注采井网对裂缝形态及压裂规模的影响

水平井压裂开发技术在低渗薄层油藏开发中已取得了较好效果,注采井网的不同导致水平井的裂缝形态及压裂规模不同,由此导致初期产能及最终采出程度差别较大。为了实现水平井压裂开发的产能和经济效益最大化,应用数值模拟方法设计了三种直平混采七点井网。以增加采出程度、缩短见水时间为目标,优化裂缝形态:对称、三角形和四边形注采井网的水平井裂缝形态分别呈哑铃形、纺锤形和橄榄球形。以经济效益最大化为宗旨,优化压裂规模:对称注采井网,整体压裂采出程度最高;三角形和四边形注采井网,压裂采油井经济效益最好。     

压裂直井和水平井的探测区域计算公式

为解决压裂直井和水平井探测区域的计算问题,分别建立了压裂直井和水平井的瞬时点源模型.使用Laplace及Fourier等积分变换方法求取了这2种井型的无因次储层压力解,给出了2种井型探测区域外边界随时间变化的曲面方程,并与部分学者的研究成果进行了对比分析.结果 表明:随着时间的增大,2种井型探测区域的外边界均趋于圆柱面;当无因次时间分别大于1.674和8.348时,可以采用文献[7]的直井探测半径公式近似计算压裂直井的无因次探测体积,相对误差分别小于5％和1％左右;当无因次时间不小于40/(πLD)2时,水平井的压力传播规律与压裂直井完全类似.水平井实例计算结果与试井分析结果一致,进一步验证了该方法的准确性和可靠性.该方法可用于压裂直井和水平井探测区域的精确计算以及气藏瞬态流期间的拟时间计算等,具有一定的理论和实用价值.     

常压页岩气水平井压后排采控制参数优化

为了精细描述页岩气水平井较长的排采周期,基于商业模拟器Eclipse的双孔双渗模型,将压裂过程等效为注水过程,并进行地层压力场及饱和度场的初始化,以消除常规压裂井数值模拟忽略压裂施工对排采影响的局限性。基于渝东南某常压页岩气数据,建立了多段压裂水平井压后排采模型,并优化了排采参数。结果表明:压后立即采取返排措施,排采压差为12 MPa以上,初期日排液量不小于50 m3,压裂液同步彻底破胶,常压页岩气水平井排采效果较好。以此为基础,指导该区2口水平井的压后排采,取得了较好的效果。     

不同增产方式对低渗气藏开发效果的影响分析

随着目前国内低渗气藏的开发比重逐渐增加,其最佳开发方式显得非常重要。常用的增产措施是直井压裂和打水平井。采用数值模拟方法,研究了各种因素对压裂井和水平井开发效果的影响,并对这两种井的开发效果进行了对比,指出了在低渗地层压裂井效果较好;渗透率较高时,水平井效果较好。     

水平井压裂混合井网的优化设计

目前水平井压裂主要针对单井,水平井压裂混合井网的设计还处于探索阶段。水平井压裂井网设计时,应充分考虑水平井、直井联合布井以及水平井采油、水平井注水、直井采油、直井注水等影响。应用压力云图表征技术,使用水平井压裂产能优化设计软件,分析平行混合井网和混合反九点法井网对产能的影响及预期的经济效益。不同井网的整体压裂效果差别较大,混合反九点法井网注采效果较好。     

预测致密油井中长期产能的新方法

以往吉木萨尔地区致密油的开采模式都是钻水平井进行大规模压裂,在J37井首次尝试采用直井小规模分层压裂的模式进行试油并获得稳定工业油流,为该地区致密油藏低成本开采闯出了一条新路,致密油开发到底是进行大规模水平井压裂的模式开发好还是采用直井小规模压裂更好,这就需要将两种模式的开发效果进行对比,而长期排采是验证结果的唯一手段。本文通过多种方法对比并进行参数优选,找出了预测致密油井中长期产能的新方法。     

煤层气直井开发概要——以鄂尔多斯盆地韩城地区煤层气开发为例

煤层气钻井方式中,直井技术（包括丛式井）最为成熟,费用较低,操作简单,没有太大的使用限制,无论在前期开发评价,还是后期的增产改造和规模开发中,其作用都不可替代,是国内煤层气开发普遍采用的方式。为此,论述了其开发要点：①煤层气的选区、选井及选层主要依靠地震勘探技术结合基础地质技术完成;②单井评价通常以测井评价为主,录井技术和试井技术为辅,而测井记录的数据常需使用经过选择的煤心和试井数据标定,这样才能提高储层评价参数及单井评价的可靠性,进而确定射孔压裂层段;③直井的增产改造方法除水力压裂外,还可考虑裸眼完井和筛管完井技术,裸眼完井需考虑煤层适应性,而筛管完井除了应用于水平井外,也可以用于裸眼完井的直井中;④煤层气排采需紧密结合排采装备,初期以最小的强度稳定缓慢排采,然后根据地层实际供液能力调整工作制度,尽量使地层供液与排液量保持一致,稳定持续缓慢降液,尽可能地扩大压降范围。     

低渗透油藏不同井网系统注采井距研究

根据渗流理论,推导了水平井注采井网井间压力及压力梯度分布公式,分析了水平井注采井网、混合井网和直井井网不同井网系统沿程压力及压力梯度分布规律,提出了低渗透油藏极限注采井距确定方法,并对其影响因素进行了分析。结果表明,直井井网系统驱替压力梯度在注采井附近较大,而在注采井间较大范围内较小;水平井井网系统的流体在注采井间内为近似线性流动,压力降几乎呈线性变化,压力损失明显低于直井,具有更大的驱替压力梯度,且沿程基本保持不变。因此对于低渗透油藏,水平井注采井网更容易形成有效驱替,其极限注采井距为直井井网的3~4倍,混合井网的2~3倍。     

阜康白杨河矿区大倾角厚煤层剩余含气量动态分布特征

新疆准噶尔盆地阜康白杨河矿区煤层厚度大、倾角大,其剩余含气量动态分布规律与常规水平煤层不同。利用数值模拟,构建了大倾角厚煤层压裂直井、裸眼水平井和分段压裂水平井模型,探寻不同井型排采过程中剩余含气量动态变化规律。研究结果表明：排采前期,煤层剩余含气量整体呈以射孔为轴的扇形变化特征;排采中前期,受到气、水重力分异影响,煤层气从深部解吸出来并向浅部运移,造成浅部储集层压力升高,煤层气二次吸附于煤层,浅部含气量升高;排采中期,煤层浅、中部形成吸附—解吸平衡区域;排采中后期,深部解吸气被采出后,储集层压力降低,中、浅部煤层开始新一轮解吸;排采后期,在深部煤层存在明显的高剩余含气量区。     

水力喷砂分段压裂工艺在U型煤层气井中的应用

YP1井组是由一口筛管水平井YP1和直井YP1V组成的U型煤层气井.根据筛管水平井井况及特点,优化了施工管柱、水力喷射压裂工具尺寸和喷嘴组合方式.为防止φ114.3 mm小直径筛管水平井压裂管柱砂卡,将拖动式水力喷射压裂工具与滑套式工具相组合,融合了二者施工工艺.水力喷砂射孔液体通过YP1V井排出,进一步减少水平井沉砂风险.顺利完成YP1井4个层段水力喷射分段压裂改造,共计加砂83 m3,压裂管柱成功上提出井.该U型井压裂施工前无产量,压后对YP1V井实施排水降压,随井底流压下降,产气量最高上升至636m3/d.     

水平井整体压裂软件开发与应用

目前的水平井压裂仅立足于单井,没有考虑注水和井网的影响,仅仅以提高水平井单井压裂的产能为目的,具有很大的局限性。以提高整个区块的采收率为目标,以整个油藏为研究对象,建立了水平井整体压裂理论模型,充分考虑水平井、直井联合布井的情况,设计了多种水平井、直井联合布井井网,开发了一套水平井整体压裂优化设计软件。在优选水平井整体压裂井网基础上,考虑不同的水平段长度,对裂缝条数、裂缝长度、导流能力、裂缝间距、裂缝不对称分布等参数进行了设计,得到了最佳的裂缝参数,并预测了压裂水平井的生产动态（日产量、累积产量、含水率、采出程度等）。该方法和软件对提高油田水平井整体压裂效果具有一定的指导意义。     

砂岩气藏压裂定向井优化射孔工艺研究

定向井作为砂岩气藏开发的重要技术手段,在压裂改造过程中普遍体现出了较直井高效压裂更为困难的现象.基于真三轴水力压裂模拟实验,模拟了定向井压裂过程,基于实验结果,分析认为定向井压裂时明显的近井筒效应是定向井较直井高效压裂更为困难的重要因素.同时基于模拟实验,研究了孔深、孔径、孔密对定向井压裂改造的影响规律,提出了射孔参数优化原则.基于方位定向现场试验,给出了外定向、内自定向2种方式的推荐应用范围.通过9个层次的定向射孔工艺现场试验,均有效地提高了定向井压裂效果,降低了地层破裂压力及近井筒效应,提高了单井产能.为砂岩气藏定向井高效压裂改造提供了可靠的技术措施,具有推广应用价值.     

水平井-直井整体压裂组合井网产量预测模型的建立与应用

针对低渗透油藏水平井-直井整体压裂组合井网中裂缝-基质耦合渗流的特殊性,以等值渗流阻力法及叠加原理为基础,采用流场划分原则,划分渗流区域,建立多条横向裂缝相互干扰的水平井-直井整体压裂组合井网产量预测模型。分析水平井压裂缝长、裂缝条数、裂缝位置及与水平井筒的夹角对井网产量的影响,揭示低渗透油藏水平井-直井整体压裂组合井网开采变化规律,指导油田整体压裂开发方案设计。研究结果表明:裂缝条数越多,裂缝干扰越强,水平井压裂存在1个最优裂缝条数;压裂裂缝沿水平井筒等间距排布时,两端长、中间短的开发效果最好;水平井裂缝产生互相干扰时,裂缝越靠近水平段两端排布,开发效果越好;目标水平井-直井整体压裂组合采用矩形七点井网,水平井压裂裂缝与水平井筒最优夹角为60°。     

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文章对水平压裂气井的渗流过程进行了分析，将气体从地层流入水平井底的压降分为三部分：一是气体从地层基质流入到裂缝，通过复位势理论和势的叠加原理得出了有关产能的压降方程；二是从裂缝流入到水平井段，通过对裂缝微元体的分析，得出有关裂缝参数的产能压降方程；三是气体从水平井段指端流入水平井段跟端，通过动量定理得出考虑井筒摩擦等影响因素的产能压降方程。根据得出的这三部分压降方程，考虑各部分间的连接条件，得出了含多条垂直裂缝的水平压裂气井的产能预测模型，通过编程求解了该模型，并分析了裂缝半长、裂缝条数以及裂缝在水平井筒中的位置对水平压裂气井产能的影响，从而为压裂后的产能评价及压裂井的优化设计提供了可靠的理论基础。     

页岩气井压后返排规律

岩气藏通常都需要进行大规模的水力压裂才具有工业开采价值,但是页岩气井压后返排率普遍较低。针对这一问题,采用数值模拟和实验相结合的方法,研究了天然裂缝间距、裂缝导流能力、压裂规模、压力系数和关井时间等因素对返排的影响,并从机理上分析了页岩气井压后返排困难的原因。结果表明:返排率随天然裂缝间距、裂缝导流能力和压力系数的增加而增加,随压裂规模和关井时间的增加而减少;从微观机理进行分析,水通过毛细管自吸作用进入微裂纹,页岩基质中矿物颗粒间原有的氢键被羟基取代进而发生水化作用,造成新的微裂纹的产生和主裂缝的扩展,形成复杂的裂缝网络,使得大部分水难以返排,返排率低;对于页岩气井压裂,一般裂缝间距和裂缝导流能力较小、压裂规模很大,很大一部分注入水存在于比表面积极大、形态极为复杂的裂缝网络中,以致无法返排。结论认为:页岩气井压后返排率的高低受多种因素的影响,不应该刻意追求返排率;低返排率的页岩气井的产量一般较高。     

基于不稳定渗流压裂水平气井产能研究

对于低渗、特低渗气藏，用水平井开采不一定能取得满意的效果，水平井水力压裂技术已成为开采低渗透气藏的重要手段，水平井压裂后的产能预测又是水平井压裂技术的一大难题。文章以生产过程中裂缝内流体的非稳态流动为基础，应用复位势理论、叠加原理和数值分析求解方法，并考虑压裂水平井地层渗流和水平井筒管流耦合，建立了压裂水平井多条裂缝相互干扰的产能预测新模型，使计算结果更加合理。计算结果表明：该模型计算产量与实际生产数据符合率高；水平井筒内的压力损失对压裂水平井的生产动态有一定的影响；水平井内每条压裂缝的产量并不相等，端部裂缝的产量高于中部裂缝的产量；水平井筒内的压力呈不均匀分布，从指端到根端压力逐渐降低；裂缝不对称会使压裂水平井产量降低。研究成果对低渗透气藏的压裂水平井的设计具有一定的指导意义。     

苏里格气田致密砂岩气藏储层体积改造关键问题及展望

2012年,中国石油天然气股份有限公司提出了"体积改造"的技术理念,促使压裂理论从经典走向现代。随着鄂尔多斯盆地苏里格气田致密砂岩气藏勘探开发工作的持续推进,储层条件更加复杂,压裂改造技术在理念、材料和工艺等多方面都面临着新的难题和挑战。为了将体积改造技术原理的普遍性和苏里格气田致密砂岩气藏储层的特殊性相结合,建立有效的体积改造技术模式,借鉴近年来美国非常规天然气成功开发的经验,从地质特征入手,探讨了苏里格气田致密砂岩气藏储层体积改造面临的关键问题,并提出了技术发展的方向。研究结果表明:(1)控制裂缝纵向延伸,适度提高排量、大幅增加液量的滑溜水压裂设计是提高单层产量的关键;(2)通过直井多层、水平井多段压裂,实现致密砂岩气多层系立体式开发,是提高单井产量和采收率的基础;(3)小井眼、小油管完井实现高排量压裂设计、长期生产,是实现提产降本的前提。     

Factors Affecting the Productivity of a Multifractured Horizontal Well

Horizontal well technology has been widely used in developing oil fields. Very commonly, these wells are hydraulically fractured to improve productivity in low permeability reservoirs. The productivity of a multifractured horizontal well is mainly affected by reservoir properties and fracture parameters. A simple and accurate method for evaluating and optimizing productivity of this type of wells is not available and is highly desirable to reservoir engineers. The authors analyzed the equipressure contour, velocity vector distributions, and the influence of factors such as ratio of vertical permeability to horizontal permeability, anisotropy of plane permeability, hydraulic fracturing angle, fracture distribution, and morphology on horizontal well's productivity by finite element numerical simulation method. The results show that optimizing the well trajectory and direction can reduce the degree of reservoir permeability anisotropy influencing on the productivity of well. Hydraulic fracture tilt or angles among multifractures due to natural fractures or ground stress can lower the productivity. Asymmetric distribution of fractures about wellbore can improve production and distribution with staggered interval can generate greater production. When the space between hydraulic fractures is small, fractures bend at a small angle and display a separated trend due to interference among fractures. In this case production has a little increase. Finite element numerical simulation method is accurate and intuitive when simulating percolation field of fractured horizontal wells. The results have certain reference significance for in situ fracturing operations.     

水平井七点法井网水淹窜流通道识别技术

长庆油田超低渗透油藏是典型的“三低油藏”,储层致密、物性差、孔喉细微,常规直井开发单井产量低,采用水平井开发是提高单井产量的有效途径。目前华庆油田试验区部署七点法水平井井网,采用超前注水技术和水力喷射分簇多段压裂改造工艺,正常井产量是常规直井的3～4倍,但部分水平井投产后高含水,甚至水淹,分析认为注采井之间的裂缝型窜流通道是主要原因。研究建立了超低渗透油藏窜流通道判别指标体系,运用模糊聚类分析方法对井组注水井进行分类,筛选优势注水井,为下步治理奠定了基础。运用该方法分析计算了水淹井平A井、平B井,得到了各自对应的优势注水井,经现场动态验证,与计算结果一致,表明该方法能够应用于超低渗透油藏水淹水平井窜流通道的识别,具有一定的实用性。