利用人工暂堵转向提高重复压裂效果

针对新疆油田老井常规重复压裂增油效果逐年下降不能满足油田发展需要的问题,在裂缝的造缝及重定向机理研究基础上,开展了人工裂缝暂堵剂以及转向压裂工艺的选井选层等方面的研究。通过选用高强度暂堵剂,使重复压裂产生不同方向的人工裂缝,打开新的油气流通道,动用剩余油富集区,提高油田采出程度。这种通过采用暂堵剂堵塞原裂缝,使重复压裂缝相对于原有裂缝方位发生偏离、转向,改造动用程度低甚至未动用的储层,不仅可提高重复压裂增油效果,还能在一定程度上改变水驱方向、提高注入水利用率。因此,重复压裂压开新裂缝及新裂缝重新定向对中高含水期的低渗透油田开发具有重要意义。     

柿庄南煤层气重复压裂裂缝形态反演及效果分析评价

为解决柿庄南煤层气平均单井产量低、相对高产井产量大幅下降等问题,对该区块已重复压裂井实施概况和产气效果进行了归纳总结,利用G函数和净压力历史拟合分析了重复压裂裂缝特征,反演了重复压裂裂缝形态,并进一步探讨了裂缝形态与压裂效果的关系.结果表明:柿庄南煤层气重复压裂裂缝特征可分为产生新缝、无新缝产生及缝高失控2类;重复压裂...     

低渗透油藏重复压裂机理研究及现场应用

对重复压裂造缝机理的研究表明，重复压裂井由于初次压裂裂缝以及油层生产活动引起的压力下降，导致近井地带的应力场发生变化，从而在重复压裂过程中引起裂缝的重新定向。结合华北油田桐西断块储层低渗透的特点，进妒了重复压裂参数的优化和压裂材料的选择，提出了选井选层的原则。重复压裂技术在桐47-43x井成功实施，取得了很好的增油效果，为桐西断块储层下一步的开发提供了重要的技术措施。     

重复压裂技术的发展及展望

早在20世纪50年代,国外已开始进行重复压裂。重复压裂技术经过50多年的发展,在重复压裂 前储层重评估、选井选层新技术、压裂液、压裂井动态预测、重复压裂裂缝转向机理、重复压裂优化设 计与工艺技术研究、裂缝诊断与效果评价等方面均取得了飞速的发展,不但成为油气藏的增产增注手段, 也成为经济有效开发特低渗透储量的关键。特别是最近二十年来,随着压裂技术的不断发展重复压裂技 术在选井选层、裂缝转向、定向射孔、转向条件下的油藏模拟技术方面有了进一步的完善和发展,重复 压裂的单项技术也有了很大进展。国内重复压裂虽然起步较晚,但发展迅速,尤其在地应力预测、选井 选层、裂缝转向实施等方面已接近或达到国际先进水平。介绍了国内外不同时期的重复压裂技术水平, 展望了在裂缝检测、转向条件下的油藏模拟技术等方面的发展方向,对更好地发挥重复压裂技术在油气 田开发中的作用具有重要意义。     

重复压裂井产能评价方法研究

由于对重复压裂井原有裂缝失效程度的难以评价，重复压裂井的产能预测常常有很大的误差。为此，根据重复压裂井的压前产量和含水率，拟合了原有裂缝的有效率，在考虑新裂缝和原有裂缝的部分作用情况下，建立了油水两相平面二维的裂缝-油藏数学模型，通过对模型的数值求解，对重复压裂井进行了产能评价。研究表明，在考虑新、老裂缝共同作用下的产能评价方法，能更为准确地预测重复压裂后的生产动态情况，为压裂时机的确定、压后经济效益的预测都具有重要的指导意义。     

转向压裂技术在重复压裂中的应用

人工暂堵压裂是在压裂过程中实时加入暂堵剂，以暂堵老缝或已加砂缝，通过破裂压力，裂缝延伸压力的变化使流体发生转向，从而造出新缝。其提高重复压裂效果的机理是使重复压裂产生的新裂缝沿与前次人工裂缝不同的方向起裂和延伸，在油气层中打开新的油气流通道的同时，更大限度沟通，改造．动用剩余油富集区和动用程度低甚至未动用的储层。理论上它是通过恢复或提高原有裂缝导流能力的常规复压技术的补充和发展，是提高油层挖潜水平的有利手段。     

重复压裂工艺实用性概述与分析

重复压裂技术是低渗透油气田开发中后期稳油控水的重要技术措施,是提高压裂井产量的有效途径之一,可有效提高低产压裂井的产量,能否成功的进行重复压裂具有重要的现实意义。综述了重复压裂裂缝的形成方式及压裂液和支撑剂的选用重点,并细致分析了重复压裂的选井选层原则,对从事重复压裂设计与施工的技术人员有着很强的实用性。     

重复压裂技术研究与应用

水力压裂技术是开发低渗透油藏主要措施之一，但经过水力压裂的油气井，在生产过程中由于各种原因可能导致水力裂缝失效。为此，系统地分析了压裂井失效的原因和重复压裂方式，阐述了重复压裂的选井选层原则和重复压裂材料的选择，研究了重复压裂工艺方法。     

北美页岩油气重复压裂关键技术及建议

在国际油价持续处于低位震荡的背景下,为应对页岩油气井单井产量递减快、加密井钻井作业成本高的难题,北美页岩油气公司开始利用重复压裂技术对部分具有潜力的老井进行增产改造,提高页岩油气开发效益。论述了北美页岩油气重复压裂现状,分析了提高页岩油气重复压裂成功率所采用的关键技术,包括重复压裂选井原则、候选井压裂时机选择、暂堵转向技术、机械封隔技术和连续管重复压裂技术等。结合重复压裂技术面临的挑战和国内页岩油气开发现状,提出了重复压裂关键技术攻关建议。围绕这些关键技术进行研究,尽快形成适应于我国页岩油气区的重复压裂技术,对于经济高效开发页岩油气具有重要意义。     

重复压裂裂缝转向时油藏数值模拟研究

裂缝转向的实现及选井、选层、优化设计等的数值模拟和机理是转向重复压裂需进一步研究解决的问题,为此,采用黑油模型,研究了在反九点注采井网中,不同储集层渗透率下,转向重复压裂的裂缝穿透率和导流能力等对采油动态的影响。研究表明,不论是渗透率高的地层还是渗透率低的地层,不利裂缝方位的边井最适合实施转向重复压裂且需要比常规重复压裂更大的缝长,而有利裂缝方位的边井和角井只需要与常规重复压裂相当的缝长;同时,转向重复压裂需要比常规重复压裂更高的裂缝导流能力。     

低产油气井强制裂缝转向重复压裂技术

为提高低产油气井产能和延缓压裂后产量递减速度,在分析重复压裂技术原理和存在问题的基础上,提出了增大改造体积的强制裂缝转向重复压裂技术。首先计算满足裂缝转向所需的限定最高压力,然后利用研制的水溶性转向剂在原有裂缝中形成憋压,直至压力达到新裂缝开启的压力条件,从而实现强制裂缝转向、增大压裂改造体积的目的。该技术在DJ气田3口井进行了现场试验,加入转向剂后井口压力平均上升幅度达到12.8 MPa,压裂后平均单井产气量增加3 000 m3/d。研究结果表明,强制裂缝转向重复压裂技术具有转向成功率高、转向剂用量少和适用性强等技术优势,增产效果显著,为低产油气井重复改造提供了新的技术手段。      

高压气井重复压裂工艺技术

油气井重复压裂是老井挖潜上产的有效手段之一。气井重复压裂与油井有着很大的不同,其初次压裂改造后为实现重复压裂增产其工艺设计需要有针对性的考虑。文章通过实验评价、理论研究与现场实践,在地质认识、评井选层的基础上,通过地应力场分析和诱导地应力模拟,形成的以规模优化、降低伤害、高效返排为关键的气井重复压裂技术具有很好的针对性和适用性,为气井重复压裂效果提供了充分的工艺保障。现场试验分析结果表明,选择有潜力的井层及地层压力较高的时期,配以有针对性的重复压裂工艺技术,气井重复压裂可获得较好的改造效果。     

页岩气水平井重复压裂层段优选与效果评估

对页岩气储层实施初次体积压裂后,生产测井监测显示1/3的射孔簇不产气或产气量较少,而且投产后产量递减也普遍较快。为此,应用微地震解释数据与裂缝网络扩展结果,建立压裂缝网预测模型与压裂井产能预测模型,在综合考虑岩石物性、微地震、生产动态等影响因素的条件下,提出了页岩重复压裂开发潜力评价指数(RDPEI),建立了重复压裂设计与评估方法,实现了针对性的层段优选与评价,并进行了现场应用。研究结果表明:(1)天然裂缝的非均质性导致压裂缝网存在着较大的差异,易形成明显的"死气区",具有较大的重复压裂挖掘潜力;(2)初次压裂裂缝网络受天然裂缝的影响大,裂缝网络主体沿最大水平主应力方向扩展,局部改造段裂缝扩展呈双翼扩展,液体波及裂缝网络长度为地震解释结果的52%~70%;(3)RDPEI模型避免了单因素分析的局限性,实现了对可采性、可压性与重复压裂3类指数的定量预测;(3)实例井重复压裂测试页岩气产量提高了38.9%,1年累计产气量提高了62.5%,增产效果明显。结论认为,重复压裂是提高页岩气单井最终可采储量的有效可行手段,该研究方法为页岩水平井重复压裂层段优选与效果评估提供了理论与技术支撑。     

郑X井重复压裂非产水煤层绒囊流体暂堵转向试验

郑庄煤层气田郑X井欲实施绒囊暂堵流体重复压裂转向,既形成新裂缝又不影响原缝生产,增加供气体积以达到满意产量。室内先用绒囊流体暂堵直径38 mm煤岩柱塞的中间人工剖缝,后用活性水测试绒囊流体暂堵剖缝承压能力达20 MPa,超过地层18 MPa的破裂压力,满足转向要求;绒囊暂堵流体伤害郑庄煤岩柱塞渗透率恢复值85%,满足原缝继续生产要求;现场利用混砂车和水罐建立循环,通过剪切漏斗配制密度为0.94～0.98 g/cm3、表观黏度为30～34 mPa·s的绒囊暂堵流体。先用活性水顶替检测原缝是否存在后,用排量为3.0～3.5 m3/h注入绒囊暂堵流体60 m3,停泵30 min油压稳定在12 MPa,表明绒囊封堵原缝成功。用活性水压裂液压裂,油管压力上升至18 MPa时出现破裂。微地震监测新缝方位为N13°W,相对于原缝N42°E转向55°。压后间抽2 h产气200 m3,是压裂前产量的2倍以上。采用微地震监测和对比压裂前后产量证明,绒囊可迫使压裂液转向压开新缝,且不伤害原裂缝,适用于煤层气老井重复压裂恢复生产。      

井下微地震监测技术在玛湖致密油藏MX1水平井重复压裂中的应用

克拉玛依玛湖百口泉组致密油藏储层物性差、非均质性强、地层能量补充不足,初次水力压裂改造规模小,存在很多未改造区域,另外由于射孔位置选择不当、或受限于工艺、材料和工具等作业的很多原因都可能导致该致密油藏水平井初次改造不成功,成为低产井。目前国内外采取暂堵转向重复改造技术来提高这类致密油水平井产量,实现高效开发这类油藏。暂堵转向重复压裂技术提高油井产量的成功关键是精确封堵低压、低产区,在未改造和未完全改造区域开启新的裂缝。微地震监测技术可以准确揭示新缝在压裂过程中的延伸状态、空间展布特征和裂缝几何参数等,进而实时指导现场暂堵施工,增加整个水平段的均匀改造程度,有效提高重复压裂的效率。井下微地震监测技术首次应用在百口泉组致密油藏MX1水平井重复压裂中,微地震监测结果显示,垂直于裸眼水平井的多级新裂缝已成功形成,部分老缝转向后进一步延伸,重复压裂后裂缝网络更加复杂,压后SRV比初次压裂的SRV大。压后日产量从5.1 t/d显著提高到25.1 t/d(重复压裂后一年)。井下微地震监测技术在MX1水平井重复压裂施工中的成功应用对优化该油藏水平井重复压裂具有重要指导意义。     

重复酸压改造效果分析评价

为了提高重复酸压改造工艺水平，改善重复酸压改造效果，通过对国内碳酸盐岩油藏历年重复酸压施工参数和效果进行分析，探索出了影响重复酸压效果的重要因素。提出了重复酸压的选井条件:一是井段不宜太长，应选择井筒周围有明显缝洞储集体的井；二是对第1次酸压后明显出水井重复酸压应慎重；三是对第1次已经明显沟通缝洞储集体，但试采证实供液能力不足的井，不宜采取重复酸压。该成果对碳酸盐岩油气藏重复酸压改造选井选段和施工具有指导意义。     

注采井网条件下水平井体积压裂重复改造优化设计

鄂尔多斯盆地超低渗透油藏具有低渗、低压、低丰度的特征,采用"五点水平井注采井网+分段压裂"开发,有效提高了初期单井产量。然而,受裂缝间距大、改造规模小、水平段中部能量补充困难及裂缝长期导流能力下降快等因素影响,水平井长期生产产量递减较大。基于典型水平井生产拟合数值模型的压力场和剩余油饱和度场分布,定义了储层改造体积指数、油藏接触面积指数、缝网导流能力指数及地层压力保持指数,并以此表征裂缝网络模型的增产指标。采用新型NF裂缝网络模型,系统对比评价了各指标的增产潜力及其与产量的敏感程度,最终提出了水平井"SRV+Ct+Cd+ps"的体积压裂重复改造优化设计方法。该方法在某区长6超低渗透油藏现场应用后取得较好的增产效果,4口试验井与常规重复压裂相比,单井产量提高50%~70%。     

考虑气井生产影响的重复压裂裂缝重定向研究

生产引起的地层流体压力变化和原有的人工裂缝都将引起储层应力变化，其迭加结果共同决定了重复压裂裂缝方位。首先基于孔隙介质渗流的质量平衡、达西定律和状态方程建立了流体运动模型，并根据小变形弹性介质的应力平衡、应力-应变关系和应力-应变-压力方程，得到基于位移和孔隙压力控制的三维流固耦合数学模型和计算模型，从而得到孔隙压力变化引起的地应力变化；然后将压裂裂缝简化为平板中央的直线贯穿裂纹，根据弹性力学原理结合Fourier变换，导出了计算压裂裂缝在重复压裂时产生的诱导应力场模型；再结合最小主应力原理，确定重复压裂裂缝方位。计算结果表明：重复压裂井的确可能发生应力重新定向，并在距井轴一定距离处（应力各向同性点）应力再次重新定向，逐渐恢复到初始应力水平。重复压裂裂缝重新定向是完全可能的。     

On the feasibility of re-stimulation of shale wells

As a result of advances in horizontal completions and multi-stage hydraulic fracturing, the U.S. has been able to economically develop several decades of worth of natural gas. However, a considerable concern has risen on the economic viability of shale gas development for reasons associated with the fast production declines as well as recent down-turns of natural gas prices besides rises in the costs of new technologies. Therefore, an economic analysis is required to investigate the profitability of the refracturing treatment of unconventional gas resources. Net present value of cash flows and internal rate of return are calculated for a range of gas prices considering 20 years of natural gas production from a typical unconventional shale gas reservoir. A systematic comparison is then accomplished for three scenarios: (1) re-fracturing versus no refracturing, (2) combination of re-fracturing and drilling new wells, and (3) time-dependent re-fracturing treatment. Further, this paper incorporates the cost of re-fracturing treatment, the cost of drilling a new horizontal well, the water treatment cost, as well as the current and future price of natural gas in the model. The findings of this work would help the future re-stimulation development plans of the emerging unconventional shale gas plays.