压裂的簇间距优化问题。通过建立均质各向同性储层内三维水力裂缝的诱导应力差模型,从降低应力影效应的不利影响和利用应力影效应的有利影响两个方面分别建立了最小簇间距优化模型和最大改造体积簇间距优化模型,结合裂缝转向机理确定最优簇间距优化原则。研究结果表明:(1)裂缝偏转角度越小,最小簇间距增大;(2)储层改造体积随着簇间距的增加先增大后减小,改造体积最大值所对应的簇间距即为最优簇间距;(3)同一裂缝流体压力条件下,主应力转向角度变化对最大改造体积簇间距的影响小。综合最小簇间距模型和最大改造体积簇间距模型,可以得出最优簇间距,该方法为低渗透储层缝网压裂时的裂缝优化设计提供了参考。     

页岩储层压裂应力阴影效应对缝网形成的影响

为深化认识页岩水平井多段压裂过程中的缝间应力阴影效应,提高缝网形成效率,基于离散元法建立复杂裂缝扩展模型,开展了多裂缝延伸数值模拟研究。重点分析了缝间干扰的影响因素,包括水平应力差、杨氏模量、缝间距、净压力和裂缝形成顺序,以及单条水平井交替压裂过程中水力裂缝与天然裂缝的相互作用行为。数值模拟结果表明：①水平井多段顺序压裂不易形成近间距裂缝,由于应力阴影效应,后继裂缝将偏离水平最大主应力方向,无法改造远井筒区域;②储层杨氏模量决定应力阴影作用距离,而净压力决定着裂缝周围产生的“应力阴影”效应的强度,高杨氏模量,低水平应力差地层,施工净压力越大,发生干扰的缝间距越大;③通过优化水力裂缝形成顺序,利用多裂缝应力干扰,可使得当前改造区域内水平地应力差显著地降低,有利于后继水力裂缝开启天然裂缝系统,从而提高缝网复杂性。研究结果可为页岩储层缝网压裂设计优化提供理论依据。     

低渗透油气藏水平井分段多簇压裂簇间距优化新方法

水平井分段多簇压裂中簇间距的大小是决定水平井分段多簇压裂成败的关键因素。为提高低渗透油气藏储层压裂改造效果,需建立合理的簇间距优化模型,而现有的优化方法多以应力反转半径作为最佳间距,并未定量化表征压裂后的储层改造效果。为此,基于弹性力学基础理论和位移不连续法建立了考虑水力裂缝干扰模式下的复杂地应力场计算模型,研究了天然裂缝在复杂地应力场条件下发生张开和剪切破裂形成复杂裂缝网络的规律,再以获得最大缝网波及区域面积为优化目标,形成一种新的簇间距优化方法。研究结果表明:(1)张开的水力裂缝会在其周围产生诱导应力,压裂液的滤失则会导致地层孔隙压力变化,相应的地层孔隙弹性应力也会发生变化;(2)天然裂缝剪切破裂区域与张开破裂区域重叠,且前者要远大于后者,可采用天然裂缝剪切破裂区域面积来表征复杂裂缝网络波及区域的大小。采用该方法指导了现场水平井的簇间距优化设计,实验井压裂后取得了理想的增产效果,为低渗透油气藏水平井分段多簇压裂的簇间距优化设计提供了借鉴和指导。     

通过改变近井地应力场实现页岩储层缝网压裂

体积压裂是对非常规储层进行高效改造的最主要手段之一,目前国内外对于体积改造技术的关注多集中在对水平井分段多簇压裂的优化方面。在深入分析诱导应力的计算方法及其对处理区域动态应力场形成所起到的决定性作用基础上,提出了通过控制诱导应力实现垂直于井筒方向缝网形成的方法。在压裂中,依靠原始地应力资料有目的地设计第1次压裂,产生需要的诱导应力,从而在第2次压裂中形成网状裂缝,这种通过改变近井地应力来实现缝网的方法在实际应用中取得了较好的效果。依据不同类型页岩储层特点进行优化设计和配套工艺改进,对非常规储层的体积改造具有重要意义。     

致密油藏体积压裂水平井参数优化研究

“水平井+体积压裂”技术是获取致密性储层中工业油流的重要手段。为了对影响体积压裂水平井开发效果的参数进行优化设计,基于离散裂缝模型的数值模拟方法,采用更为灵活的非结构化网格,建立了体积压裂水平井模拟模型,经Eclipse软件及矿场实际井资料验证该模型可靠性较高,可准确地表征复杂裂缝的几何参数和描述流体在裂缝中的流动。利用长庆油田某致密油藏实际参数,对水平井方位、布缝方式、段间距、簇间距、改造体积等参数进行了优化设计,结果表明：当水平井方位与天然裂缝平行时,开发效果最好;根据累计产量的大小,哑铃型布缝方式优于交错型、均匀型、纺锤型布缝方式;段间距应大于相邻2段的泄油半径之和,避免段间干扰;簇间距应尽可能大,但要小于天然裂缝平均缝长;当改造体积一定时,细长形状的改造区域比短粗形状的改造区域开发效果更好,当工艺上难以增加压裂裂缝长度时,可通过增加段内簇数改善开发效果,簇数越多,初期累计产量越高,但最优簇数取决于开采时间的长短。研究结果可为致密油藏体积压裂水平井造缝设计提供依据。     

水平井分段压裂破裂压力计算

水平井分段压裂时,形成的初始裂缝会诱发井筒周围应力分布二次改变,产生诱导应力场。诱导应力场将会对后续裂缝起裂产生影响。在考虑原始井筒周围地应力分布状态的基础上,结合弹性力学理论和岩石拉伸破裂理论,建立了诱导应力场中井筒地应力分布模型和破裂压力计算模型。研究结果表明:诱导应力的大小和分布取决于裂缝间距、裂缝缝高及原始地应力。随着裂缝间距的增加,沿着井筒方向诱导应力逐渐变小;定间距时,随着裂缝高度的增加,破裂压力也随之增加;原始地应力分布与诱导应力场中破裂压力的变化规律无关,只决定着裂缝破裂压力增加的幅度。该结果对于优化水平井分段压裂设计具有一定的指导意义。     

水平井缝网压裂裂缝间距的优化

为了让致密油气藏分段压裂时形成的水力裂缝和天然裂缝相沟通,形成复杂缝网,提高水力压裂增产效果,采用数值模拟方法研究了水平井缝网压裂的缝间距优化问题。建立了均质、各向同性储层内二维水力裂缝的诱导应力差模型;根据裂缝转向机理,推导出了缝间最大诱导应力公式,确定了最优间距。结合现场数据,计算了泊松比为0.2~0.5、缝间距为40~90 m时的缝间诱导应力。计算结果表明:地层的泊松比越小,裂缝的诱导应力差越大,诱导应力的传播距离越远;随着与裂缝距离的增加,诱导应力差呈现先增大后减小的趋势;当2条裂缝之间的距离为最优间距时,缝间的诱导应力差最大。研究表明,优化裂缝之间的缝间距,可以使裂缝之间的诱导应力差达到最大值,形成复杂的裂缝网格,提高油气与井筒之间的连通性。研究结果为低渗透油气藏缝网压裂时的裂缝优化设计提供了参考。      

页岩油气藏水平井井间干扰研究现状和讨论

低渗页岩储层难以自然形成工业油气流,常采用水平井和水力压裂建立人工缝网以保证商业化开采。然而,随着大规模加密布井和压裂,水平井间距缩小、储层改造体积增加,井间出现人工裂缝导致的干扰,影响邻井的井口压力和产量,甚至诱发井控、套损和支撑剂侵入等问题,严重时导致水平井报废,极大地影响生产效率。此外,老井亏空会导致储层地应力在原位地应力的基础上发生动态演化,形成复杂地应力状态,继而影响加密水平井和重复压裂井的储层改造效果,限制井平台产能表现。我国准噶尔盆地、四川盆地、鄂尔多斯盆地等地的页岩油气资源开发已进入小井距和加密布井阶段,井间干扰已对正常生产产生明显影响,急需开展针对性研究。本文对国内外页岩油气藏的井间干扰现象、机理以及诊断方法进行全面、详细的介绍,并提出干预对策。研究认为:准确表征与预测压裂水平井井间干扰需要在地质工程一体化的框架下展开;对天然裂缝、断层、原位地应力和储层岩石力学特征的准确认识是评价井间干扰的前提;地层亏空诱发的动态地应力和复杂人工缝网的建模与表征是定量评价井间复杂缝网交互与连通的关键手段,也是定量预测井间干扰对于井平台最终可采储量(EUR)影响的有效方法;关井、老井注液、重复压裂、优化井距和压裂优化都是干预或减小井间干扰的手段。     

水平井分段多簇压裂缝间干扰影响分析

水平井分段多簇压裂在低渗透油气藏开发中发挥了巨大作用。为进一步提升油气产量,压裂段、簇数近年不断增加,同时也加剧了缝间干扰问题。合理利用裂缝产生的诱导应力干扰能够促使裂缝网络形成,使得储层改造体积增大。但是过高的诱导应力干扰也可能导致裂缝起裂困难,甚至造成裂缝砂堵,所以应当对缝间干扰问题进行相关研究。对此,采用位移不连续法建立了研究多簇裂缝诱导应力的数学模型,从局部应力场改变、起裂压力、裂缝宽度多方面研究了缝间干扰对分段多簇压裂造成的影响。模拟结果表明,诱导应力会导致局部区域水平主应力差异下降、破裂压力陡升、裂缝宽度下降等。分析显示,分段多簇压裂在利用诱导应力促进缝网形成的同时,也需要防止其对施工造成困难。研究结论对水平井分段多簇压裂具有指导意义。     

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。     

裂缝干扰下水平井破裂点影响因素分析

为了解水平井分段压裂过程中先压开裂缝诱导应力干扰下后续裂缝破裂点位置的影响因素及其影响规律,指导水平井分段压裂射孔位置的选择,推导建立了非等裂缝半长、非等间距和任意裂缝倾角的水力裂缝诱导应力干扰数学模型,在此基础上形成了破裂点计算数学模型。结果表明包括裂缝条数、长度和净压力在内的先压开裂缝参数以及原始主应力状态、水平井方位角和完井方式等都会影响后续裂缝破裂压力大小,从而影响破裂点的位置,其中原始地应力、已压开裂缝条数和长度以及完井方式对破裂点位置存在较大影响,水平井方位角和已压开裂缝净压力对破裂点位置影响较小;对于原始水平主应力差较小的砂岩储层,裂缝间干扰严重会导致应力发生反转,增大后续起裂裂缝破裂压力,导致施工困难,因此应该尽量避免裂缝间干扰;对于页岩储层,目前采用的分段多簇射孔技术,段间距定为60 m左右破裂压力更低,更易于裂缝起裂。     

Stress redistribution in multi-stage hydraulic fracturing of horizontal wells in shales

Multi-stage hydraulic fracturing of horizontal wells is the main stimulation method in recovering gas from tight shale gas reservoirs, and stage spacing determination is one of the key issues in fracturing design. The initiation and propagation of hydraulic fractures will cause stress redistribution and may activate natural fractures in the reservoir. Due to the limitation of the analytical method in calculation of induced stresses, we propose a numerical method, which incorporates the interaction of hydraulic fractures and the wellbore, and analyzes the stress distribution in the reservoir under different stage spacing. Simulation results indicate the following: (1) The induced stress was overestimated from the analytical method because it did not take into account the interaction between hydraulic fractures and the horizontal wellbore. (2) The hydraulic fracture had a considerable effect on the redistribution of stresses in the direction of the horizontal wellbore in the reservoir. The stress in the direction perpendicular to the horizontal wellbore after hydraulic fracturing had a minor change compared with the original in situ stress. (3) Stress interferences among fractures were greatly connected with the stage spacing and the distance from the wellbore. When the fracture length was 200 m, and the stage spacing was 50 m, the stress redistribution due to stage fracturing may divert the original stress pattern, which might activate natural fractures so as to generate a complex fracture network.     

火山岩储层裸眼水平井压裂裂缝复杂程度的定量诊断

为提高松辽盆地北部徐深气田二、三类火山岩储层的开发效果和单井产量,经多年探索,逐步形成了以裸眼管外封隔器多级滑套分段压裂工艺为主体的水平井多段压裂技术。但裸眼水平段压裂过程中裂缝起裂位置随机、压开多条裂缝概率大等因素会导致裂缝系统更加复杂,极易产生砂堵风险,以往的分析诊断方法也表现出了一定的不适应性。为此,针对该区火山岩气藏裸眼水平井开展了裂缝复杂性机理研究,在原有直井诊断分析方法基础上,建立了裸眼水平井复杂裂缝物理模型和数学模型,确定用等效裂缝数、等效裂缝宽度、等效滤失系数来定量表征裂缝的复杂程度,开展了缝间应力干扰及附加净压力研究,最终形成了通过测试压裂诊断分析来定量识别裸眼水平井裂缝复杂性的方法和指标,并提出相应的现场控制措施,在实践应用中获得了较好的效果,确保了徐深气田裸眼水平井压裂的成功实施。该方法也可用于其他类似储层复杂裂缝的诊断分析。     

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。     

页岩气水平井组拉链压裂过程中地应力的分布规律

页岩储层具有低孔隙度、超低渗透率的特征,往往需要通过水力压裂才能使气井具备一定的生产能力。拉链压裂是近年来针对页岩气藏缝网压裂的一项新兴工艺,为了认清压裂过程中裂缝应力干扰后地应力场的分布规律并给页岩压裂设计提供参考,首先假设地层为均质、各向同性弹性体,然后通过位移不连续法,建立起地层应力场分布数学模型,并利用线性叠加原理,得到人工裂缝周围水平应力场的分布情况。研究发现：①裂缝周围的地应力随着与裂缝距离的远近有不同程度的增加;②裂缝尖端处存在应力集中现象,且在裂缝尖端附近产生的拉应力使得水平应力有所减小;③裂缝对水平最小主应力的影响程度大于对最大主应力的影响;④随着裂缝条数的增加,诱导应力的叠加干扰对水平主应力的影响不断增强,且水平应力差异性逐渐减小;⑤在裂缝交错排列的区域内,应力干扰较强,应力场分布较复杂。上述研究成果对页岩气水平井组拉链压裂的优化设计具有指导意义。     

水平井分段分簇压裂缝间干扰和段间干扰建模——以昌吉油田吉7井区八道湾组油藏为例

昌吉油田吉7井区八道湾组油藏开发过程中直井水力压裂的储集层改造效果有限,产能受到限制,需要开展水平井多级压裂。针对吉7井区八道湾组的地质力学特征,采用扩展有限元法编制了非平面人工裂缝扩展模型,模型考虑了多簇裂缝同时扩展时的缝间干扰和分段压裂时邻近段的段间干扰,表征了吉7井区八道湾组水平井非平面裂缝扩展特征。结果显示,段内缝间干扰会抑制中间簇裂缝半长,使得外侧裂缝的缝宽更大、裂缝半长更长;缝间干扰和簇间干扰使得裂缝扩展呈现非平面特征,在几何形态上具有一定曲率。通过与压裂施工数据和微地震监测数据对比,认为裂缝数值模拟结果与现场数据拟合程度较好,模型在目标区域的应用效果较好。在吉7井区八道湾组开展水平井多级压裂实验,单井日产油量达到了同井区直井的7.8倍,取得明显成效。     

Numerical simulation of hydraulic fracture propagation in tight oil reservoirs by volumetric fracturing

Volumetric fracturing is a primary stimulation technology for economical and effective exploitation of tight oil reservoirs. The main mechanism is to connect natural fractures to generate a fracture network system which can enhance the stimulated reservoir volume. By using the combined finite and discrete element method, a model was built to describe hydraulic fracture propagation in tight oil reservoirs. Considering the effect of horizontal stress difference, number and spacing of perforation clusters, injection rate, and the density of natural fractures on fracture propagation, we used this model to simulate the fracture propagation in a tight formation of a certain oilfield. Simulation results show that when the horizontal stress difference is lower than 5 MPa, it is beneficial to form a complex fracture network system. If the horizontal stress difference is higher than 6 MPa, it is easy to form a planar fracture system; with high horizontal stress difference, increasing the number of perforation clusters is beneficial to open and connect more natural fractures, and to improve the complexity of fracture network and the stimulated reservoir volume (SRV). As the injection rate increases, the effect of volumetric fracturing may be improved; the density of natural fractures may only have a great influence on the effect of volume stimulation in a low horizontal stress difference.     

基于缝网扩展模拟的致密储层体积压裂水平井产能贡献分析

针对致密储层体积压裂缝网扩展预测和多重孔隙介质耦合流动模拟难度大的问题,开展了基于体积压裂裂缝扩展机理的致密储层流体流动规律研究,建立了多重介质不稳定渗流数学模型和多裂缝互相干扰条件下的压裂裂缝网络扩展模型,并采用有限单元法求解.以鄂尔多斯盆地致密油为例进行生产模拟,分析致密油藏体积压裂水平井不同孔隙介质产量贡献程度....     

中国致密油藏水平井注水吞吐技术进展与发展趋势

中国致密油藏多采用水平井体积压裂衰竭式开发,水平井产量递减快,一次采收率不足10%。因此,有效补充地层能量是致密油藏体积压裂水平井稳产的关键。注水吞吐是致密油藏水平井的一种有效注水补充能量方法,近年来针对该方法进行了大量的研究和实践。在介绍注水吞吐工艺的基础上,从渗吸采油微观机理以及压力对渗吸排油影响两个方面对注水吞吐机理的研究进展进行了概述,并系统总结了储层性质和工艺参数对注水吞吐采油效果的影响。为了提高注水吞吐的开发效果,目前主要形成了化学处理剂辅助注水吞吐技术、大排量注水强化注水吞吐技术和水平井同井缝间异步注采技术3种改善注水吞吐开发效果的技术。进一步通过总结注水吞吐油藏数值模拟和工艺参数优化的研究成果,分析矿场实践经验,提出了中国致密油藏注水吞吐技术未来发展趋势。