加密井区油井压裂增产技术

大庆油田采用加密井挖潜剩余油,加密井开发的目的油层多、油层物性差且临近高含水层,油层水层间隔层薄,油层分散且跨距大,使压裂改造具有一定的难度。针对这种情况研究了水平缝的多种平衡保护压裂工艺和桥塞压裂工艺,利用平衡压裂工艺改造临近高含水层的油层,利用桥塞压裂工艺高效改造跨距大的油层。现场应用表明,新研制的水平缝的多种平衡保护压裂工艺能够适应复杂的井况,一趟管柱能压裂3个层段,保护了0.7m以上的隔层;桥塞工艺一趟管柱压裂3个层段,满足大跨距、低替挤压裂要求,最大压裂跨距90 m。加密井区油井压裂增产技术研究与应用为提高大庆油田剩余油动用程度、增加可采储量及油田高含水后期高效经济地开发提供了一套有效的技术支持。     

低前置液加砂压裂在吉7井区的应用

吉7井区梧桐沟组稠油区块采用反七点法150m小井距布井开发,南部地区大批井转抽投产初期不出或低液,严重影响了下一步的滚动开发。本文在储层地质研究的基础上,提出适应吉7井区的压裂思路——低前置液加砂压裂,该工艺具有造短宽缝、高导流能力、小规模等特点,契合区块“小井距、稠油、中孔中渗”的特质特征。通过现场压裂测试,软件模拟等方法,进行了低前置液加砂可行性论证。通过数模与压裂相结合的方式,对油藏整体压裂技术进行研究,并进行了裂缝半长等参数的优化,确定与井网相匹配的压裂参数。实施压裂后井均日产油4.6 t且大多自喷生产,为吉7井区的新区开发奠定了基础。     

Y151井区水平井缝网压裂参数优化研究

低渗-超低渗透Y151井区采用缝网压裂水平井进行开发,但目前,针对缝网压裂水平井特征参数优化的研究很少,因此,文中使用Eclipse数值模拟软件,考虑等效导流能力和局部多重网格加密方法建立缝网压裂网络模型,同时利用"主裂缝+SRV区域渗透率"的小尺度缝网模拟方法,开展次缝、支缝与主缝之间的导流匹配研究,确定了Y151井区水平井缝网压裂的裂缝形态、井筒与裂缝延伸方向、水平段长度等参数。为Y151井区以及低渗-超低渗致密油藏缝网压裂水平井开发有着指导意义。     

尾追覆膜砂防砂压裂在石南21井区的应用

石南21井区作为整体压裂区块，压裂措施在油田开发上的地位是举足轻重的。但2004年实施的压裂井发现支撑剂回流现象比较严重，导致砂埋油层以及支撑剂上返地面，对设备造成伤害，并影响生产。尾追覆膜砂防砂压裂工艺可以有效防止压裂后支撑剂的回流，并且通过改盘配方及优化设计，能够达到预期的改造效果，同步实现了增产和防砂两个既定目标。     

榆树林油田树2井区整体压裂裂缝参数优化

针对榆树林油田压裂方案存在的问题,根据树2井区块储层特征和现有开发井网与裂缝方位,采用等效导流能力方法,进行了多参数整体压裂数值模拟。结果显示,在储层有效渗透率分别为0.05×10~(-3)μm2,0.1×10~(-3)μm~2,0.2×10~(-3)μm~2和0.3×10~(-3)μm~2条件下,边油井最优穿透比分别为0.6,0.5,0.4和0.3,角油井分别为0.8,0.8,0.6和0.5,水井裂缝长度分别为0.4,0.4,0.3和0.3;油、水井裂缝导流能力为25~30μm~2·cm。低渗油藏水井裂缝长度应严格控制,要求的导流能力也较低,以免油井见水过早。     

楔形裂缝压裂井产量预测模型

目前除较复杂的有限元法压后产能预测模型能够模拟变宽度裂缝外,其他模型都采用与实际不符的恒定缝宽假设,压后产能预测不准确。建立一种快速可靠地模拟变裂缝宽度的压后产能预测模型十分必要。基于压降叠加原理和直接边界元法建立了拟稳定状态下楔形垂直裂缝压裂井产量预测模型。该模型假设裂缝水平剖面为楔形,将裂缝视作若干线汇,耦合线汇在油藏中产生的压降以及裂缝中的流动压降,求解出了压裂井在拟稳定状态下的无因次产量。对比了楔形裂缝和支撑剂指数法模型的产量,在平均缝宽和其他条件一样的情况下,楔形裂缝模型的产量更高。使用该楔形裂缝模型可以快速计算不同缝宽和穿透比的压后产量,确定最优的裂缝宽度变化量和穿透比。结合支撑剂运移和沉降理论,优化的裂缝参数可使砂浓度变化量设计更具针对性。     

大斜度井压裂工艺研究

大斜度井在压裂增产过程中与直井的差异较大,主要由于井斜造成裂缝形态与直井不同,近井筒处出现裂缝弯曲、微裂缝、裂缝窄以及施工压力异常等现象,影响施工完成.研究分析了井斜对裂缝起裂、裂缝形态以及施工压力等因素的影响,找出大斜度井与直井的区别,并提出提高施工排量、加入支撑剂段塞、增大前置液量等工艺措施,经现场试验证明了其可行性.     

压裂水平井直井联合开发裂缝参数优化

根据大庆低渗透薄互层压裂水平井直井联合开发的实际情况,采用新的势能理论,推导了多种井组条件下人工裂缝参数计算公式,编制了相应的程序,进行了低渗透薄互层压裂水平井直井联合开发时压裂裂缝参数的优化;计算中考虑了人工裂缝的分布、裂缝数量、裂缝长度、裂缝方位的影响,还考虑了非达西渗流的影响.现场应用表明,由计算得出的方案为压裂水平井设计提供了有效的指导作用,在大庆低渗透薄互层压裂水平井直井联合开发试验中取得了较好的效果.     

水力压裂裂缝参数优化研究

水力压裂是油气增产的重要措施,而压裂裂缝的长度、裂缝导流能力等参数对压裂井的产能有很大影响,因此优化水力压裂裂缝参数很有必要。本文通过讨论水力裂缝参数对产能的影响,并分析水力压裂裂缝参数优化的方法,对比各方法的优缺点得出,综合考虑经济成本和效益,运用水电相似原理,结合数值模拟方法以及净现值法(NPV)进行裂缝参数优化,最后得出最佳裂缝长度、最佳裂缝导流能力等参数。     

压裂水平井增产因素分析与裂缝参数优化

压裂水平井是提高低渗透油气藏单井产能的重要方法,而裂缝半长、裂缝条数、裂缝与水平井筒的夹角等裂缝参数影响压裂水平井的产能.围绕压裂水平井的压力场分布特征、裂缝间干扰特征,分析了影响压裂水平井产能的增产动力因素和增产阻力因素,提出了压裂水平井裂缝参数的优化次序和优化原则.在此基础上,以产能为目标对压裂水平井的裂缝半长、裂缝条数、裂缝与水平井筒的夹角进行了优化研究.结果表明:在进行油气藏储层改造的过程中,应尽可能选择较大的压裂规模;裂缝半长较小时应采用5-6条裂缝进行生产,裂缝半长较大时应采用3-4条裂缝进行生产;选择水平井的方向应充分考虑主应力方向,尽可能保证裂缝与水平井筒的夹角不小于75 °;还应充分考虑裂缝分布的影响,“哑铃形”裂缝分布优于“纺锤形”裂缝分布.     

石南21井区低渗透油藏弱冻胶深部调剖技术

针对石南21井区油藏特点．开展了弱冻胶深部调剖技术的研究。室内试验研究了弱冻胶的封堵性能．并研究了注入量、注入速度、注入时机、堵剂放置位置和组合顺序对弱冻胶驱油效果的影响。研究结果表明：弱冻胶体系对油相渗透率影响较小．能够有效改善剖面非均质性;当弱冻胶注入量0．3Vp、堵剂注入注采井距3：10时。单位体积堵剂的采收率增值最大;弱冻胶注入速度越小,水驱后转注时机越早,驱油效果越好;弱冻胶组合顺序为先弱后强的采收率增值大于组合顺序为先强后弱的采收率增值。     

基于响应面的水平井-直井整体压裂参数优化方法

实施整体压裂改造技术的关键之一在于多裂缝参数优化,针对传统方法将该问题简化为单变量优化的不足,提出了响应面分析法,并将该方法应用于大庆外围某低渗透油田水平井-直井整体压裂裂缝参数的优化问题。利用BBD方法进行了实验设计,建立了响应模型,进行了参数显著性分析和交互作用分析,确立了最优的整体压裂裂缝参数组合,同时在实际井网中得到了较好的应用。结果表明,基于响应面的整体压裂裂缝参数优化方法可行有效,较好地避免了传统研究方法的局限性。     

苏53区块东南区压裂水平井井网优化设计

苏53区块自2010年实施水平井整体开发以来,主产区已基本完成井位部署及产能建设,水平井开发正从富集区转向接替区;而东南区储层物性变差,储量丰度减小,原有的井网井距、裂缝参数及压裂方案必然难以继续适应.针对东南区的地质特征,通过气藏精细描述和数值模拟手段,开展了压裂水平井井网优化设计,并优选出最佳井网部署方案:菱形平行...     

泌304区整体压裂裂缝参数优化研究

根据泌阳凹陷泌304区油藏地质特征及开发要求,以泌304区整个油藏作为研究对象,采用油藏数值模拟方法,结合正交试验设计与模糊综合优化决策方法,优化出泌304区最佳水力裂缝缝长60～75m,最佳导流能力0.45～0.50μm2.m。现场应用取得了较好的开发效果,为泌304区整体高效开发提供了技术保证。     

压前评估在H136井第三次压裂施工中的应用

压前评估技术能够定量评价压裂效果影响因素及其联系,使压裂措施决策方法更加科学化和量化,提高压裂有效率。但压前评估技术主要针对压前的选井选层工作是否合理,而对重新施工井或施工失败的井的分析应用很少。在长庆区域通过对勘探评价井H136井长8油层两次压裂施工失败的原因分析和对储层生产能力评估、压裂失效评估、压裂液伤害评估、泥质含量的再评价等内容的压前评估,得出了该井第3次压裂的有利和不利条件,采用优化的前置酸变排量压裂改造方案施工,压后效果较好。该井的第3次压裂成功为后期鄂尔多斯盆地深层评价井和重点勘探井的有效开发提供了借鉴。     

小井眼及套变井压裂工艺研究与应用

小井眼及套变井压裂与常规井眼压裂不同,需要配套相应的小直径井下工具和抗高压的井口装置,对压裂液的携砂性、抗剪切性及降摩阻性能都有更高的要求。为解决小井眼及套变井的压裂难题,针对小井眼及套变井的特点和目前小直径工具的实际情况,研制和改进了Y341-70和K341-98小直径封隔器,完成了 89 mm、 127 mm套管小井眼井和 139.7 mm套变井的压裂工艺管柱设计与配套,优化了压裂液体系和压裂工艺,成功完成了40多井次的现场施工,见到了良好的压裂效果。     

低(无)前置液加砂压裂工艺应用研究

低前置液或无前置液加砂压裂是指造缝用压裂液不超过施工总用液的10％或者只有几方液、而加砂强度与同一区块压裂井相同或者超过相同射孔厚度井的加砂量。阐述了新疆准噶尔盆地西北缘乌-夏断裂带乌33井区克拉玛依组油层由于低压、低温、中强水敏等问题，在工艺上探索了以提高加砂强度，同时减少入井液的措施的技术方法，进行现场实践。2008年1月至2008年6月进行了18井次的应用试验，成功率100％，并取得一定的生产效果。该工艺的实施使单井整体入井用压裂液减少20％～35％不等，从物理意义上讲，降低了压裂液对敏感地层的二次污染，缩短了占产周期，降低了作业成本。这对将来类似油气区块的油层改造提供一些技术思路与启示，有一定的现实指导意义。     

边际井中利用固体推进剂可以经济增产

许多油气井都可以利用不断燃烧的、可以产生多个裂缝的固体推进剂来有效地增产。这种技术是水力压裂和其它增产方法的极其经济的备选方案。Ashley石油公司处理了 5口位于伊利诺斯州的特伦顿的石灰岩边际井 ,迄今为止已增产油量约为10 0 0 0bbl,历时一年 ,平均产量仍然是处理前的30 0 %,或许持续时间更长。单井处理一般的成本回收期在两个星期或更短。在其它应用中 ,Royal钻采公司对注入井处理后 ,注入能力持续提高。     

煤层气压裂井裂缝参数优化及效果评价

因煤层复杂渗流机理及低孔低渗特征,煤层气均需采取压裂改造措施进行开采。为了正确认识压裂参数对煤层气井产能、采出程度及井网部署的影响规律,从储层应力形变及煤层气解吸、扩散、渗流流固耦合分析出发,建立压裂井气水两相非线性渗流模型,研究裂缝参数、储层非均质性对井距及井网类型优化的影响,并且采用注入压降试井解释对压裂工艺参数进行评价。研究结果表明：煤层流体以非线性渗流为主,物性呈现先下降后上升的特征,存在启动压力梯度的影响;井距优化应考虑裂缝方向、裂缝穿透比、裂缝导流能力等因素的影响;矩形与菱形井网选择要参考储层各向异性系数的临界值;避免注入压降测试中井筒液面的变化及测试段的选择对试井解释结果的影响,提高压裂效果解释评价准确性。研究对煤层气压裂井裂缝、井网参数优化及提高压裂效果评价准确性具有较好的指导意义。