裂缝性致密碳酸盐岩储层酸压多场耦合数值模拟与应用

深层高温致密裂缝性碳酸盐岩储层中，酸液在天然裂缝中的动态滤失减弱了酸液对水力裂缝的刻蚀，影响了酸压改造效果。为了提高此类储层酸压设计的准确性及有效性，建立了耦合裂缝扩展与天然裂缝动态滤失的"流场-温度场-化学场"三场耦合前置液酸压模型。以磨溪气田龙王庙组X井为例，采用所建立的酸压模型，基于酸压施工压力数据拟合获取了储层天然裂缝特征参数，分析了天然裂缝动态滤失特征及其对酸压裂缝参数的影响；基于无因次产能指数综合评价了不同施工参数下的酸压改造效果。研究结果表明：①酸液在天然裂缝的动态滤失对缝内流动、温度均存在较大影响，天然裂缝滤失的精确计算是准确模拟预测酸压效果的关键；②裂缝性储层中的酸液滤失量并不随注酸时间的增加而降低，而是随着沟通天然裂缝数量的增加呈现出锯齿状的动态平衡；③在裂缝性致密碳酸盐岩储层中，最优注酸排量随注酸量的增加而提高，天然裂缝滤失是施工参数优化最重要的影响因素；④综合考虑施工条件及经济因素，X井的最优注酸参数中注酸量为500~600 m³、注酸排量为6 m³/min，优化后计算得到的无因次产能指数为拟合所得的2.5倍。     

裂缝性碳酸盐岩储层体积酸压技术精细化研究

紧密围绕如何实现裂缝性碳酸盐岩储层高产、稳产的系列难题,以储层改造对象精细化研究为切入点,通过压汞实验、核磁共振实验以及电镜扫描实验,明确了储层的储集空间和渗流通道,通过岩石力学实验认识了储层可压裂性。以储层特征为基础,提出了针对脆性较强、裂缝发育段"先疏后堵、主缝沟通、支缝补充"的体积酸压改造模式,结合"大排量、大液量及高低黏酸液组合"的改造工艺,研究成果在大牛地气田X井进行了现场试验,压后试气产量达到5.2×104 m3/d,是周围直井的10倍以上,这为同类型储层体积酸压改造提供了很好的借鉴思路。     

滑溜水在裂缝性碳酸盐岩体积酸压中的研究与应用

滑溜水是页岩气、致密油非常规油气藏体积改造中应用最广泛的压裂液体系,旨在利用低黏滑溜水强的穿透性能激活天然裂缝提高裂缝复杂程度。基于深层裂缝性碳酸盐岩储层基质物性差、非均质性强,裂缝是主要储集空间和渗流通道的储层特征,提高改造体积是实现高产稳产的核心,需采用低黏流体大排量注入来提高天然裂缝激活几率,提出滑溜水、冻胶和转向酸复合的体积酸压技术。评价了新型聚合物类滑溜水性能,利用室内实验（大物模、酸液滤失）和数值模拟相结合的方法研究了滑溜水在体积酸压中的作用机理,研究表明:新型聚合物类滑溜水具有较好的减阻性能,能够降低施工管柱摩阻,实现大排量施工,助力改造效果提升;滑溜水大排量注入形成复杂裂缝,低黏酸液注入形成酸蚀蚓孔提高裂缝连通性,滑溜水与低黏酸交替注入,实现微细裂缝"水力+酸蚀"缝网构建。上述研究成果现场应用显著,AT3x井压后获日产油35 m3、日产气50.3×104 m3高产油气流,为国内超高温深层复杂储层高效改造提供新的技术指导。      

碳酸盐岩储层多级交替酸压技术研究

为扩大酸液在碳酸盐岩储层压裂裂缝中的波及范围及作用距离,实现酸液对裂缝中岩面的非均匀刻蚀,提高酸蚀导流能力,提出了碳酸盐岩多级交替酸压技术。在分析多级交替酸压机理的基础上,采用压裂裂缝模拟软件,对前置液造缝阶段裂缝参数变化规律、造缝液体类型及交替注酸阶段交替注入参数进行了模拟优化,并进行了流态模拟与酸液腐蚀试验,优化了交替注入液体体系。模拟及试验结果表明:设计压裂缝长的70%是在裂缝快速增加阶段形成的,裂缝快速增加阶段可作为最佳的前置液造缝阶段,该阶段结束后即是多级交替注入酸液的最佳时机。多级交替泵注胶凝酸+压裂液及胶凝酸+交联酸段塞过程中,每级顶替液排量以阶梯递增方式注入、每级顶替液液量按递减方式注入、提高顶替液黏度和增加交替注入级数都有利于提高酸液在裂缝中的波及范围及均匀分布。研究结果可为碳酸盐岩储层的高效酸压提供理论依据。      

裂缝性储层中复杂压裂缝网形成过程的数值模拟

水力压裂技术是油气田增产的重要措施。页岩、砂岩等储层常发育不同程度的天然裂缝,在对裂缝性储层进行水力压裂改造过程中,储层中天然裂缝的存在对水力裂缝尤其是压裂缝网的形成及其发育程度具有十分重要的影响。基于有限元原理的岩石破裂过程分析系统的数值模拟,通过建立发育天然裂缝的二维平面应变模型,研究在储层水力压裂过程中,水力裂缝及复杂压裂缝网的形成过程,并对其影响因素进行分析,同时引入适合于储层复杂裂缝分形维数测定的统计方法——基于盒数法的网格覆盖法,对数值模拟的压裂效果进行评价。结果表明:天然裂缝的发育程度与压裂改造效果关系密切,水力裂缝遇天然裂缝发生分叉,并沿天然裂缝扩展滑移或直接穿过天然裂缝,形成复杂水力裂缝及复杂压裂缝网;天然裂缝发育密度越大,其迹长越长,水力裂缝的分形维数越大,对裂缝性储层改造效果越好。     

基于相场法的酸压裂缝连通孔洞数值模拟

碳酸盐岩孔洞连通成串、成群可以有效提高改造体积,但受到高应力差、非均质性和孔洞随机分布等影响,孔洞连通性通常较差。针对碳酸盐岩酸压孔洞连通成串的工程问题,考虑酸压过程中酸液对于岩石的动态影响,引入描述酸岩反应的相场参数,提出一种基于相场法的酸压裂缝扩展模拟方法,对碳酸盐岩储层酸压孔洞连通成串现象进行模拟。对比了酸压与滑溜水压裂的裂缝扩展特征,分析了不同孔洞大小与分布情况下孔洞结构对酸压裂缝扩展的影响。根据模拟分析结果可知:1与普通水力裂缝相比,酸压裂缝扩展时缝宽增大,缝长降低,裂缝扩展速度降低;同时裂缝表面岩石被酸液腐蚀,裂缝表面粗糙程度明显上升;2孔洞结构会诱导酸压裂缝扩展,裂缝在酸化区域扩展时,靠近孔洞处的扩展速度更高;3缝洞型储层酸压过程中,孔洞半径越大,距离裂缝原扩展路径越近,裂缝越易发生转向,且越容易沟通多个孔洞,多孔洞连通成串可以有效提高泄流面积。     

元坝陆相气藏裂缝型致密砂岩储层酸压技术

元坝陆相致密砂岩储层具有低孔、低渗、非均质性强等特征,储层微裂缝发育,加砂压裂造缝困难而施工作业难度大、安全风险高、改造效果差。由于该气藏储层含钙质胶结物或钙屑,因此采用酸压技术是降低储层改造风险的有效措施之一,但常规土酸酸化也面临着酸液滤失大、腐蚀性强、酸蚀速度快、施工泵压高等问题。实验和现场应用试验表明,采用胶凝盐酸和胶凝土酸分别作为前置酸和主体酸进行"前置酸酸压+主体酸闭合酸化"施工能有效降低酸岩反应速度、酸液腐蚀程度、酸液滤失量、施工摩阻和施工泵压,进而降低施工作业难度,确保酸蚀裂缝的高导流能力,获得良好的增产效果,可实现元坝陆相裂缝性致密砂岩储层的有效改造。     

天然裂缝性致密含气砂岩储层描述与模拟

怀俄明州绿河盆地Ｆｒｏｎｉｔｅｒ且的低渗性砂岩中储存有大量的天然气。成功地开采这些气藏需要了解控制气藏产能的区域天然裂系统的特征及流体流动响应。通过对盆地中五个地点的Ｆｒｏｎｔｉｅｒ组砂岩的露头研究掌握了裂缝的特征。裂描述包括绘制详细的露头裂缝网络图，此图可提供关于裂缝方位、长度和空间分布的信息。裂缝科清楚地说明区域裂缝为垂直于层理的单向裂缝组，裂缝长度与间距各不相同。区域裂缝的空间分布受岩层厚度     

深层裂缝性碳酸盐岩储层混氮酸压技术

塔河油田奥陶系碳酸盐油藏 ,埋藏深、温度高 ,酸液滤失大 ,酸岩反应缓速困难。通过对混气酸压降滤、缓速、助排、造缝作用机理的研究 ,总结出该技术的工艺特点、控制要点、混注程序及注气量。在塔河油田现场应用 ,能提高残酸的返排能力 ,降低酸液的滤失系数     

塔河油田碳酸盐岩储层重复酸压技术应用分析

重复酸压是一个具有较高风险性的作业过程，塔河油田碳酸盐岩储层重复酸压的目标是进一步增加酸蚀裂缝长度，扩大油气渗流面积，并沟通更多含油天然裂缝和溶洞。但限于奥陶系碳酸盐岩储层缝洞系统发育，非均质性强等特点，导致重复酸压始终难以取得效果。从分析酸压井不能建产和稳产的原因入手，结合重复酸压井的实际施工情况，从多方面分析了影响塔河油田重复酸压效果的因素。     

裂缝性油藏压裂井产能数值模拟模型究与应用

研究的裂缝性油藏渗流介质包括人工压裂裂缝和天然微裂缝、大裂缝及基质,将大裂缝与基质的物质交换在微裂缝系统中加以描述,建立了含大裂缝的多重介质渗流数学模型,研制了裂缝性油藏压裂后生产动态模拟器,结合塔里木盆地塔河奥陶系裂缝性油藏参数,综合研究了天然裂缝、人工裂缝对压裂后产能的影响.研究表明天然裂缝渗透率是影响压裂后产能的重要因素之一;人工裂缝的导流能力随生产时间递减对压裂后产量有重大影响.压裂可能导致天然裂缝污染,应采用低伤害压裂液体系,最大限度地减小对天然裂缝的伤害;增加人工裂缝长度可以改善流体沿裂缝向井底的流动性能,但随着压裂液滤失量的增大对天然裂缝的污染会加重、加深,应确定合理的压裂施工规模以获得合理的裂缝长度,避免导致裂缝长度增加而产量下降.裂缝系统连通差、渗透率较低的油藏,实施压裂也难以获得理想的增产效果;含有大裂缝的井压后产量明显高于不含大裂缝的井,但易形成水窜,可导致油井压裂后含水上升较快.图3表1参9     

裂缝性油藏压裂井产能数值模拟模型研究与应用

研究的裂缝性油藏渗流介质包括人工压裂裂缝和天然微裂缝、大裂缝及基质，将大裂缝与基质的物质交换在微裂缝系统中加以描述，建立了含大裂缝的多重介质渗流数学模型，研制了裂缝性油藏压裂后生产动态模拟器，结合塔里木盆地塔河奥陶系裂缝性油藏参数，综合研究了天然裂缝、人工裂缝对压裂后产能的影响。研究表明：天然裂缝渗透率是影响压裂后产能的重要因素之一；人工裂缝的导流能力随生产时间递减对压裂后产量有重大影响。压裂可能导致天然裂缝污染，应采用低伤害压裂液体系。最大限度地减小对天然裂缝的伤害；增加人工裂缝长度可以改善流体沿裂缝向井底的流动性能，但随着压裂液滤失量的增大对天然裂缝的污染会加重、加深，应确定合理的压裂施工规模以获得合理的裂缝长度，避免导致裂缝长度增加而产量下降。裂缝系统连通差、渗透率较低的油藏，实施压裂也难以获得理想的增产效果；含有大裂缝的井压后产量明显高于不含大裂缝的井，但易形成水窜，可导致油井压裂后含水上升较快。图3表1参9     

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。     

致密砂岩油藏体积压裂技术适应性评价及压裂参数优化北大核心CSCD

目的针对鄂尔多斯盆地南区延长组长6致密砂岩油藏前期常规改造未获得有效突破,单井产量提高不明显的问题,探索复杂缝网体积压裂技术对区块致密油藏的改造效果。方法基于储层地质特征及岩石力学参数,评价了长6储层脆性指数及体积压裂可行性。分析了近井压裂裂缝起裂压力、起裂方位,明确了逼近角和水平应力差两个因素对远井压裂裂缝遇到天然裂缝的延伸规律。模拟研究了压裂设计参数对压裂裂缝形态及改造体积的影响,并优化了压裂设计参数。结果优化后的压裂设计关键参数为压裂规模为1000 m^(3)、设计排量为8.0~10.0 m^(3)/min、滑溜水前置液比例为30%、加砂强度为13%~15%,在此条件下更易获得最优储层改造体积和较高的导流能力。结论提出了适用于研究区块长6致密砂岩油藏复杂缝网体积压裂适应性评价和体积压裂设计参数优化方法,为复杂缝网体积压裂技术的应用提供了理论依据和现场指导建议。     

川西潮坪相裂缝型碳酸盐岩分层酸压井压力动态分析

为全面反映储层分层酸压后复杂的流动特征,针对潮坪相类碳酸盐岩储层,建立了考虑层间窜流的裂缝型碳酸盐岩分层酸压改造井不稳定压力模型,并利用拉氏变换和数值反演得到井底压力动态响应。根据典型曲线划分了流动阶段,分析了层间物性差异、层间窜流、分层改造差异对压力响应的影响规律。结果表明：潮坪相裂缝型碳酸盐岩分层酸压改造储层存在7个流动阶段,同时具有复合储层和多层窜流储层的流动特征;层间物性差异越大,层间窜流及压力导数曲线“凹子”越明显;分层酸压改造程度及改造范围均影响过渡流出现的时间和程度;高渗层流度比越大,过渡流阶段压力导数上升越明显,最终压力导数值为高渗层流度比的一半。本次研究建立的模型提供了一种快速识别储层高渗层改造程度的方法,对多层裂缝型碳酸盐岩的酸压效果评价、分层酸压改造程度的确定具有理论支撑作用。     

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。     

裂缝型致密砂岩油藏缝网压裂技术试验

缝网压裂技术是非常规油气藏改造的关键技术之一。泾河油田属于裂缝型致密砂岩油藏,为了实现水平井的高效开发,提高油藏的最终采收率,分析了缝网压裂工艺在该油田裂缝型致密砂岩油藏中的适用条件,认为储层天然裂缝发育,脆性特征指数在38.4%~42.4%,水平应力差异系数小,净压力大于水平最大、最小主应力之差,满足实现缝网压裂的必要条件。在此基础上,优化了压裂液、支撑剂及施工参数,并在JH69P25井进行了试验,净压力分析表明压后形成了复杂的缝网系统,日产油2.55 t,取得了较好的改造效果。