川西低渗气藏单井地应力计算方法综合研究

四川盆地新场气田是一个低孔低渗的裂缝性砂岩气田，储层物性差，自然产能低，需经压裂后才能投产，压裂后气井增加的产能与压裂的效果密切相关。提前认识储层当前地应力的特征，有助于压裂设计时确定裂缝产状、缝长、缝宽等参数，减少储层水力压裂改造的盲目性，降低中、低渗透油气田开发的风险。通过大量测井资料的计算，确定了新场气田储层地应力的大小和方向，并综合采用微地震测量、岩石声发射资料、古地磁等岩心测试资料和水力压裂等多种方法进行交互验证，各种方法求得的地应力特征十分相近，说明利用测井资料求取储集层地应力原理简单，计算结果符合实际的地应力特征，是一种低风险研究计算储层地应力特征的方法，可以用于指导低渗透油气田的井网部署和储层的单井压裂改造。     

水力喷射分段压裂在白云质泥岩储层中的应用

白云质泥岩储层不同于常规的砂岩储层和碳酸盐储层,该类储层天然裂缝发育、泥质含量高,压裂过程中主裂缝形成困难、支撑剂嵌入严重,目前没有较好的压裂改造技术。达平3井储层大部分属于白云质泥岩储层,该井通过对白云质泥岩储层的特性研究,探索应用水力喷射分段压裂工艺,优化压裂施工参数,优选压裂液和支撑剂,成功进行了压裂施工,压后取得了一定的增产效果。该井的有效性试验为下一步该区块白云质泥岩储层的压裂改造提供了技术思路和施工经验。     

白云岩储层地质力学特征分析及在储层改造优化应用——以塔中东部为例

针对塔里木油田塔中东部中下寒武统白云岩储层岩性组分复杂,石膏含量较高,压裂改造效果差等问题,在岩石力学实验、岩石组分精细确定基础上建立白云岩储层弹性模量、泊松比、强度、可压裂性等计算模型,并分析不同岩性组分岩石力学参数的影响规律,同时通过井筒资料分析地应力方位,建立地应力计算模型,分析不同组分含量对地应力影响,确定精细地应力剖面,并分析纵向变化规律;另一方面,开展天然裂缝产状信息处理、提取,分析主应力与裂缝走向关系,利用已压裂井资料确定天然裂缝内聚力、滑动摩擦系数,并定量计算天然裂缝面正应力、剪应力,确定不同注入压力下的开启率,从而确定中深5井超深、致密、含膏白云岩储层以压裂为主的改造方案,在此基础上根据分层应力剖面、水平应力差、地层可压裂性、天然裂缝力学特征优化压裂施工层段、泵注程序、分段射孔簇、施工压力等。     

苏里格气田下二叠统储层改造难点及对策

苏里格气田储层具有“低孔、低渗、低压”的特点,水力压裂改造成为开发该气田的主要手段。由于储层物性变化大、多薄层等原因,单井压裂改造裂缝参数在井网中效应的优化难度很大,施工参数很难考虑地应力剖面的纵向控制效果。因此,针对压裂改造中的突出难点,提出了相应的解决对策：建立单井与井网匹配优化模型,充分利用数值模拟、裂缝参数优化、应力剖面分析技术和裂缝闭合优化等技术。应用上述配套技术,使得压裂改造的裂缝参数与储层的匹配更加紧密;根据应力特征优化的参数更有针对性,有利于获得合理裂缝剖面;利用所提出的小型压裂技术进一步增强了对储层的认识和对压裂工艺的提升。为苏里格气田的储层改造和压裂效果的评估提供了技术支持。     

高温高压裂缝性储层分层加砂压裂技术及应用

DB气田属于典型的超深高温高压巨厚裂缝性低渗气藏,改造难度大.分层压裂改造是开发该类储层,提高气田整体开发效果的有效手段.文章结合DB气田储层特征,开展了地应力剖面结合储层裂缝特征的分层技术研究,优化分层改造管柱结构配置及相关配套技术研究等.通过研究,形成适宜的分层压裂工艺技术,并在X102井首次应用,施工排量3.7～4.5 m3/min,最大施工泵压102 MPa,共注入地层液量1 211 m3,加砂76.9 m3,最高砂浓度369 kg/m3.通过压后效果评估表明,压裂形成了长的人工支撑裂缝,沟通天然裂缝系统;分层效果明显,储层得到有效动用,增产效果显著.该工艺成功应用,解决了DB气田分层压裂技术瓶颈,为气田高效开发提供有力的技术支撑,对库车山前同类区块也具有重要推广和借鉴意义.     

苏里格气田细分粒径支撑剂导流能力评价及试验

苏里格气田主力气层必须要进行压裂才能获得有效的井口产能,而获得较高的压裂裂缝导流能力则是其关键所在,然而国内外现用的支撑剂导流能力评价标准中支撑剂的粒径划分范围较大,只有针对不同类型气层采用合理粒径支撑剂进行压裂改造,才能有助于提高改造效果,进一步提高单井产量。为此,以苏里格气田现用的多家陶粒支撑剂性能评价为基础,通过新的支撑剂粒径划分和筛选,对符合苏里格气田压裂用支撑剂进行室内实验,开展了不同组合方式下的裂缝导流能力评价,优化适合该区域不同储层条件的支撑剂及粒径,并开展现场试验,取得了较好效果,为提高储层改造针对性、改善压裂改造效果提供了新的方法。     

柴达木盆地英西地区缝洞型碳酸盐岩储层体积改造技术研究与应用

柴达木盆地英西地区缝洞型碳酸盐储层碳酸盐岩含量为40%~50%、埋深在3 600~4 700m之间、地应力梯度为0.020MPa/m,裂缝发育密度为2~8条/m、基质渗透率为(0.01~0.9)×10^-3um²,以往酸化及酸压后单井产量低、递减快、有效期短、累计产量小。借鉴体积改造理念,通过增大改造规模增加水力裂缝长度沟通油气富集区,采用大排量、高比例滑溜水、复合粒径支撑剂施工提高裂缝复杂程度,保证压后效果。2017年在英西碳酸盐储层进行体积压裂改造4口井(水平井1口),压后效果显著:直井压后初产是2016年施工井的1.8倍,水平压后初产是直井的21倍,其中SH1井压后日产油为395m³、天然气为5 796m³。研究成果为其他裂缝型碳酸盐岩致密储层改造提供了经验。     

大尺寸致密砂岩露头水力压裂物理模拟实验

针对沙河子组致密砂岩露头,首次系统开展了50 cm×50 cm×50 cm及以上尺寸岩样的真三轴水力压裂物理模拟实验,在进一步弱化边界效应的前提下,探究了天然裂缝、地应力条件、暂堵工艺等因素对裂缝扩展的影响机制,创新了试件压后裂缝三维形态构建方法.研究结果表明:含天然裂缝岩样,当水平地应力差在9 MPa以下时,天然裂缝产状为压后裂缝形态的关键影响因素,当水平地应力差在12 MPa以上时,天然裂缝产状影响弱化,易形成单一裂缝;无天然裂缝岩样,常规压裂均为单一裂缝,高黏压裂液压后裂缝面相对平直;暂堵后,采用高黏压裂液压裂,易在原裂缝两翼均形成封堵,产生新缝;水平地应力差越大,暂堵压裂新裂缝转向半径越小,距离原裂缝位置越近,改造效果越差.研究结果为致密砂岩现场压裂方案设计提供了有效指导.     

水平井裸眼分段压裂工艺在白云质泥岩储层中的应用

中原油田濮城油区部分井层岩性类型以白云质泥岩为主,微裂缝及孔洞发育,但总体上孔渗性较差,经分析认为剩余油潜力较大,决定对水平井濮1-FP1井进行分段压裂改造。通过对储层物性研究、测试压裂分析及压裂软件模拟进行压裂参数优化,确定了适合该井的分段压裂施工参数,优选了压裂液和支撑剂,成功地完成了十段压裂施工,注入总液量2975m3,加入支撑剂308m3,压后取得了一定的增产效果。该井多段压裂工艺的成功应用为下一步该区块白云质泥岩储层的压裂改造提供了依据和施工经验。     

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。     

玛18井区压裂支撑剂适应性研究

为了研究玛18井区压裂支撑剂的适应性,在不同铺置方式和不同闭合压力下,对不同压裂支撑剂的导流能力与压裂后效果进行分析评价,根据小型压裂测试、闭合后分析等解释结果,进行储层压裂后特性分析,并对石英砂部分代替陶粒效果进行论证。结果表明:当高闭合应力时,增大铺砂浓度可有效提高裂缝导流能力,但分段式铺砂不能提高裂缝导流能力;混合支撑剂和全陶粒支撑剂的改造井地层能量与裂缝类型均类似,但混合支撑剂井的地层系数、动态储量均不如全陶粒井,且日均压降高于全陶粒井。研究认为,石英砂替代陶粒效果较差,主要原因在于:在裂缝改造类型相同时,由于储层埋深较大,地应力较高,混合支撑剂无法满足所处深度的地应力。通过计算动态储量可知,长期开采时陶粒支撑剂比石英砂支撑剂更有利于节省成本,建议在玛18区块继续采用全陶粒支撑剂。     

应用压裂资料计算地应力的一种方法

为了减少安棚油田储层压裂改造的盲目性、降低储层压裂改造与井网部署的风险,实现油田合理开发,根据水力裂缝形态取决于地层中垂向地应力和水平地应力相对大小与方向的理论,应用探井与评价井压裂工艺参数进行了储层地应力分析。实例计算表明,该方法有一定的可信度, 据此求得的地应力剖面资料和同一储层地应力平面分布资料,可以用于指导低渗透油田的井网部署和储层的整体压裂酸化改造,提高中低渗透油田开发的社会经济效益。     

综合试油技术在吉林油田海51井中的应用

在海51井54号层试油过程中，先后应用射孔一测试联作、水力压裂、水力泵排液、测试一抽汲技术，对储层进行评价，为确定合理的储层改造方式、压裂施工规模及支撑剂类型，提供科学的依据。     

水力压裂缝动态非对称延伸过程数值模拟

从"人工油气藏开发"的角度,采用全缝长压裂缝模拟技术,结合储层精细地质建模技术对低渗透储层水力压裂过程中形成的原位储层-支撑剂复合体的动态延伸过程及其变化特征进行探索,提出以水力压裂缝动态非对称指数来表征水力压裂缝动态非对称延伸特征,构建原位储层-支撑剂复合体的评价参数,探索水力压裂缝动态非对称指数在常规测井曲线中的响应特征,并据此建立基于常规测井曲线的水力压裂缝动态非对称延伸特征的方法。研究结果表明,全缝长压裂缝模拟技术优于仅基于常规测井数据的半缝长非对称压裂缝模拟技术,便于开展储层非均质性研究。水力压裂缝动态非对称指数可以反映水力压裂缝在某一压裂时长的非对称延伸规模水平,结合储层物性与目前开发动态可为实现储层的充分动用提供指导。水力压裂缝动态非对称延伸特征剖析是提高采收率的重要研究方向。     

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水力压是低渗气层改造的主要措施，是否有效将地开放的关键。国内外进行的大量低渗气层的压裂施工，其效果很难同低渗油层的压效相比，个别的气层经过大型水力压裂，产气量反而下降，并伴随有叶砂、压裂液水不彻底、返困难等现象。文章在综合国内外现场、室内水力压裂试验情况的基础上，分析了影响压裂效果的主要因素，包括压裂液的滤失，地层及天然裂缝的伤害，支撑剂的破碎及返回井筒、压裂液的配伍性和返以及气管理中的一些问题，     

应用压裂资料计算地应力的一种方法

为了减少安棚油田储层压裂改造的盲目性、降低储层压裂改造与井网部署的风险，实现油田合理开发，根据水力裂缝形态取决于地层中垂向地应力和水平地应力相对大小与方向的理论，应用探井与评价井压裂工艺参数进行了储层地应力分析。实例计算表明，该方法有一定的可信度，据此求得的地应力剖面资料和同一储层地应力平面分布资料，可以用于指导低渗透油田的并网部署和储层的整体压裂酸化改造，提高中低渗透油田开发的社会经济效益。     

页岩储层水力压裂支撑剂嵌入影响因素研究

页岩储层水力压裂过程中,支撑剂嵌入会对裂缝的导流能力产生一定的影响,从而影响页岩储层压裂施工的效果。为了研究支撑剂嵌入对页岩储层裂缝导流能力的影响,采用改进型的裂缝导流能力测试仪评价了不同因素对支撑剂嵌入深度和裂缝导流能力的影响。结果表明,随着闭合压力的增大,支撑剂嵌入深度和导流能力下降幅度逐渐增大,当闭合压力为70 MPa时,支撑剂的嵌入深度为0.94 mm,页岩板导流能力降低率达到了53.5%;支撑剂粒径越小、铺砂浓度越大、页岩杨氏模量越大,支撑剂嵌入深度和导流能力降低率就越小;另外,页岩板使用清水浸泡24 h后,支撑剂的嵌入深度明显增大,导流能力降低幅度明显增大,而使用3%KCl和压裂返排液浸泡后,支撑剂的嵌入深度和导流能力降低率均变化不大。该研究结果可以为页岩储层现场压裂施工设计提供参考。     

海拉尔盆地复杂岩性储层压裂增产技术

海拉尔盆地是一个多断块、多储集类型的油田,储层物性条件差,岩性变化复杂,常规水力压裂技术不能适应复杂多变储层类型的需要。针对兴安岭群含凝灰质储层早期砂堵的问题,在研究其水力压裂裂缝启裂与延伸特征的基础上,开发成功了水基冻胶外相油内相乳化压裂液体系,具有与兴安岭群含凝灰质储层配伍性强、乳化与破乳完全、低滤失、流变性能好、地层伤害程度低、可降低支撑剂嵌入等特点,使压裂成功率和压裂增油效果大幅度提高;针对布达特群古潜山变质岩储层裂缝孔洞多储集介质发育、厚度大、储隔层应力差异小的特点,研究成功将储层地质条件、地应力条件和压裂液性能等紧密结合,在压裂施工风险分析基础上进行施工参数优化,根据测试压裂分析结果完善、确定主压裂施工设计的方法,实现了真正的个性化设计。同时,应用切实可行的现场控制技术,实现了微裂缝数量、裂缝高度、压裂液滤失量和施工摩阻的可控性,提高了布达特群储层压裂施工的成功率。     

裂缝性储层水平井裂缝起裂和延伸规律研究

一般水平井压裂的破裂压力比直井的破裂压力要高得多,存在裂缝压不开而导致压裂施工失败的问题,反映了水平井的裂缝起裂机理与垂直井及普通定向井有显著差别,研究水平井裂缝起裂机理和裂缝延伸规律,对水平井水力压裂优化设计具有重要的意义。以黄陵地区三叠统延长组长6油层组裂缝性储层为例,利用测井资料处理了地应力剖面,采用岩心的岩石力学性质和地应力试验分析方法、压裂施工参数和净压力处理分析方法,结合裂缝监测及区域构造特征,将室内试验与数值分析方法相结合,明确了该类储层水平井人工裂缝起裂特征,揭示了水平井裂缝延伸规律,为该类储层水平井压裂方案和设计优化提供理论依据,从而有效地提高了施工效率和成功率。     

丘东凝析气田压裂改造技术研究

丘东凝析气田J2x气藏具有低孔、低渗、非均质性强等地质特征，地应力复杂，微裂缝发育，地层岩石杨氏模量高，导致水力压裂改造时破裂压力高，在高压下天然裂缝张开从而造成压裂液的高滤失，使得液体效率降低难以形成足够宽度的动态裂缝，现场表现为高砂比作业，易产生砂堵，对于这类储层的加砂压裂改造一直是国内外技术攻关的难点之一。针对本区以往压裂施工的经验和教训，结合储层特征进行压裂液体系优选和压裂优化设计，通过实施前置液降滤措施、线性加砂技术等工艺，对4口井成功实施了加砂压裂改造，最大加砂量30m^3，并在压后实施强化返排，使得凝析气井产气量大幅度提高，增产倍数达10倍以上，取得了良好的压裂效果，对指导该类型储层的压裂改造技术优化具有参考意义。