低渗油藏复杂缝压裂可行性评价及工艺优选

目前国内新增探明储量中低渗油藏比例越来越高,大部分低渗油藏产量较低或无自然产能,难以达到工业开采价值。对于低渗油藏压裂,造复杂裂缝、提高裂缝缝控体积、增大低渗油藏渗流通道是改造的主要目的。如何提高低渗油藏裂缝的复杂程度,主要取决于储层本身地质条件及压裂工程条件两方面因素。本文将从基于实验数据、测井数据、地震数据的储层评价出发,通过动、静态数据对比、校正,取得储层较为准确的数据,再根据储层评价结果,通过创新工艺,探索适合低渗油藏复杂缝压裂的储层评价方法及工艺方式优化。     

体积压裂套管温度应力计算分析

体积压裂过程中大量压裂液经套管持续注入使井筒温度产生较大变化,温度变化引起的套管热应力对体积压裂过程中井筒完整性有较大影响。以我国南方某页岩气井体冬季、夏季体积压裂中井筒降温情况为例,文中对体积压裂过程中井筒降温情况进行了计算,计算结果表明,体积压裂过程中井筒降温幅度较大,最大温度降低值近76℃。针对体积压裂中套管温度应力问题,文中基于热传导理论及热弹性力学理论,建立了体积压裂中套管温度应力计算模型。同时,推导了体积压裂中温度影响下套管抗外挤强度计算公式。依据推导的公式,对体积压裂过程中套管抗外挤强度进行了校核分析,计算结果显示,温度应力对套管抗外挤强度有较大影响,冬季施工过程中温度应力使套管抗拉强度降低23%,内压与温度应力联合作用下,套管抗外挤强度降19%。     

火山岩油藏水平井体积压裂产能预测研究

针对影响ND火山岩油藏水平井产能的主要因素不确定,以及常规的水平井产能计算公式预测产能偏高、误差大等问题,依据ND火山岩油藏水平井体积压裂地质、工程及动态数据,采用灰色关联分析法对体积压裂后初期产能的影响因素进行分析,并在此基础上,对单井产能进行归一化处理后,再应用灰色理论累加生成,进而采用多元线性回归法预测油井压裂后的初期产能。结果表明：影响体积压裂后初期产能的前4个因素依次为入井砂量、钻遇油层厚度、入井液量、压裂段数;经归一化处理后累加生成并结合多元线性回归预测体积压裂后的初期产能,比传统的直接多元线性回归法预测精度更高。此项研究为类似油藏的水平井产能预测提供了一种有效方法。     

应力敏感油藏压裂直井分区模型

建立了低渗透应力敏感油藏压裂直井产能计算的分区模型,该模型内区为压裂改善区,外区为未改善区,本模型可用来预测井底改造后油井的产能,实例计算表明:内区和外区的渗透率变形系数都对产能有很大的影响;随着内区和外区渗透率的增加,产能逐渐增加,当内区渗透率增加到一定数值后,产能变化不大;内区半径越大,产能越高;随着外区启动压力的增加,产能逐渐减小。     

火山岩油藏压裂水平井应力敏感产能模型

火山岩油藏属于双重介质油藏,油藏内部天然裂缝发育,由于储层具有应力敏感性,火山岩油藏产量受地层压力变化影响明显,且储层流体流动具有启动压力梯度现象,故目前没有适合火山岩油藏特性的产能模型.基于双重介质模型,分区(基质-裂缝区、缝网改造区、部分缝网改造区、人工裂缝区)建立了火山岩油藏压裂水平井渗流模型,通过Laplace...     

复杂断块油藏直井多段压裂工具研制

海拉尔盆地属于低孔低渗的复杂断块油藏,平面、层间物性差异大,非均质性强,有效动用程度低。采用常规压裂工艺,难以满足高温高压要求;加砂规模小,改造强度低,难以建立有效驱动体系。通过对节流损失计算、流态模拟、室内油浸耐温承压试验以及现场试验,研发出适合海拉尔地层条件的直井不动管柱多段压裂技术及配套工具,包括大通径封隔器及胶筒、大通径水力锚的研制,实现大砂量、大排量的大规模压裂。现场应用30口井,实现大规模加砂,大排量施工,压后增产明显。     

滩浅海低渗透油藏体积压裂优化研究

C-1区块属于滩浅海低渗透油藏,前期采取的常规压裂改造手段,增产效果不明显.因此本文通过理论分析计算、裂缝扩展模拟,油藏数值模拟,从该区块地质条件对于体积压裂的适应性、形成复杂缝网的最低临界排量、最优改造规模、海上体积压裂的施工组织四个方面分明确了该区块实施体积压裂的可行性,研究结果表明:该区块储层整体脆性条件较好,主...     

致密砂岩油藏体积压裂簇间距优化新方法

为了增大致密砂岩油藏体积压裂改造体积,需要对水平井分段压裂射孔簇间距这一关键参数进行优化。一般基于诱导应力分析进而优化簇间距的方法,存在无法与实际泵注程序有效结合的问题,也就不能有针对性的优化簇间距。基于有限元方法,借助ABAQUS软件,建立转向裂缝起裂扩展模型,以天然裂缝开启准则和临界转向簇间距为优化标准,结合实际泵注程序,综合考虑诱导应力和缝内净压力的耦合效应,形成了簇间距优化方法。研究认为,在诱导应力的作用下,存在一个可使主应力发生反转的临界转向簇间距,且随着施工排量的增加,该临界转向簇间距也越大;当簇间距取该临界值时,储集层水平主应力较为接近,主裂缝沟通天然裂缝起裂转向,最易形成复杂裂缝,这可作为优化簇间距的一个标准。现场应用表明,在依据该方法优化的簇间距下,主裂缝可沟通天然裂缝起裂转向,增大改造体积,改善致密砂岩油藏体积压裂效果。     

体积压裂在超低渗油藏的开发应用

针对体积压裂改造技术在超低渗油藏开采中的应用现状,进行全面分析,并简要介绍了体积压裂的原理与技术优势,提出体积压裂在超低渗油藏中的开发与应用要点,希望能够给相关人员提供良好借鉴与帮助。     

有限元法超低渗油藏体积压裂裂缝参数优化

应用体积压裂技术开发超低渗油藏效果良好,加强体积压裂裂缝参数优化具有重要意义.基于有限元理论,建立油水两相渗流数学模型,应用混合单元有限元法,采用任意三角形单元和线单元描述地层和裂缝,在自然能量开采方式下,以单并为研究对象,对压裂段数及裂缝长度进行优化.结果表明:水平段长度800 m时,2,3,4簇最优压裂段数分别为10,8和7;增加半缝长,可扩大改造体积,增大泄油面积,显著提高措施累计产油量.     

复杂断块油藏不规则井网整体压裂优化设计

建立了低渗透复杂断块油藏复杂地应力条件下的不规则井网优化模型,以驱油面积和采出程度为目标函数,考虑了任意裂缝方位与井网的匹配关系.在运用油藏数值模拟方法确定了压裂井作用椭圆边界,采用Matlab编程求解,得到了数学问题的2个最优解.在此基础上,应用大型油藏数模软件Eclipse建立实际油藏模型.以最高采出程度、采油速度为目标,优选出最佳井网方案.该模型应用于中原油田某井区的井网调整,取得了较好的生产效果.     

有限元法超低渗油藏体积压裂裂缝参数优化研究

将体积压裂方式运用到超低渗油藏的开采当中,可以有效提高超低渗油藏的开采效率。要想进一步加强体积压裂的应用效果,就必须采取合适的优化方法对裂缝参数进行优化。本文通过有限元法,建立了相关数学模型,对压裂段数和裂缝长度等参数进行了优化处理。研究表明:当水平段长800m时,2簇最佳压裂段数为10段、3簇的为8段、4簇的为7段;延长半缝长度可有效扩大泄油面积,从而提高油藏产量。     

超低渗油藏老井体积压裂技术研究与应用

近年来,超低渗透油藏开发普遍面临储层致密和注水不见效导致的油井连片低产问题。文章在剖析储层地质特征和油藏开发现状的基础上,结合注水井网和剩余油分布特征,利用数值模拟和生产动态等方法进行了地应力变化研究和增产潜力分析,提出了油井以增加裂缝带宽为主要目标的体积压裂设计思路,形成了"全程多级暂堵+体积改造"相结合的重复压裂工艺。现场应用表明,增油量是常规重复压裂效果的2倍以上,且后续稳产效果明显,为超低渗透油藏提高单井产量提供了技术借鉴。     

A断块致密砂岩油藏蓄能体积压裂应用实践

江苏油田A断块E1f1层系致密油资源储量丰富,储层具有埋藏深、低孔低渗、泥砂交互、层多层薄等特点。早期尝试胍胶压裂,效果不佳,2021年探索蓄能压裂,增油有一定提升,但仍有上升空间。为进一步实现该断块致密油资源有效开发,在前期压裂基础之上,开展蓄能体积压裂技术研究,优化蓄能液量、排量,研究一体化滑溜水压裂液体系、多粒径组合加砂等体积压裂配套工艺,形成了直井大规模蓄能体积压裂技术,实现补充地层能量的同时,充分改造储层。在A3井应用该技术,自喷生产达81 d,下泵生产3个月累产油939 t,日产油长期稳定在10 t以上。现场实践表明,该技术可同时实现“增能+造缝网”,对同类型油藏开发有一定的技术参考价值。     

致密砂岩油藏体积压裂裂缝扩展数值模拟研究

体积压裂是提高致密砂岩油藏产量的关键技术。应用有限元和离散元的混合方法建立了体积压裂扩展模型,对长庆油田长7致密砂岩油藏水平井多簇压裂进行了裂缝扩展模拟研究。结果表明,应力差小于4 MPa时有利于体积裂缝形成高于5 MPa时主要形成平面裂缝;天然裂缝密度仅在较低应力差条件下对体积压裂改造效果影响显著;在应力差为3 MPa时增加射孔簇数、降低簇间距,改造面积增加并不显著,簇间裂缝干扰严重,局部裂缝出现合并现象;应力差为5 MPa时,簇间裂缝干扰相对较弱,增加射孔簇利于沟通天然裂缝,提高体积裂缝发育程度和扩大改造面积。     

鲁克沁深层稠油油藏体积压裂实践与应用

吐哈油田鲁克沁稠油油藏具有埋藏深、中低孔、低渗等特点,属于难动用储量。其地层条件下原油具有高密度、高凝固点、高非烃含量、中等含蜡量等特点,原油流度低,渗流困难,单井自然产能低,如果不对油层进行有效改造,就难以实现高效开发和有效动用。前期进行一定规模的储层改造,但总体来说油井增产表现为“两低两短”：幅值低、累计增产量低、峰值增产期短、总有效期短;部分井压裂效果不及常规酸化;水基压裂液返排率底;区域油藏为边底水油藏,储层上部隔层普遍较厚,下部隔层较差,人工裂缝向下延伸的趋势较大,且储层下部距含油 水层或水层距离较近,压裂施工沟通下部水层的机率大,大大影响压裂效果,严重影响了稠油油藏的高效开发。为此,开展了提高稠油油藏压裂改造效果的研究,提出了厚油层层内细分层压裂体积改造新工艺,该工艺打破了传统以层为单位的分层压裂,在厚层内实施细分段改造。通过优选封隔器与配套工具,优化施工设计,实现了厚油层层内以Ｋ３４４为核心的分层压裂工艺管柱系列细分层不动管柱一次压裂两层或多层的目的,同时形成了高温延迟交联压裂液体系、大孔径射孔、压前油层预处理、全程充填式加砂及控制缝高延伸等一系列配套技术。该技术２０１１～２０１２年实施７８井次,增油效果显著。基本形成了稠油层内分层压裂配套工艺技术,取得了明显的经济效益,在鲁克沁油田有较好的推广应用前景。     

体积压裂分支裂缝的产生条件分析

页岩油气藏的物性极差,需要水平井加体积压裂才能实现经济有效开发.水平井压裂产生主裂缝的破裂压力公式已经建立起来,但还没有建立分支裂缝的破裂压力公式.根据岩石力学的有关理论,以深层页岩地层为例,分析了主裂缝壁面上的受力情况,推导建立了垂直分支裂缝的破裂压力公式.公式表明:①分支裂缝的破裂压力与地层的最大水平地应力有关,与...     

页岩气井体积压裂条件下的水泥环界面裂缝扩展

射孔会对井筒完整性造成局部损伤,尤其是导致水泥环本体破坏以及第一界面(套管-水泥环界面)、第二界面(水泥环-围岩界面)的胶结脱离、微环隙等,在后期页岩气水平井体积压裂过程中,由于高压流体的注入,界面微环隙将会加剧甚至发生裂缝扩展,影响封固性能。针对这一问题,建立了界面裂缝扩展数学模型,通过流体连续性方程、泊肃叶定律和净压力与缝宽弹性关系以及边界条件联立得到非线性偏微分方程组,利用对控制方程无因次化的方法求得自相似解。使用该模型对现场算例进行了计算,并分析了各参数对界面裂缝长度的影响。研究结果表明:适当提高水泥环弹性模量,适当降低井口压力和压裂时间有利于减小界面裂缝扩展长度,有利于保障水泥环长期有效封固。研究结果能够对页岩气井体积压裂条件下的水泥环封固性能进行评价和预测,同时在满足油气开采要求的前提下,对相邻射孔段间距的优选,也具有一定的指导意义。     

注采井网条件下水平井体积压裂重复改造优化设计

鄂尔多斯盆地超低渗透油藏具有低渗、低压、低丰度的特征,采用"五点水平井注采井网+分段压裂"开发,有效提高了初期单井产量。然而,受裂缝间距大、改造规模小、水平段中部能量补充困难及裂缝长期导流能力下降快等因素影响,水平井长期生产产量递减较大。基于典型水平井生产拟合数值模型的压力场和剩余油饱和度场分布,定义了储层改造体积指数、油藏接触面积指数、缝网导流能力指数及地层压力保持指数,并以此表征裂缝网络模型的增产指标。采用新型NF裂缝网络模型,系统对比评价了各指标的增产潜力及其与产量的敏感程度,最终提出了水平井"SRV+Ct+Cd+ps"的体积压裂重复改造优化设计方法。该方法在某区长6超低渗透油藏现场应用后取得较好的增产效果,4口试验井与常规重复压裂相比,单井产量提高50%~70%。     

新庄复杂断块油藏形成条件探讨

新庄油田属于复杂小断块稠油油藏,经过近十年的注蒸汽吞吐开采后,主体区面临着吞吐周期数高,主力油层采出程度高、稳产难度大的问题。本文对新庄油田的地质特征和油藏的分布情况进行分析介绍,并在此基础之上对断块油藏形成的条件进行了分析。认为新庄油田的断层具有较广泛的封堵性,但其封堵能力受多方面因素影响,造成了新庄油田油层多等特性。