大牛地气田盒1储层长水平段压裂工艺技术研究与应用

鄂尔多斯盆地大牛地气田属于特低渗致密砂岩气藏,水平井多级分段压裂技术是开发此类低渗油气藏的重要技术,而如何设计优化长水平段的裂缝参数和施工参数,是进一步提高压后效果的关键。根据大牛地气田盒1储层特点,以压后累计产气量为目标,以气藏数值模拟、裂缝模拟为技术手段,研究了长水平段水平井多段裂缝压后产量的影响因素,如裂缝条数、裂缝间距、裂缝半长、裂缝导流能力、前置液加量、平均砂比、加砂规模等。通过现场试验与评价,形成了盒1储层长水平段水平井多段压裂设计优化技术,为大牛地气田下一步水平井分段压裂多段裂缝优化提供了依据。     

致密砂岩气藏水平井分段压裂优化设计与应用

针对川西沙溪庙组致密砂岩气藏水平井开展了分段压裂优化设计及现场应用研究。采用水平井分段压裂诱导应力场模型,以提高储层整体渗流能力为目标,优选了裂缝起裂次序、裂缝间距和射孔参数,通过优化压裂施工净压力和排量沟通了主裂缝周围的天然裂缝。现场实施结果表明:优化后的水平井压裂8~13段,每段内射孔2~3簇,每簇长度为0.5 m,相同压裂段内簇间距为30~60 m;采用中间为12~16孔/m、两端为16~20孔/m的变密度射孔,优化排量为3.5~6.5 m³/min;采用优化设计技术实施的5口井平均稳定产量为5.3×10⁴m³/d,较优化前有明显提高,取得了显著的经济效益,为同类型致密砂岩气藏的水平井分段压裂优化设计提供了借鉴。     

大牛地气田分段多簇缝网压裂技术

针对大牛地气田储层品质逐渐变差,现有水平井分段压裂技术无法有效扩大储层改造体积,从而影响气井产能释放的问题,结合大牛地气田储层地质特征,按照缝网压裂理念,文中开展了大牛地致密砂岩储层缝网压裂可行性分析,进行了水平井分段多簇压裂射孔参数优化、缝网裂缝参数优化及施工参数优化研究,形成了一套适用于大牛地气田致密气藏的缝网压裂技术,确定了大牛地致密砂岩气藏水平井分段多簇压裂合理簇间距及裂缝参数等。该技术在大牛地气田现场应用2口井,平均单井产量较邻井提高了51%,无阻流量较邻井提高了50%,增产效果明显。     

鄂尔多斯盆地低渗透致密砂岩气藏水平井分段多簇压裂布缝优化研究

鄂尔多斯盆地杭锦旗区块属于典型的低渗透致密砂岩气藏,水平井分段压裂是最有效的增产改造方式。水平井分段多簇压裂裂缝布局对于压裂后产能具有重要影响,为使水平井压裂后产能最大化,运用位势理论和势叠加原理,考虑缝间干扰、启动压力梯度、耦合储层渗流与裂缝流动,建立低渗透致密砂岩气藏压裂水平井非稳态产能预测模型,利用该模型可以同时计算平直裂缝以及弯曲裂缝的产能。以杭锦旗区块锦58井区盒3层为例,利用正交设计方法研究了压裂段内不同裂缝簇数条件下裂缝参数对水平井压裂产能的影响规律。结果显示,每段3簇裂缝以及4簇裂缝所得结果一致,即裂缝参数对压裂产能的影响由强到弱依次为总裂缝半长、缝长比、裂缝导流能力、间距比,推荐在该区块采用"U"型布缝以及非均匀布缝模式。     

低渗致密气藏水平井分段压裂优化研究

水平井分段压裂是开发低渗致密气藏难动用储量的重要技术手段,而水平井分段压裂参数优化设计研究是这类气藏有效开发的基础。针对常规网格加密和气藏工程在描述水平井压裂方面的不足,提出了应用PEBI网格加密进行水平井分段压裂参数优化设计的方法。以某低渗致密气藏为例,通过建立低渗致密气藏的地质模型,研究了压裂水平井水平段长度、裂缝条数、裂缝长度以及裂缝导流能力对水平井产能的影响,结果显示:水平井段长800 m、裂缝5条,裂缝半长70 m,裂缝导流能力为3.03～3.06μm2·cm,且在气藏中下部时开采效果最佳。该研究对低渗致密气藏水平井渗流规律和优化水平井参数具有重要的指导意义。     

低渗气藏压裂水平井裂缝参数优化研究与应用

压裂井的裂缝参数是决定压裂效果好坏的关键因素.文中针对低渗气藏压裂水平井裂缝参数优化问题,建立了气藏模型和裂缝模型,并依据该模型编制了裂缝参数优化设计软件,通过对现场实例进行了模拟优化计算,研究了裂缝条数、裂缝间距、裂缝长度、裂缝宽度、裂缝导流能力,以及裂缝与水平井筒的夹角对压裂水平井产能的影响.利用正交试验优选的主要裂缝参数为：裂缝间距100m,裂缝条数5,缝长比0.8,裂缝导流能力10 μm2· cm.按照优化的裂缝参数压裂施工后,平均单井产气量由裂缝参数优化前的7.48×104 m3/d上升到15.32×104 m3/d,增产效果显著.     

大牛地气田长水平段水平井分段压裂优化设计技术

针对大牛地气田长水平段水平井压裂段数多、缝间干扰严重、压裂液滞留地层时间长且滤失量大、对地层伤害大、排液周期长等问题,采用油藏数值模拟、裂缝模拟及室内试验等技术手段,优化了裂缝参数、布缝方式、分段压裂工艺与施工参数,研究了压裂液同步破胶方法,形成了长水平段水平井分段压裂优化设计技术。该技术在大牛地气田进行了广泛的现场应用,盒1层21口水平段长度超过1 000 m的气井压裂结果表明:裂缝间距优化合理,后期生产没有出现明显的缝间干扰现象;施工参数与地层匹配性好,工艺成功率100%;压裂液同步破胶取得明显成效,基本达到同步破胶的目的;降低了地层滤失,提高了排液效果,压裂后自喷排液率达到50.0%以上;压裂措施有效率100%,平均产气量4.5×104 m3/d,产量增幅明显。现场应用分析表明,长水平段水平井分段压裂优化设计技术可大大提高大牛地气田特低渗透致密砂岩气藏的开发效果。      

川西致密储层水平井分段压裂工艺技术

川西低渗致密气藏存在异常高压、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,难动用储量占有较大的比例。直井开发效益差,无法实现效益开发。水平井分段压裂开发是低渗透气藏实现提高单井产能的重要手段。文章在川西致密储层水平井分段压裂改造要求基础上,以实现单井产能最大化为目标优化了裂缝参数组合和多级多缝加砂压裂改造设计参数,以尽可能增加级数为目标改进了分段工具并优化了管柱结构,以实现快速压裂投产目标优化了井筒预处理、快速投球等压裂配套技术,形成了水平井多级多缝压裂工艺技术。成果在川西致密储层水平井成功应用两百余井次,提高了施工时效和单井产能。     

苏里格气田压裂水平井裂缝参数优化——以苏53区块为例

苏里格气田属于典型的致密砂岩气藏,后期压裂改造是目前苏53区块水平井提高开发效果的有效手段之一。针对苏里格地区地质条件复杂,压裂水平井裂缝参数设计研究少的现状,以苏53区块开发经验和丰富的动静态资料为基础,利用数值模拟方法,对苏53区块压裂水平井裂缝参数进行了优化。结果表明,苏里格气田压裂水平井裂缝长度为200~300 m,导流能力保持在30~40 mD·cm之间时,在裂缝与水平段垂直的情况下,1000 m水平段分4~6段压裂为最优方案。     

基于渗透率分级的气藏水平井压裂方式

水平井压裂是低渗油气藏特别是非常规天然气资源开发的重要技术,包括常规分段、细分切割和缝网压裂3种典型的分段压裂方式。利用数值模拟方法,以渗透率为量化指标,建立了基于渗透率分级的气藏水平井压裂方式优选准则。结果表明:在等施工规模和等控制面积两种情况下,缝网压裂相对于常规分段和细分切割压裂均具有优势,但随着渗透率的增加优势逐渐减弱;缝网压裂可划分为绝对优势、相对优势和不明显优势3种区域,绝对优势区内的气藏适合缝网压裂;等施工规模的常规分段压裂产生的裂缝较长,与细分切割压裂相比,能够更好地满足低渗储层对裂缝长度的需求。     

致密砂岩气藏水平井体积压裂新技术

针对致密砂岩气藏常规缝间距80~100 m分段压裂导致单井剩余可采储量多的问题。基于体积压裂理念,改变传统致密砂岩水平井等分段理念,将均匀布段改为针对"甜点"的加密分段,采用Y341封隔器和不限级数滑套分段新工艺,对每个射孔段针对性压裂,实现了不动管柱多段分段压裂改造;同时,通过加砂压裂工艺和施工参数优化,实施"长、宽、高"三维立体压裂,提高储层的改造程度,以达到体积压裂和提高压后天然气产量的目的。该技术在川西低孔—特低孔、超致密砂岩储层水平井GX井成功进行了不动管柱19级分段压裂试验,一次性下入压裂管柱,连续施工,创下了国内不动管柱滑套分段数最多的记录,段间距22~76 m,平均45 m,压后在油压23 MPa下测试气产量12.64×10~4 m~3/d,是地质预期的2~3倍,比采用常规分段、测井与录井显示更好的同井场邻井的压后测试产气量更高。该井生产296 d,累计产气量是邻井的2.17倍,动态储量是邻井的1.3倍。加密分段及分段压裂新工艺为低孔—特低孔、超致密气藏提高开发效果提供了重要的技术支撑。     

苏53区块致密砂岩气藏水平井分段压裂优化研究

水平井分段压裂是开发低渗难动用储量的重要技术手段,该技术在储集层横向分布稳定,纵向有一定厚度且连续性好的低渗气藏中应用已较为成熟,但在强非均质性气藏中的应用仍有待研究。为此,针对苏53区块低渗致密、低丰度、横向砂体不连续和纵向砂泥岩薄互层显著等特点,通过气藏数值模拟和三维裂缝模拟,对水平井段长度、水平井分压级数、裂缝参数和关键施工参数等进行了优化研究,得到了苏53区块水平井分段压裂优化参数组合。该研究对提高苏里格气田水平井开发效果具有指导意义。     

致密气藏水平井分段压裂缝参数优化

目前水平井分段压裂技术是致密气藏和非常规气藏开发的热点增产手段,而该技术的增产效果很大程度上取决于压裂缝参数。国内外很多学者对裂缝参数单因素进行了优化研究,很少考虑各参数对产能的综合影响作用,亟需裂缝参数组合优选研究。通过对X致密气藏进行数值模拟研究,探究了不同裂缝参数对致密气藏开采的影响规律,利用正交试验方法研究了不同裂缝参数对产能的综合影响作用。结果表明,X致密气藏的最佳裂缝参数组合是:压裂缝6条、裂缝长度140 m、裂缝导流能力30μm2·cm、裂缝错开分布、水平井中部裂缝间距大于根部和趾部裂缝间距。裂缝参数对X致密气藏开采效果的影响顺序是:裂缝分布>裂缝导流能力>裂缝间距>裂缝数>裂缝长度,并进一步提出X致密气藏为实现压裂增产,应主要通过优化裂缝分布方式,提高裂缝的导流能力,而不是单纯的增加裂缝的条数和长度。     

超低渗储层水平井分段压裂裂缝参数优化

随着水平井多级分段压裂技术的不断突破和完善,超低渗砂岩油藏已成为勘探开发的热点。由于这类储层的特殊性,水平井分段压裂优化设计还处于探索试验阶段。为了提高超低渗砂岩储层压裂改造效果,有必要深入研究不同裂缝参数对水平井产能影响。为此,利用先进的非结构化网格和局部网格加密技术描述油藏和裂缝,另外引入β因子模拟双重介质的非达西渗流。然后运用油藏数值模拟技术进行了大量的单因素数值实验,研究了裂缝无量纲导流能力、裂缝半长以及裂缝级数对压裂井增产倍数以及含水率的影响,并优选出了适于超低渗储层的分段压裂水力裂缝参数。     

致密砂岩气藏水平井体积改造实践与认识

苏里格气田是典型的致密砂岩气藏,苏75区块一般采用压裂投产方式。随着滚动扩边的进行,储层条件变差,常规水力压裂不能满足生产要求。文章借鉴体积压裂思路,在分析储层地质特征、岩石力学参数、岩石矿物组分的基础上,论证苏75区块盒8段储层可压性,提出了一种"最优缝网+高导流主缝"的体积压裂改造模式。使用Meyer软件对压裂设计参数进行优化,并进行现场试验,效果显著,平均日产气量18.4×10~4m~3,证实了以"最优缝网+高导流主缝"为改造主体的致密气藏水平井压裂技术的有效性,为苏75区块体积压裂改造积累了经验。     

致密砂岩气藏水平井压裂工艺参数优化

低渗致密砂岩气藏采用多段压裂水平井进行开发,其开发效果受压裂工艺参数影响显著。针对川西新马-什邡地区透镜体致密砂体、砂泥岩互层、非均质性强、渗流环境复杂等特点,在明确储层特征分类的基础上,建立了特定的多砂体不同组合的物理模型,差异化优化了水平井压裂工艺参数,支撑了气藏的高效开发。基于优化的施工参数,现场成功应用,较优化前水平井产量提高了41%,可为致密砂岩气藏水平井压裂工艺参数优化提供一定指导。     

页岩油气水平井压裂裂缝复杂性指数研究及应用展望

为了评价页岩水平井压裂效果,将适用于直井的裂缝复杂性指数概念拓展到页岩水平井分段压裂中,考虑缝宽的非平面扩展、缝高的垂向延伸、主缝长的充分扩展和分段压裂的缝间应力干扰因子等因素,研究了不同裂缝类型对应的裂缝复杂性指数范围。对如何提高裂缝复杂性指数,进行了实施控制方法上的系统探索。结果表明,要增加裂缝的复杂性指数,一是要有一定的有利地质条件,二是需要优化压裂施工参数及现场实施控制技术。研究结果在四川盆地周缘4口水平井进行了应用和验证,每口井分段压裂10~22段,共实施65段140簇压裂,单段最大加砂量126 m3,最大用液量达4.6×104 m3。压裂后复杂裂缝出现的概率为40%左右,部分井增产效果明显。      

低渗透油藏分段压裂水平井布缝方式优化

为提高压裂改造效果,须优选出合理的裂缝参数。目前国内外优选裂缝参数时,只对裂缝务数、长度、间距、导流能力进行优化研究,没有考虑水平井裂缝布放方式对压裂水平井产能和含水率的影响.为此,文中以某低渗透油藏七点注采井网单元为例．采用数值模拟方法,在水平井分段压裂裂缝参数单因素分析基础上进行水平井布缝方式优化研究,评价了裂缝参数时井网单元开发指标的影响,最后优选出合理的水平井分段压裂裂缝参数。研究结果表明：考虑注水井的影响,为避免水突进,水平井布缝时,裂缝要错开注水井排布,靠近注水井的裂缝要短些,可以不等间距、不等长度排布,在获得较高产能的同时保证含水率也较低：合理的水平并布缝方式可提高单井产量和区块采出程度,使含水率上升缓慢,可提高水平井分段压裂改造效果和经济效益．该研究为同类油藏压裂施工设计提供了有效依据。     

深层低渗透油藏水平井优化设计研究

由于深层低渗透油藏储层渗透能力低且储层发育复杂,开发难度大,为使该类低渗油藏达到经济有效开发,水平井目的层进行了精细预测研究和各项地质参数设计的优化研究。主要通过储层精细对比与划分、精细刻画砂体分布,落实岩性油藏的非均质特征,确定各目的层含油砂体的分布特征。在地质研究成果基础上,利用数模和压裂软件优化设计了低渗油藏水平井分段压裂的各项地质参数:水平井段方位、井段长以及水平井分段压裂条数、裂缝长、裂缝间隔距离和缝网优化等,最终准确设计了水平井轨迹剖面。实际水平井的成功实施证实了研究成果的适用性。     

丛式水平井组整体压裂工艺技术在致密低渗透气藏中的应用

为进一步提高鄂尔多斯盆地大牛地气田盒1段气层的储量动用程度、评价水平井组开发的经济技术可行性,开展了以多级管外封隔器分段压裂为主导的水平井组工程压裂工艺试验。首先对丛式水平井井组压裂方案进行优化,结合井场地面情况及井身轨迹,优选了压裂工艺、压裂顺序;其次,结合储层工程地质特征,单井录井、气测、随钻伽马等资料以及井网条件,研究了不同的压裂裂缝参数及设计施工参数,并开展了相邻两井同步压裂技术研究;第三,结合施工参数及裂缝监测结果对设计参数进行了实时调整,形成了丛式水平井组分段压裂优化设计工艺技术及其压裂现场优化调整技术;第四,针对现场大规模施工及同步压裂试验易出现的突发情况,制订了详细的应急预案,确保井组压裂成功实施。最后在A井组进行了6井46段现场试验,压后井组天然气无阻流量达77.63×104 m3/d,为该气田致密砂岩气藏的高效开发提供了技术支撑