水平井多级多缝加砂压裂技术研究与应用

川西低渗透气藏存在异常高压、储层品质差、气井控制半径小、产量递减快、气藏整体采收率低等问题,难动用储量占有较大的比例.直井开发效益差,无法实现效益开发.水平井分段压裂开发是低渗透气藏实现提高单井产能的重要手段.文章在水平井分段压裂适应性分析及人工裂缝参数优化的基础上,针对川西低渗透气藏工程地质特征,通过对工具改进和工艺的优化,创造性的将常规水平井分段压裂与限流压裂技术相结合,形成水平井多级多缝加砂压裂工艺.XS21-4H和XS21-11H井等14口井的现场试验对比结果分析表明,多级多缝压裂工艺在节约施工成本的同时,大大提高了加砂压裂改造效果,单井最高增产倍比达到6.7倍,经济效益显著,具有较好的现场推广价值.     

川西地区小井眼水平井多级压裂技术研究及应用

水平井多级压裂技术是提高致密砂岩气藏单井产能和气藏整体采出程度的有效手段。川西致密砂岩气藏水平井具有井眼小、位垂比大等特点,压裂管柱下入难度大,压裂改造级数受限,实施套管水平井大规模多级数压裂的难度极大。通过改进套管封隔器结构、优化压裂施工管柱,管柱下入井筒顺利,并优化了射孔方式和多级多缝压裂施工参数。该水平井多级压裂技术的应用增加了川西小井眼水平井的压裂改造级数,保证了套管水平井大规模多级压裂的顺利实施。     

大牛地气田分段多簇缝网压裂技术

针对大牛地气田储层品质逐渐变差,现有水平井分段压裂技术无法有效扩大储层改造体积,从而影响气井产能释放的问题,结合大牛地气田储层地质特征,按照缝网压裂理念,文中开展了大牛地致密砂岩储层缝网压裂可行性分析,进行了水平井分段多簇压裂射孔参数优化、缝网裂缝参数优化及施工参数优化研究,形成了一套适用于大牛地气田致密气藏的缝网压裂技术,确定了大牛地致密砂岩气藏水平井分段多簇压裂合理簇间距及裂缝参数等。该技术在大牛地气田现场应用2口井,平均单井产量较邻井提高了51%,无阻流量较邻井提高了50%,增产效果明显。     

低渗透气藏多级压裂水平井稳态产能模型

致密砂岩气藏储层物性差,需要采用水平井配合多级水力压裂技术进行开发,为此,对低渗透气藏多级压裂水平井稳态产能模型进行了研究.首先,由渗流力学基本原理,建立单条裂缝水平井等效井径模型;然后,运用叠加原理,建立了耦合水平井段管流动态的多级压裂水平井稳态产能模型,在Visual Studio 2008 C#编程环境下,对模型进行了求解,获得了多级压裂水平井产量及压力分布.在此基础上,对多级压裂水平井稳态产能的相关影响因素进行了分析,认为缝长是影响低渗透气藏产能的主要因素,而裂缝导流能力对其影响不大.通过矿场实例,计算得到西部某气藏压裂水平井单井产能为11.357× 104 m3/d,与实测产能误差为15.7％,验证了计算结果的准确性.该井在压裂施工中应尽可能提高缝长,以获得更好的增产效果.     

致密砂岩气藏水平井细分段适应性分析

水平井分段压裂是致密砂岩气藏开发的有效手段,数值模拟表明,缩短缝间距,可以大幅度降低油气流动压差,从而提高单井产量。随着储层品质变差,川西沙溪庙组气藏常规分段(缝间距80~100m)效果变差,采出程度低。在地层压力不同的区域,采用自主研制的不动管柱不限级数滑套分段工具,试验了水平井细分段、拟体积压裂改造。不动管柱分段数最多达到20段,平均段间距为46.3m,平均入地液量为2 775.6m~3。压后对比表明,高压气藏压裂效果好,生产相同时间,较常规分段井累计产量高,稳产好;但常压气藏压后压力降落快,返排困难,压后效果差。对此,结合岩心伤害实验分析了常压气藏压后效果差的原因,认为长时间、大液量施工,对储层渗透率伤害大,同时常压储层地层能量低,滤失到储层的液体难以返出,是导致该类气藏细分段、拟体积压裂返排困难,压后效果差的主要原因。建议致密砂岩常压气藏,不采用水平井细分段、大规模拟体积压裂改造;高压气藏可以推广应用。研究为类似气藏开发提供了借鉴。     

川西及川东北气田完井技术应用现状及展望

通过分析川西致密砂岩气藏及川东北碳酸盐岩气藏在完井工程所面临的技术难题,总结近年来的科研攻关成果和实践经验,获得了川西及川东北气田完井的技术思路.针对川西中浅层多层系、单井产能低、部分地区压裂施工难等问题,形成了多层压裂、低伤害大型压裂、定向射孔等中浅层压裂完井投产技术;针对川西深层裂缝性气藏勘探开发程度低导致完井存在较大风险以及裂缝性储层保护等问题,形成了裂缝性气藏动态完井与储层保护改造技术;针对川东北高温高压含腐蚀介质气藏,形成了以地面安全控制、射孔-酸化-测试联作、完井管柱优化为核心的高温高压含腐蚀介质气井完井测试技术.     

重复压裂工艺在川西致密低渗气藏中的应用分析

川西新场气田蓬莱镇组气藏储层致密,渗流条件差,所以多数气井必须在投入开发前进行压裂改造。由于压裂增产有效期一般少于3a,这对提高气藏采收率极为不利。针对这种情况,开展了气井重复压裂工艺技术的理论计算和现场应用研究,现在已经初步形成了一套包括储层评估、重复压裂潜力井优选、重复压裂造缝机理研究、优化重复压裂施工及配套工艺和压后评估为特点的气井重复压裂技术体系。经过现场试验,重复压裂技术可以在川西致密低渗气藏取得较好的效果。该技术有效提高川西地区各气藏的开发水平,同时也为类似的致密碎屑岩气藏开发提供有益的指导。     

水平井分段压裂技术在中江气田的应用

针对中江沙溪庙气藏储层地质特征和压裂改造难点,开展了水平井分段压裂工艺、参数优化、压裂液体系及配套措施研究。现场应用23井次,施工成功率100％,平均单井产量达到直井的8倍以上。现场应用结果表明：研究形成的系列水平井分段压裂技术可满足中江沙溪庙气藏改造的需要,为中江气田的高效开发提供了有效的技术手段。     

低渗透气藏水平井分段压裂分段优化方法研究

水平井分段压裂已成为低渗透气藏高效开发的重要方式,针对储层非均质性强及天然裂缝分布复杂导致压裂效果差的问题,采用四维影像裂缝监测技术,建立了基于测录井曲线的应力薄弱识别方法,并引入应力薄弱发育评价参数K_tr,结合水平井段储层发育特征对分段参数进行优化,从而充分改造应力薄弱段。研究结果表明:在高于K_tr截取值的井段,四维影像监测出起裂的裂缝条数多于设计值,同时压裂后产能高于平均水平。因此,能够应用K_tr值结合水平井段储层发育特征优化水平井分段压裂间距,对改进低渗透气藏压裂段划分方法,提高改造效率与采收率具有重要作用。     

吉林油田致密油藏同步体积压裂技术实践

松辽盆地南部致密油储层致密,单井无自然产能。直井采用常规水力压裂后难以达到效益开发,因此需转变开发模式,开展储层改造技术攻关和现场试验,提高致密储层改造体积及单井产能,实现经济有效开发。针对吉林油田扶余致密油藏,在精细地质研究、储层力学分析和体积压裂工艺评价的基础上,应用平台水平井组开发模式,结合同步体积压裂的体积改造及配套技术,根据大型有限元软件ABAQUS模拟结果,优化同步体积压裂施工方案,在R53区块进行现场试验,获得了高产工业油流,试采产量是同区块直井的4~10倍,为此类致密油藏经济效益动用提供了技术支撑。     

建南构造致密砂岩气藏水平井多级压裂现场实践——以建密HF-1井为例

为落实建南构造致密砂岩气藏须家河组须六段水平井单井产能、获取须六段致密砂岩储层流体性质,江汉油田在建密HF-1井开展了裸眼水平井6级压裂,最大限度增加水平井筒与气藏接触面积,提高储层动用程度。该井采用裸眼封隔器滑套6级大规模压裂技术,成功实施压裂改造,表明了致密砂岩气藏水平井应用裸眼完井具有明显的技术优势,为建南须家河组致密砂岩气藏水平井压裂开发提供了有力的技术支撑。     

涪陵焦石坝地区页岩气水平井压裂改造实践与认识

水平井缝网压裂技术的应用大幅提高了涪陵焦石坝地区试验井组产量,促进了我国页岩气商业开发。在分析区块页岩储层构造及地质特征基础上,通过岩石力学参数测试和岩石矿物组分分析,评价了储层岩石脆性及其可压性。根据焦石坝地区五峰组-龙马溪组含气泥页岩段页岩有机质类型好、含气量高、脆性指数高的特点,以“复杂缝网+支撑主缝”为改造主体思路,增大页岩储层的改造体积为目标,优选了压裂材料,优化了压裂设计及配套工艺,确定了试验井组压裂改造工艺技术方法,形成了适用于涪陵焦石坝地区的页岩气水平井分段压裂改造技术。经过26口井的现场实施,效果显著,压裂井均获得了较高产能,平均单井无阻流量10.1×10⁴~155.8×10⁴ m³/d,证实了以“复杂缝网+支撑主缝”为改造主体的页岩气水平井分段压裂技术的有效性,为我国页岩气压裂改造积累了经验。     

大牛地气田盒1段气藏水平井分段压裂工艺研究与实践

针对大牛地气田盒1段气藏低压、低渗、储层品质差、气井控制半径小、单井无法经济有效建产、储量动用率低等问题,采用中长水平段+三维地震预测+分段压裂设计优化及管外封隔分段压裂工艺技术实现了盒1储层的有效建产,通过现场应用效果对比表明,水平井施工成功率达到99.2%,措施有效率93.3%,压后产能达到直井产能的5.2倍,实现了难动用储量的高效开发,为大牛地气田盒1段气藏的有效动用提供了技术保障。     

中江气田沙溪庙组气藏高效开发关键技术研究与应用

针对中江沙溪庙组气藏储层微裂缝发育、破裂压力高、加砂风险大、返排困难、储层伤害严重、增产效果差等难题及水平井加砂压裂本身存在的难点,开展了水平井"优化射孔、支撑剂段塞、粉陶降滤、纤维防砂、降低储层伤害、优化施工参数"等针对性的工艺技术研究,并现场应用23井次,施工成功率达100%,平均单井产量达到直井平均单井产量的8倍以上。表明,这一水平井分段压裂集成工艺技术能满足中江沙溪庙组复杂气藏改造的需要,是中江沙溪庙组气藏的高效开发的重要技术手段。图5表3参3     

庆深气田水平井多级压裂排液试气方法研究

低渗透储层水平井多级压裂增产技术可以进一步提高流动效率和单井产能。以庆深气田多级压裂水平井为例,分析了影响返排率的主要因素和渗流机理,优化了工作制度的制定方法,形成了庆深气田水平井多级压裂压后排液试气规范标准,建立了不稳定试井方法,为气藏试采和开发提供了依据,对指导生产具有重要意义。     

川西沙溪庙组气藏水平井多级多簇压裂管柱优化

为满足水平井压裂分段数增加的需求,在川西沙溪庙组气藏开展了水平井多级多簇分段压裂工艺研究和现场试验。通过综合考虑水平井多级多簇压裂施工压力和水平井临界携液流量,对川西沙溪庙组气藏多级多簇压裂水平井压裂管柱结构进行了优化,优化结果为多级多簇压裂水平井采取φ88.9 mm+φ73 mm组合管柱。通过计算分析表明,多级多簇压裂水平井组合管柱可以同时兼顾压裂大排量的施工和水平井排水采气需求。     

应用水平井技术高效开发低渗气藏实践——以磨溪气田雷一~1气藏为例

磨溪气田雷一1为受背斜圈闭控制的层状孔隙性低渗气藏。为了有效动用该区西端低渗难采储量,提高油田采收率,开展了以提高单井产能为目的的水平井先导试验并取得较好效果。通过规模应用并逐步形成了水平井井位目标优选、靶体参数优化、随钻地质导向和水平井储层改造等配套特色技术。这些技术有效提高了单井产能,并提高了气藏中部采收率,实现了雷一1气藏高效开发,为同类气藏高效开发提供了经验。     

胜利油田致密油储层体积压裂技术及应用

胜利油田致密油储量丰富,储层埋藏深、物性差、岩性复杂,常规压裂后产量低、递减快,开发效益差。通过技术攻关和配套完善,形成了适合于致密油储层的组合缝网压裂等压裂新工艺,在提高改造体积的同时,大幅度提高裂缝导流能力,提高压后效果,并针对纵向多层系油藏特点,形成了水平井多级分段压裂和直斜井多级分段压裂两类改造模式;研发了可以在线连续混配施工的速溶型低浓度瓜尔胶压裂液体系,以及可与地表水、热污水混配、可回收再利用的乳液缔合型压裂液体系,有效解决了大规模连续施工压裂液的配置、水源等问题;同时完善了井工厂实施模式和裂缝监测技术。应用该技术成功开发了Y227、Y22、Y104等致密油区块,大幅度提高了单井产能、延长了有效期,提高了区块开发效益,带动了一批难动用储量投入有效开发,大幅提高了胜利油田致密油藏经济有效动用程度。     

基于体积源的分段压裂水平井产能评价方法

水平井裸眼和固井分段压裂技术已大量应用于低渗透气藏的开发,其产能评价方法是评价压裂效果和提高压裂设计水平的关键。为此,针对裂缝性低渗透气藏,采用体积源的思想建立相应的基础渗流模型,通过正交变换法求取常流率时体积源函数,并根据Duhamel原理推导了变流率时的计算方法;结合人工裂缝内流动压降并根据叠加原理分别推导出裸眼、固井分段压裂水平井的产能评价方法;最后通过现场实例及经典理论模型验证了产能评价方法的正确性,以及储层物性和人工裂缝参数对于两者产能的影响。结果表明:①裸眼、固井分段压裂水平井发挥了水平井段的生产作用,它具有较高的产能;②两者之间的差别受到储层物性和分段压裂参数的影响;③在储层物性差、压裂规模大时,裸眼、固井分段压裂水平井之间产能的差别变小。该成果对于低渗透气藏分段压裂水平井的分段压裂参数设计和压后效果评价具有重要的应用价值,也为分段压裂工艺的选择提供了理论依据。     

鄂尔多斯盆地低渗透致密砂岩气藏水平井分段多簇压裂布缝优化研究

鄂尔多斯盆地杭锦旗区块属于典型的低渗透致密砂岩气藏,水平井分段压裂是最有效的增产改造方式。水平井分段多簇压裂裂缝布局对于压裂后产能具有重要影响,为使水平井压裂后产能最大化,运用位势理论和势叠加原理,考虑缝间干扰、启动压力梯度、耦合储层渗流与裂缝流动,建立低渗透致密砂岩气藏压裂水平井非稳态产能预测模型,利用该模型可以同时计算平直裂缝以及弯曲裂缝的产能。以杭锦旗区块锦58井区盒3层为例,利用正交设计方法研究了压裂段内不同裂缝簇数条件下裂缝参数对水平井压裂产能的影响规律。结果显示,每段3簇裂缝以及4簇裂缝所得结果一致,即裂缝参数对压裂产能的影响由强到弱依次为总裂缝半长、缝长比、裂缝导流能力、间距比,推荐在该区块采用"U"型布缝以及非均匀布缝模式。