低渗压裂气井合理产量确定方法研究

我国存在大量的低渗透气田，由于自然产能低，需要进行压裂后才能生产。如果压裂后配产不合理，将导致出砂、裂缝闭合、气井出水等不利情况。为此，根据低渗透气藏需要进行压裂生产的特点，运用质点动力学的方法，建立裂缝中存在压裂砂情况下的临界气流速度公式。研究了保持压裂裂缝导流能力的最大生产产量的确定方法，为矿场的合理生产奠定基础。     

新场气田沙溪庙组A、B气藏低砂比压裂工艺技术应用研究

新场气田沙溪庙组A层、B层气藏是典型的低渗透致密砂岩气藏，采用常规的压裂技术不能满足地层对裂缝的供给能力与裂缝对井筒供给能力相匹配，造成裂缝导流能力的浪费；同时由于地层致密坚硬，施工中经常出现砂堵和泵压异常偏高的情况，导致加砂压裂施工失败。从理论上分析了在新场气田A、B气藏进行低砂比压裂改造的可行性和低砂比压裂优化设计的原则，并开展3口井的现场试验。现场试验表明，低砂比压裂工艺技术克服了常规压裂技术适应性差和施工容易砂堵等技术难题，取得了良好的增产效果和经济效益，在新场气田A、B层气藏具有良好的推广应用前景。     

新场气田易砂堵气藏加砂压裂技术

川西新场气田中侏罗统沙溪庙组J_２ｓ₂¹、J_２ｓ₂³气藏是典型的低渗透致密砂岩气藏，由于地层致密坚硬，施工中经常出现砂堵和泵压异常偏高的情况，导致加砂压裂施工失败。为此，从理论上分析了在该气藏进行低砂比压裂改造的可行性和低砂比压裂优化设计的原则，认为采用常规的压裂技术不能使地层对裂缝的供给能力与裂缝对井筒的供给能力相匹配，从而造成裂缝导流能力的浪费，而低砂比压裂工艺技术克服了常规压裂技术适应性差和施工容易砂堵等技术难题，取得了良好的增产效果和经济效益，在上述气藏的开发中具有良好的推广应用前景。     

压裂评估技术在川西白马庙气田开发中的应用

川西地区白马庙气田蓬莱镇组气藏属于浅层、低温砂岩气藏，针对其进行的20余井次的加砂压裂施工，总结了综合运用压裂井施工曲线分析、气井压裂后试井分析、生产动态分析等现场评估技术；分析了人工裂缝的延伸、施工的有效性和气井产能的影响因素。有针对性地指导了压裂施工设计，提高增产措施的经济运营能力。     

低渗气田压裂气井合理产量的确定

低渗透气藏如果压裂后配产不合理,将导致出砂、裂缝闭合等不利情况,达不到增产的目的。综合考虑影响低渗压裂气井出砂产量的各方面因素,运用质点动力学的方法,建立了裂缝中存在压裂砂情况下的临界气流速度公式,只要气井产量小于该临界产量就不会破坏裂缝中的支撑砂粒,能使裂缝保持长期的有效性。得出裂缝宽度、裂缝高度、支撑剂砂粒直径、支撑剂砂粒密度及气体密度是影响压裂气井产量的因素。研究了保持压裂裂缝导流能力的最大生产产量的确定方法,能使裂缝保持长期的有效性,为矿场的合理生产奠定基础。通过对Cq气田某井的计算分析,表明所建立的模型是正确合理的。     

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对新场上沙溪庙组气藏加砂压裂增产效果统计分析发现：①大多数气井压裂获得较好的增产效果，有少部分井压裂增产效果不理想，也有少数井无法完成设计的加砂量；②加砂量对压裂增产效果没有明显的相关关系，这与常规气藏压裂增产效果存在明显的差异。文章对新场上沙溪庙组气藏地质特征进行分析后得出，储层是在岩石普遍致密化之中存在的不同级别和不同规模的储渗体，它们被致密泥岩、砂泥岩所分割，并且是决定气井产能大小的关键因素。储渗体的封隔层具有非渗透和强度高的特点，能够阻止压裂裂缝的延伸，这是引起致密气藏压裂特殊性的原因。为了更经济高效地开发该气藏，文章研究分析了储渗体规模、压裂效果好的气井的试井成果与压裂施工参数间的关系，从而确定了气井合理加砂压裂规模和裂缝长度。     

压裂火山岩气井多裂缝产能模型

目前，我国发现的火山岩气藏主要位于松辽盆地，该地区火山岩气藏的储层普遍为低孔低渗储层，自然产能非常低，普遍需要进行压裂改造才能获得工业气流。由于火山岩气藏普遍发育微裂缝，因此受微裂缝的影响，在压裂的过程中常常形成与常规压裂不同的多裂缝，给生产动态准确预测带来了非常大的困难。基于气体单相稳定渗流规律，运用保角变换和等值渗流阻力原理，考虑压裂多裂缝的影响，建立了压裂火山岩气藏多裂缝产能方程。根据实例分析表明，压裂火山岩气藏多裂缝产能模型计算结果同生产实际相符，可以真实地反映压裂火山岩气井的生产能力，能够准确地预测压裂火山岩气藏气井流入动态。     

裂缝性气藏压裂关键技术

结合川西和国内外裂缝性油气藏在压裂施工实际,在裂缝性气藏压裂施工过程中,由于天然裂缝开启导致的压裂液过量滤失、主裂缝难以形成和延伸,施工过程中表现出高的施工压力和低砂比阶段快速砂堵等难点,通过压前裂缝诊断技术、压裂施工过程中的综合降滤、实时裂缝诊断技术是确保裂缝性气藏压裂避免沿天然裂缝延伸形成张开程度不一的多支缝,确保施工过程中形成具有一定缝宽的主裂缝的关键。为后期加砂压裂提供了基础保障。
     

气藏压裂提高裂缝有效导流能力的技术分析

提高压裂裂缝有效导流能力是改善气藏压裂效果的重要方面.本文从提高裂缝初始导流能力、降低导流能力的伤害、保持裂缝长期导流能力等方面系统分析了近年来实现高导流能力的一些典型压裂工艺技术措施,包括:二次加砂压裂、端部脱砂压裂、提高支撑缝宽的超常规压裂、高砂比大粒径压裂、低伤害压裂液压裂、防支撑剂回流压裂等工艺.通过其施工工艺和技术特点的分析,为气藏压裂工艺技术措施选择提供依据.     

压裂投产一体化技术在红台气藏的应用

针对红台低渗低压气藏产能低、压后生产过程易出砂及修井作业对产能影响大的实际情况，研究应用气藏压裂投产一体化技术，避免压后出砂，延长压裂有效期，为低渗低压气藏探索出新的有效增产方式。     

渗透率依赖于压力的压裂水平缝气井产能模拟

油气藏开发过程中地层有效应力的改变，会导致渗透率的变化，进而影响井的产量。为了更准确地预测低渗、特低渗气藏中压裂水平缝气井的产量，建立了一套考虑渗透率随应力变化及裂缝导流能力随时间和位置变化等因素影响的二维径向渗流数学模型，编制相应的数值模拟程序，对影响气井产量的水平裂缝导流能力、裂缝半径、有效应力等进行了计算分析。     

低渗油气藏水力压裂理想水驱波及范围预测新方法

低渗难采油气藏大多生产井、注水井措施效果差,根本原因在于储层间未建立起有效驱动体系,从而导致剩余油气采出程度低。基于注水开发过程中水力压裂水驱波及范围判别精度不足的实际,在精细油气藏地质建模的基础上,结合储层岩样岩石力学实验,对松辽盆地某油气田单井井筒周围0°～360°范围内可能产生的压裂缝开展定量化预测,提出一种水力压裂后理想情况下水驱波及范围计算的新方法和水驱D指数曲线的概念,对现有技术条件下压裂后水驱波及可达到的理想范围进行了预测。这将为注水开发中后期储层改造,提高剩余油气采出程度提供较为重要的科学依据。     

低渗煤储层背景下高渗带主控地质因素及模式

沁水盆地南部郑庄区块相邻煤层气井地质条件和开发工艺基本相同,但产气量却有巨大差异。针对这一现象,利用构造裂隙填图、煤体结构测井解释、裂隙特征压裂曲线反演、构造曲率分析等技术,分析了煤储层裂隙系统的发育特征;从古地应力场演化、原地应力测试入手,讨论了煤储层裂隙优势方向上有效应力对渗透率的控制作用。研究认为,煤储层裂隙系统的发育特征和优势裂隙方向的有效应力,是低渗背景下高渗带的主控地质因素。建立了3种渗透率发育地质模式：一是裂隙系统发育适中与有效应力匹配型,煤储层渗透率高,煤层气井产量高;二是煤储层裂隙系统过度发育型,无论有效应力适中或者过高,两者条件均不匹配,储层渗透率较低,产气量低;三是有效应力过高型,无论裂隙发育程度如何,均会导致煤储层渗透率较低,产气量低。研究成果对于相似地质条件的煤层气区块内高渗带预测具有借鉴意义。     

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。     

非常规压裂技术在川东页岩气开发中的应用研究

页岩气存在的页岩层一般孔隙度较小、渗透率较低、石英矿物质含量高、页岩层内页岩气流动性较低,天然形成的裂缝发育程度较高,所以需要对页岩层进行压裂改造才能获得较高且稳定的页岩气产量,非常规压裂技术是页岩气开发的核心技术之一,本文对非常规压裂技术地面配套施工技术进行了具体分析,升级优化页岩气压裂装置,完善压裂工艺地面施工布置,保证了非常规压裂技术施工质量。     

致密火山岩储层水平井压裂参数优化与现场试验

致密火山岩储层天然裂缝发育差,低孔、低渗、致密、非均质性强,需要应用水平井大规模分段压裂工艺实现有效开发。随着储层物性变差,可缩小压裂裂缝间距保持单井产量;为明确最优改造裂缝间距与施工规模,基于储层孔渗特征、相渗特征、流动特征的认识以及不同裂缝间距压裂产生的干扰,确定致密火山岩储层最优改造裂缝间距。应用压裂后分段产气监测,认识分段产量与改造规模关系,明确致密火山岩储层最优改造规模,有效指导压裂方案优化,提高设计针对性与开发效益。     

水平井多级多缝加砂压裂技术研究与应用

川西低渗透气藏存在异常高压、储层品质差、气井控制半径小、产量递减快、气藏整体采收率低等问题,难动用储量占有较大的比例.直井开发效益差,无法实现效益开发.水平井分段压裂开发是低渗透气藏实现提高单井产能的重要手段.文章在水平井分段压裂适应性分析及人工裂缝参数优化的基础上,针对川西低渗透气藏工程地质特征,通过对工具改进和工艺的优化,创造性的将常规水平井分段压裂与限流压裂技术相结合,形成水平井多级多缝加砂压裂工艺.XS21-4H和XS21-11H井等14口井的现场试验对比结果分析表明,多级多缝压裂工艺在节约施工成本的同时,大大提高了加砂压裂改造效果,单井最高增产倍比达到6.7倍,经济效益显著,具有较好的现场推广价值.     

页岩气藏储层压裂实验评价关键技术

页岩气藏勘探开发潜力巨大,因其基质具有超低渗透特点,使得开发过程中需要进行大规模水力压裂,裂缝网络是获得工业性气流的关键。页岩气井的缝网压裂设计有别于常规低渗透砂岩储层压裂设计,特殊的室内实验评价技术是缝网压裂设计的重中之重。为此,从常规的压裂实验评价入手,分析对比了致密砂岩气与页岩气储层力学性质特征,针对页岩岩石脆性特征以及储层岩心敏感性等实验评价关键技术,开展了大量的实验评价研究,并与现场压裂缝高示踪剂监测、地面微地震裂缝监测结果进行了对比分析。所取得的认识可为页岩储层实验评价分析及缝网压裂优化设计提供参考。