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。     

致密砂岩油藏水平井多簇压裂技术提高采收率研究及应用

泾河油田常规水平井分段压裂技术改造后初产低、递减速率快的问题。为此,从如何有效沟通天然 裂缝出发,以最大限度地提高压裂改造效果为目标,提出了水平井多簇压裂技术,该技术具有储层改造体积大、裂 缝区带宽、可有效提高沟通天然裂缝的几率等优点。最终确立了适合泾河油田长８油藏的水平井分段多簇压裂技 术。现场试验１２口井１１８段２１１簇,平均初产达８．２ｔ／ｄ,相比单簇提高了３．４倍,投产３个月后平均产量６．１ｔ／ｄ, 相比单簇压裂提高了３．８倍,增产效果明显高。水平井多簇压裂技术最大限度地提高了泾河油田长８油藏改造体 积,对致密低渗砂岩油藏的高效开发具有一定推广价值。     

泾河油田致密低渗油藏水平井重复压裂技术

泾河油田致密低渗油藏受储层物性差、非均质性强,以及注水驱替系统难以建立等因素的影响,部分水平井产量递减快、采收率低.重复压裂面临工艺优选、新缝开启与老缝延伸、储层保护等难点.文中研究了初次改造不充分的水平井油藏压力和剩余油分布特征,利用重复压裂与补充地层能量相结合的水平井储能压裂技术,优化重复压裂施工参数,优选压裂液体系和配套压裂管柱,形成增大储层改造体积、补充地层能量、提高油水置换效率的一体化水平井重复压裂技术.在泾河油田致密低渗油藏X井开展重复压裂,优化重复压裂6段16簇,水平段加砂强度和进液强度分别为1.3,15.4 m3/m,是初次压裂的4.2倍和9.1倍,有效改造体积为1.76×106m3.此项技术可为同类致密低渗油藏重复压裂改造提供参考.     

工程参数对致密油藏压裂水平井产能的影响

中国陆相致密油藏储层物性差,非均质性强,大规模体积压裂往往形成复杂的缝网结构,次级裂缝对产能的影响有着不可忽略的影响。为此,利用数值模拟方法,通过局部加密网格的方法,设计包含主裂缝和次级裂缝的椭球形缝网,对新疆X油田致密油藏在经过大规模体积压裂后的单井生产动态进行模拟,分析压裂水平井的产能影响因素。结果表明,水平井单井产能随水平井段长度、压裂规模、储层改造体积、缝网复杂程度和裂缝导流能力的增加而增大,但增幅越来越小,均存在一个最优范围。利用正交试验法,将工程参数对产能的影响程度进行排序,发现对致密油藏压裂水平井产能影响程度由大到小依次为储层改造体积、压裂规模、缝网复杂程度、水平井段长度和裂缝导流能力。     

低渗致密油藏水平井缝网压裂裂缝参数优化

水平井缝网压裂在提高低渗致密油藏水平井产能、延长稳产时间方面发挥了重要作用。目前,针对低渗致密油藏缝网压裂裂缝参数优化的研究还很少,且普遍没有考虑储层的低渗特点。为此,文中考虑了启动压力梯度和井筒摩阻的影响,采用Eclipse数值模拟工具,建立了缝网压裂的模型;并运用正交试验设计优化思路,以黄陵长6浅层低渗透致密储层为基础,开展了水平井缝网压裂裂缝参数优化研究;分析了缝网特征对缝网压裂改造效果的影响,为缝网压裂裂缝参数优化提供了一套完整思路。黄陵地区现场应用了11口井,均取得了良好效果,为低渗致密油藏水平井缝网压裂设计提供了有效指导。     

泾河致密油藏水平井速钻桥塞分段改造实践

泾河油田储层埋藏浅,储隔层应力差小,给压裂改造带来较大难度,前期采用水平井裸眼管外封隔器压裂工艺,取得了一定的改造成效,但该工艺为预置管柱完井,具有不适应后期改造的缺陷。为解决这一问题,将完井方式变更为套管固井。针对泾河油田储层压裂改造难点,对施工管柱、井口、入井压裂材料、裂缝参数及施工参数等进行了一系列优化,并在JH32P1井进行了速钻桥塞多级分段压裂工艺试验。JH32P1井现场历时4 d完成施工,压后钻塞顺利。该井试油期间日产原油14.2 t,与邻井相近储层条件采用裸眼封隔器压裂工艺相比,取得显著的增产效果。该工艺在泾河油田的成功应用,为速钻桥塞分段压裂工艺在泾河油田的推广积累了经验。     

致密低渗油藏水平井分段多簇压裂技术优化及在泾河油田的应用

针对致密低渗油藏水平井分段压裂改造产量低的问题,提出利用水平井分段多簇压裂技术进行增产的解决方案,从水平井分段多簇压裂增产机理着手,分析了影响多簇起裂、裂缝有效延伸以及裂缝复杂性的因素;结合限流原理和人工诱导应力场分析,确定了簇间距、多簇射孔参数以及压裂施工参数,并在泾河油田进行了现场应用,取得了良好的增产效果。应用研究表明,水平井分段多簇压裂技术对致密低渗油气藏具有积极的意义,具有一定的推广应用价值。     

缝网压裂技术研究

针对目前延长油田密油开发存在的问题,并借鉴国内外同类油藏的开发经验,提出了采用水平井缝网压裂工艺技术来开发延长油田致密油藏。从地质条件出发研究了缝网压裂技术在延长油田的适应性,通过研究缝网压裂的机理,建立一套缝网压裂选井选层的技术方法,并完善了缝网压裂相关配套技术,形成一套适应于延长油田的缝网压裂工艺技术体系,以解决致密油缝网压裂面临的选井、设计、实施和评价等方面的技术难题。     

体积压裂水平井复合流动模型

基于体积压裂水平井复杂裂缝改造特点及流动特征,构建了耦合双重介质复合流动模型,应用Laplace变换和Stehfest数值反演,得到了定产和定压条件下封闭边界裂缝的井底压力和水平井产量半解析解。在模型正确性验证的基础上,结合陇东致密油储层特征参数着重研究了体积压裂缝网参数对产量的影响。模型研究结果表明：缝网改造带宽越大,体积压裂水平井单井产能越高,缝网区域渗透率对初期产量影响较大;水平井体积压裂优化设计应同时兼顾单条裂缝改造体积和裂缝条数的关系。实例计算结果表明压裂改造带宽不宜过大,采用多裂缝、小带宽的压裂方案增产效果最好。该研究结果对致密储层水平井体积压裂设计具有一定的指导意义。     

致密油藏体积压裂水平井数值模拟及井底流压分析

致密油藏储层渗透率极低,大规模水平井体积压裂已成为其最有效的开发手段。体积压裂明显区别于常规压裂所形成的双翼对称裂缝,可沟通天然裂缝,形成错综复杂的裂缝网络,这使体积压裂井与常规压裂井的数值模拟方法迥异。为对天然裂缝发育储层的体积压裂水平井进行有效的数值模拟,采用了"双重介质+缝网加密"的方法,即将SRV区(体积压裂改造区)建为双渗模型,并对SRV区进行缝网加密,分别模拟人工主缝、二级缝网和天然裂缝。再由试井解释结果预估一组缝网参数,然后通过自动历史拟合进行反演、修正,获得等效缝网。该模型生产预测参数与油田实际生产数据符合程度较高,具有可行性。利用该模型进行了井底流压分析,并划分出了5种流态。     

吉木萨尔页岩油下甜点二类区水平井压裂技术

为了解决准噶尔盆地吉木萨尔页岩油因其流度低和储层层理发育缝高受限导致水平井提产困难的问题,提高下甜点二类储层的有效动用程度,开展了密切割改造提升缝控程度、薄互层穿层压裂增加纵向动用程度技术攻关.研究了密切割改造技术,将平均簇间距缩短至13.6?m,大幅提高了页岩储层缝控程度;提高了直井压裂施工的排量及冻胶用量,验证了下...     

海上水平井分段压裂技术现状与展望

受海上油气生产平台面积有限、设备作业日费高、作业安全风险大等因素影响,诸多陆地成熟的水平井分段压裂技术在海上油田无法得到应用,海上水平井分段压裂技术发展水平也远低于陆地油田.该论文详细分析了海上水平井分段压裂需求特点,明确了海上水平井分段压裂技术需求方向.广泛调研巴西、西非、北海以及国内等海上油气田水平井压裂施工情况,...     

中国石化页岩油水平井分段压裂技术现状与发展建议

水平井分段压裂技术是实现页岩油高效开发的关键,经过十几年的技术研究与实践,中国石化初步形成了以"超密切割布缝、暂堵转向、高强度加砂、储层保护"为主体的页岩油水平井分段压裂技术,并在部分地区实现了页岩油勘探重大突破,但是工艺参数和技术水平与国外水平井分段压裂技术相比尚有差距.为此,在介绍中国石化页岩油水平井分段压裂技术现...     

中石油非常规储层水平井压裂技术进展

中国石油天然气集团公司(以下简称中石油)从2006年启动水平井改造专项攻关以来,水平井压裂技术实现了从无到有再到无限级段分段的跨越,2015年实现了最高分段数26段。10年间,中石油在非常规储层水平井压裂改造技术领域取得了突出进展:(1)自主研发了水平井双封单卡、封隔器滑套、水力喷砂和裸眼封隔器4套水平井压裂主体工艺技术;(2)自主研发了复合桥塞、套管固井滑套2项水平井大排量体积改造主体工艺技术,配套体积改造优化设计理论、压裂液体系、裂缝监测等技术,初步形成体积改造技术体系和水平井工厂化作业模式;(3)自主研发的压裂工具、液体体系等关键技术,不动管柱多级滑套水力喷砂分段压裂技术、液体胶塞分段技术等,达到了国际先进水平或同期国际领先水平。据统计,2014年中石油水平井分别占油井和气井总数的3.2%和13.1%,其对油田和气田产量的贡献率分别达到9.9%和39.7%。最后,指出了新区高密度完井压裂工程试验、老区老井体积重复压裂试验等中石油新一轮水平井改造技术的攻关重点方向。     

泾河油田水平井固井难点与对策研究

泾河油田地层承压能力低,固井过程中易发生水泥浆漏失,导致水平井固井质量较差。在分析固井技术难点的基础上,通过室内和现场试验优化了GSJ水泥浆体系,基于地层压力与破裂压力确定了环空浆体结构,优选了扶正器类型并优化了其加放位置,采用了加长胶塞、树脂滚轮刚性旋流扶正器和关井阀等工具,并采用"紊流+塞流"复合顶替工艺,以降低漏失风险、提高固井质量。室内试验表明,GSJ水泥浆体系具有良好的性能,尾浆API滤失量小于20 mL,过渡时间15 min,水泥石12 h抗压强度达19.0 MPa,模拟套管居中度大于72.5%。该固井技术在泾河油田18口水平井进行了现场应用,水泥浆全部返至地面,固井优良率达100%。现场应用表明,该固井技术解决了泾河油田水平井固井难题,提高了固井质量,为后期分段压裂提供了良好的井筒条件。      

沧东凹陷孔二段页岩压裂套变原因分析及预防对策

在页岩油藏开采中,多级分段压裂技术是增加页岩油水平井产量的关键技术之一。随着页岩油藏的大规模开发,在水平井多级分簇压裂过程中套管损坏问题频繁出现,极大影响了现场施工效率和经济效益。官东页岩油作业7口水平井有4口发现套变问题,对4口套变井进行了综合梳理后发现,该区域套变问题与固井质量和狗腿度等因素相关性较小,与钻遇断层情况联系紧密。其中GY2井区作业的3口穿过同一断层的水平井有2口发生了套变。结合断层激活理论,分析了压裂作业激活断层的相关因素,并对断层长度、压裂施工压力和断层走向等因素进行了敏感性分析。研究结果表明,GY2井区的GY2-1-2H井作业压力较低,钻遇断点过断层边缘和断层走向与最大主应力夹角较小是该井钻遇断点处未发现套变的主要原因。根据研究结果提出了控制套变的方法,为进一步防止套变发生提供了技术指导和参考经验。     

中国致密油藏水平井注水吞吐技术进展与发展趋势

中国致密油藏多采用水平井体积压裂衰竭式开发,水平井产量递减快,一次采收率不足10%。因此,有效补充地层能量是致密油藏体积压裂水平井稳产的关键。注水吞吐是致密油藏水平井的一种有效注水补充能量方法,近年来针对该方法进行了大量的研究和实践。在介绍注水吞吐工艺的基础上,从渗吸采油微观机理以及压力对渗吸排油影响两个方面对注水吞吐机理的研究进展进行了概述,并系统总结了储层性质和工艺参数对注水吞吐采油效果的影响。为了提高注水吞吐的开发效果,目前主要形成了化学处理剂辅助注水吞吐技术、大排量注水强化注水吞吐技术和水平井同井缝间异步注采技术3种改善注水吞吐开发效果的技术。进一步通过总结注水吞吐油藏数值模拟和工艺参数优化的研究成果,分析矿场实践经验,提出了中国致密油藏注水吞吐技术未来发展趋势。     

填砂分段压裂技术在页岩油套变水平井的应用

针对井筒满足承压要求,但由于套管变形不能下入常规压裂工具进行分段压裂的页岩油水平井,通过极限填砂形成缝内砂塞,实现对已压裂层段的有效封隔,采用水平井填砂分段压裂技术进行分段压裂.为了不增加新的设备,研究形成了"尾追填砂"和"吹填缝口"2种填砂模式.长庆油田在华H40平台进行了页岩油套变水平井填砂分段压裂试验,累计填砂压...     

中国陆相页岩油完井方式优选的思考与建议

中国页岩油资源以陆相为主,在形成机理、成藏条件、赋存特征等方面与北美海相页岩油存在较大差异,具有油层平面分布范围小、纵向层系多、单层厚度薄、应力分布复杂等特点,利用水平井体积压裂技术开发呈现出油层钻遇率低、钻井周期长、压裂效果差、工程成本高等一系列不适应性,页岩油规模有效开发面临重大挑战,探索一条适合中国陆相页岩油特点的规模有效开发技术路线至关重要。为此,创新提出陆相页岩油直井高效的开发模式,通过直井和大斜度井大井丛平台式钻井,结合直井限流等压裂技术,纵向实现油层改造全覆盖,横向构建层内复杂体积缝网,实现页岩油分层立体开发,大幅提高页岩油开发效果。提出以下建议:①加强页岩油非均质性精细表征、直井多级精细限流压裂、多井协同压裂设计软件、细分层系开发等基础研究和技术攻关;②选取页岩纵向跨距较大、最大单层油层厚度较薄、甜点区存在多套夹隔层遮挡、砂地比适中的页岩油层开展直井全覆盖开发模式现场试验。