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。     

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。     

段内多缝体积压裂技术在女深002-8-H1井应用

段内多裂缝体积压裂是在压裂过程中加入暂堵剂临时封堵前次裂缝迫使流体转向来压开多条新裂缝的新技术,是提高单井有效改造体积,从而提高单井产量和最终采收率的重要手段。女深002-8-H1井储层改造段具有岩性较致密、基质渗透率低、储层物性较差、非均质性强、裸眼井段长的特点,该井在工具分段的基础上,辅以段内暂堵实现段内多裂缝体积压裂改造,压裂后最终获得了高产气流。     

松辽盆地八面台油田老区裂缝性油藏体积压裂技术研究

松辽盆地南部的八面台油田老井油藏具有天然裂缝发育、物性差、薄互层、平面连续性差、非均质性强等储层特点,针对该类储层研究采用大排量滑溜水体积压裂工艺技术,通过在油层内造多缝扩大油藏的泄流体积,从而实现注采平衡,使老井能够得到有效能量补充,增大储层改造体积,实现致密油藏体积压裂,提高单井产量。     

致密油水平井体积压裂产能影响因素

为了分析水力裂缝与天然裂缝对致密油储层体积改造后产能的影响,以新疆S油田储层物性、原油物性以及天然裂缝走向和密度等为基础,利用COMSOL with MATLAB混合编程建立了致密油水平井体积压裂后的复杂缝网模型;考虑基质与裂缝的应力敏感,模拟了致密油在储层基质、裂缝和水平井筒的全耦合流动,分析了不同裂缝长度80～140 m、不同裂缝间距10～40 m、不同天然裂缝密度0.5～2.5条/m条件下压后致密油储层产能的变化。通过与矿场数据对比,该模型准确性较高。同时,模拟发现压裂后储层中压力波及区域的扩展过程表现出较强的非均质性,分布在压裂区周围的天然裂缝有助于扩大储层改造体积;增加裂缝长度,减小裂缝间距,较高的天然裂缝密度均能提高油井日产量峰值和累计产量,模拟得到该区块的最优裂缝长度和裂缝间距分别为140 m和10 m左右。油井日产量提高的同时衰减速度加快,特别是较高天然裂缝密度的衰减速度约为较低天然裂缝密度时的4倍,天然裂缝密度和裂缝间距对产能的影响程度较裂缝长度更为显著。     

玛湖致密砾岩油藏水平井体积压裂技术探索与实践

玛湖油田致密砾岩油藏油气富集、开发潜力巨大,但成藏条件复杂、岩性致密、储层物性差、非均质性强、砂体跨度大,压裂面临着起裂困难、裂缝复杂程度低、有效支撑难度大、稳产能力差等挑战。针对油藏地质特征与改造难点,秉承"缝控储量"的理念,拓宽非常规油藏体积压裂认识,通过5年的探索与实践,集成了以细分切割为主要特点的致密砾岩油藏水平井体积压裂技术系列。通过速钻桥塞分段、小裂缝间距分簇射孔、大排量逆混合注入相结合,确保段内多簇裂缝高效起裂延展;组合加砂工艺与大液量滑溜水替代瓜尔胶入井相结合,在改善裂缝纵向及远端支撑剂铺置效果、提高裂缝导流能力的同时,实现地层增能蓄能;从而实现了致密砾岩储层的体积改造,确保了压裂改造的长期有效。该项技术目前已在玛湖全区的勘探、评价与产能建设领域推广应用,累计在11区块实施水平井86井次,改造后水平井增产稳产效果显著提升,取得了玛湖致密砾岩油藏效益开发的突破,有效推动了玛湖油田的整体开发和规模效益动用。     

南堡5号构造深层火成岩压裂技术研究及应用

冀东油田南堡5号构造深层火成岩储层埋藏深,储层物性较差,依靠原始产能很难获得工业油气流,需要进行加砂压裂改造。该构造火成岩储层具有高温高压、天然裂缝发育、主应力方位与天然裂缝一致、杨氏模量高等特点,实施加砂压裂存在很大的工程风险。通过优化射孔井段、选用耐高温压裂体系、选用40/70目小粒径支撑剂、采用多级支撑剂段塞打磨与试探性加砂技术等,成功地对南堡5-81、南堡5-82、南堡5-85等井实施了加砂压裂改造,为认识储层、改造储层提供了可靠的技术手段。     

东营凹陷多薄层低渗透滩坝砂储层分层压裂工艺优化

滩坝砂储层具有纵向跨度大、薄层多、物性差及非均质性强等特征,常规笼统压裂效果差,逐级压裂改造费用高、操作复杂,开展分层压裂工艺优化研究具有重要的生产意义。以东营凹陷滩坝砂为例,针对压裂纵向改造程度低、有效裂缝长度和导流能力不足的难点,首先,通过分层地应力剖面确定、分层集中射孔优化和分层压裂临界施工排量优化,从而优化纵向压裂裂缝参数,提高长井段多薄层分层压裂纵向改造程度;然后,通过对裂缝参数、施工参数、支撑剂和低伤害压裂液体系的优选,实现层内支撑剂铺置优化,提高层内压裂改造程度。在滨438井区的分层压裂现场应用结果表明,实施分层压裂3个月,平均产油量是邻井常规笼统压裂产油量的2.2倍,充分说明了该方法的有效性。     

鄂尔多斯盆地致密油水平井体积压裂优化设计

鄂尔多斯盆地长7致密油储层致密、油藏低压。储层天然微裂缝发育程度和岩石脆性评价表明,盆地致密油储层物性对水平井分段体积压裂具有良好的适应性。以提高水平井多段压裂井网形式和布缝的匹配性为目的,优化了与注采井网相适配的施工参数,结果表明,实现体积压裂的排量为4~8 m3/min,单段砂量40~80 m3,入地液量300~700 m3,并形成了"低黏液体造缝、高黏液体携砂、组合粒径支撑剂、不同排量注入"的混合压裂设计模式。矿场井下微地震监测对比了体积压裂与常规压裂对裂缝扩展形态的影响,结果显示致密储层采用体积压裂的改造体积和复杂指数是常规压裂的2倍左右,且与井网适配性良好。通过开展致密油开发矿场先导性试验,水平井单井初期产量达到8~10 t/d,第1年累计产油量达2 000 t左右,且无裂缝性见水井,证明对于鄂尔多斯盆地的致密油开发,采用水平井五点井网+混合水体积压裂可以获得较高的单井产量和良好的开发效益。该项技术对其他油田的非常规储层开发有一定的借鉴意义。     

基质型页岩油储层高导流体积缝网压裂技术

针对松辽盆地北部青山口组基质型页岩油储层压裂改造的难点,结合基质型页岩油储层地质特征,文中采用前置液态CO2增能技术降低破裂压力,增加裂缝的复杂程度,优选出低伤害压裂液体系,以减小对储层的伤害;在大排量、大规模体积压裂的同时,采用多尺度多缝多粒径支撑剂组合加砂工艺、高砂比伴注纤维加砂工艺及混合压裂液变黏度多级交替注入工艺提高裂缝导流能力,形成了一套适用于松辽盆地的基质型页岩油储层高导流体积缝网压裂技术。研究表明,该技术增加了压裂后返排率,降低了储层伤害,形成了复杂缝网体系及高导流裂缝,提高了产量,在松辽盆地北部现场应用4口井,压裂后均获得工业油流。研究成果对基质型页岩油储层压裂改造提供了技术借鉴。     

马58H致密油藏水平井分段多簇射孔压裂技术

马58H井是位于三塘湖盆地马朗凹陷马中地层岩性圈闭的水平探井,属致密凝灰岩油藏,具有高孔低渗、小孔喉、非均质性强的特点,水平井段长804 m。为解决该井压裂作业存在的难题,开展了致密油藏水平井分段压裂技术研究。针对低温井压裂液快速破胶难及施工后对致密油储层的伤害问题,研制出配套的超低浓度、低伤害复合压裂液体系,并通过对裂缝条数、裂缝长度、裂缝导流能力的优化、铺砂浓度与导流能力关系优化、簇间距及孔数优化,采用速钻桥塞分段多簇射孔压裂工艺,顺利完成了该井压裂施工。马58H井分段压裂施工总液量7 755.9 m3,总砂量566.3 m3,最高排量11.2 m3/min,压裂后获得日产131 m3的高产油流,为吐哈油田三塘湖致密油高效开发动用探索了一条新途径。     

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...     

松辽盆地北部致密油钻采一体化方案提产降本提效设计创新与实践

松辽盆地北部致密油具有储层单层厚度薄、纵向集中度差、横向连续性差的地质特点,开发难度大,为此开展了钻采一体化方案提产降本提效探索与实践。针对地面及地下特点,钻井设计优化为平台式布井,水平井由3层变2层,井眼进行瘦身;二维水平井通过上移造斜点,减小造斜率、摩阻和扭矩;三维水平井采取“先平面提前造斜、后扭方位”的方式。优选超深穿透、等孔径射孔弹,直井、定向井设计16孔/m孔密,135°相位角;水平井设计20孔/m孔密,60°相位角。应用相控地质模型,确定裂缝半长为250~300m,裂缝间距为10~15m,支撑剂类型为70~140目+40~70目+20~40目组合粒径石英砂。按照压裂后初期放喷、快速排液、正常生产3个阶段进行排采制度研究,实现全生命周期举升工艺优化。最终形成了适合松北致密油储层特征的多薄层斜直井、主力层水平井、主薄层直平联合的一体化方案优化方法;定型了以大平台钻井、超深穿透等孔径射孔、复合高效压裂、全生命周期举升为核心的提产降本提效设计技术,致密油区块实现效益建产,建成产能超百万吨。     

2021 年 4 期目录

北美海相页岩油采用长水平段水平井密切割体积压裂技术和“工厂化”施工技术等手段,已获得规模化商业开发,而国内陆相页岩油勘探开发起步晚,总体处于试验与示范阶段。为促进我国页岩油的勘探开发进程和页岩油开发技术的发展,总结分析了北美海相页岩油和国内陆相页岩油储层的基本特征、储层改造技术现状和特点,从中得到了诸多启示,从而针对国内陆相中高成熟度页岩油储层的特性,提出了强化基础与机理研究、进行多岩性偏塑性储层穿层压裂技术及复杂缝压裂技术攻关、研发多功能压裂液和压力敏感智能支撑剂、研究排采和CO₂注采技术及进行压–驱–采一体化攻关的建议,以期提高我国陆相中高成熟度页岩油的开发效果。      

体积压裂技术在红台低含油饱和度致密砂岩油藏的应用

红台低含油饱和度致密砂岩油藏直井常规压裂增产幅度小、稳产期短,难以形成商业开采价值。为实现该类油藏的增产、稳产以及解决见油周期长的问题,进行了体积压裂可行性评价和实施效果分析,利用形成复杂缝网的体积压裂技术解决增产、稳产难题。在确定影响该油藏体积压裂效果的主要因子（物性和压裂液量）和次要因子（砂量和平均砂比）基础上,优化压裂方式和工艺参数,解决见油周期长的问题,最终形成了分层系水平井开发、控制压裂液量600 m3/段、保持砂量规模60 m3/段,提高平均砂比至22%的体积压裂技术体系。现场试验结果表明,同比相同物性的直井,水平井体积压裂见油排液周期缩短43.6%,日产油提高47.4%,有效期提高25%,为同类油气藏开发提供借鉴。     

鄂尔多斯盆地致密油层混合水压裂试验

鄂尔多斯盆地长C储层岩性致密、物性差,采用常规工艺增产幅度有限,提高单井产量面临巨大的挑战。针对盆地长C致密储层的地质特征,借鉴国外致密油开发的成功经验,以体积压裂为理念,开展了致密油直井混合水压裂技术试验,取得了阶段性成果。通过对鄂尔多斯盆地致密储层混合水压裂先导试验的分析与总结,进一步探索长庆油田致密储层提高单井产量试验的新思路、新方法,为有效动用盆地致密油提供技术保障。     

复杂致密油藏开发的关键技术

鄂尔多斯盆地延长统超低渗储层具有岩性致密、物性差、孔喉细小、启动压力梯度大、易伤害等特点。在储层差异性研究基础上，通过低伤害压裂体系液、前置酸、改性注入剂、井网形式等优化技术，可降低对储层的伤害，改善孔隙结构，提高渗流面积，达到增产效果。直井小排距、五点井网可初步建立有效压力驱替系统，提高单井产量。垂直于主应力方向水平井，采用水力喷射压裂技术可初步实现致密油藏的有效开发。     

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。     

松辽盆地南部低渗透储层改造技术

松辽盆地南部处于大型湖盆的边缘相带，储层具有厚度薄、致密、非均质性强、粘土矿物总含量较高等特点。因而，储层改造技术是松南地区低渗透油气田增储上产的关键。通过对该区储层地质特征、岩石力学特征和地应力参数的模拟实验，取得影响储层改造设计的关键参数－－最小主应力，得到压裂液、支撑剂优化方案。同时，从压裂时效角度论证了压裂优化设计的准则和原则，最终得出松南地区压裂改造的规模和砂比等压裂优化参数。经现场实践     

松辽盆地南部致密气藏低伤害大型压裂改造技术研究与试验

松辽盆地南部深层致密气藏具有岩性多变、低孔、特低渗、埋藏深、杨氏模量高、压力高、温度高等特点,压裂改造的主要难点是加砂规模小、施工砂液比低,且易发生早期脱砂现象,使压裂改造效果一直难以获得突破。为此,研究了一种新的低伤害大型压裂技术,力求实现低伤害、深穿透、高导流的目标。其要点包括压前储层精细评价、耐高温耐剪切的低伤害压裂液体系、小粒径为主的高强度组合粒径支撑剂、压裂多级优化设计、螺旋式及段塞式加砂程序设计、新型压裂施工配套技术等。?两年9井次现场试验,成功率由以往的50%提高到80%以上,最高加砂量达90 m3,打开了松南盆地南部深层致密气藏的勘探局面,为今后的经济有效开发提供了重要的技术支撑。