马56区块致密油藏“缝控”体积压裂技术

马56区块致密油藏采用水平井体积压裂开发技术后,仍有大量的地质储量无法得到有效动用,整体采收率只有3%。为了进一步提高区内储层采收率,配套形成井网加密、长水平段钻井、交错布缝、缩短簇间距、增加分簇数、提高排量、提高细砂比例的井网及裂缝双加密"缝控"体积压裂技术,通过人工裂缝对储层的全覆盖来实现提高储层动用程度以及单井产量的目的。现场应用41井次,有效率100%,平均单井日产油26.2 t,较前期基础井网体积压裂效果提高36.7%～65.8%,增产效果明显,为研究区块致密油藏提高单井产量提供了技术支撑。     

胜北深层致密砂岩气藏水平井细分切割体积压裂技术

针对胜北区块深层致密砂岩气藏前期直井压裂效果差、难以实现储量有效动用的问题,吐哈油田从2019年起结合区块储层地质特征,以提高储层改造体积、保证裂缝导流能力、降低压裂施工风险为核心,开展了水平井体积压裂工艺技术研究,形成了以“细分切割分段分簇+大规模体积改造+高温混合压裂液体系+高温可溶桥塞+小粒径组合粒径支撑剂+控制施工砂比”等为核心的压裂技术。截至2021年2月,共完成3口井的现场实施,单井产量取得突破,胜北503H井压裂后最高油气当量近100 t/d。现场实践证明,该技术在胜北区块深层致密气藏适应性良好,为区块致密气藏的有效动用奠定了技术基础。     

鄂尔多斯盆地致密油水平井细分切割缝控压裂试验与应用

针对长庆低压致密油水平井长期生产递减大,从体积压裂裂缝特征综合评价入手,瞄准优质储量最大化动用,建立水平段储层品质和完井品质分级评价标准,创新非均匀细分切割多簇裂缝设计和缝控体积压裂参数优化方法,集成极限分簇射孔、动态暂堵转向等技术提高多簇有效性,形成了长水平井细分切割缝控体积压裂技术模式,初期日产油17 t以上,第一年累产油4 850 t,递减率下降10%。该技术成功实践为其它致密油资源高效动用提供了借鉴。     

玛湖地区致密砾岩油藏小井距水平井立体井网开发研究与应用

为探索玛湖地区致密油藏多层系立体井网整体压裂效果，提高油藏采出程度，在构建三维地质模型和地应力模型的基础上，通过地质工程一体化方法，开展了地应力参数三维空间展布特征研究，分析井间、簇间的应力相互干扰对整体压裂效果的影响，确定了最优簇距、缝长、布缝方式及作业顺序，确定了小井距水平井立体井网开发整体压裂优化参数。研究表明：采用立体井网模式开发，优化簇距、单簇裂缝规模，采用拉链式交叉布缝的方式，能够显著提高储层改造效果，研究区缝控储量动用程度由70%提升至90%。该研究为油层厚度大、连续性较好的叠置储层区块开发提供了借鉴。     

致密砂岩油藏体积压裂技术适应性评价及压裂参数优化北大核心CSCD

目的针对鄂尔多斯盆地南区延长组长6致密砂岩油藏前期常规改造未获得有效突破,单井产量提高不明显的问题,探索复杂缝网体积压裂技术对区块致密油藏的改造效果。方法基于储层地质特征及岩石力学参数,评价了长6储层脆性指数及体积压裂可行性。分析了近井压裂裂缝起裂压力、起裂方位,明确了逼近角和水平应力差两个因素对远井压裂裂缝遇到天然裂缝的延伸规律。模拟研究了压裂设计参数对压裂裂缝形态及改造体积的影响,并优化了压裂设计参数。结果优化后的压裂设计关键参数为压裂规模为1000 m^(3)、设计排量为8.0~10.0 m^(3)/min、滑溜水前置液比例为30%、加砂强度为13%~15%,在此条件下更易获得最优储层改造体积和较高的导流能力。结论提出了适用于研究区块长6致密砂岩油藏复杂缝网体积压裂适应性评价和体积压裂设计参数优化方法,为复杂缝网体积压裂技术的应用提供了理论依据和现场指导建议。     

吉林油田致密油藏同步体积压裂技术实践

松辽盆地南部致密油储层致密,单井无自然产能。直井采用常规水力压裂后难以达到效益开发,因此需转变开发模式,开展储层改造技术攻关和现场试验,提高致密储层改造体积及单井产能,实现经济有效开发。针对吉林油田扶余致密油藏,在精细地质研究、储层力学分析和体积压裂工艺评价的基础上,应用平台水平井组开发模式,结合同步体积压裂的体积改造及配套技术,根据大型有限元软件ABAQUS模拟结果,优化同步体积压裂施工方案,在R53区块进行现场试验,获得了高产工业油流,试采产量是同区块直井的4~10倍,为此类致密油藏经济效益动用提供了技术支撑。     

鄂尔多斯盆地页岩油水平井细切割体积压裂技术

鄂尔多斯盆地页岩油资源丰富，而受储层物性致密、原始油藏压力系数低和湖相沉积非均质性强等因素影响，常规直井开发单井产量极低。2011年以来针对页岩油Ⅰ与Ⅱ类储层，水平井+分段体积压裂技术攻关试验成功，单井产量突破10 t/d，但仍面临规模开发单井产量递减大、低油价下效益差的问题，资源向储量、储量向产量和产量向效益转化速度极慢。为进一步提高单井产量和采出程度，从水力裂缝扩展规律及裂缝形态综合认识评价入手，瞄准优质储量裂缝最大化控制，综合岩性、物性、含油性和可压性评价，建立了水平段储层品质和工程品质一体化分级评价标准；创新了基于水平段分类的非均匀细切割多簇裂缝设计和缝控体积压裂参数优化方法；利用限流和架桥原理，集成配套了极限分簇射孔、动态暂堵转向等裂缝控制技术提高多簇有效性；采用可溶桥塞压裂工具、低成本滑溜水压裂液和组合粒径石英砂支撑剂，实现细切割体积压裂成本控降。通过研究与实践，形成了页岩油Ⅰ与Ⅱ类储层规模效益开发的长水平井细切割体积压裂技术模式，2017~2018年共实施85口水平井，初期日产油达到16 t以上，12个月累产油达到4 850 t，较前期提高1 120 t，第一年递减率下降15%，预测单井产量可提高近1×10⁴ t，盈亏平衡点由63美元/桶下降至42美元/桶。矿场实践证实，采用长水平井+细切割压裂+高强度改造是实现页岩油效益开发的有效技术途径，该技术为其它页岩油资源高效动用和效益开发提供了借鉴。     

ND火山岩油藏水平井开发调整技术

针对ND火山岩油藏2007、2008两年快速建产后出现的产量递减快、目前单井产量低、处于低速开采的现状及直井泄油范围小、储量动用程度低的问题。为了提高储量动用程度,实现经济有效开发,提高区块产量,2013年试验水平井大型体积压裂获得成功,揭开了ND火山岩油藏水平井开发的序幕。水平井开发中通过井震结合精细刻画储层、优化水平井井网部署、分层系开发挖潜剩余油、优化压裂工艺等,取得了很好的效果,目前完钻99口水平井油层钻遇率达75%,已投产井初期平均单井日产油11.3 t/d,是直井的2.7倍,区块产量止跌回升。ND火山岩油藏开发实践表明对于储层为缝洞体的火山岩油藏可以通过水平井大型体积压裂提高单井产量、储量动用程度和开发效益,为其他同类型油藏的有效开发提供很好的借鉴。     

鄂尔多斯盆地致密油水平井体积压裂优化设计

鄂尔多斯盆地长7致密油储层致密、油藏低压。储层天然微裂缝发育程度和岩石脆性评价表明,盆地致密油储层物性对水平井分段体积压裂具有良好的适应性。以提高水平井多段压裂井网形式和布缝的匹配性为目的,优化了与注采井网相适配的施工参数,结果表明,实现体积压裂的排量为4~8 m3/min,单段砂量40~80 m3,入地液量300~700 m3,并形成了"低黏液体造缝、高黏液体携砂、组合粒径支撑剂、不同排量注入"的混合压裂设计模式。矿场井下微地震监测对比了体积压裂与常规压裂对裂缝扩展形态的影响,结果显示致密储层采用体积压裂的改造体积和复杂指数是常规压裂的2倍左右,且与井网适配性良好。通过开展致密油开发矿场先导性试验,水平井单井初期产量达到8~10 t/d,第1年累计产油量达2 000 t左右,且无裂缝性见水井,证明对于鄂尔多斯盆地的致密油开发,采用水平井五点井网+混合水体积压裂可以获得较高的单井产量和良好的开发效益。该项技术对其他油田的非常规储层开发有一定的借鉴意义。     

致密油储层水平井产能影响因素研究

致密油储层致密,开发难度大,产能影响因素多。为研究致密油储层地质特征、水平井方位以及布缝方式等因素对单井产能的影响,采用数值模拟方法,分别建立了压裂水平井的单井模型,研究不同参数对产能的影响,并定义了影响因子,量化油藏地质参数对不同阶段单井产量的影响。结果表明,天然裂缝的导流能力决定了单井初期产能的高低,而产量递减速度主要取决于基质孔隙度的大小;在初期阶段产能的主要影响因素是天然裂缝的导流能力,后期阶段主要影响因素是基质孔隙度。当水平井筒方向与裂缝方向垂直时,通常获得较大的产能;体积压裂形成的网状缝可以大大改善开发效果,但是在网状缝难以形成时,通过增加压裂段数,可以达到相近的开发效果;合理地交错布缝,可以有效地采出缝间及井间的储量,从而大大改善开发效果。     

工程参数对致密油藏压裂水平井产能的影响

中国陆相致密油藏储层物性差,非均质性强,大规模体积压裂往往形成复杂的缝网结构,次级裂缝对产能的影响有着不可忽略的影响。为此,利用数值模拟方法,通过局部加密网格的方法,设计包含主裂缝和次级裂缝的椭球形缝网,对新疆X油田致密油藏在经过大规模体积压裂后的单井生产动态进行模拟,分析压裂水平井的产能影响因素。结果表明,水平井单井产能随水平井段长度、压裂规模、储层改造体积、缝网复杂程度和裂缝导流能力的增加而增大,但增幅越来越小,均存在一个最优范围。利用正交试验法,将工程参数对产能的影响程度进行排序,发现对致密油藏压裂水平井产能影响程度由大到小依次为储层改造体积、压裂规模、缝网复杂程度、水平井段长度和裂缝导流能力。     

致密油水平井缝网增能重复压裂技术实践

针对三塘湖盆地马56块致密油采用水平井大规模体积压裂开发方式存在地层能量不足,单井产量下降快,采收率低的问题,在分析致密油水平井体积压裂效果和生产现状的基础上,开展了储层润湿性评价、数值模拟、工艺参数优化等室内基础研究,形成了前期注水补充地层能量,后期实施大排量压裂的缝网增能重复压裂技术,达到动态渗吸排油的目的。现场先导性试验7井次,改造后日产油达到初次压裂日产油的93.5%,增油效果突出,有效改善了区块的开发效果,为致密油水平井重复压裂探索出一条新途径。     

致密油水平井缝网增能重复压裂技术实践

针对三塘湖盆地马56块致密油采用水平井大规模体积压裂开发方式存在地层能量不足,单井产量下降快,采收率低的问题,在分析致密油水平井体积压裂效果和生产现状的基础上,开展了储层润湿性评价、数值模拟、工艺参数优化等室内基础研究,形成了前期注水补充地层能量,后期实施大排量压裂的缝网增能重复压裂技术,达到动态渗吸排油的目的。现场先导性试验7井次,改造后日产油达到初次压裂日产油的93.5%,增油效果突出,有效改善了区块的开发效果,为致密油水平井重复压裂探索出一条新途径。     

胜利油田致密油储层体积压裂技术及应用

胜利油田致密油储量丰富,储层埋藏深、物性差、岩性复杂,常规压裂后产量低、递减快,开发效益差。通过技术攻关和配套完善,形成了适合于致密油储层的组合缝网压裂等压裂新工艺,在提高改造体积的同时,大幅度提高裂缝导流能力,提高压后效果,并针对纵向多层系油藏特点,形成了水平井多级分段压裂和直斜井多级分段压裂两类改造模式;研发了可以在线连续混配施工的速溶型低浓度瓜尔胶压裂液体系,以及可与地表水、热污水混配、可回收再利用的乳液缔合型压裂液体系,有效解决了大规模连续施工压裂液的配置、水源等问题;同时完善了井工厂实施模式和裂缝监测技术。应用该技术成功开发了Y227、Y22、Y104等致密油区块,大幅度提高了单井产能、延长了有效期,提高了区块开发效益,带动了一批难动用储量投入有效开发,大幅提高了胜利油田致密油藏经济有效动用程度。     

长庆油田陇东地区页岩油水平井细分切割压裂技术

长庆油田陇东地区页岩油储层脆性指数低、天然裂缝不发育、不易形成复杂缝网,进行分段多簇体积压裂时,受储层物性、地应力、各向异性及水力裂缝簇间干扰等因素影响,簇间进液不均,达不到储层均匀改造的目的。针对该问题,依据缝控储量最大化原则,在分级评价页岩油水平段储层品质及建立非均质地质模型的基础上,开展了基于甜点空间分布和综合甜点指数的细分切割单段单簇压裂布缝设计方法研究,优化了压裂施工参数,形成了页岩油水平井细分切割压裂技术。该技术在长庆油田陇东地区10口页岩油水平井进行了现场应用,取得了很好的压裂效果,应用井投产后日产油量较邻井高出35.9%。长庆油田陇东地区页岩油水平井细分切割压裂技术的成功应用,为类似页岩油储层改造提供了新的技术思路。      

三塘湖盆地条湖组沉凝灰岩致密油有效开发技术

三塘湖盆地中二叠统条湖组沉凝灰岩致密油分布稳定,天然裂缝发育,储集层具中—高孔、特低渗的特征,结合近年来研究区致密油勘探取得的成果,分析有效开发面临的技术性难题;采用水平井+体积压裂技术虽然实现了储量整体动用,但产量递减快,一次采收率低,开发效益差。为探寻类似致密油高效开发技术路线,逐步探索出快速补充地层能量注水吞吐技术,缩小井距,实现井间缝网搭接的缝控储量井网加密技术,加密后,由单井吞吐转向井组渗吸+驱替注水技术。采用以上技术,解决了多井低产的问题,采收率由2.5%逐渐提高至10.2%,采油速度保持在1.0%,达到了相对高效开发的目的,并实现了效益开发。形成的技术理念对类似致密油的有效开发具有借鉴意义。     

致密油藏缝网压裂产量数值模拟

缝网压裂是致密油藏开发的重要技术手段。考虑致密油藏压裂缝网系统中基质、天然裂缝、压裂裂缝具有的显著多尺度特征,将致密油藏视为由均匀各向同性基质系统和裂缝系统组成且为同一空间中复合的两个彼此独立又相互联系的水动力场,分别针对裂缝系统和基质系统建立达西渗流数学模型,采用局部网格加密和等效渗流原则求得数值解,实现了致密油藏正交裂缝网络模式下的缝网压裂生产模拟。缝网压裂与常规双翼缝压裂动态对比表明:压裂后二者累计产量虽均随储层基质渗透率、人工裂缝长度增加而增加,但缝网压裂的增产效果更显著;致密油藏缝网压裂能极大地提高单井产量。研究方法为优化压裂裂缝参数提供了手段。     

致密砂岩气田储量分类及井网加密调整方法——以苏里格气田为例

苏里格气田是中国致密砂岩气田的典型代表,其储层物性差,有效砂体规模小,分布频率低,非均质性强,区块之间差异明显。依靠600 m×800 m的主体开发井网难以实现储量的整体有效动用,采收率仅约30%,需要开展储量分类评价,针对各类储量区分别实施井网加密调整。优选气田中部苏14区块为研究区,通过密井网区精细解剖、干扰试井分析明确了储层的发育频率及规模;以沉积相带为约束,结合储量丰度值、储层叠置样式、差气层影响和生产动态特征,将气田储量分成5种类型。从I类—V类,储层厚度减小,连续性变差,储量品位降低,单井产量变低。依据密井网实际生产数据与数值模拟结果,针对各储量类型,研究了井网密度、干扰程度和采收率的关系,论证了合理井网密度下的单井开发指标。在现有的经济及技术条件下,各类储量区合适井网密度为2~4口/km2,气田最终采收率约为50%。通过系统研究确定了致密砂岩气田复杂地质条件下的储量构成,为开发中后期加密调整方案的编制提供了地质依据。     

鄂尔多斯盆地长7段致密油合理开发方式探讨

鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7致密油储集层致密,孔隙结构复杂,孔隙度小,渗透率低,储集层微裂缝发育,地层压力系数低,采用丛式井网超前注水开发单井产量低,难以实现有效动用。以鄂尔多斯盆地A井区长7致密油为例,通过物质平衡理论计算、数值模拟方法研究以及矿场实践数据分析,认为水平井体积压裂后单井产量大幅度提高,但采用直井注水、水平井采油的联合井网开发,水平井见注入水风险大,见水比例达到65%;水平井衰竭式开发地层能量下降快,前期单井产量平稳,生产12个月后单井产量递减大,4个月单井产量累计下降50.3%。由此提出了水平井体积压裂后衰竭式开采,待地层能量不足时,运用注水吞吐采油的开发方式,致密油体积压裂水平井注水吞吐第1周期单井日产油量比吞吐前增加78.3%,注水吞吐采油取得初步效果。     

安塞致密油藏混合水体积压裂技术研究与应用

安塞油田已进入开发后期,单井产能和采收率逐渐降低,为了老油田的持续发展,充分挖掘渗透率小于0.1×10-3μm2的致密油藏的资源潜力,已成为安塞油田后期开发改造的主攻方向。借鉴北美致密储层的开发经验,针对鄂尔多斯盆地致密储层特性,按照"体积压裂"理念,在传统压裂方式的基础上改进创新,开展了混合水体积压裂技术攻关试验。通过混合水压裂,迫使天然裂缝张开,在主裂缝形成的同时,天然裂缝不断扩张,伴随脆性岩石的剪切滑移,实现对天然裂缝、岩石层理的贯通,形成较大的缝网系统,更大程度地扩大泄油面积,提高单井产量。现场实践对比表明,改造后裂缝体积增加40%,油井单井产油量提升30%。该技术为实现安塞油田致密油藏有效开发提供了技术支持。