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.     

特低渗油藏水平井多级分段压裂完井技术

本文对红河油田水平井多级分段压裂完井技术进行分析和探索,对后期油田的开发具有指导意义。     

多级加砂压裂裂缝扩展形态研究与应用

多级加砂压裂时,在考虑加砂过程中砂堤高度随时间不断变化对缝中流体流动及后续支撑剂沉降产生影响的基础上,用数值模拟的方法对裂缝扩展进行预测,建立了适用于多级加砂压裂的拟三维裂缝扩展形态,并广泛应用于生产中。应用结果表明多级加砂压裂和常规加砂压裂相比,压后增产效果理想,储层改造效果好,对提 高油气产量具有重要的意义。     

二次加砂压裂工艺研究与应用

华北油田油层杨氏模量低,岩石较软,油层上下没有理想的遮挡层,造成裂缝高度垂向延伸超出油层,支撑剂大部分填充在非目的层,同时支撑剂嵌入严重,降低了裂缝导流能力,导致了大量的无效井及低效井产生。在研究分析低效及无效原因的基础上,研究出二次加砂压裂工艺。此项技术是常规控制裂缝高度技术的发展,它通过改变岩石的力学状态、压裂液的流动路径,达到控制缝高的目的;通过增加支撑剂的铺置层数,扩展裂缝宽度,增加裂缝导流能力。此项技术现场应用40多井次,增加了压裂井的压后有效率及生产周期,取得了可观的经济效益及社会效益。     

加砂压裂压力分析及应用

压裂期间及压裂停泵后的井底压力的变化规律反应了裂缝本身及其周围地层的情况,因此可以应用压裂压力资料对其进行了分析解释,在此基础上,本文根据Nolte原理研制了一套解释软件,既可准确判定裂缝模型,分析裂缝延伸情况以指导现场施工,又可获得压裂后的裂缝长度,宽度,压裂液效率,滤失系数,裂缝闭合压力和闭合时间及地层主应力等评价参数,现场实际应用表明,该软件可起到实时监测及压后评估的作用,具有较强的实用价值。     

四川油气田完成迄今最大规模的多级加砂压裂改造作业

2010年7月24日,龙002一H3井多级加砂压裂施工顺利结束,累计挤入地层液体1200余立方米,砂量90余吨,这是四川油气田迄今为止完成的规模最大的多层大规模加砂压裂改造作业。     

致密厚油层斜井多段压裂技术

华庆油田长 6储层属典型致密油藏,油层厚度 30~60 m,渗透率在 0.3 mD左右,纵向非均质性强。为进一步提高单井产量,利用丛式大井组布井井斜度大、井眼穿透油层厚度大等有利条件,提出了致密厚油层斜井多段压裂技术,在油层内造多缝扩大泄流体积提高单井产量。绘制了斜井多段压裂选井条件模版,明确了纵向上形成多条独立裂缝的单井井斜角和井眼方位角的具体条件。通过压力拟合、 DSI偶极声波测井等分析手段,证实了斜井多段压裂可以提高致密厚油层改造体积,单井产量较对比井高 0.8 t/d左右,是致密厚油层增产的有效途径之一。     

多级加砂压裂技术在塞392长6储层改造中的应用

塞392长6属于典型的特低渗油田,储层非均质性强,油水分异差,叠合程度高,油层厚度大,驱替难度大,严重影响了油田开发水平的提高。通过实施多级加砂压裂储层改造技术,明显提高了油田采收率。实践证明,多级加砂压裂技术不仅解决了塞392长6储层改造的技术难题,而且对同类油田的储层改造具有重要的参考价值。     

新场气田J_(3p)气藏加砂压裂工艺

新场气田J3p气藏属近致密砂岩储层,所建成的自然产能开发井多为中、低产井,且有约40％的井达不到工业产能标准,从而使气藏开发形不成高效益。针对J3p气藏地质特性、储层动态特性、储层损害状况、压裂液评井选层标准,开展了加砂压裂工艺技术研究和实施压裂工艺措施,进行加砂压裂效果分析,取得显著的增产效果和经济效益,并改变了四川地区砂岩油、气储层加砂压裂整体效益不佳的局面。     

复杂砂岩气层加砂压裂工艺的应用

章通过对某砂岩储层所做测试压裂和加砂压裂进行分析与评价，认识到：该储层具有闭合应力高、储层低渗和微裂缝发育等复杂特征，对于加砂压裂还存在严重的近井扭曲影响。最终提出加砂压裂改造应立足于，在保证一定裂缝导流能力的前提下，尽可能地造长缝。并通过实践证明了，低砂比支撑剂段塞冲刷能有效地降低或解除射孔孔眼摩阻和近井筒摩阻对加砂压裂的影响。     

特低渗油藏压裂井注采井距与注水见效关系

针对目前注采井距与注水见效关系研究中缺乏对应压裂井研究的现状,以压裂井压力波椭圆等压面传播理论为基础,推导了特低渗油藏压裂井注水见效时间与椭圆动边界半径、启动压力梯度、油井产能水平和原油黏度等的综合关系。并对上述因素对注水见效时间的影响进行了研究。结果表明,这些因素对注水见效均有较大影响,压裂井对上述因素影响的敏感性远小于未压裂井,特别在目标油藏原油黏度较大时,此种差异表现得更为明显,合理注采井距的选择是多因素下主次要矛盾共同作用的结果,其选择应放在优化、高效开发油藏的大系统中考虑。     

长庆油田华庆超低渗油藏水平井压裂裂缝优化

长庆油田华庆超低渗透油藏主要采用水平井注水开发技术来提高开发效果,如何进行压裂裂缝优化设计是提高开发效果的关键。文中在对油藏特征分析的基础上,结合注采井网对水平井压裂裂缝长度、改造段数、布缝方式及施工参数进行了优化研究,提出了适合华庆超低渗油藏水平井的改造参数。24口水平井矿场实践表明,该参数组合具有较好的适应性,水平井产量达10.3 t/d,为直井的5倍,对类似油藏水平井压裂参数优化具有借鉴意义。     

超低渗储层混合水体积压裂重复改造技术研究与现场试验

以华庆油田为代表的超低渗透油藏定向井单井产量低,日产量小于1.0t的低产低效井占56.2%。常规重复压裂压裂后的油井增产效果不理想,具体表现在压裂后增产幅度小、产量递减速度快、有效期短。针对长庆油田华庆区块超低渗透储层油井的重复改造,将混合水体积压裂技术应用于老井重复压裂中,形成了老井混合水体积压裂配套工艺技术,并在考虑井网和注水条件下,进行体积压裂理论与多级暂堵多缝压裂理论的结合研究。室内工艺优化结果和9口井的现场试验表明,措施后油井的平均单井日增油量2.81t。截至目前,平均单井有效生产天数达252天,增产效果显著。该技术的成功实施运用,为超低渗透油藏重复压裂效果的提高提供了有力的依据。     

低渗透油藏分段压裂水平井布缝方式优化

为提高压裂改造效果,须优选出合理的裂缝参数。目前国内外优选裂缝参数时,只对裂缝务数、长度、间距、导流能力进行优化研究,没有考虑水平井裂缝布放方式对压裂水平井产能和含水率的影响.为此,文中以某低渗透油藏七点注采井网单元为例．采用数值模拟方法,在水平井分段压裂裂缝参数单因素分析基础上进行水平井布缝方式优化研究,评价了裂缝参数时井网单元开发指标的影响,最后优选出合理的水平井分段压裂裂缝参数。研究结果表明：考虑注水井的影响,为避免水突进,水平井布缝时,裂缝要错开注水井排布,靠近注水井的裂缝要短些,可以不等间距、不等长度排布,在获得较高产能的同时保证含水率也较低：合理的水平并布缝方式可提高单井产量和区块采出程度,使含水率上升缓慢,可提高水平井分段压裂改造效果和经济效益．该研究为同类油藏压裂施工设计提供了有效依据。     

超低渗透储层开发技术对策

超低渗透储层在鄂尔多斯盆地拥有巨大的资源潜力, 该类储层物性差, 启动压力梯度高。针对储层特征, 提出“超前注水、缩小井距、提高注采井数比、提高人工裂缝长度与导流能力”的开发思路,在西峰油田庄9 井区先导性开发试验中取得了明显的增产效果, 为实现该类油藏的有效开发奠定了基础, 极大地拓宽了鄂尔多斯盆地油气勘探与开发的前景。     

特低渗透多层油藏水驱前缘研究

特低渗透多层油藏在注水开发时由于各储层物性和流体特征存在差异,会引起各储层注水推进速度不同.利用特低渗透油藏渗流理论建立理论模型,推导了多层油藏考虑油相和水相启动压力梯度的水驱前缘计算公式,分析了渗透率级差、注采压差、注采井距、地层原油粘度对注水推进速度的影响.并针对注采井距的影响,首次提出了无因次水驱前缘的概念.研究结果表明,渗透率级差越大,渗透率相对较小储层的水驱前缘推进越慢;随着注采压差的增大,渗透率相对较小储层的水驱前缘推进速度逐渐增大,但增幅逐渐变缓;随着注采井距的增大,渗透率相对较小储层的水驱前缘推进速度逐渐变快,但无因次水驱前缘却逐渐变小;随着地层原油粘度的降低,渗透率相对较小储层的水驱前缘推进速度逐渐变快,且增幅逐渐变大.     

温度对特低渗油藏油水相对渗透率的响

针对目前有关特低渗油藏相对渗透率曲线研究较少的现状,通过岩心流动实验,得到不同温度条件下特低渗岩心的油水相对渗透率曲线,将其与中渗油藏的相渗曲线进行对比,并对其相渗曲线的特征值进行了定量描述。对比分析得出：相对中渗岩心,特低渗岩心的相渗曲线有整体向左移动的趋势,残余油饱和度较高,且该饱和度对应的水相相对渗透率很低,岩心的水驱最终采收率较低;随着温度的升高,特低渗岩心的束缚水饱和度逐渐升高,油水同流区变宽,等渗点饱和度右移．残余油饱和度相应减小．岩心的水驱最终采收率增大。     

特低渗透油藏压裂层位优选研究——以G644区块特低渗透油藏为例

为提高特低渗油藏压裂效果,以某特低渗油藏G644区块为例,通过"四性"关系研究,建立了油藏评价标准,给出了压裂层段优选结果,并分析了影响压裂效果的几个主要因素。指出精细研究油层发育情况,提高比产液能力,确定合理压裂时机是提高压裂效果的重要保证。     

长庆油田三叠系特低渗储层分层注水技术研究

长庆油田三叠系特低渗透油藏的特点是各层启动压力梯度差异大,剖面非均质性严重,多段动用的注水井剖面矛盾较大,部分油层段得不到能量补充,注水效果差。对油藏多层开采区域采用悬压式分层注水措施后,油藏动态特征和动态监测结果表明,分注区域油藏开发形势明显好转,水驱储量动用程度得到提高,注水单向突进现象得到缓解,见效油井增多;地层能量上升,油井产量上升,区域产量上升;注水井吸水剖面得到改善;各小层吸水量趋于均匀,水驱变好;避免注入水沿单层突进,从而抑制了油井见水,取得了良好的经济效益,区块开发水平得到显著提高。