完井方式对致密气藏压裂水平井产能的影响

针对致密气藏储层特征,考虑了常规水平井、垂直压裂水平井在采用射孔和裸眼2种不同完井方式时水平井筒与裂缝的相互干扰情况,运用Green函数Newman积分法,分别推导出各向异性致密气藏压裂水平井在不同完井方式下井筒与储层耦合的非稳态渗流模型,并给出求解方法。实例计算结果表明,在相同储层与施工工艺条件下,常规水平井产能较低,压裂水平井采用裸眼完井方式所获得的产气量仅在生产初期高于射孔完井方式,生产稳定后两者基本一致;产气量随裂缝条数的增加而增加,在非稳态阶段,裂缝产气量相近;在拟稳态渗流阶段,由于裂缝间干扰明显,各裂缝中的产气量沿井筒呈"U"型分布。综合考虑生产技术与经济因素,推荐油田现场采用射孔完井的压裂水平井进行生产,压裂设计时应考虑裂缝干扰影响,适当扩大水平段两端的压裂规模。     

射孔孔眼磨蚀对分段压裂裂缝扩展的影响

非常规油气藏分段压裂施工中常利用射孔限流法促进段内多条水力裂缝均匀发育,压裂过程中,支撑剂会逐渐磨蚀射孔孔眼,致使射孔孔眼的限流作用失效。为研究射孔孔眼磨蚀现象对分段压裂中多裂缝发育的影响情况,耦合了孔眼磨蚀模型和水力裂缝扩展模型,建立了考虑射孔孔眼磨蚀的水平井分段压裂裂缝扩展模型。模拟结果表明:随着支撑剂磨蚀破坏射孔孔眼,孔眼的限流能力显著下降,导致压裂段内各水力裂缝尺寸差距增大。基于所建立的数值模型,研究了不同支撑剂浓度、压裂液排量条件下射孔孔眼磨蚀对压裂段内多条水力裂缝扩展的影响。结果表明:(1)压裂液内支撑剂浓度越高,射孔孔眼初期的磨蚀速度越快;(2)支撑剂浓度变化对段内裂缝扩展延伸的影响较小;(3)压裂液排量越高,射孔孔眼限流效果越好,压裂段内各裂缝发育越均匀。最后建议在分段压裂施工中尽可能提高压裂液排量,这将有助于压裂段内各裂缝的均衡发育。     

页岩储集层水平井段内多簇压裂技术应用现状及认识

水平井段内多簇压裂技术能增加页岩储集层压裂裂缝复杂程度,提高簇间动用率,是有效改造页岩储集层的核心技术。对北美页岩气区块和中国四川盆地南部页岩气区块水平井段内多簇压裂技术的应用现状进行分析,并结合技术原理提出了几点认识：段内多簇压裂应与井间距合理匹配,并配套采用暂堵转向技术和限流射孔技术,增大射孔簇簇效率,促进裂缝均匀扩展,提高段内多簇压裂改造效果;北美页岩气区块采用段内多簇压裂技术增产,实现了页岩储集层高效开采,川南页岩气区块水平井段内多簇压裂技术起步较晚,目前在300~400 m井间距下主要开展了段内为6~8簇压裂现场试验;为了降低压裂成本、提高作业时效,长段多簇压裂将是实现效益开发的一个重要发展方向;但随着段内簇数不断增加,射孔技术、暂堵转向技术、射孔簇数与施工参数合理匹配等方面面临新挑战,亟需进一步研究,从而形成适合不同地区地质工程特征的段内多簇压裂技术。     

复杂构造区深层页岩气藏射孔参数优化及应用——以涪陵页岩气田白马区块为例

为了实现四川盆地涪陵页岩气田白马复杂构造区深层页岩气储量的有效动用,针对该区地质构造复杂、储层非均质性强、储层埋藏较深、压裂改造难度较大的实际情况,基于平面三维"井筒—多裂缝扩展"全耦合计算模型,考虑不同小层物性与应力的差异,模拟了不同穿行层位、压裂簇数、射孔数量等因素对多簇裂缝扩展差异的影响。研究结果表明:①降低簇间距、增加单段压裂簇数的多簇密切割有利于提高改造段内的主裂缝密度、缩短气体运移距离;②段内簇数并不是越多越好,在相同注入排量及压裂规模条件下,随着压裂簇数的增多,各簇缝长、缝高呈现出降低的趋势,同时多裂缝的非均匀扩展现象加重;③水平井穿行层位及各小层物性特征、应力状态也会影响到水力裂缝的扩展形态,会增强不同小层改造的非均匀性,进而造成最优簇数的不同;④减少单簇射孔数的限流压裂,有利于提高压裂段内改造均匀性、降低各簇进液量差异减小系数,但是较低的射孔孔数则会提高射孔孔眼摩阻、大幅度提高地面施工压力。现场实践结果表明,依据水平井穿行层位优化压裂工艺参数,同时配合限流射孔,压后气井增产效果明显。结论认为,该研究成果为实现白马区块深层页岩气资源的有效动用提供了理论指导与实践检验。     

复杂构造区深层页岩气藏射孔参数优化及应用——以涪陵页岩气田白马区块为例

为了实现四川盆地涪陵页岩气田白马复杂构造区深层页岩气储量的有效动用,针对该区地质构造复杂、储层非均质性强、储层埋藏较深、压裂改造难度较大的实际情况,基于平面三维“井筒—多裂缝扩展”全耦合计算模型,考虑不同小层物性与应力的差异,模拟了不同穿行层位、压裂簇数、射孔数量等因素对多簇裂缝扩展差异的影响。研究结果表明：①降低簇间距、增加单段压裂簇数的多簇密切割有利于提高改造段内的主裂缝密度、缩短气体运移距离;②段内簇数并不是越多越好,在相同注入排量及压裂规模条件下,随着压裂簇数的增多,各簇缝长、缝高呈现出降低的趋势,同时多裂缝的非均匀扩展现象加重;③水平井穿行层位及各小层物性特征、应力状态也会影响到水力裂缝的扩展形态,会增强不同小层改造的非均匀性,进而造成最优簇数的不同;④减少单簇射孔数的限流压裂,有利于提高压裂段内改造均匀性、降低各簇进液量差异减小系数,但是较低的射孔孔数则会提高射孔孔眼摩阻、大幅度提高地面施工压力。现场实践结果表明,依据水平井穿行层位优化压裂工艺参数,同时配合限流射孔,压后气井增产效果明显。结论认为,该研究成果为实现白马区块深层页岩气资源的有效动用提供了理论指导与实践检验。     

微裂缝发育储层分段压裂水平井裂缝参数预测

目前对微裂缝发育储层实施水平井分段压裂改造后的裂缝监测手段普遍存在监测精度低、成本高、现场实施难度大等缺点,亟需找到一种方便、快捷、现场适用的解释手段和方法。基于微裂缝发育储层多段压裂水平井三线性渗流规律,建立了多段压裂水平井渗流模型,进行Laplace变换,推导得到微裂缝发育储层多段压裂水平井不同特征流动段产量公式,并利用现场油井日常生产数据,分析产量变化曲线不同特征段的特点,求解得到了微裂缝发育储层多段压裂水平井裂缝参数（人工裂缝长度、人工裂缝导流能力和天然微裂缝区渗透率）。将模型计算得到的裂缝参数分别与3口水平井的现场微地震监测解释结果进行对比,验证了模型的正确性。研究结果表明：模型计算人工裂缝导流能力与真实值相对误差为1.9%,模型计算人工裂缝长度与微地震监测解释结果基本一致。该方法解释出的多段压裂水平井压后裂缝参数多、方便快捷、准确性高、局限性小,适合油田现场大规模推广应用,对微裂缝发育储层多段压裂压后效果评价、指导增产设计具有重要意义。     

非均质气藏水平井非对称立体压裂优化方法

SF气田蓬莱镇组非均质性强,受河道影响,砂体横向变化大,水平井有效储层钻遇率低,常规均质储层水平井分段压裂实施效果差,投产率低,严重影响了气田开发效果。文章在气藏渗流特征研究的基础上,建立了非均质储层地质模型,提出了渗流阻隔带的确定方法,划分了均质独立渗流单元,在独立渗流单元内采用均质模型进行优化设计,从而形成了非均质水平井非对称立体压裂优化设计方法。运用该方法,可充分动用水平井段地质储量、减少无效裂缝、降低储层伤害,通过现场应,分段压裂改造效果提高了41%。     

超低渗透油藏分段多簇压裂水平井产能影响因素与渗流规律 ——以鄂尔多斯盆地长8超低渗透油藏为例

水平井分段多簇压裂是开发超低渗透油藏的有效手段之一。以鄂尔多斯盆地长8超低渗透油藏黄平34-22分段多簇压裂水平井井组为研究对象,对裂缝参数与分段射孔参数进行了优化。利用网格加密技术,建立了分段多簇压裂水平井井组数值机理模型,研究了储层应力敏感、裂缝半长、裂缝导流能力、改造区和非改造区渗透率以及采油速度对分段多簇压裂水平井产能的影响。研究结果表明:弹性开发时上述参数对产能的影响比注水开发时更加显著;储层应力敏感对产能不利,裂缝半长和导流能力的增大对产能有利,但综合考虑收益与施工成本及难度,与采油速度一样,它们均存在最优值;进一步提高改造区的渗透率对产能的提升有限,而提高非改造区的渗透率可以大幅提高产能;封闭油藏分段多簇压裂水平井的渗流可分为井筒储集影响阶段、初始拟径向流动阶段、裂缝线性流阶段、系统椭圆流阶段和边界影响流阶段。     

水平井分段压裂多段裂缝产能影响因素分析

国内外水平井应用情况表明,低渗透油藏的水平井,不经过压裂酸化改造很难达到工业开采价值,而水平井水平段分段压裂改造是提高水平井在低渗储层应用效果的技术瓶颈.水平井多段裂缝如何优化设置,将决定压裂工艺和工具的选择,最终关系到压后效果.以压后产量为目标函数.以数值模拟为技术手段,研究了影响水平井多段裂缝压后产量的8种因素,为下步水平井分段压裂多段裂缝优化研究提供了参考.     

水平井分段多簇压裂各射孔簇破裂压力分析

为了提高水平井分段多簇压裂射孔簇的起裂效率,针对段内多条裂缝同步扩展的特点,考虑裂缝间的应力阻隔效应以及缝内有效净压力的变化,根据待压段的诱导应力建立了不同射孔簇破裂压力计算模型,并分析了各射孔簇破裂压力的变化规律。通过研究得出认识:水平井分段多簇压裂多条裂缝同步扩展时存在应力阻隔效应,待压段受到的诱导应力为之前各段最后一簇裂缝缝内有效净压力产生的诱导应力的叠加;距离上一段压裂位置最远的射孔簇破裂压力最低,段内多射孔簇间的破裂压力差异随着时间的延长而增大,多簇起裂的最好时机是在施工初期,可在短时间内迅速提高排量,利用射孔孔眼的节流效应提高井底压力,实现多簇裂缝的依次起裂;段内较小的应力变化会引起较大的破裂压力差异,诱导应力引起的各射孔簇破裂压力的变化在射孔参数设计和压裂参数优化时必须得到重视。     

页岩气水平井试井模型及井间干扰特征

页岩气田采用水平井井网大规模开发后,井间干扰造成的“压力下降快、气井过早废弃”的问题日益严重,亟须认识页岩气井的井间干扰特征。为此,先将水平井多段压裂改造后的页岩储层划分为压裂裂缝、SRV和未改造基质3个区域,然后根据各区域的孔缝特征和流动机制建立了多区域耦合的渗流模型,并采用PEBI网格和有限体积法进行数值求解。利用数值模拟,分析了连通渗透率和激动量等因素对于干扰试井测试结果及压力场分布特征的影响,并以焦页7井组中的JY7-1 HF井和JY7-2 HF井为例,采用干扰测试压力拟合法计算了两井之间连通段的平均渗透率为18.5 mD,说明两井之间连通性较好,建议后期生产过程中控制本井与邻井的产气量,同时避免邻井频繁更换工作制度。未来井网部署时应根据单井设计产能,对于与邻井水平段距离较近层段应控制压裂规模,并适时开展干扰试井测试。     

致密气藏压裂水平井产能计算方法

致密气藏开发普遍采用多段压裂水平井的开发模式。为了准确评价致密气藏压裂水平井产能并确定气井的合理配产,实现气井高效开发,基于保角变换理论和气水两相渗流理论,同时将基质有效渗透率作为变量来考虑压裂施工和气井产水对储层有效渗透率的影响,建立了压裂水平井气液两相产能方程。通过实际生产数据验证,结果表明：无因次泄气边界大于0.55时,气井生产压差随配产增加呈下凹型快速增长;相同气井产能条件下,水气比越大气井所需生产压差越大;水平段方向与K_y方向平行时,渗透率各向异性程度K_y/K_x越大,相同产气量时的生产压差越小;水平段与渗透率主值方向的夹角θ < 30°时,相同产气量条件下的气井生产压差几乎不变。因此,从降低压裂水平井储层压力损失的角度来考虑,布井时必须充分考虑渗透率各向异性程度和水平井水平段方向的影响,同时注意控制气井配产和采取必要的控水排水措施,以便达到更好的开发效果。     

致密气藏压裂水平井产能分析及压裂优化设计

致密气藏储集层渗透率低,孔喉细小,储集层流动条件极差。基于应力敏感性对致密储集层渗透率的影响,建立了致密气藏水平井压裂渗流模型,得到考虑井筒储集效应的无因次压力拉普拉斯空间半解析解。在验证模型正确性的基础上,绘制水平井分段压裂产能变化曲线,对产能影响因素进行分析并设计正交试验,以确定主控因素。研究结果表明：压裂参数中裂缝间改造区域渗透率对产能影响最大,裂缝长度次之,裂缝条数最小。基于该模型对胜利油田某致密气藏储集层压裂进行了优化设计,实例计算结果表明,研究区块在裂缝半长为140 m,裂缝密度为6条/km时,尽量增大裂缝间改造区域渗透率可以获得最佳产量。研究结果对致密气藏水平井压裂设计具有一定的指导意义。     

低渗透气藏水平井分段压裂分段优化方法研究

水平井分段压裂已成为低渗透气藏高效开发的重要方式,针对储层非均质性强及天然裂缝分布复杂导致压裂效果差的问题,采用四维影像裂缝监测技术,建立了基于测录井曲线的应力薄弱识别方法,并引入应力薄弱发育评价参数K_tr,结合水平井段储层发育特征对分段参数进行优化,从而充分改造应力薄弱段。研究结果表明:在高于K_tr截取值的井段,四维影像监测出起裂的裂缝条数多于设计值,同时压裂后产能高于平均水平。因此,能够应用K_tr值结合水平井段储层发育特征优化水平井分段压裂间距,对改进低渗透气藏压裂段划分方法,提高改造效率与采收率具有重要作用。     

四川盆地威远区块典型平台页岩气水平井动态特征及开发建议

位于四川盆地长宁—威远国家级页岩气示范区范围内的威远页岩气田(以下简称威远区块),同一平台上气井的生产动态特征存在着较大的差异,目前对于其页岩气井产气量的主控因素和开发工艺措施的有效性认识尚不明确。为此,以威远区块PT2平台的6口水平井为例,针对气井生产动态存在的差异,从钻遇优质页岩段的长度、水平段轨迹倾向、压裂段长度、改造段数、加砂量及井底积液等方面进行分析,明确了影响威远区块页岩气水平井产气量的主要因素,进而提出了有针对性的开发措施建议。研究结果表明:(1)优质页岩段钻遇长度是气井高产的物质地质保障,水平压裂段长度、改造段数/簇数和加砂量是主要的工程因素;(2)页岩气井生产早期均为带液生产且水气比较大,当产气量低于临界携液流量时,井底积液对产气量和井口压力的影响不容忽视;(3)建议低产井应采用小油管生产(油管内径小于等于62 mm),对于上半支低产井,应及早采取橇装式排水采气工具和措施以释放气井产能,而对于下半支低产井,则应放压生产,防止井底过早积液。     

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。     

川西致密气藏裸眼水平井分段压裂技术

川西中浅层气藏致密、低孔、低丰度,裸眼水平井分段压裂是开发该类气藏的有效技术之一,但存在压裂参数难确定、压裂管柱下入难度大、水平段钻井液替出困难、压裂液返排效率低等问题。为此,在分析气藏特点和借鉴多级压裂经验的基础上,提出将裸眼水平段分成8~10段进行压裂,砂比优化为17%~21%;在注入前置液阶段采用支撑剂段塞处理近井效应,降低初期施工压力及形成多裂缝的概率;设计了可完全替出水平段钻井液的压裂管柱;制定循环钻井液、旋转管柱和给管柱加压的措施,保证压裂管柱下至设计位置;采用液氮伴注和大小油嘴交替更换的助排和返排技术,提高压裂液返排的速度和效率。XP105-1H井的裸眼水平段分成8段,采用以上技术和措施成功分段压裂;压后自然返排,返排率达95%;压后天然气产量6.441 2×104 m3/d,是相同层位水平井的2倍,天然气无阻流量达到23.168×104 m3/d。XP105-1H井裸眼水平段分段压裂的成功,可为类似致密气藏裸眼水平井分段压裂提供有益参考。      

徐深气田火山岩气藏产能特点及影响因素分析

火山岩储层作为大庆徐深气田的有效储层，分布广泛，储量丰富，具有重要的开采价值。由于受火山喷发多期性的控制，其岩性岩相变化较快、岩层致密，孔隙度、渗透率极低，非均质性严重。大多数气井自然产能较低，达不到工业产能。部分井经过大型压裂改造后可获得高产，但是单井产气能力差别较大。火山岩气藏产能具有分布不均衡、生产压差大、稳产条件差、压裂效果明显等特点，而火山岩作为特殊的天然气储层类型，没有成型的开发理论和实际开发经验供我们参考，文章在徐深气田火山岩储层地质及动态资料分析的基础上，采用实际地质参数建立了单井模型，研究了地层有效渗透率、地层厚度、地层系数、压裂井裂缝半长、储层供气范围等对气井初期产能及稳产能力的影响，并对影响产能及稳产能力的因素进行了分析，这对今后火山岩气藏开发配产、产能建设等具有重要的指导意义。     

建南气田低压低渗碳酸盐岩气藏储层改造技术

为了更好地开发鄂西地区建南碳酸盐岩气藏,通过三年的技术攻关,研究了一套低压低渗碳酸盐岩气藏的改造技术。在水平井上,实施屏蔽暂堵钻井、氧化解堵和水平井段酸压;在储层深部改造技术方面,进行了酸化、胶凝酸深部酸压和水力加砂压裂措施,并成功应用了2井次压裂、酸压复合工艺。同时还研究了3种配套的酸压措施管柱。     

大牛地气田奥陶系碳酸盐岩气藏水平井产能主控因素评价

碳酸盐岩气藏微观孔隙结构和渗流特征复杂,无阻流量与地质、工程参数相关性差,单一统计方法不能有效评价水平井产能的主控因素。为此,文中提出一种新的产能主控因素评价方法,即在气井动态分类上,用Pearson,Spearman相关系数和决策树评分法对影响因素进行打分和排序,选择更具代表性的产能评价指标,逐类逐井评价。将新方法应用于大牛地奥陶系气藏37口压裂水平井评价,结果表明:1)水平井初期3~6个月平均产量比采用"一点法"得出的无阻流量更适合作为产能评价指标;2)Ⅰ,Ⅱ类气井,地层系数、含气性是其产能的主控因素,但储层物性掩盖了水平井长度、压裂级数的重要性;3)Ⅲ类气井,储层物性总体较差,水平井长度和压裂级数是其主控因素。新方法明确了将裂缝-溶蚀孔洞发育、含气性好、有效厚度大的优质储层作为部署靶点,同时,有必要通过优化水平井长度和压裂级数来提高孔隙型储层水平井产能。