致密油藏体积压裂水平井压力特征

为研究致密油藏水平井体积压裂改造后的储层和渗流特征,文中建立了考虑基质应力敏感性的体积压裂水平井复合试井模型。内区为压裂改造区,由多级压裂水力裂缝与双孔介质模型共同表征;外区为非改造区,由单孔介质模型表征。应用叠加原理、Laplace变换、Stehfest数值反演和摄动变换技术进行求解,得到了体积压裂水平井试井模型的井底压力特征曲线。研究结果表明,体积压裂水平井的渗流可以划分为裂缝双线性流、垂直于裂缝的线性流、裂缝拟径向流等7个特征阶段。敏感性参数分析表明,致密储层的应力敏感特征在试井解释中不可忽视,渗透率模数、储容比、窜流系数、水力裂缝条数和水力裂缝导流能力对压力和压力导数特征曲线会产生较大的影响。     

低渗致密油藏水平井缝网压裂裂缝参数优化

水平井缝网压裂在提高低渗致密油藏水平井产能、延长稳产时间方面发挥了重要作用。目前,针对低渗致密油藏缝网压裂裂缝参数优化的研究还很少,且普遍没有考虑储层的低渗特点。为此,文中考虑了启动压力梯度和井筒摩阻的影响,采用Eclipse数值模拟工具,建立了缝网压裂的模型;并运用正交试验设计优化思路,以黄陵长6浅层低渗透致密储层为基础,开展了水平井缝网压裂裂缝参数优化研究;分析了缝网特征对缝网压裂改造效果的影响,为缝网压裂裂缝参数优化提供了一套完整思路。黄陵地区现场应用了11口井,均取得了良好效果,为低渗致密油藏水平井缝网压裂设计提供了有效指导。     

压裂水平井的多模式裂缝网络试井模型及参数评价——以吉木萨尔页岩油为例

大型压裂技术是高效开发页岩油的重要手段之一,经过大型压裂后井筒周围会形成复杂裂缝网络,压后裂缝参数反演是压裂效果评价和开发参数优化的关键,但目前的渗流和试井模型难以满足页岩油复杂缝网反演的需求。为此,研究了页岩油压裂水平井复杂缝网的表征问题,建立了页岩油多模式裂缝网络半解析试井模型,包括体积压裂模型、压裂复合模型及离散缝网模型,利用点源方法、半解析方法和拉普拉斯变换等求解了多模式裂缝网络半解析试井模型,并开展了数值验证,划分了流动阶段,分析了流动段特征。在建立的多模式裂缝网络半解析试井模型基础上,对试井特征曲线进行了敏感性分析,并建立了试井曲线拟合方法,辅以生产历史拟合法,初步形成了基于试井理论的页岩油多模式裂缝网络参数评价思路。采用建立的缝网参数评价方法对吉木萨尔页岩油压裂水平井JA井与JB井进行分析,评价了裂缝网络参数,包括缝网几何形态、主次裂缝半长、主次裂缝导流能力、裂缝闭合前存储系数、裂缝闭合后存储系数和裂缝闭合时间等,并通过实例应用证明了复杂缝网参数评价方法的可靠性和实用性。     

致密油藏水平井压裂后油压特征及压裂效果分析——以昌吉油田3口水平井为例

致密油藏需要大规模体积压裂才能有效动用,对压裂效果的评价尤为重要。压裂后开井油压值及变化特征与缝网体的体积和单个破碎块的大小有着密切关系,是评价压裂效果的实用参数。油压折算到油层的压力越接近平衡压力,说明压裂形成的缝网体破碎块半径小,同样累计产液百分数下压力变化百分数小,相同压裂液体积形成的缝网体积大,压裂效果好。     

工程参数对致密油藏压裂水平井产能的影响

中国陆相致密油藏储层物性差,非均质性强,大规模体积压裂往往形成复杂的缝网结构,次级裂缝对产能的影响有着不可忽略的影响。为此,利用数值模拟方法,通过局部加密网格的方法,设计包含主裂缝和次级裂缝的椭球形缝网,对新疆X油田致密油藏在经过大规模体积压裂后的单井生产动态进行模拟,分析压裂水平井的产能影响因素。结果表明,水平井单井产能随水平井段长度、压裂规模、储层改造体积、缝网复杂程度和裂缝导流能力的增加而增大,但增幅越来越小,均存在一个最优范围。利用正交试验法,将工程参数对产能的影响程度进行排序,发现对致密油藏压裂水平井产能影响程度由大到小依次为储层改造体积、压裂规模、缝网复杂程度、水平井段长度和裂缝导流能力。     

致密油藏体积压裂水平井动用规律——以长庆油田为例

压裂水平井已越来越广泛地应用于低渗透致密油藏开发,然而,关于压裂水平井动用规律的研究报道较少。为弥补这一不足,利用条带源模拟体积压裂水平井的裂缝,推导考虑启动压力梯度的体积压裂水平井压力公式,以长庆油田为例,对致密油藏体积压裂水平井的动用规律进行研究。结果表明:体积压裂水平井单井开发时,随着开发时间的增加,动用半径先增大后减小;随着水平井段长度的增加,纵、横向动用半径越来越大,但相对变化幅度却较小。半缝长的增加对纵、横向的动用半径影响不同,随着半缝长的增加,横向动用半径越来越大,但基质动用半径越来越小;纵向动用半径越来越小。随着缝网宽的增加,纵、横向的动用半径越来越大,但变化幅度越来越小。     

致密油藏压裂水平井生产动态分析方法

致密油藏中流体存在着多种流动特性,包括线性流、径向流、复合线性流,复合径向流等。文章介绍了一种利用生产动态分析方法来判断压裂水平井流动特性的方法,并提出一套相关的判断流程和步骤。通过对北美巴肯致密油田600多口在产井的实例分析,指出绝大部分油井表现出裂缝向井筒线性流动的特性,同时很多油井的生产表现出双重介质的特征。     

鄂尔多斯盆地致密油水平井体积压裂优化设计

鄂尔多斯盆地长7致密油储层致密、油藏低压。储层天然微裂缝发育程度和岩石脆性评价表明,盆地致密油储层物性对水平井分段体积压裂具有良好的适应性。以提高水平井多段压裂井网形式和布缝的匹配性为目的,优化了与注采井网相适配的施工参数,结果表明,实现体积压裂的排量为4~8 m3/min,单段砂量40~80 m3,入地液量300~700 m3,并形成了"低黏液体造缝、高黏液体携砂、组合粒径支撑剂、不同排量注入"的混合压裂设计模式。矿场井下微地震监测对比了体积压裂与常规压裂对裂缝扩展形态的影响,结果显示致密储层采用体积压裂的改造体积和复杂指数是常规压裂的2倍左右,且与井网适配性良好。通过开展致密油开发矿场先导性试验,水平井单井初期产量达到8~10 t/d,第1年累计产油量达2 000 t左右,且无裂缝性见水井,证明对于鄂尔多斯盆地的致密油开发,采用水平井五点井网+混合水体积压裂可以获得较高的单井产量和良好的开发效益。该项技术对其他油田的非常规储层开发有一定的借鉴意义。     

浅层裂缝性致密油藏缝网压裂技术

缝网压裂技术在基质渗透率极低、天然裂缝发育的致密油藏开发中有独到优势。利用数理分析方法研究了缝网压裂工艺的适用条件,认为储层天然裂缝发育和净压力大于水平最大、最小主应力之差是实施缝网压裂的必要条件。优化了压裂液、支撑剂、施工参数,并在J-10井进行了试验。净压力拟合结果表明,压裂后形成了裂缝网络系统,试验井日产油2t,取得了较好的改造效果。     

致密气藏压裂水平井反卷积试井模型

致密气储层的渗透率非常低,通常在0.1 mD以下,使得此类气井压裂后长时间无法达到地层径向流动状态,因此通过单个试井测试段数据无法解释出储层有效渗透率,进而无法确定水力裂缝有效半长;此外,井筒储集效应往往掩盖早期裂缝中的流态,导致裂缝导流能力这一关键完井参数求取困难。在缺失早期裂缝中流态和中期径向流态的情况下,如果强制拟合试井曲线,往往获得不唯一且偏差过大的参数解。针对这一问题,进行了反卷积试井分析方法研究。通过改进Schroeter反卷积数学模型并编制求解算法,实现了用短期试井数据和长期产量数据反演气藏瞬态压力响应历史的过程。数值试井算例验证了提出的反卷积模型及算法的正确性,反卷积后的瞬态压力响应去除了井筒储集效应,使裂缝线性流和地层径向流获得有效恢复。现场实例应用验证了提出的反卷积压力恢复试井分析方法的可行性,并证明短期的压力恢复试井数据亦能用于裂缝和储层动态参数计算,从而定量评价致密气藏水平井水力压裂施工效果。     

致密油藏多级压裂水平裂缝井不稳态产能分析

新疆准噶尔盆地克拉玛依油田吉木萨尔（JMSE）凹陷二叠系芦草沟组（P₂l）是致密油储层主要层位。为提高单井产能,目前多采用多级分段压裂技术。以往对于水力压裂的研究多集中于压裂缝为垂直裂缝的情况,但目前已认识的垂直裂缝模型不能解释该区块实际资料,且通过理论及实验研究表明,由于天然裂缝方位与地应力的匹配关系,该区块在实际压裂过程中易产生水平裂缝。因此,目前的研究导致该储层在实施压裂生产而形成水平裂缝时缺乏理论指导。文中基于质量守恒定律,在同时考虑启动压力梯度、压力敏感性及有限导流压裂缝的情况下,建立了双孔单渗油藏中多级压裂水平裂缝井的无因次数学模型,采用隐式差分法和共轭梯度算法对无因次模型进行求解。通过数值模拟的方法依次研究了启动压力梯度、地层非均质系数、窜流系数、压力敏感系数、压裂缝导流能力、压裂缝条数对不稳态产能的影响。研究结果表明,裂缝参数及地层参数均对产能曲线有影响,故而在优选该类油藏的压裂方案时不仅要考虑裂缝参数,还要考虑到在地层压力降落时地层参数所带来的影响。     

松辽盆地北部致密油水平井二氧化碳吞吐技术及其应用

扶余油层致密油是保障大庆油田可持续发展的重要接替资源,主要分布在大庆长垣、三肇和齐家—古龙地区的扶余油层,开发潜力大,是长垣外围油田持续稳产的储量基础。通过近10年的技术攻关和现场试验,已经形成有效的开发技术系列。但从开发效果来看,水平井体积压裂弹性开采整体上具有高产期短、产量递减快的生产特点,初期月递减率为20%~30%、年递减率为40%~60%;弹性开采2~3 a后,生产井表现出难以保持饱和压力生产的特点,弹性采收率仅为5.7%~8.2%。为提高致密油水平井开发的采收率,开展了核磁共振、岩心物理模拟、岩心驱替、应力敏感等实验和数值模拟研究,确定了最佳能量补充时机的地层压力系数为0.60~0.65,优选CO₂吞吐为首选提高采收率开采方式,优化水平井段注入量为7 000~9 000 t/km、注入压力为12~13 MPa、注入速度为130~150 t/d、焖井时间为40~50 d。经水平井现场试验,单井阶段提高采收率为1.44%~3.33%、平均为2.44%,在60美元油价下投入产出比为1∶1.63,技术经济性较好。     

基于改造模式的致密油藏体积压裂水平井动态分析

针对致密油藏水平井体积压裂存在不同缝网改造模式的特点,考虑具有基质-天然裂缝双重孔隙和基于离散裂缝模型的缝网改造系统流动特征,建立了致密油藏体积压裂水平井不稳定渗流数学模型,利用Galerkin加权余量有限元方法对模型进行了数值求解,并与Zerzar解析模型对比验证了该算法的正确性,指出了双孔双渗与双孔单渗模型流动形态的差异,揭示了致密油藏体积压裂水平井不稳定压力及产能特征。研究结果表明:双孔双渗情况下水平井井底压降明显变缓,地层线性流不再出现,且压力较快传播至油藏边界;体积压裂水平井初期产量较高,但递减较快,不同改造模式下水平井中期渗流阶段压力及产量的差异明显,各压裂段无间隙无重叠的缝网改造模式对提高单井产量较为有利。     

吉木萨尔致密油钻井提速技术与实践

水平井技术是实现致密油开发的重要途径。2013年在吉木萨尔致密油区开展了水平井井组开发先导性试验,针对水平井裸眼长、水平段长、位移大的特点,及钻遇地层井壁易垮塌、井漏、机械钻速低、钻井周期长等主要技术难点,在分析地层特征的基础上,通过优化简化井身结构、井眼轨迹控制、优化钻井液体系、开展个性化钻头及小井眼降摩减扭措施和配套工具的技术攻关和现场应用,初步形成了一套吉木萨尔致密油水平井钻井提速技术,同比机械钻速提高98.27%、钻井周期缩短17.92%,为吉木萨尔致密油长水平段水平井进一步提速及规模应用奠定了基础。     

致密储层水平井压裂-补能-驱油一体化重复改造技术

受储层致密低压、长期注采条件下有效驱替系统难以建立等因素影响,鄂尔多斯盆地部分水平井产量递减大,采油速度和累计采出程度较低.为此,基于水平井压力场及应力场分布规律,集成体积改造、补充能量、渗吸驱油一体化重复改造技术优化设计模式,配套实施了机械封隔与动态暂堵相结合的大排量高效分段复压工艺及管柱.测试分析表明,水平井重复压...