乌里雅斯太油田太27断块整体压裂数值模拟

乌里雅斯太油田太27断块属于典型的低渗透油藏,经过压裂改造后才具有一定的生产能力。为了优化太27断块的整体压裂参数,在考虑启动压力梯度的非达西渗流模型和整体压裂数学模型的基础上,采用数值模拟对生产井进行了历史拟合以验证模型的可靠性,并对乌里雅斯太油田太27断块反九点井网进行了整体压裂优化设计,分析了不同裂缝缝长比和导流能力对油井产能的影响。同时采用正交设计方法,设计了不同裂缝参数组合下的开发方案并进行优化。模拟结果表明,适合太27断块的裂缝参数为水井半缝长44 m,水井导流能力10 D·cm,边井缝长比0.3（半缝长66 m）,角井缝长比0.45（半缝长99 m）,角井导流能力为20 D·cm。在给定的井网条件下,裂缝缝长和导流能力存在最优值且并非越大越好,为其他低渗油藏区块整体压裂方案的设计提供技术参考。     

低渗透油藏裂缝方向偏转时井网与水力裂缝适配性研究

受储层非均质性等因素的影响,人工裂缝方向可能偏离井网方向.若裂缝参数设计不合理,则会给油田开发带来风险.为此,对低渗透油藏裂缝方向发生偏转时井网与水力裂缝适配性进行了研究.采用流线模拟技术,分析了菱形反九点井网压裂后的渗流场特征.以华庆油田X井区为例,建立了裂缝方向发生偏转时的压裂数值模拟模型,研究了不同井裂缝参数对生产动态的影响.结果表明:当裂缝方向发生偏转时,压裂井网渗流场会发生明显变化,应根据流线分布特点重新划分井组模拟单元;不同井处缝长对生产动态的影响程度不同,且各井裂缝之间存在明显的干扰现象;增加处于裂缝不利方位上的边井处缝长,提高采出程度效果较差,该井处裂缝不易过长,而在一定范围内增加处于裂缝有利方位上的边井和角井处缝长,提高采出程度效果显著,可适当增加其缝长.利用正交试验,优选出裂缝方向发生偏转时与井网相匹配的最佳裂缝参数组合为:1号边井、2号边井和角井处的裂缝穿透比分别为0.3,0.7和0.6,裂缝导流能力为30 μm2· cm.     

压裂井裂缝参数优化研究

压裂井裂缝参数是决定压裂效果最主要的因素,优选压裂参数可以提高效益,节约成本。以长庆油田某区块菱形反九点井网为例,应用低渗透地层油水两相流数学模型,采用数值模拟方法,模拟计算不同裂缝参数组合、不同生产时间下的原油累计采出程度,详细分析了水力压裂采出程度与裂缝参数、井网形式、时间的关系。通过对比发现：在短期内获得最大的采出程度,增加边井裂缝半长是必要的;在压裂生产中后期,边井的裂缝会引起注入水的浸入,原油产量下降,含水率急剧上升,同时由于注入水大部分从边井流出,使角井无法得到注水井的影响,从而角井产量也大幅度下降,因此要在中长期获得最大的采出程度,需边井取较短的裂缝半长,角井取较大的裂缝半长。该结论为压裂参数优化提供了新的认识。     

基于遗传算法优化超低渗透油藏水平井压裂裂缝参数

超低渗透油藏水平井压裂裂缝优化需要考虑注采井网、储层物性等因素,综合优化压裂段数、裂缝长度、布缝方式及裂缝导流能力等,只有这些参数达到最优组合,水平井开发才能获得更优的开发效益。结合长庆油田ＸＸ超低渗透区块的储层参数,在既定的七点井网和储层特征条件下,将遗传优化算法与ＰＥＢＩ数值模拟运算相结合,考虑压裂水平井的人工裂缝条数、裂缝长度、裂缝宽度及裂缝导流能力对压裂水平井开发效果的影响,优化得出该超低渗区７００ｍ水平段的水平井人工压裂参数的最佳组合为：裂缝条数１２～１４条、裂缝最大半长１７５ｍ,裂 缝导流能力（３５０～４００）×１０－３μｍ２·ｍ,裂缝宽度０．８～１．３ｃｍ。     

水平缝五点井网整体压裂参数优化

整体压裂技术是低渗透浅层油藏有效开发的重要技术手段。为了对某油田B区块有效实施水力压裂增产改造,必须设计合理的参数。根据该区块浅层油层改造的实际需要,研究水力裂缝时建立两维两相的水平裂缝模型,不考虑裂缝垂直方向上流动,建立了五点井网条件下三维两相油藏数值模拟模型,研究了水平裂缝半长和导流能力对油井产量、注采条件下的采收率和最终采收率等指标的影响,优化了水平裂缝参数。研究结果表明,在该区块对于五点井网,压裂效果并非半径比和导流能力越大越好,而是存在一个合适的范围,优化的裂缝半长为25～30m,导流能力为20μm2.cm较合适。确定最优整体压裂方案,争取最少的投入获得最好的效益,实现区块整体高效开发。     

重复压裂裂缝转向时油藏数值模拟研究

裂缝转向的实现及选井、选层、优化设计等的数值模拟和机理是转向重复压裂需进一步研究解决的问题,为此,采用黑油模型,研究了在反九点注采井网中,不同储集层渗透率下,转向重复压裂的裂缝穿透率和导流能力等对采油动态的影响。研究表明,不论是渗透率高的地层还是渗透率低的地层,不利裂缝方位的边井最适合实施转向重复压裂且需要比常规重复压裂更大的缝长,而有利裂缝方位的边井和角井只需要与常规重复压裂相当的缝长;同时,转向重复压裂需要比常规重复压裂更高的裂缝导流能力。     

新欢27块整体压裂优化设计

针对新欢27块低压、低渗的特点,研究了采油井、注水井同时压裂的区块整体压裂改造的可行性,建立了相关的油藏、裂缝数学模型,选取反九点注采井网单元,分别对注水井、采油井的裂缝参数进行了模拟优化计算,对影响区块整体开发效果的裂缝参数进行了分析,给出了最佳缝长、导流能力的数值范围.     

低渗透油藏压裂水平井井网优化方法研究

采用压裂水平井井网是开发低渗透油藏的有效手段,但此类井网的缝网参数较多,注水开发使得渗流规律与油水分布更为复杂,诸多参数存在交互作用,井网优化难度增大。针对压裂水平井缝网参数优化过程中面临的问题,按照从局部到整体,从主要到次要的研究思路,分析裂缝半长与裂缝密度对压裂水平井单井产能的影响规律;然后根据裂缝参数技术界限,以最大采出程度和净现值为目标,研究了注采井距、水平段长度、水平井裂缝半长、注水井裂缝半长、排距等缝网参数对目标值的影响规律及相应机理,得出了缝网参数的最优组合,为低渗透油藏压裂水平井网优化提供了方法和借鉴。     

菱形反九点井网不等缝长整体压裂设计

菱形反九点井网在低渗透各向异性油藏中具有较好的适应性。在整体压裂开发方式下,井排距的确定不但受储层各向异性程度影响,同时与边井压裂缝长密切相关。边、角井等缝长压裂会导致边井先见水,不利于角井方向的有效驱替。数值模拟结果也验证了此结果。通过以上研究,进行了不等缝长整体压裂优化研究,结果表明,不等缝长压裂可以提升菱形反九点井网开发效果。     

基于正交试验法的井组整体压裂参数优化研究——以吉008断块为例

吉008断块梧桐沟组油藏埋藏深、低渗,属于深层稠油油藏,要获得该区块油井真实产能,急需研究出一套切合实际、具有较强针对性的整体压裂改造技术,本文采用整体压裂数值模拟技术与压裂工艺相结合的方法,研究出裂缝导流能力、裂缝缝长、井距和生产压力等参数对开发效果的影响,利用正交试验法来对影响井组整体压裂开发效果的多个因素进行综合分析,弄清各参数对井组压裂产能的影响趋势及其定量关系,进而确定最优的参数组合,对压裂施工设计和布井方式具有较好的指导意义。     

底水火山岩油藏水平井优化设计

针对底水火山岩油藏基质渗透率低、裂缝发育、见水快和产量低的特点,运用油藏数值模拟方法,采用双孔双渗、油气水三相模型,以新疆准噶尔盆地金龙油田J10井区为研究对象,开展水平井长度、井距、避水高度、裂缝间距、裂缝半长和裂缝导流能力对水平井产量的影响研究,得到了水平井开发参数最优方案。结果表明:J10井区水平井开发合理井距为300～350 m,水平段长度为630 m,最优避水高度为225 m,裂缝间距为90 m,裂缝半长为105 m,裂缝导流能力为60 D·cm。该研究结果在现场应用中获得了较好的生产效果,可为底水火山岩油藏开发部署提供参考。     

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。      

考虑人工裂缝的单井数值模拟技术的应用

常规数值模拟网格技术在描述经过压裂增产的油气井时存在不足，很少考虑裂缝的几何形态以及裂缝导流能力对油气井生产动态的影响。考虑人工裂缝的单井数值模拟网格技术（PEBI）可以更加准确地评价压裂增产油气井单井控制储量、单井控制泄流半径，预测油井的生产动态以及对裂缝效果进行敏感性分析。文章结合试井分析，确定了裂缝几何尺寸和裂缝导流能力，对低渗油田某井建立了数值模拟模型。在较高的历史拟合精度上，对油井进行了动态预测，同时分析了裂缝半长和裂缝导流能力对油井生产动态指标的敏感性。结果表明该井单井控制泄流半径约为400 m，单井控制原油储量41.9×10⁴t。增加裂缝半长会增加累积产油量，但是随着裂缝半长的增加，累积产油量的增加幅度就越来越小。增加裂缝渗透率能较大地提高原油的稳产年限和累积产油量，当裂缝渗透率达到5 μm^２后，增加裂缝渗透率对油井生产动态指标的改善不明显。     

页岩气密切割分段+高强度加砂压裂新工艺

目前依靠大型水力压裂工艺技术已经实现了四川盆地长宁地区埋深3 500 m以浅页岩气的规模开发,但随着主体工艺参数的定型,增产效果提高的幅度趋缓,而同期北美地区则依靠缩短簇间距、提高支撑剂加量实现了页岩气单井产量的大幅度增长。为了给长宁地区页岩气压裂工艺参数优化提供可靠的实践依据,在应用诱导应力及水平井多段多簇产能计算模型分析密切割分段+高强度加砂压裂新工艺提高产能机理的基础上,探讨了压裂增产技术的主要工程因素,根据该区的地质参数制定了压裂新工艺的先导性试验方案并开展了现场试验,然后结合生产实际效果和试验结果对压裂工艺参数进行了优化。研究结果表明:①缩短主裂缝间隔、增加诱导应力干扰程度、提高人工裂缝对页岩储层的改造程度是密切割分段工艺的技术关键,提高支撑剂加量、降低支撑剂嵌入及破碎对裂缝导流能力衰减的影响程度、确保支撑裂缝具备足够的长期导流能力是高强度加砂大幅度增产的内因;②长宁地区优化后的新工艺实施参数——分段簇间距介于15～20 m,加砂强度介于2.0～2.5 t/m,用液强度介于30～35 m~3/m。结论认为,新工艺提高了长宁地区页岩气井单井产量及开发效益,为提高该区页岩气井的综合开发效益提供了技术支撑。     

页岩气水平井分段压裂排采规律研究

目前页岩气水平井压裂后排采主要依靠现场经验,规律性不强。为此,通过挖掘气藏数值模型的功能,并结合井筒流动模型,初步研究了页岩气水平井分段压裂排采规律。基于正交设计原理,考虑了页岩基质参数、裂缝参数及生产参数等13个影响因素。结果表明,影响压后返排率的因素按影响程度排序依次为破胶液黏度、压力系数、井底流压、段数、单段注入量、裂缝半长、日排液量、返排时机、导流能力、束缚水饱和度、裂缝形态、裂缝支撑剖面和吸附气含量。为了取得最好的压裂后排采效果,上述不可控参数可作为选井、选段的重要依据,而可控参数可用来对压裂施工参数进行优化调整。该成果已在涪陵焦石坝区块的页岩气水平井压裂中成功应用,压裂后排采效果显著,多口应用井压裂后获得10×104 m3/d以上的产量,且稳产前景良好。      

杭锦旗区块致密气藏混合水体积压裂技术

鄂尔多斯盆地杭锦旗区块存在致密气藏储层物性较差、单一裂缝无法有效扩大储层改造体积和压裂后初期产量低等问题,为解决这些问题,结合杭锦旗区块下石盒子组储层地质特征,按照“体积压裂”理念,分析了影响混合水体积压裂工艺效果的关键因素,优选了压裂液体系,并进行了施工排量及施工规模优化,形成了适用于杭锦旗区块致密气藏的混合水体积压裂技术。该技术采用滑溜水、线性胶和交联液等不同类型的液体进行交替压裂施工,在开启储层天然裂缝的同时形成了高导流主缝及复杂支缝,实现对储层的立体改造。该技术在杭锦旗区块现场应用了5口井,压裂后平均无阻流量为13.2×104 m3/d,增产效果明显。研究结果表明,致密气藏混合水体积压裂技术解决了杭锦旗区块单一裂缝无法扩大储层改造体积和压裂后产量低的问题,具有较好的推广应用价值。      

低渗透油藏分段压裂水平井布缝方式优化

为提高压裂改造效果,须优选出合理的裂缝参数。目前国内外优选裂缝参数时,只对裂缝务数、长度、间距、导流能力进行优化研究,没有考虑水平井裂缝布放方式对压裂水平井产能和含水率的影响.为此,文中以某低渗透油藏七点注采井网单元为例．采用数值模拟方法,在水平井分段压裂裂缝参数单因素分析基础上进行水平井布缝方式优化研究,评价了裂缝参数时井网单元开发指标的影响,最后优选出合理的水平井分段压裂裂缝参数。研究结果表明：考虑注水井的影响,为避免水突进,水平井布缝时,裂缝要错开注水井排布,靠近注水井的裂缝要短些,可以不等间距、不等长度排布,在获得较高产能的同时保证含水率也较低：合理的水平并布缝方式可提高单井产量和区块采出程度,使含水率上升缓慢,可提高水平井分段压裂改造效果和经济效益．该研究为同类油藏压裂施工设计提供了有效依据。     

强水敏低温油藏压裂技术应用研究

在强水敏低温油藏中存在储层水敏伤害和压裂液破胶不彻底等诸多技术难题,一直限制着水力压裂技术在该类储层中的有效应用。从前期压裂施工对储层的伤害评价出发,分析了制约压裂增产效果的各种因素,包括储层敏感性、压裂液伤害等;通过室内实验,优选出了一套适用于该类储层的低伤害压裂液体系,并通过数值模拟,建议了注水井组和非注水井组的压裂裂缝长度和导流能力,对于强水敏低温油藏的有效开发具有一定的指导意义。     

江苏油田Z13断块压裂砂堵原因分析及对策

水力压裂是油气井增产、注水井增注的一项重要技术措施,在提高原油采收率、改善注水条件等方面起着重要的作用。砂堵是造成压裂施工失败的最直接原因,特别是储层裂缝发育的油藏,砂堵频率更高。江苏油田Z13断块在以往的压裂施工中,砂堵比例占一半以上。分析了造成该区块压裂砂堵的几方面原因,并提出了相应的改进措施。现场实施后效果明显．砂堵比例从55％下降到16％。这些措施对Z13区块以及江苏油田其他类似区块的压裂改造具有重要的指导意义。