水平井分段多簇限流压裂数值模拟

水平井分段多簇压裂是目前非常规储层开发的有效手段,但现场生产测试结果表明,相当一部分的射孔簇对产量完全无贡献。文中基于CZM模型和伯努利方程建立了考虑射孔孔眼摩阻的多簇裂缝同时起裂与扩展的有限元计算模型,对不同射孔参数情况下裂缝的同时扩展进行了计算模拟,得到了不同时间5簇裂缝的扩展形态,以及井底压力、各簇裂缝缝口压力和进入各簇裂缝的压裂液流量等随时间的变化规律。模拟结果表明:当射孔孔眼摩阻较低时,初期5簇裂缝同时起裂,后期由于应力干扰加强,中间3簇裂缝停止扩展并逐渐闭合,压裂液不再进入中间3簇射孔,成为无效射孔簇;非均匀射孔簇摩阻之间的差异能够有效平衡裂缝之间的应力干扰,使多簇裂缝同时起裂扩展并减缓多簇裂缝扩展的不均衡性;中间簇比侧边簇射孔数量只需多出2~3个就可以有效改变裂缝扩展形态,提高储层改造效果。该有限元计算模型对现场多簇水力压裂施工参数设计具有一定的指导意义。     

致密气水平井分段多簇压裂关键参数优选

针对致密气藏压裂效果差的问题,综合考虑排量、射孔摩阻、压裂后生产数据等参数,运用弹性力学方法,建立诱导应力计算模型。结合实际井数据,优选了簇间距、射孔数目、射孔位置等参数,结果表明：簇间距的选取受施工净压力与地应力差限制;单段总射孔数目受排量、地应力差影响,单簇射孔数目与簇数需根据实际条件调节;最佳射孔位置为含气量高、天然裂缝发育、地应力差较低的区域。该文对致密气藏现场选取合理射孔参数,提高压裂效果具有重要指导作用。     

页岩气藏水平井分段多簇压裂复杂裂缝产量模拟

现有页岩储层压裂水平井产能预测模型均采用与实际不符的平面裂缝假设,压后产能预测不准确。针对页岩储层压裂裂缝非对称非平面的实际复杂形态,基于流体扩散理论和压降叠加原理,建立了气藏渗流和裂缝渗流模型,采用空间离散建立了产量计算模型,通过数值分析方法求解,对页岩气藏水平井分段多簇压裂复杂裂缝产量进行了模拟。结果表明：真实非平面复杂裂缝产量远高于理想平面裂缝产量;天然裂缝对非平面裂缝形态和产量具有重要影响;三簇同时延伸形成的裂缝,中间缝产量比外侧缝产量低,产量差距在生产初期较大,随着时间增加,差距减小。外侧裂缝对导流能力比中间缝敏感;随着裂缝导流能力的增加,产量增加,但并非线性关系,增加的幅度逐渐减小。     

马58H致密油藏水平井分段多簇射孔压裂技术

马58H井是位于三塘湖盆地马朗凹陷马中地层岩性圈闭的水平探井,属致密凝灰岩油藏,具有高孔低渗、小孔喉、非均质性强的特点,水平井段长804 m。为解决该井压裂作业存在的难题,开展了致密油藏水平井分段压裂技术研究。针对低温井压裂液快速破胶难及施工后对致密油储层的伤害问题,研制出配套的超低浓度、低伤害复合压裂液体系,并通过对裂缝条数、裂缝长度、裂缝导流能力的优化、铺砂浓度与导流能力关系优化、簇间距及孔数优化,采用速钻桥塞分段多簇射孔压裂工艺,顺利完成了该井压裂施工。马58H井分段压裂施工总液量7 755.9 m3,总砂量566.3 m3,最高排量11.2 m3/min,压裂后获得日产131 m3的高产油流,为吐哈油田三塘湖致密油高效开发动用探索了一条新途径。     

水平井分段压裂簇间应力作用分析北大核心CSCD

水平井分段压裂是开发页岩气、致密气等非常规油气藏的重要技术措施,而缝间应力干扰的存在使得裂缝的延伸和形态异常复杂,如何确定合理的射孔簇间距成为当前亟待解决的问题。基于断裂力学和流体力学基本理论,建立了水平井分段压裂多簇同步扩展流固耦合模型,分析了储层特性和压裂施工参数对缝间应力干扰程度以及多裂缝扩展的影响规律。模拟计算表明:每条张开裂缝都会对邻近裂缝产生一附加应力场,在其作用下各射孔簇裂缝形态和扩展路径发生明显变化,特别是内侧裂缝由于受两侧裂缝诱导应力的叠加作用,裂缝发育受到强烈的抑制;射孔簇间距、弹性模量、压裂液排量和黏度等对各簇裂缝形态影响显著,而射孔密度的影响较小。现场应用表明,本文所建水平井分段压裂多簇同步扩展流固耦合模型对水平井分段压裂设计及工艺参数优化具有较好的指导意义。     

水平井分段压裂射孔间距优化方法

为了使水平井分段压裂形成更为复杂的裂缝网络体系,提高油气井产量,以均质、各向同性的二维平面应变模型为基础,建立了人工裂缝诱导应力场数学模型,并结合诱导应力场中水平最大、最小主应力方向发生转向作为裂缝转向判断依据,形成了射孔间距优化方法。研究结果表明,随着裂缝间距的增大,诱导应力分量逐渐减小;裂缝间距一定时,在最小主应力方向附加的诱导应力比最大主应力方向附加的诱导应力大,两者之差呈现先增大后减小的变化趋势。对川西水平井射孔簇间距进行了优化,压裂后输气求产,与邻井选取较大射孔簇间距压裂求产对比,增产效果明显。该射孔间距优化方法对低渗透储层水平井分段压裂设计有一定的指导意义。      

水平井分段压裂技术探讨

越来越多的新投产低渗区块采用水平井进行开发,这些水平井大都需要进行压裂改造。水平井分段压裂技术的应用在保障油气田增储方面发挥巨大作用。     

低渗透油藏侧钻水平井小井眼分段多簇压裂技术

针对低渗透水驱砂岩油藏中的水淹油井利用老井筒开窗侧钻?88.9 mm水平井后,储层无法进行分段压裂来提高单井产能的难点,在研究井网部署和剩余油分布特征的基础上,采用数值模拟方法,研究了不同裂缝密度和压裂段数对油井产能和含水率的影响。室内模拟和现场测试结果表明,裂缝密度为4～6 条/100m、裂缝长度100～120 m时,油井控水增油效果较好;采用“卡封护套”压裂管柱和小直径可溶桥塞分段多簇压裂工艺,可以实现各压裂段之间的有效封隔,并能提高施工效率。小井眼侧钻水平井分段多簇压裂技术的现场施工效果较好,为低渗透油藏进行类似水淹油井恢复单井产能和提高油藏最终采收率提供了技术支持。      

致密砂岩气藏水平井多簇分段压裂工艺

结合多簇分段压裂技术的原理及特点,针对多级管外封隔器分段压裂技术存在的施工管串工具较多、节流摩阻较大、无法开启特低渗储层段等技术瓶颈,文中提出了采用水溶性暂堵剂形成的水平井多簇分段压裂技术,并对暂堵剂的成胶状态、溶解性能和抗压性能进行了研究,最后在×井成功进行了现场试验.结果表明,×井获取无阻流量为1 1.1×104 m3/d的高产气流.     

水力喷砂射孔分段压裂技术在水平井中的应用

水力喷砂射孔分段压裂技术是将射孔、分层压裂融为一体的新型增产措施,无需下封隔器,一趟管柱即可完成多层段射孔压裂,提高了措施的有效性和安全性。通过实施该技术,可以避免常规射孔作业对地层的伤害,在一定程度上控制井筒附近裂缝起裂和延伸,与常规压裂技术相比有明显的优势。该技术成功应用于华北地区的水平井中,对提高油井的采收率有重大意义。     

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。     

水平井连续油管射孔分段压裂工艺

为提高梁8块低渗透储层的开发效果,在该区块沙四段部署了水平井梁8-平1井,对梁8-平1井进行井身轨迹和完井结构优化,应用了连续油管喷砂射孔及环空分段压裂工艺,提高了油藏的泄油面积.实施情况和应用效果表明,该井采用连续油管喷砂射孔、环空分段压裂工艺投产后,产能达到周围油井的5倍,井组控制储量得到有效开发,效果良好.连续油管喷砂射孔、分段压裂工艺实用性强,具有较好的应用前景.     

一球多簇分段压裂滑套工具技术研究

多级滑套分段压裂工艺技术和泵送桥塞分段压裂工艺技术各自都存在应用局限,国外开发的一球多簇分段压裂滑套工艺技术能弥补现有技术的不足。简要介绍了一球多簇分段压裂工具技术的发展状况、工艺技术原理、工具功能结构,并对该工具设计及应用中的关键参数进行了设计计算。一球多簇分段压裂滑套工具能够通过投放1球实现多点压裂,形成足够多的裂缝连通储藏,从而提高油气采收率。簇式滑套是实现投放1枚憋压球开启多簇滑套的关键工具,而其独特结构的球座是实现该功能的关键部件。该工艺技术为非常规油气的高效开采提供了新的方法。     

水平井分段压裂工艺技术现状及展望

随着油气开发难度不断增加,如何更好地进行低渗透油田地开采是油气开发面临的重要难题,尤其是一些低渗透油田地开发。水平井分段压裂工艺技术是其中最重要的一种技术,本文主要分析了水平井分段压裂工艺技术现状以及这项技术未来发展的趋势,从而更好推进我国油田的开发。     

水平井分段多簇压裂暂堵球运移封堵规律

投球暂堵转向技术是水平井分段多簇压裂实现多簇裂缝均衡扩展的主要技术之一，由于暂堵球在水平井筒内的运移封堵规律尚不明确，该技术应用效果并不佳。基于此，文中采用CFD+DEM耦合方法建立暂堵球水平井筒运移封堵模型，分析暂堵球密度、施工排量、压裂液黏度、投球数、暂堵球直径和孔眼出口应力分布状态对暂堵球井筒运移封堵行为的影响规律，并结合室内实验结果验证模型的准确性。模拟结果表明：增大暂堵球密度与压裂液黏度，封堵效率先减小后增大，密度与黏度的转折点分别为1 300 kg/m³,20 m Pa·s；增加施工排量与投球数，封堵效率持续增大，但增大幅度渐缓，排量达到16 m³/min后，封堵效率基本稳定，投球数为24个时暂堵球有效利用率最高；暂堵球直径越小，封堵效率越高，使用1.25倍孔眼直径的暂堵球坐封效果最佳；压裂段内应力非均匀分布导致各簇孔眼出口流速不同，合理的施工参数方案有利于增强单簇孔眼封堵效果与出口流速的正相关性。基于上述模型优选出的施工参数方案，现场应用效果良好，验证了模型的工程应用价值。     

易钻桥塞射孔联作技术在水平井分段压裂中的实践

四川盆地侏罗系沙溪庙组储层低孔低渗,使用常规改造手段很难获得工业油气流。为此,在G16H井首次开展了电缆带易钻式桥塞分段射孔加砂压裂联作试验,桥塞通过8 mm电缆下入,在水平段通过压裂车进行泵送,到达预定位置后地面给电信号进行坐封,同时桥塞与射孔枪丢手,上提射孔枪依次进行多簇射孔作业,每段分3~4簇射孔,坐封桥塞、射孔、加砂压裂作业最快可在12 h内完成。G16H井共分10段施工,压后利用?50.8 mm连续油管成功钻磨?114.3 mm套管用桥塞9只,钻磨完单只桥塞平均用时仅60 min左右。该井放喷测试获得了24.7 t/d的高产工业油气流。易钻桥塞射孔联作加砂压裂技术的成功实施,初步探索出针对该低孔低渗区块的一套有效储层改造技术手段,为下一步侏罗系沙溪庙组储层高效开发积累了宝贵的现场经验。     

泾河油田分段多簇压裂起裂机理分析及参数设计

泾河油田的大多数储层属于低孔低渗致密储层,压裂水平井是获得产能的主要方法。采用常规单段压裂工艺,产量较低,因此开展了多簇压裂工艺研究。文中对多簇压裂起裂机理分析发现,在诱导应力作用下,破裂压力发生改变。在地层破裂阶段,迅速提高排量,能够实现2簇同时破裂。通过分析多簇压裂影响因素,确定了泾河油田多簇压裂设计参数,包括簇间距、净压力、施工排量等。现场试验表明,泾河油田产量明显提高,多簇压裂增产效果显著。     

煤层气水平井分段压裂裂缝参数优化设计

运用水平井分段压裂开采煤层气是单井增产的最新手段之一,其中人工裂缝参数设计是影响煤层气水平井压裂后投产效果的重要因素。通过数值模拟研究了沁水拗陷东翼中段区块压裂后单一指标变化下不同裂缝条数、裂缝长度、裂缝间距及导流能力对煤层气水平井产能的影响,采用正交试验法定量研究不同裂缝参数值对压裂水平井产能影响的主次顺序和显著程度,进而确定出研究区内煤层气水平井最佳的压裂裂缝参数组合,为目前处于起步阶段的煤层气水平井压裂优化设计提供参考。研究结果表明,煤层气水平井压裂裂缝条数保持2~3条,裂缝长度130~160 m,裂缝间距400~600 m,导流能力15~25 um2·cm,压裂效果和经济效益最理想。     

水平井裸眼分段压裂工具

苏里格气田属地层岩性圈闭性低压、低孔、低渗气藏,采用常规开发方式开发效果不佳。针对苏里格气田压力下降快、砂体连通性差等特点,开发了水平井裸眼分段压裂工具。对裸眼完成的井,在预定井段悬挂裸眼封隔器、压力开启滑套、投球开启滑套等工具,实现压裂作业井段横向选择性分段隔离。根据压裂段数进行分段压裂,一趟管柱实现全井段的压裂作业,从而扩大渗流面积,沟通更多的含气砂体,实现高效开发的目的。介绍了相关配套工具与室内试验、现场试验及作业应用情况,逐渐实现了规模化应用。