榆树林油田东18井区水井裂缝参数的优化

针对大庆榆树林油田水井压裂方案存在的问题,根据东18井区油藏地质和现有开发井网与裂缝方位,采用eclipse油藏模拟软件和“等效导流能力”方法,进行了多参数下压裂增产增注的油藏模拟计算与分析.结果显示,在储层有效渗透率分别为0.1×10-3,0.3 ×10-3,0.5×10-3和0.8 ×10-3μm2时,水井裂缝长度分别为50.0,37.5,30.0和20.0 m,一类油井分别为80,70,60和50 m,二类油井分别为120,100,90和80 m,三类油井分别为100,90,80和70 m;油、水井裂缝导流能力在20～ 30 μm2·cm.低渗油藏水井裂缝长度应严格控制,以免水窜,要求的导流能力相对较低.模拟井组优化的水井裂缝参数可为榆树林油田水井压裂施工方案提供参考.     

榆树林油田树2井区整体压裂裂缝参数优化

针对榆树林油田压裂方案存在的问题,根据树2井区块储层特征和现有开发井网与裂缝方位,采用等效导流能力方法,进行了多参数整体压裂数值模拟。结果显示,在储层有效渗透率分别为0.05×10~(-3)μm2,0.1×10~(-3)μm~2,0.2×10~(-3)μm~2和0.3×10~(-3)μm~2条件下,边油井最优穿透比分别为0.6,0.5,0.4和0.3,角油井分别为0.8,0.8,0.6和0.5,水井裂缝长度分别为0.4,0.4,0.3和0.3;油、水井裂缝导流能力为25~30μm~2·cm。低渗油藏水井裂缝长度应严格控制,要求的导流能力也较低,以免油井见水过早。     

tNavigator油藏数模软件在低渗油藏压裂优化中的应用

低渗透油藏油井常采用水力压裂方式进行投产,通过改善井筒周围储层的渗流能力,从而提高油井产量。在油藏数值模拟中应用等效裂缝、局部网格加密等方法模拟裂缝时存在油井指标拟合精度低、油藏整体压裂优化效果差等问题;应用t Navigator油藏数值模拟软件的压裂模拟功能,不仅提高了S低渗透油田压裂井开发指标的拟合精度,而且优化了合理裂缝半长为60 m~90 m。当裂缝半长为60 m时,合理井距为150 m。     

五点井网注水井压裂裂缝参数对油井产量的影响

根据五点并网整体压裂特点,建立了考虑注水井导流能力沿裂缝变化和导流能力随时间失效的产量预测模型,模型更符合实际情况。使用该模型计算注水井压裂对相邻油井的产量影响情况,从而优选出注水井裂缝参数。同时,计算模型考虑了注水井裂缝和附近地层的渗透率伤害对油井产量的影响．也考虑了注水井裂缝和地层相对渗透率不同对油井产量的影响,结果表明：裂缝和地层伤害．以及裂缝和地层相对渗透率不同会严重影响油藏的采收率。     

低渗透油藏分段压裂水平井布缝方式优化

为提高压裂改造效果,须优选出合理的裂缝参数。目前国内外优选裂缝参数时,只对裂缝务数、长度、间距、导流能力进行优化研究,没有考虑水平井裂缝布放方式对压裂水平井产能和含水率的影响.为此,文中以某低渗透油藏七点注采井网单元为例．采用数值模拟方法,在水平井分段压裂裂缝参数单因素分析基础上进行水平井布缝方式优化研究,评价了裂缝参数时井网单元开发指标的影响,最后优选出合理的水平井分段压裂裂缝参数。研究结果表明：考虑注水井的影响,为避免水突进,水平井布缝时,裂缝要错开注水井排布,靠近注水井的裂缝要短些,可以不等间距、不等长度排布,在获得较高产能的同时保证含水率也较低：合理的水平并布缝方式可提高单井产量和区块采出程度,使含水率上升缓慢,可提高水平井分段压裂改造效果和经济效益．该研究为同类油藏压裂施工设计提供了有效依据。     

乌里雅斯太油田太27断块整体压裂数值模拟

乌里雅斯太油田太27断块属于典型的低渗透油藏,经过压裂改造后才具有一定的生产能力。为了优化太27断块的整体压裂参数,在考虑启动压力梯度的非达西渗流模型和整体压裂数学模型的基础上,采用数值模拟对生产井进行了历史拟合以验证模型的可靠性,并对乌里雅斯太油田太27断块反九点井网进行了整体压裂优化设计,分析了不同裂缝缝长比和导流能力对油井产能的影响。同时采用正交设计方法,设计了不同裂缝参数组合下的开发方案并进行优化。模拟结果表明,适合太27断块的裂缝参数为水井半缝长44 m,水井导流能力10 D·cm,边井缝长比0.3（半缝长66 m）,角井缝长比0.45（半缝长99 m）,角井导流能力为20 D·cm。在给定的井网条件下,裂缝缝长和导流能力存在最优值且并非越大越好,为其他低渗油藏区块整体压裂方案的设计提供技术参考。     

长6特低渗透油藏重复压裂复杂缝网参数优化

直井体积压裂作为一种新型、高效的开发方式,对重复改造储层快速增产有重要意义。基于特低渗油藏菱形反九点井网,建立了考虑初次压裂裂缝时变性和重复压裂复杂缝网特征的研究井组模型,应用数值模拟方法,根据剩余油分布结果优选重复压裂潜力井,并采用正交试验方法进行缝网参数的优化设计。结果表明:主裂缝导流能力对增产效果影响显著,其次为主裂缝长度和次裂缝导流能力,缝网宽度和次裂缝间距影响程度较小。在实际井网、井距和压裂工艺所限制的范围内,当主、次裂缝导流能力分别为25μm2·cm、3μm2·cm,主裂缝长度为290 m,缝网宽度、次裂缝间距分别为100 m、30 m时,开发效果最好。研究结果不仅为长6特低渗透油藏重复改造提供了理论基础,而且对同类油藏重复压裂缝网优化设计具有重要的借鉴价值。     

江苏油田低渗透油藏压裂效果影响因素研究

为改善江苏油田低渗油藏开发效果,在明确低渗油藏压裂效果影响因素及评价方法的基础上,结合油藏数值模拟技术,对通过实施压裂改造的江苏低渗、特低渗油藏开展了压裂效果影响因素研究.分析和研究了油藏渗透率、有效厚度、含水率等参数对油井及水井压裂效果的影响规律.结合正交设计方法,明确了不同因素对压裂效果的影响程度.研究结果表明:对...     

低孔特低渗储层压裂改造数值模拟

为改善西山窑油藏的整体压裂效果,通过整体压裂数值模拟研究,得到了如下的裂缝优化参数:裂缝方位0°为最有利的裂缝方位,裂缝方位45°为最不利的裂缝方位;在裂缝方位最优条件下,最优的裂缝长度为70～105 m;裂缝的导流系数20～40Dc.cm最为合适.研究结果可为西山窑油藏整体压裂工艺的实施提供理论指导,具有重要的现实意义.     

玛131井区低渗透砂砾岩油藏水平井优化设计研究

根据玛北油田玛131井区特低渗透砂砾岩油藏特征,综合油藏工程、数值模拟、经济评价等方法和手段,优化了水平井井网、人工缝网、水平段长度等关键开发参数,形成了特低渗透砂砾岩油藏水平井分段压裂开发优化设计技术。研究结果表明：该区宜采用类五点法井网,合理的裂缝穿透比为0.4,人工裂缝半长为140～160m,合理井距为350～400m;水平井合理水平段长度为1600m左右;人工裂缝方向应垂直于水平段方向,合理的裂缝间距为80～100m,最优的裂缝导流能力为40um²·cm;在裂缝总长度一定时,采用两端裂缝长、中间裂缝短的不等长裂缝压裂时,采出程度相对较高。研究结果为该区油田开发方案的编制和同类油藏的有效开发提供一定的借鉴意义。     

页岩气体积压裂缝网模型分析及应用

对低渗透页岩储层进行体积压裂改造以形成复杂裂缝网络是获得页岩气经济产能的关键,压裂改造体积和缝网导流能力是评价体积压裂施工效果的关键指标,同时对压裂优化设计、压后产能预测及经济评价也具有重要意义。为此,在分析页岩气体积压裂特点的基础上,对两种主要页岩气体积压裂缝网模型的假设、数学方程及参数优化方法进行了比较分析,并结合美国Marcellus页岩区块现场参数对页岩储层压裂方案进行了优选。结果表明：离散化缝网模型及线网模型均能有效表征复杂缝网几何特征,模拟缝网的扩展规律和缝网中压裂液流动及支撑剂运移,获得缝网几何形态参数,可优选压裂施工方案;天然裂缝发育的页岩层是体积压裂改造的重点,水平地应力差越小则越易形成复杂缝网,施工排量越大,压裂液泵入总量越大,则储层改造体积范围越大,缝网导流能力越高,页岩气产能就越高。     

超大型酸压工艺技术在重复酸压中的应用

酸压工艺是塔河油田碳酸盐岩油藏勘探开发核心技术之一,但由于受多种因素的影响,有近半数的井经过一次酸压仍不能获得工业油气流或仅获得较低的产能.常规重复酸压技术由于存在入井液量规模小、压裂液滤失严重等问题,导致措施有效率低,而超大型酸压工艺通过增加酸压液体用量及施工排量,可进一步提高造缝长度,突破第一次酸压作用范围,提高重...     

天然裂缝性储层压裂液滤失的数值模拟研究

针对目前压裂液滤失计算模型均假设压裂液活塞式地驱替油藏流体作一维流动的局限性,考虑压裂液在裂缝性储层中沿人工裂缝长度方向和宽度方向作二维流动,利用双重介质的相渗理论,建立了二维二相双重介质滤失数学模型,给出了数值求解方法,以模拟实验条件下难以测试的滤失过程,对于了解裂缝性储层的滤失性能具有重要的意义.实例计算表明,处理后的数值模型易于求解,可用于双重介质压裂液的滤失计算;压裂液滤失带中存在明显的两相流动区域,在压裂液滤失数值模拟时应考虑压裂液和油藏流体的两相流动;传统的一维模拟方法由于没有考虑压裂液沿裂缝侧向的流动,计算的滤失速度偏小.     

用人工神经网络技术优化压裂用砂量

以BP网络模型为基础,以地层渗透率、孔隙度、油层厚度、压裂砂量、砂比、施工排量和工作压力等影响压裂效果的主要参数作为输入参数,对某油藏实际的投产压裂井的数据进行训练学习,并由训练计算得到的权重系数,对油藏的压裂施工参数进行计算,得出用砂量和压后产量的关系曲线,以此为依据优化压裂用砂量。     

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。     

川西马井气田JP3气藏压裂改造技术及应用

针对川西地区马井气田JP3气藏渗透率低、埋藏深、地层压力高、砂体厚度小等储层特征,通过对压裂液配方中稠化剂、交联剂及破胶剂的优选、压裂施工工艺技术以及裂缝强制闭合技术的研究等技术措施,提高了马井气田JP3气藏储层压裂改造的有效率.现场应用于7口井、10个层的加砂压裂改造,施工成功率100%,改造有效率100%,单井压裂改造后平均获得天然气无阻流量为10.92×104 m3/d,累积获得天然气无阻流量76.44×104 m3/d,增产倍比及投入产出比显著,获得了良好的经济效益,为提高川西地区的天然气产量做出了积极的贡献.     

有限厚度地层中水平缝滤失计算模型研究

压裂液向地层的滤失速度是压裂设计和压后评估分析时确定裂缝几何尺寸最关键的因素之一.现有的水平缝滤失计算模型是针对均质储层而建立的,不能用于裂缝性储层压裂液的滤失计算.基于裂缝性储层的流体渗滤理论,建立了有限厚度裂缝性地层中通过水平缝的压裂液滤失模型,采用付氏正交变换原理对模型进行求解,获得了便于实际应用的解析解.应用表明,裂缝性油藏水平缝滤失速度随滤失时间而降低,但等效的综合滤失系数却随滤失时间的增加而增加.采用滤失速度与滤失时间的平方根成反比的经典滤失理论计算水平缝中受净压力影响的压裂液滤失速度会带来较大误差.论文模型和计算结果对于水平缝的压裂设计具有一定指导意义.     

致密砂岩油藏体积压裂技术适应性评价及压裂参数优化北大核心CSCD

目的针对鄂尔多斯盆地南区延长组长6致密砂岩油藏前期常规改造未获得有效突破,单井产量提高不明显的问题,探索复杂缝网体积压裂技术对区块致密油藏的改造效果。方法基于储层地质特征及岩石力学参数,评价了长6储层脆性指数及体积压裂可行性。分析了近井压裂裂缝起裂压力、起裂方位,明确了逼近角和水平应力差两个因素对远井压裂裂缝遇到天然裂缝的延伸规律。模拟研究了压裂设计参数对压裂裂缝形态及改造体积的影响,并优化了压裂设计参数。结果优化后的压裂设计关键参数为压裂规模为1000 m^(3)、设计排量为8.0~10.0 m^(3)/min、滑溜水前置液比例为30%、加砂强度为13%~15%,在此条件下更易获得最优储层改造体积和较高的导流能力。结论提出了适用于研究区块长6致密砂岩油藏复杂缝网体积压裂适应性评价和体积压裂设计参数优化方法,为复杂缝网体积压裂技术的应用提供了理论依据和现场指导建议。     

强水敏低渗砂砾岩油藏压裂技术应用研究

新疆油田288断块低孔低渗储层属辫状河流沉积砂砾岩,必须采取压裂改造才能有效开发。试注资料显示本区储集层存在强水敏性。在288断块储层特征分析的基础上,有针对性地开展了储层敏感性实验、压裂液性能测试、岩石力学及支撑剂嵌入测试等室内评价实验,并对该断块前期压裂井进行了评估分析,为后续压裂设计提供了重要依据。开展了压裂裂缝规模优化研究,以长期采收率和压裂初期采出程度为主要的评价指标,优化了288断块的压裂裂缝规模。在室内实验和理论研究的基础上,特别是为解决油藏的强水敏性和低温压裂的破胶问题,提出了直接采用稠油作为携带液的原油压裂工艺技术。依据压裂优化方案原则,现场实施近20口井取得了良好的增产效果,为解决强水敏地层压裂改造提供了新的技术思路,对类似油藏的压裂具有指导意义。     

页岩气探井测试压裂方案设计与评价

由于各探区页岩气成藏条件、岩性、物性、含气性和有机地化指标等存在差异,具体压裂方案也大不相同。为正确认识压裂目的层的地质特征、明确主压裂设计目标,探井在正式加砂压裂之前有必要先进行测试压裂。在对比某页岩气探井(A井)关键地层参数指标与美国页岩气开发成熟参数指标的基础上,分析了页岩层可压性条件,提出了测试压裂具体设计思路及方案,并对测试压裂监测结果进行了系统解释与评价。分析评价可知,页岩气井测试压裂所需排量和用液量高于常规测试压裂设计水平;通过分析测试压裂,除了可以得到大量关于主压裂设计施工所需的地层压力、渗透性、闭合应力、裂缝起裂及扩展行为等参数信息外,还可用来判断页岩可压性和网络裂缝形成条件。