分段多簇密切割压裂技术在淮南矿区煤层气抽采中的应用

针对淮南矿区碎软低渗煤层瓦斯抽采技术难题,以13-1煤层为例,在分析煤层及其顶底板概况的基础上,采用煤层顶板分段压裂水平井技术,充分利用水平井水平段,单段分3簇射孔,簇间距25 m,实现分段多簇密切割体积压裂改造。微地震监测结果表明,单段裂缝长度102.5~211.4 m,缝高17.3~27 m,裂缝主体向下延伸,实现了井筒与煤层的沟通。排水采气效果表明,最高产气量1519 m^(3)/d,取得了良好的产气效果。研究成果为淮南矿区煤层气地面预抽和瓦斯区域治理提供了工程借鉴。

页岩气密切割分段+高强度加砂压裂新工艺

目前依靠大型水力压裂工艺技术已经实现了四川盆地长宁地区埋深3500 m以浅页岩气的规模开发,但随着主体工艺参数的定型,增产效果提高的幅度趋缓,而同期北美地区则依靠缩短簇间距、提高支撑剂加量实现了页岩气单井产量的大幅度增长。为了给长宁地区页岩气压裂工艺参数优化提供可靠的实践依据,在应用诱导应力及水平井多段多簇产能计算模型分析密切割分段+高强度加砂压裂新工艺提高产能机理的基础上,探讨了压裂增产技术的主要工程因素,根据该区的地质参数制定了压裂新工艺的先导性试验方案并开展了现场试验,然后结合生产实际效果和试验结果对压裂工艺参数进行了优化。研究结果表明:①缩短主裂缝间隔、增加诱导应力干扰程度、提高人工裂缝对页岩储层的改造程度是密切割分段工艺的技术关键,提高支撑剂加量、降低支撑剂嵌入及破碎对裂缝导流能力衰减的影响程度、确保支撑裂缝具备足够的长期导流能力是高强度加砂大幅度增产的内因;②长宁地区优化后的新工艺实施参数——分段簇间距介于15~20 m,加砂强度介于2.0~2.5 t/m,用液强度介于30~35 m3/m。结论认为,新工艺提高了长宁地区页岩气井单井产量及开发效益,为提高该区页岩气井的综合开发效益提供了技术支撑。

连续管密切割压裂工艺技术及其应用

大庆外围致密油扶余和高台子储层,孔隙度低,渗透率<0.01 mD,基质物性差,常规完井后难以有效动用,必须进行体积压裂改造才能开发。以往该类储层采用“水平井(水平段1600 m)+桥塞”多簇体积压裂方式,针对性不强、施工时效低。针对以上储层特点以及开发过程中压裂工艺技术存在的问题,研究了以“缝控储量最大化”为目标、利用连续管携带底封工具,单簇单压、密切割连续管压裂工艺,增加有效储层改造体积(SRV),提高改造效果。该技术在173-86区块现场应用实践了4口井,工艺获得显著提升,Q196-P2单井切割压裂完成118段,是目前国内单井切割段数之最,压后均套管自喷生产,改造效果明显。

泾河油田水平井密切割增能体积压裂探索及认识

针对鄂尔多斯盆地泾河油田致密油储层物性差、非均质性强、产量递减快以及采收率低等问题,在综合分析前期压裂施工水平井效果的基础上,根据长8致密油储层工程地质特征,基于ABAQUS有限元+粘结单元耦合数值模拟方法,构建了压裂裂缝扩展数值模型,研究簇间距、施工排量和压裂液黏度等因素对裂缝形态扩展的影响。结果表明1)缩小射孔簇间距可以加剧不同射孔簇间的缝间干扰现象,裂缝形态更加复杂;泾河油田长8致密油储层合理的射孔簇间距为10~16 m。2)提高施工排量有利于增加裂缝内净压力,天然裂缝更容易起裂扩展形成复杂缝网;为实现体积改造,单簇施工排量需达到4.0~6.0 m^(3)/min。3)低黏压裂液能够显著提升近井筒周围裂缝复杂程度,前置液阶段采用5~10 mPa·s低黏压裂液更容易沟通天然裂缝,携砂液阶段采用50~60 mPa·s高黏压裂液可以连续携砂,提高加砂强度和裂缝导流能力。相关研究成果可为同类致密油体积压裂改造提供借鉴。

东胜气田锦30井区水平井密切割多簇体积压裂技术

东胜气田锦30井区储层存在强非均质性,水平井水平段存在渗流阻隔带。采用密切割多簇压裂设计方法,缩小缝间距,可降低渗流阻隔带的影响。通过启动压力测试得到储层泄气半径,依据泄气半径优化压裂段长为71~83 m,段内2~3簇,簇间距15~25 m。根据极限限流理论优化射孔参数,2簇射孔孔密度为16孔/m,单簇1 m;3簇射孔孔密度为10孔/m,单簇1 m。根据储层物性参数,优化裂缝导流能力为30μm^(2)·cm,支撑半缝长为200~250 m。锦30井区采用密切割多簇压裂技术实施6口水平井,平均产量达到5.7×10^(4)m^(3)/d,是邻井的2.5倍。

束鹿页岩油密切割压裂技术——以SY302X井为例

为评价束鹿凹陷中洼槽沙三下段砾岩体致密油气藏,最大程度释放储层产能。钻探水平井SY302X井,水平段长1160 m,储层钻遇率95.60%,为充分改造储层,在总结以往大型体积酸压改造经验的基础上优选无限级滑套的改造工艺,段间距缩短到10 m左右,可实现对水平段密切割压裂。该井使用140 MPa高压管汇撬、140型井口、5500 m^(3)储液池、连续输砂装置等设备,并完成26段压裂,单段最大液量达1850.2 m^(3),单段最大加砂51 m^(3),全井累计泵注液体2.41×104 m^(3),累计加砂956.6 m^(3)。该井的顺利完成为束鹿凹陷非常规储层改造积累了宝贵经验,为后续改造指明了方向。

致密砂岩油藏水平井密切割压裂改造参数优化

致密砂岩油藏压裂水平井存在产能递减严重、整体采出程度低等问题。为提高压裂增产效果,文中从研究裂缝扩展规律及扩展形态入手,基于扩展有限元方法建立裂缝扩展数值模型,明确了天然裂缝发育及小水平应力差是形成复杂缝网的必要条件,阐述了密切割压裂改造技术在目标油藏的适用性。基于地质工程一体化思想,利用数值模拟方法,在保持压裂投入不变的前提下,对比不同裂缝参数组合方案的产油能力。结果表明,“密切割+中低导流能力”的压裂设计方式,可有效提高单井产量。密切割压裂矿场试验表明,水平井压后初期日产油量为11.09 t,投产4 a后日产油量稳定在4.04 t,取得了较好的增产效果。研究成果对致密砂岩油藏水平井压裂优化设计具有借鉴意义。

密切割分段压裂工艺在深层页岩气Zi2井的应用

深层页岩储集层高温、高地应力、高水平应力差特征明显,常规分段压裂后,储集层改造体积偏低,裂缝复杂程度偏低,气井测试产量偏低。主要原因是,深层页岩气井压裂施工期间高泵注压力、低施工排量在常规分段参数条件下不利于提高裂缝复杂程度,导致簇间储量动用不充分。为提高工艺技术适用性及储集层改造效果,开展了深层页岩气压裂工艺优化研究,结果表明,密切割分段压裂工艺有利于增加簇间应力干扰,提高裂缝复杂程度,提升簇间资源动用效率。Zi2井初期采用常规分段压裂工艺,在压裂设计指标执行率较低的情况下,开展了密切割分段压裂工艺现场试验,裂缝复杂程度及单井储集层改造体积提升明显,证明了密切割分段压裂工艺在研究区深层页岩气井中的适用性。

窄河道致密气藏水平井密切割体积压裂技术

ZJ气田属于低孔、低渗的窄河道致密砂岩气藏,水平井分段压裂改造成为了该气藏高效开发的有力工程手段。但随着滚动开发的进程,开发对象以越来越差的II、III类储层为主,目前采用的水平井分段压裂技术无法满足高效开发的要求,分析认为主要原因是:目前以封隔器分段为主的水平井仅能满足单段单簇分段、裂缝间距大、加砂规模小、水平段横向纵向缝控体积小,同时因施工排量低而使用胍胶交联压裂液体系,其对物性更差的储层伤害更大,压裂后井筒管柱无法满足冲砂条件,沉砂导致井筒不畅。为解决上述问题,采用“低粘降阻水压裂液、多簇布缝缩短裂缝间距、大排量施工、暂堵技术、组合粒径、强加砂、压后钻扫井筒”等为关键技术的水平井密切割体积压裂技术,在JS318HF等4口井进行先导试验,压后平均单井测试产量16.12×10^(4)m^(3)/d,无阻流量48.12×10^(4)m^(3)/d,测试产量是邻井常规技术的5.9倍,其中,JS318HF井获得103.5×10^(4)m^(3)/d无阻流量,创川西致密气最高产量,JS220-1HF以Ⅲ类储层为主,测试产量是同井场以II类储层为的JS220井的13.9倍,表明该技术在ZJ气田窄河道致密气藏具有较好的适应性,可进一步的提高开发效果。

深层页岩油水平井密切割裂缝均衡扩展数值模拟——以胜利油田YYP1井为例

中国页岩油储层非均质性强、粘度高和可改造性差,水平井分段多簇射孔体积压裂难以形成复杂的裂缝网络,单缝"缝控储量"低,必须寻求新的工艺突破。通过增加单个压裂段内的射孔簇簇数,使多个射孔簇裂缝在射孔段内均衡扩展,对页岩储层进行密切割,实现页岩油储层的充分改造,是中国页岩油高效开发的关键。考虑数千米长压裂管柱与射孔孔眼的摩阻以及多裂缝之间流体的竞争分配,建立页岩油水平井密切割多裂缝动态扩展的渗流-应力-损伤模型,并通过现场压裂施工数据验证其正确性。根据胜利油田页岩油储层的地质工程特征,开展射孔簇簇数、射孔孔眼数量、压裂施工参数等对多裂缝流体流量分配、应力干扰及裂缝几何形态影响的数值模拟研究发现:单簇裂缝扩展时,裂缝诱导应力最优波及距离为10 m左右;簇间距为10 m时,三簇裂缝均衡扩展射孔密度为20孔/m,施工排量为12 m^(3)/min,压裂液粘度为30 mPa·s;4个射孔簇时,压裂液均匀分配和裂缝均衡扩展的簇间距为10 m。此项研究为胜利油田页岩油勘探开发的突破奠定了理论基础。

页岩油水平井密切割体积压裂产能研究

页岩油储层流动性极差,主要依靠密切割工艺缩短流动距离,增加裂缝复杂程度,提高单井产量,但产能预测及评价难度很大。针对页岩油水平井密切割大规模体积改造工程现状和压裂水平井流态特征,结合Warren-Root拟稳态双重介质模型,在Okzan模型基础上,进一步考虑页岩油储层不同区域层理缝、天然裂缝发育的影响,建立页岩油水平井分区复合产能模型,通过联立未改造区、压裂改造区和人工裂缝区数学模型的边界条件和链接条件,应用拉式变换和Stehfest数值反演方法,获得定产时的井底压力解和定压生产时的产量解,并验证了模型的正确性,分析了产能敏感因素。结果表明:提高改造区裂缝复杂程度增加渗透率对产量影响很大,且改造区的弹性储能比和窜流系数越大,页岩油井产量越高,能够维持较高产量生产的时间相对越长;采用小间距长缝密集切割改造可有效提高油井产量。该研究对于页岩油水平井体积改造压裂参数优化及产能评价具有一定的理论和实用价值。

吉林油田致密油水平井甜点+密切割压裂研究与应用

吉林油田致密油藏压裂开发经历了常规压裂、水平井蓄能体积压裂和水平井甜点+密切割体积压裂三个阶段,通过水平井蓄能式体积压裂,实现了致密油效益开发,为了进一步降本增效,在水平井蓄能体积压裂基础上,形成了以水平井甜点+密切割体积压裂[1-2]技术为核心的压裂配套技术,提高致密储层改造程度和开发效果,提升致密油藏资源价值,对低渗透致密油藏开发具有一定的借鉴意义。

花庄区块页岩油密切割体积压裂对策研究

花庄区块页岩油埋藏深,储层物性差,目标储层最小主应力大于60 MPa,平均应力差异系数为0.2,改造难度大。针对存在问题,开展国内各油田陆相页岩油压裂技术调研,结合苏北盆地花庄区块页岩油储层特征,从压裂工艺、提高裂缝复杂程度、施工参数优化等方面进行对策研究,主要采用密切割增加裂缝密度、限流射孔和暂堵转向保障均衡起裂、大排量沟通激活天然裂缝、前置酸降低破裂压力等工艺,初步形成适用于花庄区块页岩油的压裂技术。现场应用表明,花XX井实施压裂后,日产油最高29 t,取得较好的效果。

密切割体积压裂技术在致密油水平井的应用

致密油水平井投产前需进行体积压裂,常规水平井体积压裂模式裂缝间距大,波及体积小,渗流距离远,产量递减快,有效动用程度低,较难获得高产。为了进一步挖掘潜能,结合P3-P1井缩小缝间距重复压裂改造效果,在致密油扶余油层选取YP42-P4井开展密切割体积压裂试验,通过深化水平段储层品质认识、缝间距优化及实施裂缝加密,将水平段分为23段、64簇(即64条裂缝)进行改造,平均缝间距17m。结合地震属性预测图、砂体平面发育情况及邻井测井综合解释成果等,对缝长、施工排量及压裂液等参数进行优化,实现储层动用最大化,保证改造规模。从投产效果情况看,现场试验井产量是同区块、同物性条件水平井的1.8~4.8倍,取得了较好的效果。该技术可为致密油水平井科学高效压裂开发提供技术支持,同时为同类油藏压裂开发起到一定的借鉴作用。

页岩储层水平井密切割压裂射孔参数优化方法

页岩储层水平井密切割压裂过程中同一压裂段内各簇水力裂缝难以维持均衡扩展,这一问题严重制约了压裂改造效果。为此,建立了一套完全流固耦合的水平井密切割压裂多簇水力裂缝同步扩展数值模拟方法,采用水力裂缝体积标准差(δv)定量表征多簇水力裂缝均匀发育程度,提出了一套科学完善的页岩储层水平井密切割压裂射孔参数优化方法。研究结果表明:单段射孔簇数越多,缝间诱导应力干扰作用越强,各簇水力裂缝发育越不均匀;随着每簇射孔数减少,孔眼摩阻增大,δv降低,各簇水力裂缝发育越均匀,当δv≤0.01后,继续减少每簇射孔数,对水力裂缝均匀发育程度的改善效果有限,且过度减小射孔数量会导致施工压力过高;以δv≤0.01为优化目标,针对2口实例井分别开展了等密度与非等密度限流射孔参数优化设计,均取得了良好的增产效果。研究结果可为页岩储层水平井密切割压裂射孔参数优化设计提供理论依据和优化方法。

密切割体积压裂技术在郑庄水平井的应用

郑庄区块煤层瓦斯含量普遍较高,布置在向斜轴部的水平井通常采用连续油管带底封拖动分段压裂技术,产气效果不如其他区域。为解决向斜轴部水平井的低产问题,引入密切割体积压裂技术进行试验。选择Z-L02和Z-L58井进行试验,结果表明在地质条件相近的情况下,采用密切割体积压裂技术的Z-L58井产量是采用连续油管带底封拖动分段压裂技术Z-L02井的1.6倍。研究结果为解决郑庄区块向斜轴部水平井低产问题提供了依据和指导。

库车山前大斜度井桥射联作密切割分段压裂现场试验与认识

迪北气藏为塔里木油田库车山前库车北部构造带的重要勘探区块,属于常温高压致密砂岩凝析气藏,具有储层厚度大、沉积结构复杂、连续性差、地应力高、应力差大、延伸压力梯度大、天然裂缝发育特征差异大等特点,区块内20余井次储层改造效果差异大,主体改造工艺技术尚未定型,严重制约了该区块高效勘探开发。为此,根据区块储层地质特征,借鉴国内外非常规油气提产理念,积极探索了桥射联作密切割分段压裂工艺,研究了不同裂缝发育特征的压裂液体系选择,提出了实现分簇射孔均匀起裂方法,形成了桥射联作现场监督管理方法,为库车山前大斜度井及水平井储层改造工艺选择提供了新思路。

大庆古龙页岩油密切割体积压裂工艺参数优化探索

为解决大庆古龙页岩油因其储层致密且层理缝发育缝高受限导致水平井增产困难的问题,探索青山口组Q9储层的有效动用程度,开展了密切割压裂工艺最大化提高储层改造体积研究,优化了密切割体积压裂工艺参数,将平均簇间距缩短至7 m,平均段间距52 m,可大幅提高页岩储层缝控程度;形成了以水平井16~20 m^(3)/min大排量,冻胶造主缝和滑溜水造复杂缝网、石英砂中小粒径支撑剂组合和高强度加砂等为核心的大规模体积压裂关键技术,保证了主裂缝及各级层理转折裂缝有效支撑。现场试验表明,该技术能够显著提高水平井压裂效果,单井18个月累计产油量达10969.3 m^(3),是前期水平井产油量的3倍以上。研究结果表明,水平井大规模密切割体积压裂技术可以有效解决致密页岩油储层难动用的问题,为大庆古龙页岩油高效开发提供了强有力的技术支撑。

密切割分段压裂技术在CN区块的应用

CN区块页岩气水平井常规分段压裂后,存在压裂改造效果不理想、压后产量偏低且递减快等问题。为此提出了密集布缝的密切割分段体积压裂方式,在保障多条裂缝之间不产生相互干扰的前提下,增加分段数、减少分段段长,缩短簇间距、增大射孔簇数,加大施工规模,使体积压裂后裂缝网格更复杂,从而有效提高页岩气水平井的改造效果。

密切割分段压裂技术在苏家屯气田致密砂岩储层的应用

苏家屯气田沙河子组气藏采用井平台方式进行开发建产,以大斜度定向井为主要开发井型,随着气田的不断开发,储层物性不断变差,增加了压裂施工难度,常规压裂改造效果已不能满足产能需求。为了实现储层纵向充分均衡动用,借鉴水平井细切割体积压裂理念,在直井和大斜度定向井上采用精细分层、高密度多簇集中射孔、大规模、密切割压裂改造,提高压裂改造效果。本文通过对整体压裂工艺及增产效果分析,证明了密切割分段压裂技术在苏家屯气田致密砂岩储层改造中的适用性,为致密砂岩气藏的高效开发提供一条行之有效的途径。