鄂尔多斯盆地页岩油水平井CO2区域增能体积压裂技术

针对鄂尔多斯盆地页岩油储层压力低、缝网复杂程度低和黄土塬水资源缺乏等问题，以该盆地庆城油田页岩油为研究对象，进行了滑溜水和CO₂压裂物理模拟试验，利用高能CT监测了CO₂压裂裂缝扩展规律，分析了CO₂压裂形成复杂裂缝的可行性；利用油藏数值模拟方法，优化了CO₂注入关键参数，形成了适合庆城油田页岩油的CO₂区域增能体积压裂技术。研究表明：前置CO₂压裂可提高长7段页岩油储层裂缝复杂程度，裂缝沿层理弱面扩展并纵向穿层形成缝网；增能理念应由单井段间交替增能向平台整体注入实现井间、段间协同一体增能转变，单井采用全井段注入增能模式，可实现缝控区域全覆盖。庆城油田某平台进行了页岩油CO₂区域增能体积压裂试验，与采用常规体积压裂技术的邻井相比，3口试验水平井平均压力保持程度提高1.5倍，单井平均初期产油量提高28.6%。研究和现场试验结果表明，CO₂区域增能体积压裂能提高裂缝复杂程度，增加区域地层能量，提高单井产能，可为鄂尔多...     

鄂尔多斯盆地致密油水平井体积压裂优化设计

鄂尔多斯盆地长7致密油储层致密、油藏低压。储层天然微裂缝发育程度和岩石脆性评价表明,盆地致密油储层物性对水平井分段体积压裂具有良好的适应性。以提高水平井多段压裂井网形式和布缝的匹配性为目的,优化了与注采井网相适配的施工参数,结果表明,实现体积压裂的排量为4~8 m3/min,单段砂量40~80 m3,入地液量300~700 m3,并形成了"低黏液体造缝、高黏液体携砂、组合粒径支撑剂、不同排量注入"的混合压裂设计模式。矿场井下微地震监测对比了体积压裂与常规压裂对裂缝扩展形态的影响,结果显示致密储层采用体积压裂的改造体积和复杂指数是常规压裂的2倍左右,且与井网适配性良好。通过开展致密油开发矿场先导性试验,水平井单井初期产量达到8~10 t/d,第1年累计产油量达2 000 t左右,且无裂缝性见水井,证明对于鄂尔多斯盆地的致密油开发,采用水平井五点井网+混合水体积压裂可以获得较高的单井产量和良好的开发效益。该项技术对其他油田的非常规储层开发有一定的借鉴意义。     

鄂尔多斯盆地页岩油水平井体积压裂改造策略思考

鄂尔多斯盆地页岩油具有压力系数低、脆性指数低、纵向夹层多以及非均质性强等特点,采用水平井体积压裂技术可以大幅度提高单井产量,但低油价下难以实现经济有效开发。以该盆地矿场实践大数据为基础,建立了体积压裂效果定量评价方法,提出了体积压裂改造策略和下步工程攻关方向。在建立水平井地质工程综合品质分段分级评价新标准和储层类型精细分类的基础之上,基于9口水平井112段产液剖面测试结果得出：I类和II类储层改造段数占比为85.2%,产出占比高达96.4%,为主要产能贡献段;III类储层改造段数占比为14.8%,产出占比仅占3.6%,贡献程度最低;应优先改造I类和II类储层,III类储层选择性改造。影响产能的主控因素依次为：油层长度、进液强度、布缝密度、脆性指数、加砂强度、渗透率、施工排量、孔隙度、水平应力差及含油饱和度。储层物质基础是获得高产能的首要条件,提高缝网波及体积是实现非常规油气产能最大化的重要途径。研究成果可为盆地页岩油水平井体积压裂优化设计提供科学依据,有力助推页岩油规模效益开发。     

庆城夹层型页岩油地质工程一体化压裂技术

针对庆城夹层型页岩油储层物性致密、原始油藏压力系数低和湖相沉积非均质性强的特点，采用大型物理模拟试验、水平检查井取心观察和微地震频度与震级分析等方法，明确了裂缝系统以人工主裂缝为主、支/微裂缝为辅；根据细分切割裂缝思路，采用桥塞/球座分段多簇射孔联作工艺为主体技术；从地质工程甜点综合特征出发，优化布缝策略、段簇组合和簇间距；基于限流压裂原理，采用暂堵控制多簇裂缝扩展，以大量现场压裂资料为样本集，优化压裂关键参数；根据压裂对缝网导流能力的需求，优化压裂液和支撑剂的粒径组合。通过上述研究，形成了庆城夹层型页岩油地质工程一体化压裂技术。庆城页岩油区块的180口水平井应用页岩油地质工程一体化压裂技术完成4 590段压裂，压裂后单井初期产量达到了14.5 t/d，第1年产量递减率降低10百分点以上。研究和现场应用表明，页岩油地质工程一体化压裂技术可以实现油藏与裂缝的匹配，有效支撑了庆城页岩油百万吨级产能建设，为陆相页岩油资源高效动用和效益开发提供了技术支持。     

庆城页岩油泵入式光纤监测技术实践

庆城油田页岩油水平井主体采用分段多簇细分切割体积压裂技术,但目前仍存在多簇起裂效率不清晰的问题。为了评价多簇起裂有效性及裂缝延伸规律,开展了水平井泵入式光纤测试技术先导性试验,该技术具有工艺灵活、便捷高效及成本低的独特优势。测试结果表明,水平井分段多簇细分切割体积压裂通过射孔限流+颗粒暂堵方式,能够实现100%多簇完全起裂,但各簇进砂(液)量差异明显,各簇裂缝延伸不均衡。该项研究初步回答了多簇起裂有效性问题,并验证了水平井套管内泵入式光纤监测技术的可行性,丰富了水平井体积压裂效果评估测试手段,同时为鄂尔多斯盆地页岩油水平井压裂工艺及参数优化提供了重要依据。     

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。     

鄂尔多斯盆地庆城油田页岩油水平井产能主控因素及开发对策优化

受储层特征、水平段长度、压裂规模等多种地质因素和工程因素影响,庆城油田长7段页岩油体积压裂水平井单井产能存在较大差异,然而主控因素不明确。为此,以庆城油田180余口水平井为样本,采用灰色关联法、随机森林算法系统分析了地质、压裂施工等参数对产能的影响程度,明确单井产能的主控因素。研究表明：孔隙度、含油饱和度、脆性指数、有效水平段长度、压裂段数、单段加砂量、入地液量是影响页岩油水平井单井产能的主控因素。基于上述认识,优化了地质井位部署和压裂施工参数,对低油价背景下页岩油的高效开发具有较好的指导意义。     

鄂尔多斯盆地页岩油体积压裂技术实践与发展建议

体积压裂技术可提高鄂尔多斯盆地页岩油单井产量,但低油价条件下仍可能无法实现经济有效开发,原因是体积压裂技术思路、压裂技术模式、压裂参数体系等不够合理。为此,长庆油田根据该盆地延长组长 7 段页岩油体积压裂矿场实践和室内模拟研究结果,转变了体积压裂技术思路,研究形成了“大井丛、长水平井、细分切割、分簇射孔、可溶球座、变黏滑溜水”压裂技术模式,优化了体积压裂参数体系;并结合该盆地页岩油储层地质特征,系统分析了体积压裂增产机理和关键技术。分析认为,对于页岩油在储层中渗流机理的认识,已逐步由常规油藏单一的有效驱替机理转变为有效驱替和油水渗吸置换复合机理;该盆地形成的体积压裂技术模式,其关键技术材料全部自主研发,且具有很好的现场应用效果。为了深化与提升该盆地页岩油体积压裂技术,追求更高产能目标,建议进一步研究压裂增产机理、优化关键技术参数、发展体积压裂可视化技术。研究结果可为页岩油水平井体积压裂优化设计提供依据,对同类储层的压裂改造具有借鉴作用。      

压裂水平井的多模式裂缝网络试井模型及参数评价——以吉木萨尔页岩油为例

大型压裂技术是高效开发页岩油的重要手段之一，经过大型压裂后井筒周围会形成复杂裂缝网络，压后裂缝参数反演是压裂效果评价和开发参数优化的关键，但目前的渗流和试井模型难以满足页岩油复杂缝网反演的需求。为此，研究了页岩油压裂水平井复杂缝网的表征问题，建立了页岩油多模式裂缝网络半解析试井模型，包括体积压裂模型、压裂复合模型及离散缝网模型，利用点源方法、半解析方法和拉普拉斯变换等求解了多模式裂缝网络半解析试井模型，并开展了数值验证，划分了流动阶段，分析了流动段特征。在建立的多模式裂缝网络半解析试井模型基础上，对试井特征曲线进行了敏感性分析，并建立了试井曲线拟合方法，辅以生产历史拟合法，初步形成了基于试井理论的页岩油多模式裂缝网络参数评价思路。采用建立的缝网参数评价方法对吉木萨尔页岩油压裂水平井JA井与JB井进行分析，评价了裂缝网络参数，包括缝网几何形态、主次裂缝半长、主次裂缝导流能力、裂缝闭合前存储系数、裂缝闭合后存储系数和裂缝闭合时间等，并通过实例应用证明了复杂缝网参数评价方法的可靠性和实用性。     

长庆油田页岩油水平井体积压裂技术发展与应用

水平井体积压裂技术是实现页岩油气高效开发的关键。文章回顾近10年长庆油田页岩油水平井体积压裂技术发展历程,系统总结了体积压裂改造模式、关键工具、低成本材料3方面取得的主要新进展。创新形成了“立体式、长水平段、细分切割、分簇射孔、可溶球座、变黏滑溜水、多尺度支撑”体积压裂开发技术模式。提出了“压增渗”一体化设计,由单一压裂向造缝、增能、驱油三位一体升级,压裂过程中兼顾增加地层能量和加快油水渗吸置换,实现单井缝控储量最大化一次动用。配套自主研发细分切割可溶金属球座和动态暂堵转向新材料,多功能变黏滑溜水和不同粒径组合石英砂可提高多尺度裂缝渗吸置换效率与缝网长期导流能力。该技术在长庆油田规模应用450余口页岩油水平井,初期产量由9.6t/d提高到18t/d,年累计产油量由2380t提高到4931t,单井EUR由1.8×10⁴t提高到2.6×10⁴t,2019年产油量突破100×10⁴t,2020年建成庆城页岩油百万吨示范区。研究成果可为页岩油水平井体积压裂技术进步提供科学依据。     

页岩油水平井体积压裂及微地震监测技术实践

为探索和解决准噶尔盆地吉木萨尔区块页岩油藏水平井体积压裂和平台式拉链压裂过程中人工裂缝网络的成像问题,储层改造方案采用高密度密集切割体积压裂充分改造储层,大排量施工满足多簇、多缝充分开启,滑溜水和胍胶逆混合压裂工艺实现高效造缝携砂,结合多种粒径支撑剂有效充填微细裂缝及主体人工裂缝。通过微地震井中监测技术识别页岩油水平井人工裂缝网络。结果表明：断层和天然裂缝带对微地震事件属性特征有影响,同时事件属性特征也能表征断层和天然裂缝的发育程度。在大规模体积压裂改造下,研究区内4口井的人工裂缝横向相互连通,形成了复杂的裂缝网络。压后投产初期的日产油量得到了较大提升,为该区页岩油的长期高效开发提供了技术依据。     

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.     

页岩气体积压裂缝网模型分析及应用

对低渗透页岩储层进行体积压裂改造以形成复杂裂缝网络是获得页岩气经济产能的关键,压裂改造体积和缝网导流能力是评价体积压裂施工效果的关键指标,同时对压裂优化设计、压后产能预测及经济评价也具有重要意义。为此,在分析页岩气体积压裂特点的基础上,对两种主要页岩气体积压裂缝网模型的假设、数学方程及参数优化方法进行了比较分析,并结合美国Marcellus页岩区块现场参数对页岩储层压裂方案进行了优选。结果表明：离散化缝网模型及线网模型均能有效表征复杂缝网几何特征,模拟缝网的扩展规律和缝网中压裂液流动及支撑剂运移,获得缝网几何形态参数,可优选压裂施工方案;天然裂缝发育的页岩层是体积压裂改造的重点,水平地应力差越小则越易形成复杂缝网,施工排量越大,压裂液泵入总量越大,则储层改造体积范围越大,缝网导流能力越高,页岩气产能就越高。     

武隆区块常压页岩气水平井分段压裂技术

渝东南武隆区块页岩气储层水平应力差较大,高角度裂缝及层理缝发育, 难以形成复杂体积裂缝,低角度裂缝较难开启,裂缝转向难度大,同时储层为常压储层,要实现经济开发难度较大。为此,在分析武隆区块常压页岩气储层压裂改造技术难点的基础上,以提高裂缝的复杂程度、增大储层改造体积为目标,以滑溜水为压裂液,通过优化射孔簇间距、射孔簇长度和簇间暂堵,提高高应力差异系数下裂缝的复杂程度;采用连续加砂工艺和优化压裂规模,提高裂缝导流能力和保证裂缝在页岩气储层中延伸,形成了适用于武隆区块常压页岩气水平井的分段压裂技术, 并在隆页2HF井进行了现场试验,压裂后产气量达9.4×104 m3/d。分析隆页2HF井压裂资料发现,应用该技术可以提高裂缝复杂程度,形成网络裂缝,提高常压页岩气单井产量,从而实现常压页岩气的经济开发。      

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。     

体积压裂分支裂缝的产生条件分析

页岩油气藏的物性极差,需要水平井加体积压裂才能实现经济有效开发。水平井压裂产生主裂缝的破裂压力公式已经建立起来,但还没有建立分支裂缝的破裂压力公式。根据岩石力学的有关理论,以深层页岩地层为例,分析了主裂缝壁面上的受力情况,推导建立了垂直分支裂缝的破裂压力公式。公式表明:①分支裂缝的破裂压力与地层的最大水平地应力有关,与上覆压力和最小水平地应力无关;②分支裂缝的破裂压力比主裂缝的破裂压力高,二者的破裂压力差是由地层的水平应力差导致的;③水平应力差越大,破裂压力差就越大,地层就越不容易形成分支裂缝,也就越不容易实现缝网压裂,水平应力差小的地层,比较容易实现缝网压裂。结论认为:对于应力差大的地层,可以通过提高泵的功率和采用低黏压裂液来实现缝网压裂。     

非常规油气藏体积压裂数值模拟新进展

页岩气藏的高效开发与体积压裂的合理设计密切相关,在调研大量相关文献的基础上,综述了近年来国外非常规油气藏水平井体积压裂数值模拟技术。从天然裂缝与人工缝的相互作用、应力影以及支撑剂模拟等方面叙述了压裂力学模型的发展历程,介绍了非常规压裂模型的原理,为该技术的深入研究提供参考;阐述了连续介质模型和离散裂缝模型在非常规油气藏体积压裂数值模拟中的应用,分析了其原理、数模思路以及适用性;总结了国外研究的主要方向,提出了针对长庆油田致密储层体积压裂数值模拟的发展方向。     

复杂缝网页岩压裂水平井多区耦合产能分析

针对页岩储层水平井压裂开发中复杂缝网形态、纳微米孔隙—复杂缝网—井筒多尺度渗流规律认识不清等问题,开展了针对性的研究:(1)通过巴西劈裂实验,诱导压裂缝的产生;(2)通过X射线CT扫描,观测岩样内部压裂缝形态,测得压裂缝开度;(3)结合压裂缝形态描述和气体在基质—复杂缝网—井筒中的渗流机理,在多尺度统一渗流模型的基础上,建立考虑扩散、滑移及解吸的水平井单段压裂改造产能方程;(4)考虑多级压裂区干扰及水平井筒压降,建立页岩储层多级压裂水平井产能预测模型。研究结果表明:(1)压裂缝形态为复杂网状缝;(2)测得压裂缝开度为4.25~453.00μm,平均为112.00μm;(3)不同缝网形态下页岩气表现出不同非线性渗流规律;(4)随着重改造区裂缝密度、重/弱改造裂缝分布范围的增大,产气量逐渐增加,压裂段间缝网渗流区域发生干扰,产气量增加幅度减小;(5)模拟水平井筒长1 500 m、重度改造区缝网半长100 m时,压裂10级产能效果最好。结论认为,需要合理地控制压裂程度、优化裂缝参数,才能为页岩气压裂优化设计等提供技术支撑。