大规模压裂技术在特低渗透油藏开发中的应用

为了实现特低渗透油藏"难采、难注"储量的有效动用,探索提高采收率的新方法和新技术,在某油田特低渗透储层开展了大规模压裂技术试验。优选有效厚度大、单井储量控制大、初期产量较高、产量递减快的6口井,采用"隔井错层压裂"方式构建压裂矩形井网。通过提高压裂液量和压裂加砂量,增大压裂波及体积,改善储层渗流条件。试验表明"定向、定量造长缝"的大规模压裂技术能够有效改善储层渗流条件,全面实现各小层动用,获得较高的初期产能。同时,合理有效注水能够保障大规模压裂后油井持续高产稳产。     

非均质气藏水平井非对称立体压裂优化方法

SF气田蓬莱镇组非均质性强,受河道影响,砂体横向变化大,水平井有效储层钻遇率低,常规均质储层水平井分段压裂实施效果差,投产率低,严重影响了气田开发效果。文章在气藏渗流特征研究的基础上,建立了非均质储层地质模型,提出了渗流阻隔带的确定方法,划分了均质独立渗流单元,在独立渗流单元内采用均质模型进行优化设计,从而形成了非均质水平井非对称立体压裂优化设计方法。运用该方法,可充分动用水平井段地质储量、减少无效裂缝、降低储层伤害,通过现场应,分段压裂改造效果提高了41%。     

川西低渗致密气藏难动用储量压裂关键技术研究

川西低渗致密砂岩气藏有相当一部分储量储层改造效果差,气井产能和压力递减快,储量难以得到有效动用.通过对难动用储量压裂难点分析,明确了储量难动用的主要原因是严重水锁、高启动压力梯度、强应力敏感性、复杂渗流形态,压裂过程易伤害,提出了相应的压裂对策,并形成了以低伤害为核心,高效返排为手段的大型加砂压裂技术、多层压裂合采技术的川西难动用储量压裂工艺技术,在现场应用中取得了良好效果.     

滩坝砂特低渗透油藏经济动用技术研究与实践

针对滩坝砂特低渗透薄互层油藏埋藏深、层多且薄、物性差、改造难度大、注水难,常规开采难以经济动用的矛盾,以经济动用为出发点,突出压裂技术的改进与优化,通过应用降滤失和控制缝高2项主导技术,实现了压裂规模及产能的突破。通过单井经济极限产油量的研究、单井控制地质储量的确定,结合压裂裂缝研究,优化部署了弹性开发井网。2004年以来运用大型压裂弹性开发模式在梁112块等6个区块实施了产能建设,动用石油地质储量达1781×10^4t,建成产能达21．8×10^4t,实现了滩坝砂特低渗透薄互层油藏的经济有效动用。     

压裂水平井裂缝分布对产能影响的电模拟实验

水平井压裂是开发页岩储层、致密砂岩储层等难动用储层的有效方法,但其渗流机理非常复杂,而水电模拟实验则是研究压裂水平井储层流体渗流规律直观有效的方法。根据水电相似原理,利用电模拟实验装置,分单因素和多因素分别考察了裂缝位置、分布、条数、长度等影响压裂水平井产能的因素,绘制了各种裂缝分布情况下的储层压力场分布图,并综合采用正交试验设计和灰色关联分析方法分析压裂参数对压裂后水平井产能影响的重要程度。结果表明：①压裂水平井控制的储层有效生产区域存在差异,垂直缝控制储层有效生产区最大,水平缝次之,然后是30°、60°、75°斜交缝;②压裂裂缝有效缓解了近井筒区域的应力集中现象;③水平井筒长度与裂缝长度存在产量变化临界点,该临界点随井筒长度变化而变化。压裂裂缝参数对水平井产能影响程度依次为：裂缝长度、裂缝条数、裂缝间距、裂缝与水平井井筒之间的夹角。     

页岩储层水力压裂优化设计

含气页岩由间隙气和吸附气组成,水力压裂是提高这类储层有效动用的唯一手段.本文在分析研究页岩储层特征的基础上,对适合于页岩的水力压裂模型和工艺参数优化进行了分析研究.页岩储层天然裂缝和层理发育,储层流体主要是在层理及天然裂缝系统中进行,针对砂泥岩地层的水力压裂数值模型(包括全三维模型)不适用于页岩储层水力压裂分析.DFN离散裂缝压裂模型是基于连续均匀介质和多孔不连续非均匀介质力学理论的3D压裂数值模型,可用于模拟页岩和煤岩水力压裂中多裂缝、非对称缝和不连续缝,也可用于天然裂缝和断层发育地层中的不连续缝的模拟.在压裂工艺方面,对射孔方式、压裂液、支撑剂等进行了优选.研究结果也可用于裂缝性砂岩储层改造.     

双重介质低渗透储层压裂技术研究与应用

针对下二门油田梨树凹区块低孔、低渗储层,存在层间收缩缝、砾间缝等多种天然裂缝,具有明显的双重介质储层特征,结合勘探开发过程中的压裂改造实践,对压裂工艺及施工参数进行了优化研究配套,较好地解决了储层压裂易早期砂堵的问题。5井次压后获得高产油流或工业油流,为梨树凹区块储量升级提供了重要依据。     

英台致密气藏改造体积最大化压裂技术

英台气田储层埋藏深、岩相复杂、岩性致密、非均质性强,常规大规模压裂无法实现经济有效动用。因此,本文从基础理论研究入手,通过室内岩芯实验,从波速应力敏感性、可压性和声发射b值三个方面对储层改造潜力进行分析,在此基础上,根据净压力建立条件,优化缝网压裂技术模式,提出精细分层、高密度多簇射孔、暂堵转向、先成缝后成网大规模缝网压裂于一体的缝控储量最大化压裂模式,整体打碎储层,实现全井段有效支撑,最大程度增大改造体积,增加裂缝复杂程度,使缝控储量最大化。2017～2018年暂堵转向+先成缝后成网压裂技术在英台气田实施4口井14层,最高日产气6.5万方,通过井下微地震裂缝监测显示,单层改造体积可达820万方,为传统缝网压裂井2倍,常规压裂井6倍,达到了全面改造储层的效果。     

大庆油田加密调整井压裂改造配套技术的研究与应用

介绍了针对大庆油田加密调整井开采油层的特点，研究应用的密井网裂缝参数优化、水平缝脱砂压裂、限流法优化布孔细分压裂改造、保护薄隔层压裂和适合高破裂压力储层改造的55MPa多层压裂管柱等配套技术。加密调整井压裂改造配套技术的研究和应用，提高了储层的动用程度，对保证大庆油田的持续稳产、高产具有十分重要的意义。     

致密砂岩气藏体积压裂技术应用与探讨

苏里格气田东区砂体规模小,多薄层特征明显,储层致密,岩屑含量高,常规压裂形成的双翼对称裂缝改造体积有限,且主裂缝的垂向上仍然是基质向裂缝的"长距离"渗流。而"体积压裂"建立主裂缝与多级次生裂缝交织的裂缝网络,使基质从任意方向裂缝的"短距离"渗流,实现对储层在长、宽、高三维方向的"立体改造"。     

吉木萨尔页岩油下甜点二类区水平井压裂技术

为了解决准噶尔盆地吉木萨尔页岩油因其流度低和储层层理发育缝高受限导致水平井提产困难的问题,提高下甜点二类储层的有效动用程度,开展了密切割改造提升缝控程度、薄互层穿层压裂增加纵向动用程度技术攻关。研究了密切割改造技术,将平均簇间距缩短至13.6 m,大幅提高了页岩储层缝控程度;提高了直井压裂施工的排量及冻胶用量,验证了下甜点二类储层具备穿层压裂的可行性,形成了以水平井12～14 m3/min大排量、冻胶和滑溜水多段塞泵注、中小粒径支撑剂组合和2.7 m3/m高加砂强度等为核心的穿层压裂关键技术,保证了层理转折裂缝有效支撑。现场试验表明,该技术能够提高水平井压裂动用体积,二类储层试验水平井压裂后第1年累计产油量达9 183 t,是前期水平井产油量的3倍以上。研究结果表明,水平井密切割穿层压裂技术可以解决二类储层多薄油层难动用的问题,为页岩油二类区有效动用提供了新的技术途径。      

延长长6 浅油层水平缝水平井压裂参数设计

水平井压裂技术是开发难动用低渗储层的有效手段,而对于长6 低渗浅油层实施压裂技术一般会形成水平缝（低角度）,影响实际施工效果。为了指导长6 浅油层水平井的压裂设计和现场施工,把孔隙度、渗透率、含油饱和度、泥质含量和渗流系数作为主要参数,将七平1 井的水平段储层划分出5 个流动单元,进行了Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类流动单元的评价;并且根据流动单元的划分结果,完成了七平1 井压裂水平裂缝条数、裂缝位置、裂缝半长的参数设计,经过现场压裂效果分析,该设计符合延长长6 浅油层的储层特征及开发要求,单井产能大幅增加,使水平井开发在延长长6 浅油层具有可观前景。     

一种新型多缝压裂工艺在低渗透油田的应用

随着特低渗透油田的开发,越来越差的低孔渗性储层不断出现,压裂改造提高单井产量的难度加大,为此在降低储层伤害的基础上,结合储层微裂缝发育特征,合理运用酸性清洁压裂液的携酸特性和低黏特性以及加砂阶段的高摩阻段塞,迫使缝内反复升压,有效沟通储层微裂缝,充分发挥其渗流优势,最终提高储层动用程度。2010～2011年在长庆油田累计进行了30口油水井压裂现场试验,油井平均单井日增油1.2t,水井平均日增注22m3,实践证明了这种新型的多缝压裂可以有效提高渗流通道达到增产增注目的。     

二连油田低渗透砂岩油藏重复压裂技术

针对二连油田低渗透砂岩油藏采出程度低、综合含水高、储层非均质性极强的情况,综合分析储层物性、渗流特征和 水驱动用状况,将油层划分为3 类,即主力层、次主力层和非主力油层,并建立了划分标准。针对次主力油层研究了注水开发后应力场和压裂参数的优化方法,优化的裂缝导流能力为25~30 μm2 ·cm,优化的缝长在100 m 左右,平均每米加砂量由原来的0.5 m3 提高到1.1 m3 以上。在哈301、76 断块应用中取得了较好效果,达到了次主力油层水驱有效动用的目的     

稠油油藏多薄层纵向缝压裂井产能计算模型

对于裂缝性多层稠油油藏采用水平井压裂纵向缝能够实现有效增产,为分析压裂井在产生纵向缝后的产能,考虑流体在压裂裂缝和水平井筒的变质量流动,以及水平井筒内摩阻压降、加速度压降及井筒内流体流态变化,建立了储层、裂缝渗流与水平井筒流动耦合的纵向缝压裂井产能预测模型。结果表明:对于已知油藏规模、流体粘度及裂缝导流能力下对应有唯一的压裂井比采油指数;纵向缝内压力垂向上呈台阶状分布,储层物性越好层段对应裂缝内压降越大;裂缝导流能力对产能影响较小;原油粘度对采油指数影响较大,降低原油粘度可大幅提高比采油指数。     

八角场气田大型加砂压裂工艺实践

针对低渗低孔高压、砂体厚度大和储集丰度低的八角场气田，大型加砂压裂是勘探开发该气田的有效手段，而如何成功有效地进行大型加砂压裂作业就成了工作的重中之重。一方面，大型加砂压裂作业成功有两大难点：①由于储层是典型的低渗低孔高压储层，裂缝的增长速度快，动态缝宽窄，加之砂体厚度大，为确保支撑剂顺利进入储层，需要大排量施工；②压裂规模大，作业时间长。另一方面，大型加砂压裂作业有效，需有机地匹配和优化储层、压裂液和工艺，并系统地控制压裂质量。文章以角X井为例，拟就储层概况、测试压裂、设计优化、压裂质量控制等方面分析如何优质完成大型加砂压裂工程，从而提高压裂施工效果，优化投入产出。     

大庆古龙页岩油密切割体积压裂工艺参数优化探索

为解决大庆古龙页岩油因其储层致密且层理缝发育缝高受限导致水平井增产困难的问题,探索青山口组Q9储层的有效动用程度,开展了密切割压裂工艺最大化提高储层改造体积研究,优化了密切割体积压裂工艺参数,将平均簇间距缩短至7 m,平均段间距52 m,可大幅提高页岩储层缝控程度;形成了以水平井16～20 m³/min大排量,冻胶造主缝和滑溜水造复杂缝网、石英砂中小粒径支撑剂组合和高强度加砂等为核心的大规模体积压裂关键技术,保证了主裂缝及各级层理转折裂缝有效支撑。现场试验表明,该技术能够显著提高水平井压裂效果,单井18个月累计产油量达10 969.3 m³,是前期水平井产油量的3倍以上。研究结果表明,水平井大规模密切割体积压裂技术可以有效解决致密页岩油储层难动用的问题,为大庆古龙页岩油高效开发提供了强有力的技术支撑。     

四川盆地及其周缘五峰组-龙马溪组页岩裂缝发育特征及其控储意义

利用岩心、测井、扫描电镜和相关样品物性分析等手段,探讨了四川盆地周缘五峰组-龙马溪组页岩裂缝类型、发育特征、分布规律及其对页岩气富集与保存的影响。结果表明：①页岩裂缝发育受沉积、成岩、构造与压力演化等因素共同影响。低角度滑脱缝与层理缝充填程度低,对储层孔隙度和渗透率均有贡献;高角度裂缝和水平层间缝通常被充填,裂缝有效性较低。低角度裂缝对高角度裂缝穿层性的调节对页岩气的富集与保存具有重要意义。②页岩微裂缝以非构造成因为主,上部低有机质高粘土层段层理缝与大尺度层间微裂缝发育程度低,小尺度粘土粒间孔缝发育,宜采用"密切割"和"高砂比"等储层改造工艺技术以提高缝网控制储量。底部硅质页岩层理缝、层间微裂缝和刚性矿物粒缘缝发育程度高,裂缝力学性质薄弱,它们与密集发育的低角度及小尺度高角度裂缝共生形成了有利的天然缝网系统。③中-浅埋深下层理缝和层间微裂缝渗透率显著高于基质,利于储层改造与页岩气的渗流。深层条件下裂缝与基质渗透率均较低且大致相当,储层渗流能力与压裂改造效果是影响深层页岩气高效开发的重要因素。     

坪北油田特低渗油藏裂缝对开发效果的影响分析

坪北油田储层属于低孔特低渗油藏,延长组是坪北油田的主力产层。分析表明,坪北油田储层构造裂缝、层间裂缝不发育,作为渗流通道对延长组储层意义不大;压裂缝中的粒间缝与一般的孔喉所起作用相当,而超微压裂缝在原始状态下对渗流没有意义。通过开发实践证实：注水压裂产生的人工裂缝以及附近一定范围受其影响得以沟通和张开的天然裂缝,对开发效果影响很大。     

提高安塞油田加密区单井产能工艺试验

安塞油田属开发30年“低压、低渗、低产”老油藏,目前年产300万吨。但近年来随着老区不断加密,地下井网及水驱控制储量不断发生变化,剩余油受裂缝影响主要在侧向富集,剖面上单砂体动用严重不均,II+III类储层动用比例低,为提高加密区产建新井单井产能,本文从射孔段优化、提高裂缝穿透比、增加铺砂浓度、多缝压裂增加泄油面积等方面进行探索,试验了定面射孔+变排量压裂、多级加砂压裂、水力喷射定点压裂等针对不同储层特征的特色工艺对剩余油进行挖潜,结合新型稠化水压裂液体系,结果表明定面射孔+变排量工艺针对上下隔层地应力差值小的薄油层或底水油层,斜井多段压裂在井斜角大、井斜方位有利时针对厚度较大且不具备泥岩隔层遮挡条件油层,多级加砂压裂对于油层厚度大的充分改造,定点射孔压裂对于水洗特征明显且不规则的油井具有较好的工艺适应性和改造优势,因地制宜地选择特色工艺,改造后平均单井初期产能相比同类井常规改造提高0.45t。