厚层块状特低渗砾岩油藏水平井压裂参数优化

为研究压裂参数对水平井生产效果的影响,针对克拉玛依油田八区下乌尔禾组厚层块状特低渗砾岩油藏的目前地质、生产特征,采用数值模拟,运用ECLIPSE建立包括孔隙、裂缝双重介质的压裂水平井机理模型,优化水平井压裂参数。结果表明:水平井水平段最优长度为500m,压裂缝条数最优为5条,压裂缝半长最优为70m,水平段与压裂缝夹角45°以上效果较好。研究结果对水平井的现场施工具有重要的指导和借鉴意义。     

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。     

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。     

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。     

大庆徐深气田水平井多级压裂裂缝参数优化

根据已钻生产资料井的资料对大庆徐深气田D区块的地质概况进行了描述,并进一步说明了该区块采用多级压裂水平井进行开发的重要性;利用CMG数值模拟软件的GEM模拟器对多级压裂水平井水平段的压裂主裂缝条数和压裂主裂缝的分布方式进行了优化。结果显示,该区块多级压裂水平井水平段的最优压裂裂缝条数为4条,4条裂缝的最优间距为按照黄金比例进行两边小、中间大分布。     

致密油藏体积压裂井裂缝优化设计

体积压裂技术是开发致密油等非常规石油资源的重要手段。对压裂井裂缝进行优化设计有助于提高产量且对现场施工有一定的指导意义。本文选取长庆油田某致密油区块一口体积压裂水平井,采用数值模拟的方法进行生产拟合,基于工程角度对裂缝横向缝网数、簇间距及施工注入排量进行优化。结果表明：累产油量随着横向缝网数的增加而增加,超过26条后,增长速度逐渐变缓;累产油量随簇间距增大先增后减;裂缝半长和储层改造体积随注入排量的增大而增大,排量大于13m3/min后,其增长幅度逐渐变缓。     

页岩气藏X区块水平井参数优化数值模拟

X区块位于川南,储量丰富,区块主要含气层段处于下志留统龙马溪组(S1l)下部和上奥陶统五峰组(O3w)约90m的层段,属于低孔低渗气藏.为保证水平井开发效果需要对水平井参数进行优化处理,优化参数包括水平井的水平段长度、裂缝条数、裂缝半长、井距和井排.利用CMG的GEM组分模拟器进行油藏数值模拟研究.设置5组不同水平段长...     

油田低产低效井酸化增产酸液体系配方

为解决低渗储层长水平段水平井分段压裂工艺技术问题,以鄂尔多斯盆地东缘某油田为实例,通过实验分析了山西组储层敏感性,基于岩石力学参数分析了储层闭合压力梯度。研究表明:山西组储层具有中等偏强水敏损害,闭合压力梯度为0.019 8 MPa·m~(-1)。以M-1水平井为例设计了10段压裂工艺,采用套管射孔和可钻复合桥塞实现分段压裂,优化低浓度瓜胶压裂液体系,其具有悬砂能力强、耐温抗剪切性能好、储层保护性能好的优点。利用三维压裂软件模拟,人工裂缝缝长60.8 m、支撑缝长55.8 m,反映出压裂过程造缝能力较强、裂缝延伸距离较远,达到了水平井分段压裂设计目的。     

分段多簇压裂技术在低渗透油田的应用研究

鄂尔多斯盆地具有丰富的致密油资源,渗透率小于1×10~(-3)μm~2的储量占52.56%。利用水平井开发并进行分段多簇压裂是长庆油田动用这部分储量的关键。本文以盆地内典型致密油藏华庆油田长63储层为研究对象,建立了区块的特征模型。在所建模型的基础上,分析7种单因素(水平段长度、压裂缝段数和段间距、段内多簇缝的簇数和簇间距、压裂缝的缝长和导流能力)对压裂效果的影响规律。最后,利用实际生产数据和数值模拟两种方法,分析对比分段压裂和分段多簇压裂两种水平井改造工艺的增产效果。并进一步解释分段多簇压裂施工时存在的多簇缝不能同时起裂现象。     

致密油水平井缝控体积压裂技术攻关与试验

吐哈油田三塘湖马朗凹陷条湖组致密储层属于中孔、特低渗储层,岩心含油饱和度高,实施水平井体积压裂改造,平均日产油13～30t/d,探索出了一条致密油效益开发的途径。但是随着生产过程中地层压力的下降,产量的快速递减,致密油年递减率达到60.2%;二是一次改造累产低,平均单井累产油3935t;三是体积改造仍存在裂缝未控制到区域,有71%的簇低效动用或未动用。针对以上问题,提出缝控体积压裂理念通过优化合理的布井方案和压裂段长、缝距,将井控储量转变为缝控可采储量。通过优化水平段长、井距、缝间距等参数,形成井网及布缝优化技术;通过施工排量、蓄能注入体积、液量、砂量等系列参数优化,形成压裂优化设计技术;现场试验21井次,日产油24.7 t,平均单井有效期> 66 d,累计产油26 371 t。     

临兴区块致密气藏储层改造认识与应用

鄂尔多斯盆地临兴区块致密砂岩气藏资源勘探潜力巨大,储层低孔低渗,非均质性强,部分区域微裂缝发育.本文对临兴区块储层地质特征进行分析再认识,模拟计算储层的岩石参数,并与大牛地气田储层进行对比,提出了临兴区块储层改造的思路,填充微裂缝,控制裂缝高度,优化裂缝缝长200 m,导流能力30 D·cm为经济最优.为临兴区块下一步...     

新沟水平井分段压裂优化设计研究

江汉新沟油田下Ⅱ油组为泥质白云岩,储层低孔特低渗,常规试油无自然产能,直井压后产量低,稳产期短,水平井压裂后产量较高,自然递减慢,具有更好的经济效益。为提高水平井的开发效果,需加强水平井压裂优化设计,通过优化水平段长度、段间距、施工规模及排量等,提高措施的针对性,大幅度提高水平井措施效果。新沟水平井现场施工多选用射孔桥塞联作,实现了长水平段压裂改造,完成了储层的经济有效的动用。     

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。     

苏里格气田水平井多段压裂技术

"低孔、低渗、低丰度"是苏里格气田典型的储层特征,前期开发实践证明,单一的直井很难做到对苏里格气田的有效开发。2009年以来,水平井开发技术作为低渗透气藏开发的关键技术在苏里格气田得到大力推广应用。本文就苏里格气田水平井多段压裂技术、压裂工艺中的储层保护技术等关键问题做以介绍,同时就水平井技术在苏里格气田大范围推广之后带来的相关问题做了初步探讨。     

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。     

苏里格气田水平井体积压裂浅析

在对低孔隙度、低渗透—特低渗透砂岩油气藏压裂中,由于储层基质向裂缝的供油气能力较差,仅靠单一的压裂主缝很难取得预期的增产效果。因此,提出了适合低孔隙度、低渗透、低压储层的"体积压裂"技术。随着苏里格气田水平井大面积的开发,针对其水平井的新工艺新技术也层数不穷,特别是今年"体积压裂"的水平井尤为突出。     

分段压裂与微地震裂缝监测技术工艺标准研究

水平井是低渗透油气藏开发的重要方式,水平段过长的水平井,改造层段过多,笼统压裂不能实现一次改造所有层段,就需要采用分段压裂完井工艺,以满足对相对长水平段水平井措施改造的要求。本文研发了适应于大港油田的套管固井滑套分段压裂完井工艺,并进行了现场应用,通过微地震人工裂缝方位监测技术验证了压裂效果,该工艺提高了油藏采收率,为国内低孔渗油气藏开发提供新手段和技术借鉴。     

低渗透薄互层水平井注水开发实践及认识

本文针对低渗透薄互层发育的敖南油田葡萄花油层水平井的开发实践,在前人研究的基础上,确定水平井最佳水平段长为500-600m,最佳射孔段为4-5段,最佳裂缝半长为140m;总结了敖南油田水平井初期产能特征,认为采取分段压裂且水平段延伸方向垂直于最大主应力方向压裂后可获得较高的产能;对敖南油田水平井开发特征分析认为,影响水平井递减最主要的因素是注采完善程度,并定义了水驱因子,对水平井的注采完善程度进行量化;同时,对水平井的受效及见水特征分析认为,低渗透薄互层水平井注水开发对井网要求较高,敖南油田水平井井网适应性较差,平面矛盾突出,注水受效差,见水后含水上升快。应用数值模拟技术,研究了低渗透薄互层油藏水平井合理的井网形式,确定了合理的注水时机为超前6个月注水,为同类型油田水平井注水开发提供借鉴。     

低孔低渗气田长水平段水平井钻井技术浅析

在气田开采中,水平井钻井技术的运用十分关键,要通过合理技术的选择保障施工质量。本文就低孔低渗气田长水平段水平井钻井技术进行一定的研究。     

英台致密气藏缝网压裂技术研究与应用

本文阐述了围绕英台致密气增大改造体积,提高单井产能,实现效益动用的根本目标,按照地质工程一体化的思路,以缝网压裂机理研究和岩心实验评价为基础,在储层改造井段优选、射孔井段优化、压裂施工参数优化等方面开展深入研究工作,确定了以纵向缝高叠加干扰改造,最大程度增加裂缝复杂程度,平面上控近扩远为目的先成缝后成网的压裂技术路线,最大限度增加改造体积,实现了英台气田浅部营二段效益开发的目标,为英台致密气效益动用奠定了技术方向。