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.     

致密低渗气藏压裂水平井数值模拟

在压裂水平井的数值模拟过程中,应重,最考虑储层的应力敏感和压裂裂缝闭合的影响.首先建立某致密低渗气藏的一口压裂水平井概念地质模型,时气井的开发动态进行历史拟合,通过单井生产历史拟合,确定了储层相关参数,为开发动态预测提供依据.利用该模型,研究了考虑不同应力敏感、不同采气速度情况下,压裂水平井的开发动态,得到相关数据.认为应力敏感对开发动态指标影响很大,需要在开发指标上进行调整来尽量减小其影响.对于存在应力敏感的低渗气藏,气井的初期配产不能太大,可根据产量指标与经济效益结合得到最优采速.另外,致密低渗气藏在进行压裂水平井数值模拟过程中,应考虑裂缝闭合造成的导流能力下降,可减小由此引起的开发动态预测的偏差.     

低渗气藏压裂水平井产能评价新方法

采用数值试井模拟方法,建立压裂水平井数值试井模型,模拟分析压裂水平井在各种产能影响因素下的压力一产量特征及绘制采出程度IPR曲线,采用Vogel处理方法,将采出程度IPR曲线纵坐标转换为产量无因次量,将横坐标转换为压力无因次量,对无因次化压力一产量数据进行统计和回归分析,最终形成具有普遍代表意义的压裂水平井动态IPR产能评价公式,为低渗气藏压裂水平井产能评价提供简便、快速的新方法。     

深层低渗水平井压裂改造技术

为解决中原油田深层低渗水平井压裂问题,引进水力喷射压裂技术,针对储层特点研制出适用于水平井压裂的抗剪切、携砂能力强、性能稳定的压裂液应用体系,结合水平井完井方式研发了水力喷射压裂工具,并在实际压裂施工中对水力喷射压裂工艺、管柱、设备、流程等进行优化、改进、完善,形成了适合中原油田的水平井水力喷射分段压裂技术.     

低渗气藏水平井压裂裂缝参数优化

针对低渗气藏水平井压裂产能预测和裂缝参数优化存在的主要问题，采用数值模拟的方法，从气体在低渗气藏中的渗流机理研究入手，同时考虑了气体非达西渗流对产量的影响，建立了低渗气藏水平井压裂产量预测的非达西渗流模型，利用该模型编制了低渗气藏水平井压裂产量预测及裂缝参数优化软件，并对现场实例进行了模拟优化计算，研究了裂缝条数、裂缝导流能力和裂缝长度等参数对水平井压裂产量的影响，并通过结果分析对这些参数进行了优化，得到了影响水平井产能的主要裂缝参数等。     

高压低渗气藏水平井水力喷射分段压裂工艺技术

新场上沙溪庙组气藏为典型的低孔、低渗高压致密气藏,水平井分段压裂技术是该类储层高效开发的有效手段。针对地层压力高、分段手段有限等难点,将水力喷射压裂与多级滑套分层压裂工具相结合,形成了高压低渗气藏水平井水力喷射分段压裂工艺技术。该技术具有不动管柱连续分段改造、不带封隔器、管柱容易起出等特点。在xs311H和XS21—1...     

特低渗油藏水平井多级分段压裂完井技术

本文对红河油田水平井多级分段压裂完井技术进行分析和探索,对后期油田的开发具有指导意义。     

气藏中水平井的压裂

水平井压裂技术作为获取最大投资收益率的可行性完井选择，近年来赢得了广泛的认可，对于致气藏，此项技术尤其可靠。水平井具有独特的岩在同理和操作方法，它们可裂缝的产生、传播，并可控制与水平井相关的裂缝方位，已经证实，裂缝方位对水平井拉能和试井影响很大，根据与井眼相关的应力方位，裂缝可以是横向的或纵向的。本提供了一个在恒压条件下压裂水平井的操作模型，这种恒压条件最适用于数密气藏开采，该模型考虑了横、纵向     

低渗致密气藏压裂水平井产能预测新方法

应用位势理论、叠加原理和流体力学的相关原理,建立了考虑裂缝干扰、污染表皮、裂缝非均匀分布、裂缝与井筒有限导流,以及裂缝-井筒汇聚流、裂缝内高速非达西流动的压裂水平井稳态流动数学模型,给出了模型的数值求解方法,并运用模型预测了实际水平井产能,分析了产能的影响因素。结果表明,该模型适用性强,能用于各种复杂情况下的水平井产能预测,预测精度较高;由于裂缝间的干扰作用,各条裂缝产量存在差异,水平井筒两端裂缝产量高,中间裂缝产量低;水平井产能随水平段长度、裂缝半长、裂缝导流能力的增大而增大;裂缝污染表皮对产能影响显著,产能随表皮系数的增加而急剧下降,因此应尽量减少压裂作业对地层的伤害;在相对合理裂缝间距范围内,裂缝分布形式对产能影响不明显;井筒半径对井筒压降有影响,应根据水平井产能的高低,设计合理的井筒半径。     

低渗气藏压裂水平气井产能影响因素分析

结合低渗气藏水平井压裂后裂缝形态特征,应用节点分析理论和压降叠加原理,建立了气藏压裂水平井产能预测模型。运用产能模型分析了裂缝形态因素、裂缝间距、裂缝条数、导流能力以及储层渗透率等因素对产能的影响。结果表明:气藏压裂水平井产量随裂缝条数、裂缝长度、裂缝间距和裂缝导流能力的增加而增加,但这些参数达到一定值后,产量增加幅度减小;裂缝的非均匀分布会增加压裂水平气井整体的干扰作用,应尽量保持裂缝间距相等;由于"屏蔽"效应作用,应适当减小中间裂缝的长度,增加两侧裂缝的长度。     

水力压裂水平井的产能分析

本文讨论了在致密的非均质地层中经水力压裂改造后的水平井产能分析.主要针对非常规油气藏,包括致密的砂岩气藏和泥页岩油气藏,考虑了存在天然裂缝的区域里由压裂形成的水平和垂直裂缝.建立了一个计算产能递减的半解析模型,加入了油藏非均质性、水力压裂和井筒流动等因素.     

致密油藏压裂水平井产量预测

针对致密油藏压裂水平井流态复杂及全生命周期产量预测误差大的问题,在对前人经验递减模型适用性研究的基础上,选取以不稳定流和过渡流为主导的产量指数递减（SEPD）模型及以边界控制流为主导的指数模型进行组合,通过结合节点处的产量相等和递减率相等,构建了以边界控制流时间为节点的全生命周期新型分段产量预测模型,同时建立了广义回归神经网络算法下的边界控制流时间预测方法及分段函数的最小二乘法拟合参数求取方法。结果表明,不论是否到达边界控制流,新模型普遍比单一SEPD模型和指数模型的拟合度高,其预测结果更接近于生产后期的指数评估结果,误差小于5%。     

致密气藏压裂水平井温度剖面影响因素分析

由于缺少水平井温度剖面预测模型,且影响温度剖面的主导因素不明确,导致根据分布式光纤温度测试数据反演解释致密气藏压裂水平井产出剖面十分困难。为此,建立了考虑多种微量热效应和裂缝系统传热的致密气藏压裂水平井温度剖面耦合预测模型,模拟分析致密气藏压裂水平井储层温度分布和井筒温度剖面特征,并采用正交实验分析和定量实验分析方法评价不同影响因素对温度剖面的影响程度。研究表明:各因素对致密气藏压裂水平井温度剖面的影响程度由大至小依次为裂缝半长、单井日产气量、储层渗透率、井筒直径、裂缝导流能力、水平段井筒倾角、储层总导热系数;主导因素为裂缝半长、单井日产气量和储层渗透率。温度模型的建立和温度剖面主导因素的确定为致密气藏压裂水平井产出剖面、裂缝参数等定量解释奠定了理论基础。     

裂缝性油藏水平井压力不稳态特征分析

根据双重介质的特征和水平井三维渗流的特征，通过连续点源方法建立了双重介质三维渗流模型，经Laplace空间数值反演得到实空间的压力响应。讨论了储容比、窜流系数、水平井空间位置、边界类型对裂缝性油藏水平井不稳态压力动态的影响。     

压裂水平井水驱油物理模拟

用可视化的平板模型实验模拟了哑铃形、纺锤形、等长裂缝形3 种模型五点井网压裂水平井水驱油过程,拍摄了水驱油波及规律图片,记录了产油量、产水量。3 种模型的水驱油过程都可分为4 个阶段,每个阶段对应不同的波及区域,水驱油结束时形成2 个死油区;纺锤形模型的无水采出程度最大,哑铃形模型的最小;含水采油期,纺锤形模型的含水率最小、采油速度最大,而哑铃形模型正好相反;哑铃形模型与等长裂缝形模型的含水率、采油速度都有一个相对平缓的阶段,而纺锤形模型没有;3 种模型的采收率相差不大,但注入孔隙体积倍数却相差较大,其中哑铃形模型的最大,纺锤形模型的最小。从3 种模型的无水期采出程度、采油速度、含水期含水上升率及注入孔隙体积倍数的比较来看,纺锤形模型的注水效果最好,哑铃形模型的注水效果最差,而等长裂缝形模型居于二者之间。     

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应用保角变换原理，将求带垂直裂缝的气井产量问题，转化为一简单的单向渗流问题，保教变换方法的特点是；（1）能将z平面上特别复杂的渗流问题转化为ω平面上相对简单和易于求解的渗流问题，经过变换后，只是改变了流线的型态和尺寸，而等势线上的势及井的产量不变；（2）变换后，可以恰如期分地描述井筒附近较为复杂的流动型态对压后产能的贡献，而以往的许我献往往假设裂缝井的产能主要来自裂缝内的流体流动；（3）变换后假设的缝端封闭边界条件更符合实际，然后，根据微元体流动分析，综合应用物质守衡原理和非达西运动方程，同时利用压力耦合原理导出了裂缝内变质量流动时压力满足的二阶微分方程，进而推导出不同缝长和导流能力裂缝井的产能公式，所得结果与现场某气井压裂后产量相比，吻合程度较发，且简单易行，便于现场应用。     

Study on Mechanisms of Borehole Instability in Naturally Fractured Reservoir During Production Test for Horizontal Wells

During the production test for horizontal wells, down-hole pressure will drop down significantly to induce the crude oil flowing out of the wellbore, which always leads to wellbore collapse problems, especially in naturally fractured reservoirs. Hence, some special researches on this problem were carried out. Based on the mechanisms of wellbore stability and failure criterion of weak plane, the authors established the stress state around the horizontal wellbore and mathematical model of minimum down-hole pressures required to maintain the wellbore stable. This model is complex nonlinear equations, which involves several variables, including natural fracture occurrences, wellbore orientation, in situ stress, and rock strength. The combination impacts of these variables on the minimum down-hole pressure were quantified by solving this nonlinear model. The study helps deepen the understanding of the mechanisms of wellbore stability in naturally fractured reservoir.     

Liquid Accumulation in Horizontal Gas Wells

Chemistry and Technology of Fuels and Oils - In the previously published studies, the calculations of critical liquid-carrying gas velocity in a horizontal well were based on conventional...