水平缝五点井网整体压裂参数优化

整体压裂技术是低渗透浅层油藏有效开发的重要技术手段。为了对某油田B区块有效实施水力压裂增产改造,必须设计合理的参数。根据该区块浅层油层改造的实际需要,研究水力裂缝时建立两维两相的水平裂缝模型,不考虑裂缝垂直方向上流动,建立了五点井网条件下三维两相油藏数值模拟模型,研究了水平裂缝半长和导流能力对油井产量、注采条件下的采收率和最终采收率等指标的影响,优化了水平裂缝参数。研究结果表明,在该区块对于五点井网,压裂效果并非半径比和导流能力越大越好,而是存在一个合适的范围,优化的裂缝半长为25～30m,导流能力为20μm2.cm较合适。确定最优整体压裂方案,争取最少的投入获得最好的效益,实现区块整体高效开发。     

大港南部难采油田整体压裂技术研究与应用

大港南部难采油田Y21区块储层具有物性差、泥岩含量高、自然产能低等特点,需要通过压裂改造才能获得工业油流。针对该类储层,为提高储层改造规模和施工成功率,开展了整体压裂技术研究。整体压裂技术就是结合油藏地质条件和开发井网,借助水力裂缝、油藏和经济模型,使其达到最佳优化组合,保证油藏经整体压裂后能获得最大的开发效果和经济效益。整体压裂技术主要包括：整体压裂方案的优化设计、压裂材料的评价优选、水力裂缝的测试诊断和压裂后评价。经现场试验,取得了显著的增产效果,证明该技术能满足大港南部难采油田的开发需求。     

井地电法联合极化法监测在水力压裂裂缝监测中的应用

在低渗透气田开发和老油田增产的过程中,水力压裂技术得到普遍使用。通过井地电法双参数联合检测仪器和XX油田的压裂野外联合监测的试验,证明井地电法双参数联合监测仪器在水力压裂缝监测中有优越的分辨率和监测效果,可对油田水力压裂裂缝进行有效监测。     

国内水力喷射压裂工艺技术应用研究进展

水力喷射压裂是集射孔、压裂、隔离一体化的新型增产改造技术,适用于低渗透油藏直井、水平井的增产改造,尤其适合薄互层、纵向多层、固井质量差易串槽井、套变井的改造。介绍了国内各油田和科研单位的水力喷射技术研制和应用情况。重点阐述了油管水力喷射技术和连续油管水力喷射技术。油管水力喷射技术有拖动管柱和不动管柱2种方式,连续油管水力喷射技术有管内加砂压裂和环空加砂压裂2种方式。针对水力喷射压裂技术,结合层间封隔器和滑套喷砂器,提出了1种层间封隔器封隔的多级水力喷射压裂不动管柱技术,适用于薄互层的多层压裂,压裂成功率高、易形成主裂缝,增产效果更好。     

压裂技术在准东裂缝油田的应用

针对准东裂缝油田进入中高含水期后,水力压裂增产难度越来越大,通过对裂缝分类,把水力压裂和油藏工程研究成果紧密结合,依据裂缝特点,建立了裂缝性储层的压裂优化参数设计标准和优化组合配套工艺技术标准,这两个标准给准东裂缝油田开发后期的增产挖潜,提供了压裂优化设计依据、开辟了新方向。     

裂缝性储层缝网压裂技术研究及应用

裂缝性储层压裂井生产能力主要受主裂缝沟通的天然裂缝系统控制区域的大小影响。裂缝性储层压裂改造后,短期产量来自高导流能力的主裂缝,长期产量则主要来自天然裂缝网络。常规压裂以抑制天然裂缝扩展形成主裂缝为主,其控制的渗流区域较为有限,这与压裂增产形成矛盾。因此,要提高压裂井改造效果,需要保证压裂形成的裂缝形态为网络裂缝,沟通更大的渗流区域和更远的裂缝作用距离,充分发挥主裂缝和天然裂缝网络的增产优势。在研究水力压裂裂缝网络形成条件的基础上,对缝网压裂的关键参数进行了分析研究。现场应用结果表明,缝网压裂的增产效果远远高于常规压裂。     

大庆外围油田裂缝转向重复压裂技术

外围三低油田经过多年开发,单井及油田产量逐年递减,初次压裂失效后单井及油田产能的恢复必须通过重复压裂才能得以保证.随着同井同层重复压裂次数增多,常规复压技术增油效果和有效期大幅度下降,油井储量动用程度差.这是由于常规同井同层重复压裂只能张开老裂缝,可以部分恢复老缝导流能力,但受老缝壁面的压实作用和井网条件限制,即使规模增大,增产效果也不理想.为此,针对外围油田压裂形成垂直裂缝的特点,研究应用了裂缝转向重复压裂新工艺,形成了以重复压裂裂缝转向机理、储层地应力场变化规律、转向裂缝参数设计优化、转向裂缝监测识别及裂缝转向重复压裂施工工艺为核心的配套工艺技术.通过实施可实现压开一条与原缝方向不同的水力裂缝,增加了新的泄油面积,提高了外围重复压裂井效果.     

压力衰竭油井的压裂获得成功

对压力衰竭油井实施水力压裂 ,可提高压裂井的产量并延长油田的经济开采寿命。介绍了该项压裂技术在埃及一个油田的研究与应用情况。重点讨论了应用该项压裂技术的选井条件、压裂施工步骤、压裂液、测试压裂分析、压裂设计和五口压裂井的施工作业参数与增产效果。现场应用效果表明 ,压裂作业井的增产效果明显 ,经济效益显著。     

水力喷射压裂机理与技术研究进展

水力喷射压裂是集射孔、压裂、隔离一体化的新型增产改造技术,适用于低渗透油藏直井、水平井的增产改造,是低渗透油藏压裂增产的一种有效方法。介绍了水力喷射射孔和水力射孔裂缝起裂控制机理,分析了影响水力喷砂射孔效果的因素。综述了水力喷射压裂原理,依据Bernou lli原理,射流增压与环空压力叠加超过破裂压力产生裂缝并维持裂缝延伸。介绍了水力喷射辅助压裂、水力喷射环空压裂及水力喷射酸压等多种工艺形式。水力喷射压裂工具是现场应用成功的关键因素之一,连续油管与水力喷射压裂技术联作在油田增产作业中有一定优势。水力喷射压裂工艺在国外现场应用已经取得较好效果,在国内尚属现场试验起步阶段。指出了目前研究的不足,并对未来的研究方向做出了分析展望。     

转向压裂技术在老君庙油田开发中的应用

水力压裂技术是有效开发低渗透油藏的主要技术措施,但经过水力压裂的采油井,在生产过程中由于种种原因可能导致水力裂缝闭合失效,增产效果越来越差。为此,人们研究了使裂缝转向的压裂问题。文章阐述了转向压裂的技术原理,建立了裂缝转向的数学模型,提出了裂缝转向重复压裂的选井选层原则。老君庙油田裂缝转向压裂矿场实施15口井,取得了较好的增产效果。裂缝转向压裂对于老油田综合治理、挖潜增产具有非常重要的意义。     

乌里雅斯太油田太27断块整体压裂数值模拟

乌里雅斯太油田太27断块属于典型的低渗透油藏,经过压裂改造后才具有一定的生产能力。为了优化太27断块的整体压裂参数,在考虑启动压力梯度的非达西渗流模型和整体压裂数学模型的基础上,采用数值模拟对生产井进行了历史拟合以验证模型的可靠性,并对乌里雅斯太油田太27断块反九点井网进行了整体压裂优化设计,分析了不同裂缝缝长比和导流能力对油井产能的影响。同时采用正交设计方法,设计了不同裂缝参数组合下的开发方案并进行优化。模拟结果表明,适合太27断块的裂缝参数为水井半缝长44 m,水井导流能力10 D·cm,边井缝长比0.3（半缝长66 m）,角井缝长比0.45（半缝长99 m）,角井导流能力为20 D·cm。在给定的井网条件下,裂缝缝长和导流能力存在最优值且并非越大越好,为其他低渗油藏区块整体压裂方案的设计提供技术参考。     

体积压裂水平井三线性流模型与布缝策略

低渗透致密储层进行大规模压裂改造在地层中形成多条裂缝及复杂裂缝网络是获得经济产能的主要手段,通过有效的方法对压裂水平井裂缝分布评价、压裂改造体积及压裂后产能预测对压裂施工效果分析具有重要意义。为此,在充分结合致密油储层特点和压裂改造设计思路的基础上,针对压裂措施后形成的分级多簇的裂缝排布及裂缝有限导流渗流特征,建立了水平井体积压裂三线性流数学模型,应用Laplace变换,求得定产条件下封闭边界单条裂缝的拉氏空间解;通过Stehfest数值反演及多裂缝叠加原理,得到了体积压裂水平井井底压力和产量的表达式;同时,结合美国巴肯致密油储层生产特征参数对模型的正确性进行了验证。对产能影响因素研究结果表明,裂缝排布方式对储层改造体积影响较大,级簇比越大累积产油量越高;增加裂缝条数可以有效提高储层动用效率,在进行水平井体积压裂措施设计时应充分考虑裂缝级数或簇数增加导致产量下降问题。研究结果对致密油储层水平井体积压裂设计及产能评价具有重要意义。     

安塞油田重复压裂技术探讨

安塞油田随着开发时间推进,老井出现低液面,低面,低流和采 指数下降,综合含水上升,产量递减率增大,裂缝主向油井与侧向油井矸力差异大等日益突出的矛盾,这直接影响油田开发效益和最终要收率,对油田造成严重威胁。     

低渗透油藏裂缝方向偏转时井网与水力裂缝适配性研究

受储层非均质性等因素的影响,人工裂缝方向可能偏离井网方向.若裂缝参数设计不合理,则会给油田开发带来风险.为此,对低渗透油藏裂缝方向发生偏转时井网与水力裂缝适配性进行了研究.采用流线模拟技术,分析了菱形反九点井网压裂后的渗流场特征.以华庆油田X井区为例,建立了裂缝方向发生偏转时的压裂数值模拟模型,研究了不同井裂缝参数对生产动态的影响.结果表明:当裂缝方向发生偏转时,压裂井网渗流场会发生明显变化,应根据流线分布特点重新划分井组模拟单元;不同井处缝长对生产动态的影响程度不同,且各井裂缝之间存在明显的干扰现象;增加处于裂缝不利方位上的边井处缝长,提高采出程度效果较差,该井处裂缝不易过长,而在一定范围内增加处于裂缝有利方位上的边井和角井处缝长,提高采出程度效果显著,可适当增加其缝长.利用正交试验,优选出裂缝方向发生偏转时与井网相匹配的最佳裂缝参数组合为:1号边井、2号边井和角井处的裂缝穿透比分别为0.3,0.7和0.6,裂缝导流能力为30 μm2· cm.     

低渗透油田注水并压裂数值模拟研究

在改进的黑油模型基础上，建立了一种油、水两相三维油藏裂缝数值模型，可以对垂直裂缝油藏不同井网条件下注水井压裂效果进行数值模拟。以朝阳沟油田为例，在反九点法井网条件下，裂缝处于有利方位和不利方位时，对注水井压裂后的注入动态以及对应油井的生产动态的影响进行了分析，并与油田的实际生产动态进行了对比。研究结果为注水井压裂效果评价提供了一种手段，对于经济有效地进行低渗透油田注水开发具有实际意义。     

二氧化碳无水蓄能压裂参数优化

二氧化碳无水蓄能压裂技术在形成地层高导流裂缝的同时,通过与原油相互作用表现出了一系列有别于常规压裂的增产特性,包括降黏、体积膨胀和混相等。因此其优化设计过程也不同于常规压裂优化设计。首先利用地层原油取样进行室内二氧化碳与原油相互作用实验,获取最小混相压力;利用液态二氧化碳压裂时裂缝长度与储层物性参数关系模板,确定裂缝参数;以最小混相压力为条件,以裂缝参数和井底注入压力为基础,利用三维油藏数值模拟方法预测二氧化碳波及范围、混相带范围,最后确定最优的二氧化碳用液量。利用FracProPT拟三维压裂裂缝模拟软件,结合沿程摩阻损失,以保证井口和井下管柱结构安全稳定为设计前提,从水马力效率和经济效益角度优化施工排量;建立压后地层温度压力计算模型,模拟关井后混相带面积,确定最优关井时间为混相带面积最大时即压后井底压力大于最小混相压力的时间。吉林油田二氧化碳无水蓄能压裂技术已成功应用于致密油井,二氧化碳无水蓄能压裂后产油量均较压前有显著提高,6口井压后平均日产油是同区块常规重复压裂的2.7倍。研究结果表明,该二氧化碳无水蓄能压裂参数优化设计方法是合理可行的。      

超低渗透低压油藏水平井转变开发方式试验

鄂尔多斯盆地长X油藏压力系数低、储层物性差,前期采用超前注水七点井网长水平井开发,初期单井产能有所提高,但含水率上升快。为了避免人工裂缝与腰部水线窜通,压裂时往往会有约200 m水平段无改造而浪费。同时,因超前注水油井生产等停较长时间,影响了新井贡献时率。借鉴致密油的开发经验,采用逆势思维的方法,提出“停止超前注水、减少注水井数量、减少水平段长度、密切割压裂和体积压裂相结合”转变开发方式的思路,优化注水方式、开采井网、水平段长度和压裂工艺参数等,并开展现场试验。结果表明：形成的五点法短水平井密切割体积压裂开发技术效果较好,地层能量得到快速补充,含水率快速上升得到控制,缩短了油井因超前注水产生的等停时间,提高了新井贡献时率30%,减少的注水井数量和水平段长度使成本节约20%,每百米水平段产能较前期增加88%,该成果为同类超低渗致密储层高效开发提供了技术支撑。     

大丰油区重复压裂技术研究

浙江油田大丰油藏初次压裂后产量递减快,需要重复压裂。针对大丰油区产层隔层分界不明显导致的缝高过度增长问题,提出了裂缝系统与井网匹配的压裂思路。通过大量室内优化工作和现场试验,提出了一套适用于该油藏的重复压裂技术体系,包括全面的压前评价、重复压裂优化设计、制定有针对性的重复压裂工艺措施、严格的质量控制以及压后评价等方面的内容。现场实施2口井,日产原油分别由压前的0.02t和1.0t增加到5.0t和4.5t,含水率也得到了有效的控制,实现了该油藏控水稳油的目标。     

长庆油田陇东地区页岩油水平井细分切割压裂技术

长庆油田陇东地区页岩油储层脆性指数低、天然裂缝不发育、不易形成复杂缝网,进行分段多簇体积压裂时,受储层物性、地应力、各向异性及水力裂缝簇间干扰等因素影响,簇间进液不均,达不到储层均匀改造的目的.针对该问题,依据缝控储量最大化原则,在分级评价页岩油水平段储层品质及建立非均质地质模型的基础上,开展了基于甜点空间分布和综合甜...     

裂缝性低渗透油藏稳态渗流理论模型

随机分布在储集层中的天然裂缝不同于与油水井相连通的人工裂缝,进行稳态产能方程研究时,在数学上用常规方法难以对其进行处理。用等值渗流阻力法解决了这个难题,建立了裂缝性低渗透油藏稳态渗流的理论模型。可利用该模型来研究天然裂缝参数对产量及压力的影响规律,也可研究人工裂缝参数对压裂直井产量的影响规律。该模型具有对裂缝参数考虑较全、简单实用的特点。计算实例从理论上说明了低渗透油藏中,油水井部署在天然裂缝发育处开发效果较好的原因。