大情字井区裂缝性油藏的压裂优化设计

大情字井区是一个具有亿吨级储量规模的大型油田，地质情况比较复杂，裂缝比较发育，压裂施工成功率较低，加砂量小，起不到有效认识储层产能的作用。根据大情字井区裂缝性油藏的特点，阐述了裂缝性油藏的压裂设计思路、压裂优化设计和压裂施工的难度，提出裂缝性油藏和非裂缝性油藏压裂设计的不同之处。根据大情字井区体育场层的地质条件，采用降滤失措施和压裂优化设计，提高了裂缝性油藏的施工规模，有效地认识了储层的产能。给出了大情字井区裂缝性油藏压裂的实例。     

深层页岩气储层水力压裂裂缝扩展影响机理

现有中浅层页岩气压裂取得的认识难以解释深层页岩气储层压裂过程中水力裂缝扩展的影响机理。为了研究四川盆地深层页岩气储层水力压裂裂缝扩展机理,文中以泸州深层页岩气区LS1平台为研究对象,进行基于地质-工程一体化的水力压裂裂缝扩展数值模拟与分析。首先,根据泸州区块目标井区储层的地质概况,建立地质模型,明确地质力学属性;然后,基于微地震和蚂蚁体数据,建立符合真实储层构造特性的离散天然裂缝网络;在此基础上,根据现场实际施工数据,建立了基于DFN的水力压裂复杂裂缝扩展模型,并基于微地震监测结果对模型进行了验证;最后,还研究了4个单因素对储层改造体积的影响特点。研究结果对深层页岩气储层水力压裂复杂缝网研究有一定的指导作用。     

石南21井区油井压裂增产工艺

对石南21井区新区开发“注采同步”的特点和压裂对油藏平面造成的非均质性问题，开展石南21井区侏罗系头屯河组油藏压裂工艺研究。通过大量的生产、监测数据，三维压裂模型历史拟合与预测分析得出结论，压裂井表皮系数为-5.8，其米采油指数在0.102～0.254 t(d·MPa)，近井带地层污染基本得到解除，储层、油层的完善程度显著提高；对水力裂缝参数、生产效果对比分析表明，先导试验井达到了增产的目的，后续压裂井应继续优化设计方案，提高水力裂缝导流能力，即提高砂比、砂量来进一步强化和完善油层。     

红河油田致密裂缝性油藏水平井分段压裂设计优化

红河油田长8油层组属典型的致密裂缝性油藏,储层基质渗透率低、裂缝发育、非均质性强,水平井钻遇储层物性变化大,要求压裂设计具有差异性和针对性。首先根据实际压裂井,进行压裂改造效果影响因素分析,确定了压裂改造效果的主要影响因素,得出裂缝发育程度是压后产量的主控因素;其次利用油藏数值模拟方法,优化了基质区、裂缝发育区的压裂施工参数,并针对红河油田长8油层组的储层类型,结合三维地震,建立了三维压裂设计思路,针对不同的储层类型形成了不同的压裂设计方法,提高了压裂设计的针对性和有效性,通过现场试验取得了显著的改造效果,对后续红河油田长8油层组及类似油藏的水平井分段压裂改造具有重要的指导意义。     

低渗透砂岩油藏储层非均质地质模型研究

该文在牛20、纯41、桩74、大芦湖等低渗透砂岩油藏地质综合研究的基础上,系统总结了胜利油区低渗透砂岩油藏储层非均质地质模型的研究内容和方法。该模型充分利用三维地震、地质、钻井、测井、测试等资料,以定量研究为主要方法,以地层模型、构造模型和储层模型研究为基础。裂缝模型研究是关键,主要包括野外和岩心裂缝研究、测井方法研究裂缝密度、古构造应力场模拟方法预测裂缝走向、现今应力场模拟方法研究裂缝的连通性及分析压裂裂缝的展布方向和储层裂缝对油田开发的影响等。储层非均质地质模型研究主要包括测井资料解释模型的建立、层间非均质研究、层内非均质研究和平面非均质研究。该模型在胜利油区应用效果良好。      

基于嵌入式多尺度裂缝模型的地质建模方法及应用

裂缝性油藏存在储集层发育孔、缝、洞多重介质，储层精细刻画难度大的问题。为准确描述裂缝性油藏储层发育的空间展布特征，利用测井、钻井资料和岩石物理测试数据建立关键井的嵌入式多尺度裂缝储层的地质和岩石物理模型，开展多重介质的连通传导率研究和嵌入式裂缝地质建模技术研究，并利用该模型对流花油田裂缝性储层进行数值模拟研究。研究结果表明：基于多尺度嵌入式裂缝模型的地质建模可以对构造、断层等大尺度裂缝和等效原理下的小尺度裂缝进行精细描述和数值模拟研究，单井动态指标拟合率达到90%以上；流花油田数值模拟研究表明，该油藏维持各井现有采液速度持续开发，大部分井不会发生严重水淹，风险较高的井主要位于工区的东北侧边缘断层附近。该研究可为同类油藏地质建模、数值模拟研究、开发方案的制订提供参考。     

四川盆地非常规气藏地质-工程一体化压裂实践与认识

地质-工程一体化理念和做法已广泛应用于非常规油气藏勘探开发,贯穿井位地质设计、钻井、完井、压裂投产全过程,但不同阶段和不同地质条件下侧重点有所差异。在涪陵页岩气田开发成功引进并完善了北美非常规地质-工程一体化压裂技术,但这一技术在新区探井压裂中的推广存在局限性。由于四川盆地沉积和构造类型具多样性和复杂性,盆地内非常规气探井的压裂测试无法获得工业气流现象突出,相邻或同一区块探井或评价井压裂产量差异大,主要原因是甜点的裂缝和地应力等地质-工程关键参数三维定量表征及建模精度不够,针对性的分段分簇、压裂优化设计及布缝控缝定量模拟技术手段欠缺。系统总结了地质-工程一体化团队在四川盆地复杂致密气和页岩气探井及评价井压裂方面的实践经验,通过开展地质、测井、地震、工程等多专业联合研究,定量表征非常规储层空间展布、物性、含气性、岩石力学及矿物含量、地层压力、应力场、天然裂缝等关键参数,建立了区域气藏三维地质-工程模型,利用模型进行压裂裂缝空间扩展模拟,优化射孔、暂堵、压裂液、支撑剂、排量等工艺参数,及时跟踪分析和调整必要的现场施工参数,从而增加有效改造体积、提高单井产能,探索并形成了地质-工程一体化压裂技术体系及方法流程,在普光千佛崖组致密气和林滩场页岩气等探区应用效果显著,为类似油气藏地质-工程一体化勘探与开发提供借鉴。     

辽河坳陷N区块潜山裂缝性油藏地质建模

受测井、地震、地质等资料种类及品质的限制,辽河坳陷N区块潜山裂缝油藏自开发以来缺乏有效、准确的地质模型。本课题以测井资料为基础,使用三维有限元反演法较准确地计算裂缝性储层参数,借助地质建模软件分层段建立岩性相控三维地质模型。裂缝性储层参数计算结果及三维地质模型与勘探及开发结果相吻合,研究结果表明,使用该方法建立潜山裂缝性油藏地质模型有效可行,为该类油气藏岩性、储层分布规律研究、开发方案设计及油藏数值模拟提供了准确的数据及基础模型。     

玛湖油田致密砾岩油藏压裂数值模拟研究

为全方位掌握玛湖油田致密砾岩储层条件,减小井间裂缝干扰,实现精准压裂并完成产能预测,采用地质、地应力、压裂耦合的模拟方法,建立三维数值模型。以玛湖致密油藏试验区为例,依据现有地质资料完成单井地应力模型,在此基础上建立准确的三维地应力模型,并加载人工裂缝模型,通过耦合压裂模型,研究区域压裂施工完成后地应力随时间与空间的变化规律,并与静态地质条件下的人工裂缝形态进行对比。研究表明:三维数值模型拟合得到的生产指标准确性高,具有实用价值。利用三维数值模型得到玛湖致密油藏试验区X井工程参数并进行压裂施工,投产后300 d内平均日产油量为23.4 t/d,平均油压为22.3 MPa,稳产时间长。该研究对于优化压裂设计、降低应力阴影的干扰具有指导意义。     

常压页岩气地质工程一体化压后数值模拟研究 ——以DP2井区为例

页岩储层大规模压裂改造后水力裂缝形态以及压后复杂渗流机理和多种作用机制的相互作用是影响压后产能预测及页岩气井网部署的关键.基于地质工程一体化的工作流开展页岩储层水力压裂缝网建模和数值模拟研究,优化开发技术政策,实现经济效益最大化.利用建立的水力裂缝扩展模型模拟压后裂缝网络,该模型考虑水力裂缝间应力阴影、天然裂缝、地应力...     

水力裂缝及天然裂缝相交延伸规律及真三轴物理模拟实验

真实的裂缝性储层水力压裂并非全是经典理论中的对称压裂,有的会形成复杂的压裂缝网,天然裂缝的存在导致地应力的改变是该现象形成的一个重要原因。目前对于水力裂缝与天然裂缝相交后延伸情况的研究,虽然有系统的理论和方法,但针对特定参数进行满足实际开发需求的定量研究尚未见报道。为此,在前人的理论基础上,改进了水力裂缝与天然裂缝相交作用准则,以鄂南油藏红河92井区为对象,绘制了该区块相交作用图版,分析水力裂缝延伸规律。同时进行了真三轴物理模拟实验,对比论证了相交作用图版的正确性,并为鄂南油藏红河92井区压裂施工提出建议,力求为油田实际开发设计提供理论依据和参数指导。     

玛18井区低渗透砂砾岩油藏水平井优化设计及产能预测

针对艾湖油田玛18井区低渗透砂砾岩油藏直井压裂单井可采储量低、经济效益差的问题,通过油藏数值模拟法、油藏工程方法、经济极限法和矿场试验法对多级压裂水平井参数设计和产能预测开展研究。结果表明:玛18井区“甜点”深度为3 876~3 881 m,水平井走向应为南北向,推荐水平井水平段长度为1 200~1 400 m,井间距为500 m,裂缝半长为150 m,裂缝间距为50 m。采用优化参数设计6口多级压裂水平井,第1 a平均日产油为29.0 t/d,符合产能预测数据(25.0~33.0 t/d)。该研究建立了砂砾岩储层含油饱和度预测方法,并形成砂砾岩油藏多级压裂水平井参数设计和产能预测方法,可为同类油藏的开发提供借鉴。     

准噶尔盆地西北缘玛2井区致密储层裂缝发育特征及定量预测

针对准噶尔盆地西北缘玛2井区致密储层裂缝的发育情况及空间分布和尺寸难以定量预测的难题,在利用岩心、薄片、成像测井等资料对裂缝特征进行分析的基础上,利用Petrel的Kinetix裂缝模拟模块,基于地应力场的数值模拟技术,定量预测裂缝尺寸及空间分布,并对模拟结果进行验证。研究结果表明:玛2井区裂缝以剪切裂缝为主,裂缝密度为5～6条/m,并逐渐向两翼延伸,裂缝开度为0.00～0.20 mm;玛2井区裂缝分布具有明显的纵向非均质性和平面非均质性特征,裂缝集中发育段和裂缝不发育段相间出现,大部分断裂带附近裂缝发育程度高。利用水平井微地震监测资料与裂缝模型模拟结果相互证实裂缝分布的长度、宽度等空间展布特征更合理。该研究成果可为玛湖油田玛2井区开发方案的实施与优化提供重要依据。     

宝北区块构造应力场模拟及裂缝预测

以焉耆盆地博湖坳陷宝北区块为例,对由冲起构造模式控制的致密砂岩储层的裂缝发育特征进行系统研究,并在此基础上,对古应力场进行模拟,进而对研究区裂缝发育区进行预测.结果表明:宝北区块致密砂岩储层中裂缝发育,主要为天然构造缝,包括剪切裂缝、张性裂缝和挤压裂缝.采用三维有限元法进行精细地质建模和古构造应力场模拟,恢复了目的层在...     

非常规气藏压裂水平井缝网—井网自动优化方法

非常规气藏已经成为中国油气增储上产的主要阵地,压裂水平井缝网—井网自动优化技术是实现非常规气藏高效开发的关键技术。基于油气藏数值模拟方法,采用同步扰动随机逼近算法建立了压裂水平井单井自动优化模型,对水平井位置、水平井长度、水平井倾角、裂缝与水平井夹角、裂缝条数和裂缝导流能力等关键参数进行自动连续性同步优化,并在典型非均质气藏中对压裂水平井单井参数进行了优化应用。采用该优化方法可以自动优化初始开发方案,得到经济净现值最佳的开发方案。在此基础上,对压裂水平井和裂缝的位置进行约束,建立了压裂水平井缝网—井网自动优化模型。并将该方法应用于典型非均质气藏,优化后的最佳开发方案经济净现值比初始开发方案增加了2 699.688万元。研究表明该压裂水平井缝网—井网自动优化方法能够自动同步优化井网形式、布井数目、水平井倾角和长度、射孔位置及裂缝属性等参数,并得到与地质情况相匹配的最优压裂水平井井网分布。     

深煤层水力波及压裂技术及其在沁南地区的应用

为提高深部煤层的煤层气产能,针对其地质特征提出了在深煤层实施多口直井同步水力波及压裂的技术思路。首先基于边界元位移不连续法建立了多裂缝诱导应力数学模型,模拟深煤层诱导应力场分布,分析水力波及压裂复杂缝网形成的可能性,然后采用离散元方法研究应力干扰的裂缝网络延伸情况及其影响因素,最后通过三轴压裂实验和现场应用效果验证了其可行性。结果表明:(1)水力波及压裂技术能增大应力干扰面积和应力干扰强度,促使水平主应力差的减小甚至诱导局部区域的地应力方向发生改变,有利于沟通煤岩中发育的面、端割理,从而形成大规模高效复杂的裂缝网络;(2)水力波及压裂有利于复杂缝网形成的条件包括较小的初始水平主应力差、低泊松比、较小井距、低压裂液黏度、高缝内净压力等;(3)真三轴物理模拟实验结果显示,水力波及压裂技术能够充分沟通煤岩天然裂隙,形成由人工裂缝、面割理和端割理组成的复杂裂缝网络。进而提出了一套深煤层多井同步水力波及压裂工艺优化设计方法,在沁水盆地南部柿庄北地区深煤层选取了5口直井进行先导性试验,裂缝监测及排采数据表明,水力波及压裂井产生的波及体积较大,裂缝网络复杂;较之于常规压裂井,水力波及压裂井不仅见气更早,产量、套压较高且稳定,而且所形成的区域压力降波及邻井,可大幅增加实施井及邻井产量。     

川西北超深层复杂构造气藏裂缝建模方法及开发潜力预测

针对川西北栖霞组海相碳酸盐岩气藏构造复杂、超深埋藏、高温高压、储层薄、裂缝发育等地质特点,基于三维地震数据,采用蚂蚁追踪技术和嵌入式离散裂缝数值模拟方法,编制嵌入式离散裂缝数值模拟器,优化气藏开发参数,预测气藏开发潜力。研究结果表明:气藏开发前期更适合用蚂蚁追踪技术来预测天然裂缝,嵌入式离散裂缝数值模拟器在捕捉流体在裂缝中的运移方面具有常规油藏模拟器无法比拟的优势,可显著提高裂缝性气藏数值模拟精度;优化栖霞组气藏合理开发井型为大斜度井或水平井,合理开发井距为1 600~1 800 m,水平井最优长度为600 m,人工裂缝最优半长为100 m。研究成果对同类碳酸盐岩气藏高效开发具有借鉴意义。     

Application and Optimization of a Fractured Horizontal Well in an Ultralow Permeability Reservoir

With wide application of fractured horizontal well in ultralow permeability reservoirs, it's necessary to investigate their development and to optimize fracture parameters. Based on dynamics and numerical simulation in Block W, development index and flow fields including streamlines, oil saturation and formation pressure were analyzed between fractured horizontal and vertical wells, and distribution of equal fractures was optimized. According to production and water cut in fractures, a novel fractured horizontal well with spindle shaped was proposed. The results that fractured horizontal wells had high initial production, great production decline, sharp water cut and low oil recovery. The development of fractured horizontal well is worse than that of fractured vertical one. The optimal fracture distribution of 400 m horizontal segment is 3 equal fractures with space of 133 m. For a 400 m horizontal segment with three equal ones and spacing of 200 m, it is advisable to lengthen the middle fracture and shorten the end fractures to form spindle shaped one, which can improve oil recovery by 1.76% with significant water cut reduction.     

应用数值模拟技术研究剩余油分布规律

沈95区块储层具有砂体结构复杂,非均质性强,注水开发效果差及剩余油分布规律认识不清等特点。采用地质建模和油藏数值模拟一体化技术研究思路,在构造特征研究、精细地层对比、沉积相研究的基础上,建立精细的三维地质模型。利用油藏数值模拟软件建立了该区块油藏数值模型,并对区块地质储量、压力、含水率及单井生产历史进行了拟合,地质储量拟合误差为4.2%,87%的单井历史拟合误差小于6%。研究结果表明,沈95区块剩余油主要受沉积微相、储层非均质性、断层的封闭性、井网不完善等因素的综合影响,从纵向上来看,剩余油主要集中在主力油层的Ⅱ4—Ⅲ2小层;平面上主要分布在现井网未波及区、断层封闭性较强地区及微构造高部位,多呈孤立状和条带状。     

Factors Affecting the Productivity of a Multifractured Horizontal Well

Horizontal well technology has been widely used in developing oil fields. Very commonly, these wells are hydraulically fractured to improve productivity in low permeability reservoirs. The productivity of a multifractured horizontal well is mainly affected by reservoir properties and fracture parameters. A simple and accurate method for evaluating and optimizing productivity of this type of wells is not available and is highly desirable to reservoir engineers. The authors analyzed the equipressure contour, velocity vector distributions, and the influence of factors such as ratio of vertical permeability to horizontal permeability, anisotropy of plane permeability, hydraulic fracturing angle, fracture distribution, and morphology on horizontal well's productivity by finite element numerical simulation method. The results show that optimizing the well trajectory and direction can reduce the degree of reservoir permeability anisotropy influencing on the productivity of well. Hydraulic fracture tilt or angles among multifractures due to natural fractures or ground stress can lower the productivity. Asymmetric distribution of fractures about wellbore can improve production and distribution with staggered interval can generate greater production. When the space between hydraulic fractures is small, fractures bend at a small angle and display a separated trend due to interference among fractures. In this case production has a little increase. Finite element numerical simulation method is accurate and intuitive when simulating percolation field of fractured horizontal wells. The results have certain reference significance for in situ fracturing operations.