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。     

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.     

玛湖油田致密砾岩油藏压裂数值模拟研究

为全方位掌握玛湖油田致密砾岩储层条件,减小井间裂缝干扰,实现精准压裂并完成产能预测,采用地质、地应力、压裂耦合的模拟方法,建立三维数值模型.以玛湖致密油藏试验区为例,依据现有地质资料完成单井地应力模型,在此基础上建立准确的三维地应力模型,并加载人工裂缝模型,通过耦合压裂模型,研究区域压裂施工完成后地应力随时间与空间的变...     

玛湖凹陷风城组页岩油藏水平井压裂裂缝扩展模拟

水力压裂是玛湖凹陷二叠系风城组页岩油藏有效的开发手段,但压裂裂缝扩展特征不明确。针对该区水平井压裂起裂难和加砂难的问题,亟需开展水力压裂模拟,明确天然裂缝、岩石力学性质和施工参数对压裂效果的影响。依据玛页1H井实际泵压、压裂液排量、加砂量等压裂施工参数,采用Abaqus软件和Petrel软件建立二维压裂裂缝扩展模型和三维水力压裂模型,开展压裂裂缝扩展数值模拟。结果表明,压裂改造效果与天然裂缝关系密切,天然裂缝发育处岩石抗拉强度越小,压裂裂缝越易被天然裂缝捕获;当压裂段内杨氏模量较大时,形成的压裂裂缝缝宽小,且多沿着天然裂缝走向扩展滑移,加砂难度大;当压裂段内杨氏模量较小时,形成的压裂裂缝缝宽较大,可直接穿过天然裂缝,加砂相对容易。     

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     

整体压裂井网与裂缝优化设计新方法

建立了既适用于常规低渗透油藏也适用于复杂断块低渗透油藏的压裂井网和裂缝优化模型,以压裂井对油藏的波及系数最大、死油区最小为目标,充分考虑压裂裂缝与井网的优化匹配,结合油藏数值模拟的方法,通过选取采出程度较高、平均单井产油量较高、油藏综合含水率较低的井网部署方案来达到对压裂井参数的优化,从而获得适合油藏实际情况的井网类型和裂缝参数的最佳组合方案。在此基础上系统研究了地层最大水平主应力方向和单井椭圆泄油区域对低渗透油藏井网部署的影响。首次对复杂断块低渗透油藏不规则井网的部署以及整体压裂开发方案的设计进行了研究,进一步完善了低渗透油藏整体压裂开发方案的设计理论。该方法应用于大庆油田和渤海某油田试验区整体压裂开发方案的设计中,取得了较好的生产效益。     

玛湖砾岩油藏水平井压裂井间窜扰特征与机制分析

玛湖砾岩油藏油气资源丰富，以地质工程一体化思想为指导形成的“大井丛、多层系、小井距、长井段、交错式、密切割、拉链式、工厂化”系列开发技术，已实现了百万吨级以上的年生产能力。但在实施小井距水平井、水平井体积压裂立体开发的过程中出现了不同程度的压裂井间窜扰现象，较大程度影响了钻/完井工程作业及稳定生产。为此，以理论研究与数值模拟相结合，开展了压裂窜扰机制研究及主控因素分析。研究结果表明：①根据水平井压裂井间窜扰的连通方式及窜扰特征，将玛湖砾岩油藏水平井压裂井间窜扰分为天然软弱结构发育导致的压裂窜扰、压裂缝沟通导致的窜扰和压裂扰动压力/应力扰动区连通诱发的邻井干扰3 种类型。②水平井井距是影响水平井压裂井间窜扰以及井间窜扰程度的关键因素。当水平井井距小于300 m时，研究区井间压裂窜扰发生几率大幅增大。综合考虑压裂窜扰对油藏开采的积极作用以及压裂窜扰对钻/完井工程作业、采油作业的不利影响，合理优化设计水平井井距，对砾岩油藏的安全、高效开发具有积极且重要的意义。     

油藏数值模拟在双河油田压裂设计中的应用

在双河油田压裂方案优化中,综合应用了油田地质、油藏工程、经济评价、压裂施工参数及压裂施工方式选择,以及国内外低渗透油田开发的成功经验。尤其是油藏数值模拟,为优化设计提供了技术依据和评价压裂改造的可实施性。应用油藏数据模拟,模拟不同缝长下的压后累积产量,确定最佳支撑缝长,然后裂缝模拟软件设计实现最佳支撑缝长所需的施工规模及裂缝尺寸。经现场实施,监测的裂缝尺寸和历史拟合的裂缝尺寸与设计的裂缝尺寸基本符合,取得了较好的压裂效果。     

长庆油田华庆超低渗油藏水平井压裂裂缝优化

长庆油田华庆超低渗透油藏主要采用水平井注水开发技术来提高开发效果,如何进行压裂裂缝优化设计是提高开发效果的关键。文中在对油藏特征分析的基础上,结合注采井网对水平井压裂裂缝长度、改造段数、布缝方式及施工参数进行了优化研究,提出了适合华庆超低渗油藏水平井的改造参数。24口水平井矿场实践表明,该参数组合具有较好的适应性,水平井产量达10.3 t/d,为直井的5倍,对类似油藏水平井压裂参数优化具有借鉴意义。     

渗吸效应对裂缝性低渗砾岩油藏开发的影响——以玛湖乌尔禾组储层为例

玛湖砾岩低渗储层的开发依赖裂缝，裂缝-基质间的渗吸效应对开发效果具有重要影响，但目前相关研究还极其薄弱。借助核磁共振技术研究了玛湖乌尔禾组砾岩的渗吸效应孔隙动用特征，并对其裂缝-基质间渗吸规律进行了量化表征，进一步将表征方程考虑到双孔、双渗模型中，在油藏尺度对比了渗吸效应对玛湖低渗砾岩油藏水平井开发的影响。研究发现，玛湖乌尔禾组砾岩岩心主要为中小孔隙（T₂<100 ms），渗吸效应平均采收率可达32.43%，其中小孔隙（T₂<10 ms）平均采收率为31.27%，中孔隙（10 < T₂ < 100 ms）平均采收率为37.11%，渗吸规律较好，符合改进后的MA指数模型。依据实验结果改进双孔、双渗模型后，模拟水平井开发5 a后发现，玛湖低渗砾岩油藏考虑渗吸效应时裂缝采收率下降了24.3%，基质采收率提高了4.6%，平均采收率提高了2.0%。该研究对后期制定合理的提采措施具有指导意义。     

超低渗透油藏水平井参数正交试验设计与分析

超低渗透油藏水平井产能影响因素之间相互关联与干扰,传统的单一因素分析难以定量描述水平井参数对其产能影响的主次顺序和显著程度。针对该问题,引入正交试验设计方法,就压裂裂缝参数及水平井参数对产量的影响进行了直观分析,包括裂缝条数、裂缝半长、裂缝导流能力和水平井长度等影响参数。根据所得到的主次关系结果,优选了适合于超低渗透油藏水平井开发的压裂裂缝参数和水平井长度的最佳组合方案。结果对于超低渗透油藏水平井开发井网布置方案的优化设计具有一定指导意义。     

坪北特低渗透油田整体压裂工艺技术研究

针对坪北油田低孔、低压、特低渗、低含油饱和度的岩性油藏特点，通过压裂工艺技术与油藏工程的结合，开展了整体压裂技术研究。根据储层地应力大小和方向确定开发井网，并依据井网及储层特点，对水力裂缝、裂缝导流能力、施工参数进行优化设计，对压裂方式、加砂程序进行优选，实现了水力裂缝系统与开发井网的优化匹配。经过八年的开发实践证明应用整体压裂技术可以提高油田总体开发效益，为坪北特低渗油田的正常开发提供技术支持和保证。     

坪北特低渗透地层压裂整体改造技术研究

坪北区块属于低压、低渗透油藏，为提高压裂开发效果，于1998～2000年进行了压裂整体改造研究工作。通过地应力方向测试、地应力剖面测试等措施，取得地层岩石力学性质参数，以油藏研究为基础，以数字模拟为手段，采用三维压裂设计软件，优化施工设计，确定了“小排量、高砂比、深穿透”的压裂施工方案。经过三年的实践证明，裂缝与井网匹配合理，开发效果良好。     

榆树林油田优化压裂研究与实践

以改善低渗透油藏开发状况为目标，开展优化压裂工艺技术研究，利用以往压裂资料、岩样和测井曲线综合分析，得出了最小主应力大小、杨氏模量及泊松比等，确定了水力压裂的裂缝垂向延伸高度和粘土矿物组分，提出了优选低伤害压裂液的必要性；对以往压裂进行了评估，提出了存在的不足，明确了改进方向；利用油藏模拟软件，考虑了榆树林油田为反九点法注水开发，确定了压裂规模；从榆树林油田的油藏特点和压裂工艺两方面优选了压裂液配方和支撑剂；利用水力裂缝模拟软件，确定了裂缝的几何尺寸和导流能力；对施工参数进行了优化。提出了现场压裂施工的质量控制体系。通过现场试验，取得了较好效果，验证了压裂优化方案的合理性、可行性。     

玛北斜坡百口泉组致密砾岩水力压裂裂缝表征

水力压裂是致密砾岩油气开发的主要手段，主要通过物理实验和数值模拟研究水力压裂裂缝，由于缺少现场数据的验证，增产措施的设计存在较强的不确定性。为了描述致密砾岩压裂裂缝的形态，证实储集层有效改造，在玛湖凹陷北斜坡钻取了1口以获取压裂裂缝为目的的取心井。在致密砾岩岩心观察与分析的基础上，对比岩心、成像测井、CT扫描等资料，描述了压裂裂缝形态，表征了裂缝产状和密度。致密砾岩具有粒径大、分选差、颗粒支撑以及非均质性强的特征。从长度为323 m的岩心中识别了335条压裂裂缝，主裂缝扩展以与井筒垂直的方向为主，分支裂缝较少且与主裂缝近垂直，部分层段出现破碎带，是不对称的双翼缝。裂缝具有绕砾和穿砾2种扩展方式，分别在拉张和剪切作用下形成，因此，将其分为张性缝和剪切缝。张性缝和剪切缝产状一致，均为接近90.0°的高角度倾角，近南北向的倾向，剪切缝的密度整体上大于张性缝。     

玛131井区百口泉组砾岩储集层可压裂性评价

玛湖油田百口泉组致密砾岩油藏推广小井距开发,亟需建立配套的致密储集层可压裂性评价模型.优选了弹性模量、泊松比和最小地应力等参数,结合岩心、测井、地震等资料,对玛131井区进行了三维地质力学建模.通过研究区储集层可压裂性指数(0.38～0.91)空间分布的确定,结合12口水平井的微地震裂缝监测和生产数据,可压裂性指数计算...     

利用正交试验设计方法优选低渗油藏整体压裂方案

利用正交试验设计方法,对低渗油藏整体压裂时裂缝参数和注采压差对区块最终采收率的影响进行了直观分析和方差分析,得到了裂缝参数和注采压差对最终采收率影响的主次顺序,优选了适合于研究区块的裂缝参数和注采压差的最佳组合方案,对该区块的压裂施工和生产开发设计具有一定的指导意义。     

榆树林油田树322井区压裂改造潜力研究

针对大庆榆树林油田树322井区油藏地质和现有开发井网与裂缝方位,利用ECLIPSE油藏模拟软件,进行了多参数下的压裂增产增注的油藏模拟,进而优化了该区进行压裂改造的裂缝参数。结果显示,在储层有效渗透率分别为0.05、0.1、0.2和0.3mD时,一类油井的裂缝长度分别为120、90、45和30m;二类油井的裂缝长度分别为120、90、75和75m;三类油井的裂缝长度分别为120、120、90和90m;水井压裂在上述对应有效渗透率下的裂缝长度分别为60、45、45和30m;裂缝导流能力为20～30μm2.cm。油水井优化裂缝参数条件下的产量预测表明在该区进行整体压裂改造具有巨大潜力,为后期该区开发方案的调整提供了技术支撑;也为该区进行的压裂施工方案设计提供了优化的裂缝参数目标。     

长庆油田华庆长6水平井压裂裂缝优化设计研究

长庆油田华庆长6油藏为典型的超低渗透油藏,水平井注水开发技术可提高开发效果,如何进行压裂裂缝优化设计是提高开发效果的关键。在对油藏特征分析的基础上,结合注采井网对水平井压裂裂缝长度、改造段数、布缝方式及施工参数进行了优化研究,提出了适合华庆长6超低渗透油藏水平井的改造参数。24口水平井矿场实践表明,该参数组合具有较好的适应性,水平井产量达10．3t／d,为直井的5倍。