准噶尔盆地石炭系长直井段井网立体压裂参数优化研究

准噶尔盆地九区M井区石炭系油藏储层纵向跨度大、层多动用差、综合产能低,常规直井压裂技术难以实现区块高效开发。为增大改造体积和提高单井产能,基于工区储层物性特征和生产动态特征,建立了三维地质模型和三维地应力模型,通过水力压裂数值模拟分析,借鉴水平井体积压裂概念,提出了石炭系长直井段立体井网体积压裂设计方法,并分析了排量、砂量、簇间距等工程因素对储层裂缝的影响规律。现场试验表明,根据此优化方法对井区10口直井进行压裂改造,生产180 d后,综合产能比压裂前提高了40%以上。     

海上气田重复压裂选井选层研究及应用

经过持续努力和攻关,海上某气田在低渗储层应用取得良好效果。但是,也有部分井压后效果没有达到预期要求,这样造成主要靠低渗储层贡献产能的采油平台生产能力低,油田开发效益较差。为了进一步挖潜储层潜能,提高单井产能,本文通过选井选层研究,形成海上气田重复压裂选井选层方法,完成候选井层优选。同时进行重复压裂工艺优选及工艺参数优化,并在A4井进行现场试验,取得良好增产效果。     

塔里木盆地顺9井区产能评价及提高产能技术

塔里木盆地顺9井区碎屑岩储层埋藏深,为特低孔、特低渗储层,岩性致密,渗透性极差,直井压裂投产后表现为供液不足、单井稳产能力差、产能低、采收率低、勘探开发成本高、经济效益相对较差;该井区通过水平井分段加砂压裂储层改造后,单井产能有明显提高。但常规压裂分段方案不能有效地优化产能与经济的关系,为此引进统一压裂设计(UFD)计算方法以有效地解决这个问题,通过油藏分析计算得出地层渗透率及地应力,运用P3D软件进行计算,得出无量纲裂缝导流能力CfD和无量纲生产指数JD;同时考虑不同改造规模下的生产能力,以最优生产指数为目标优化裂缝几何尺寸,要求针对最佳的裂缝几何尺寸进行优化压裂施工设计;在评价期内对产能进行预测,结合投入成本进行经济评价,与泵注程序相结合,最终得出设计优化结果。     

致密气藏压裂、生产联作不压井管柱工艺技术

致密气藏是主要的气藏类型之一。本文针对致密气藏压后不便更换管柱的生产难题,分析了目前工艺现状,开展了技术攻关,形成了压裂、生产联作不压井工艺管柱技术。该技术具有分层压裂可靠、施工简单、作业及排液速度快,对储层伤害低,缩短了分层改造施工和试气周期等优点,从根本上解决了压井作业对储层的伤害,对提高致密气藏单井产能及总体效益有着积极意义。     

胡154区块混合水压裂效果研究

鄂尔多斯盆地长2以下储层岩性致密、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2以下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。     

致密油藏水力裂缝层内爆燃压裂非线性渗流模型

利用树状分形理论表征多尺度爆燃次生裂缝的复杂形态,针对致密油藏非线性渗流特性,建立致密油藏水力裂缝层内爆燃压裂非线性渗流模型。根据改造后致密油在地层中的不同流态,将渗流区域分为3个区,推导出3区耦合产能公式。产能影响因素分析结果表明:水力裂缝层内爆燃压裂获得的单井产能约为常规水力压裂的1.5倍;爆燃次生裂缝缝宽分形维数和迂曲度分形维数越大,爆燃次生裂缝面积百分数和爆燃次生裂缝波及区有效渗透率越大,单井产能越高;爆燃次生裂缝分叉角度越小,储层改造体积越大,单井产能越高。在选用爆燃药剂时,应选择能量释放率低或具多级反应速率的药剂,以减小爆燃次生裂缝分叉角度,增大储层改造体积,进而提高单井产能。     

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。     

七个泉油田油基压裂产能预测与压后评估方法

采用单井数值模拟的方法进行压裂油井的产能预测。预测的压裂井的产能可用于压裂井的经济效益分析，也可用于压裂井的历史拟合。压后产能评估是根据油藏储层参数，计算出各种裂缝条件下无因次产能的倒数（1/qD)与无因次时间（tD)关系的标准图版，然后用压裂后油井的实际产能，分析就地支撑裂缝长度和平均导流能力。     

水平井分段压裂技术在长北气藏的应用

长北气藏属于低渗低压储层,为了提高低渗透气藏单井产量和采收率,通过对国内外水平井压裂技术进行调研,认为长北区块适合水平井裸眼封隔器加投球滑套分段压裂技术。2013年在CB-XX完成7段水平井分段压裂,压裂后试气产量达到120万立方米/天,为长北区块的高效开发提供了一种可靠的完井工艺和增产措施。压裂过程中加入化学示踪剂进行各段产能贡献分析,结果表明各段压裂效果良好,7段压裂层位都有产能贡献,且各层产能贡献比较均匀,达到设计要求。该井完井和储层改造方案设计合理,压裂改造效果显著,施工安全高效,今后可在该区块推广应用。     

吉林油田致密油藏同步体积压裂技术实践

松辽盆地南部致密油储层致密,单井无自然产能。直井采用常规水力压裂后难以达到效益开发,因此需转变开发模式,开展储层改造技术攻关和现场试验,提高致密储层改造体积及单井产能,实现经济有效开发。针对吉林油田扶余致密油藏,在精细地质研究、储层力学分析和体积压裂工艺评价的基础上,应用平台水平井组开发模式,结合同步体积压裂的体积改造及配套技术,根据大型有限元软件ABAQUS模拟结果,优化同步体积压裂施工方案,在R53区块进行现场试验,获得了高产工业油流,试采产量是同区块直井的4~10倍,为此类致密油藏经济效益动用提供了技术支撑。     

致密气藏平面非均质储层压裂水平井渗流及产剖特征分析

随着致密气藏的开发,压裂水平井被广泛应用,结果表明压裂水平井是提高单井产能和采收率的有效手段。在其应用过程中,致密气藏储层非均质性耦合压裂水平井复杂的水平段井身结构后,近井地带气井渗流特征更加复杂,储层非均质性对气井产剖影响程度等都需进一步开展研究,进而为气井产能预测和压裂工艺实施提供指导。文章采用数值模拟方法开展平面非均质储层压裂水平井渗流及产剖特征分析,利用数值模拟软件强大的后处理功能,直观揭示近井地带压裂水平井流动特征。研究结果表明:储层非均质性导致沿水平段高渗区与低渗区存在窜流,不同物性区域储量动用、泄气范围和压力降存在明显差异,高渗区裂缝产能贡献比例高。     

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。     

F142区块大型压裂技术研究与应用

为了提高F142区块油藏开发效益,研究并应用了大型压裂开发技术。在充分考虑大型压裂造长缝基础上,综合利用极限井距、经济极限井距和经济合理井距原理,同时结合区块地应力方向,优化了井网井距;在深穿透、造长缝、饱填砂、低伤害和低风险的设计原则上,利用三维压裂优化设计软件,以产量最优为目标,优化了加砂量、排量、砂比和前置液量等参数;根据大型压裂储层、施工时间和施工规模对压裂液性能的要求,优选了压裂液,确定了F142区块低渗透油藏大型压裂开发模式。根据优化结果,F142区块应采用反九点法井网开发,同时采用大砂量、大排量、高前置液量、中等砂比的大型压裂工艺。完成了22井次大型压裂现场试验,平均单井加砂量75m3;压前平均单井产油量0.8t/d,压后初期平均单井产油量22t/d,取得了显著的增产效果。这表明,大型压裂开发技术能够大幅提高F142区块开发效率,为类似储层的高效开发提供了技术借鉴。     

水平井多级多缝加砂压裂技术研究与应用

川西低渗透气藏存在异常高压、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.文章在水平井分段压裂适应性分析及人工裂缝参数优化的基础上,针对川西低渗透气藏工程地质特征,通过对工具改进和工艺的优化,创造性的将常规水平井分段压裂与限流压裂技术相结合,形成水平井多级多缝加砂压裂工艺.XS21-4H和XS21-11H井等14口井的现场试验对比结果分析表明,多级多缝压裂工艺在节约施工成本的同时,大大提高了加砂压裂改造效果,单井最高增产倍比达到6.7倍,经济效益显著,具有较好的现场推广价值.     

不动管柱分层压裂在DK22井的试验应用

鄂北大牛地气田储层物性较差、含气层系多、单层自然产能低，必须进行压裂改造增产措施才能提高气产量。多层合压由于隔层应力不同，存在压裂改造不均的情况，影响压裂效果。为了使各单层得到均衡改造，充分发挥其生产潜力，提高单井产量，降低成本，改善区决整体开发效果，引进了一次不动管柱分层压裂工艺，并在DK22井试验成功。通过对压裂管柱、施工过程的分析，总结了施工的经验和不足。     

特低渗透薄互层油藏整体压裂开发技术

特低渗透薄互层油气藏因其储量丰度低、自然产能低等原因,通常需进行储层压裂改造才能获得经济效益。为有效动用南堡油田Ｘ 断块特低渗透薄互层油藏,通过油藏描述,精细刻画砂体,建立了精细地质模型;进行了整体压裂技术油藏数值模拟研究,优选出井网、井距、压裂缝长等关键性技术参数,优化了大斜度井射孔、压裂工艺。通过现场实施,平均单井产能提高２. ５ 倍,改善了油藏开发效果。     

低渗储层压裂技术应用效果评价

低渗油气藏难采储量的动用对油气田的增产、稳产日趋重要,储层的压裂改造己成为开采低渗储层的重要手段.针对苏北盆地溱潼、金湖凹陷阜宁组低渗油气藏断块碎小、储层物性差、层多且厚度薄的特点,利用全三维压裂软件对拟压裂井的压裂液体系、压裂裂缝参数、射孔方案等进行优化,并进行压前预测评估.矿场应用表明,在压裂中采取的限流压裂、避射、高效助排等压裂工艺技术对阜宁组低渗油气藏储层改造效果明显,尤其是对自然产能低、开发效果差的油气井运用效果更显著,压裂成功率和有效率提高了5%和8%,平均单井有效期延长了3.1个月,单井平均增油464 t,取得了较为明显的增产效果,目前己形成了适合本区油气田开发的多项压裂工艺,并对类似油气田的压裂改造具有指导意义.     

水平井限流压裂技术的研究与尝试

针对牛圈湖西山窑油藏低孔、低渗、低压油藏,直井单井产能低的特点,开展水平井限流压裂技术研究。在牛平10—12井进行压裂工艺及配套技术现场试验,成功实现了对四段射孔段的大规模改造。压后油井单井初期产能7．8m^3／d,是周围直井产量的3倍,达到了设计效果。     

致密油水平井多级压裂后产能影响因素分析

水平井多级压裂是低渗透致密储层提高产能和解决储量动用难等问题的重要技术措施,广泛应用于油气田勘探开发等领域。如何优化设置水平井多段裂缝,将决定压裂工具和工艺的选择,最终影响到压裂效果。以矩形边界油藏内压裂水平井为对象,在不同压裂裂缝形态的基础上,建立描述油藏与裂缝关系的物理模型和数学模型,并对其进行差分求解、编程。应用该模型对X井压后产能进行预测,预测产能与本井实际产能相吻合,证实建立的数值模拟模型可行。应用数模方法对影响水平井压后产能的地质和工程因素进行分析,研究储层渗透率、压裂段数、井底流压、裂缝半长和簇间距等因素对压后产能的影响,优化了水平井压裂的裂缝形态参数,从而更好地指导水平井压裂设计的编制,提高压裂水平井的施工效果和成功率。     

大情字井区裂缝性油藏的压裂优化设计

大情字井区是一个具有亿吨级储量规模的大型油田，地质情况比较复杂，裂缝比较发育，压裂施工成功率较低，加砂量小，起不到有效认识储层产能的作用。根据大情字井区裂缝性油藏的特点，阐述了裂缝性油藏的压裂设计思路、压裂优化设计和压裂施工的难度，提出裂缝性油藏和非裂缝性油藏压裂设计的不同之处。根据大情字井区体育场层的地质条件，采用降滤失措施和压裂优化设计，提高了裂缝性油藏的施工规模，有效地认识了储层的产能。给出了大情字井区裂缝性油藏压裂的实例。