新疆七中区块克下组油藏地应力场分布特征研究

新疆七中区块克下组油藏四周被断裂带切割,中部油藏泥岩隔夹层发育,区域地应力分布复杂,分层压裂实施难度较大。为了明确区域地应力分布,首先建立岩性图版,针对不同岩性地层建立不同的动静态岩石力学参数转换模型,采用现场小型压裂测试和岩心力学实验计算构造应力系数,分析了151口单井地应力剖面;然后通过测井、分层资料和地震数据开展地层精细划分和三维地质体建模,最终采用克里金插值获取该区域的三维地应力场。分析结果与现场微地震监测和交叉偶极子声波测井数据对比良好。三维地应力场主应力得出克下组油藏大多层位压裂时主要呈现水平缝;层间应力差(0.7～5 MPa)和水平应力差(0.4～5 MPa)得出油藏垂直裂缝区域较难穿透隔夹层。     

塔中62区块上奥陶统碳酸盐岩储层非均质性影响因素

塔中奥陶系碳酸盐岩储层主要以礁滩相颗粒灰岩为主,储集空间类型主要为孔洞型和裂缝～孔洞型,储集层缝洞系统发育,储层非均质性很强。充分认识此类储集层非均质性的影响因素对于油藏的有效开发至关重要。研究表明,同生期大气成岩环境中形成的横向连续性差的透镜状礁滩沉积岩体,是影响储层平面非均质性的主要因素之一;受岩溶作用影响在垂向和横向上孔洞集中发育段,导致储层物性在横向和垂向上的变化难以评价;不同尺度的裂缝网络系统是影响储层渗流能力非均质的一个重要因素;岩性隔夹层、沉积微界面、成岩致密胶结带等一系列的渗流屏障,对流体的运移起到了阻隔作用,加大了储层非均质性的严重程度。     

玛湖地区致密砾岩人工裂缝垂向延伸机理应力模拟

针对新疆油田玛湖砾岩油藏储集层特低孔特低渗特征,开展水平井体积压裂改造储集层试验,但由于泥岩夹层多,压裂缝穿层难,压裂缝如何最大程度连通储集层是一大难点。以流固耦合和岩石弹塑性断裂力学理论为基础,以有限元数值模拟为手段,探讨水平井体积压裂过程中泥岩层的应力演化规律和破裂机理,对泥岩夹层厚度、岩石力学参数、地层倾角、有效应力等影响因素进行分析。结果表明,在一定压裂液注入速度（压裂液施工排量3.5 m ³/min）条件下,压裂缝穿越泥岩夹层有效厚度小于5.0 m;砾岩和泥岩力学参数差异越大、泥岩层地层倾角越大,压裂缝穿透泥岩的能力越差;最小水平有效主应力对裂缝垂向上的延展具有主导作用。此外,水平井距泥岩层距离以及井口注入压力对裂缝的延伸都有重要影响。施工作业时,应避免距泥岩隔夹层近距离射孔,以提升压裂效果。     

水力压裂裂缝转向数值模拟研究

水力压裂产生的裂缝方向取决于地应力状态,垂直裂缝井压裂前储层中的应力分布,尤其是水平主应力方向控制着裂缝的起裂方位和延伸方向。分析了影响储层地应力场、裂缝方位及几何尺寸的因素,在此基础上,建立了压裂裂缝转向的应力场和渗流场数学模型并进行模型求解。对压裂裂缝转向机理进行了定量研究。     

宁合地区长7致密储集层天然裂缝发育特征

根据露头、岩心和成像测井等资料研究认为,鄂尔多斯盆地宁县—合水地区延长组长7致密储集层发育构造裂缝和成岩裂缝,高角度构造裂缝为主要裂缝类型.高角度剪切裂缝有东西向、南北向、北西—南东向和北东—南西向4组,其中以北东—南西向和东西向为主.裂缝发育程度受控于岩性、层厚、沉积微相和岩层非均质性等因素,其中,非均质性是主要因素.长7致密储集层天然裂缝发育,受现今地应力影响,北东—南西向裂缝会优先启动,成为主要的渗流通道,同时岩石脆性指数高,有利于体积压裂,形成复杂的裂缝网络系统.     

库车坳陷博孜气藏超深致密砂岩储集层现今地应力预测

库车坳陷超深层油气资源丰富,储集层非均质性强,井间产能差异明显。现今地应力在井轨迹部署、水平井施工、压裂设计等方面均具有重要作用,但当前研究方法存在诸多弊端。在实测现今地应力基础上,构建地应力与测井参数的关系,利用BP神经网络实现了库车坳陷博孜气藏超深致密砂岩储集层现今地应力预测。结果表明：BP神经网络是预测地应力的有效方法,地应力预测结果与实测值误差较小,总体在10%以内;库车坳陷博孜气藏下白垩统最大水平主应力最大,垂向主应力次之,最小水平主应力最小,整体表现为走滑型应力机制,最大水平主应力在博孜气藏东部优势方位呈北东—南西向,在西部呈北西—南东向;砂泥岩互层段相较于纯砂岩段,地应力波动强,局部存在突发高地应力;在博孜气藏东部沿北东—南西向、西部沿北西—南东向钻取的水平井井壁较为稳定,直井存在井壁垮塌的风险。     

克拉玛依油田七区八道湾组砂砾岩油藏地应力特征

克拉玛依油田七区八道湾组油藏储集层以中—粗砂岩和砾岩为主,油藏开发时间长,剩余油分布广,为实现小层挖潜,弱化储集层非均质性,实施了精细分层压裂。在储集层改造过程中,出现了裂缝穿过隔夹层沟通水层的情况,挖潜效果较差。为了明确储集层的岩石力学特性和区域地应力分布状态,采用室内岩心实验和现场资料分析相结合的方式,建立油藏三维应力场模型。研究发现,油藏西南部和中部应力差异不大,油藏东南部应力受断层影响较大,西南部应力受断层影响较小;研究区内发育5条逆断层且地层倾角变化较大,并在断层的交会处产生应力突变,对后期的压裂施工有较大影响,因此需要调整施工参数;在油藏西南部和中部裂缝向上向下延伸均匀,在油藏东南部深部地区,若隔夹层较厚,裂缝则向较为容易延伸的方向大幅延伸,易沟通水层,隔夹层较薄时,裂缝易穿透上下夹层。对2 m3/min和3 m3/min排量下的裂缝高度进行了模拟,发现在3 m3/min排量下裂缝的高度控制困难,裂缝纵向延伸较大,沟通下部底水;在2 m3/min排量下,裂缝延伸控制容易,纵向延伸合理。     

有限元构造应力场研究在苏里格气田水平井开发中的应用

建立了苏里格气田的地质构造模型,利用有限元分析方法,对苏里格气田进行了地应力场有限元反演和三维构造应力场的数值模拟,模拟出区域最大主应力、最小主应力、最大剪应力和岩石应变能的分布规律,进而预测区域天然裂缝的分布规律,同时分析了构造应力场在水平井压裂中对水力裂缝启裂方位、裂缝规模的控制作用等,为气田水平井整体开发井网部署及压裂设计提供借鉴。     

重复压裂造缝的应力场分析

通过对重复压裂造缝的应力场进行分析,推导出满足重复压裂产生新裂缝的条件。主要分析了一次压裂的 裂缝、储层压力等多种因素对当前地应力场的影响,可以看出诱导应力改变了原地应力场,当原应力场最小水平主 应力大于原最大水平主应力时,重复压裂裂缝可能重新定向。     

页岩气储层四维地应力演化及加密井复杂裂缝扩展规律

页岩气储层天然裂缝发育,非均质性和各向异性强,储层压力、地应力等地质力学参数随着页岩气开采不断演化,使得老井与加密井裂缝扩展存在明显差异,这对后期加密井部署和压裂改造设计具有重要影响。综合考虑页岩气储层地质力学参数、天然裂缝等的非均质性和各向异性,提出了一套基于储层四维地应力演化的页岩气藏加密井水力压裂复杂裂缝扩展模拟方法,建立了气藏渗流-地质力学耦合的水力压裂复杂裂缝交错扩展模型,并通过现场试井数据、压裂施工参数、微地震监测数据等进行验证。以四川盆地X1页岩气井组为例,开展了页岩气储层长期开采过程中四维地应力动态演化及其对加密井复杂裂缝扩展的影响规律研究,研究结果发现：目标区域长期开采后,老井附近储层三向地应力均减小,但水平两向主应力差和垂向应力差增大,且地应力差增大程度在老井井筒处最大,越靠近加密井处则越小;受地层应力状态变化影响,加密井水力压裂复杂裂缝扩展规律与老井相比存在明显差异,相比老井,加密井水力压裂裂缝在井筒附近较复杂,越靠近老井越简单。     

浅薄互层普通稠油油藏水力压裂的实践与认识

W5、W8普通稠油油藏珍有埋藏深度浅，多层状砂泥薄互层，中孔，中低渗型储层且隔夹层薄的地质特点,地层原油流度低，未经过储层改造的单井自然产量低，针对这种情况，近几年来，通过在储层物性，含油性及井筒技术状况等方面进行压裂选进条件的优化，开展了注水稠油油藏的水力压裂引效探索性试验，应用高砂比的高导流能力短缝技术，小排量小规模控制缝高技术，防止水基压裂液与稠油乳化措施及防止压裂后目的层底部地层水上窜技术等配套水力压裂工艺，增产效果较为明显，油田开发效果得到改善，通过稠油油藏水力压裂的实践认为，压裂选井的有利方向主要位于储层物性及含油性较好的构造高部位，压裂工艺的关键是合理控制压裂规模。     

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组含油页岩岩石力学特性及可压裂性评价

页岩油储层具有油气丰度低、渗透能力差、单井无自然产能或自然产能低于工业油流下限、能量衰减快等特点，在水平井或多分支井的基础上实施高效的压裂改造是实现页岩油效益开采的关键。围绕吉木萨尔凹陷芦草沟组含油页岩储层的可压裂性评价，实验测试与理论分析相结合，研究认识了岩石的变形破坏特征、力学强度特性及其纵向分布特征；在芦草沟组页岩储层可压裂性影响因素分析的基础上，建立了可压裂性指数评价方法。结果表明：芦草沟组含油页岩的变形破坏呈现显著的脆性特征，且层理、微裂缝等结构面发育，具备压裂改造形成复杂缝网的内在地质力学条件；芦草沟组页岩储层间存在岩石力学强度、地应力相对较高的隔层，对该类型储集体的压裂过程中在兼顾裂缝网络复杂化的同时还应强化压裂缝对上下储层的沟通能力，实现压裂改造有效体积的最大化；综合脆性指数、水平应力差、层间应力差以及断裂韧性等指标，建立了可同时表征水平井体积压裂缝网形成难易与压裂缝穿越隔层沟通纵向储层能力的可压裂性评价方法；基于微地震压裂监测结果的验证分析表明所建立的可压裂性指数评价方法在以吉木萨尔凹陷油页岩为代表的薄互层状页岩地层中具有较好适用性。     

中国陆相页岩油完井方式优选的思考与建议

中国页岩油资源以陆相为主，在形成机理、成藏条件、赋存特征等方面与北美海相页岩油存在较大差异，具有油层平面分布范围小、纵向层系多、单层厚度薄、应力分布复杂等特点，利用水平井体积压裂技术开发呈现出油层钻遇率低、钻井周期长、压裂效果差、工程成本高等一系列不适应性，页岩油规模有效开发面临重大挑战，探索一条适合中国陆相页岩油特点的规模有效开发技术路线至关重要。为此，创新提出陆相页岩油直井高效的开发模式，通过直井和大斜度井大井丛平台式钻井，结合直井限流等压裂技术，纵向实现油层改造全覆盖，横向构建层内复杂体积缝网，实现页岩油分层立体开发，大幅提高页岩油开发效果。提出以下建议：①加强页岩油非均质性精细表征、直井多级精细限流压裂、多井协同压裂设计软件、细分层系开发等基础研究和技术攻关；②选取页岩纵向跨距较大、最大单层油层厚度较薄、甜点区存在多套夹隔层遮挡、砂地比适中的页岩油层开展直井全覆盖开发模式现场试验。     

川西新场构造地应力分布规律研究及其应用

在充分利用现场加砂压裂、测试压裂数据的基础上，精确求取了新场构造不同层位的最小地应力值，并将该最小地应力与压裂测试同期地层压力建立联系，研究发现该区最小地应力与对应地层压力之差值与垂直深度呈线性关系，且相关性极高。该公式的提出解决了新场构造须家河组压裂资料少、裂缝闭合压力求取难的问题，为钻井、固井、压裂施工提供了科学指导；该区须家河组应力绝大部分处于走滑应力状态，最小地应力为最小水平应力；针对须家河组钻井诱导张性裂缝发育的现象，还推导了水平最大地应力的计算公式，并应用到几口重点深井的地应力场求解中，为须家河组天然裂缝渗透性分析提供了准确的地应力模型。     

溱潼凹陷疏松砂岩稠油油藏水平井开采配套技术

针对苏北溱潼凹陷疏松砂岩稠油油藏具有埋深浅、岩性松、油层薄、夹层多、易出砂、油质稠的特点,开展了溱潼凹陷疏松砂岩稠油油藏水平井开采工艺技术研究。介绍了溱潼凹陷疏松砂岩稠油油藏水平井防砂完井工艺技术、泡沫酸化解堵工艺技术、螺杆泵举升工艺技术和乳化降黏工艺技术。自2009年以来,共开展稠油水平井开采工艺技术现场试验12井次,工艺成功率100%,有效率100%。     

苏里格气田水平井随钻地质导向技术及应用

苏里格气田是典型的低渗、低压、低丰度的强非均质性致密岩性气田。 水平井开发对于提高单井产量作用显著,然而水平井随钻地质导向难度大是制约其高效开发的瓶颈。针对地质导向过程中微幅构造难判断、井底岩性难识别以及易钻遇泥岩隔夹层等问题,在水平井部署与设计的基础上,通过分析水平段钻遇泥岩时的具体情况,并结合砂体垂向叠置关系及储层内部构型分析,总结了一套适合苏里格气田盒 8 段气藏的水平段导向调整措施,并以 AH 井实钻为例加以说明。 多年的水平井开发实践表明,采用水平井随钻地质导向技术进行水平井开发,平均砂岩钻遇率达 85.7%,平均有效储层钻遇率达 62.5%,水平井单井产量是直井的 3～5 倍。     

深层稠油难动用储量压裂增产技术研究与试验

吐哈油田的玉1块属超稠油油藏，油层物性差．埋深为3328～3365m，不能投入正常生产。根据玉1块稠油油藏特点．应用小型压裂测试技术、高砂比宽短缝压裂技术、小排量低前置液的暂堵剂控制裂缝垂向延伸技术、防止水基压裂液进入地层造成稠油乳化及水敏伤害、压裂后气举快速排液等配套压裂工艺．开展了稠油油藏压裂增产探索性试验。对玉1块进行现场试验．施工排量2．6m^3／min．前置液34．8m^3，携砂液56m^3，加砂18．74m^3，平均砂比41．2%，最高砂比60％。稳定日产油量由压裂前的4t提高到压裂后的11t．不含水．证实没有压窜下部含油水层，压裂效果明显。图2表1参8     

高应力高黏土质量分数低渗透储层改造技术研究

M油田N储层岩性以泥质粉砂岩为主,黏土质量分数高,岩性复杂,胶结弱,储层水敏性较强,属于典型的岩性控制的高黏土矿物复杂岩性储层。储层必须压裂投产,但是以往压裂施工难度大,成功率不足50%。该区储层地层应力场复杂,附加应力高,塑性特征明显,同时储层厚度较薄,压裂裂缝起裂难度大,裂缝体积有限,地层吸砂能力严重不足。针对M油田N储层改造难度大、成功率不高的特点,通过储层特征评价分析、储层岩心岩石力学实验分析及黏土矿物分析等技术手段认识储层,采取优化压裂液体系——乳化前置液＋常规水基压裂液体系、压前进行适当常规酸预处理、降低施工规模、较低砂比、小排量、小粒径支撑剂等工艺措施,保证了压裂施工的成功,取得了良好效果,形成了一套适合M油田储层改造的工艺技术和材料体系。     

FracproPT软件在二次加砂压裂模拟与施工参数优化中的应用

准噶尔盆地东部X井区为中孔低渗深层稠油油藏,该区块的油层疏松易碎,原油具有高密度、高黏度、凝固点低等特征,开采难度大,对于此类油藏的开发需要采用二次加砂压裂技术,以形成短而宽的高导流能力裂缝。首先,结合前期的压裂施工数据,利用FracproPT压裂软件对X井区13口井的二次加砂压裂施工进行了模拟;然后对比分析了二次加砂压裂与常规压裂的裂缝几何参数;最后对X井区的二次加砂比例、停泵时间、施工排量和加砂量等参数进行了优化。认为FracproPT压裂软件对X井区的压裂施工模拟结果较为准确,二次加砂压裂可以有效控制缝高,扩展裂缝宽度,具有提高裂缝导流能力的作用。该研究对于优化稠油油藏的二次加砂压裂设计和提高二次加砂压裂增产效果具有一定的指导意义。