大段多簇压裂改造技术优化与页岩气储层分析应用

YA45G5平台下志留统龙马溪组页岩气储层物性差,非均质性强,水平井精准改造优势储层的难度大,分段压裂方式增产效果有限,压裂投入高、产出低的矛盾突出。针对这些问题,采用连续油管和电缆传输分簇射孔技术可以改善压裂液在段内各簇中的分布,优化压裂施工参数,促进裂缝均匀起裂,形成了适用于太阳-大寨区块油藏的水平井大排量、大段多簇、高强度加砂压裂技术,取得了显著的降本增产效果,为国内页岩气储层的开发提供有益经验。     

油田低产低效井酸化增产酸液体系配方

为解决低渗储层长水平段水平井分段压裂工艺技术问题,以鄂尔多斯盆地东缘某油田为实例,通过实验分析了山西组储层敏感性,基于岩石力学参数分析了储层闭合压力梯度。研究表明:山西组储层具有中等偏强水敏损害,闭合压力梯度为0.019 8 MPa·m~(-1)。以M-1水平井为例设计了10段压裂工艺,采用套管射孔和可钻复合桥塞实现分段压裂,优化低浓度瓜胶压裂液体系,其具有悬砂能力强、耐温抗剪切性能好、储层保护性能好的优点。利用三维压裂软件模拟,人工裂缝缝长60.8 m、支撑缝长55.8 m,反映出压裂过程造缝能力较强、裂缝延伸距离较远,达到了水平井分段压裂设计目的。     

分段多簇压裂技术在低渗透油田的应用研究

鄂尔多斯盆地具有丰富的致密油资源,渗透率小于1×10~(-3)μm~2的储量占52.56%。利用水平井开发并进行分段多簇压裂是长庆油田动用这部分储量的关键。本文以盆地内典型致密油藏华庆油田长63储层为研究对象,建立了区块的特征模型。在所建模型的基础上,分析7种单因素(水平段长度、压裂缝段数和段间距、段内多簇缝的簇数和簇间距、压裂缝的缝长和导流能力)对压裂效果的影响规律。最后,利用实际生产数据和数值模拟两种方法,分析对比分段压裂和分段多簇压裂两种水平井改造工艺的增产效果。并进一步解释分段多簇压裂施工时存在的多簇缝不能同时起裂现象。     

涪陵区块湖相页岩储层新型体积压裂工艺研究及现场应用

涪陵区块湖相页岩储层厚度大、分布面积广、资源量大。但湖相页岩气储层非均质性强，页岩泥质含量高，页岩闭合压力高，破裂压力高、延伸压力高、施工压力高，压裂难度大，传统压裂技术难以形成复杂裂缝。通过以涪陵区块湖相页岩气井TY1-HF井的岩石力学、矿物成分及地应力特征为基础，研究形成了“超密切割+均衡延伸+穿层扩体+暂堵转向+高强加砂”的湖相页岩储层体积压裂新工艺，现场试验取得了较好的效果。TY1-HF井储层的改造成功为以后国内湖相页岩水平井实施大型分段压裂改造积累了技术及现场施工经验。     

致密油水平井甜点体积压裂技术探索及实践

某油田致密砂岩油气富集,开发潜力大,但储层致密、压力系数低、天然裂缝不发育、砂体跨度大,储层改造面临裂缝启裂难、裂缝复杂程度低、加砂难度大、施工成本高及稳产难度大等问题。针对油藏地质特征及储层改造难点,试验应用水平井甜点体积压裂技术,通过水平段甜点识别、段内小缝间距分簇射孔速钻桥塞分段压裂、连续油管环空加砂压裂及高排量多液性段塞式注入相结合,保证裂缝高效起裂延展;组合应用大砂量加砂工艺与大液量缔合压裂液体系,在改善裂缝纵向及远端支撑剂铺置效果、提高裂缝导流能力的同时,实现地层增能蓄能;配合工厂化压裂作业施工,提高压裂效率、降低储层改造费用;同时择机注水补能,确保水平井投产长期有效。目前该项技术已在我厂致密油区块全面推广应用,累计在3个区块实施20口水平井,改造后水平井增产稳产效果显著提升,有效推动了我厂致密油区块整体高效开发和规模效益动用。     

牛东火山岩油藏压裂技术研究与应用

三塘湖盆地牛东裂缝-孔隙型火山岩油藏通过水平井多段压裂后,初期产量达到直井3-4倍,预计单井累计产量为直井的3倍以上。通过各种水平井压裂工艺现场试验,形成了以速钻桥塞分段分簇多级压裂为主的主体工艺技术。在研究牛东火山岩储层构造、岩性、物性参数及压裂参数对压裂后产量影响的基础上,结合压后产液剖面测试、微地震监测等技术,形成了水平井压裂参数优化设计技术、低成本低伤害压裂液技术、低成本组合支撑剂技术、压前注活性水技术及压后"关井-油水置换技术",取得了较好的火山岩油藏压裂措施效果,为油田的高效开发奠定了基础。     

水平井裸眼分段压裂工艺在大港油田的应用

针对大港油田中深部低孔低渗致密岩性储层,主要完井技术需升级改造,目前针对低渗透储层主要采用大斜度井、水平井分段压裂完井工艺,主要包括:喷砂射孔分段压裂完井、TAP LITE固井滑套分段压裂完井、电缆桥塞多簇射孔分段压裂完井、Opti-packer连续油管无限级滑套分段压裂完井。通过水平井分段压裂完井工艺现场应用实践,取得了较好的实施效果。引进与自主并存的先进技术实施提升了大港油田特殊工艺井完井的整体技术水平,但有些工艺技术的适应性还有待提高。本文针对水平井裸眼分段压裂完井工艺展开研究并进行了现场应用。     

分段压裂水平井压力动态影响因素分析

建立了分段压裂水平井不稳定渗流数学模型,利用有限元方法求得井底压力,绘制出压力动态曲线,对压力动态的影响因素进行了分析。研究结果表明:该模型的压力动态曲线分为井筒储集阶段、双线性流、裂缝附近径向流、地层线性流、拟径向流和拟稳态流等6个阶段。裂缝导流能力越强,双线性流持续的时间越短,裂缝附近径向流出现的时间越早;压裂裂缝半长越长,压裂裂缝附近的径向流出现的越早且持续时间越长;随着裂缝间距的增大,裂缝附近径向流越明显,且持续时间越长。该研究成果可为分段压裂水平井的压力动态分析和试井解释提供依据。     

特低渗油藏水平井开发效果及影响因素分析

本文主要论述了N油田V油层组水平井开发现状,利用模糊综合评判原理对水平井的开发效果进行了综合评价,并分析了储层物性,地层能量、井眼轨迹、压裂等参数对开发效果的影响,结论是V油层组水平井开发效果优于直井,整体开发效果较好,影响开发效果的根本因素是储层物性差。主要因素是地层能量不足。     

考虑非均质性的分段压裂水平井压力动态分析

建立了致密油藏分段压裂水平井不稳定渗流数学模型,利用有限元法对其进行求解,分析了分段压裂水平井的流动阶段特征,对比了不同非均质情况下分段压裂水平井压力动态曲线的特征。研究表明:非均质性主要影响压力动态曲线第一径向流、第二线性流和晚期拟径向流阶段:当压裂区域与未压裂区域的基质流度之比α小于1时,α越小,压力动态曲线越向右上方移动,压力传播到油藏封闭边界的时间越晚,且压力导数曲线在晚期拟径向流阶段呈现"下凹"趋势。当α大于1时,压力动态曲线在晚期拟径向流阶段的斜率逐渐减小,且α越大,曲线越偏下。     

水平井不动管柱水力喷射分段压裂完井工艺的研究与应用

大港油田目前针对低渗透储层主要采用大斜度井、水平井分段压裂完井工艺,主要包括:水力喷砂射孔分段压裂完井、套管固井滑套分段压裂完井、多簇射孔分段压裂完井、Opti-packer连续油管无限级滑套分段压裂完井。通过水平井分段压裂完井工艺现场应用实践,取得了较好的实施效果。引进的先进技术实施提升了大港油田特殊工艺井完井的整体技术水平,但有些工艺技术的适应性还有待提高。本文针对水平井不动管柱水力喷射分段压裂完井工艺展开研究并进行了现场应用。     

缝洞型碳酸盐岩水平井酸压改造效果分析

缝洞型碳酸盐岩储层采用水平井分段酸化压裂改造形成的人工裂缝与天然缝洞系统沟通,从而增加了水平段控制储集体个数,大幅度提高了单井油气产量。运用酸压施工曲线和井底压力变化分析该区块水平井酸压改造效果,研究了分段酸压过程中不同曲线对应的碳酸盐岩储层缝洞发育情况和分布规律,分析了人工裂缝在各段分别沟通天然缝洞系统的情况。研究对水平井水平段控制储集体类型特征有进一步的认识,并结合单井动态特征,对水平井综合分析、评价和管理以及后期开发有指导作用。     

美国Tuscaloosa页岩油储层压裂效果影响因素分析

目前水平井压裂技术越来越成熟,水平段长度越来越长,压裂段数越来越多,压裂规模越来越大,同步压裂等大型压裂工艺迅速发展,但压裂效果影响因素分析多为单因素分析。本文综合分析了美国Tuscaloosa页岩油层压裂改造长度、岩石矿物成分、射孔参数、施工参数等因素对经济可采储量的影响程度,得到影响Tuscaloosa页岩油层压裂效果各因素的主次关系为:破裂压力梯度>裂缝闭合压力>支撑剂用量>改造长度>膨胀性粘土含量>段间距>滑溜水比例。储层岩石的力学性质对压裂效果的影响最大,其次才是射孔及压裂施工参数等因素,因此对已压裂井的破裂压力梯度和裂缝闭合压力分别做等值线图,可以为优选井位提供参考,并提高压裂成功率。     

致密油压前室内实验评价标准及方法探究

我国的致密油储量丰富,作为我国能源的有效补充,其高效开发也显得越来越迫切。水平井分段压裂技术是致密油气开发的关键。由于致密油储层物性的特殊性,其压裂参数的确定目前没有测试的标准和规范。为准确获取致密油压前所需参数,在查阅国内外致密油储层压裂设计所需参数的基础上,结合我国致密油的开发实践,提出了基于储层全岩分析、岩心分析、岩石力学分析、地应力、流体性能、支撑剂性能等关键参数的测试方法,这些参数对压裂方案设计中的压裂工艺的选取、压裂材料的选择、裂缝形态的扩展等方面有着至关重要的意义,为高效开发致密油资源提供了依据。     

低渗透油藏体积压裂应用实践

M块属低渗储层油藏,直井产量递减快,注水见效差,边部储量未得到有效动用。随着长井段水平井体积压裂技术日趋成熟,大型体积压裂可以增大渗流面积、导流能力,并提高地层压力。为此,优选储层发育、油层厚度大的区块北部Ⅱ组实施水平井压裂,采用可溶桥塞分段压裂,保证压裂规模达"千方砂万方液"。实施水平井压裂5口,使区块边部170万吨边际储量得到有效动用。     

延长油田低渗透储层压裂水平井产能预测模型

低渗透储层进行大规模压裂改造是获得经济产能的主要手段,对压裂水平井压裂后产能预测具有重要指导意义。为此,基于鄂尔多斯盆地长8储层的物性特点和水平井压后裂缝的真实分布,建立了水平井多级压裂的半解析模型。根据压力叠加原理和点源函数的求解方法对裂缝进行离散,求得模型在定压力生产条件下的拉氏空间解;通过Stehfest数值反演,求得了水平井的产能。通过对水平井产能的影响因素裂缝半长、簇数、级数和裂缝的导流能力分析可知：裂缝的级数和半长对最终的产量影响较大;裂缝的簇数和导流能力对水平井早期的产能影响较大;在裂缝总长不变的情况下,裂缝的分布形态对产能的影响较小。本文的研究结果对于长8储层的压裂设计和产能评价具有重要意义。     

提高水平井射孔簇压裂效率的技术进展和效果分析

本文介绍了国外提高水平井射孔簇压裂效率的技术进展和效果分析,生产测井、光纤测试、井下微地震和示踪剂监测等方法表明水平井射孔簇压裂效率存在较大的差异和挖潜空间。结合油藏品质和完井品质的选段选簇方法,兼顾了储层的可采性和地层的可压性,强调了水平井段岩石力学性质非均质性对射孔簇压裂效率的影响,大大提高了射孔簇压裂受效率和产量贡献率。结合作业品质的暂堵转向压裂成为目前提高射孔簇压裂效率的有效手段,基于室内研究成果和现场操作经验的暂堵转向才能真正取得预期的增产效果。     

浅谈雷家致密油储层改造技术

雷家致密油储层受储层客观条件制约,前期探索实施了多项目储层改造措施,均未取得预期效果。近两年依靠水平井、体积压裂等新技术不断进步,现场实施3口水平井,均采用分段射孔、体积压裂方式进行改造,压裂整体效果得到大幅改善,但试采情况各不相同。本文通过分析3口井压裂参数与试采情况,提出符合目前开发水平的储层改造建议,为进一步提高储层改造效果提供借鉴。     

水平井多段压裂技术在大庆油田的发展与应用

水平井已成为高效开发油气的重要技术手段,大庆油田在上世纪90年代就开始了对水平井压裂技术的攻关研究,从笼统压裂到分段压裂再到多段、大规模体积压裂,压裂理念不断进步、工艺水平不断提高。近年来,围绕低渗透难采储量以及非常规致密储层的经济有效动用,逐步发展形成了双封单卡分段压裂、复合桥塞多簇射孔分段压裂、连续油管水力喷射环空加砂压裂技术。本文阐述了大庆油田水平井压裂技术发展现状,着重介绍了目前应用的三项水平井主体压裂技术,并对今后大庆油田水平井压裂技术发展方向进行了展望。     

火烧山油田筛管完井水平井压裂技术研究与应用

火烧山油田H1油藏南部物性条件差,砂体呈透镜状分布,常规井网难以有效开采,针对这一特点,共在H1油藏南部布置6口水平井进行衰竭式开采。从筛管完井水平井分段压裂技术切入,论证了火烧山油田特低渗裂缝性砂岩油藏大规模体积压裂的适应性;并开展适合筛管完井水平井改造的多级暂堵重复压裂技术研究,通过多级暂堵的方式实现对水平段段间转向,激活原有天然裂缝,产生新的人工裂缝,从而形成复杂缝网,扩大泻油面积,提高水平井产量。重点研究H1油藏南部天然裂缝发育和地应力分布对体积压裂造缝机理的影响,以及相配套的分段分簇方案、压裂参数及暂堵工艺技术。最终通过微地震监测对压裂后的储层改造程度和总SRV进行评估。