水力压裂水平裂缝井产能预测新方法

针对水力压裂后形成有限导流能力水平裂缝的油层．应用有2个圆形渗流区域的双区模型来描述;根据平面径向不稳定渗流方程和双区界面连续条件,建立流体以恒定流量流入井筒条件下的压力降落数学模型．并应用Laplace变换和Stehfcst数值反演技术求解不同生产时间下的无因次井底压力．根据无四次井底压力。计算当井底流压为饱和压力时的产量和采油指数．应用IPR曲线相关式,确定油井不稳定生产流入动态和某个井底流动压力下的产量递减预测。给出了一口井的计算实例．预测产量与油井的实际产量基本一致．且后期误差较小,说明所提出的方法是可行的。     

水力压裂水平井产能预测数值模拟

针对水力压裂水平井分别建立了地层与裂缝内的渗流模型,并与水平井筒内的流动模型进行耦合求解,模型中考虑了油层各向异性、重力及毛管压力的影响,采用全隐式方法对模型进行求解。运用该模型分析了裂缝参数对水平井产能的影响,并对单条纵向裂缝与多条横向裂缝下的产能进行了对比。计算结果表明,针对水平井压裂形成多条横向裂缝,其裂缝条数、裂缝缝长、裂缝导流能力、裂缝间距对水平井产量有一定的影响,其中裂缝条数、裂缝缝长以及裂缝导流能力是影响产量的重要因素,而裂缝间距对产量的影响较小。压开多条横向裂缝的增产效果明显好于压开单条纵向裂缝,因此,水平井开发应采取压开多条横向裂缝的方式,以获得更高的产量。     

一种精准的水力压裂井产能计算模型

在考虑水力压裂过程中流体渗滤对产能影响的基础上,提出了一种简单而又精准的产能计算模型,并将其与现有的三种模型（McGuire,Prats和Raymond）的计算结果进行了比较。现有模型假设油井附近流体的流动是椭圆流或径向流,且在不同的方位都具有渗透性,这种假设造成的结果是对油井采油指数的估计偏高。其中,Prats模型对于有限导流能力裂缝和无裂缝影响的油井得出的结果是一样的。McGuire和Raymond模型对压裂井的产能预测与实际相比,对油井采油指数的估计依然偏高。新模型针对存在有限导流能力裂缝和污染带的油井,提供了一种更为优化的预测方法,即UTPI模型,该模型能够快速而准确地计算油井的产能。这种简单的模型具有离散性,使其在计算机中更易于实现,而且所建立的水力压裂井产能计算模型更加符合生产实际。     

基于分形理论的煤储层水力压裂裂缝数值模拟

根据多孔介质孔隙度及水力强化过程中裂缝扩展的分形特征,建立了分形煤储层宏观物性参数孔隙度与渗透率的理论关系模型,以及水力致裂过程中煤岩断裂韧度、压裂液滤失系数的分形计算模型。基于此,在拟三维压裂裂缝扩展模型的假设条件下,构建了基于分形理论的煤层水力压裂裂缝扩展模型。以郑庄区块8口评价井为参考,应用构建的分形模型对压裂裂缝几何参数进行了计算。计算结果表明：郑庄区块水力压裂裂缝缝长一般为106.8～273.1m,缝高一般为3.6～12.7m。通过与不同模型的计算结果相比较,发现该模型预测结果更接近于实测值,一定程度上反映了该模型的适用性。     

水力压裂油井产能计算模型

利用油藏渗流理论，基于裂缝为有限导流能力，建立了水力压裂油井产能计算模型及其求解方法，并编制软件计算分析了低渗透油藏水力裂缝参数对油井产能的影响。结果表明，当裂缝半缝长一定时，裂缝的导流能力对油井IPR曲线的影响较小；而当裂缝的导流能力一定时，裂缝半缝长对油井IPR曲线的影响明显，提高裂缝半缝长能显著增加油井的产量；对于一定的裂缝半缝长，存在最佳的裂缝导流能力。     

致密气藏压裂井产能预测方法

对低渗透致密气藏实施压裂增产改造是改善储层导流能力、提高储层产能的必要措施。低渗透致密气藏压裂后的产能受多种因素影响,如储层物性、裂缝几何形状、启动压力梯度等。分析产能影响因素、进行压裂井产能预测。有利于制订合理的生产制度,是加快低渗透致密气藏开发进程的关键．基于低渗透致密气藏流体渗流规律。并结合传统的二维裂缝延伸几何模型,通过表皮因子将裂缝几何参数设计与产能分析相结合,形成一种能够快速预测低渗透致密气藏压裂后的拟稳态和瞬态条件下产量的方法．．实例分析表明,地层渗透率、气藏厚度、近井伤害表皮因子和压裂施工规模是影响最终产量的主要因素．提出的致密气藏产能预测方法求出的结果与实测数据拟合后误差较小,可为低渗透致密气藏水力压裂设计提供有效技术支持．     

垂直裂缝井稳态产能的计算

在水力压裂中，如何针对不同有效渗透率和厚度的特定储集层，优化设计出最佳的压裂方案，是矿场技术人员考虑的首要问题之一，由于现场工作时间紧，任务重，沉有室内数值模拟的条件，先进的数值模拟软件难以发挥作用，因此，需要一种计算裂缝井产能的简易方法。     

流线模型模拟垂直裂缝压裂井生产动态研究

通过流线模型和黑油模型模拟垂直裂缝压裂井的对比分析,指出了在黑油模型中运用网格放大技术模拟水力压裂垂直裂缝井生产动态存在的诸多缺陷,如网格取向严重、计算时间随网格数目增加而成倍增加、裂缝的存在增加模型的非均质性从而严重加大方程的求解难度,方程求解出现不收敛等。而运用流线模型在计算精度、速度和收敛性方面均较黑油模型有很大优势。并运用流线模型方法对大庆外围某油田垂直裂缝压裂井进行了缝长和缝内导流能力等参数的优化和生产动态预测,取得了较好的效果。     

压裂充填井产能预测的分析方法

在压裂充填井表皮因子的组成基础上,提出了压裂充填井产能预测的拟表皮系数分析方法,该方法考虑了裂缝伤害、环空砾石和射孔砾石充填对井产能的影响。运用新模型进行了实例计算和分析,结果表明该模型可满足工程需要。瓶颈裂缝可引起井产能急剧下降,压裂液滤失也对井动态有一定的负面影响。     

裂缝性砂岩储层酸化和压裂产能预测研究

大北-克深地区低渗透裂缝性砂岩气藏,储层物性较差,初期产能较低,酸化和压裂是提高产能的主要措施。对泵压、排量以及酸液注入量等酸化施工参数与产能的关系进行研究,发现单位厚度的酸液注入量与产能具有较好的线性关系;对砂浓度、泵压、排量以及压裂液注入量等压裂施工参数与产能的关系进行研究,发现单位厚度的压裂液注入量与产能具有较好的对数关系。此外,对于裂缝性气藏,产能的大小还取决于裂缝的发育程度。通过成像测井资料获得测试层段的裂缝参数,对裂缝参数与产能的关系进行研究,发现裂缝密度和面缝率与产能具有较好的线性关系。在此基础上,综合酸化和压裂施工参数对产能的影响,得出综合裂缝参数的酸化井和压裂井产能预测公式,相比单一考虑液体注入量的产能预测结果更加精确,并以实例进行了论证。     

低渗透油藏压裂井产能分析

根据低渗透油藏的非达西渗流规律,建立并求解了常流压条件下垂直裂缝井双线性流数学模型,绘制并分析了产能理论曲线.研究表明:表皮系数对压裂井的初期产量影响较大.表皮系数越大,裂缝井初期产量就越低.随生产时间增长,表皮效应的影响逐渐消失.启动压力梯度主要影响压裂井的中后期产能,启动压力越大,产量下降就越快.因此,在进行低渗透油藏垂直裂缝井产能分析时,必须考虑启动压力梯度的影响.     

黑油模型和压裂设计软件相结合预测水平井分段压裂产能

克服单纯应用黑油模型模拟水平井水力压裂裂缝计算油井产能方法繁琐的弊端,将压裂设计软件与黑油模型相结合进行水平井分段压裂产能预测,首先应用压裂数据软件进行水平井分段压裂设计,模拟水力压裂裂缝各个参数,然后生成数据文件输入到黑油模型中进行处理,通过黑油模型进行油藏基质、裂缝周围的网格细化,准确捕捉裂缝形态及在其各个不同位置处的流动参数,模拟多层、多相流流体流入裂缝和从裂缝流入井筒的流动,分析裂缝几何形态、导流能力、裂缝位置、间距、裂缝夹角、基质渗透率等参数对产能的影响,模型中考虑了压裂液返排过程,这对低渗油气藏水平井压裂产能预测尤为重要。     

压裂后水平井产能预测新模型

应用复位势理论和势叠加原理等基本渗流理论,进行了数学推导,得出了压裂后水平井的产能计算新模型.该模型通用性强,不仅考虑了多条裂缝之间的相互干扰,而且还考虑了各条裂缝的长度、缝宽、导流能力、缝间距以及裂缝平面与水平井筒之间的夹角对各条裂缝产量的影响.而以往研究中将裂缝按等缝长、等缝宽、等缝间距和等导流能力来计算压裂井产量,在压裂后水平井产能计算中含有偏差.     

天然裂缝地层中垂直井水力裂缝起裂压力模型研究

受天然裂缝走向和倾角的影响,水力裂缝在井壁处起裂可能有3种方式,即:沿天然裂缝面张性起裂,沿天然裂缝面剪切破裂,从岩石本体起裂。确定水力裂缝在井壁处起裂的压力和方式,对水力压裂设计和施工有重要的作用。根据天然裂缝产状和地层地应力状态,建立了水力裂缝3种起裂方式的起裂压力计算模型,给出了水力裂缝起裂方式和起裂压力的判别方法。现场实例证明,该模型较为成功地解释了天然裂缝性地层的破裂压力。     

煤岩断裂力学性质对储层压裂改造的影响

煤岩断裂力学性质是煤储层水力压裂改造的重要力学约束,查明煤岩断裂力学性能及其对储层压裂造缝效率的影响机制对于压裂工艺优化、造缝效果改善具有现实意义。以阿拉善二道岭矿区深部(>1 800 m)高阶煤岩为对象,采用压痕法(IM)测试计算了煤岩的维氏硬度(Hν)及断裂韧度(KIC),探讨了在不同压头载荷施加条件下煤岩维氏硬度、断裂韧度值的变化规律,对比分析了低(100 g)、中(500 g)、高(1 000 g)三级压头载荷施压作用下,煤岩的破碎效率及造缝效果,提出高阶脆性煤岩在受压断裂过程中存在阶段式顿挫效应。研究认为:煤储层水力压裂应考虑脆性煤岩辐射裂缝延展效应,采取压裂液逐级变排量注入技术(及时充注新生成的裂缝空间),以维持较高裂缝净压力,产生更大的应力强度因子,提高储层压裂造缝效率,研究结果可为深部高阶煤储层水力压裂改造理论深化与效率提升提供科学参考。     

多个连通缝洞体的酸压水平井产能预测

由于缝洞型储层储集空间的特殊性,不能应用均质油藏的渗流理论来预测水平井产能.在假设基质不具备储集能力的前提下,从油藏物质平衡基本原理出发,建立了适用于缝洞体系的产能预测模型.该模型不但考虑了缝洞体系通过酸蚀裂缝与水平井井筒连通并向井底供液,还考虑了流体在水平井井筒段流动存在摩阻压降和加速压降的情况.从180 d的模拟结果可以看出:在生产初期,考虑水平段压降的日产量与实际产量相近;而不考虑压降时日产量比实际产量增加了3%左右.表明该模型可为准确预测缝洞体酸压后产能提供参考.     

低渗透油藏水力压裂井应力场转向定量评价

基于多孔介质流-固耦合理论和有效应力定律,建立了孔隙压力与地应力相互作用的低渗透油藏水力压裂井应力场转向评价模型,采用有限元数值模拟技术并开发相应程序对耦合模型进行求解,定量分析了低渗透油藏开发过程中水力裂缝附近区域地应力场的变化特征。计算结果表明:水力裂缝导致近裂缝区域地应力场分布特征大幅度改变,沿裂缝与垂直裂缝方向应力场大小变化各向异性,应力场转向范围随初始水力裂缝长度增加而动态变化。     

低渗透气藏压裂井产能分析

基于低渗透气藏渗透率随拟压力呈指数函数规律的基础，考虑拟启动压力梯度存在的影响，根据扰动椭圆概念和等价发展矩形思想，研究了垂直裂缝井的产能计算方法，绘制并分析了产能理论曲线。研究结果表明，渗透率模数、拟启动压力梯度以及裂缝的长度均对压裂井产能产生影响。渗透率模数和拟启动压力梯度越大，裂缝越短，气井产能越小。     

拖动管柱水力喷射分段压裂工艺在HH42P1井的现场试验

红河油田长9储层属于低孔、特低渗油藏,该油藏油水关系复杂,勘探开发难度大。区块单井自然产能较高,但含水上升较快,产量递减明显。为了经济有效开发该类难动用油气资源,进一步提高单井产能,针对长9油藏水平井试验区油藏地质及HH42P1井水平井段储层特点,采用拖动管柱水力喷射分段压裂技术进行分段压裂试验。同时利用全三维压裂设计软件对压裂施工程序进行优化,筛选了适合水平井水力喷射分段压裂改造的射孔位置、喷嘴类型及型号、压裂液及支撑剂体系。该井分5段进行了压裂改造,压后增产效果明显,平均日产液量20.15 m3,平均日产油量6.39 t。该工艺与常规加砂压裂工艺相比,不仅降低了油井的含水率,实现了油井增产,而且延长了油井稳产周期,适合在红河油田油水关系复杂的长9储层推广应用。