任意分布裂缝对油井产能影响研究

应用有限单元法在求解几何形状复杂的问题斱面的优势,对人工压裂后产生的任意分布的支裂缝采用线单元进行描述,将油藏和裂缝看作一个渗流系统建立统一的有限元模型。本文以5点法井网为例,对边界封闭压裂井进行模拟。针对油井产能,模拟研究了支裂缝的数量、支裂缝长度以及裂缝的导流能力对其的影响规律。分析模拟结果得出:支裂缝数量的变化不能够较大的影响油井的产能;增加支裂缝长度不能够较大幅度的提高油井的产能;裂缝的导流能力的提高能够对油井的产能和见水时间起到较大幅度的影响。     

特低渗透油藏压裂井产能分析

低渗透储层由于渗透率比较低,往往通过水力压裂提高单井产能,因此,压裂井产能的评价对低渗透油田的开发尤为重要。基于低速非线性渗流新模型,建立了低渗透无限导流能力和有限导流能力垂直裂缝井产能公式,并与基于达西模型和拟启动压力梯度模型的裂缝井产能公式进行了对比分析。为便于工程应用,用等效直井产能公式表示有限导流能力裂缝的产能,并对影响其产能的参数进行了分析,对低渗透油田的开发具有重要的意义。     

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。     

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。     

低渗气藏水平井分段压裂完井产能评价研究

水平井分段压裂完井是低渗气藏水平井长期高效开发的重要手段。目前国内学者在研究裂缝参数对压裂水平井产能影响时没有考虑不同气藏控制面积、不同气藏基质渗透率的情况,对压裂水平井裂缝间干扰作用也缺乏深入研究。为此采用数值模拟方法,建立数值模拟机理模型,在考虑不同气藏控制面积、基质渗透率的情况下,主要研究裂缝条数、裂缝长度、裂缝间距对低渗气藏水平井产能的影响,并提出了裂缝半长/裂缝间距的评价指标,同时参考模拟出的各条裂缝累积产气量及压力等值线图,对压裂水平井裂缝干扰情况进行分析。研究结果表明,在压裂水平井生产初期,各控制面积下累积产气量相同,但随生产时间的延续,气藏控制面积越大,累积产气量越大;基质渗透率越低,采出程度越小,需要压开更多的裂缝,裂缝半长/裂缝间距越大;裂缝条数越多,裂缝间产生的相互干扰也越严重,使每条裂缝的产量减小;裂缝间距越小,压力下降越快,裂缝间干扰作用越强。这为低渗气藏分段压裂水平井裂缝参数优化设计提供了理论依据。     

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。     

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。     

特低渗透油田水平井压裂产能参数优化研究

根据特低渗透油田储层特点,首先研究了流体在压裂水平井中的渗流特征,流体流动划分为早期拟径向流阶段、裂缝内的线性渗流及椭圆流动。在此基础之上,给出了修正的产能预测解析模型,该模型同时考虑了流体流向裂缝的压降损失、流体在裂缝中流动汇入水平井筒损失的能量以及流体在裂缝内流向井筒的线性流动,在油田试井资料较完善情况下,该方法较简单。当测试资料较少时,本文提供了一种新方法,利用油藏数值模拟软件对压裂水平井的裂缝参数进行优化模拟,包括裂缝条数、裂缝长度、裂缝间距、裂缝的导流能力、裂缝位置以及裂缝的排布方式,该方法对于评价特低渗透油田压裂水平井产能影响因素具有指导意义。     

压裂水平井产能影响因素研究

本文充分调研了前人的研究成果,经过分析、综合,总结出了影响压裂水平井产能的七大因素:测试时间,污染系数,裂缝穿透率,裂缝条数,井筒长度,裂缝角度和裂缝导流能力。研究表明,测试时间的长短直接影响不同的流动阶段;污染系数越大,产能越低;裂缝穿透率、裂缝条数和导流能力与产能之间存在一个最优值;水平井筒长度越大,压裂水平井的产量越大;此外,应尽可能使裂缝垂直于水平井筒,以提高压裂效果。     

延长油田低渗透储层压裂水平井产能预测模型

低渗透储层进行大规模压裂改造是获得经济产能的主要手段,对压裂水平井压裂后产能预测具有重要指导意义。为此,基于鄂尔多斯盆地长8储层的物性特点和水平井压后裂缝的真实分布,建立了水平井多级压裂的半解析模型。根据压力叠加原理和点源函数的求解方法对裂缝进行离散,求得模型在定压力生产条件下的拉氏空间解;通过Stehfest数值反演,求得了水平井的产能。通过对水平井产能的影响因素裂缝半长、簇数、级数和裂缝的导流能力分析可知：裂缝的级数和半长对最终的产量影响较大;裂缝的簇数和导流能力对水平井早期的产能影响较大;在裂缝总长不变的情况下,裂缝的分布形态对产能的影响较小。本文的研究结果对于长8储层的压裂设计和产能评价具有重要意义。     

致密气藏分段压裂水平井产能优化分析

利用等效井径模型和叠加原理,考虑裂缝变质量入流和非均匀裂缝参数的影响,建立了适合特低渗透致密气藏水平井分段压裂产能优化模型,并结合实例对产能敏感因素进行了优化分析。结果表明:水平井两侧裂缝入流速度大于内部裂缝入流速度;储层渗透率越大,最优裂缝导流能力越大;裂缝条数和裂缝半长不是越多越长越好,存在极限值;裂缝与井筒垂直时产量最大。研究成果致密气藏水平井分段压裂的设计提供了科学依据。     

榆林上古气井重复改造选井研究

低渗透气藏气井压裂完井生产一段时间后,裂缝导流能力逐渐下降,往往需要重新进行压裂。本文分析了影响重复压裂选井的主要因素,确定了重复压裂选井原则及主要工艺措施。影响压裂选井的主要因素为动储量、渗透率、地层压力和裂缝半长。现场一般通过不稳定试井计算这些参数,但目前由于天然气供不应求,为保证产量,长庆榆林气田很难进行大规模的关井压力恢复测试。而气井长期的生产历史数据包含了气藏动态的重要信息,文章利用定容气藏的物质平衡方程和产量递减曲线联合分析生产数据的方法,对达到拟稳态流动的气井通过拟合变流量和井底压力的生产数据,达到不关井测试计算动储量、渗透率和裂缝半长的目的。重复压裂应优先选取动储量大、地层能量充足并且裂缝半长短的井。     

致密砂岩中浅层低成本压裂支撑剂组合实验研究

由于致密砂岩储层渗透率低,一般未经储层改造,自然产能低,难于达到经济开采的要求。国内目前小于1500m的储层压裂一般都采用石英砂作为支撑剂,大于1500m则采用陶粒,为了进一步降低单井投资成本、提高开发效益,考虑对中浅层储层采用石英砂尾追陶粒的组合方式进行压裂。本文考虑不同闭合压力下的压裂液伤害、支撑剂嵌入等因素的影响,运用长期裂缝导流仪系统,模拟地层闭合压力、温度等环境,对油气田常用的石英砂及陶粒进行了长期导流能力评价,对石英砂尾追陶粒组合的比例进行优化,优化出了适合中浅层油气田的最佳支撑剂组合比例（石英砂：陶粒=70：30）,为国内中浅层储层压裂提高经济效益、降低单井成本提供了参考依据。     

压裂增产效果预测

本文低渗透油藏为目标，建立了水力压裂理论模型，推导了全悬浮携砂液在缝中的运移分布、分段裂缝导流能力、增产倍比和裂缝壁面的表皮系数，对结果进行了对比与分析，提出了水力压裂技术的理论基础，计算了水力压裂技术增产倍比，同时剖析了支撑缝长、地层渗透率、闭合压力对增产倍比的影响。     

重复压裂井产能影响因素及产能预测——以富县大东沟地区为例

目前富县大东沟区采出程度很高,为保持稳产需要对部分低产低效井进行重复改造,恢复其裂缝导流能力,提高二次改造成功率,达到增产效果。对富县大东沟的单井产能影响因素进行分析,确定影响重复压裂井产能的关键因素,为后期选井提供理论依据。通过分析现有重复压裂井储层、施工参数、累产油和日产油的关系,用灰色关联法对产能影响因素进行排序,并建立产能预测模型,快速优选潜力井并对产能进行预测。     

二氧化碳前置蓄能体积压裂优化设计

为分析二氧化碳蓄能压裂过程各项参数对压裂效果的影响,以鄂尔多斯盆地某低渗油藏为背景,建立了油藏地质模型,并进行数值模拟产量和压力历史拟合,在准确建立地质模型基础上,分析了不同压裂过程注入排量、裂缝半长及间距、裂缝导流能力对压裂效果的影响,通过压裂过程参数模拟优化,建议注入量为140 t、注入速度控制在35～40 t·d...     

东海致密气藏压裂增产开发模式的经济有效性评价

以东海X致密气藏为目标,综合采用气藏工程数值模拟方法和油田开发经济评价方法,首先以收益增幅为目标函数对水力压裂的裂缝参数进行了优化模拟;在确定压裂水平井段长度、裂缝间距和裂缝长度基础上,以财务内部收益率为有效开发经济门限,计算得到实现经济开发的储层综合品质和累产气量低限值;通过对比压裂井增产潜力和经济开发低限条件,确定东海X致密气藏具有实施压裂增产开发模式的经济有效性。研究成果对海上低渗致密储层实施压裂增产开发可行性研究提供了理论方法,也对加快海上低渗致密储层开发进程具有重要现实意义。     

直井-水平井SAGD低物性段酸压对提高采收率幅度研究

在辽河油田超稠油油藏SAGD开发后期,受低物性段隔夹层阻挡作用,蒸汽腔发育迟缓、纵向扩展受限导致产量下降。针对这一问题,可采用直井辅助水平井SAGD开发和对低物性段酸压等手段改善渗透率、促使蒸汽突破低物性段从而进一步提高采收率。本文结合现场数据建立数值模型,采用正交设计法分析不同裂缝参数对产能的影响顺序,依次为裂缝长度、裂缝数量、裂缝宽度、裂缝间距。同时采用控制变量法分析不同裂缝参数对产能的影响并优选出适合目标区块的最佳裂缝参数,裂缝长度160 m,裂缝数量5条,裂缝宽度9 mm,裂缝间距90 m。并对优化方案进行了模拟预测,结果表明:目标区块累计产油量增加5 928.6 t,采收率提高12.2%,累计油气比达到0.228,含水率平均降低8%～12%,研究成果对直井辅助水平井SAGD低物性段开发和提高后期采收率提供了理论指导。     

高速通道压裂裂缝导流能力数值模拟研究

为了研究高速通道压裂过程中裂缝的导流能力及其变化规律,运用数值模拟方法建立模型就支撑剂柱直径、缝宽、支撑剂柱弹性模量、储层弹性模量、闭合压力等5因素对裂缝导流能力的影响进行了逐一模拟分析。结果显示,缝宽、支撑剂柱弹性模量和闭合压力对裂缝导流能力的影响程度最大,在压裂设计时应引起更多的关注;支撑剂柱直径和储层弹性模量对裂缝导流能力的影响作用相对较弱。研究成果丰富了当前对高速通道压裂技术的研究。     

径向井压裂产能水电模拟实验研究

径向井压裂拥有成本低,增产效果好的优势,在小规模油藏的运用越来越多。基于水电相似原理,利用水电模拟实验,研究了径向井压裂产能,分析了不同裂缝间距和不同裂缝长度对于径向井压裂产能的影响和不同裂缝间距下的等势线。通过对实验内容分析得出:裂缝间距越大,径向井的压裂效果越好,其控制的泄油面积也越大,有利于提高油藏采收率;随着裂缝间距的增加,产能的增加幅度逐渐变小;裂缝的长度越大,径向井压裂后的产能越大;对比裂缝长度和裂缝间距对于径向井压裂产能的影响,发现裂缝长度的增加更能提高压后产能。基于上述研究,可以为现场的径向井压裂产能研究提供一定的理论支撑。