微震裂缝监测技术在低渗透油田的应用

以新民油田民114区块为实例,利用微震裂缝监测技术,通过接收地层破裂时的微震信号测定水力压裂产生的人工裂缝的走向与长度,分析裂缝发育与地应力的关系,为低渗透油藏开发中合理部署注采井网提供依据.     

基于生产潜力的致密油藏井网形式优化研究

致密油藏具有低孔低渗、裂缝发育以及强非均质性等地质特征,因此致密油藏注采井网形式的优化设计显得尤为重要。本文改进了传统油藏生产潜力方法,得到了适合致密油藏开发的油藏生产潜力方法,并对改进型油藏生产潜力、传统油藏生产潜力及油藏储量丰度三种计算方法进行了对比分析,在基于生产潜力计算方法得到优势布井区域后,采用正交设计法,通过油藏数值模拟方法对五点法、反七点法、反九点法和平行井网的生产效果进行模拟预测,对天然裂缝展布方向与井网方位的关系进行研究,完成致密油藏井网形式的优选。结果表明：改进的生产潜力方法是可靠的,比原有的油藏生产潜力方法和储量丰度更能反映致密油藏不同地区的开发潜力, 可以作为致密油藏优势布井区域优选的依据。在致密油藏天然裂缝发育的情况下,采用五点法井网,将压裂水平井平行于天然裂缝布置,采出程度最高,见水时间最晚,含水率上升最慢,开发效果最好。     

寺河井田3号煤层人工压裂裂缝形态特征研究

裂缝形态特征是储层压裂改造效果评价、压裂工程设计及优化、煤层气井井网布置及优化等的重要研究内容。为摸清寺河井田3号煤层气主力开发煤层人工压裂裂缝形态特征,对井田内微地震裂缝监测资料进行了研究。结果表明:浅埋深、厚煤层、中小型压裂规模及中小排量压裂情况下,裂缝长度171.3~284.2 m,平均219.7 m;裂缝高度13.3~16.5 m,平均14.9 m;裂缝方位为北东42.5~47.9°,平均45.9°;受煤的非均质性和应力状态影响,在压裂规模及压裂参数相近的情况下,各压裂井的裂缝形态特征有所不同。     

高含水油田不规则井网注采结构调整方法

对于高含水时期的油藏,注采结构直接关系到油田的开发效果。目前阶段,利用人工设计注采调整方案准确性低,难以寻找最优解,而传统数值模拟则多是针对规则井网进行注采调整,存在网格维数高、优化梯度求解复杂等缺点。以厄瓜多尔A油藏为例,利用井间连通性理论结合优化算法对高含水油田不规则井网进行注采优化调整,可以在实现自动制定转注井位及时机的同时求解注采参数,并在厄瓜多尔A油藏进行实际应用,能有效改善油田开发,完善注采结构。     

井-地电位法在煤层气井压裂裂缝监测中的应用

文章介绍了井—地电位法监测水力裂缝的原理方法,并通过对煤层气井压裂前后的现场监测,可获得煤层压裂裂缝方位、长度等参数,对评价人工造缝效果,指导水力压裂工艺的确定及实施具有重要意义。     

潘庄煤层气区块3号煤层压裂裂缝延展特征

压裂裂缝延展特征对煤层气开发效果具有重要影响,是压裂方案设计及优化、井网布置和井间距确定等的重要参数。文章以潘庄煤层气区块为工程背景,对区块3号煤层压裂裂缝延展特征进行了研究。结果表明,受水平主应力控制,裂缝以水平裂缝为主,垂直裂缝次之,裂缝延展优势方位为NNE13~NE58°。裂缝总长度131.5~192.6 m,平均153.4 m;裂缝高度16.7~29.2 m,平均21.5 m。压裂液总量及排量对裂缝总长具有重要控制作用,具有显著的线性正相关性,同时,压裂裂缝延展特征受多地质要素、储层物性、物理力学特性等控制,导致煤层气井在压裂规模相当的情况下,压裂裂缝长度、高度和延展方位具有一定分异现象。     

页岩气/煤层气压裂井非均质缝网试井反演方法

页岩气/煤层气压裂井缝网反演是开发调整部署、提采方案优选与效果评价的基本依据,但储层天然裂缝发育,压裂缝网形态复杂、非均质性强,现有试井方法难以有效反演。在表征页岩气/煤层气赋存、非线性流动机理、不同尺度非均质缝网的基础上,建立了压裂井多介质渗流数学模型,基于改进格林元方法实现了模型的高效数值求解,获得了页岩气/煤层气压裂井的压力动态响应特征,明确了流动阶段与非均质缝网参数的影响规律,构建了非均质缝网参数的试井反演方法,并结合现场案例进行了应用研究。结果表明：页岩气/煤层气压裂井压力动态响应主要展示出6个流动阶段,考虑储层分区后会出现改造区拟稳态流动阶段;裂缝导流能力主要影响早期双线性与线性流阶段,裂缝长度对边界控制流之前的阶段均有较大影响;相同裂缝长度与压裂段数下,缝网形态的压力动态响应较弱,需要联合地质、压裂、微震监测等资料才能反演缝网非均质性;所提出的试井分析方法综合了缝网建模、动态模拟、特征线/图版拟合等过程,可以实现压裂井非均质缝网反演,为页岩气/煤层气气藏工程研究提供了理论基础与技术支持。     

煤层气井排采过程中压裂裂缝导流能力的伤害与控制

煤层气井排采过程中,压裂裂缝导流能力大小变化,直接影响压降漏斗扩展范围,进而影响煤层气井产气量的高低。以晋煤集团寺河矿3号煤制作煤片,以兰州石英砂为支撑剂,运用FCES-100裂缝长期导流能力评价仪,在实验室物理模拟了排采过程中煤储层压裂裂缝的导流能力变化规律。实验结果认为：煤层气井排采过程中压裂裂缝导流能力具有较强的应力敏感性,如果控制排采降压连续缓慢稳定进行,可以使压降漏斗充分扩展前应力敏感对导流能力的伤害较小;在水力压裂施工中可以通过增加砂比来减小支撑剂嵌入的影响,对于深井选用更高强度支撑剂可以克服支撑剂破碎引起的伤害;不稳定和断续排采可造成压裂裂缝导流能力快速下降,只有坚持排采降压的“连续、缓慢、稳定”进行,才能避免应力敏感和流速敏感带来的储层伤害,确保煤层气井开发取得好的效果。     

漳村煤矿地面井压裂裂缝监测效果分析

文章介绍了漳村煤矿地面瓦斯抽采井压裂、排采工程实施过程中,采用微地震方法对压裂裂缝进行监测,通过对3口裂缝监测井的效果分析,探明了漳村煤矿地面瓦斯抽采井压裂裂缝的展布规律,并分析了主裂缝方向同本区最大水平主应力方向之间的联系,对评价地面瓦斯抽采井压裂效果和优化压裂工艺有重大意义。     

多层砂岩油藏精细注水开发实践

南堡油田为典型的复杂断块注水开发多层砂岩油藏,注水开发中暴露出平面、层间、层内矛盾突出的问题。以单砂体为单元完善注采井网及注采关系,应用大斜度多级细分注水技术缓解层间矛盾,应用分段调剖技术方法进行水淹层治理,实施酸化增注、压裂增注等综合性增注措施,实施精细注采调控,加强精细注水管理,油藏自然递减大幅下降,含水上升率得到有效控制,采收率提高。本文总结分析了南堡油田精细注水主要做法,对同类型的多层砂岩油藏精细注水开发有一定的指导与借鉴意义。     

微地震法在煤层气井人工裂缝监测中的应用

煤层气井人工裂缝在煤层气开发中起着重要的作用，本文阐述了煤层气井人工裂缝监测原理，通过对人工裂缝监测现场试验及研究分析，为煤层气井压裂效果研究找到了一条科学方法，从而为煤层气地面开发井网布置提供了科学依据。     

焦坪矿区煤层气井压裂裂缝扩展规律研究

介绍了井温测试、地面微地震法和动态导体充电法监测煤层水力压裂裂缝的基本原理,并通过采用上述3种方法对焦坪矿区煤层气井压裂裂缝进行监测,初步获取了煤层压裂裂缝的形态参数,通过分析发现:焦坪矿区煤层压裂空间展布显现出不等长垂直缝,压裂裂缝上下扩展明显,均穿越了煤层的顶底板,主裂缝延伸方位为北东向,建议生产井在长度方向上延主裂缝方向进行布置,井间距在400m左右为宜,在宽度方向上在140m左右为宜。     

郑庄煤层气井体积压裂裂缝扩展特征研究

为了有效指导煤层气井体积压裂工程，合理评价体积压裂施工效果，将微地震破裂扫描技术应用于煤层气井体积压裂。通过微地震破裂能量扫描技术监测体积压裂裂缝的分布，结合压裂施工曲线，分析体积压裂裂缝扩展空间和时间特征。以沁水盆地郑庄地区为例，该地区垂直井体积压裂过程显示，破裂不一定严格地随着压裂液推进而在时空上连续发展，可能时间是间歇的，空间上是跳跃的。能量密集区域的集合，连接成线、片、网才是压裂的整体影响面积，即水力压裂扩展的有效区域。与同层位普通压裂的垂直井对比显示，液量大小决定着缝网的有效破裂面积和沟通程度，但压裂液量的大小并没有明显影响裂缝的主长度。     

煤层气压裂缝高控制对排采影响的研究

压裂缝高控制对煤层气井排采效果具有十分重要的意义。本文主要通过研究煤层气井压裂裂缝延伸机理,在分析沁水盆地煤层气储层的典型地质特征及岩心数据的基础上,结合实际压裂施工曲线和排采数据,总结出压裂缝高控制对煤层气井排采的影响机制,最后基于区块资料及施工经验提出几点压裂参数优化方法,为提高煤层气井产量提供更为有效的开发技术。     

砂岩钻孔轴向预制裂缝定向压裂试验研究

针对煤矿坚硬难垮顶板带来的冲击灾害,提出沿钻孔轴向预制裂缝定向水力压裂缩短悬顶长度的降冲技术。选用尺寸为300 mm×300 mm×300 mm的紫砂岩试样,在试件中心打通孔,孔径为25 mm,沿孔壁不同方位预制裂缝长度为10 mm的对称裂缝,共制备试件16块,利用真三轴压裂试验平台与恒流恒压注液泵开展水力定向压裂试验,监测获得注液压力-注液时间的变化曲线,统计压裂裂缝路径形态,并引入裂缝偏转角表征裂缝路径的偏转特征,研究了不同预制裂缝角、水平应力差异系数及注液速率对水力裂缝的起裂、扩展规律的影响,并结合Hubbert-Willis弹性水力压裂模型与Ⅰ-Ⅱ型复合裂纹水力压裂模型分别讨论了试验结果中水力裂缝的起裂机理与扩展机制。试验结果表明:预制裂缝定向压裂均形成单一裂缝,且裂缝形态可归纳为两类:转向裂缝和平直裂缝。起裂压力随预制裂缝角的增大而增大,随着水平应力差异系数的增加而减小,随着注液速率的增加而增大;具有定向作用的预制裂缝角度随水平应力差异系数增大而减小。在相同偏转角下裂缝的扩展长度随预制裂缝角的增大先减小后增加,在45°时为最小;随着水平应力差异系数的增加而减小;随着注液速率的增加而增大。结合试验结果与理论模型讨论可知:预制裂缝具有定向作用时,可用Ⅰ-Ⅱ型复合裂纹水力压裂模型预测起裂压力和裂缝偏转规律;预制裂缝定向作用失效时,适用Hubbert-Willis弹性水力压裂模型求解起裂压力。研究结果为现场预制裂缝定向压裂参数设计提供参照。     

复杂断块普通稠油油藏制约注水开发效果因素分析

复杂断块普通稠油油藏，受断层发育、构造破碎、储层非均质性严重、原油粘度高等油藏地质特征的影响，注水开发层间、平面矛盾突出，严重制约了注水开发效果。精细油藏研究，调整完善注采井网，优化注采结构，进一步提高注水开发效果。     

低渗透裂缝油藏试井模型及应用

阐述了裂缝油藏试井数学模型、曲线特征、试井技术等,在此基础上系统研究了长庆油田陇东特低渗透裂缝油藏不稳定压力试井资料特点,提出了适合于特低渗透裂缝油藏试井模型。应用脉冲试井技术找到了油藏裂缝发育方向,分析了注水井试井资料在多次试井过程中的模型演变,应用现代试井分析方法,对一些试井典型实例进行了剖析,基于该试井模型解释的试井资料,已在油田开发中得到了应用,应用效果表明该模型在陇东特低渗透裂缝油藏是适用可行的。     

沁水盆地煤岩力学特征及其压裂裂缝的控制

以沁水盆地煤层气水力压裂井为研究对象,结合实验室煤样测试分析资料和煤层气井实际压裂数据,深入分析了煤层气井压裂效果,并进一步阐明了研究区煤岩力学特征对煤层压裂裂缝的影响。结果表明:研究区煤岩体弹性模量在2～5 GPa,且煤岩体弹性模量越小,压开的裂缝宽度越大;随着裂缝宽度的增加,裂缝长度将受到限制,其长度50～70 m;在对研究区煤层压裂过程中,压裂裂缝均不同程度地延入煤层顶底板,裂缝高度9～20 m,最大时裂缝的高度超过压裂层厚度的4倍;煤层压裂裂缝的形态特征没有固定的深度界限。煤层压裂裂缝的形成除受地应力影响外,还受局部构造应力及先存裂隙的控制,存在着在某一方向裂缝出现概率相对较大的现象。     

应用矢量井网优化深水油藏井位部署

D油藏属于深水油藏,平面上存在严重的非均质性,导致开发过程中注采不均衡,同一井网中生产井见水的时间也存在很大的差异,这些都会导致非均质油藏出现最终采收率低的问题。根据矢量井网井距的理论公式,依据相似准则建立了D油藏平板模型。应用数值模拟方法将优化井网与现有井网进行对比分析,结果证明了矢量井网可以大大提高该油藏平面上的波及系数,提高驱油效率。     

煤层水力裂缝参数对煤层气井产气量的影响

基于水力压裂增产机理,构建了水力压裂后煤层气井产气量计算模型,编制程序模拟了裂缝参数对煤层气井产气量的影响。结果表明:水力压裂后煤层气日产气量曲线在形态上表现出低-高-低-高-低的特征;随着裂缝长度的增加,日产气量和累计产气量明显增加;当水力裂缝的导流能力小于临界导流能力时,产气量随导流能力的增大而增加,大于临界导流能力时,产气量将保持为临界导流能力时的产气量;增加裂缝的长度比增加裂缝的导流能力更有利于产气量的增加。