SAGD蒸汽腔扩展阶段电加热机理及操作参数优化

为进一步提高风城油田已进入蒸汽腔扩展阶段的SAGD井组水平段动用程度,利用典型储层参数建立电加热辅助SAGD一体化数值模型,开展井下电加热的渗流特征研究和操作参数优化设计。结果表明:SAGD扩展阶段实施井下电加热,具有定点升温、促进蒸汽腔发育、定点泄油和提高低渗段有效渗透率等4项重要机理;其合理注汽速度为158~171m³/d,蒸汽腔操作压力为4.9~5.4 MPa,注采井间压差为0.4～0.5 MPa,相邻井组井间压差需小于0.5 MPa;合理电加热时间为2.0～3.0 a,电加热器最高表面温度为250 ℃,每米功率为800～1 000 W;典型井组电加热3.0 a后水平段动用程度从67%提高至100%,日产油提高2~4 m³,累计油汽比从0.15提高至0.24,最终采收率达51.3%,提高8.1个百分点。该研究成果对改善SAGD开发效果具有一定指导意义。     

风城SAGD微压裂扩容启动数值模拟及应用

风城SAGD开发普遍存在启动周期长、蒸汽消耗量大的问题。采用微压裂扩容启动技术可大幅缩短启动周期,经济效益显著。利用ABAQUS有限元软件,综合考虑油砂力学本构特性和油砂扩容过程孔渗动态变化,分析了不同渗透率和不同夹层位置储层的SAGD井组微压裂扩容过程。结果表明:通过微压裂扩容,渗透率越大的储层井间更容易快速建立连通,且孔渗增加的范围越大,有助于提升施工后转蒸汽循环的预热效果;夹层及被夹层所隔挡的区域,孔渗基本没有改变,若注压条件不能突破井间夹层,则通过微压裂扩容也难以快速建立井间连通。与现场实例结合,证实了渗透率和井间夹层对微压裂扩容施工效果的影响。建立的模型和方法可用来评价施工效果和优化施工参数。     

SAGD微压差泄油阶段启动压力优化研究

针对风城油田SAGD循环预热阶段连通程度低的问题,将循环预热分为井筒预热、均衡提压、稳压循环和微压差泄油4个阶段,运用参数回归法和油藏数值模拟法对微压差泄油阶段启动压力进行了研究。研究表明:微压差泄油阶段启动压力梯度与原油流度呈幂函数关系,流动速度与原油流度呈二次函数关系;微压差泄油阶段启动压力以0.15~0.20 MPa为宜,经过12 d,注采井间可形成均匀泄油通道,连通程度可达到70%以上。研究结果在重32井区进行了验证,循环预热结束后,井区平均连通程度达到84.6%,循环预热效果大幅提高。     

浅层超稠油油藏FAST-SAGD提高采收率技术研究

新疆油田浅层超稠油油藏部分SAGD部署区储层物性差,非均质性强,为了增加蒸汽热利用率,提高SAGD开发效果,运用数值模拟技术,以风城油田重18井区为例,开展SAGD与水平井组合的FAST-SAGD技术研究,优化了FAST-SAGD井网部署方式、操作方法及关键参数。结果表明:加密水平井部署在距油层底部2 m,前期进行溶剂浸泡及微压裂处理,在SAGD井组生产2 a后加密水平井以吞吐的方式启动效果最佳;与常规SAGD相比,FAST-SAGD开采周期缩短3 a,最终采收率提高9.3%,油汽比提高0.02。研究结果对浅层超稠油油藏SAGD高效开发有一定指导意义。     

页岩气井双暂堵压裂技术研究与现场试验

针对页岩气井暂堵压裂过程中存在暂堵压力升高不明显、施工压力未传递到裂缝内部、簇间暂堵与缝内暂堵无法有机结合等问题,通过选用压差聚合胶结型暂堵剂GTF-SM,并优化其用量及暂堵压裂工艺,形成了页岩气井双暂堵压裂技术。该技术在南川页岩气田LQ-1HF井分段压裂中试验了10段,与常规压裂井段相比,簇间暂堵试验井段的暂堵压力平均提高了4.3 MPa,缝内暂堵试验井段的暂堵压力平均提高了0.82 MPa,而且试验井段的裂缝长度平均增加了5.8%,裂缝面积平均增加了12.5%。该井采用?10.0 mm油嘴放喷测试,平均产气量23.37×104 m3/d,平均套压20.17 MPa,产液量277.44 m3/d,优于同区块采用常规压裂技术的页岩气井。试验结果表明,页岩气井双暂堵压裂技术能够形成较好的复杂缝网,可以满足页岩气田高效开发及压裂作业降本增效的需求,具有良好的推广应用价值。      

深层气藏压裂改造降低施工摩阻技术

川西深层气藏属于深—超深、致密—超致密砂岩气藏,储层具有破裂压力高和延伸压力高的特点,经过分析,降低施工摩阻是降低施工压力的有效手段。通过施工管柱合理配置、注入方式优化、纤维加砂、延迟交联压裂液、支撑剂段塞等方式,形成了深层气藏压裂改造降低施工摩阻工艺技术体系,并在LS1井进行现场应用。采用多级段塞、小粒径陶粒、低砂比、低伤害压裂液、纤维加砂等降低施工摩阻集成技术,近井摩阻降低了9.47 MPa,弯曲摩阻降低了7.61MPa,同时延程摩阻降低了4～5 MPa,成功完成了80 m3加砂压裂改造。压后日产气1.098 0×104m3/d,日产水为10.7 m3/d。     

调整井压裂井间干扰实例分析及技术对策

新场沙溪庙组气藏是西南油气田的主力气藏之一，目前已步入开发中后期产量递减阶段，为保持气藏稳产高产采取了加密调整井压裂增产措施。随着开发调整的进行，部分压裂井出现井间干扰、压后效果不佳的情况。针对这种情况，提出加密调整井压裂施工参数优化技术，对目标缝长、加砂规模、前置液比、平均砂比以及排量等进行优化，以保障加密井的压裂效果。在CX606等7口井中进行了应用，施工成功率100%，且均未出现井间干扰，增产效果较好，为新场沙溪庙气藏加密调整井的压裂开发提供了一种有效的技术手段。     

榆树林油田扶余油层重复压裂裂缝转向研究

确定裂缝是否转向及其主要影响因素是目前榆树林油田重复压裂问题之一。通过Fracpro PT软件拟合分析了现场压裂数据,施工过程净压力7.8~17.0 MPa,目前最大最小主应力差为9.6~20.6 MPa,平均14.4MPa;采用重复压裂应力分析软件计算了油水井在不同生产压差和裂缝缝长与缝宽条件下生产时不同位置处的最大最小应力差的演变,5 mm缝宽比1.6 mm缝宽最大最小应力差小1.0 MPa;120 m缝长比60 m缝长最大与最小应力差小0.5 MPa;22 MPa比17 MPa的油水井生产压差的最大最小应力差小2.0 MPa。初始最大最小主应力差16MPa对该油田部分井重复压裂实现裂缝转向具有较大难度,不易形成新缝;目前最大最小应力差小、初次压裂形成宽和长的裂缝、压后油水井生产压差较大及重复压裂过程中净压力较高的井层有利于重复压裂时发生裂缝的重定向而产生新裂缝。     

致密气生产井微型压裂诊断技术

针对致密储层小型压裂测试耗时长、用液多等问题,提出在主压裂开始之前以较低排量和较少液量的微型压裂对地层进行快速诊断,获取地层闭合压力和重张压力,估算地层水平最大主应力。LX区块一口致密气生产井中应用微型压裂,施工排量1.0 m~3/min,注入1.3 m~32.0%KCl溶液,确定地层闭合压力为28 MPa,估算地层水平最大主应力为32.3 MPa,主压裂施工期间油压维持在38.2～44.5 MPa,调整压后返排油嘴切换时机为油压13.2 MPa。微型压裂有效地指导了压裂施工参数优化及压后返排,提高了施工安全性。压后采用压裂软件分析,验证了微型压裂估算闭合压力的准确性。     

页岩气藏加密井压裂时机优化——以四川盆地涪陵页岩气田X1井组为例

加密井的压裂时机直接影响着页岩气藏最终的开发效果。为了有效地指导页岩气藏加密井部署与压裂施工,基于离散裂缝网络模型、有限差分模型及有限元模型,提出了一套页岩气藏加密井压裂时机优化方法 :根据页岩气田开发现状及井网加密需求,系统考虑储层非均质性和天然裂缝发育特征,建立渗流—地质力学耦合条件下四维地应力演化及复杂裂缝扩展的多物理场模型,进而模拟加密井水力裂缝扩展形态、加密井及井组开发效果,最终优选出加密井最佳的压裂时机。以四川盆地涪陵页岩气田X1井组为例,利用该优化方法研究了加密井压裂时机和施工参数对其复杂裂缝扩展形态、单井及井组产能的影响规律。结论认为:①该优化方法能够有效模拟老井生产过程中储层物性及力学状态变化,预测压后产量变化,优选加密井压裂参数及压裂时机;②当加密井射孔簇间距减小、每簇施工液量增大时,水力压裂改造体积、裂缝密度增大,压裂后产量提高,但射孔簇间距过小、每簇施工液量过大时,则有可能会导致分支裂缝串通和重叠,降低压裂液效率、影响压裂后产能;③压裂时机越晚,加密井井筒附近分支裂缝越密集,但改造体积越小、初期产量越低;④当目标井组生产36个月进行加密井压裂时,井组累计页岩气产量最高、开发效果最优。     

加密井压裂井间干扰实例分析及技术对策

新场沙溪庙组气藏是西南油气田的主力气藏之一。目前,该气藏开发已步入中后期产量递减阶段。随着气藏开发调整的进行,部分压裂井出现井间干扰、压后效果不佳的情况。针对这种情况,提出加密井压裂施工参数优化技术,对加密压裂井的目标缝长、加砂规模、前置液比、平均砂比以及排量等进行优化,以保障加密井的压裂效果。     

红河油田水平井压窜原因分析及防窜对策建议

红河油田天然裂缝比较发育,水平井井网部署较密易导致压裂沟通邻井,造成井间干扰,影响邻井产量。根据红河油田的地质特征,研究压裂窜通机理。结果表明:线性流的渗流速度是径向流渗流速度的7～8倍,储层渗透率、注入压差以及井距是井间沟通的主要因素。同时,通过水平井压窜原因分析提出相应的防窜对策建议,为后期水平井开发提供一定的优化原则。     

常压页岩气立体开发特征及缝网干扰规律研究

为明确页岩气藏立体开发井的压裂施工特征和生产规律，以南川常压页岩气藏为研究对象，分析了压裂干扰现象、缝网沟通机理以及对老井生产的影响。分析结果表明，立体开发井施工压力纵向上与地质静态参数具有一致性，平面上与井距正相关，与井间采出程度负相关；受储层物性和保存条件的影响，下部气层井产能优于中部气层井，优于上部气层井；同开发层系加密井压裂时，根据老井套压变化特征，可将新老井缝网干扰划分为高导流缝间沟通、高导流缝与低导流缝的沟通和低导流缝间沟通等多种方式。结合试井解释结果，明确压裂干扰对同开发层系试采井EUR、典型曲线的影响分为4类，对不同开发层系井日产水平影响较小。其中，当空间距离小于200 m的不同层系页岩气井进行拉链压裂时，新井施工压力会大幅升高。研究结果为常压页岩气田方案部署、压裂设计和压裂过程中动态优化调整提供了理论依据。     

水平井裸眼分段压裂工艺在白云质泥岩储层中的应用

中原油田濮城油区部分井层岩性类型以白云质泥岩为主,微裂缝及孔洞发育,但总体上孔渗性较差,经分析认为剩余油潜力较大,决定对水平井濮1-FP1井进行分段压裂改造。通过对储层物性研究、测试压裂分析及压裂软件模拟进行压裂参数优化,确定了适合该井的分段压裂施工参数,优选了压裂液和支撑剂,成功地完成了十段压裂施工,注入总液量2975m3,加入支撑剂308m3,压后取得了一定的增产效果。该井多段压裂工艺的成功应用为下一步该区块白云质泥岩储层的压裂改造提供了依据和施工经验。     

加密井压裂井间干扰实例分析及技术对策

新场沙溪庙组气藏是西南油气田的主力气藏之一,目前已步入中后期产量递减阶段,随着开发调整的进行,部分压裂井出现井间干扰、压后效果不佳的情况,针对这种情况,提出加密井压裂施工参数优化技术,对目标缝长、加砂规模、前置液比、平均砂比以及排量等进行优化,以保障加密井的压裂效果.提出的优化技术在CX606等7口井中应用成功,施工成...     

页岩气平台式井组井间干扰影响因素分析及井距优化

以页岩气平台井组井间干扰影响因素为研究对象,利用数值试井分析技术,研究了不同储层基质渗透率、压裂改造参数、井间距、激动强度等参数对井间干扰的影响程度.在此基础上,掌握了页岩气水平井不同生产时间的压力分布特征,明确了井间干扰对气井最终可采储量(EUR)的影响程度,形成了综合考虑气井EUR和井控地质储量采收率的井距优化分析...     

快速均匀启动技术改善蒸汽辅助重力泄油预热效果

预热效果对蒸汽辅助重力泄油(SAGD)开发井组的见产速度和生产效果均有直接影响,研究高效的预热方式对提高SAGD开发效果有重要意义。以现场快速均匀启动试验为例,采用数值模拟方法揭示了快速均匀启动技术的高压扩容机理,并优化了快速均匀启动操作压力。研究结果表明:通过在注采井间形成高孔隙度、高渗透率和高含水带,可以加速蒸汽与岩石之间的热对流,从而实现双水平井井间快速均匀热连通;快速均匀启动存在最佳操作压力,该压力与油藏地应力及岩石变形特征相关。进一步结合现场生产动态数据,分析了快速均匀启动技术的实施效果。分析结果表明,实施快速均匀启动井组的预热天数明显减少,预热阶段节省了蒸汽注入量,转生产后早期生产效果有显著提高,对指导稠油油藏SAGD高效开发具有重要意义。     

丛式水平井组整体压裂工艺技术在致密低渗透气藏中的应用

为进一步提高鄂尔多斯盆地大牛地气田盒1段气层的储量动用程度、评价水平井组开发的经济技术可行性,开展了以多级管外封隔器分段压裂为主导的水平井组工程压裂工艺试验。首先对丛式水平井井组压裂方案进行优化,结合井场地面情况及井身轨迹,优选了压裂工艺、压裂顺序;其次,结合储层工程地质特征,单井录井、气测、随钻伽马等资料以及井网条件,研究了不同的压裂裂缝参数及设计施工参数,并开展了相邻两井同步压裂技术研究;第三,结合施工参数及裂缝监测结果对设计参数进行了实时调整,形成了丛式水平井组分段压裂优化设计工艺技术及其压裂现场优化调整技术;第四,针对现场大规模施工及同步压裂试验易出现的突发情况,制订了详细的应急预案,确保井组压裂成功实施。最后在A井组进行了6井46段现场试验,压后井组天然气无阻流量达77.63×104 m3/d,为该气田致密砂岩气藏的高效开发提供了技术支撑     

页岩气藏加密井压裂时机优化——以四川盆地涪陵页岩气田X1井组为例

加密井的压裂时机直接影响着页岩气藏最终的开发效果。为了有效地指导页岩气藏加密井部署与压裂施工,基于离散裂缝网络模型、有限差分模型及有限元模型,提出了一套页岩气藏加密井压裂时机优化方法：根据页岩气田开发现状及井网加密需求,系统考虑储层非均质性和天然裂缝发育特征,建立渗流—地质力学耦合条件下四维地应力演化及复杂裂缝扩展的多物理场模型,进而模拟加密井水力裂缝扩展形态、加密井及井组开发效果,最终优选出加密井最佳的压裂时机。以四川盆地涪陵页岩气田X1井组为例,利用该优化方法研究了加密井压裂时机和施工参数对其复杂裂缝扩展形态、单井及井组产能的影响规律。结论认为：①该优化方法能够有效模拟老井生产过程中储层物性及力学状态变化,预测压后产量变化,优选加密井压裂参数及压裂时机;②当加密井射孔簇间距减小、每簇施工液量增大时,水力压裂改造体积、裂缝密度增大,压裂后产量提高,但射孔簇间距过小、每簇施工液量过大时,则有可能会导致分支裂缝串通和重叠,降低压裂液效率、影响压裂后产能;③压裂时机越晚,加密井井筒附近分支裂缝越密集,但改造体积越小、初期产量越低;④当目标井组生产36个月进行加密井压裂时,井组累计页岩气产量最高、开发效果最优。     

SAGD启动阶段操作参数和油藏特征的影响

本文论述了数值模拟在蒸汽辅助重力泄油(SAGD)启动阶段的优化应用.启动期间的主要目的是在两口井间建立一致的连通.首先注入井和生产井都循环蒸汽,然后在两口井间施加压差.这一动态过程会造成重要的温度和压力瞬时变化,这在制定启动策略时应该仔细考虑.通常,启动策略的目标是使井对转到完全SAGD操作的时间最短,并且不会对长期的生产效果造成任何不利的影响.使用一个完全耦合的井筒/油藏热采模拟器进行敏感性分析,即研究蒸汽循环速度、油管直径、油管隔热性和井底压力的影响.井间压差的影响以及施加压差的时机也是研究的对象.为了更好地理解井筒和油藏之间的相互作用,离散化井筒被置于混合油藏网格中.为了研究垂直和水平渗透率、油藏压力、初始油/水饱和度和流体性质的影响,启动策略用3个不同的例子加以检验,它们代表了加拿大Alberta主要的稠油生产区域:Athabasca、Cold Lake和Peace River.