水平井段内多簇清水体积压裂技术及现场试验

新疆油田六九区石炭系老区致密火山岩油藏水平井体积压裂面临两大难题:一是储层物性极差,压力系数低,常规分段压裂方式提产有限;二是储层非均质性强,精准改造优势储层难度大,水平井压裂高投入、低产出矛盾突出.针对致密火山岩油藏水平井开发中存在的问题,开展了段内多簇结合清水体积压裂技术的研究与应用.利用段内多簇压裂技术,提高优势储层改造程度,达到了缝控储量的目的 ,提产效果明显.采用100％清水代替冻胶/滑溜水携砂,形成清水压裂支撑剂筛目优选、安全携砂参数设计、少孔短射的射孔方式与连续携砂模式等安全加砂关键技术,解决了清水压裂液携砂效率低、人工裂缝宽度狭窄易导致砂堵、裂缝内支撑缝长短等难题,并在现场试验中得到了有效验证,大幅降低了成本且无残渣,改善了体积压裂效果.水平井段内多簇清水体积压裂技术为致密火山岩油藏效益开发提供了新的模式.     

体积压裂提质增效新技术助推玛湖砾岩致密油规模效益开发

正近期,《玛131井区三叠系百口泉组油藏整体开发方案》通过股份公司审批,成为玛湖砾岩油田最大的产能建设区块,也是新疆油田近年获批的最大的稀油产能建设区块。这一方案获批的背后,凝聚着新疆油田公司工程技术研究院科研人员的辛勤汗水和智慧结晶,正是他们,立足体积压裂理念,不懈努力持久攻关,不但实现了玛湖砾岩水平井产量的突破,而且通过一系列体积压裂提质增效新技术的试验应用,不断提高单井综合效益,强力支撑了玛湖致密油规模效益开发。由此集成的《玛湖地区砾岩致密油水平井体积压裂提质增效新技术研究与应用》获得了工程院科学技术委员会各位专家的认可,被评定为2017年度工程院科学技术奖一等奖。玛湖砾岩大油田是目前世界上发现的最大砾岩油田,也是国内仅有的粗碎屑岩致密油,储量规模及接替潜     

新安边油田致密油水平井开发方式及能量补充研究

新安边油田长7油藏属于典型的砂岩致密油藏,位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡西部,有着分布面积广、探明储量大、埋藏适中等特点。但是由于储层致密,导致常规开发(定向井+注水)油藏递减大、有效驱替难建立、注水不见效(见效即见水)、油藏压力保持水平低等矛盾,难以实现效益开发。自2012年以来,通过"水平井+体积压裂"开发模式,加长水平井水平段长度,开展分段多簇大排量、大液量的前期改造方式,增加了储层缝网规模和数量,有效的提高了前期单井产量和稳产时间。并在稳产过程中通过吞吐采油等方式有效的补充了地层能量,减缓了油藏递减。实践证明,"水平井+体积压裂"的改造模式,加上后期合理有效的能量补充方式,能有效改善致密油开发效果,对长庆致密油开发具有一定的借鉴意义。     

致密砂岩油藏水平井多簇压裂技术提高采收率研究及应用

泾河油田常规水平井分段压裂技术改造后初产低、递减速率快的问题。为此,从如何有效沟通天然 裂缝出发,以最大限度地提高压裂改造效果为目标,提出了水平井多簇压裂技术,该技术具有储层改造体积大、裂 缝区带宽、可有效提高沟通天然裂缝的几率等优点。最终确立了适合泾河油田长８油藏的水平井分段多簇压裂技 术。现场试验１２口井１１８段２１１簇,平均初产达８．２ｔ／ｄ,相比单簇提高了３．４倍,投产３个月后平均产量６．１ｔ／ｄ, 相比单簇压裂提高了３．８倍,增产效果明显高。水平井多簇压裂技术最大限度地提高了泾河油田长８油藏改造体 积,对致密低渗砂岩油藏的高效开发具有一定推广价值。     

泾河油田致密低渗油藏水平井重复压裂技术

泾河油田致密低渗油藏受储层物性差、非均质性强,以及注水驱替系统难以建立等因素的影响,部分水平井产量递减快、采收率低.重复压裂面临工艺优选、新缝开启与老缝延伸、储层保护等难点.文中研究了初次改造不充分的水平井油藏压力和剩余油分布特征,利用重复压裂与补充地层能量相结合的水平井储能压裂技术,优化重复压裂施工参数,优选压裂液体系和配套压裂管柱,形成增大储层改造体积、补充地层能量、提高油水置换效率的一体化水平井重复压裂技术.在泾河油田致密低渗油藏X井开展重复压裂,优化重复压裂6段16簇,水平段加砂强度和进液强度分别为1.3,15.4 m3/m,是初次压裂的4.2倍和9.1倍,有效改造体积为1.76×106m3.此项技术可为同类致密低渗油藏重复压裂改造提供参考.     

玛湖凹陷致密砾岩油藏四维地应力场模拟研究与应用

玛湖凹陷砾岩储层具有非均质性强、地应力状态复杂等特点,为水平井压裂优化和提高采收率方案设计带来巨大挑战。基于玛湖砾岩油藏地震叠前弹性参数反演成果,建立了四维地应力场流固耦合模拟方法,实现了从全区到单井不同尺度上四维地应力场的描述和地质力学参数的动态更新。结合压裂水平井合理分段分簇原则,形成了水平井压裂变密度分段分簇优化设计技术,有效增大缝控储量,矿场应用表明,优化后的布孔方案单井效益提升20%~30%。通过四维地应力场模拟技术,突破了储层“渗流场—应力场”动态耦合描述技术难题,实现了水平井压裂开发动态地应力场表征和加密井压裂缝网预测,可为后期钻完井设计和补充能量时机/方式优化提供支撑。研究成果对玛湖砾岩油藏全生命周期开发、实现提质增效具有重要指导意义。     

玛湖致密砾岩油藏水平井体积压裂技术适应性分析

细分切割体积压裂技术已在玛湖11个致密砾岩油藏应用118井次,验证了工艺的针对性和可操作性,压裂工程参数指标不断取得突破,水平井生产效果显著提升,但合理压裂工程参数与最优生产效果间的匹配关系仍不确定。为了优选合理的工程技术参数范围以指导后续水平井压裂设计,也为了提高致密砾岩油藏开发综合效益,开展体积压裂技术适应性研究。通过数据统计和趋势预测等分析手段,将水平井压后产量、压力等生产数据与体积压裂方式、完井压裂工艺、裂缝参数、压裂规模、压裂材料选型等压裂工程参数相对应开展分析。研究表明,针对物性较差的常压油藏,合理的压裂裂缝间距为25～35m,合理改造规模为加砂强度1.2～1.5m~3/m、砂液比(1∶17)～(1∶20);针对物性较好的异常高压油藏,合理的压裂裂缝间距为40m左右,合理改造规模为加砂强度1.0～1.2m~3/m、砂液比(1∶15)～(1∶17)。同时证明,精准定点有控压裂可在同等条件下将改造效果提高20%以上;在油藏埋深小于3500m、闭合应力低于55MPa的区块,石英砂可有效替代陶粒,具备进一步扩大应用规模的条件。     

水力泵送桥塞分段多簇体积压裂技术在AP959井的应用

为了解决鄂尔多斯盆地致密油藏水平井压裂改造过程中单层改造规模小、压后裂缝形态单一、作业周期长等问题,提出了水力泵送桥塞分段多簇体积压裂技术。该技术利用水力泵送的方式将封隔桥塞推放到预定位置,通过多级点火装置进行多簇定位射孔,裂缝起裂位置准确,施工排量大,而且分段压裂级数不受限制。AP959井压裂微地震检测表明,分段多簇射孔、多簇同时起裂方式比单段射孔、单段起裂方式更利于利用应力干扰,形成复杂裂缝,与相同储层条件下的邻井相比,加砂总量增加1.5倍,单井产量提高50%,达到"体积压裂"的效果。     

致密砂砾岩油藏开发中地质工程一体化实践与思考

准噶尔盆地环玛湖地区致密砂砾岩是中国陆地的重要油气富集地,但开发中面临着地质条件复杂、工程难度大、成本高等挑战。以环玛湖地区玛2井区百口泉组油藏为例,运用地质工程一体化思想对该区致密砂砾岩油藏开发进行集中攻关。研究表明:优质储层是提高单井品质的地质基础;优质油层钻遇率是影响水平井产量的关键因素,而精细三维地质模型指导下的地质导向钻井可有效提高钻遇率;区块适应于"大段多簇+暂堵+极限射流"组合压裂工艺,采用水平井+体积压裂的思路,可使该区复杂致密油得到效益开发。经过攻关,该区新开发井的储层品质、钻井品质和压裂品质均取得了明显提升,实现了致密砂砾岩油藏效益开发的初步突破,同时对环玛湖地区致密砂砾岩油藏的开发具有指导意义。     

致密低渗油藏水平井分段多簇压裂技术优化及在泾河油田的应用

针对致密低渗油藏水平井分段压裂改造产量低的问题,提出利用水平井分段多簇压裂技术进行增产的解决方案,从水平井分段多簇压裂增产机理着手,分析了影响多簇起裂、裂缝有效延伸以及裂缝复杂性的因素;结合限流原理和人工诱导应力场分析,确定了簇间距、多簇射孔参数以及压裂施工参数,并在泾河油田进行了现场应用,取得了良好的增产效果。应用研究表明,水平井分段多簇压裂技术对致密低渗油气藏具有积极的意义,具有一定的推广应用价值。     

水平井体积压裂技术研究与应用

水平井体积压裂技术是有效开发低渗致密油气藏的关键技术。在深层及超深层碳酸盐岩油藏、致密砂岩油气藏和页岩气等领域,持续开展了裂缝与起裂扩展规律描述方法、裂缝参数优化方法、射孔工艺参数优化、多尺度压裂工艺参数优化方法、分段压裂工具、低伤害压裂酸化工作液体系、压后同步破胶及返排优化、体积裂缝诊断及效果评估方法等研究工作。在调研水平井体积压裂技术研究与现场应用最新进展的基础上,形成了以压前储层综合评价、油藏数值模拟、体积压裂优化设计方法、高效压裂液酸液体系、分段压裂工具/裂缝监测与诊断、压后返排优化控制等为主要内容的储层改造技术链,经华北鄂尔多斯致密砂岩气藏、新疆塔河超深层油藏及四川盆地深层页岩气等试验及推广,效果显著,极大地提高了裂缝的有效改造体积和勘探开发效果。对国内类似油气藏的压裂改造和增储上产均具有重要的借鉴和指导意义。     

体积压裂水平井三线性流模型与布缝策略

低渗透致密储层进行大规模压裂改造在地层中形成多条裂缝及复杂裂缝网络是获得经济产能的主要手段,通过有效的方法对压裂水平井裂缝分布评价、压裂改造体积及压裂后产能预测对压裂施工效果分析具有重要意义。为此,在充分结合致密油储层特点和压裂改造设计思路的基础上,针对压裂措施后形成的分级多簇的裂缝排布及裂缝有限导流渗流特征,建立了水平井体积压裂三线性流数学模型,应用Laplace变换,求得定产条件下封闭边界单条裂缝的拉氏空间解;通过Stehfest数值反演及多裂缝叠加原理,得到了体积压裂水平井井底压力和产量的表达式;同时,结合美国巴肯致密油储层生产特征参数对模型的正确性进行了验证。对产能影响因素研究结果表明,裂缝排布方式对储层改造体积影响较大,级簇比越大累积产油量越高;增加裂缝条数可以有效提高储层动用效率,在进行水平井体积压裂措施设计时应充分考虑裂缝级数或簇数增加导致产量下降问题。研究结果对致密油储层水平井体积压裂设计及产能评价具有重要意义。     

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。     

砾岩油藏岩石力学特征及其对压裂改造的影响

砾岩油藏常利用压裂改造提高产能,而油藏岩石力学性质是压裂改造设计的基础.因此,以砾岩储层岩石为研究对象,采用物理实验和数值模拟相结合的方法,研究了玛湖凹陷砾岩油藏的岩石力学特征及其对压裂改造的影响.结果 表明:砾石压入硬度与岩性有关,高强度、较大尺寸的砾石能有效抑制裂缝穿透砾石,强化砾岩整体的抗拉强度;储层强水平应力差是实现压裂裂缝横向延伸的助力因素,从提高油井产能角度来看,对于物性较好的储层,应以扩大改造规模、实现压裂裂缝横向延伸为目的 ,而对于物性较差的储层,应以形成复杂的缝网结构为目的 ,在弱水平应力差的砾岩储层进行压裂改造.研究结果对于认识砾岩地层裂缝扩展机理、细分压裂改造措施具有重要的意义.     

玛湖砾岩油藏水平井效益开发压裂关键参数优化

准噶尔盆地玛湖砾岩油藏从规模化开发向效益化转变的过程中，在考虑经济效益的前提下，合理选择压裂施工参数尤为重要。为实现玛湖砾岩油藏压裂施工关键参数优化，建立压裂裂缝扩展等效KGD裂缝扩展模型，实现快速估计裂缝形态，采用启发式粒子群算法，以收益率为目标函数，对玛湖砾岩油藏不同产层分别进行压裂施工规模、簇数和排量的组合优化。结果表明，随着迭代次数的增加，高成本开发方案最终收敛到综合开发效果最佳的组合优化方案，实现了玛131区块施工参数优化。     

致密裂缝性油藏水平井压裂砂堵原因分析及对策

红河油田长8油藏属致密裂缝性油藏,通过水平井开发取得显著效果,但压裂施工砂堵频繁出现,直接影响油井的产能和油田经济开发效益。通过砂堵井地质特征与压裂曲线分析,得出红河油田长8油藏压裂砂堵原因有储层泥质含量高、天然裂缝发育、前置液比例与施工排量偏低、压裂液问题等4个方面,并明确了4类砂堵井的压裂施工曲线特征。同时,结合压裂砂堵原因分析,分别从压裂设计、现场施工和现场质量控制等3个方面,提出了压裂砂堵预防措施,现场应用取得良好效果,有效提高了红河油田长8油藏水平井压裂施工成功率。     

公山庙油田沙-河道砂储层体积压裂应用效果分析

公山庙油田沙-河道砂储层较厚,具有超低孔渗、非均质性强、油气分散、单井产量低、递减快、采收率低等特点,属于典型的致密储层.传统的酸化解堵已不能满足油藏开发的需要,借鉴国内外超低孔渗、非常规油田成功开发经验,在沙-河道砂储层开展了2口水平井的体积压裂试验,探索体积压裂工艺在提高致密砂岩储层单井产量方面的应用效果.井下压裂监测与生产结果分析表明,体积压裂工艺在沙溪庙组沙-河道砂储层中具有应用可行性,造缝能力强,能够明显提高单井产量,可以作为该类储层今后主要的储层改造手段进行推广.     

公山庙油田沙一河道砂储层体积压裂应用效果分析

公山庙油田沙一河道砂储层较厚,具有超低孔渗、非均质性强、油气分散、单井产量低、递减快、采收率低等特点,属于典型的致密储层。传统的酸化解堵已不能满足油藏开发的需要,借鉴国内外超低孔渗、非常规油田成功开发经验,在沙一河道砂储层开展了2口水平井的体积压裂试验,探索体积压裂工艺在提高致密砂岩储层单井产量方面的应用效果。井下压裂监测与生产结果分析表明,体积压裂工艺在沙溪庙组沙一河道砂储层中具有应用可行性,造缝能力强,能够明显提高单井产量,可以作为该类储层今后主要的储层改造手段进行推广。     

致密砂岩油藏体积压裂簇间距优化新方法

为了增大致密砂岩油藏体积压裂改造体积,需要对水平井分段压裂射孔簇间距这一关键参数进行优化。一般基于诱导应力分析进而优化簇间距的方法,存在无法与实际泵注程序有效结合的问题,也就不能有针对性的优化簇间距。基于有限元方法,借助ABAQUS软件,建立转向裂缝起裂扩展模型,以天然裂缝开启准则和临界转向簇间距为优化标准,结合实际泵注程序,综合考虑诱导应力和缝内净压力的耦合效应,形成了簇间距优化方法。研究认为,在诱导应力的作用下,存在一个可使主应力发生反转的临界转向簇间距,且随着施工排量的增加,该临界转向簇间距也越大;当簇间距取该临界值时,储集层水平主应力较为接近,主裂缝沟通天然裂缝起裂转向,最易形成复杂裂缝,这可作为优化簇间距的一个标准。现场应用表明,在依据该方法优化的簇间距下,主裂缝可沟通天然裂缝起裂转向,增大改造体积,改善致密砂岩油藏体积压裂效果。     

致密油藏体积压裂水平井开发效果

基于致密油藏储层特征和体积压裂微地震监测资料,通过水电模拟实验研究了不同井型的渗流场特征,利用油藏数值模拟方法从井间压力梯度分布、单井产能及采出程度等方面对不同井型的开发效果进行了评价,论证了体积压裂水平井开发致密油藏的可行性,并首次分析了压裂改造体积大小和储层综合改造因子对体积压裂水平井产能的影响,在此基础上开展了合理井网形式优选。研究表明:体积压裂可以大幅度减小近井区域渗流阻力,体积压裂水平井产能明显高于水平井及常规压裂水平井,动用范围大、采出程度高;水平井井网油水井间驱替压力梯度大,开发效果优于直井—水平井联合井网,但含水上升相对较快;储层压裂改造体积大小和储层综合改造因子与体积压裂水平井产能呈正相关关系,储层压裂改造体积越大,储层综合改造因子越大,产能越高。