巴肯致密油压裂水平井产能影响因素分析

根据信息量分析方法,认为储层地质因素中TOC含量、原油黏度、含油饱和度、天然裂缝特征等4个因素对致密油压裂水平井产能的影响程度较大。储层压裂施工参数压裂级数、缝长、水平井段长度是影响国内致密油与bakken致密油藏压裂水平井产能的主要参数,而导流能力、缝宽和加砂规模为次要影响参数。通过对比国内致密油藏水平井各项参数,指出我国非常规致密油储层改造需解决的问题。     

致密油层体积压裂非线性渗流模型及产能分析

针对致密油非线性渗流特征和储层压敏特性,建立了致密油储层体积压裂非线性渗流模型,基于树状分叉分形理论表征体积压裂复杂裂缝形态,根据致密油在体积压裂改造区内不同流动形态,划分为3个区域,推导出了致密油层体积压裂直井三区耦合产能公式,分析了变形系数、分形维数、压敏效应、改造区大小、裂缝导流能力等参数对直井产能的影响.研究结果表明:体积压裂直井产能与变形系数呈非线性递减关系,且生产压差越大,产能下降越多,下降幅度达到70%;体积压裂形成的裂缝条数越多,体积改造区等效渗透率越大;储层压裂改造体积越大,主裂缝越长,直井产能越高;主、次裂缝导流能力越大,直井产能也越高,主裂缝导流能力15~20D·cm,次生缝导流能力在6~10D·cm效果较好.     

体积压裂页岩油储层渗流规律及产能模型

利用岩心实验,研究页岩油储层纳微米孔喉渗流规律.基于分形理论,采用双重分维(缝宽分维和迂曲分维),对体积压裂裂缝面密度、等效渗透率等参数进行表征.页岩油储层体积压裂开发过程中,流体的流动分为椭圆缝网内渗流区和主干缝内线性渗流区2个区域,建立二区耦合稳态渗流数学模型,推导页岩油体积压裂改造储层直井产能方程,模拟计算压裂井产能及分析压裂裂缝参数对产能的影响.结果表明:缝宽分形维数越大,裂缝面密度越大,基质—裂缝等效渗透率越大;当裂缝面密度较大时,增加储层改造宽度对产能提升有较大影响;次生缝导流能力越高,提高主干缝导流能力对产能影响越大,次生缝导流能力越小,影响越小.     

长8储层直井井网体积压裂影响产能因素研究

鄂尔多斯盆地三叠系长8储层,岩性致密、物性差,采用常规重复改造增产措施难度大,现采用滑溜水与冻胶交替注入的混合水压裂技术进行增产改造.基于长8储层的地质特征,应用eclipse数值模拟方法建立单元井网缝网模型,对储层改造体积大小、缝网长宽比、裂缝间距和裂缝导流能力等体积压裂主要产能影响因素进行分析,并通过设计正交试验方案,研究了现有井网对于混合水体积压裂的适配性.同时,在优选的各影响因素条件下,探讨了注水井压裂对于油井产能的影响.     

涪陵页岩气X井裂缝网络参数对产能的影响

通过水平井缝网压裂技术实现涪陵地区页岩气藏的页岩气商业规模化开采.结合岩石力学分析和油藏数值模拟,对水平井缝网形态学、裂缝密度、裂缝方位和裂缝非均匀铺砂等进行研究.结果表明,裂缝方位与井筒夹角为90°时产气量最大;网络裂缝等长时气井采出程度最高,两边长中间短的裂缝形态次之,储层改造体积小的裂缝形态压裂效果最差;同样的改造区域,裂缝密度越大,压裂效果越好,压裂时需沟通微裂缝,形成网络裂缝;非均匀铺砂对页岩气井产能影响大,高浓度均匀铺砂比低浓度均匀铺砂产能高,非均匀铺砂产能居于两者之间,模拟显示每条裂缝产气量差异较大.     

应力敏感致密砂岩气藏水平井缝网产能研究

应力敏感是影响致密砂岩气藏多级压裂水平井缝网产能的重要因素之一。针对致密砂岩气藏渗流特征,根据气井压裂后气体渗流规律的变化,基于稳定渗流理论,利用渗流阻力法建立了考虑应力敏感的致密砂岩气藏多级压裂水平井缝网产能公式,并利用该公式分析了裂缝参数及应力敏感对气井产量的影响。研究表明,随着裂缝导流能力或缝网渗透率的增大,产气量逐渐增加,但是增加幅度减缓;气井无阻流量随着裂缝半长的增大逐渐增加,同时随裂缝导流能力增大先快速提高后趋于平缓,因此,致密砂岩气藏中增加裂缝半长比增加裂缝导流能力更为重要;应力敏感系数越大,随着生产进行,渗透率降低幅度越大,气井产能降低越多。     

致密油藏直井多层缝网压裂产量递减分析

垂向多层发育的致密油藏常采用缝网压裂进行开采,从而改善储层渗透率,提高油井产量。为此建立直井多层缝网压裂不稳定渗流数学模型,压裂后各层划分为人工裂缝区、改造区和未改造区。绘制分析Blasingame产量递减典型曲线,曲线分为7个流动阶段,总裂缝长度一定时,裂缝半长短的储层流体渗流率先到达未改造区,流体渗流阻力大,Blasingame曲线靠下;总改造体积一定时,各层改造体积差异越大,Blasingame曲线越靠下。用所建立的模型,对实测生产资料进行解释,获得各层裂缝半长、改造区渗透率等相关地层参数,该模型对进行多层缝网压裂直井产量分析具有指导意义。     

双重介质致密油藏油水两相瞬态流动模拟方法

致密油藏压裂开发过程中具有油藏多相渗流和储层裂缝网络非均质等特征,导致多裂缝水平井的油水流动模拟难度较大,致密油藏多裂缝水平井生产过程的模拟方法难以同时耦合上述特征.针对致密油藏基质-裂缝双重介质系统内油水两相瞬态流动提出一种新的数学解析模拟方法,该方法考虑了基质-裂缝网络-水力压裂裂缝多重介质系统内油水两相渗流特征,同时引入动态泄流面积模型解决储层裂缝非均质问题,基于Newton-Raphson方法求解基质-裂缝网络-水力压裂裂缝系统3个区域内物质平衡方程,准确、系统地模拟和预测压裂水平井在生产过程中不同区域内的平均压力、累产油/水量和日产油/水量等随时间的变化规律.该方法以实验室数据为约束,减少解析计算的计算量,可提升对致密油藏基质-裂缝双重介质系统内油水两相瞬态流动的认识,指导致密油藏的高效压裂开发.     

复杂裂缝压裂技术在新86井区应用及探讨

复杂裂缝压裂工艺是针对致密油油藏储层改造提出的新技术。以新86井区致密泥晶云岩储层为研究对象进行复杂裂缝压裂技术研究和试验,从地层天然裂缝是否发育,储层的脆性指数是否符合产生网络裂缝的条件,水平应力系数差是否满足形成缝网条件等方面,对其产生缝网可行性进行了分析论证。进行现场试验,并从影响措施效果的地质因素着手,对比工艺差异,进一步对复杂裂缝压裂技术的适用性进行分析,认为针对低渗透致密油藏,复杂裂缝压裂工艺的改造模式更有利于提高挖潜能力。     

考虑储层改造体积页岩气藏复合模型

针对页岩气藏中水平井结合体积压裂开采、吸附气和游离气共存的方式,建立考虑储层改造体积的页岩气藏复合模型,定义新的参数表征基质中吸附解吸气量与游离气弹性释放量的比值,且将储层分为人工主裂缝区域、储层改造区域和未改造区域,其中人工主裂缝基于离散裂缝模型降维处理,储层改造区域为双孔双渗模型,未改造区域为单孔隙介质模型;模型采用有限元方法进行求解,与双重介质解析解对比验证算法的正确性.结果表明:页岩气藏水平井体积压裂复合模型主要存在主裂缝周围线性流、过渡区域拟稳态、窜流阶段、未改造区域的拟径向流动和到达边界后的拟稳态等5个主要流动阶段,且考虑吸附解吸后,定产量生产所需压差小,压力波传播到边界时间长,压力导数曲线凹槽更加明显,定井底流压生产时压裂水平井产量更大,稳产时间更长;储层改造体积越大,到达区域拟稳态流越晚,可判定储层改造体积;Langmuir吸附体积越大,压力波传播越慢,所需压差越小,压力导数曲线凹槽越深,页岩气藏稳产时间越长,产量越大,但产量的增幅越来越小.     

双重介质油藏压裂水平井非稳态压力动态分析

针对双重介质油藏分段压裂水平井,首次采用体积源函数思想,建立在人工裂缝为均匀流量时非稳态压力动态模型.结合Laplace变换和正交变换,推导相应的体积源函数和无因次井底压力算法.根据体积源模型,在不同人工裂缝参数和储层参数下,绘制了分段压裂水平井压力动态曲线,分析了线性流动模型中水平井穿透储层对压力动态的影响.结果表明,水平井完全穿透储层的假设对早期和晚期的压力动态有明显影响;人工裂缝条数和长度对压力动态的影响一直持续到边界效应的出现,且均存在一个最优的设计范围;在裂缝条数相同的情况下,不同的裂缝分布方式也影响主要生产阶段的压力动态,因此,合理设计裂缝的分布方式对提高压裂水平井产能有重要意义.     

致密油体积压裂耦合渗吸产能预测模型

致密/页岩油储层在进行大型水力压裂时,注入压裂液返排率平均仅为10%,压裂液滞留在地层中通过渗吸作用置换储层中的原油,从而达到提高单井产能的目的.为了表征压裂液滞留与渗吸采油在压裂水平井中的复杂作用,从渗吸机理出发,建立了水平井体积压裂耦合渗吸产能预测模型,模型中通过引入基质与裂缝间的毛管力来修正窜流项,表征渗吸作用,同时考虑启动压力梯度来描述基质的低渗特性.通过Laplace变换和Stehfest数值反演方法对模型进行求解并完成模型验证,研究了致密油压裂过程中压裂液滞留量、储层岩石润湿性以及启动压力梯度对体积压裂水平井产能的影响机制.研究结果表明,较高的压裂液滞留量和较小的启动压力梯度有利于提高生产井产能;油湿性储层应减弱毛管力作用,而水湿性储层应增强渗吸的作用,以提高油井生产能力.致密油压裂水平井渗吸产能计算模型为渗吸采油以及致密储层的开发提供了理论依据.     

低渗透气藏分段压裂水平井非稳态产能模型

针对压裂水平井产能预测模型未考虑地层流体直接流入水平井筒问题,研究应用气体不稳定渗流公式和势的叠加原理,把每条裂缝和水平井筒均看成由无数个点汇组成,建立考虑地层流体直接流入水平井筒情况下,裂缝与水平段同时生产时的低渗透气藏水平井分段压裂完井非稳态产能预测模型,讨论不同气藏基质渗透率情况下裂缝参数对压裂水平井产能的影响.实例计算结果表明,在不同基质渗透率下,优化出的水平井分段压裂完井裂缝参数不同,基质渗透率越低,累积产气量越小,需要压开的裂缝越多,缝长与间距的比值越大.所建模型有利于指导物性不同的储层裂缝参数的优化,可为低渗透气藏水平井分段压裂优化设计提供理论依据.     

致密油藏分段多簇压裂水平井开发效果评价

针对国内目前致密油藏分段多簇压裂水平井近井渗流特征和开发效果评价研究较少,利用数值模拟方法研究了致密油藏分段多簇压裂水平井近井渗流特征,并从新的角度对分段多簇压裂水平井的产能影响因素进行了分析。结果证明,分段多簇压裂可以大幅度降低近井地带渗流阻力;分段多簇压裂水平井初期日产油量高,采油速度快,采出程度高;近井地带体积压裂改造区越大,破碎程度越高,分段多簇压裂水平井初期产能越高。     

煤层气储层压裂水平井产能计算

煤层气作为一种重要资源，近多年来其研究和开发活动迅速增加。由于煤层气储层低孔、低渗特征，采用常规开采方法开发效果不佳。压裂技术和水平井技术是提高煤层气藏产量的有效方法。基于位势理论和叠加原理，建立了煤层气储层压裂水平井产能计算模型，考虑了煤层气储层非均质性、裂缝部分穿透储层、裂缝条数因素的影响。通过实例计算，分析了影响因素的敏感性。结果表明，煤层气产量与裂缝条数和穿透率成正比，每千米水平井段内合理的裂缝条数应不超过10条；裂缝穿透率宜控制在0．15之内，高于0．15煤层气井产量对穿速率则不敏感。     

分段压裂水平井压力动态分析

基于源函数理论及叠加原理,建立并求解具有有限导流能力垂直裂缝的分段压裂水平井渗流数学模型;对于致密储层小间距长裂缝的压裂模式,绘制并分析分段压裂水平井压力动态曲线.结果表明:分段压裂水平井的流动形态可分为井筒储集、裂缝线性流和径向流联合作用流、地层线性流、衰竭流、复合线性流和拟径向流等6个主要阶段;裂缝导流能力主要影响裂缝线性和径向流联合作用流及地层线性流出现时间;按裂缝非均匀导流能力布缝时,地层线性流持续的时间较长;裂缝半长越大,裂缝间距越小,衰竭流开始的时间越早,持续的时间越长;按裂缝非均匀半长和非均匀间距布缝时,衰竭流持续的时间较长.该研究成果可为分段压裂水平井的动态分析及试井解释提供依据.     

致密油直井缝网压裂初期产能影响因素分析

缝网压裂技术是大庆油田开发外围致密油的关键技术之一,为了探索和提高缝网压裂的压裂效果和经济效益,必须进一步研究其初期产能的影响因素。针对传统的数理统计方法计算出的初期产能与各影响因素之间的相关度差别不大的问题,应用改进的灰色关联分析法,对原模型进行修正,分析了压后初期产能和各影响因素之间的相关程度,确定了主要影响因素,并通过实例验证了该模型的实用性与准确性。研究结果表明,在不改变地层渗流场的前提下,尽可能提高地层压力,加大施工规模,可提高致密油藏直井缝网压裂的效果。该方法为致密油直井缝网压裂方案的设计和效果评价提供了可靠的依据。     

江东区块构造特征对页岩气井产能影响因素分析

为了明确涪陵页岩气田江东区块不同构造特征区页岩气水平井产能的差异的原因,厘清不同构造单元影响页岩气井产能的主控因素,结合江东区块内60余口完试井资料,对试气井的构造特征进行分析。研究结果表明涪陵页岩气田江东区块不同构造之间,存在较为明显的差异,构造特征对页岩气井产能影响,主要表现在对页岩保存条件、含气性和压裂改造效果上,与大型断裂的距离、天然裂缝的发育程度以及构造变形程度,会造成页岩气保存条件的破坏,导致含气性降低;埋深越大,压裂改造难度越大,改造形成复杂缝网的程度越差,产能越低,不同分区内构造因素的差异造成了产能高低差异。     

储层应力敏感性对致密气藏压裂水平井试井分析的影响

针对致密气藏储层特征,采用解析解与数值解相结合的半解析法,建立了考虑储层应力敏感性和裂缝导流能力的致密砂岩气藏多段压裂水平井渗流数学模型,提出了一种考虑储层应力敏感效应的致密砂岩气藏压裂水平井试井分析方法.通过模型求解,对比分析了不同压裂规模的水平井试井解释压力动态曲线,并明确了储层应力敏感性对压降、压恢试井分析的影响.     

水平井缝网压裂技术在鄂南地区低渗油藏中的应用

针对鄂南地区难动用致密砂岩油藏水平井分段压裂裂缝形态复杂、直井压后效果差、易形成水平缝等技术难点,通过施工排量、平均砂比、加砂量、前置液比例等缝网压裂施工参数优化,开展了水平井缝网压裂工艺研究。泾河13井长8油层的现场应用表明,压裂后均形成了缝网,从实践上验证了缝网压裂施工技术的正确性。该技术的成功应用,较好地解决了低渗砂岩储集层易形成水平缝的问题,实现了鄂南地区水平井缝网压裂工艺的技术突破。