扇形井网体积压裂地质工程一体化参数优化方法

根据扇形井网趾端和跟端井距差异性,结合位错理论、离散格子法和有限元流固耦合理论,建立考虑地质力学建模、诱导应力计算、水力压裂模拟以及压后产能评价的扇形井网体积压裂地质工程一体化方法,同时提出针对扇形水平井常规产能区和潜在产能区进行差异化压裂设计的思路。研究表明,对于研究的H1扇形井平台,先压裂常规产能区后,潜在产能区水平主应力差的最大降低幅度为0.2 MPa,无法引发应力反转,但应力差的降低,仍有利于水力裂缝的横向扩展。潜在产能区中Ⅰ区井段的压裂优化方案为只压裂2号井,簇间距30 m,单段排量12 m^(3)/min;Ⅱ区井段压裂优化方案为先压2号井,后压3号井,簇间距为30 m,单段排量为12 m^(3)/min。潜在产能区孔隙压降波及面积小,储集层动用程度低,可提高趾端区域的水力压裂改造强度,例如适当加密布缝、调整布缝结构,以扩大波及体积、提高动用程度。

基于假四子表面活性剂的pH响应型清洁压裂液的研制与性能评价

黏弹性表面活性剂压裂液又被称为清洁压裂液,由于其破胶完全、无残渣、地层伤害小等优点,已在水力压裂领域受到广泛关注。但合成工艺复杂、成本高以及无法重复利用等问题限制了清洁压裂液的实际应用。基于油酸酰胺丙基二甲基叔胺与丁烷四羧酸在特定pH条件下相互作用形成“假”四子表面活性剂,进而自组装形成蠕虫状胶束的特性,构建了表观相态和流变学行为受pH调控的pH响应型清洁压裂液,系统研究了这种清洁压裂液的pH响应行为,包括表观相态、黏度、流变学行为、pH响应循环性以及微观结构等,并评价了其耐温耐剪切以及破胶性能。研究结果表明,通过调节pH,压裂液的零剪切黏度可达240 Pa·s以上,并能够在高黏凝胶状态与低黏水溶液状态间循环切换4次以上。所构建的清洁压裂液在90℃、170 s^(-1)条件下剪切60 min后,黏度仍保持在200 mPa·s以上,具有良好的耐剪切性能。此外,该压裂液可在1 h内实现完全破胶,且破胶液黏度低、无残渣。

基于GridSearchCV的页岩油储层丛式井地质力学建模

针对长庆页岩油部分部署区邻近水源、林源等环境保护区,以及传统井工厂模式采油效率低、地质力学认识不清的问题,提出并实施了新型丛式井工厂(扇形布井+常规布井)模式。以目标H区块页岩油储层为例,首先开展基于测井数据的储层物性及岩石力学参数的拟合,然后结合三维网格克里金插值模型并利用Scikit-learn机器学习方法中的网格搜索和K折交叉验证方法(GridSearchCV)优化克里金插值参数。最后建立考虑储层岩相、储层物性参数以及地质力学特性和地应力的三维地质力学模型并预测某丛式井工厂的地质力学参数。通过对比数值模拟结果与测井解释结果,验证了三维地质力学模型的可靠性。该方法是一种快速且高效的地质力学建模方法,可以优化压裂施工现场数据需求。

长庆油田华庆超低渗油藏水平井压裂裂缝优化

长庆油田华庆超低渗透油藏主要采用水平井注水开发技术来提高开发效果,如何进行压裂裂缝优化设计是提高开发效果的关键。文中在对油藏特征分析的基础上,结合注采井网对水平井压裂裂缝长度、改造段数、布缝方式及施工参数进行了优化研究,提出了适合华庆超低渗油藏水平井的改造参数。24口水平井矿场实践表明,该参数组合具有较好的适应性,水平井产量达10.3 t/d,为直井的5倍,对类似油藏水平井压裂参数优化具有借鉴意义。

深井作业管柱下入能力研究

研究深井作业管柱的下入能力对于顺利上提和下放管柱、保证作业成功有着重要的指导意义。综合考虑各种因素对摩阻的影响,如管柱的形状与几何尺寸,管柱的钢度、井眼的空间形状和井径大小等,建立了更为合理的摩阻分析模型。分别采用纵横弯曲梁法和修正的软模型对带扶正器段管柱和不带扶正器段管柱进行摩阻分析,建立了管柱入井安全性判断准则,用以评价深井作业管柱下入能力。

含硫超深井试气技术难点分析

通过对含硫超深井试气技术九个难点详细分析,提出以下解决方案:①含硫超深井的试气,必须采取综合防腐措施;②超深井试气施工设计、工具选用、资料录取等各个环节要严格按照高温、高压、防H2S的有关要求和技术规程进行;③试气难度最大的是关井求压;④须对下井工具和井下油套管的力学性能进行理论分析与计算。该方案为含硫超深井试气研究提供了借鉴。

深井压裂井下管柱力学分析及其应用

根据深井高温高压条件下的压裂作业施工过程,综合考虑井身轨迹、管柱和井下工具结构,建立压裂管柱综合力学模型;研究深井压裂管柱在自重、内压、外压、各种效应力、粘滞摩阻力、套管支承反力,弯矩和锚定、坐封压力等多种载荷联合作用下的变形,并进行强度分析和校核;给出了一套实用的压裂管柱力学计算步骤、方法与公式,为准确地掌握压裂施工过程中管柱的受力及变化规律提供理论依据,从而优化管柱组合与施工参数,提高压裂作业效果和成功率。

薄互层定点多级脉冲式压裂技术研究

鄂尔多斯盆地合水南地区长6-8油藏储层渗透率低(≤0.3 m D)、层内泥质及钙质隔夹层发育,薄互层特征明显,纵向上岩性高频率变化导致层间力学性质差异大,体积压裂效果不理想。根据致密薄互层的实际特点,开展大型物理模拟和可视化平行板实验突破了对薄互层裂缝扩展规律和支撑剂运移规律的传统认知,明确了提高纵向动用程度和增加横向有效支撑的增产技术方向;利用VTI数学模型剖析了薄互层间地应力、弹性模量与砂体岩性之间的对应关系;建立了多薄层可压性及物性综合评价体系;绘制了基于层间应力差和弹性模量差的压裂目标层射孔位置优选图版,最终形成了以"定点射孔、多级压裂、脉冲加砂"为核心的定点多级脉冲式压裂技术。现场试验70余口井,试油产量达到前期的2~3倍,初期日产油提高40%以上。通过裂缝拟合、现场测试等分析手段,证实了该技术可以提高储层纵向动用程度50%以上,增加横向有效支撑缝长30%以上,为致密薄互层增产开辟了新途径。

胜利油田斜井机械采油技术新进展

对胜利油田斜井机械采油新技术的研究和应用进行了分析,介绍了有杆泵、螺杆泵、电潜泵以及水力喷射泵在斜井中的最新配套技术和应用情况。针对目前仍然存在的问题,提出斜井采油技术新的发展方向。

深井作业管柱摩阻计算分析

综合考虑各种因素对深井作业管柱摩阻的影响,如管柱的形状与几何尺寸,管柱的刚度、井眼的空间形状和井径大小等,建立了更为合理的摩阻分析模型。分别采用纵横弯曲梁法和修正的软模型对带扶正器段管柱和不带扶正器段管柱进行摩阻分析,建立了管柱入井安全性判断准则,用以评价深井作业管柱下入能力。

长庆油田华庆长6水平井压裂裂缝优化设计研究

长庆油田华庆长6油藏为典型的超低渗透油藏，水平井注水开发技术可提高开发效果，如何进行压裂裂缝优化设计是提高开发效果的关键。在对油藏特征分析的基础上，结合注采井网对水平井压裂裂缝长度、改造段数、布缝方式及施工参数进行了优化研究，提出了适合华庆长6超低渗透油藏水平井的改造参数。24口水平井矿场实践表明，该参数组合具有较好的适应性，水平井产量达10．3t／d，为直井的5倍，对类似油藏水平井压裂参数优化具有借鉴意义。

鄂尔多斯盆地页岩油水平井细切割体积压裂技术

鄂尔多斯盆地页岩油资源丰富,而受储层物性致密、原始油藏压力系数低和湖相沉积非均质性强等因素影响,常规直井开发单井产量极低。2011年以来针对页岩油Ⅰ与Ⅱ类储层,水平井+分段体积压裂技术攻关试验成功,单井产量突破10 t/d,但仍面临规模开发单井产量递减大、低油价下效益差的问题,资源向储量、储量向产量和产量向效益转化速度极慢。为进一步提高单井产量和采出程度,从水力裂缝扩展规律及裂缝形态综合认识评价入手,瞄准优质储量裂缝最大化控制,综合岩性、物性、含油性和可压性评价,建立了水平段储层品质和工程品质一体化分级评价标准;创新了基于水平段分类的非均匀细切割多簇裂缝设计和缝控体积压裂参数优化方法;利用限流和架桥原理,集成配套了极限分簇射孔、动态暂堵转向等裂缝控制技术提高多簇有效性;采用可溶桥塞压裂工具、低成本滑溜水压裂液和组合粒径石英砂支撑剂,实现细切割体积压裂成本控降。通过研究与实践,形成了页岩油Ⅰ与Ⅱ类储层规模效益开发的长水平井细切割体积压裂技术模式,2017～2018年共实施85口水平井,初期日产油达到16 t以上,12个月累产油达到4 850 t,较前期提高1 120 t,第一年递减率下降15%,预测单井产量可提高近1×104t,盈亏平衡点由63美元/桶下降至42美元/桶。矿场实践证实,采用长水平井+细切割压裂+高强度改造是实现页岩油效益开发的有效技术途径,该技术为其它页岩油资源高效动用和效益开发提供了借鉴。

超低渗透油藏水平井压裂优化及应用

鄂尔多斯盆地超低渗透油藏储层致密、物性差、孔喉细微,是典型的低压、低渗、低丰度油藏,超前注水和水平井分段压裂技术可提高其开发效果。文中以最具代表性的华庆油田长6超低渗透油藏为研究对象,结合注采井网根据水平井段与注水井的相对位置,将常规压裂和体积压裂进行组合设计,在距离水线较近的井段实施小规模压裂,距离水线较远的井段实施大规模体积压裂。该方案的实施,在减小早期水淹风险的同时进一步扩大了储层改造体积,提高了人工裂缝和井网、注水的适配性。同时,开展了8口水平井新型压裂设计的矿场试验,与采用常规压裂设计的邻近水平井相比,试油产量提高20 m3/d左右,投产初期3个月累计产油量提高184 t,含水率较低且保持稳定。

超低渗储层混合水体积压裂重复改造技术研究与现场试验

以华庆油田为代表的超低渗透油藏定向井单井产量低,日产量小于1.0t的低产低效井占56.2%。常规重复压裂压裂后的油井增产效果不理想,具体表现在压裂后增产幅度小、产量递减速度快、有效期短。针对长庆油田华庆区块超低渗透储层油井的重复改造,将混合水体积压裂技术应用于老井重复压裂中,形成了老井混合水体积压裂配套工艺技术,并在考虑井网和注水条件下,进行体积压裂理论与多级暂堵多缝压裂理论的结合研究。室内工艺优化结果和9口井的现场试验表明,措施后油井的平均单井日增油量2.81t。截至目前,平均单井有效生产天数达252天,增产效果显著。该技术的成功实施运用,为超低渗透油藏重复压裂效果的提高提供了有力的依据。

庆城油田页岩油水平井压增渗一体化体积压裂技术

庆城油田页岩油储层低压、低脆性指数特征明显,是阻碍体积压裂后建立高效驱替渗流系统的重要因素,为此,研究了压裂、增能和渗吸(压增渗)一体化体积压裂技术。建立了页岩油储层类型精细划分方法;基于长期产液剖面测试所得矿场大数据,优化了不同储层类型改造策略;利用油藏数值模拟方法,优化了压增渗体积压裂技术关键参数。研究表明:Ⅰ+Ⅱ类储层改造段数占比83.6%,产出占比95.5%,为主要产能贡献段;Ⅲ类储层产出占比仅4.5%,对产能贡献有限,因此,应优先改造Ⅰ+Ⅱ类储层,选择性改造Ⅲ类储层;Ⅰ类和Ⅱ类储层进液强度最优区间分别为20~25 m^(3)/m和15~20 m^(3)/m,增能方式为同步增能。庆城油田200余口页岩油水平井应用了压增渗一体化体积压裂技术,单井初期产油量由9.6 t/d提高至18.0 t/d,单井1年累计产油量由2380 t提高至5256 t,单井估计最终可采量由1.8×10^(4) t提高至2.6×10^(4) t,取得了显著效果。该技术为其他同类非常规页岩油藏高效开发提供了技术借鉴。

水平井套管定位球座分段多簇压裂技术

水平井体积压裂是国内外开发致密油气藏的核心技术,目前主流的泵送桥塞多段压裂工艺、水力喷砂多段压裂工艺、裸眼封隔器压裂工艺由于受排量、钻塞、全通径等限制,均不能满足水平井低成本、高效体积压裂的技术需求,而且随着水平段长度增加,这种技术局限性愈加明显。为此,提出了水平井套管球座分段压裂技术。其技术原理是:在套管上预置工作筒固井完井,压裂时泵送专门的射孔投放联作工具到预定位置,将弹性球座投放至套管预置工作筒完成配接,然后上提联作工具进行多簇射孔,最后将可溶球投至弹性球座上,封隔下层,进行光套管分段多簇压裂。研制了套管预置工作筒、弹性球座、可溶球等关键工具,对施工工艺参数进行了优化,并进行矿场试验,实现了在长水平段多簇射孔联作一体化、大排量压裂、压后免钻快速投产、井筒大通径的体积压裂技术目标。现场试验6口井,成功率100%,其中水平段最长1 525 m,试油周期缩短30%以上,作业成本降低10%以上,单井产量提高20%以上,提效降本效果明显,具有较好的推广应用前景。

压裂水平井非稳态产能分析与影响因素研究——以鄂尔多斯长庆致密油为例

为研究致密油储层改造参数对压裂水平井非稳态流动特征的影响,有效预测压裂水平井产能,基于复杂缝网特征,建立了缝网双重介质压裂水平井渗流数学模型,采用有限元法对模型进行数值求解.结合长庆油田Z183井区致密油资料,通过对比不同改造方式及不同储层改造体积模式的模型计算结果,分析压裂水平井非稳态产量特征,并采用信息量分析法对压裂水平井产能影响因素进行研究.研究发现,储层改造带宽与初期线性流动阶段持续时间和压裂水平井产能正相关,与产量下降时间负相关;各主要因素按影响的显著程度从小到大依次为:主裂缝半长、水平井段长度、主裂缝导流能力和裂缝条数;次要影响因素包括基质渗透率、孔隙度和裂缝簇数等.

鄂尔多斯盆地致密油应力循环压裂技术

鄂尔多斯盆地长7致密油Ⅱ类储层脆性指数低、水平两向应力差较大、天然裂缝不发育,常规混合水压裂难以形成复杂裂缝,单井产量低,为此研发了应力循环压裂技术。通过物模实验明确了该压裂技术增产机理,完成了工艺优化和工具配套。该工艺采用应力循环压裂工具泵注高砂浓度液体,在环空注入净液体,根据压裂过程中地层响应和压力变化,实时控制井底砂浓度和排量,对储层加载循环应力,使储层受到疲劳破坏,实现缝网压裂。现场试验37口井,平均施工规模与常规混合水压裂相当,施工排量仅为常规混合水压裂的一半即可实现多次缝内升压,较对比井有效改造体积增加44.5%,单井日产油量提高1.6 t。

长庆油田页岩油水平井体积压裂技术发展与应用

水平井体积压裂技术是实现页岩油气高效开发的关键。文章回顾近10年长庆油田页岩油水平井体积压裂技术发展历程,系统总结了体积压裂改造模式、关键工具、低成本材料3方面取得的主要新进展。创新形成了“立体式、长水平段、细分切割、分簇射孔、可溶球座、变黏滑溜水、多尺度支撑”体积压裂开发技术模式。提出了“压增渗”一体化设计,由单一压裂向造缝、增能、驱油三位一体升级,压裂过程中兼顾增加地层能量和加快油水渗吸置换,实现单井缝控储量最大化一次动用。配套自主研发细分切割可溶金属球座和动态暂堵转向新材料,多功能变黏滑溜水和不同粒径组合石英砂可提高多尺度裂缝渗吸置换效率与缝网长期导流能力。该技术在长庆油田规模应用450余口页岩油水平井,初期产量由9.6t/d提高到18t/d,年累计产油量由2380t提高到4931t,单井EUR由1.8×10^(4)t提高到2.6×10^(4)t,2019年产油量突破100×10^(4)t,2020年建成庆城页岩油百万吨示范区。研究成果可为页岩油水平井体积压裂技术进步提供科学依据。

鄂尔多斯盆地致密砂岩油藏混合水体积压裂技术

以长X为代表的致密油藏储量大,分布稳定,是长庆油田5 000×104t上产、稳产的重要接替资源。该类油藏由于储层致密、物性差,前期改造效果差,提高单井产量难度大。近年来,体积压裂技术的成功运用,使得国外致密油气藏获得成功开发。文章阐述了通过理论研究,结合压裂监测、测试压裂分析、压后产量等分析手段,优选了压裂液体系、合理组合压裂配套工具和优化了压裂工艺参数,在国内首次探索性地开展了混合水体积压裂技术攻关试验,取得了成功和较好的效果,为鄂尔多斯盆地致密砂岩油藏的有效改造开辟出一条新途径。