FRACTURING STIMULATION TECHNOLOGY FOR HIGH SHALE-CONTENT RESERVOIRS IN LOWER ZUUNBAYAN FORMATION IN THE DEEP OF HAILAR BASIN

海拉尔盆地深部南屯组高含泥储层埋深大、岩石类型多、岩性复杂、泥质含量高、砂泥互层严重,导致压裂施工中闭合压力梯度高、近井裂缝形态复杂、近井摩阻大、施工压力高.因此,处理近井裂缝形态、降低压裂液滤失、抑制黏土膨胀、降低施工摩阻和压力是南屯组施工成功的关键.通过分析南屯组施工难点,形成了与之相适应的技术对策,研发了延缓交联低摩阻压裂液配方体系,并形成了针对性的压裂现场诊断和控制措施.现场应用153口井,施工成功率达94.8％,压裂后初期平均单井产液10.36 m3/d、平均产液强度0.98m3/ (m·d),平均单井产油5.72t/d、平均产油强度0.46t/(m·d),施工效果良好.该技术可为今后海拉尔盆地勘探开发提供重要的技术保障.     

大排量压裂施工在常规射孔井上的应用

结合精细地质研究结果，针对常规射孔井，采用40m卡距实施常规压裂时，尽管同一卡距内的目的层之间存在岩性夹层，但由于压裂管柱、设备能力、施工排量等条件限制，只能处理其中的一个目的层这一实际问题，首次尝试了应用55MPa压裂管柱、大排量施工的现场试验。从而实现了一次加砂处理同一卡距内的2个及以上目的层，提高了压裂层段改造强度。同时配合压裂井裂缝参数和施工参数优化，匹配与油层流体配伍的压裂液配方，使试验井获得了较好的增产效果，共施工6口井，压后平均单井日增液58．4t，日增油19．9t，含水下降5．0个百分点，同比平均单井日多增油2．2t，增油强度增加20．3％，并获得了一些有益的认识。     

渤中19-6气田裂缝性低渗巨厚储层立体井网部署研究北大核心CSCD

渤中19-6气田为裂缝性低渗巨厚储层,如何开展井网部署是亟需解决的重要问题。建立了微观渗流模型,模型尺寸为30 cm(高)×80 cm(长)×1 cm(厚);模型基质平均渗透率为0.1 mD,裂缝平均渗透率为2~4 mD;采取注气开发的方式,注气井部署在储层上1/3处,生产井全部射开气层。实验结果表明,裂缝性巨厚储层应充分利用重力辅助驱油机理进行开发。为进一步提高单井产量及气驱开发效果,开展了立体注采井位、井轨迹数值模拟研究、合理注采井距公式推导。结果表明,储层顶部注气、中下部采气的空间立体井网开发效果较好;井方位角及注采井主流线方向与裂缝走向呈45°夹角,可提高单井产量,增大注气波及面积,增强气驱开发效果;根据裂缝分布及公式计算,确定合理井距为1000~1200 m。本文研究在渤中19-6试验区进行了现场应用,单井平均钻遇裂缝密度3.6条/m,开发井实施后初期产能较同类型储层明显提高。     

低渗透油田人工裂缝参数与井网的匹配

低渗透油田油井自然产能低,支撑裂缝的方位将直接影响注水开发油田的最终采收率。根据区块地应力预测成果,结合砂体展布情况,进行人工裂缝参数与井网匹配性研究,对裂缝方位规则区块进行人工裂缝方位与矩形井网的匹配研究,优化油水井人工裂缝长度等参数;对复杂边界、地应力方位变化较大的区块,根据砂体展布与应力分布关系,对人工裂缝参数进行适当调整。该技术应用在大庆油田州201区块整体压裂优化设计上,州201区块采用地质工程一体化设计方法压裂施工29口井,施工成功率100%。措施后29口直井采油井初期单井平均增油3.9 t/d,取得了明显的压裂增产效果。     

长8超低渗透储层压力传播与井网匹配关系研究

镇泾油田长8储层属于低孔超低渗储层,依据储层分类标准在平面上可划分为孔隙型和裂缝型。为了研究不同类型储层压力传播与井网匹配关系,对长8油藏典型油水井动态指标进行分析,给出不同类型储层压力传播特征和合理井网形式。综合应用矢量井网和数值模拟方法对不同井排距方案进行预测,确定合理井排距。研究结果表明,孔隙型储层油井初产低、递减快、压力传播慢、传播范围小;注水井吸水能力随注水量增加而降低。裂缝型储层采油井初产高、递减慢、注水井吸水能力强、吸水指数存在明显拐点。孔隙型储层中部署菱形反九点井网,合理井距范围450～500 m,合理排距范围110～130 m;裂缝型储层部署矩形井网(行列式),合理井距范围400～450 m,合理排距范围130～150 m。     

长8超低渗透储层压力传播与合理井网形式研究

镇泾油田长8储层属于低孔超低渗储层,依据储层分类标准在平面上可划分为孔隙型和裂缝型。为了研究不同类型储层压力传播与井网匹配关系,对长8油藏典型油水井动态指标进行分析,给出不同类型储层压力传播特征和合理井网形式;综合应用矢量井网和数值模拟方法对不同井排距方案进行预测,确定合理井排距。研究结果表明:孔隙型储层油井初产低、递减快、压力传播慢、传播范围小;注水井吸水能力随注水量增加而降低。裂缝型储层采油井初产高、递减慢、注水井吸水能力强、吸水指数存在明显拐点。孔隙型储层中部署菱形反九点井网,合理井距范围450～500m,合理排距范围110～130m;裂缝型储层部署矩形井网(行列式),合理井距范围400～450m,合理排距范围130～150m。     

复杂岩性储层压裂技术研究

海拉尔盆地断块多、储集类型多、储层低渗透,物性条件复杂、敏感性强,常规压裂效果差,同时受井网与压裂施工成本的限制,无法采用大规模压裂。为此,需扩大裂缝与油藏的接触面积,提高单井产量,才能提高压裂效果。基于对储层岩性复杂程度的准确认识,使用全缝长裂缝形态模拟来优化压裂设计,通过应用可降解纤维+高浓度陶粒缝内暂堵的工艺方法形成了多分支裂缝压裂技术。现场试验14井次,压裂后平均单井增油3.8t/d,同时采用多分支缝压裂技术的重复压裂井压裂后产量达到7.0t/d,超过初次常规压裂产量4.5t/d,效果明显。     

复杂岩性储层压裂技术研究

海拉尔盆地断块多、储集类型多、储层低渗透,物性条件复杂、敏感性强,常规压裂效果差,同时受井网与压裂施工成本的限制,无法采用大规模压裂。为此,需扩大裂缝与油藏的接触面积,提高单井产量,才能提高压裂效果。基于对储层岩性复杂程度的准确认识,使用全缝长裂缝形态模拟来优化压裂设计,通过应用可降解纤维+高浓度陶粒缝内暂堵的工艺方法形成了多分支裂缝压裂技术。现场试验 14 井次,压裂后平均单井增油 3.8t/d,同时采用多分支缝压裂技术的重复压裂井压裂后产量达到 7.0t/d,超过初次常规压裂产量4.5t/d,效果明显。     

丛式水平井井组压裂工艺技术研究及试验

为提高致密砂岩气藏的开发效益,基于储层工程地质特征、单井测录井、随钻伽马等资料,采用三维两相模型气藏数值模拟和全三维网络模型裂缝数值模拟相结合的方法,优化了丛式水平井井组的裂缝整体布局、裂缝参数和施工参数。盒1层、山1层和太2层的参数优化结果为:裂缝采用等间距交错布局,缝间距150 m,裂缝数量7~9条,裂缝半长150~200 m,裂缝导流能力30 D·cm;施工排量4.0~5.0 m3/min,前置液体积分数35%~40%,平均砂比21%~25%,单段加砂量35~45 m3。DP43H和 DPT-27 丛式水平井井组压裂后无阻流量分别达到77.6×104和73.2×104 m3/d,平均单井无阻流量分别为12.9×104和18.3×104 m3/d,比同层位邻井分别提高1.5和2.2倍,压裂施工时间比单井累计施工时间分别缩短11和17 d。研究结果表明,丛式水平井井组压裂技术是致密砂岩气藏提高单井产量、缩短施工周期、降低施工成本的有效手段。      

深层砂砾岩水平井组立体缝网压裂优化技术

深层致密砂砾岩储层盐227区块为厚层特低渗常压油藏,常规直井压裂效果差、建产难,单一水平井开发难以实现纵向厚层有效动用。借鉴国外页岩气工厂化开发理念,发展了"三层楼"工厂化整体压裂开发模式,即1套层系、3层开发,8口水平井组作为一个整体进行压裂,第一层为3口井,第二层为3口井,第三层为2口井,水平段长900~1 400 m,三层之间纵向跨度为80 m。综合考虑平面上同层井间、纵向上层间裂缝参数匹配,建立层间立体体积缝网,提高储量控制程度。通过优化施工参数,应用新型实时混配压裂液技术,配套泵送桥塞分段压裂工艺、裂缝实时监测技术,完成4个井组8口井87段的集中压裂,裂缝监测显示立体缝网基本形成。工厂化整体压裂平均施工周期比单一水平井压裂缩短50%,单井投产费用减少395.5万元。压裂后单井平均产油量11.8 t/d,为同区块直井的4倍以上,取得了良好的改造效果,为今后同类致密油储层的经济开发积累了经验。      

赵凹油田泌304区低渗透油藏开发探索与实践

赵凹油田泌304区是一个低孔低渗断鼻构造油藏,平均孔隙度为13.6%,平均渗透率为22.5×10-3μm2,主要含油层系是核桃园组核一段和核二段。泌304区于2007年投入开发,在开发上具有油井投产初期产能差异大、注水井吸水能力差等特点。经过近几年的开发探索,总结出对于低渗透裂缝油藏,调整井排方向与裂缝发育方向一致、完善井网、压裂油层改造等开发技术可以有效改善开发效果,提高储量动用程度。该区目前平均单井日产油量4.4t,综合含水72.43%,采出程度2.12%,采油速度0.68%。     

大古67块特低渗透油藏开发探索与实践

大王庄油田大古67块是一个深层、特低渗透、断块油藏,平均空气渗透率9.6×10-3μm2,主要含油层系是二叠系石盒子组,从试油至今经历了天然能量开采、注水开发稳产、加密调整增产三个开发阶段.开发上具有油井投产初期产能差异大、天然能量不足产量递减快、储层物性差注水井吸水能力差等特点.经过多年的开发探索总结出应用井网井距优...     

F142区块大型压裂技术研究与应用

为了提高F142区块油藏开发效益,研究并应用了大型压裂开发技术。在充分考虑大型压裂造长缝基础上,综合利用极限井距、经济极限井距和经济合理井距原理,同时结合区块地应力方向,优化了井网井距;在深穿透、造长缝、饱填砂、低伤害和低风险的设计原则上,利用三维压裂优化设计软件,以产量最优为目标,优化了加砂量、排量、砂比和前置液量等参数;根据大型压裂储层、施工时间和施工规模对压裂液性能的要求,优选了压裂液,确定了F142区块低渗透油藏大型压裂开发模式。根据优化结果,F142区块应采用反九点法井网开发,同时采用大砂量、大排量、高前置液量、中等砂比的大型压裂工艺。完成了22井次大型压裂现场试验,平均单井加砂量75m3;压前平均单井产油量0.8t/d,压后初期平均单井产油量22t/d,取得了显著的增产效果。这表明,大型压裂开发技术能够大幅提高F142区块开发效率,为类似储层的高效开发提供了技术借鉴。     

红河油田长8超低渗油藏水平井注水开发试验效果评价

红河油田长8超低渗油藏先期利用水平井分段压裂技术进行天然能量开发,存在递减快、采收率低的突出问题。为明确合理的开发技术政策,对注水开发试验区的井网井距、注采参数等进行跟踪评价,采用理论计算、相似油藏类比和矿场试验相结合的方法,重点就避免快速水窜、确保有效注水开展研究,明确了现有井网井距及油藏工程参数进一步优化的原则:1平注平采优于直注平采;2注采井距一般应大于700 m;3宜采用温和注水,单井注水压力应小于15 MPa,单井日注水量应控制在15~20 m3。基于研究成果,在红河油田长8油藏采用抽稀井网、适当扩大现有井距的方式,对其它的6个井组提出了油藏工程参数优化建议。     

顺9超深特低渗透油藏整体压裂优化设计研究

塔中顺9井区志留系碎屑岩油藏预测原油地质储量丰富,是西北油田分公司重要的资源接替区块。储层具有埋藏深、温度高、特低孔、超低渗、底水发育、砂泥岩薄互层等特点。常规单井压裂增产幅度有限,无法实现经济高效开发。整体压裂技术是低渗透油田开发的重要手段,但鲜有其在超深特低渗透油藏运用的相关报道。运用数值模拟方法及净现值经济模型对常用低渗透油藏注采井网进行评价,优选矩形井网作为顺9井区整体压裂井网,并对注水时机、注水压力、布缝方式、井网参数等进行优化,现场实践后水平井压后产能较直井提高4倍,累产油1.02×104 m3。为顺9井区经济高效开发提供了技术支撑,同时为国内外超深特低渗油藏开发探索了一种新方式。     

低渗油层五点井网水平裂缝直井产能计算方法

多层油藏进入特高含水阶段以后,物性、含油性差的低渗油层成为主要挖潜对象,埋深浅的低渗油层人工压裂后容易形成水平裂缝,并且需要考虑启动压力梯度的影响。为此,分析了五点井网中椭圆水平裂缝诱发的渗流场的特点,综合启动压力梯度造成的压力损失、储层内的物质平衡关系以及压降叠加原理推导得到油水两相的产能计算公式。以长垣杏树岗油田未水洗的独立型表外储层为例,利用产能公式计算分析了五点井网压裂后水驱开发过程中的产油量、含水率以及采出程度等动态指标。研究发现:注采井距、裂缝无因次导流能力和初始含油饱和度对压裂水驱开发的产能影响很大;投产后平均单井产油量递减速度很快,扩大井距虽有助于减缓递减但明显降低了采出程度;区块主要的采出阶段是在较强/ 强水淹（含水率大于60%）时期,并且初始含油饱和度越小,这一时期采出的地质储量占比越大。     

致密火山岩储层水平井压裂参数优化与现场试验

致密火山岩储层天然裂缝发育差,低孔、低渗、致密、非均质性强,需要应用水平井大规模分段压裂工艺实现有效开发。随着储层物性变差,可缩小压裂裂缝间距保持单井产量;为明确最优改造裂缝间距与施工规模,基于储层孔渗特征、相渗特征、流动特征的认识以及不同裂缝间距压裂产生的干扰,确定致密火山岩储层最优改造裂缝间距。应用压裂后分段产气监测,认识分段产量与改造规模关系,明确致密火山岩储层最优改造规模,有效指导压裂方案优化,提高设计针对性与开发效益。     

超低渗透油藏水平井压裂优化及应用

鄂尔多斯盆地超低渗透油藏储层致密、物性差、孔喉细微,是典型的低压、低渗、低丰度油藏,超前注水和水平井分段压裂技术可提高其开发效果.文中以最具代表性的华庆油田长6超低渗透油藏为研究对象,结合注采井网根据水平并段与注水井的相对位置,将常规压裂和体积压裂进行组合设计,在距离水线较近的井段实施小规模压裂,距离水线较远的井段实施大规模体积压裂.该方案的实施,在减小早期水淹风险的同时进一步扩大了储层改造体积,提高了人工裂缝和井网、注水的适配性.同时,开展了8口水平井新型压裂设计的矿场试验,与采用常规压裂设计的邻近水平井相比,试油产量提高20 m3/d左右,投产初期3个月累计产油量提高184t,含水率较低且保持稳定.     

中国低渗透砂岩气藏开发现状及发展方向

低渗透砂岩气藏地质条件复杂,开发难度大。针对块状、层状和透镜状3类低渗透砂岩气藏的不同开发特征,国内初步形成了3类低渗透砂岩气藏开发模式：①块状：底部避射控制底水、长井段压裂改造和中后期加密调整;②层状：双分支水平井、定压生产,单井初期高产、井间接替,或直井压裂、定产生产;③透镜状：加密井网、滚动开发。但现在仍面临单井产量低、经济效益差等挑战。为实现该类气藏规模有效开发,针对低渗透砂岩气藏开发提出了几点建议：①根据气藏地质条件优选相应技术系列;②加强渗流理论研究、深入认识气藏开发机理;③进一步加强压裂技术攻关;④加快小井眼技术的配套完善。