大庆油田致密油储层压裂增能影响因素分析

为了明确不同因素对压裂增能效果的影响,对致密油藏压裂液注入、焖井、采出全过程进行了模拟。选取大庆外围致密油储层天然岩心开展实验研究,通过对采出程度、孔隙压力和含水率的监测,分析了岩心渗透率、润湿性、裂缝条数、注入量、焖井时间和泥质含量对致密油藏压裂增能动态响应特征的影响。研究结果表明,致密油储层压裂增能工艺可以有效改善致密油储层的采收率;储层物性越好、水湿性越强,压裂增能效果越好,渗透率1.68×10?3 μm2岩心比渗透率0.39×10?3 μm2岩心的采出程度高10.8%,强水湿岩心与弱水湿岩心的采出程度相差2.86%。此外,通过提高压裂液注入量、增加裂缝数量、优化焖井时间和加入防膨剂都能够显著提高致密油藏的采收率,为油田提供技术参考。     

小型压裂分析在江苏油田S20—26井的应用

利用FracproPT软件小型压裂分析模块对活性水注入、交联液注入和支撑剂段塞分析可获得各项重要参数。首先,通过降排量测试,确定近井扭曲及孔眼摩阻。其次,停泵后,摩阻消失,利用各种数学方法通过压降分析获得准确的裂缝闭合应力和地层渗透率。最后进行净压力拟合,得到交联压裂液的造壁系数和压裂液效率。小型压裂中观察支撑剂段塞进入地层的难易程度,现场调整砂浓和前置液量,确保施工成功。通过活性水注入分析和交联液注入分析得到了措施井闭合压力、近井弯曲摩阻、孔眼摩阻、液体滤失系数和油藏渗透率等重要资料,并在此基础上,对主压裂施工进行了调整。     

页岩气井压裂后焖排模式

页岩气井水力压裂过程中注入液量大,但压裂后返排率往往较低,滞留压裂液对储层的影响仍不清晰。针对该问题,选取永川新店子构造YY1井龙马溪组的岩心,开展压裂液渗吸实验,并对比渗吸前后岩心物性、孔隙结构特征及电子显微镜下微观结构等参数的变化规律。实验结果表明：永川新店子构造岩心压裂液渗吸后,岩心平均孔隙度增大了50%,平均渗透率增大了25%,气体吸附量减少了35%,比表面积降低了40%;岩心沿层理方向产生了新的裂缝,并随着渗吸的持续进行,裂缝发生扩展和延伸,逐步沟通裂缝网络,增大了液体的渗吸面积;通过YY1HF井的现场试验发现,焖井30 d后再控产（6万m³/d）试采,产液量大幅度降低,气井生产稳定。研究认为,压裂后焖井有利于改善储层物性,增加渗流通道,压裂后返排应由小到大逐级控制油嘴排液,以提高气井采收率。     

伊川凹陷屯1井储层评价及压裂改造

通过对洛阳-伊川盆地伊川凹陷屯1井压裂层段的系统评价,分析认为该井压裂层段具有低孔、低渗、极低产特征。核磁测井有效孔隙度3.3%,渗透率0.645×10-3μm2;成像测井显示裂缝发育,测井评价是基质孔隙度+裂缝型储层。试油测试自然产气量仅53m3/d,测试二关井压力恢复数据定性分析认为裂缝较发育,基质孔隙渗透性极差,常规压裂改造增产效果差。应用非常规压裂技术基本方法对射孔方式、泵注管柱、施工规模、压裂参数进行优化,采用高排量、高液量、低粘度、低砂比的压裂方案,力争形成多缝、复杂裂缝,增加泄流面积。通过非常规压裂改造,10mm油嘴放喷,油压3.1～3.5MPa,日产气6600～7000m3,实现了河南外围洛阳-伊川盆地油气勘探的重要突破。     

压裂投产低—特低渗透油藏井排距设计

为了模拟压裂投产低—特低渗透油藏中的非达西渗流特征,在原有黑油模拟器的基础上,建立并求解了考虑两相启动压力梯度、渗透率敏感性以及裂缝导流能力失效性的三维两相数值模拟模型,基于模型分析了压裂井波及椭圆的计算方法及影响因素,并推导了矩形井网和菱形反九点井网的井排距公式。压裂井波及椭圆影响因素分析结果表明:渗透率对压裂水井初期的波及椭圆大小具有显著影响,随着时间的增加注入压差和启动压力影响增大;各因素对波及椭圆的形状没有显著影响。通过遗传算法改进的GA-BP神经网络模型可准确求取压裂井波及椭圆参数。为实现井网系统和裂缝系统的最优匹配,以压裂井对油藏波及系数最大为目标,推导了矩形井网和菱形反九点井网的井排距公式。现场应用表明,压裂后平均日产油量可提高1.25倍,且长期增产效果显著。     

页岩油水平井压裂渗吸驱油数值模拟研究

为了提高压裂页岩油水平井产量预测精度、优化闷井时间及压裂液用量等参数,建立了一种考虑压裂液注入、闷井渗吸及开井生产的压裂页岩油水平井油水两相渗流数学模型,利用控制体积有限元法求其数值解,模拟了渗吸作用下基质–裂缝油水置换的过程,获得了油水压力场、速度场、产量及含水率的动态变化。分析了压裂渗吸驱油特征,优化了闷井时间和压裂液用量,并研究了基质渗透率和缝网复杂程度对渗吸驱油的影响。研究结果表明:毛细管力越大,闷井时间越长,则含水率越低,渗吸增产作用越明显;压裂液用量增加能够提高渗吸驱油产量,但同时会引起含水率升高,可通过含水率和产量增幅确定压裂液合理的用量;最优闷井时间受毛细管力、基质渗透率和缝网复杂程度的影响,其中毛细管力和基质渗透率决定了渗吸速度,而缝网复杂程度决定了渗吸面积。所建立的渗吸油水两相渗流模型可为页岩油水平井压裂优化设计提供依据。      

川中大安寨段页岩油储层基质孔隙压裂液渗吸 驱油侵入深度研究

四川盆地中部侏罗系湖相页岩油勘探开发不断取得突破，但页岩油井产量尚难以满足商业化开发要求。页岩油井压裂后普遍采取焖井措施，以期利用压裂液渗吸驱替置换地层原油，然而关于焖井期间压裂液向页岩基质孔隙的渗吸作用范围及关键影响因素尚不明确。为此，建立了考虑压裂液残渣堵塞、水力正压差、毛管力和渗透压力的页岩基质流体渗吸侵入深度模型，采用岩心核磁分层T2谱监测数据验证该模型，计算平均误差为14.17%。实例分析表明，焖井时间90 d 内，压裂液向基质孔隙的渗吸作用范围整体不超过0.72 m，表面润湿改性（疏水转为亲水）对提高压裂液渗吸作用范围效果显著，而油水界面张力的影响相对较弱，根据焖井时间与渗吸侵入深度关系曲线推荐的最佳焖井时间约为40～50 d。     

页岩储层多段压裂后裂缝自然闭合压力递减规律

页岩储层具有低孔隙度、超低渗透率的物性特征,目前通过水平井分段多级压裂对储层进行增产改造是高效开发页岩等非常规储层的关键技术。但由于流体在水平井多条裂缝同时闭合时的流动特征与单条裂缝时明显不同,导致现阶段针对压裂直井成熟的压力递减分析方法不能直接应用于页岩储层分段多级压裂后的压力递减分析。考虑裂缝自然闭合时引起的应力敏感效应和页岩储层中天然微裂隙发育的地质特征,采用双重孔隙介质渗流模型,分析压裂液在页岩储层中的滤失,并结合以弹塑性力学理论为基础的拟三维裂缝模型,建立裂缝体积守恒方程,得到针对页岩储层分段多级压裂后关井期内裂缝自然闭合条件下的压力递减模型。分析结果表明,储层中基质孔隙度、裂缝渗透率和应力敏感系数是影响关井时压力递减的主要因素。     

裂缝性储层水平井压裂过程中起裂条件研究

常规储层的压裂施工遇到的裂缝较少,所以压裂设计中假设裂缝尺寸固定不变,所以误差不大;然而针对裂缝性储层压裂设计,必须考虑井筒压力增加引起井筒多条裂缝的尺寸变化,以及其对滤失量和井筒内压力的影响。将压裂过程中井筒压力引起的裂缝宽度变化引入到经典的基质、裂缝滤失理论中,同时借鉴现场施工常用的管柱摩阻计算方法,建立了由滤失和压缩引起的裂缝性储层井筒憋压模型。该模型主要对不同水平井长度下基质孔隙度、渗透率,天然裂缝缝宽、缝长、缝密,工作液密度、黏度,以及岩石破裂压力对施工压力的影响进行分析。研究表明储层的基质渗透率、裂缝发育情况是影响裂缝起裂的主要因素,地层的抗张强度对施工压力的影响最为明显;施工过程中工作液密度比其黏度对井口施工压力影响更显著。该研究对裂缝性水平井压裂工艺优化具有重要的指导意义。     

塔河油田碳酸盐岩储层暂堵转向压裂排量优化

塔河油田碳酸盐岩储层暂堵转向压裂成功,但施工过程中排量参数尚未有计算数据支撑,不利于暂堵转向重复酸压技术推广应用。以裂缝几何形状模型为基础,利用数值迭代方法建立了暂堵转向压裂排量优化设计模型,确定了碳酸盐岩暂堵阶段和压裂阶段最优化排量,形成了“低排量注入暂堵液封堵尖端,高排量注入压裂液实现转向”的暂堵转向施工方法。分析发现:排量要同时满足转向压力需求和裂缝长度需求;随着时间延长,排量开启裂缝扩展长度逐渐无法满足暂堵剂所需裂缝长度,暂堵剂起不到转向作用。利用优化设计模型对现场条件进行排量优化表明,暂堵阶段排量控制在3.0 m3/min以下、压裂液压裂阶段施工排量控制在6.0 m3/min以上,最适合转向压裂。研究为现场应用提供了理论支撑。     

渤海油区稠油油藏蒸汽吞吐注采参数优化模型

渤海油区稠油资源丰富,已动用的稠油油藏以常规注水开发为主,采收率偏低,如何经济有效地开采这些稠油资源对渤海油区持续稳产具有重要意义。以渤海油区典型稠油油藏类型为研究对象,通过油藏数值模拟手段,优化不同地层原油粘度、油藏厚度、渗透率以及不同水体倍数的稠油油藏蒸汽吞吐的最优产液速度、焖井时间及注汽强度等关键注采参数。结果表明,对于不同地层原油粘度的稠油油藏,最优产液速度和注汽强度随地层原油粘度的增大而逐渐减小,最优焖井时间随地层原油粘度的增大逐渐增加;对于不同厚度的稠油油藏,最优产液速度、焖井时间和注汽强度均随油藏厚度的增大而增大;对于不同渗透率的稠油油藏,最优产液速度随渗透率的增大逐渐增大,最优焖井时间和注汽强度随渗透率的增大逐渐减小;对于不同水体倍数稠油油藏,最优产液速度和焖井时间随水体倍数的增大逐渐增大,最优注汽强度随水体倍数的增加先增大后减小。应用多元回归数学方法,得到蒸汽吞吐注采参数优化模型,并与数值模拟计算结果进行对比,误差在10%以内。     

BP神经网络预测压裂井施工参数的研究

介绍了BP神经网络模型和网络具体计算过程。以江汉油田黄场区块45口已压裂井为训练样本，孔隙度、渗透率、含油饱和度、声波时差、射孔段深度、有效厚度、共小层数、压前日产油量、压前日产水量等9个指标作为网络输入，砂量、砂比、排量、破裂压力、施工压力等5个施工参数为网络输出，建立了压裂井施工参数预测的BP网络模型，重点研究网络参数变化对预测精度的影响关系。另外选5口未训练井进行预测，通过适当调整各参数，预测结果与现场施工结果吻合程度很高，为压裂施工设计提供有力支持。     

考虑多重应力敏感效应的页岩气藏压裂水平井试井模型

页岩气藏存在多尺度孔隙结构,流体运移方式多样,包括吸附、扩散和非达西渗流。目前页岩气多重运移流动模型仅考虑天然裂缝的渗透率和孔隙度为应力敏感系数,但实验表明扩散系数也具有应力敏感性。建立考虑多重应力敏感效应的压裂水平井试井分析模型,能准确分析和预测页岩储集层和流体参数,对页岩气藏生产动态分析和开发方案编制十分必要。基于页岩储集层多尺度孔隙结构,假设页岩气藏具有基质和裂缝系统的双重介质,考虑流体多重流动机理,建立以扩散系数、天然裂缝渗透率和孔隙度为应力敏感系数的压裂水平井试井分析模型,分析了压裂规模和页岩储集层特征参数对试井曲线的影响。结果表明,压裂规模参数主要影响气藏开采早期,页岩储集层特征参数主要影响气藏开采晚期。针对中国典型页岩气区进行分析,提出的试井分析方法能较好地拟合生产数据,可为页岩气藏高效开发提供一定借鉴。     

致密油藏CO2吞吐参数优化数值模拟研究

为提高致密油藏压裂后油井开发效果，基于河南油田ZD区块，通过压裂裂缝变导流物理实验确定基质及裂缝的渗透率-应力敏感性关系，应用数值模拟方法，确定致密油藏不同储层CO₂吞吐参数最优值。结果表明：在注入和闷井阶段，CO₂波及范围越来越大，波及范围内原油黏度明显降低，生产阶段CO₂随原油产出，动用范围较大；换油率随CO₂注入量或闷井时间的增加均呈现先上升后降低趋势，与CO₂注入速率呈正相关性，与吞吐周期呈负相关性；储层物性越好，最佳CO₂注入量及注入速度越低，最佳闷井时间越短，吞吐周期越多。在四类储层的ZA4121井开展CO₂吞吐试验，累计增油量为303.4 t,取得较好开发效果，换油率为0.16 t/t。研究成果可为致密油藏压裂后CO₂吞吐相关研究与应用提供参考。     

低渗透油藏压裂井生产动态分析

基于低渗透油藏非达西渗流理论,考虑基质拟启动压力梯度、压敏效应和裂缝变导流能力,并认为水力压裂裂缝为有限导流能力裂缝,建立了低渗透油藏压裂井的不稳定渗流模型。通过COMSOL有限元软件模拟压裂井的生产动态分析发现,启动压力梯度和压敏效应存在,会明显降低压力井产能。裂缝的变导流能力在时间越长时,对产能和近井压力分布影响越大。该研究对认识低渗透油藏有限导流垂直压裂井的生产动态有积极意义。     

裂缝性油藏压后压降分析

对于裂缝性低渗透储层,由于其基质孔隙度小、渗透率低,天然微裂隙成为决定压裂液滤失的主要因素。在总结Nolte经典G函数压降曲线分析方法的基础上,根据裂缝性地层存在微裂隙的特征,建立了裂缝性油藏小型压裂压降曲线分析模型。应用无因次压力函数图和叠加导数图,做出了压降特征曲线,可以判断天然裂缝闭合压力。通过对已压裂井压降曲线的分析和解释,能够计算出与压力相关的滤失系数、基质的滤失量和经天然裂缝的滤失量,以及人工裂缝的几何尺寸,从而为裂缝性地层压裂施工参数的设计提供依据。     

低渗透油藏直井体积压裂改造效果评价方法

为评价低渗透油藏直井体积压裂改造效果及其动态变化过程,建立了油水两相渗流模型和井模型,在此基础上提出了基于生产数据及压裂液返排数据的改造效果评价方法,并进行了矿场实例分析。将压裂后主裂缝附近区域划分为不同的改造区域,用改造区域渗透率和面积分别表征压裂后缝网的改造强度和规模,并将改造区域导流能力定义为改造区域渗透率与面积的乘积。进行了参数敏感性分析,发现裂缝半长和核心区域渗透率主要影响近井端流体流动规律,即生产早期规律,基质渗透率主要影响裂缝远端流体流动规律。以长庆油田典型老井为例,评价了该井两轮次体积压裂后的压裂改造效果及其变化,发现第1次体积压裂后随着生产时间的增加,改造区域渗透率和导流能力逐渐降低,压裂效果逐渐变小直至消失;第2次体积压裂后,改造区域渗透率及导流能力又大幅增加。图12表2参30     

页岩气储层压裂稳态和非稳态渗流模型

页岩储层体积压裂改造以形成复杂裂缝网络是页岩气高效开发的关键,压裂改造体积和缝网导流能力是评价页岩气产能的主要指标。在分析页岩气体积压裂特点的基础上,将页岩储层划分为基质、裂缝网络两区,基于页岩气储层多尺度非线性特征对气体渗流规律的影响,建立了考虑扩散、滑移、解吸的页岩气储层基质—裂缝网络两区耦合稳态/非稳态渗流数学模型,应用MATLAB求解,绘制页岩气储层压力分布特征曲线和产气量递减曲线,并与实际生产数据进行拟合。研究结果表明：①多尺度非线性模型考虑了页岩气渗流的滑移和扩散,压力传播较快;②缝网区域越大,缝网渗透率越小,地层压力传播越慢;③产气量在200 d以内下降较快,300 d后产量趋于稳定;④随着缝网导流能力的增加,产气量增加较快,生产曲线趋于“L”型递减;④页岩气井产能模型与现场生产数据拟合精度高,验证了模型的准确性,能够用于页岩气产能分析与预测。     

应力敏感对低渗致密气藏水平井压裂开采的影响

水平井压裂开发是提高低渗致密气藏产量和采收率的重要手段。低渗致密气藏存在应力敏感性,由于储层压力下降,造成近井地带孔隙度、渗透率等物性参数降低,裂缝宽度减小甚至闭合,地下流体渗流能力下降,影响压裂水平井的开发效果。从室内实验出发,研究了低渗致密气藏应力敏感性,多次升降压进一步加剧了裂缝渗透率应力敏感程度,储层和裂缝渗透率应力敏感损害具有不可逆性。采用压裂水平气井的生产动态分段拟合方法和试井分析研究了应力敏感参数变化规律:随生产时间增加、地层压力降低,地层渗透率逐步降低,压裂裂缝半长逐渐变短,裂缝导流能力下降,表现出较强的应力敏感性。单井动态分析和数值模拟研究表明:随应力敏感效应增强,水平井压裂稳产期采出程度和采收率降低幅度变大;随着配产提高,应力敏感效应影响增强;低渗致密气藏应控制合理生产压差,减少应力敏感对储层的伤害。     

致密油多级压裂水平井井网参数分级优化

为改善致密油的开发效果，以经济净现值最大化为优化目标，提出了先优化单井裂缝参数，再优化井网参数的分级优化策略，建立了致密油多级压裂水平井井网参数分级优化数学模型。考虑基质中流体的非线性渗流，基质和压裂缝的应力敏感特性，基于嵌入离散裂缝模型建立了致密油藏数值模拟方法；利用耦合协方差矩阵自适应进化策略算法对数学模型进行求解，提出了致密油多级压裂水平井井网参数分级优化方法。与整体优化相比，新的分级优化策略可以在不降低优化结果准确性的基础上提高寻优效率。若不考虑基质中流体的非线性渗流，基质和压裂缝渗透率的应力敏感特性，则优化结果不具有矿场指导意义。