工程参数对致密油藏压裂水平井产能的影响

中国陆相致密油藏储层物性差,非均质性强,大规模体积压裂往往形成复杂的缝网结构,次级裂缝对产能的影响有着不可忽略的影响。为此,利用数值模拟方法,通过局部加密网格的方法,设计包含主裂缝和次级裂缝的椭球形缝网,对新疆X油田致密油藏在经过大规模体积压裂后的单井生产动态进行模拟,分析压裂水平井的产能影响因素。结果表明,水平井单井产能随水平井段长度、压裂规模、储层改造体积、缝网复杂程度和裂缝导流能力的增加而增大,但增幅越来越小,均存在一个最优范围。利用正交试验法,将工程参数对产能的影响程度进行排序,发现对致密油藏压裂水平井产能影响程度由大到小依次为储层改造体积、压裂规模、缝网复杂程度、水平井段长度和裂缝导流能力。     

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。     

鄂尔多斯盆地低压致密油层体积压裂探索研究及试验

长庆油田借鉴国外体积压裂理念及改造经验,在鄂尔多斯盆地致密油层(渗透率在0.3mD以下)开展了体积压裂探索研究及试验。分析了体积压裂对储层条件的要求及在盆地致密油层开展体积压裂的可行性,探索了盆地低压致密油层体积压裂工艺设计模式,并初步认识了盆地致密油层体积压裂缝网形态,为国内致密油储层体积压裂设计提供了有益的借鉴。     

致密油藏体积压裂技术应用

体积压裂技术在北美页岩油气藏的开发中取得了显著的效果。对体积压裂的概念和特点进行了总结,从地质和施工工艺两方面分析了体积压裂缝网形成的影响因素,明确了在不同储集层条件下的体积压裂技术施工要点。数值模拟研究表明,体积压裂的单井产能比常规压裂的单井产能要高得多,且其缝网系统可使压力波及更为均匀,开发效果优势非常明显。针对我国致密油藏特征,提出了从致密油藏成藏机理、压前储集层评价、诱导应力场和裂缝起裂机理等3个方面入手的研究思路,这将对我国致密油藏体积压裂技术的发展,具有一定的参考意义。     

海安凹陷阜二段致密油藏体积压裂技术

苏北盆地海安凹陷阜二段属于典型的低孔低渗致密油藏,为了评价该探区的储层物性、含油性以及为水平井井位部署提供设计依据,对该地区一口直井预探井进行了体积压裂。研究了储层的岩性、脆性、物性,在此基础上,为了满足在体积压裂时尽可能提高铺砂浓度的要求,优选了滑溜水和线性胶压裂液体系。为达到认清各小层的目的,采用了桥塞分层压裂、分层试油、打捞桥塞合层求产的技术措施。在施工前进行小型压裂测试来保证主压裂的顺利进行,并在施工时采用地面微地震技术来监测缝网体积。现场施工排量达到4.5~5.0 m3/min,累计加砂140 m3,最高砂比12%。裂缝监测表明各层的造缝效果较好,裂缝形态较为复杂。试油效果达到地质设计预期。     

鄂尔多斯盆地致密油应力循环压裂技术

鄂尔多斯盆地长7致密油Ⅱ类储层脆性指数低、水平两向应力差较大、天然裂缝不发育,常规混合水压裂难以形成复杂裂缝,单井产量低,为此研发了应力循环压裂技术。通过物模实验明确了该压裂技术增产机理,完成了工艺优化和工具配套。该工艺采用应力循环压裂工具泵注高砂浓度液体,在环空注入净液体,根据压裂过程中地层响应和压力变化,实时控制井底砂浓度和排量,对储层加载循环应力,使储层受到疲劳破坏,实现缝网压裂。现场试验37口井,平均施工规模与常规混合水压裂相当,施工排量仅为常规混合水压裂的一半即可实现多次缝内升压,较对比井有效改造体积增加44.5%,单井日产油量提高1.6 t。     

致密油藏体积压裂水平井产能评价新方法

针对致密油藏体积压裂水平井产能评价困难等问题,运用层次分析法与灰色理论相结合的方法,建立产能评价模型,将储层物性参数和完井参数相结合,形成了新的产能评价方法。定量的计算影响因素的权重系数和综合评价因子,明确影响产能主控因素,通过拐点法确定储层分类的阈值并对水平井压裂效果排序,将研究成果运用于松辽盆地致密油藏试验区。结果表明：含油砂岩长度、地层压力、压裂簇数、单簇砂量、渗透率为影响产能的主控因素;研究区块储层质量分为：I类、II类、III类,I类储层质量最好,其次为II类、III类,其分类阀值为0.35、0.42和0.48。现场应用表明,水平井初期产能和综合评价因子有很好的相关性,可对压后产能、储层质量、完井效率进行综合评价。该研究对同类油藏压裂优化设计和重复压裂选井具有重要借鉴意义。     

致密油层多区体积压裂产能预测

致密油层物性极差,天然裂缝发育,体积压裂是实现该类油层有效开发的重要手段。为研究致密油层体积压裂缝网设计参数对产能的影响,基于缝网形成特征,将压裂的致密油层划分为支撑主裂缝、缝网区和未压裂区,缝网区又划分为支撑次裂缝区和未支撑次裂缝区,考虑致密油非达西渗流和油层应力敏感效应,将缝网区与未压裂区简化为双重孔隙系统和单一孔隙系统,建立致密油层体积压裂产能模型,模拟分析体积压裂裂缝参数对产能的影响。研究结果表明：体积压裂可以大幅度提高致密油层产能,并且改造体积和支撑改造体积越大,开启天然裂缝越密,支撑主裂缝越长,支撑主裂缝、次裂缝导流能力越高,则致密油层产能越高,但存在最优值。     

页岩油水平井体积压裂及微地震监测技术实践

为探索和解决准噶尔盆地吉木萨尔区块页岩油藏水平井体积压裂和平台式拉链压裂过程中人工裂缝网络的成像问题,储层改造方案采用高密度密集切割体积压裂充分改造储层,大排量施工满足多簇、多缝充分开启,滑溜水和胍胶逆混合压裂工艺实现高效造缝携砂,结合多种粒径支撑剂有效充填微细裂缝及主体人工裂缝。通过微地震井中监测技术识别页岩油水平井人工裂缝网络。结果表明：断层和天然裂缝带对微地震事件属性特征有影响,同时事件属性特征也能表征断层和天然裂缝的发育程度。在大规模体积压裂改造下,研究区内4口井的人工裂缝横向相互连通,形成了复杂的裂缝网络。压后投产初期的日产油量得到了较大提升,为该区页岩油的长期高效开发提供了技术依据。     

致密油藏体积压裂水平井压力特征

为研究致密油藏水平井体积压裂改造后的储层和渗流特征,文中建立了考虑基质应力敏感性的体积压裂水平井复合试井模型。内区为压裂改造区,由多级压裂水力裂缝与双孔介质模型共同表征;外区为非改造区,由单孔介质模型表征。应用叠加原理、Laplace变换、Stehfest数值反演和摄动变换技术进行求解,得到了体积压裂水平井试井模型的井底压力特征曲线。研究结果表明,体积压裂水平井的渗流可以划分为裂缝双线性流、垂直于裂缝的线性流、裂缝拟径向流等7个特征阶段。敏感性参数分析表明,致密储层的应力敏感特征在试井解释中不可忽视,渗透率模数、储容比、窜流系数、水力裂缝条数和水力裂缝导流能力对压力和压力导数特征曲线会产生较大的影响。     

鄂尔多斯盆地致密油层混合水压裂试验

鄂尔多斯盆地长C储层岩性致密、物性差,采用常规工艺增产幅度有限,提高单井产量面临巨大的挑战。针对盆地长C致密储层的地质特征,借鉴国外致密油开发的成功经验,以体积压裂为理念,开展了致密油直井混合水压裂技术试验,取得了阶段性成果。通过对鄂尔多斯盆地致密储层混合水压裂先导试验的分析与总结,进一步探索长庆油田致密储层提高单井产量试验的新思路、新方法,为有效动用盆地致密油提供技术保障。     

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。     

致密油水平井体积压裂工厂化作业模式研究

摘要：随着全球油气公司逐步加大对致密油气藏、页岩气藏等非常规油气藏实施勘探开发力度,水平井压裂技术目前己成为提高非常规油气田开发综合效益的主体技术。而致密油气的高效开发离不开水平井压裂增产技术。目前,水平井压裂增产技术也逐步向多级分段压裂、大规模分段多簇的“体积压裂”的趋势发展,工厂化作业已经成为致密油气高效率低成本开发的模式。通过研究致密油水平井体积压裂改造技术的发展趋势,分析国内外体积压裂工艺的完井方式、储层改造方式和工厂化的作业模式,围绕致密油开发技术、生产作业模式和组织管理模式等多个方面形成可复制的标准开发模式和规范,为国内各油田水平井体积压裂“工厂化”技术模式的设计和选择提供依据和参考。     

基于改造模式的致密油藏体积压裂水平井动态分析

针对致密油藏水平井体积压裂存在不同缝网改造模式的特点,考虑具有基质-天然裂缝双重孔隙和基于离散裂缝模型的缝网改造系统流动特征,建立了致密油藏体积压裂水平井不稳定渗流数学模型,利用Galerkin加权余量有限元方法对模型进行了数值求解,并与Zerzar解析模型对比验证了该算法的正确性,指出了双孔双渗与双孔单渗模型流动形态的差异,揭示了致密油藏体积压裂水平井不稳定压力及产能特征。研究结果表明:双孔双渗情况下水平井井底压降明显变缓,地层线性流不再出现,且压力较快传播至油藏边界;体积压裂水平井初期产量较高,但递减较快,不同改造模式下水平井中期渗流阶段压力及产量的差异明显,各压裂段无间隙无重叠的缝网改造模式对提高单井产量较为有利。     

东濮凹陷致密油体积压裂技术研究及应用

中原油田东濮凹陷致密油在沙河街组普遍发育,埋深3250m～4250m,岩性为泥页岩夹薄砂,纵向呈“千层饼”式组合沉积,小层厚度小,厚度<2m的层占比75%。根据致密油储层纵向沉积特征,以提高纵向动用率、平面裂缝复杂程度为目标,形成了纵向穿层、平面扩缝、组合支撑的复杂缝压裂优化设计技术,明确了工艺参数。秉承体积压裂技术理念,研究应用结果表明在直井上能够形成相对复杂的裂缝系统,压后最高日产油10.6m3,较常规压裂效果显著。     

致密油藏体积压裂水平井产量预测研究

致密油藏水平井体积压裂后形成不同尺度的孔-缝介质,不同尺度介质中的渗流规律不同,产量预测难度大。为此,在总结前人对不同尺度介质渗流规律认识的基础上,建立致密油藏体积压裂水平井产量预测模型,并用油田实际数据对其准确性进行验证。同时,对致密油藏体积压裂水平井产量的影响因素进行分析,发现不同介质的应力敏感系数对产量的影响程度从大到小依次为次级裂缝应力敏感系数、人工主裂缝应力敏感系数、基质应力敏感系数;高速非线性系数对产量的影响较大,而启动压力梯度对产量的影响较小。     

鄂尔多斯盆地页岩油水平井体积压裂改造策略思考

鄂尔多斯盆地页岩油具有压力系数低、脆性指数低、纵向夹层多以及非均质性强等特点,采用水平井体积压裂技术可以大幅度提高单井产量,但低油价下难以实现经济有效开发.以该盆地矿场实践大数据为基础,建立了体积压裂效果定量评价方法,提出了体积压裂改造策略和下步工程攻关方向.在建立水平井地质工程综合品质分段分级评价新标准和储层类型精细...     

致密油藏体积压裂水平井半解析渗流模型

由于非常规油藏特殊地质条件,导致在进行大规模水力压裂过程中形成了复杂的裂缝网络,复杂缝网的出现导致油藏渗流规律发生变化。基于体积源函数在准确描述复杂缝网形态的基础上,考虑复杂缝网内渗透率,建立了致密油藏体积压裂水平井半解析渗流模型,模型结果的正确性得到了油藏数值模拟的验证。计算结果表明,含有复杂缝网的油藏渗流过程可以分为6 个流动阶段:线性流、供给流动、过渡流、双径向流、晚期径向流以及边界控制流动。缝网渗透率主要影响早期线性流和供给流动,次生裂缝渗透率对供给流动影响较大;过渡流、双径向流以及晚期径向流动受复杂缝网几何尺寸影响较大。该模型为预测体积压裂水平井的产能、认识体积压裂水平井渗流规律以及评价体积压裂效果提供了一种非常有用的方法。     

致密油藏水平井体积压裂产能影响因素分析

基于镜像反演及Green函数,建立了致密油藏体积压裂水平井产能评价非稳态半解析模型,模型考虑了生产过程中裂缝间的相互干扰,使用经典的Warren-Root双重介质模型刻画了体积改造区域内裂缝网络的延伸和展布以及流体在体积压裂改造区域内的渗流模式。通过实例拟合在验证模型实用性的基础上对影响产能的参数做了敏感性分析。研究结果表明：裂缝半长越大,早、中期产能越大,同时这种相关性还受裂缝半长与封闭边界的相对大小制约,裂缝半长占储层宽度比越大,对产能影响越明显;裂缝条数越多,产能越大;储容比越大,初期产量越高;窜流系数只对窜流发生段产能有影响;裂缝间距越大,后期产量越高,另外,合理优化裂缝半长和裂缝间距的关系对提高产能有很大意义。