超低渗储层混合水体积压裂重复改造技术研究与现场试验

以华庆油田为代表的超低渗透油藏定向井单井产量低,日产量小于1.0t的低产低效井占56.2%。常规重复压裂压裂后的油井增产效果不理想,具体表现在压裂后增产幅度小、产量递减速度快、有效期短。针对长庆油田华庆区块超低渗透储层油井的重复改造,将混合水体积压裂技术应用于老井重复压裂中,形成了老井混合水体积压裂配套工艺技术,并在考虑井网和注水条件下,进行体积压裂理论与多级暂堵多缝压裂理论的结合研究。室内工艺优化结果和9口井的现场试验表明,措施后油井的平均单井日增油量2.81t。截至目前,平均单井有效生产天数达252天,增产效果显著。该技术的成功实施运用,为超低渗透油藏重复压裂效果的提高提供了有力的依据。     

基于裂缝干涉模型的非常规油气井压裂优化设计软件的开发与应用

基于复合断裂力学解析方法和能量平衡原理,考虑非常规油气储层岩石高脆性和低渗透性特点,研究水平井分段压裂诱导裂缝间应力相互干扰条件下裂缝扩展的力学机制和缝内变密度支撑剂运移规律。根据水力压裂裂缝扩展的拟三维模型和考虑缝内流体沿缝长、缝高二维流动的全三维模型,分别考虑水平井单井缝网压裂和双井同步压裂形成网状裂缝状态,建立考虑缝间应力干扰的诱导网状裂缝体积压裂优化设计模型,采用Visual Studio 2012开发平台,研制设计软件3D-UGMulti-Fracture。根据断裂力学和渗流力学原理研究水力压裂过程中不同密度支撑剂在网状裂缝内的运移过程。利用微地震技术对同步压裂井实施裂缝监测,检测结果与软件计算结果具有很好的一致性。按照压裂工艺设计要求,优化排液量和砂比等参数,增加裂缝有效支撑长度,提高裂缝导流能力。     

致密油体积压裂水平井流固全耦合流动模拟

针对致密油储层水平井体积改造存在复杂缝网、开发过程存在应力敏感的特征,基于有效应力原理及改造区多重孔隙介质流体流动特征,建立考虑基质、天然裂缝和网络裂缝系统特征的流固耦合数学模型,进行应力场–渗流场全耦合有限元数值求解;并与现有软件对比验证该算法的正确性,分析未耦合与全耦合情况下体积压裂水平井生产动态的差异,揭示了致密油流动特征及产能影响因素。结果表明:当考虑流固耦合效应时,水平井初期产量较高但递减较快,存在经济最优的储层压裂改造参数,采用水平井大规模体积压裂的"井工厂"开发模式对提高采收率较为有利。研究结果可为致密油水平井体积压裂优化设计及高效开发提供一定的理论指导。     

低渗透油藏混合井网极限注采井距确定新方法

为确定低渗透油藏混合井网极限注采井距,以新疆油田某低渗透油藏为例,引入压力梯度特征等值线的概念,并借助于comsol仿真软件建立物理模型,在模型中采用试算法,达到实际注采压差下压力梯度特征等值线恰好经过压裂水平井裂缝端点,得到极限注采井距,同时分析了压裂水平井的裂缝条数、裂缝间距和裂缝半长对极限注采井距的影响。通过上述研究表明:随着压裂水平井裂缝条数、裂缝间距的增大以及裂缝半长的减小,混合井网极限注采井距减小;注水井位于2条裂缝之间时波及效果好;裂缝间距比裂缝半长对注采井距的影响大,裂缝间距超过160m时混合井网极限注采井距减小幅度加大。     

致密砂岩水平井多裂缝扩展及转向规律研究

为研究致密砂岩水平井割缝压裂裂缝扩展及转向规律,采用四维水射流割缝装置和大尺寸真三轴相似物理模拟试验系统,开展了不同缝间距、应力差、压裂排量对水平井多裂缝扩展规律的试验和数值模拟研究,建立了单张开裂缝和多裂缝扩展的应力理论模型和一套室内割缝压裂物理试验方法。通过剖样观察和压力曲线特征的类比分析得到以下结论:①多裂缝起裂后后续压力曲线的典型波动峰值,是致密砂岩多裂缝相互干扰的一个明显特征;小间距使得邻近裂缝处于高诱导应力区域,增加了应力干扰和裂缝偏转程度;②大排量使得裂缝内部净水压增大,多裂缝偏转角度和程度增大,更容易形成纵向缝;且处在中间裂缝受到抑制,大角度偏离最大主应力方向延伸并趋于两侧裂缝最终停止扩展,而两侧裂缝延伸的距离更长;③高应力差条件下,诱导应力场难以改变原始主应力的大小,降低裂缝转向的角度,起裂后后续压力曲线波动较平稳,裂缝更易形成平行于最大主应力方向的横切缝。研究成果可用于多段割缝压裂施工参数的优化设计,从而为不同地质条件的砂岩储层油气开采和煤矿中水力压裂坚硬顶板治理强矿压提供参考。     

裂缝性碳酸盐岩储层体积酸压技术精细化研究

紧密围绕如何实现裂缝性碳酸盐岩储层高产、稳产的系列难题,以储层改造对象精细化研究为切入点,通过压汞实验、核磁共振实验以及电镜扫描实验,明确了储层的储集空间和渗流通道,通过岩石力学实验认识了储层可压裂性。以储层特征为基础,提出了针对脆性较强、裂缝发育段"先疏后堵、主缝沟通、支缝补充"的体积酸压改造模式,结合"大排量、大液量及高低黏酸液组合"的改造工艺,研究成果在大牛地气田X井进行了现场试验,压后试气产量达到5.2×104 m3/d,是周围直井的10倍以上,这为同类型储层体积酸压改造提供了很好的借鉴思路。     

长庆致密油三维水平井钻井技术研究与应用

长庆油田致密油资源丰富,是上产稳产5 000×10~4t战略目标的重要资源基础。由于开发区主要分布在梁峁交错的黄土塬区,受地貌条件与开发要求的限制,需要开展带有较大偏移距的三维水平井钻井。三维水平井轨迹控制困难、泥岩坍塌、摩阻扭矩突增等瓶颈难题严重制约了水平井的规模推广。为解决大偏移距三维水平井施工难题,形成高效开发致密油藏的主体钻井技术,开展了三维井井身剖面优化、轨迹控制攻关、钻井液体系研究,形成了致密油藏三维水平井钻井技术。并在YAP-5H井进行了先导性试验,钻井过程中未出现泥岩坍塌、摩阻扭矩正常、井眼轨迹平滑,完钻水平段长1 535 m,试油产量119.7 m~3/d。该井的顺利实施,首次实现了致密油水平井由二维向大偏移距三维钻井的技术创新与突破,为长庆油田水平井开发方式的转变和实现致密油经济有效开发打下基础。     

致密火山岩气藏压裂水平井产能预测方法

水平井多段分级压裂是目前开发致密气藏最有效的方式之一,通过对水平井非稳态产能模型的研究可以有效预测压裂水平井的产能特征及确定各因素对产能的影响。将致密火山岩储层多级压裂水平井的渗流划分为3个阶段,考虑不同区域不同渗流阶段的渗流特征和机理,建立了基质–裂缝、裂缝–近井筒和裂缝–井筒的耦合流动方程。以椭圆形渗流理论和多井干扰下的叠加原理为基础,通过保角变换、当量井径原理,建立了多级裂缝相互干扰下的压裂水平井非稳态产能预测模型,运用于实际并进行了各参数的敏感性分析。实例计算表明,致密火山岩气藏压裂水平井生产初期产量高,产气量随着时间逐渐降低。初期产量高、递减较快,后期产量低、递减较慢、产量趋于平缓。通过对启动压力梯度、敏感系数、滑脱因子等因素进行敏感性分析可知,各个影响因素均存在一个最佳取值范围。     

交联酸加砂压裂技术的研究和应用

塔里木碳酸盐岩储层非均质性强,裂缝和孔洞关系复杂,在裂缝和孔洞不发育的低品位储层进行酸压效果差。在分析酸压和压裂特点的基础上,开展了交联酸携砂压裂技术研究和现场试验。该技术是携砂液使用交联酸,形成带有酸液刻蚀和支撑剂支撑的复合人工裂缝,扩大储层和人工裂缝的接触面积。交联酸耐温流变性和携砂性能好,酸岩反应过程中能保持较高的黏度和携砂能力。在酸岩反应速度和导流实验研究的基础上,提出在携砂阶段使用不同浓度酸液的工艺方法,在缝端和缝口分别发挥酸液刻蚀和压裂支撑的优势,保持人工裂缝的高导流值。交联酸压裂技术在塔里木油田现场应用8井次,施工成功率100%,为塔里木油田碳酸盐岩储层高效开发提供了新的技术路径。     

水平井多段分簇压裂裂缝扩展形态数值模拟

水平井多段分簇压裂技术已成为低渗透油气增产的关键技术,能够大幅度增加储层的泄油面积,最大限度地提高采收率,而射孔簇间的应力干扰是影响水平井多段分簇压裂的关键因素。为了提高储层改造体积,研究簇间裂缝扩展的规律,根据流-固耦合及岩石断裂力学理论,利用ABAQUS扩展有限元法建立水平井多段分簇水力压裂二维模型,并利用数值模拟结果对现场2口井的压裂参数进行优化。数值模拟结果表明:水力裂缝长度、簇间距、水平应力差、压裂次序对水力裂缝形态影响显著;裂缝诱导应力场对裂缝形态影响程度随裂缝长度增加逐渐增强,随簇间距和水平应力差的增大逐渐降低;水力压裂次序可以明显改变诱导应力场分布,合理利用能增加有效裂缝长度。现场压裂参数优化后的2口井产能得到明显提高,证明了数值模型的可行性。     

裂隙岩体同步压裂干扰机制的数值模拟研究

为认清裂隙岩体中同步压裂的应力扰动规律,指导页岩气储层压裂的优化设计,应用基于有限元的RFPA^2D-Flow软件,首先对配对井相同压裂段间裂缝静、动态诱导应力扰动机制进行研究,随后研究了天然裂缝对水力裂缝的影响机制,并对裂隙岩体的同步压裂进行模拟。结果表明,相向延伸水力裂缝的诱导应力相互叠加,其对地应力场产生的扰动作用相对单井裂缝更加明显。水平主应力差较小时,配对井相同压裂段裂缝在相向延伸过程中相互吸引的趋势越明显,分支缝越多;小主应力差、小逼近角且高脆性矿物充填的天然裂缝更易使水力裂缝转向;对于非完全充填雁列式裂缝型储层,大主应力方位与天然裂缝呈30°至60°夹角时,天然裂缝起裂及失稳压力适中,可有效降低施工难度,同时该角度范围也利于一定数量的分支缝形成。同步压裂技术可对目标储层实现充分改造,具有良好应用前景。     

砂页交互页岩油储层开采诱导应力场演化规律

页岩油储层立体开发中地应力演化规律复杂,影响邻井工程作业。本文以纵向砂页互层页岩油储层为研究对象,建立应力敏感模型,基于多孔弹性力学建立压裂储层开采诱导应力场演化预测模型,初步表征了页岩纵向非均质性条件下层内、层间开采诱导地应力动态演化规律。结果表明:多层合采时,水平井不同位置处的应力剖面演化规律不同,水平井中段近井处的层间水平应力差随时间减小,而端部的层间水平应力差随时间增大;随着生产进行,高渗层(砂岩)内有效最小水平主应力增大幅度和应力转向角度均大于低渗层(页岩);生产3年后,高渗层(砂岩)内最大应力转向角度达到79°。研究成果可为页岩油储层立体开发布井、压裂设计提供了理论支撑。     

致密灰岩储层压裂裂缝扩展形态试验研究

开发低孔、低渗的致密灰岩储层需要进行大规模的水力压裂。致密灰岩的成岩过程、矿物组成以及岩石力学性质与致密砂岩等储层差异很大,在不同应力状态以及施工参数条件下水力裂缝扩展形态有待研究。采用真三轴水力压裂试验系统对致密灰岩露头展开压裂物模试验,研究地应力差、压裂液黏度、变排量、酸处理等多种因素对水平井压裂裂缝扩展规律的影响。试验结果表明:当水平地应力差在2~8 MPa之间时,水力裂缝易于沟通天然裂缝形成复杂裂缝网络;压裂液黏度升高,会降低剪切滑移和滤失膨胀的可能性,从而降低裂缝的复杂程度;在走滑断层的应力状态下,即σ_Hσ_Vσ_h,容易形成水平缝,特别是当井眼方向沿着层理面时极易沿着层理起裂;变排量压裂可以激活更多的天然裂缝,有助于形成复杂的裂缝网络;酸液预处理裸眼井段能够显著降低破裂压力,随泡酸时间的增加,破裂压力下降幅度逐渐增大。研究成果为现场压裂施工提供参考。     

储层非均质性对水力压裂裂缝扩展的影响研究

为了研究滤失和储层非均质性对水平井多簇射孔水力压裂裂缝扩展形态的影响,在前期建立的水力压裂流固耦合模型基础上,增加考虑多孔介质内流体流动,裂缝-孔隙间的流体交换和射孔流量分配的物理过程,形成了用于多簇射孔水力压裂裂缝扩展的裂缝-孔隙流固耦合模型,并数值模拟研究了致密砂岩气储层性质均质、非均质下水平井多簇射孔水力压裂裂缝扩展。研究发现:(1)滤失对中间簇射孔水力压裂裂缝扩展影响较大;(2)在储层均质情况下,多裂缝呈对称扩展,而在储层杨氏模量、抗拉强度、基质渗透率等非均质分布情况下,多裂缝呈非对称、非均匀扩展;(3)在储层复杂非均质情况下,四簇和三簇射孔水力压裂存在射孔簇过度改造、欠改造、甚至未起裂扩展的情况,尤其是在小间距条件下的四簇射孔。而两簇射孔水力压裂即使在间距较小时裂缝也能正常起裂扩展。因而,为了裂缝更多地有效扩展,在实际工程中,如果水力压裂密集施工,建议采取两簇射孔压裂;如果水力压裂不密集施工,兼顾施工成本建议采取三簇或四簇射孔压裂。     

裂缝性页岩储层多级水力裂缝扩展规律研究

水力裂缝监测技术显示页岩储层中水力裂缝形态复杂,与传统的砂岩储层有本质区别,传统的裂缝扩展模型难以描述和解释页岩地层裂缝扩展的复杂性。基于线弹性断裂力学理论,针对页岩地层裂缝发育的特征,采用位移不连续法建立了一种多裂缝扩展二维数值模型,模拟了页岩地层中水力裂缝在随机分布的天然裂缝干扰下扩展的复杂形态。数值模拟显示,当相对净压力较大、天然裂缝与初始水力裂缝最优扩展方向夹角较大时,更倾向于形成复杂形态裂缝;水平应力差较大时,水力裂缝分叉的几率越小,通过对页岩露头的真三轴水力压裂物理模拟试验研究进一步验证了数值模拟方法的合理性,龙马溪组页岩地层的微地震监测解释结果与本数值模拟结果吻合良好。     

Propagation and aperture of staged hydraulic fractures in unconventional resources in toughness-dominated regimes

Simultaneous multistage hydraulic fracturing of unconventional gas shale in parallel multilateral wells is an effective technique to raise the connectivity of the reservoir to the wellbore and improve reservoir permeability for an economical production. However, this technique should be accompanied with some optimization procedures to obtain an efficiently fractured reservoir with the highest production and the lowest cost. In unconventional hydraulic fracturing, fracture deviation/collapse and trapping are familiar phenomena which occur when a non-optimized fracturing pattern is used. These problems occur respectively when stress shadow size has not been considered in optimization and fracturing pressure is higher than the available pressure in the sealed section. Therefore, in an optimized hydraulic fracturing, having straight fractures with no deviation or collapse needs consideration of stress shadow effect (SSE). Apart from that, having efficiently propagated fractures to the extent of the reservoir without any fracture trap requires consideration of stress intensity factor (SIF) and aperture. SSE was studied and published by the authors in 2014. For the case of SIF, investigating any change in mode I SIF and aperture with different influencing variables such as fracture geometry and pattern are studied in the current research work. Three different fracturing techniques are assumed as multistage fracturing, simultaneous single-stage fracturing, and simultaneous multistage fracturing techniques. Since obtaining SIF for three-dimensional fractures is a challenging issue, a stress ratio technique is used for calculation of SIF ratios of different fracturing scenarios compared to the case of a single fracture. Therefore, changes of SIF for different fracturing schemes are estimated and analyzed to understand whether or not a fracturing scheme is efficient and all the spaced perforations are activated and change to hydraulic fractures.     

Fracture propagation in sandstone and slateeLaboratory experiments,acoustic emissions and fracture mechanics

Fracturing of highly anisotropic rocks is a problem often encountered in the stimulation of unconventional hydrocarbon or geothermal reservoirs by hydraulic fracturing. Fracture propagation in isotropic material is well understood but strictly isotropic rocks are rarely found in nature. This study aims at the examination of fracture initiation and propagation processes in a highly anisotropic rock, specifically slate. We performed a series of tensile fracturing laboratory experiments under uniaxial as well as triaxial loading. Cubic specimens with edge lengths of 150 mm and a central borehole with a diameter of13 mm were prepared from Fredeburg slate. An experiment using the rather isotropic Bebertal sandstone as a rather isotropic rock was also performed for comparison. Tensile fractures were generated using the sleeve fracturing technique, in which a polymer tube placed inside the borehole is pressurized to generate tensile fractures emanating from the borehole. In the uniaxial test series, the loading was varied in order to observe the transition from strength-dominated fracture propagation at low loading magnitudes to stress-dominated fracture propagation at high loading magnitudes.     

Analysis of fracture propagation behavior and fracture geometry using a tri-axial fracturing system in naturally fractured reservoirs

Hydraulic fracture propagation behavior and fracture geometry in naturally fractured reservoirs are studied through a series of servo-controlled tri-axial fracturing experiments. Three interaction types between induced fractures with pre-fracture were observed. Difference of horizontal stress, angle of approach and shear strength of pre-fracture were considered to control the fracture propagation behavior. With increasing shear strength of these pre-fractures, the area of arrested behavior also increased. The geometry of hydraulic fracture is mainly controlled by in-situ stress and natural fractures in natural reservoir. Two hydraulic fracture patterns were observed in different stress regimes. In a normal stress regime, it was found to cause fractures, with interacting branches because of pre-existing fracture. Tortuous fractures were found along the direction of fracture height when one of the horizontal stresses is the maximum principle stress.     

裂缝干扰下页岩储层压裂形成复杂裂缝可行性

 为认清页岩储层先压开裂缝应力干扰对后续压裂形成复杂裂缝的影响规律,指导页岩储层压裂优化设计,以均质、各向同性的二维平面人工裂缝模型为基础,利用位移不连续理论,推导建立非等裂缝半长、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,结合页岩储层复杂裂缝形成的地应力条件,判断不同射孔方式、裂缝参数和原始主应力条件下压裂形成复杂裂缝的可行性。结果表明,分段多簇射孔、多簇同时起裂方式比单段射孔、单段起裂方式应力干扰更强,更利于页岩储层形成复杂裂缝;压开裂缝的长度越长、净压力越大,裂缝诱导应力干扰越强,后续压裂形成复杂缝的可行性越大;距离先压裂缝,存在最利于后续裂缝形成复杂裂缝的位置;原始最大、最小水平主应力差太大的页岩储层利用裂缝应力干扰也达不到有效形成复杂裂缝的地应力条件,不宜将压裂形成复杂裂缝作为储层改造的主要目的。     

高水平应力差下水平井螺旋射孔参数优化研究

在压裂施工中,射孔是一个重要环节。射孔能够降低岩石破裂压力,减少近井筒缝网结构的复杂性,有利于水力压裂之后的油井增产。通过开展大尺寸真三轴室内实验,研究水平应力差大小以及在高水平应力差下射孔相位、射孔密度和射孔簇间距对于裂缝的形态、裂缝面的扩展和岩石破裂压力的影响。实验证明:在高水平应力差下,由于地层的各向异性,导致地层的能量不稳定性,有利于相邻裂缝扩展的相互影响,减少近井筒附近的裂缝的复杂性,同时减少岩石的破裂压力;在高水平应力差下,射孔相位增大时,射孔间距变大,不利于相邻裂缝的沟通,增加了近井筒裂缝的复杂的可能性。通过物模实验表明,与射孔相位为90°相比,射孔相位为60°形成的单一平整裂缝扩展面更有利于油井增产,同时岩石破裂压力更小,有利于水力压裂;射孔簇间距适当增加,能够减少两簇之间的相互影响,能够增加多簇同时起裂的可能性,同时还能增加射孔过程中总的射孔起裂数量;射孔密度增加还能减少孔间距,减少相邻射孔之间相互影响的能量,减少近井筒裂缝的复杂性,同时还能够有效地减少岩石破裂压力。