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。     

非裂缝型砂岩储层缝网压裂技术

为了保证致密砂岩储层的压裂成功率和改造效果,研究了缝网形成机理和主控因素。通过压裂裂缝扩展分析,确定缝网形成的条件是产生应力释放缝,与主裂缝的夹角为75°。通过分析应力释放缝的岩石力学性质、净压力、最小主应力及应力差等力学影响因素,以及致密储层缝网形成机理,明确了影响缝网形成的主要控制因素,建立了工艺选井选层方法,并以实现缝网压裂为目标进行缝网压裂工艺优化。通过现场试验,建立了一套适合大庆致密油气储层的缝网压裂技术,明显提高了该类储层压后产能。     

裂缝性储层缝网压裂技术研究及应用

裂缝性储层压裂井生产能力主要受主裂缝沟通的天然裂缝系统控制区域的大小影响。裂缝性储层压裂改造后,短期产量来自高导流能力的主裂缝,长期产量则主要来自天然裂缝网络。常规压裂以抑制天然裂缝扩展形成主裂缝为主,其控制的渗流区域较为有限,这与压裂增产形成矛盾。因此,要提高压裂井改造效果,需要保证压裂形成的裂缝形态为网络裂缝,沟通更大的渗流区域和更远的裂缝作用距离,充分发挥主裂缝和天然裂缝网络的增产优势。在研究水力压裂裂缝网络形成条件的基础上,对缝网压裂的关键参数进行了分析研究。现场应用结果表明,缝网压裂的增产效果远远高于常规压裂。     

超低渗透油藏老井宽带体积压裂缝网参数优化

超低渗透油藏具有储层致密、天然裂缝发育等特征,难以建立有效的注采驱替系统,为提高单井产量,通常采用常规重复压裂,但常规重复压裂仅能增加裂缝长度,提高裂缝导流能力,而不能有效增加裂缝带宽,扩大裂缝侧向波及范围。提出了宽带体积压裂技术理念,即通过在原人工裂缝侧向开启次生裂缝或沟通天然裂缝,增加裂缝带宽,对宽带体积压裂裂缝的合理带宽进行了优化,建立了合理裂缝带宽计算方法,在此基础上采用正交试验方法对主、次裂缝的导流能力,裂缝半长等其他缝网参数进行了优化设计。结果表明:以超低渗透油藏某一井组为例,重复压裂合理裂缝带宽范围为13~46 m,其中G127-160井缝网参数最优方案为主裂缝导流能力0.15 μm2 · cm,裂缝半长140 m,裂缝带宽50 m,次裂缝导流能力0.04 μm2 · cm,在此方案下模拟的重复压裂可控制含水上升速度,显著提高措施累计产油量。该研究为挖潜超低渗透油藏老井裂缝侧向剩余油提供了技术思路。     

超低渗透储层小型压裂测试方法改进与应用

长庆超低渗储层物性差,采用常规小型压裂测试方法压降非常缓慢,难以获得人工裂缝闭合压力,通过国内外技术调研和方法研究,改进常规小型压裂测试方案设计及分析方法,形成适用于超低渗储层特征的小型压裂测试新方法—回流测试压裂方法,完成了10口井的方案设计与现场试验,通过分析解释获得了储层闭合压力等参数,对超低渗储层压裂优化设计起到了重要的作用。     

缝网压裂技术及其现场应用

针对低渗透、特低渗透储层的缝网压裂技术,完善了缝网压裂的概念,指出缝网压裂是在达到预期目标支撑缝长的主裂缝基础上,形成多缝直至形成“缝网”系统。对不同类型的储层,根据弹性力学假设,采用不同的平面模型,分析了形成缝网的力学条件。当施工时裂缝内净压力超过水平主应力差值与岩石抗张强度之和后,可在原始裂缝的基础上形成新裂缝,实现缝网。研究了各种缝网压裂施工方式,提出了目前可应用的缝网压裂施工方法,并指出缝网压裂的发展方向。采用缝网压裂设计理论对F1-15井进行了缝网压裂设计,施工取得成功。试验结果表明,压裂后效果显著,分析显示有多缝形成。     

缝内转向技术在老井缝网压裂中的应用

缝网压裂技术是通过大规模压裂模式,形成裂缝网络,显著提高单井产量,已成为近些年新井初期改造的主体技术。基于缝网压裂的增产优势,将其引入老井措施,受制于储层和井网条件等方面限制,在改造中存在一定的局限性。为解决此问题,将"缝内转向"技术思路应用在老井缝网压裂中,通过转向剂的缝内桥堵、升压作用,开启微裂缝,控制主缝长,形成人工裂缝与天然裂缝交接的裂缝网络,增大改造体积。在长庆油田现场应用256井次,取得良好的增产效果。     

海拉尔油田缝网压裂技术研究与应用

常规压裂以抑制天然裂缝形成的主裂缝为主,但由于双翼对称裂缝分布的局限,裂缝系统控制的泄流面积有限,造成压后初期效果显著、产量递减速度快问题。缝网压裂技术能使裂缝性储层产生足够长并具有较高导流能力的多方向起裂延伸的网状裂缝系统,控制的泄油面积将大幅度增加,充分发挥主裂缝和裂缝网络的增产优势。现场应用结果表明,缝网压裂对海拉尔油田布达特群组低渗透裂缝性储层的增产效果明显。     

低渗透油藏缝网压裂可行性和井网优化研究

作为开发低渗透油藏的主要开发方式,缝网压裂技术的可行性和合理井网井距的研究十分重要。为进一步改善油田的开发效果,在详细研究Z油田地质特征和合理井网井距论证方法基础上,结合储层岩石力学和地应力场的特点,从岩石矿物成分、脆性指数等角度论证直井缝网压裂的可行性;并利用压力叠加理论和直井、压裂井地层压力分布函数,确定直井、缝网压裂井的极限技术井距,为油田缝网压裂技术的大规模开展提供一定的理论支持。     

裂缝型致密砂岩油藏缝网压裂技术试验

缝网压裂技术是非常规油气藏改造的关键技术之一。泾河油田属于裂缝型致密砂岩油藏,为了实现水平井的高效开发,提高油藏的最终采收率,分析了缝网压裂工艺在该油田裂缝型致密砂岩油藏中的适用条件,认为储层天然裂缝发育,脆性特征指数在38.4%~42.4%,水平应力差异系数小,净压力大于水平最大、最小主应力之差,满足实现缝网压裂的必要条件。在此基础上,优化了压裂液、支撑剂及施工参数,并在JH69P25井进行了试验,净压力分析表明压后形成了复杂的缝网系统,日产油2.55 t,取得了较好的改造效果。     

裂缝性储层中复杂压裂缝网形成过程的数值模拟

水力压裂技术是油气田增产的重要措施。页岩、砂岩等储层常发育不同程度的天然裂缝,在对裂缝性储层进行水力压裂改造过程中,储层中天然裂缝的存在对水力裂缝尤其是压裂缝网的形成及其发育程度具有十分重要的影响。基于有限元原理的岩石破裂过程分析系统的数值模拟,通过建立发育天然裂缝的二维平面应变模型,研究在储层水力压裂过程中,水力裂缝及复杂压裂缝网的形成过程,并对其影响因素进行分析,同时引入适合于储层复杂裂缝分形维数测定的统计方法——基于盒数法的网格覆盖法,对数值模拟的压裂效果进行评价。结果表明:天然裂缝的发育程度与压裂改造效果关系密切,水力裂缝遇天然裂缝发生分叉,并沿天然裂缝扩展滑移或直接穿过天然裂缝,形成复杂水力裂缝及复杂压裂缝网;天然裂缝发育密度越大,其迹长越长,水力裂缝的分形维数越大,对裂缝性储层改造效果越好。     

浅层裂缝性致密油藏缝网压裂技术

缝网压裂技术在基质渗透率极低、天然裂缝发育的致密油藏开发中有独到优势。利用数理分析方法研究了缝网压裂工艺的适用条件,认为储层天然裂缝发育和净压力大于水平最大、最小主应力之差是实施缝网压裂的必要条件。优化了压裂液、支撑剂、施工参数,并在J-10井进行了试验。净压力拟合结果表明,压裂后形成了裂缝网络系统,试验井日产油2t,取得了较好的改造效果。     

深层低渗透储层压裂裂缝处理技术

针对水力压裂时造成储层伤害、支撑裂缝导流能力低、人工裂缝壁面渗透率低等问题,考虑了黏性流体、压裂液残渣及滤饼的影响,对支撑裂缝的伤害进行了定量试验评价,研制出一种压后裂缝处理剂.室内实验表明,该裂缝处理剂能有效提高支撑裂缝的导流能力.在中原油田23口井的现场试验,说明裂缝处理技术能明显提高返排率,提高低渗透储层的压裂效果.     

水平井缝网压裂裂缝间距的优化

为了让致密油气藏分段压裂时形成的水力裂缝和天然裂缝相沟通,形成复杂缝网,提高水力压裂增产效果,采用数值模拟方法研究了水平井缝网压裂的缝间距优化问题。建立了均质、各向同性储层内二维水力裂缝的诱导应力差模型;根据裂缝转向机理,推导出了缝间最大诱导应力公式,确定了最优间距。结合现场数据,计算了泊松比为0.2~0.5、缝间距为40~90 m时的缝间诱导应力。计算结果表明:地层的泊松比越小,裂缝的诱导应力差越大,诱导应力的传播距离越远;随着与裂缝距离的增加,诱导应力差呈现先增大后减小的趋势;当2条裂缝之间的距离为最优间距时,缝间的诱导应力差最大。研究表明,优化裂缝之间的缝间距,可以使裂缝之间的诱导应力差达到最大值,形成复杂的裂缝网格,提高油气与井筒之间的连通性。研究结果为低渗透油气藏缝网压裂时的裂缝优化设计提供了参考。      

页岩气储层体积缝网压裂技术新进展

体积缝网压裂是以在储层中形成大规模复杂裂缝网络为目的的压裂工艺技术,是低渗、特低渗页岩气储层实现工业开采最有效的增产措施。介绍了近期提出的同步压裂(或拉链式压裂)、交替压裂(或"德州两步跳"压裂)和改进拉链式压裂技术工艺原理及其实现方法,对比分析了其各自存在的优缺点,简要阐述了成功实现页岩气储层体积缝网压裂的关键辅助技术(清水压裂技术、微地震监测技术及参数优化方法等)。研究发现,改进拉链式压裂利用同步压裂和交替压裂优点的同时规避了它们各自的不足,使其压后效果相比于同步压裂和交替压裂更好,为页岩气的进一步开发提供了新思路。最后,针对目前尚存在的问题,分析了其可能原因并指出了未来发展方向,对我国页岩气高效开发具有重要指导意义。     

致密储层缝内暂堵转向压裂工艺技术

随着油气田勘探开发的不断深入,非常规致密油气藏已经成为油田增储上产的主要研究对象,该类型储层渗透率低(<0.1×10?3?μm2)、两向应力差值大(>10?MPa),单纯依靠大排量、大液量改造以形成缝网的难度较大,需通过缝内暂堵转向压裂技术进一步增大净压力,提高裂缝复杂程度.暂堵剂类型的优选和用量设计是决定复杂缝网形成...     

超低渗透油藏水平井压裂优化及应用

鄂尔多斯盆地超低渗透油藏储层致密、物性差、孔喉细微,是典型的低压、低渗、低丰度油藏,超前注水和水平井分段压裂技术可提高其开发效果.文中以最具代表性的华庆油田长6超低渗透油藏为研究对象,结合注采井网根据水平并段与注水井的相对位置,将常规压裂和体积压裂进行组合设计,在距离水线较近的井段实施小规模压裂,距离水线较远的井段实施大规模体积压裂.该方案的实施,在减小早期水淹风险的同时进一步扩大了储层改造体积,提高了人工裂缝和井网、注水的适配性.同时,开展了8口水平井新型压裂设计的矿场试验,与采用常规压裂设计的邻近水平井相比,试油产量提高20 m3/d左右,投产初期3个月累计产油量提高184t,含水率较低且保持稳定.     

超低渗透油藏水平井重复压裂新老缝合理配比研究

超低渗透油藏初次压裂投产后，由于地层能量亏空严重、裂缝失效等原因，油井产量递减迅速，无法满足生产需求，需要进行重复压裂，重复压裂设计的关键是确定合理的布缝位置和重复压裂的新缝数量。基于长庆油田元284井区储层地质特征，结合初次压裂生产情况，建立了水平井重复压裂裂缝延伸数值模拟模型；对比了不同新老缝配比条件下重复压裂储层改造体积与最终开采效果，明确了重复压裂前注水补能提高重复压裂改造效果的机理；通过分析经济收益，获得了合理的新老缝配比关系。模拟结果表明：重复压裂新缝为2条、缝间距为20 m时，更有利于形成复杂缝网，提高采收率；随着2条老缝间重复压裂新缝数量增加，更有利于裂缝间相互沟通形成复杂缝网，提高储层改造效果；老缝间重复压裂的新缝数量较多时，由于裂缝之间的相互干扰，会导致开发生产前期产量增幅递减，但随着不断生产，由于储层改造更为充分，对后期稳产较为有利。研究结果为超低渗透油藏水平井重复压裂方案设计提供了理论依据。     

低渗油藏复杂缝压裂可行性评价及工艺优选

目前国内新增探明储量中低渗油藏比例越来越高,大部分低渗油藏产量较低或无自然产能,难以达到工业开采价值。对于低渗油藏压裂,造复杂裂缝、提高裂缝缝控体积、增大低渗油藏渗流通道是改造的主要目的。如何提高低渗油藏裂缝的复杂程度,主要取决于储层本身地质条件及压裂工程条件两方面因素。本文将从基于实验数据、测井数据、地震数据的储层评价出发,通过动、静态数据对比、校正,取得储层较为准确的数据,再根据储层评价结果,通过创新工艺,探索适合低渗油藏复杂缝压裂的储层评价方法及工艺方式优化。     

储层天然裂缝与压裂裂缝关系分析

方法：运用构造物理分析方法,论述了储层中天然裂缝与压裂裂缝之间的关系。目的：确定天然裂缝对人工压裂裂缝的影响。结果：储层中不同天然裂缝组合及其与最大主应力间的相对方位,决定了压裂裂 方位和裂缝宽度等空间分布规律,结论：天然裂缝在压裂时活动与否,主要取决于地应力差,岩石和天然裂缝的抗张强度及裂缝与最大主应力方向间的夹角等因素,在压裂造缝时要充分考虑现今应力场特征,岩石和天然裂缝的力学特征及其组合规律。