三塘湖盆地西山窑组砂岩油藏体积压裂技术研究与应用

三塘湖盆地西山窑组属于低孔隙度、低渗透率、低地层压力系数的复合圈闭"三低"砂岩油藏,天然产能低,开采难度大。前期直井常规压裂投产效果差,递减快,区块储量未取得有效动用。借鉴非常规油气藏"体积压裂"技术理念,以体积压裂适用的基本储层条件为依据,论证了西山窑组砂岩油藏水平井体积压裂的可行性。结果表明,三塘湖盆地西山窑组砂岩油藏具有石英含量高、岩石脆性指数高、天然裂缝发育等特征,易形成长宽主裂缝和分支裂缝的复杂裂缝网络,具备大规模体积压裂改造的基本要求。根据室内参数优化和现场先导性试验研究,形成了"增加改造段数、减少改造簇数、高排量大规模注入"的水平井"细分切割"体积压裂工艺技术。现场试验9口水平井,有效率达到100%,压后平均单井日产油23.46t/d,相比直井常规压裂提高了93.2%,平均单井累计产油2910.24t。     

砂岩气藏地层压力下降迂曲度变化规律探讨

通常在定量分析孔隙度、渗透率等物性参数变化规律时,往往假设迂曲度不发生变化。分析了在地层压力下降的情况下砂岩气藏岩石迂曲度的变化规律,以期对常规岩石渗透率变化规律定量研究结果进行修正。根据岩石孔隙结构毛管束简化模型对应的Kozney方程,推导建立了岩石比迂曲度变化理论关系式。结合模拟有效压力增加岩石变形实验,通过将地面实验数据转换为地层条件下孔隙度和渗透率变化数据,考虑储层岩石所承受初始有效压力,实例计算了地层压力下降岩石迂曲度变化规律。实例气藏6个岩心的计算结果表明,随着地层压力下降。岩石迂曲度逐渐增大,且岩石迂曲度的增幅已超过了可以忽略的程度,说明通常假设岩石迂曲度为常数是有局限的。因此。在研究砂岩气藏地层压力下降对岩石渗透率影响时,需要考虑岩石迂曲度的变化。     

河北献县东部雾迷山组碳酸盐岩热储酸化压裂试验研究

通过对河北献县东部雾迷山组碳酸盐岩进行大尺寸高地应力酸化压裂物理模拟试验与小尺寸温度应力耦合环境下酸化压裂试验,讨论地应力、温度、酸液排量以及压裂模式等因素与碳酸盐岩压裂效果之间的关系,找到碳酸盐岩储层压裂裂缝的生长规律。研究表明：将裂缝发育与裂缝不发育储层碳酸盐岩压裂曲线对比发现,储层岩石裂缝发育程度可明显降低破裂压力;压裂试验中储层岩石内裂缝激活对破裂压力具有显著影响,现场压裂过程中应当考虑到储层工程地质中裂缝发育程度的问题;酸液处理可显著降低破裂压力,更有利于形成复杂裂缝网络,破裂过程中诱发更多声发射事件,同时储层岩石裂缝发育程度直接影响到压裂效果。     

深水浅部非均匀受力地层破裂压力预测模型

深水浅部地层尚未固结成岩,上覆岩层压力较低,破裂压力也较低,发生井壁破裂与坍塌的风险较高,目前尚无完善的力学理论来预测深水浅层的破裂压力。为此,引入黏土力学超孔隙压力及其破碎性系数来对井眼周围有效应力进行修正,建立非均匀受力的圆形井眼模型、椭圆形井眼模型及其圆形井眼弹塑性力学模型,结合弹性力学理论、塑性力学理论、屈服条件及黏土力学理论,推导出深水浅层非均匀受力情况下的破裂压力计算公式,通过实际测井数据及文献数据完成模型验证,进一步对破裂压力影响因素进行分析。结果 表明,深水浅部非均匀受力地层破裂压力受孔隙压力系数、岩石破碎性系数、椭圆长短轴比等因素的影响,孔隙压力系数与岩石破碎性系数越大,破裂压力越小;椭圆长短轴比越大,破裂压力越大,当长短轴比为1.0时,破裂压力最小。     

低孔低渗砂岩气藏样品的声波特性实验研究

声波测井资料是评价储层物性特征和识别气层及水层的主要方法之一。在中高孔隙度储层中普遍使用的纵波速度估算砂岩孔隙度的威利公式,在低孔、低渗储层岩石中由于受到孔隙中的流体及压力和温度的影响适用性变差。通过开展岩石物理实验,研究了矿化度、流体饱和度及地层条件等参数对岩石纵、横波速度的影响。结果表明:在250kHz~1MHz超声频率范围内,在干燥或饱水状态下,横波频散度都不大于3%,可以忽略不计;纵波速度随含水饱和度的变化明显,横波速度随含水饱和度变化不大;压实作用会使岩石的纵波速度快速增加,横波速度缓慢增加;在高温高压下,纵、横波速度随含水饱和度的变化更为平缓,温度和矿化度对地层声波速度的测量可以忽略不计。该实验可以有效指导应用声波测井资料评价储层物性特征及应用纵、横波速度比识别气层。     

川西深层井壁稳定分析中参数敏感性研究

井壁稳定性研究是工程方案决策的重要依据,本文以Mohr-Coulomb准则为基础,分析了对井壁稳定性判断产生影响的各项参数,以及在川西深层条件下,井壁稳定性判断中各项参数对地层坍塌压力和破裂压力计算结果的影响程度。通过实例分析表明,在川西深层条件下,地应力、地层孔隙压力和岩石的弹性系数等参数的准确程度对井壁稳定性分析结果影响程度最大,而其他岩石力学参数的影响次之。计算结果同时证明,如果在川西深层采用定向井钻井,其井壁稳定性将不会因为井斜角、相对方位角的变化而变差,且地层破裂压力会随井斜角和相对方位角的增加而大幅提高。     

提高扶杨油层水平井初期产量的实践探索

大庆油田某外围低渗透油藏已投产扶杨油层水平井存在投产初期产量较低的问题,原因统计分析表明,导致水平井初期产量低的主要因素为注采井距设计不完善、射孔井段设计不合理、压裂参数设计不准确。应用非达西理论公式和数值模拟综合确定合理注采井距;依据井震资料结合储层预测,落实油层展布特点,建立储层分类标准,优化水平段射孔井段;针对储层展布及渗透性,结合固井质量,数值模拟优化裂缝长度、间距、裂缝半径,优化施工排量及单缝加砂量。通过对水平井的优化部署,后期优化改造规模,加强了老区剩余油挖潜、新区储量动用程度,总结出了一套适合扶杨油层水平井开发的配套技术路线。以某井区为例,应用这套开发方法 ,区块水平井初期产量为周围直井的6.8倍,按照当时操作成本及原油价格,内部收益率为12%时,第一年即增加经济效益174.6万元。     

井壁和地层骨架力学稳定性分析和完井方式选择

通过对井壁力学稳定性、地层骨架出砂机理和判断方法等的分析,得出了地层力学稳定性和骨架出砂、防砂对完井方式选择的判断方法和标准①可以通过Bradley井眼周围应力计算方法和Von·Mises剪切破坏理论法判定井眼是否会发生力学上的不稳定,从而作出裸眼完井或支撑井壁的完井方式的选择;②根据岩石破坏理论,当岩石的抗压强度小于最大切向应力时,井壁岩石不坚固,将会引起岩石结构的破坏而出砂,据此可判断在各种生产压差下地层骨架砂是否会遭到破坏,从而选择合适的防砂完井方式.同时,分析了注水、压裂、酸化、稠油、防砂方式、垂直或高陡角裂缝油层、层间压力差异大小等因素对力学稳定性分析的影响.     

水平井连续油管拖动压裂技术在大民屯油田的应用

大民屯油田沙四期发育一套低孔-特低渗砂砾岩储层,迫切需求既能满足分段压裂改造,又能实现压后迅速投产的水平井改造技术。连续油管拖动压裂技术是目前应用于水平井分段改造的成熟技术之一,该技术利用底部封隔器对已压层段进行隔离,通过油管注入实现喷砂射孔,环空注入实现加砂压裂,具有施工周期短、分层精细灵活、压后全通径等优点,对非常规低渗透储层水平井分段改造具有很高的适用性。连续油管拖动压裂工序主要由座封验封、喷砂射孔及压裂施工、解封及转层作业三大部分组成,工具串中水力喷枪和底部封隔器是关键部件,直接影响到单趟管柱的压裂级数。以大民屯油田S257-H4井为例进行水平井连续油管拖动压裂施工参数优化设计,并成功实施了5段压裂改造,该井压后将连续油管起出井口直接测试投产,初期日产量稳定在16.2t/d。     

垂直压裂井开发下致密砂岩气藏压力分布研究

川西气区属于典型的致密砂岩气藏,直井或水平井压裂后才能获得工业天然气产量,措施后产量压力递减快,采收率低,加密调整井对邻井干扰严重。为厘清致密砂岩气藏开发后地层压力分布,采取针对性措施,提高气藏采收率,提出了Voronoi网格数值模拟法,建立了压裂井数值模型,研究了致密砂岩气藏压裂井地层压力在横向及纵向上的分布,分析了气井的配产、生产时间、地层渗透性等因素对地层压力剖面的影响。结果表明,在平面上,地层压力在压裂裂缝方向和垂直于裂缝方向上渗流不对等,形成椭圆渗流区域;纵向上,压降梯度与气井配产、生产时间成正相关,与地层渗透率成负相关。新场气田沙溪庙组气藏沙二1气层在压裂裂缝方向上,在距井筒60~100m气层中,压力降占生产压差的80%左右。基于地层压力分布特点,采取了部署菱形井网的加密井、优化气井配产及低产水井间开管理等措施,实施后剩余储量区得到有效动用,提高了采收率,延长了气井稳产时间。     

裂缝性储层水平井钻井井壁稳定模型研究

钻井井壁稳定是钻井过程中的复杂性问题。当水平井筒穿过储层天然裂缝时,天然裂缝可能在较小的井底流体压力下发生剪切破坏,造成井壁垮塌。为此,基于弹性力学和岩石力学理论,并考虑岩石孔隙弹性和热弹性效应影响,推导了井壁主应力计算式。视天然裂缝为地层中的结构弱面,基于主应力与天然裂缝法向的空间位置关系,得出了天然裂缝法向与井壁最大主应力夹角计算式,结合弱面结构剪切破坏准则,得到维持井壁稳定的最小井底流压数学求解模型,提出了模型求解和井壁稳定流压获取方法。通过公式推导及计算实例分析可知:天然裂缝倾角和走向、原地应力和水平井方位将影响钻井过程中防止井壁垮塌的最小井底流体压力的设计,也即影响安全钻井液密度的选择。     

低渗油田水平井整体压裂技术实践与认识

A油田P油层属低温薄差储层,同位素测井、井下及地面微地震监测结果及瞬时停泵压力梯度分析均表明,人工裂缝形态为水平裂缝。针对P油层试验区的地质特征,优选双封单卡分段压裂技术,优选新型压裂液和支撑剂,确定射孔方式,选取含油饱和度高的井段进行射孔,在油藏评价和压后产量预测基础上,建立裂缝数目优化模型。参照模拟结果,结合井身结构、地质特点和水平井井组注采对应关系等因素,对试验水平井水平裂缝参数进行优化。确定分段压裂平均砂比为21%,末期砂比在35%以上,施工排量为2.5～3.5m3/min。现场施工效果表明,双封单卡分段压裂管柱在承压性能及过砂量要求上,能满足要求;所选用的低温压裂液体系交联性能良好,能达到设计施工参数(砂比和排量)要求,8口井37个压裂层段工艺成功率达100%。投产井初期平均单井日产油6.0t/d,是同区块直井的4.0倍;投产3个月后,平均单井日产油4.0t/d,仍然是同区块直井的3.6倍。     

新疆油田火山岩气藏体积压裂机理研究及应用

进行火山岩气藏压裂改造时,通常采用形成单一裂缝的增产改造技术,气井稳产时间较短.借鉴页岩气开发理念,深入研究火山岩气藏体积压裂机理.根据缝内压力传导的力学模型,研究不同液体体系对压力传导的影响,分析无滤饼压裂液体系对体积压裂的作用,优选出压裂液体系;建立不同角度天然裂缝开启的力学模型,确立体积形成的关键力学条件,并针对火山岩气藏压裂目的层的地应力结构进行实际分析.从储层矿物角度出发,研究对比火山岩储层的脆性系数;根据力学条件,结合压裂工艺过程,建立相关模型,优化研究体积压裂关键工艺参数,包括排量、压裂规模等;分析降阻水、线性胶、浓胶液三种不同黏度液体对裂缝网络的作用.在上述研究基础上,针对新疆油田DX1413井实际地质条件,分析该井进行体积压裂的有利条件,并进行压裂设计与改造施工,对施工曲线、施工过程、施工结果进行分析,得到了一些有益的结论,这些结论对火山岩气藏的开发有重要的启迪作用.     

基于多段压裂的页岩气藏不稳定压力分析

页岩气藏是一种具有吸附解吸作用过程,且储层物性为特低孔渗性的特殊气藏,国内外很多学者从不同的角度出发,对页岩气渗流规律展开了研究,得到了较符合页岩气藏渗流规律的成果。通过考虑页岩气藏的纳米级孔隙特征,页岩气的吸附解吸、扩散渗流特征,结合多段压裂水平井的流体渗流模型,建立了一个新的更适用于页岩气藏的多段压裂水平井的渗流数学模型。通过引入表观渗透率函数、点源函数理论、叠加原理,Laplace变换和Stehfest数值反演等数学方法 ,得到页岩气藏多段压裂水平井井底压力的连续点源解,绘制不同条件下的压力动态曲线,将储层中流体的渗流阶段分为6个阶段,并对相关参数进行了敏感性分析,得出吸附指数、窜流系数和弹性储容比在吸附解吸阶段影响明显。将该渗流数学模型应用于国内某页岩气藏压裂水平井,模型拟合参数和实际储层测井参数误差在3%~5%,说明该模型可为页岩气藏的不稳定产能预测和评价提供理论依据。     

新场气田JS21气层压裂水平井产能分析

致密砂岩气藏压裂水平井产能的影响因素众多,气井产能主控因素及影响规律是研究重点.以新场气田JS21层已投产四年以上的压裂水平井为例,利用统计法,对不同类型储层开展水平段长、裂缝条数、加砂量、压裂规模、平均砂比、返排率6个参数对产能影响的单因素分析,通过主成分分析法确定产能影响因素的敏感排序.研究结果表明:压裂水平井产能...     

变质岩潜山体积压裂技术探索与实践

辽河油田变质岩潜山油藏储量丰富,但普遍存在储层物性差、自然产能低等问题,需要进行压裂改造以获得工业油气流。由于储层厚度大,需要大规模加砂压裂改造,但常规方法加砂困难,施工成本高。在常规压裂技术的基础上,将体积压裂思路引入裂缝型变质岩潜山油藏。通过理论计算、数值模拟等方法 ,论证了此类储层实施体积改造的可行性,优选分簇射孔方式,优化低黏、低摩阻滑溜水压裂液,采用大排量、低砂比施工工艺,实现对天然裂缝的最大程度沟通,极大地提高储层整体渗透率,实现储层的立体改造。井下微地震裂缝监测结果显示,与常规瓜胶压裂相比,滑溜水压裂裂缝波及体积明显增大。该技术于2013年开展先导试验以来,累计实施18井次,压后平均单井日增油10.1t/d,是同区块常规压裂日产量的2.2倍,同时射孔及压裂费用总体降低15%以上。     

莫里青敏感性低渗透油藏压裂工艺技术

莫里青油田储层具有埋藏深、温度高、低孔低渗、水敏性强、岩石成熟度低的特征。为了提高压裂效果,主要从压裂过程中的储层保护和优化压裂设计两个方面进行研究。应用柴油和原油两套低伤害乳化压裂液体系、提高压裂液效率、合理的压后返排程序、优化射孔段、整体优化压裂设计等手段,获得理想的矿场施工效果,推动敏感性低渗透油藏压裂工艺技术的发展。     

川西中浅层水平井分段加砂压裂改造技术

针对川西低渗透气藏高温、高压、储层品质差、气井控制半径小、产量递减快、气藏整体采收率低等问题,在对水平井分段压裂适应性分析基础上,将常规水平喷射技术应用于水平井分段压裂,形成水平井不动管柱滑套水力喷射分段压裂及其配套技术。裂缝参数优化结果表明,在水平井段长为600m时,裂缝条数4~5条、裂缝半长120~140m,且中间裂缝较短,两端裂缝较长,两端裂缝间距小,中间裂缝间距大的裂缝组合,是实现分段压裂水平井产能最大化的保证。针对水平井压裂施工多裂缝易砂堵、长水平段支撑剂传输沉降等风险,通过工具改进,结合支撑剂段塞、防砂控砂,以及高效返排工艺技术,形成有效风险防控措施,保证顺利施工和安全生产。现场试验对比结果表明,新技术应用降低施工成本,提高气井单井产能,压裂水平井产能较邻井直井产能增大2倍以上。对比气井压后稳产情况可以看出,水平井稳产能力优于相邻压裂直井,在难动用储量的高效开发上表现出一定优势。     

雷家白云岩致密储层改造发展历程与认识

辽河坳陷陈家洼陷北部的雷家地区沙四段发育一套湖相碳酸盐岩致密储层,储集岩性以含泥泥晶云岩、泥晶粒屑云岩为主,具有薄互层发育、天然裂缝发育不均、原油流度低等特点。雷家地区沙四段纵向分为杜家台油层和高升油层上下两段,杜家台组又划分为杜一、杜二、杜三等3个小层。根据油气显示情况,杜三组和高升组是"甜点"相对集中发育的层段。经过大规模加砂、高导流通道、直井复合压裂、水平井体积压裂等4个储层改造发展阶段,得出4点经验认识:地质评价提高"甜点区"辨识是储层改造的基础前提,体积压裂是储层改造理念的发展方向,控破裂泵注方式可有效提高压裂施工成功率,较高的储层钻遇率是水平井分段体积压裂的必要条件。目前雷家致密储层已经形成了相对成熟的水平井分段压裂体积改造工艺,应用于3口水平井,压后平均产量达到13.8m3/d。     

玉北6区块深层稠油油藏压裂技术研究与应用

鲁克沁油田二叠系梧桐沟组深层砂砾岩稠油油藏储层破裂压力高、地层温度高、原油黏度高、岩性复杂,给储层压裂措施带来诸多难题。针对储层特征,压裂以提高施工成功率、提高导流能力、提高储层动用程度、降低储层伤害为思路,以低浓度胍胶高效交联压裂体系、"注水蓄能+压裂"技术、多次加砂、准101.6mm非标油管、组合粒径加砂为技术对策开展研究工作。结果表明:前置液多段塞+段塞式加砂+组合粒径陶粒的加砂方式现场适应性较强,可保证施工成功率与裂缝导流能力;"注水蓄能+压裂"技术使地层能量得到有效补充,弥补了注采井网不完善、高压欠注及地层压力系数下降等缺陷;低浓度胍胶高效交联压裂液体系具有低摩阻、低滤失、低界面张力、返排彻底、对地层伤害小、携砂性能好等特点,现场规模推广应用单井液体成本下降40%;采用准101.6mm非标油管及套管注入压裂可有效降低施工风险。将研究成果应用于玉北6区块17井次,增产、稳产效果明显。