页岩油气藏水平井井间干扰研究现状和讨论

低渗页岩储层难以自然形成工业油气流,常采用水平井和水力压裂建立人工缝网以保证商业化开采。然而,随着大规模加密布井和压裂,水平井间距缩小、储层改造体积增加,井间出现人工裂缝导致的干扰,影响邻井的井口压力和产量,甚至诱发井控、套损和支撑剂侵入等问题,严重时导致水平井报废,极大地影响生产效率。此外,老井亏空会导致储层地应力在原位地应力的基础上发生动态演化,形成复杂地应力状态,继而影响加密水平井和重复压裂井的储层改造效果,限制井平台产能表现。我国准噶尔盆地、四川盆地、鄂尔多斯盆地等地的页岩油气资源开发已进入小井距和加密布井阶段,井间干扰已对正常生产产生明显影响,急需开展针对性研究。本文对国内外页岩油气藏的井间干扰现象、机理以及诊断方法进行全面、详细的介绍,并提出干预对策。研究认为:准确表征与预测压裂水平井井间干扰需要在地质工程一体化的框架下展开;对天然裂缝、断层、原位地应力和储层岩石力学特征的准确认识是评价井间干扰的前提;地层亏空诱发的动态地应力和复杂人工缝网的建模与表征是定量评价井间复杂缝网交互与连通的关键手段,也是定量预测井间干扰对于井平台最终可采储量(EUR)影响的有效方法;关井、老井注液、重复压裂、优化井距和压裂优化都是干预或减小井间干扰的手段。     

页岩油储层径向井立体压裂产能预测模型研究

页岩储层页理发育,常规水平井体积压裂纵向穿层能力不足导致改造程度受限。本文根据径向井立体压裂开发页岩油新思路,给出了径向井立体压裂的缝网形态描述方法,建立了页岩油三维基质—裂缝—井筒跨尺度流动模型,对比分析了水平井压裂和径向井立体压裂2种开发模式下的页岩油产能,研究了天然裂缝对页岩油产能的影响。结果表明：径向井立体压裂可打破裂缝层高限制,增强了储层改造效果,径向井层数和主井数越大,产能越高。以松辽盆地古龙页岩油藏为例,有天然裂缝条件下3井3层4分支径向井立体压裂缝网直接相交的水力裂缝是水平井压裂的1.35倍,第三年产油速率和总产油量均为水平井压裂的2.2倍以上,研究结果可为径向井立体压裂高效开发页岩油提供理论依据。     

从闷井压力反演页岩油水平井压裂裂缝参数和地层压力

页岩油压裂水平井投产前普遍先闷井,为快速评价体积压裂效果,提出基于页岩油藏闷井压力数据的压后评估方法。通过闷井数值模拟,表征压裂水平井缝网改造区域的压力扩散与流体运移规律,并建立闭合后线性流计算模型和裂缝储集控制数学模型,形成反演裂缝参数与地层压力的计算方法。结果表明,压裂停泵后改造区域依次经历井筒末段裂缝控制、全井段裂缝控制以及储集层基质控制下的9个流动阶段,其压降导数在双对数坐标下为不同斜率的多个直线段;应用于吉木萨尔凹陷4口典型页岩油水平井,证明了闷井压力数据能用于裂缝参数和地层压力反演,也验证了提出方法的适用性,可供评价压裂作业效果和优化平台井距借鉴。     

吉木萨尔页岩油压裂开发压后闷井时间优化

压后闷井对提高页岩油储层的采收率及产量具有重要意义,闷井时间的确定尤为关键。目前,闷井时间的确定在国内外仍未形成系统、有效的方法。裂缝系统压力传递、产出液离子扩散、毛管力渗吸是解决上述难点的关键科学问题。以室内实验和现场分析为主,在明确吉木萨尔页岩油储层微观孔隙特征、润湿性、纹层、以及渗吸驱油潜力的基础上,分析了现有闷井时间确定方法及特点,形成了吉木萨尔页岩油储层闷井时间综合确定方法。研究得出：吉木萨尔页岩油储层具有较强的渗吸扩散能力,压后闷井对原油产出起到驱替作用。闷井时间由井口压降平衡时间、渗吸平衡时间、产出液矿化度平衡时间综合确定。吉木萨尔页岩油储层压后闷井需要考虑微裂缝充液和基质渗吸协同作用,以井口压降第二转折点为下限、矿化度演化稳定上升转折点为上限、结合渗吸平衡得到最优闷井时间。基于室内实验和现场数据对Q井压后闷井时间进行了优化,推荐Q井闷井时间为55 d左右。该研究为优化吉木萨尔页岩油压后闷井时间提供了重要依据。     

页岩油储层压裂–提采一体化研究进展与面临的挑战

页岩油储层压裂开发中,以远超地层吸收能力的注入速率向储层注入包含各类添加剂的工作液,基本完成了压裂介质一次注入、油井开发全生命周期受益的使命。其中,2个问题尤为关键：1）如何形成均匀展布的裂缝网络,增大裂缝和储层的接触面积、提高液体流动效率？2）在形成高效传压传质缝网的基础上,存地压裂液如何提高储层中原油的可动性？压裂和提采一体化是解决上述问题的重要思路。为此,阐述了页岩油储层压裂–提采一体化的内涵,归纳了实现压裂–提采一体化的模拟和试验技术;明确了页岩油储层压裂–提采一体化的科学问题：均衡应力压裂形成均匀展布的缝网,提高均布缝网中流体流动与传输的效率,强化基质孔隙中油气的动用。同时,指出了压裂–提采一体化面临的挑战：明确裂缝非均匀扩展导致的压裂井间干扰机理并建立控制方法,形成裂缝中高压流体高效作用于基质孔隙的途径,揭示压裂液–储层–原油相互作用提高原油可动性机理。研究结果表明：形成均布的裂缝网络是控制裂缝–基质传压传质及流体流动的基础,通过强化压裂液–储层–原油之间的相互作用动用赋存于微–纳米孔隙中的原油是核心,将压裂–提采一体化应用于页岩油储层开发是实现经济最大化的有效途径。贯彻和...     

页岩油藏压裂水平井压–闷–采参数优化研究

目前在页岩油藏的多段压裂水平井压–闷–采过程中,缺乏系统完善的水平井压裂参数优化方法,为此,基于动态反演理论,建立了压裂参数优化方法.首先,根据页岩油藏压裂后形成的复杂缝网,采用数值理论和离散裂缝方法,建立了考虑页岩油储层特征和复杂天然裂缝的多段压裂水平井数值模型(EDFM-NM),得到了含离散天然裂缝的油藏压力解及多...     

页岩油水平井压裂渗吸驱油数值模拟研究

为了提高压裂页岩油水平井产量预测精度、优化闷井时间及压裂液用量等参数,建立了一种考虑压裂液注入、闷井渗吸及开井生产的压裂页岩油水平井油水两相渗流数学模型,利用控制体积有限元法求其数值解,模拟了渗吸作用下基质–裂缝油水置换的过程,获得了油水压力场、速度场、产量及含水率的动态变化。分析了压裂渗吸驱油特征,优化了闷井时间和压裂液用量,并研究了基质渗透率和缝网复杂程度对渗吸驱油的影响。研究结果表明:毛细管力越大,闷井时间越长,则含水率越低,渗吸增产作用越明显;压裂液用量增加能够提高渗吸驱油产量,但同时会引起含水率升高,可通过含水率和产量增幅确定压裂液合理的用量;最优闷井时间受毛细管力、基质渗透率和缝网复杂程度的影响,其中毛细管力和基质渗透率决定了渗吸速度,而缝网复杂程度决定了渗吸面积。所建立的渗吸油水两相渗流模型可为页岩油水平井压裂优化设计提供依据。      

基质型页岩油储层高导流体积缝网压裂技术

针对松辽盆地北部青山口组基质型页岩油储层压裂改造的难点,结合基质型页岩油储层地质特征,文中采用前置液态CO2增能技术降低破裂压力,增加裂缝的复杂程度,优选出低伤害压裂液体系,以减小对储层的伤害;在大排量、大规模体积压裂的同时,采用多尺度多缝多粒径支撑剂组合加砂工艺、高砂比伴注纤维加砂工艺及混合压裂液变黏度多级交替注入工艺提高裂缝导流能力,形成了一套适用于松辽盆地的基质型页岩油储层高导流体积缝网压裂技术。研究表明,该技术增加了压裂后返排率,降低了储层伤害,形成了复杂缝网体系及高导流裂缝,提高了产量,在松辽盆地北部现场应用4口井,压裂后均获得工业油流。研究成果对基质型页岩油储层压裂改造提供了技术借鉴。     

考虑多缝应力干扰的页岩储层压裂转向角计算模型

页岩储层压裂裂缝与天然裂缝相交后,其延伸方向是否改变是决定压裂能否形成复杂缝网的关键因素,转向角增大则有利于与天然裂缝相互连通,最终形成复杂裂缝网络结构。为计算多裂缝扩展时水力裂缝穿过天然裂缝后的转向角,基于线弹性断裂力学理论,建立了考虑远场地应力、裂缝尖端应力集中效应以及多裂缝扩展应力干扰下的页岩储层裂缝与天然裂缝相交后转向角计算模型。通过对比已有单缝模型,发现考虑多缝扩展产生诱导应力时,水力裂缝穿出天然裂缝后的转向角将增大,且裂缝长度、裂缝间距、天然裂缝分布位置、缝内净压力都影响转向角的大小。该模型可用于水平井多段压裂和井工厂压裂裂缝转向角计算,评价缝网压裂可行性、指导缝网压裂设计。     

页岩气水平井试井模型及井间干扰特征

页岩气田采用水平井井网大规模开发后,井间干扰造成的“压力下降快、气井过早废弃”的问题日益严重,亟须认识页岩气井的井间干扰特征。为此,先将水平井多段压裂改造后的页岩储层划分为压裂裂缝、SRV和未改造基质3个区域,然后根据各区域的孔缝特征和流动机制建立了多区域耦合的渗流模型,并采用PEBI网格和有限体积法进行数值求解。利用数值模拟,分析了连通渗透率和激动量等因素对于干扰试井测试结果及压力场分布特征的影响,并以焦页7井组中的JY7-1 HF井和JY7-2 HF井为例,采用干扰测试压力拟合法计算了两井之间连通段的平均渗透率为18.5 mD,说明两井之间连通性较好,建议后期生产过程中控制本井与邻井的产气量,同时避免邻井频繁更换工作制度。未来井网部署时应根据单井设计产能,对于与邻井水平段距离较近层段应控制压裂规模,并适时开展干扰试井测试。     

压裂水平井的多模式裂缝网络试井模型及参数评价——以吉木萨尔页岩油为例

大型压裂技术是高效开发页岩油的重要手段之一，经过大型压裂后井筒周围会形成复杂裂缝网络，压后裂缝参数反演是压裂效果评价和开发参数优化的关键，但目前的渗流和试井模型难以满足页岩油复杂缝网反演的需求。为此，研究了页岩油压裂水平井复杂缝网的表征问题，建立了页岩油多模式裂缝网络半解析试井模型，包括体积压裂模型、压裂复合模型及离散缝网模型，利用点源方法、半解析方法和拉普拉斯变换等求解了多模式裂缝网络半解析试井模型，并开展了数值验证，划分了流动阶段，分析了流动段特征。在建立的多模式裂缝网络半解析试井模型基础上，对试井特征曲线进行了敏感性分析，并建立了试井曲线拟合方法，辅以生产历史拟合法，初步形成了基于试井理论的页岩油多模式裂缝网络参数评价思路。采用建立的缝网参数评价方法对吉木萨尔页岩油压裂水平井JA井与JB井进行分析，评价了裂缝网络参数，包括缝网几何形态、主次裂缝半长、主次裂缝导流能力、裂缝闭合前存储系数、裂缝闭合后存储系数和裂缝闭合时间等，并通过实例应用证明了复杂缝网参数评价方法的可靠性和实用性。     

玛湖凹陷风城组页岩油巨厚储层直井体积压裂关键技术

玛湖凹陷风城组页岩油储层砂体埋藏深、厚度大、整体含油、基质致密、富含金属离子,压裂面临着纵向动用程度不足、裂缝复杂程度低、加砂风险高、常规胍胶压裂液不配伍等改造难点。为充分释放其页岩油勘探潜力,通过精细描述储层力学性质,评价缝网形成的主控因素,建立可压性指数计算模型,结合人工裂缝纵向扩展能力优选射孔簇及层间距,形成了纵向精细分层方法。基于天然裂缝发育程度,通过优选体积压裂工艺,采用大排量施工提高缝内净压力、不同粒径支撑剂组合多尺度充填、缓增幅泵注安全加砂,优化大规模组合改造工艺,配套研发低伤害耐温聚合物压裂液,最终形成了玛湖凹陷风城组页岩油巨厚储层直井体积压裂关键技术。该技术在MY1井风城组页岩油储层施工成功率100%,压裂后获日产50 m3高产油流,开创了玛湖凹陷非常规油藏勘探新局面,对指导该储层后续页岩油效益开发意义重大。      

页岩储层吸水能力影响因素实验

页岩压裂实践表明,页岩储层压裂后返排率普遍低于30%,涪陵页岩中部核心区块压裂后的返排率甚至低于5%。与常规油气藏相比,页岩返排率与产量之间无明显正相关,甚至可能为负相关,现场实践发现压裂后闷井页岩气产量有增加现象,说明页岩吸水因素对压裂效果的影响很大。因此,针对涪陵志留系龙马溪页岩,建立完善了页岩自吸实验方法,开展了渗透率各向异性、天然微裂缝、围压、和液体类型等页岩自吸实验分析。结果表明:①平行层理面的岩样比垂直层理面的岩样吸水能力强;②围压对页岩自吸能力有一定的抑制作用,相同条件下,深层页岩压裂后的返排率比浅层高;③页岩自吸能力在不同液体中的表现不一,蒸馏水 2%KCl溶液煤油;④不同实验条件下的页岩吸水后均能在不同程度上产生诱导微裂缝,对页岩的渗透性有较大的改善。     

中国致密油藏压裂驱油技术进展及发展方向

针对致密储层"注不进、采不出"的难题,提出"压—注—采"一体化作业的压裂驱油技术。梳理中国国内油田低渗致密储层压裂驱油技术发展的4个阶段:基质渗吸-油水置换采油、裂缝—基质动态渗吸采油、缝网压裂-蓄能增渗采油以及压裂驱油-焖井渗吸采油。明确压裂驱油6个方面技术特征:①细分切割体积压裂,提高缝控程度;②近破裂压力注水,形成大量微裂缝,扩大波及体积;③高压力持续注水,增加孔喉尺寸,改善渗流通道;④前置大液量注入,补充地层能量;⑤焖井渗吸置换,提高驱油效果;⑥添加压驱化学剂,增强洗油效率。综合考虑压驱地质特征、作用机理、工艺参数以及配套设施,深度剖析当前中国致密储层改造面临的地质-工程问题,提出压裂驱油未来4个方面技术攻关方向:①加强地质—工程一体化研究,优化油藏工程注采井网布局;②深化水平井立体改造技术,提高致密储层动用水平;③开展压驱技术作用机理研究,助力压驱工艺参数优化;④完善低成本高效率压驱配套技术,助推致密储层开发降本增效。     

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。      

页岩油前置超临界二氧化碳压裂造缝技术

针对松辽盆地南部G1H井青一段泥页岩储层天然裂缝不发育的特点，为解决该井常规体积压裂缝网复杂程度有限的难题，研究了前置大排量超临界二氧化碳造缝技术。利用超临界态二氧化碳表面张力低，流动性、扩散性强的特点，提高裂缝破岩能力，增加裂缝复杂程度。温度场模拟显示，G1H井近井筒9 m以上的位置，温度都能超过31℃,同时地层压力达到25 MPa,井底满足超临界二氧化碳的形成条件。该井施工过程中，微地震裂缝监测显示裂缝形态复杂，改造体积较大，压后评估二氧化碳压裂事件产生效率约是水力压裂的4.6倍，造缝效果很好；测试过程中，稳产油36 t/d,增产效果显著。该技术对青一段泥页岩储层具有较好的适用性，为后续松辽盆地页岩油的高效开发提供了借鉴。     

东营凹陷页岩油储层层间干扰及裂缝扩展规律研究

东营凹陷页岩油储量丰富,但储层物性差,纵向含油层系多而薄,多为灰泥岩互层。为了准确描述东营凹陷页岩油储层层间应力干扰机理及水力压裂裂缝的扩展规律,利用非线性有限元法建立了基于渗流–应力–损伤耦合的多薄互层分层压裂模型,模拟分析了不同排量、压裂液黏度及不同上、下隔层厚度下的裂缝扩展形态、规律和诱导应力场,研究了裂缝扩展形态与诱导应力场的关系,并对压裂施工参数进行了优化。模拟结果表明:随着水力裂缝扩展,应力干扰区域越来越大;当排量为9～12 m3/min、黏度为20 mPa?s时,裂缝尖端诱导应力大,易连通天然裂缝,压裂改造效果明显;上部隔层厚度大于2.50 m、下部隔层厚度大于4.50 m时,极少出现穿层现象。研究结果可为东营凹陷页岩油储层后续的水力压裂施工提供理论支撑。      

页岩油储层改造和高效开发技术

随着勘探开发技术的不断发展，页岩油勘探不断取得重大突破，可采资源量不断创新高，页岩油有望成为我国未来重要的战略性接替资源。通过调研国内外大量相关文献，分析和整理出国内外页岩油定义、发展历程、储层改造和开发技术，取得认识:页岩油储层发育纳米级孔、裂缝系统，利于页岩油聚集；储层脆性指数较高，宜于压裂改造；但储层敏感、渗透率低、含水饱和度高，在开发和改造中要结合储层上述特点提出适宜的技术。介绍了变排量压裂技术、重复压裂技术、小井距立体开发技术、同步压裂技术、体积改造技术、人工油气藏等储层改造工艺及压裂材料、微地震裂缝测试等配套技术；阐述了水平井钻井技术、“工厂化”作业、地质工程一体化等页岩油开发前沿技术。最后对中国页岩油储层改造和开发存在的技术难点进行了分析，提出了相应的勘探开发建议。以期对我国页岩油开发提供借鉴和参考。     

页岩油流动的储层条件和机理

页岩油藏经过分段压裂水平井的储层改造，其高效开发和持续稳产与基质中页岩油的动用情况密切相关。虽然赋存原油的泥页岩储集孔隙尺寸小、渗透率极低，但如果砂岩-页岩互层的纹层结构发育，页岩油仍有望达到商业化开采所需的可动用储层条件。目前烃类流体在纹层状泥页岩储层中流动机理尚不明确，普遍应用于常规油藏级数值模拟的双重介质模型和等效介质模型无法反映烃类流体在纹层状页岩油储层中流动的微观复杂特征，所得的宏观渗流模拟结果是不可靠的。根据陆相页岩储层的特征，建立了宏观页岩油藏的储层概念模型，分析了纹层状页岩储层的流体流动机理；考虑纹层物性、流体粘度和裂缝间距等影响因素，模拟了弹性开采过程中页岩储层条件和裂缝分布对页岩油可动性的作用规律，验证了页岩油藏弹性开采过程中窜流机制的存在和砂岩纹层渗透率的重要性，证明了天然裂缝和压裂缝加强纹层间流体传递的重要作用。     

北美页岩气水平井压裂井间干扰研究现状与启示

多簇布缝加砂压裂、缩短井间距、钻加密井等技术可有效提高页岩气经济开发效益，但同时也增加了水平井压裂时发生井间干扰的几率，从而影响母井、子井的产量，甚至损害井筒的完整性。为缓解川南地区页岩气开发时频发的井间干扰情况，促进规模效益开发，亟须参考借鉴北美井间干扰研究成果。为此，在系统梳理北美页岩气水平井井间干扰机制及干扰形式、诱发井间干扰的地质因素和工程因素的基础上，总结了井间干扰识别技术和预测技术、井间干扰缓解与治理措施，最后结合北美经验和川南地区页岩气特点，从干扰模式、干扰因素、风险识别与治理等方面开展了对比分析。研究结果表明：(1)加强天然裂缝预测技术攻关，根据天然裂缝发育情况优化井位部署设计，在天然裂缝井段强化差异化压裂参数设计；(2)优化开发部署设计，尽量确保同一开发单元内的井同步投产，避免因邻井先期投产压力降低进而导致井间干扰情况出现；(3)需要根据区内地质、工程等特征，建立不同工况下的井间干扰评价指标；(4)强化开展不同井间距、平台距、施工参数现场试验；(5)加强母井井间干扰复产工艺试验，探索形成有效的排采工艺，以提高排液效果，确保老井尽快复产。结论认为，借鉴北美的井间干扰研究...