压裂水平井水电模拟产能影响因素研究

针对目前确定压裂水平井产能增加的最优井及裂缝参数组合较困难的问题。应用水电相似理论以及正交试验设计以及增产倍比比较法,确定了低渗透油藏压裂水平井各单因素对于压裂水平井产能的贡献大小。得出产能最大化时的最优井与裂缝的参数组合,绘制了最优水平井以及裂缝参数实验的等压线形态。同时通过极差分析的方法确定了影响压裂水平井产能各参数单因素的敏感性强弱顺序,得出当低渗透层基质渗透率为30 mD时,水平井段长度60 m、水平裂缝半长9 m、裂缝高度7 m、裂缝间距9 m、裂缝条数2条,裂缝与水平井间夹角为75°时对压裂水平井产能增加效果最优。同时,该方法为低渗透油田水平井压裂施工水平井实现高产能井参数以及裂缝参数优化设计提供理论指导。     

低孔低渗气藏水平井压裂裂缝参数优化

气井压裂开发是目前提高低孔低渗气藏开发效果的有效手段。水平井压裂作为低渗透油气藏开发的一项前沿技术,为了充分达到改造效果,裂缝参数必须设计得合理。以大牛地气田低孔低渗油藏为例,采用数值模拟和现场施工参数相结合的方法,对裂缝夹角、裂缝间距、裂缝段数和裂缝缝长等参数进行优化,得出以下几点优化结果:合理的裂缝夹角利于储量动用,进而能够沟通含油气显示富集区,研究表明井眼轨迹方向与最大主应力方向大于60°为宜;合理的裂缝间距和裂缝段数能够增加改造面积,提高单井产量,100-166m为压裂缝最优间距(即6-10段/1000m);裂缝缝长是裂缝参数优化中的一个重要参数,通过建立不同渗透率下的裂缝半长与产能的关系,结合气田本身地质特征,优化裂缝半长在150-250m左右。在此基础上寻求裂缝参数的最优组合,为解决水平井整体压裂裂缝参数的优选问题提供了思路和借鉴。     

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。     

大庆徐深气田水平井多级压裂裂缝参数优化

根据已钻生产资料井的资料对大庆徐深气田D区块的地质概况进行了描述,并进一步说明了该区块采用多级压裂水平井进行开发的重要性;利用CMG数值模拟软件的GEM模拟器对多级压裂水平井水平段的压裂主裂缝条数和压裂主裂缝的分布方式进行了优化。结果显示,该区块多级压裂水平井水平段的最优压裂裂缝条数为4条,4条裂缝的最优间距为按照黄金比例进行两边小、中间大分布。     

楔形裂缝多段压裂水平井数值模拟研究

多段压裂水平井模拟过程中大多采用与实际不符的恒定缝宽假设,压裂井产能预测结果不精确。利用商业数值模拟软件,对裂缝形态进行了近似实际的描述。采用楔形裂缝的等效形式和等导流能力方法,分析了启动压力梯度和介质变形对多段压裂水平井产能的影响,并且对比了楔形裂缝和矩形裂缝多段压裂水平井的产量。结果表明:在其他条件一样的情况下,多段压裂水平井产量随着启动压力梯度增大和介质变形程度增强而降低;且楔形裂缝多段压裂水平井产量比矩形裂缝多段压裂水平井产量低,二者相对误差随着启动压力梯度增大呈现先增大后降低的趋势,随着介质变形程度的降低呈现逐渐降低的趋势,但总体上相差幅度不大。该研究方法为多段压裂水平井产能准确预测及裂缝参数优化提供了借鉴。     

P油层高含水水平井裂缝封堵转向压裂技术

为了改善低丰度P层的开发效果,2002年以来,我厂开展了水平井开发低丰度油藏现场试验,在开发过程中为了进一步提高水平井的动用效果,采取了压裂的方式提高新、老井产量。2007年以来,我厂已实施水平井新、老井压裂完井168口,占总井数的81.95%,水平井压裂提高了单井产能,但由于P层为垂直缝,水平井压裂提高产能和采油速度,但后期裂缝见水后造成水平段水淹,含水突升产油量急剧下降,水平段未水淹部分无法有效挖潜,针对这一问题探讨了水平井封堵压裂技术的可行性,利用压裂将封堵剂注入裂缝,并通过诱发剂使封堵剂在裂缝快速成胶,从而对见水裂缝进行封堵,再实施压裂转向挖潜水平井段剩余油。     

气藏压裂水平井裂缝参数优化数值模拟研究

水平井目前已越来越多地被应用到低渗油气藏开采中,由于低渗油气藏连通性差,压力传导慢,为保证水平井开发效果,达到提高气藏产能和最终采收率的目的,仍然需要进行压裂保证井筒沟通更多的储层,而且水平井往往需要采用多段横切裂缝的改造方法方可达到好的增产效果。裂缝参数是影响水平井产能的重要因素,本文综合考虑了裂缝缝长、裂缝条数、渗透率、孔隙度等影响因素对压后产量的影响,通过X井地层数据进行数值模拟,对苏里格气田水平井裂缝参数进行了优化设计,研究表明:模拟水平井压裂后产能与施工实际产量比较一致,具有较好的适用性。     

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。     

火山岩底水油藏水平井产能合理参数研究

以某实际油藏地质特征、开发动态为基础,采用油藏工程法,从水平段长度、水平段纵向位置、油层厚度、裂缝水平垂直渗透率比等参数出发,对影响水平井开发效果的各参数进行研究,发现当考虑井筒摩阻时,水平井产量的增幅随水平段长度的增加而减小。最优水平段长度为1500m。在相同条件下当无因次避水高度为0.9时,水平井开发效果最好。当上产压差相同时,随着油层厚度的增加,水平井的产量不断增加,当油层厚度达到40m时,水平井产量随油层厚度的增加幅度变得平缓。并利用正交设计确定各影响参数的主次顺序为:工作制度水平段长度油层厚度避水高度裂缝垂直水平渗透率比。     

低渗透油藏酸化压裂解堵技术研究

为提高低渗透储层水平井分多段压裂工艺技术效果,分析了研究区主力层位山西组和石盒子组储层地质特征,明确了地层天然气、地层水、地层温度和压力特征,利用测井资料计算动态岩石力学参数,然后寻找动态岩石力学参数和静态岩石力学参数以及压裂施工压力之间的关系,评价地层可压性,通过综合考虑含油气性建立地层分段分簇模型,并利用该模型为研究区水平井分段定簇。微地震地面监测表明,裂缝长度在271～683 m范围,人工缝网的几何尺寸复杂,压裂效果明显。     

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。     

基于正交试验的低渗透油藏裂缝参数优化研究

水平井压裂技术作为提高低渗透油气藏产量的一项重要技术已在各大油气田实现了高效产能。但在压裂过程中,各裂缝参数会对裂缝产能产生影响。对单一因素的考量只能实现在单方面的参数优化,无法获得最优的压裂方案。正交试验方法能够实现对多因素的综合考量,运用正交及数理统计方法可以设计出一定数量的正交试验方案,通过极差分析方法可以得到各因素的最优水平及对最终结果影响程度最大的因素。选取裂缝长度、裂缝条数、裂缝导流能力及裂缝方位角四个裂缝参数,每个参数设置四个参数水平,通过正交试验可以获得最优试验方案为:裂缝方位角75°、裂缝导流能力50μm~2·cm、裂缝条数4条、裂缝长度150 m。该试验方案在X油田M区块得到了明显的增产效果。     

水平井裸眼分段压裂在苏里格气田某区块的应用分析

苏里格气田某区块在参考前期裸眼分段压裂试验的基础上,于2010年度规模化推广应用水平井裸眼分段压裂技术,取得了良好的增产效果.水平井压后产量一般在104 m3/d以上,为同区块直井产量的3～5倍.该区块水平井的水平段长度一般超过800 m,初期水平井分4段压裂,之后技术人员在增加裂缝段数、加砂规模、水平段长度等方面积极探索,以期达到更佳的开发效果.已实施井的投产效果表明:裂缝段数、加砂规模、水平段长度不直接影响产量;有效储层长度和气测表现在一定程度上影响压后产量;提高水平段有效储层钻遇率有利于增加压后产量.     

页岩气藏X区块水平井参数优化数值模拟

X区块位于川南,储量丰富,区块主要含气层段处于下志留统龙马溪组(S1l)下部和上奥陶统五峰组(O3w)约90m的层段,属于低孔低渗气藏。为保证水平井开发效果需要对水平井参数进行优化处理,优化参数包括水平井的水平段长度、裂缝条数、裂缝半长、井距和井排。利用CMG的GEM组分模拟器进行油藏数值模拟研究。设置5组不同水平段长度进行研究根据结果优选水平段长度,通过局部网格加密来进行裂缝半长和裂缝条数的数值模拟,分别设置4组裂缝条数、裂缝半长进行数值模拟研究,根据结果进行优选。对井距井排采用正交实验,设置4组排距进行数值模拟研究并进行优化。在实际生产中对水平井参数进行合理优选可以提高开发的效果,优化结果为水平井的布置提供一定的参考。     

致密油藏体积压裂水平井半解析渗流模型分析

致密油藏的地质条件较为特殊,往往会在大规模水力压裂过程中形成了复杂的裂缝网络,进而对油藏渗流规律产生影响。通过应用"星—三角形"变换方法来搭建复杂缝网内渗流模型,以连续性致密油藏体积压裂水平井半解析渗流模型。通过应用致密油藏体积压裂水平井半解析渗流模型,将体积压裂水平井划分为8个不同的渗流阶段,并对体积压裂水平井的渗流规律进行分析,对于影响致密油藏体积压裂水平井的缝间间距、体积缝网渗透率、压裂区体积以及体积压裂区缝网形状等关键性参数进行了敏感性分析,这为未来致密油藏体积压裂水平井的现场应用提供一定的理论依据,还需要进行持续研究。     

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。     

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。     

低渗透水平井多分支缝压裂技术研究与应用

针对某区块储层物性差,油水井间距较小,水平井常规分段压裂后投产效果差,无法达到开发方案设计要求的问题,试验应用水平井缝内分支缝压裂技术,本文介绍了水平井缝内分支缝压裂增产机理、室内优选了高强度暂堵剂,并进行性能评价。现场应用1口井,微地震监测结果显示,各均段均得到有效改造,储层内形成了复杂分支裂缝体系,试验初期日产油8.5t,较设计产油提高54.5%,为薄差储层水平井有效开发提供了技术借鉴。     

葡萄花薄互层水平井穿层压裂技术

针对葡萄花外围储藏丰度低、薄互层层比例大，水平段钻遇率低，常规压裂方式改造效果不理想的情况，探索薄互层水平井可控穿层压裂技术，形成外围储层人工裂缝穿层标准，为葡萄花薄互层可控穿层压裂提供合理设计标准与工艺控制依据。通过周围直井压后裂缝剖面监测及水平井压后示踪剂检测综合分析评价水平井层压裂情况，证实葡萄花水平井穿层压裂技术可有效实现薄互水平井钻遇层段与非钻遇层段的有效沟通，提高水平井开发效果。     

裸眼压裂水平气井产能计算及裸眼段贡献研究

对压裂水平井的大部分传统研究认为,其产能计算问题可转化为一种“基质-裂缝-井筒”的双重介质模型,即认为地层中的流体先全部流入裂缝,再沿裂缝流入井筒。根据文献[9]的研究成果,对于水平段为裸眼的压裂水平井,这一假设并不符合事实。本文以国际上使用较多的Guo＆Evans的裸眼压裂水平井产能模型“’为基础,分析了它的未全部贯穿油藏的压裂水平井拟稳态产能解,并讨论在水平井的总产量当中,水平段和裂缝各自所占的比例。