压裂水平井裂缝参数优化实验

压裂是开发低渗透油气藏的有效技术手段,人工裂缝参数是影响水平井产能的主要因素,因此压裂前需分析裂缝参数对压裂水平井产能的影响。针对低渗透油藏井网产能以及单缝贡献率物理模拟研究成果甚少的现状,利用电解模拟实验,分析了水平段封闭条件下交错排状井网中水平井不等缝长压裂、人工裂缝数以及裂缝穿透比对单条裂缝及井网产能的影响规律。结果表明:在总缝长一定时,不等缝长压裂对井网产能影响很小;在固定水平段长度和固定裂缝间距两种情况下增加压裂水平井人工裂缝数,单井产量递增,但缝数增加到3条后,增产幅度逐渐变缓;增大人工裂缝穿透比,中缝贡献率减小,端缝贡献率增大,但井网产量增幅不明显。      

低渗透油藏长缝压裂直井稳态产能预测模型

低渗透油藏长缝压裂直井已在现场获得广泛应用,但目前仍缺乏适用于其工程应用的快速、准确的产能预测模型。为此,根据低渗透油藏长缝压裂直井周围地层渗流情况,运用保角变换原理与双线性渗流理论,建立了低渗透油藏压裂裂缝无限与有限2种导流能力下、考虑启动压力梯度长缝压裂直井稳态产能预测模型,通过与现场实例对比验证了模型的准确性,并利用该产能预测模型计算绘制了油井IPR曲线,分析了裂缝参数对长缝压裂油井产能的影响。结果表明:新建产能预测模型与现场实例基本相符,误差均小于9%,说明模型的准确性较高;长缝压裂直井压裂缝长对产能的影响程度大于裂缝导流能力对产能的影响;当压裂缝长一定时,长缝压裂直井裂缝存在最佳导流能力。     

含天然闭合缝开启的低渗透油藏精细数值模拟

低渗油藏存在压裂缝、天然开启缝、注水诱导缝、开启的天然闭合缝等多种裂缝。给出了生产井周围压裂缝、注水井周围压裂缝及天然闭合缝开启的模拟方法．对特低孔低渗储层进行了无效化处理。以鄂尔多斯盆地张天渠油田为例,在分析各类裂缝特征的基础上,提出了分阶段变模型精细模拟油藏裂缝的方法．应用中取得了好的效果。     

裂缝性低渗透砂岩油藏数值模拟历史拟合方法

针对裂缝性低渗透砂岩油藏的地质特点和渗流特征,论述了油藏数值模拟历史拟合的技术方法及侧重点。应用大芦湖油田樊12井区双孔双渗油藏模型研究了裂缝性低渗透砂岩油藏历史拟合中裂缝渗透率、裂缝密度、裂缝重力泄油等敏感性影响因素,确定了该油藏模型历史拟合参数调整的有效范围。结合史南油田史深100块、大芦湖油田樊107块等裂缝性低渗透砂岩油藏的数值模拟研究,阐述了对该类油藏的地层压力、油田综合含水率以及单井压力和含水率拟合的方法,分析了油藏网格模型方向性、油藏压力敏感性、压裂裂缝等因素对裂缝性低渗透砂岩油藏数值模拟历史拟合的影响。     

低渗透油藏压裂增产规律的数值模拟研究

针对低渗透油田开采难度大的原因,本文利用数值模拟手段,分别对双直井、双水平井两种不同的井型进行低渗透油藏压裂的模拟,通过对产能影响因素:半缝长、导流能力的分析得出:对双直井在进行压裂时应优先考虑增加裂缝的导流能力,双水平井进行压裂时增加半缝长和裂缝导流能力对累产油量结果影响不大。     

裂缝性低渗透油藏整体压裂开发电模拟研究

对实施整体压裂开发的裂缝性低渗透油藏，用电解模拟的方法研究了四种人工裂缝穿透比情况下，天然裂缝方位、位置、长度和裂缝数量对菱形井网、矩形井网和五点井网压力分布及产量的影响规律。结果表明，天然裂缝在有利的位置及方位下，能降低油水井近井地层的压力梯度；提高注入水的波及区域，提高较远处地层的压力，使油井增产；增加天然裂缝的长度或数量，产量相应增加；人工缝穿透比越小，天然裂缝的增产幅度越大。分析了天然裂缝增产的原因，并对裂缝性低渗油藏开发井网的部署及增产方法提出了建议。     

马西油田低渗透裂缝油藏压裂效果分析

根据现有资料选择岩心观察、常规测井、微地震波测试、油藏数值模拟等方法对马西深层低渗透致密砂岩油层裂缝体系及其分布特点进行了研究,提出了深层低渗透砂岩油藏在注水开发过程中应遵循的原则。同时对马西深层油藏49口井、108井次的压裂作业效果进行了分析,对低渗透油藏开发后期重复压裂井的选井、选层条件以及影响因素进行了研究,对合理、高效地开发低渗透油藏具有一定的借鉴和指导意义。     

马西深层低渗透油藏人工裂缝及重复压裂设计研究

根据现有资料选择岩心观察、常规测井、微地震波测试、油藏数值模拟等方法对马西深层低渗透致密砂岩油层裂缝体系及其分布特点进行了研究,提出了深层低渗透砂岩油藏在注水开发过程中应遵循的原则.同时对马西深层油藏49口井、103井次的压裂作业效果进行了分析,对低渗透油藏开发后期重复压裂井的选井、选层条件以及影响因素进行了研究,对合理、高效地开发低渗透油藏具有一定的借鉴和指导意义.     

裂缝性低渗透砂岩油藏井网优化设计

在对裂缝性低渗透砂岩油藏储层裂缝特点和井网适应性分析的基础上，应用适合裂缝性油藏特点的SimBestⅡ数值模拟模型，模拟计算了不同裂缝参数、不同井网形式及不同注水方式组合的多个方案，对比分析结果并结合大庆外围油藏河道砂体特征和经济效益评价，对裂缝性低渗透砂岩油藏合理井网进行了深入的研究。提出了两排注水井夹两排油井的菱形井网是裂缝性低渗透砂岩油藏的合理井网形式和井网参数，同时给出了裂缝性低渗透砂岩油藏菱形井网井排方向与裂缝走向的合理夹角和合理井距。此种方法在大庆外围裂缝性低渗透砂岩油藏井网设计中见到了较好的效果，也为类似油藏井网优化设计提供了理论依据。     

直井短宽缝压裂产能计算

三次加密井压裂改造采用直井短宽缝压裂技术,可以取得较理想的经济效益。文中为了准确预测油藏压裂后的产能,基于水电模拟实验和渗流理论,建立了低渗透油藏压裂后形成垂直短宽缝的渗流模型,并推导了垂直短宽缝的压裂产能公式;开展了水电模拟实验,分析了裂缝长度、渗透率、流体黏度对产能的影响。实验结果表明,该产能公式具有较高的准确性,对实际生产具有一定的指导意义。     

提高砂岩储层人工裂缝复杂度的压裂技术及其应用

提高裂缝复杂度是提高储层改造体积的重要组成部分。为明确砂岩储层复杂裂缝形成的控制因素及实现方法,在物理模拟实验结果的基础上,建立了天然裂缝储层形成复杂裂缝的数学模型,采用数值模拟方法研究了应力场,提出并试验了多种施工工艺。研究结果显示砂岩储层形成复杂裂缝的必要条件包括改变应力场、发育天然裂缝或提高缝内净压力。其中天然裂缝是砂岩储层能否形成复杂裂缝最重要的因素,储层最大最小主应力差越大,天然裂缝与人工裂缝夹角越大,形成复杂裂缝所需缝内压力越大;多缝应力干扰可有效改变应力场。现场监测及压后分析证实试验井形成了复杂裂缝。该技术为低渗尤其是致密砂岩油气藏的经济开发提供了有效手段。     

致密油藏体积压裂建模理论与方法

致密油藏储层渗透率低,地层流体向裂缝渗流受到限制,常规压裂增产幅度不高.而采用体积压裂,“打碎”储集层,形成复杂缝网,可实现裂缝与油藏的接触面积和体积最大.为有效描述致密油藏体积压裂,采用双渗模型模拟SRV区域,然后用对数网格步长加密,分别描述天然裂缝、人工缝网、基质系统.采用Latin Hypercube方法,对模型进行敏感性分析,找出了影响产油量和产水量的敏感性因子并进行排序.采用DECE方法,通过多次自动历史拟合反推人工缝网和天然裂缝参数.最后通过Petrel软件建立基质模型,作为双渗模型的基质系统,历史拟合反推得到的裂缝参数作为裂缝系统,建立完整的双渗模型,并进行生产预测,证明了致密油藏体积压裂采用此建模方法的可行性.     

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鄂尔多斯盆地北部上古生界气藏是一个典型的低压致密气藏，气井压裂前自然产能很低或基本无产能。水力加砂压裂是该地区进行气田勘探开发的关键技术之一。由于储层具有低压、低孔、低渗的特点，且存在严重的水相圈闭损害和其它敏感性损害，采用针对常规砂岩储层的压裂改造方法在该地区不能达到满意的增产效果。针对鄂北地区低压致密气藏的储层地质特点，通过近年来的攻关研究和现场试验，提出了改进的压裂工艺技术方法，筛选出了低残渣、低伤害、抗水锁、易返排的压裂液体系，大大提高了压裂改造效果。压后平均单层气产量提高2倍以上，初步形成了该地区低压致密气藏压裂工艺技术体系，为进一步探索、解决低压致密气藏的勘探开发难题奠定了良好的基础。     

裂缝-孔隙型低渗气藏损害室内评价方法研究

低渗透裂缝-孔隙型天然气藏具有低孔隙度、低渗透率、高含水饱和度、高应力敏感性和高毛细管压力的特点,使得气藏损害具有不同于油藏损害的特殊性。建立与裂缝-孔隙型气藏相适应的评价方法和标准,搞清裂缝-孔隙型气藏的损害机理,是进行裂缝-孔隙型气藏保护的关键。而建立裂缝-孔隙型气藏评价方法的核心是裂缝性岩心的制备技术。文中提出了3种裂缝性岩样的制备方法,即天然裂缝性岩样的骑缝钻取法、天然岩心人造裂缝方法和预制裂缝压制法。评价实验表明,低渗透裂缝-孔隙性致密砂岩气藏具有很强的应力敏感性和水锁效应,水锁损害和应力敏感性损害是其主要损害因素,说明裂缝性岩样制备方法、应力敏感性和水锁效应评价方法可行。     

鄂尔多斯盆地西峰油田压裂液对储层伤害的微观机理研究

为了搞清压裂液引起低渗储层伤害的主要因素,优化压裂液体系,以最有效手段减小或消除这些伤害,采用真实砂岩模型进行了压裂液伤害机理的实验,并对照储层地质特征、流体性质和储层敏感性分析,对压裂液伤害储层的微观机理进行了分析研究。结果表明,压裂液引起的水锁伤害率为46.6%,储层压力系数低和压裂液引起残渣对储层伤害率为25.7%,对裂缝伤害率为60%。通过筛选合适的表面活性剂,改变岩石润湿性,来降低压裂液的水锁伤害;开发和研究低残渣压裂液体系,来降低压裂液残渣伤害,提高储层向裂缝渗流能力。这为开发适用于低渗油田的新型低伤害压裂液体系及相关技术提供了理论支持。     

雁木西疏松砂岩油藏压裂充填试验

吐哈盆地雁木西油田为典型疏松砂岩低渗油藏，通过引进缝高控制技术以及采用GOHFER全三维压裂模拟软件有效控制压裂裂缝缝高，避免压开水层，同时现场采用小型压裂诊断技术来修正压裂施工参数，结合生产实际，对部分井采取压裂充填的同时进行绕丝筛管砾石充填试验，试验取得了较好的效果，为疏松砂岩油藏的压裂提供了宝贵的经验。     

正确计算低渗透气藏的动态储量

根据低渗透气藏生产动态及渗流特征,分析应用弹性二相法、压降法确定其动态储量的适用条件。低渗透气井产量过大使气藏供气能力不足时,出现的“假拟稳态”会造成用弹性二相法计算的动态储量偏低。天然气先沿容易渗流的物性好的气层流动,且低渗透气藏关井恢复测压时间有限,得到的当前地层压力值偏低（未稳定）,导致压降-储量曲线呈“多段法、压降法确定低渗透气藏动态储量的方法。     

粘弹性清洁压裂液在低渗砂岩储层的应用

胍胶、羟乙基聚合物等常规压裂液存在残渣二次污染缺陷,对低渗砂岩伤害尤甚。室内试验表明粘弹性清洁压裂液具有抗剪切性能好、携砂能力强、摩阻低、破胶彻底等特点,通过与胍胶压裂液对比试验分析,表明粘弹性清洁压裂液具有更好的流变性能和降滤失性能,并使渗透率恢复率提高了5倍。现场应用证实了VES-50粘弹性清洁压裂液对储层污染小,压裂效果优于常规聚合物压裂液,非常适用于低渗砂岩储层的压裂改造。     

中国低渗透砂岩气藏开发现状及发展方向

低渗透砂岩气藏地质条件复杂,开发难度大。针对块状、层状和透镜状3类低渗透砂岩气藏的不同开发特征,国内初步形成了3类低渗透砂岩气藏开发模式：①块状：底部避射控制底水、长井段压裂改造和中后期加密调整;②层状：双分支水平井、定压生产,单井初期高产、井间接替,或直井压裂、定产生产;③透镜状：加密井网、滚动开发。但现在仍面临单井产量低、经济效益差等挑战。为实现该类气藏规模有效开发,针对低渗透砂岩气藏开发提出了几点建议：①根据气藏地质条件优选相应技术系列;②加强渗流理论研究、深入认识气藏开发机理;③进一步加强压裂技术攻关;④加快小井眼技术的配套完善。     

松南深层储层人工裂缝特征及压裂对策研究

松南地区深层储层主要分布火山岩和碎屑岩,属低孔特低渗储层,储层分布不稳定,物性变化大,压裂施工中多数井存在砂堵和高压停泵的问题,压裂成功率较低。通过压裂压力分析、地应力试验评价和监测资料分析等,得出松南深层压裂人工裂缝特征主要是:地层弹性模量大,岩石变形困难,破裂压力较高;天然裂缝发育,引起较窄的多裂缝起裂和延伸;储隔层地应力差较小而造成缝高延伸过量。针对压裂裂缝特征和压裂难点进行了相应的压裂工艺技术研究,并进行现场试验,取得了良好的压裂效果,大大提高了压裂的成功率。