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。     

特低渗透油藏压裂水平井流入动态研究

研究了特低渗透油藏油井的流入动态,认为储层应力敏感性和溶解气是导致特低渗透油藏压裂水平井流入动态曲线存在"拐点"的主要原因。在此基础上,利用油藏数值模拟软件,建立了考虑应力敏感性和溶解气影响的特低渗透油藏压裂水平井模型,计算了不同裂缝条数、裂缝半长的压裂水平井流入动态,分析了不同裂缝参数对压裂水平井合理井底流压的影响,为特低渗透油藏压裂水平井合理工作制度的确定提供了理论基础。     

大牛地气田盒1储层长水平段压裂工艺技术研究与应用

鄂尔多斯盆地大牛地气田属于特低渗致密砂岩气藏,水平井多级分段压裂技术是开发此类低渗油气藏的重要技术,而如何设计优化长水平段的裂缝参数和施工参数,是进一步提高压后效果的关键。根据大牛地气田盒1储层特点,以压后累计产气量为目标,以气藏数值模拟、裂缝模拟为技术手段,研究了长水平段水平井多段裂缝压后产量的影响因素,如裂缝条数、裂缝间距、裂缝半长、裂缝导流能力、前置液加量、平均砂比、加砂规模等。通过现场试验与评价,形成了盒1储层长水平段水平井多段压裂设计优化技术,为大牛地气田下一步水平井分段压裂多段裂缝优化提供了依据。     

压裂水平井生产动态模拟器研制

水平井压裂通常是获得经济产量的必要措施，正确预测压裂后水平井的生产动态并进行水平井优化参数设计就显得相当重要。文章结合油藏-裂缝网格系统划分及IMPES差分方法，建立了压裂水平井三维两相生产动态数值模拟模型，模型中将油藏和裂缝当作一个渗流系统处理，针对裂缝划分了不等距油藏-裂缝系统网格，差分后形成大型７对角线性方程组，采用逐次线松弛方法迭代求解，研制开发了水平井压裂数值模拟器，可以模拟不同裂缝条数、裂缝间距以及储层参数和裂缝参数对生产动态的影响。与现场水平井实例对比，证明了模拟器计算结果合理可靠，具有推广和使用价值。     

深层低渗透油藏水平井优化设计研究

由于深层低渗透油藏储层渗透能力低且储层发育复杂,开发难度大,为使该类低渗油藏达到经济有效开发,水平井目的层进行了精细预测研究和各项地质参数设计的优化研究。主要通过储层精细对比与划分、精细刻画砂体分布,落实岩性油藏的非均质特征,确定各目的层含油砂体的分布特征。在地质研究成果基础上,利用数模和压裂软件优化设计了低渗油藏水平井分段压裂的各项地质参数:水平井段方位、井段长以及水平井分段压裂条数、裂缝长、裂缝间隔距离和缝网优化等,最终准确设计了水平井轨迹剖面。实际水平井的成功实施证实了研究成果的适用性。     

超低渗透油藏分段多簇压裂水平井产能影响因素与渗流规律 ——以鄂尔多斯盆地长8超低渗透油藏为例

水平井分段多簇压裂是开发超低渗透油藏的有效手段之一。以鄂尔多斯盆地长8超低渗透油藏黄平34-22分段多簇压裂水平井井组为研究对象,对裂缝参数与分段射孔参数进行了优化。利用网格加密技术,建立了分段多簇压裂水平井井组数值机理模型,研究了储层应力敏感、裂缝半长、裂缝导流能力、改造区和非改造区渗透率以及采油速度对分段多簇压裂水平井产能的影响。研究结果表明:弹性开发时上述参数对产能的影响比注水开发时更加显著;储层应力敏感对产能不利,裂缝半长和导流能力的增大对产能有利,但综合考虑收益与施工成本及难度,与采油速度一样,它们均存在最优值;进一步提高改造区的渗透率对产能的提升有限,而提高非改造区的渗透率可以大幅提高产能;封闭油藏分段多簇压裂水平井的渗流可分为井筒储集影响阶段、初始拟径向流动阶段、裂缝线性流阶段、系统椭圆流阶段和边界影响流阶段。     

水平井分段压裂多段裂缝产能影响因素分析

国内外水平井应用情况表明,低渗透油藏的水平井,不经过压裂酸化改造很难达到工业开采价值,而水平井水平段分段压裂改造是提高水平井在低渗储层应用效果的技术瓶颈.水平井多段裂缝如何优化设置,将决定压裂工艺和工具的选择,最终关系到压后效果.以压后产量为目标函数.以数值模拟为技术手段,研究了影响水平井多段裂缝压后产量的8种因素,为下步水平井分段压裂多段裂缝优化研究提供了参考.     

致密低渗油藏压裂水平井合理生产压差优化设计

为了建立有效的数值模拟方法来计算储层压裂投产水平井合理生产压差,以HH油田延长组为例,对致密储层存在明显的启动压力梯度和裂缝存在压敏效应等问题进行了研究,并将动态渗透率与压敏效应共同引入数值模拟计算中,对渗透率进行了修正。动态渗透率理论能较好地模拟低渗储层非线性渗流特征,因此建立了低渗油藏压裂水平井产能数值模拟新方法,该方法综合考虑了低渗油藏启动压力梯度和压敏效应对水平井产能的影响。结果表明,新的数值模拟计算方法更符合低渗油藏压裂投产水平井的生产特征,启动压力梯度与压敏效应对水平井产能影响明显,并优化出HH油田压裂水平井合理生产压差范围。     

低渗/致密油藏分段压裂水平井渗流特征的物理模拟及数值模拟

为了研究低渗/致密油藏分段压裂水平井的开采机理和渗流规律,通过建造高压仓、密封和改进多通道电阻率测量方法,研发了大型露头岩样高压物理模拟实验系统。通过分段压裂水平井物理模型的岩样筛选、模型的制作和封装、模型抽真空饱和以及有效驱动的物理模拟评价等方法的研究,建立了分段压裂水平井物理模拟实验方法。进一步结合低渗/致密油藏非线性渗流油藏数值模拟软件研究了低渗/致密油藏分段压裂水平井渗流规律。研究结果表明：在相同驱替压差下,分段压裂水平井的压力梯度值要比普通水平井的压力梯度值高,且随着压裂裂缝半缝长的增加,压力梯度值也增加;当水平井水平段长度一定时,储层渗透率越低,分段压裂水平井的最佳分段数越多;当储层渗透率一定时,水平井水平段长度越长,水平井压裂的最佳段数也越多,最佳裂缝半缝长反而呈现减小的趋势;对于低渗/致密油藏分段压裂水平井开采来说,对产量最为敏感的是压裂段数,其次是裂缝半缝长,而裂缝导流能力最为不敏感。     

低渗透油藏侧钻水平井小井眼分段多簇压裂技术

针对低渗透水驱砂岩油藏中的水淹油井利用老井筒开窗侧钻?88.9 mm水平井后,储层无法进行分段压裂来提高单井产能的难点,在研究井网部署和剩余油分布特征的基础上,采用数值模拟方法,研究了不同裂缝密度和压裂段数对油井产能和含水率的影响。室内模拟和现场测试结果表明,裂缝密度为4～6 条/100m、裂缝长度100～120 m时,油井控水增油效果较好;采用“卡封护套”压裂管柱和小直径可溶桥塞分段多簇压裂工艺,可以实现各压裂段之间的有效封隔,并能提高施工效率。小井眼侧钻水平井分段多簇压裂技术的现场施工效果较好,为低渗透油藏进行类似水淹油井恢复单井产能和提高油藏最终采收率提供了技术支持。      

特低渗透油藏压裂水平井开发效果评价

通过物理模拟研究了特低渗透油藏压裂水平井产能与裂缝产能之间的关系、裂缝产能分布规律以及裂缝数量与水平井产能的关系。利用数值模拟方法,研究了压裂水平井开发特低渗透油藏技术,对压裂水平井的水平段长度、裂缝数量、裂缝间距进行了优化设计。研究表明,特低渗透油藏压裂水平井的水平段长度越短,阶段采出程度越高,含水率上升越慢,即水平段长度不宜过长;建立了固定裂缝间距和井排距时不同裂缝数量压裂水平井相对累产油和相对采出程度对比图版。重新认识了特低渗透油藏压裂水平井渗流机理。     

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。     

连续油管拖动压裂技术在红河油田的应用

红河油田具有典型的低丰度、特低渗储层特点,储层孔喉细小,储层天然微裂缝发育,岩性以细粒一中粒、中粒长石岩历、岩屑长石砂岩为主;属于低丰度、超低渗油藏,储层孔喉细小,基本无自然产能或产能低,必须进行压裂改造;常规水平井投球分段压裂方式具有笼统性,不具有针对性的缺点,连续油管喷砂射孔定点压裂技术利于对低渗,薄差层的针对性改造。     

低渗砂岩气藏水平井分段压裂裂缝位置优选

为提高低渗砂岩气藏水平井分段压裂效果,考虑气藏水平井压裂位置优选和裂缝参数多因素间的干扰,提出水平井分段压裂裂缝位置优选流程,水平井段裂缝位置的优选采用基于网格数据的优势生产潜力,而裂缝参数的优化则利用响应面多因素试验设计。通过X气藏A水平井实例应用,明确该井的优势生产潜力位于水平井根部和趾部,在压裂裂缝条数固定的情况下,建议A水平井在根部和趾部多补缝,中间少补缝。同时,在考虑裂缝位置优选和多目标参数优化的情况下,设计了14段33簇的压裂段数。模拟结果表明,定产绝对无阻流量为25.620×10~4 m~3,比现场实际试气结果23.033×10~4 m~3高2.587×10~4 m~3。研究结果为低渗砂岩气藏水平井分段压裂设计提供了一种新的优化思路。     

特低渗透油藏压裂水平井产能影响因素分析

低渗透、特低渗透油藏具有启动压力梯度,且非均质性较为严重,裂缝参数对产能的影响与常规油藏显著不同。利用油藏数值模拟方法,分别研究了不同渗透率非均质性和不同启动压力梯度条件下,裂缝参数对压裂水平井产能的影响。结果表明,在低渗透、特低渗透油藏中,非均质性较弱的情况下,压裂水平井生产状况与均质油藏类似,在非均质性较强的情况下,应选择比均质油藏更多的裂缝条数和更大的裂缝半长进行生产;在启动压力梯度较大的情况下,应选择较多裂缝条数进行生产。     

低渗致密气藏水平井分段压裂优化研究

水平井分段压裂是开发低渗致密气藏难动用储量的重要技术手段,而水平井分段压裂参数优化设计研究是这类气藏有效开发的基础。针对常规网格加密和气藏工程在描述水平井压裂方面的不足,提出了应用PEBI网格加密进行水平井分段压裂参数优化设计的方法。以某低渗致密气藏为例,通过建立低渗致密气藏的地质模型,研究了压裂水平井水平段长度、裂缝条数、裂缝长度以及裂缝导流能力对水平井产能的影响,结果显示:水平井段长800 m、裂缝5条,裂缝半长70 m,裂缝导流能力为3.03～3.06μm2·cm,且在气藏中下部时开采效果最佳。该研究对低渗致密气藏水平井渗流规律和优化水平井参数具有重要的指导意义。     

低渗气藏水平井压裂裂缝参数优化

针对低渗气藏水平井压裂产能预测和裂缝参数优化存在的主要问题，采用数值模拟的方法，从气体在低渗气藏中的渗流机理研究入手，同时考虑了气体非达西渗流对产量的影响，建立了低渗气藏水平井压裂产量预测的非达西渗流模型，利用该模型编制了低渗气藏水平井压裂产量预测及裂缝参数优化软件，并对现场实例进行了模拟优化计算，研究了裂缝条数、裂缝导流能力和裂缝长度等参数对水平井压裂产量的影响，并通过结果分析对这些参数进行了优化，得到了影响水平井产能的主要裂缝参数等。     

基于PEBI网格的水平井裂缝参数优化

低渗油藏往往采用水平井压裂的方法来提高油层产能,由于地质条件复杂及多形态的断层发育,使得水平井压裂裂缝参数对压裂效果起着决定性的作用,而常规模拟水平井压裂的方法不能很好地描述裂缝形态。为了提高模拟水平井压裂裂缝的精度,提出了应用新型非结构网格一PEBI网格模拟水平井压裂裂缝参数,实现水力裂缝的精确模拟和裂缝参数的准确优化,与常规笛卡尔网格方法进行对比,体现出PEBI网格模拟水平井压裂裂缝的优越性。得到优化的裂缝系数：最优裂缝间距100-120m,最优裂缝条数5条,最佳裂缝长度110～130m。     

基于遗传算法优化超低渗透油藏水平井压裂裂缝参数

超低渗透油藏水平井压裂裂缝优化需要考虑注采井网、储层物性等因素,综合优化压裂段数、裂缝长度、布缝方式及裂缝导流能力等,只有这些参数达到最优组合,水平井开发才能获得更优的开发效益。结合长庆油田ＸＸ超低渗透区块的储层参数,在既定的七点井网和储层特征条件下,将遗传优化算法与ＰＥＢＩ数值模拟运算相结合,考虑压裂水平井的人工裂缝条数、裂缝长度、裂缝宽度及裂缝导流能力对压裂水平井开发效果的影响,优化得出该超低渗区７００ｍ水平段的水平井人工压裂参数的最佳组合为：裂缝条数１２～１４条、裂缝最大半长１７５ｍ,裂 缝导流能力（３５０～４００）×１０－３μｍ２·ｍ,裂缝宽度０．８～１．３ｃｍ。     

大庆长垣YP1超长水平井分段压裂优化设计

大庆长垣扶余油层薄互层特低孔渗储层非均质性严重,采用直井压裂无法满足经济开发需要,需开展水平井分段压裂改造。建立并求解了非均质储层超长水平井分段压裂数值模型,给出了非均质储层的裂缝参数优化曲线,并对YP1超长水平井进行了裂缝参数优化设计,形成了非均质储层超长水平井分段压裂优化设计技术。YP1井经压裂改造,生产360 d后日产油仍稳定在16.8 m3/d,流压下降缓慢,增油效果明显。现场应用表明,超长水平井分段压裂技术可以显著提高大庆长垣扶余油层薄互层特低孔渗储层的开发效果。