基于多井模型的压裂参数-开发井距系统优化

以变缝宽导流裂缝为基本流动单元,建立考虑井间干扰和缝间干扰的多水平井渗流数学模型,采用半解析方法求解模型,模拟多井开发平台全生命周期生产动态,分析裂缝长度、裂缝导流能力、井距、缝距等因素对生产效果的影响。在此基础上提出了以压裂规模为内部约束条件,以经济效益为外部约束条件的"嵌套式"全局优化方法来优化水平井-裂缝等钻完井参数。研究表明,不考虑约束条件时,增加裂缝与地层接触面积、降低缝/井间干扰强度、平衡裂缝与地层流入流出关系均能有效提高平台开发效果,但不存在最优钻完井参数。仅考虑内部约束条件时,存在最优裂缝导流能力和长度,但不存在最优井距、缝距。同时考虑内外部约束条件时,裂缝导流能力、裂缝长度、井距、缝距等因素间产生关联,出现参数优化空间,在压裂规模较小时宜采用小井距、宽缝距、短裂缝的水平井部署模式;在压裂规模较大时则宜采用大井距、窄缝距、长裂缝的部署模式。图14参28     

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。     

页岩气井网井距优化

基于页岩气一井一藏及工厂化作业的开发特点,一次性部署开发井是区块效益开发的关键,故合理的井网井距对于提高页岩气采收率具有重要的意义。为此,以国家级页岩气开发示范区长宁区块为例,以单井动态分析结果为依据,以"多井平台"数值模拟为分析手段,建立以基质接触面积、缝间干扰、井间干扰、裂缝—基质流入流出4种关系为核心的井网井距优化设计方法,并论证井网井距优化流程:(1)通过干扰测试分析和施工参数类比,定性判断井距范围;(2)建立以支撑剂总体积为约束的裂缝参数优化模型,形成页岩气开发井距理论分析方法,定量评价以簇为单元的主裂缝长度、间距、条数、导流能力以及裂缝穿透比,确定最优井距;(3)通过网格指数加密精细数值模拟,初步论证了下志留统龙马溪组一段采用"W"形的上下两层交错水平井部署的立体开发效果。结果表明:天然裂缝是影响井距优化的关键因素,长宁示范区天然裂缝不发育,现有压裂规模下采用300 m井距、采用"W"形的上下两套水平井部署立体开发,页岩气采收率可提高15%以上。     

玛湖地区致密砾岩油藏小井距水平井立体井网开发研究与应用

为探索玛湖地区致密油藏多层系立体井网整体压裂效果，提高油藏采出程度，在构建三维地质模型和地应力模型的基础上，通过地质工程一体化方法，开展了地应力参数三维空间展布特征研究，分析井间、簇间的应力相互干扰对整体压裂效果的影响，确定了最优簇距、缝长、布缝方式及作业顺序，确定了小井距水平井立体井网开发整体压裂优化参数。研究表明：采用立体井网模式开发，优化簇距、单簇裂缝规模，采用拉链式交叉布缝的方式，能够显著提高储层改造效果，研究区缝控储量动用程度由70%提升至90%。该研究为油层厚度大、连续性较好的叠置储层区块开发提供了借鉴。     

考虑启动压力梯度的弹性采收率计算方法及影响因素

低渗透油藏流体渗流存在启动压力梯度,应用非达西渗流理论,对不同渗流形态下考虑启动压力梯度的弹性采收率计算方法进行了分析,给出了考虑启动压力梯度的直井、直井压裂、水平井和水平井压裂4种开发方式的弹性采收率计算公式,并通过实例分析不同参数对弹性采收率的影响。研究结果表明:随着启动压力梯度的增加,4种开发方式的弹性采收率均呈线性下降,其中直井降幅最大,水平井次之,水平井压裂降幅最小;4种开发方式的弹性采收率和单位压差弹性采收率均随压差的增加而增加,前者呈线性增加,后者增幅逐渐变缓;直井压裂开发的弹性采收率随压裂裂缝半缝长的增加而增加,但增幅逐渐变缓;对于水平井压裂开发,压裂裂缝半缝长较裂缝间距对弹性采收率的影响更大,且存在最优的压裂裂缝半缝长;对于启动压力梯度较大且弹性开发的低渗透油藏,宜采用压裂的方式来提高弹性采收率。     

低渗透油藏压裂水平井井网优化方法研究

采用压裂水平井井网是开发低渗透油藏的有效手段,但此类井网的缝网参数较多,注水开发使得渗流规律与油水分布更为复杂,诸多参数存在交互作用,井网优化难度增大。针对压裂水平井缝网参数优化过程中面临的问题,按照从局部到整体,从主要到次要的研究思路,分析裂缝半长与裂缝密度对压裂水平井单井产能的影响规律;然后根据裂缝参数技术界限,以最大采出程度和净现值为目标,研究了注采井距、水平段长度、水平井裂缝半长、注水井裂缝半长、排距等缝网参数对目标值的影响规律及相应机理,得出了缝网参数的最优组合,为低渗透油藏压裂水平井网优化提供了方法和借鉴。     

压裂水平井井网优化理论与方法

针对压裂水平井井网在进行缝网优化过程中遇到的问题,从宏观角度、微观角度两方面分析了影响压裂水平井井网开发效果的主要因素,提出了首先优化井网排距与裂缝半长、其次优化井网井距与裂缝间距(水平井长度),最后对其他裂缝参数进行优化的压裂水平井井网参数优化方法.结合我国低渗透油藏实际,以采出程度为目标对线性水驱压裂水平井井网单元...     

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。     

大牛地气田大98井区水平井开发技术政策研究

大牛地气田剩余未动用储量大部分为Ⅱ—Ⅲ类低品位储量,水平井开发将是气田产能建设的主要方式。因此,优化研究多级压裂水平井开发技术政策很重要。基于多级压裂水平井数值模拟概念模型,对单井设计、压裂缝、井网和井距进行研究,结果表明:单井水平段延伸方向应垂直于最大主应力方向,水平段位于气层中部最好,压裂缝尽量穿过含气砂体并以锯齿型分布最优,平均压裂半缝长为158 m,平均压裂缝间距为112 m,采用排状交错井网最优。结合数值模拟法、动态分析法及经济评价法,确定大98井区合理井距为1 000~1 200 m,根端距为700 m。     

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。     

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。     

玛湖砾岩油藏水平井压裂井间窜扰特征与机制分析

玛湖砾岩油藏油气资源丰富，以地质工程一体化思想为指导形成的“大井丛、多层系、小井距、长井段、交错式、密切割、拉链式、工厂化”系列开发技术，已实现了百万吨级以上的年生产能力。但在实施小井距水平井、水平井体积压裂立体开发的过程中出现了不同程度的压裂井间窜扰现象，较大程度影响了钻/完井工程作业及稳定生产。为此，以理论研究与数值模拟相结合，开展了压裂窜扰机制研究及主控因素分析。研究结果表明：①根据水平井压裂井间窜扰的连通方式及窜扰特征，将玛湖砾岩油藏水平井压裂井间窜扰分为天然软弱结构发育导致的压裂窜扰、压裂缝沟通导致的窜扰和压裂扰动压力/应力扰动区连通诱发的邻井干扰3 种类型。②水平井井距是影响水平井压裂井间窜扰以及井间窜扰程度的关键因素。当水平井井距小于300 m时，研究区井间压裂窜扰发生几率大幅增大。综合考虑压裂窜扰对油藏开采的积极作用以及压裂窜扰对钻/完井工程作业、采油作业的不利影响，合理优化设计水平井井距，对砾岩油藏的安全、高效开发具有积极且重要的意义。     

水平井分段分簇压裂缝间干扰和段间干扰建模——以昌吉油田吉7井区八道湾组油藏为例

昌吉油田吉7井区八道湾组油藏开发过程中直井水力压裂的储集层改造效果有限,产能受到限制,需要开展水平井多级压裂。针对吉7井区八道湾组的地质力学特征,采用扩展有限元法编制了非平面人工裂缝扩展模型,模型考虑了多簇裂缝同时扩展时的缝间干扰和分段压裂时邻近段的段间干扰,表征了吉7井区八道湾组水平井非平面裂缝扩展特征。结果显示,段内缝间干扰会抑制中间簇裂缝半长,使得外侧裂缝的缝宽更大、裂缝半长更长;缝间干扰和簇间干扰使得裂缝扩展呈现非平面特征,在几何形态上具有一定曲率。通过与压裂施工数据和微地震监测数据对比,认为裂缝数值模拟结果与现场数据拟合程度较好,模型在目标区域的应用效果较好。在吉7井区八道湾组开展水平井多级压裂实验,单井日产油量达到了同井区直井的7.8倍,取得明显成效。     

致密油水平井压裂数值模拟及裂缝参数优化

水平井压裂是致密油藏开发的必要技术手段。为了给出致密油水平井压裂的合理裂缝参数,以大庆油田致密油储层为例,使用油藏数值模拟软件Radial-X建立模型,模拟了致密油水平井压裂生产过程。结果表明,致密油仅在井、缝附近发生渗流,水平井开发的控制范围由水平段长度和压裂改造的缝长、缝密决定。通过水力压裂的裂缝参数敏感性分析得出:裂缝导流能力增加到一定程度即可达到增加水平井产能的目的;增加裂缝数量能提高水平井产能,但是水平井多条裂缝会互相干扰,大庆油田致密油高台子储层2 km井长模型5 a的最优裂缝条数约为20条,扶杨储层5 a的最优裂缝条数约为15条;增加裂缝长度对压后生产有利,但随着裂缝长度增加,产量增加幅度会减小。     

水平缝五点井网整体压裂参数优化

整体压裂技术是低渗透浅层油藏有效开发的重要技术手段。为了对某油田B区块有效实施水力压裂增产改造,必须设计合理的参数。根据该区块浅层油层改造的实际需要,研究水力裂缝时建立两维两相的水平裂缝模型,不考虑裂缝垂直方向上流动,建立了五点井网条件下三维两相油藏数值模拟模型,研究了水平裂缝半长和导流能力对油井产量、注采条件下的采收率和最终采收率等指标的影响,优化了水平裂缝参数。研究结果表明,在该区块对于五点井网,压裂效果并非半径比和导流能力越大越好,而是存在一个合适的范围,优化的裂缝半长为25～30m,导流能力为20μm2.cm较合适。确定最优整体压裂方案,争取最少的投入获得最好的效益,实现区块整体高效开发。     

牛东火山岩油藏立体注水开发技术与应用

牛东火山岩油藏为异常低温正常压力系统的特殊油藏,具有火山喷发期次多、油藏规模小的特点。储集层裂缝发育,裂缝以低角度缝和水平缝为主;油层垂向跨度大,单层厚度大,非均质性强。油藏开发初期,采用衰竭式开采的单井产量递减率大,开展直井井组注水先导试验,邻井日产油量略有上升,注水见效程度低,水平井注水吞吐先导试验提高采收率幅度有限。针对油藏开发中存在的问题,对注水吞吐、井网调整和压裂进行不断优化,形成了水平井与直井混合立体注水开发技术,可以有效改善火山岩油藏的注水开发效果。后经推广实施,牛东火山岩油藏注水见效比例达44.4%,见效后单井初期平均日增油量为1.7 t,预计提高采收率5.7%,油藏立体注水开发取得了较好效果,可为其他同类型油藏的开发提供借鉴。     

塔中油田顺9井区超深超低渗水平井分段压裂技术

塔中油田顺9井区志留系碎屑岩油藏具有埋藏深、特低孔超低渗、隔层薄的特点,直井压裂后产量低,无法满足经济开发需要,需开展水平井分段压裂改造。通过油藏建模,对水平井裂缝条数、裂缝半长及导流能力进行了优化;在地应力剖面特征分析基础上,采用三维压裂软件对缝高影响因素进行了量化分析,并提出了具体的控缝高措施,形成了该区水平井分段压裂技术 顺9CH井分段压裂后平均日产油达到l4．8 t／d,对释放该区产能具有重要意义。     

基于经济效益评价的页岩油水平井加密调整参数优化——以鄂尔多斯盆地XAB油田长7页岩油藏为例

鄂尔多斯盆地XAB油田位于陕西省定边县境内,主要目的层为上三叠统延长组长7段,长7页岩油藏储层致密,且广泛发育高角度天然裂缝。该页岩油藏自2011年以来采用水平井滚动建产和开发,存在采出程度低和采油速度低的问题。近年来,为探索页岩油高效开发方式,在水平井开发区开展井间加密调整试验,取得较好的增油效果。根据前期加密调整试验认识,在充分考虑研究区天然裂缝特征的基础上,建立“基质—裂缝”双重介质数值模型,对不同生产年限的水平井开发区开展加密调整参数优化研究,研究的主要参数为加密时机、布缝方式、水平井井距和水力裂缝半长。共设计76套加密调整方案,模拟计算评价期内各方案累计产油量,利用财务现金流方法,计算不同方案的财务净现值率并排序优选出具有经济效益的方案。研究结果表明：（1）随着水平井区生产年限的延长,在水平井井间进行加密的效果会减弱。（2）水平井交错布缝方式要优于对称布缝方式。（3）不同加密时机条件下,最优加密调整参数也不相同：加密时机为2～10年时,最优加密井距为260m,最优水力裂缝半长为140～180m。以此为依据,对XAB油田长7页岩油藏水平井开发区开展水平井加密调整设计,加密调整后...     

乌南油田乌5区块整体压裂优化设计

建立了垂直裂缝井三维两相油藏数值模拟模型,对乌南油田乌5区块反九点井网进行了整体压裂优化设计。模拟结果表明,注水井压裂是提高区块油井产能的关键;边井应适当增加缝长;角井应注重提高导流能力而不宜压长缝。用正交方法设计不同压裂参数组合条件下的开发方案,优选出开发10年经济效益最好的裂缝参数组合:注水井和角井半缝长为59.4m、边井半缝长为89.1m、裂缝导流能力为30μm2·cm。整体压裂技术在现场应用效果较好,为乌5区块的经济高效开发提供了技术保证。     

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。