页岩油蓄能体积压裂开发效果预测与评价方法

蓄能体积压裂(以下简称蓄压)是页岩油藏提前补充地层能量、大幅提升单井产量的主要开发方式,应用广泛。通过渗吸与驱替机理结合实际生产数据统计分析,提出了根据返排率预测蓄压开发阶段最大累计产油量方法。研究结果表明:返排率30%之后,蓄压的累计产油量与返排率对数呈强线性相关,可预测压后单井最大累计产油量;该方法已经得到其他页岩油藏实际生产数据的实证,较递减曲线分析法更加准确且更具普适性,是对储层条件、压裂规模与工艺、焖排采工作制度等主客观因素的综合评价。返排率法可进一步确定液油比和合理返排速度。蓄压排采的平均返排速度控制在6~8 m^(3)(/d·km),与渗吸排油速度相匹配,能够更加高效地利用蓄压补充的弹性能量,取得较高采收率和较低的液油比。单井压后最大可采油量的返排率预测法为蓄压的经济效益评价、生产制度优化、压裂成本控制等提供了依据,对地质-工程一体化、优化井网井距和压裂设计具有重要指导意义。

关井时机对页岩气井返排率和产能的影响

页岩气井压后返排率普遍较低,大量的压裂液永久赋存于储层中,对页岩气井的生产有可能造成不利影响。为此,以实际生产数据为基础,分析了页岩气井早期生产返排特征,并根据典型数据建立相应的数值模型,研究了不同时机关井持续时间、生产制度对页岩气井返排率和产能的影响。结果表明:①在返排前关井期间,极窄的相渗曲线共渗区急剧降低压裂液在储层中的渗吸运移速度,关井100 d后移动距离小于3 m,随着关井持续时间增加,压裂液返排率呈指数降低,开井的初始产气量先减小后增大,对长期产气量的影响则恰好相反,因此,并不能简单得出关井时间越长,越有利于生产的结论 ;②而在生产返排后关井期间,随着关井持续时间增加,返排率减小,开井的初始产气量增大,长期产气量则会减小,但相比之下,返排后关井效应弱于返排前;③对于生产制度而言,生产压差增大会掩盖应力敏感导致的渗透率降低效应,最终表现为累计产气量、累计产水量都增加,同时,高生产压差人工缝底部积液,而低压差含水饱和度则几乎为0。该研究成果为认识压裂液的滤失机理及其在储层中的赋存方式、确定页岩气多段压裂水平井的最佳关井时间与生产制度,提供了技术支撑。

压裂井高效返排技术的完善及应用

川西气藏具有低渗、致密、压力低的特点,常规压裂后返排时间长,返排率通常较低,势必要求加快排液速度,降低对储层的伤害。通过多年的探索和研究,发展了一套高效返排技术:液氮助排+纤维防砂+优化放喷技术,探讨了液氮降滤、助排-纤维固砂和携砂的机理,优化了液氮加量、纤维加量和放喷油嘴尺寸,并对液氮的加入方法进行了优化研究,完善了该套返排技术。在川西进行了6口井现场应用,施工成功率100%,24h内返排率均达到68%以上,返排中未见出砂现象,增产效果显著。该技术的完善和应用,为同类气藏的高效开发提供了很好的思路。

返排率结合水气比及水性分析识别压裂后气井早期出水——以徐深气田火山岩气藏为例

松辽盆地徐深气田火山岩气藏大规模投入勘探开发以来,气井逐渐开始出水,如何及早、准确地识别气井早期出水,对于制定合理、有效开发政策具有重要意义。在分别应用水气比和水性分析两种方法识别该气田气井早期出水的基础上,指出了两种方法面对该气田大量气井压裂后早期出水识别上的不足之处:由于该气田火山岩气藏物性总体上表现为低孔低渗,多数井需压裂才能获工业气流,压裂后部分未出水井初期水气比高于凝析水气比,难以单独通过水气比识别气井早期出水;该气田火山岩气藏非均质性强、水体连通性差导致水性变化区间较大,压裂后出水井产出液水性与压裂液很接近,仅靠水性识别也难以奏效。为此,提出了利用返排率结合水气比及水性分析方法综合识别气井早期出水的思路。应用结果表明,这一方法能弥补水气比和水性分析两种方法的不足。

鄂尔多斯盆地东部气井压裂液氮伴注比例优化研究

提高返排液效率,减少压裂液对地层的伤害,是压裂技术面临的重要课题。通过对鄂尔多斯盆地气井排液现状分析,结合管柱结构,开展井筒持续排液条件研究。当井深2 500 m时,必须满足井底液柱压力≤15.68 MPa,或平均气液混相密度≤0.61 g/cm^3。建立液氮比例运算模型,计算得出当液氮伴注比例≥6%时,井筒可实现自主持续排液。现场试验表明,调整液氮伴注比例后,一次喷通率提高69%,返排率提高19%,试气产量也随液氮比例呈现较好正相关性。

沁水盆地高阶煤层气压裂工艺反思与技术改进试验研究

煤层气单井产量是制约煤层气产业发展的瓶颈问题,压裂改造是提高煤层气单井产量的措施之一。本文总结了沁水盆地高阶煤层气压裂工艺近年以来的应用情况,反思了压裂效果差异后面隐藏的问题,探讨了压裂改造过程中外来水对煤层气储层的影响,针对活性水压裂工艺在低渗透煤储层应用中的不足,提出了降低水伤害提高压裂改造效果的一整套压裂工艺技术改进思路,通过开展先导试验取得了突出成效,初步形成了"低前置比、快速返排"压裂工艺。

页岩气井返排早期气水两相流数学模型研究

目前存在的早期单相流返排的数学模型适用于致密油气储层,不适用于页岩气储层,这是因为页岩气井早期返排阶段不存在单相流,而是气水两相流。利用北美某页岩气储层压裂水平井的返排数据分别绘制气水产量随时间的变化曲线和气水比随累积产气量的变化曲线,气水产量曲线在早期返排阶段气水同产,表明裂缝中存在自由气的消耗;而气水比曲线根据斜率的正负将返排分为两个阶段,并针对曲线的"V型"进行原因分析。针对气体早期返排阶段,建立裂缝系统物理模型,运用物质平衡方程和扩散方程,推导得到页岩气井早期两相流返排数学模型,数学方程表明:等效压力与拟时间呈线性关系。应用现场实例对数学模型进行分析,结果表明,该模型能够较好地拟合现场数据,拟合得到的直线斜率可用于估算原始裂缝体积,截距可以给出裂缝半长和裂缝渗透率之间的关系。本文创新性地对返排数据进行调研分析,在此基础上得出适用于现场估算裂缝参数的返排数学方程,从而为认识裂缝特征提供了新的方法。

中原油田文33块沙三地层压裂改造技术

中原油田地层渗透率低、温度高、断块多,地下情况复杂,压裂改造难度大。文33块是典型的低渗异常高压油藏,如果在该区沙三地层进行常规压裂施工,常出现加不完砂或早期脱砂现象,不仅达不到预期增产目的,甚至还会出现压裂后砂卡管柱造成大修等事故。因此,在该区应采取针对性的技术措施,才能保障压裂施工成功并取得较好的压裂效果。通过优选压裂液、酸预处理、前置液加砂、控制施工砂比、压裂诊断和压后压裂液快速返排等技术措施,提高了施工的成功率和有效率,为类似地层压裂积累了一定经验。

气液比对压裂返排液旋流除砂器性能的影响

水力旋流器已被应用于压裂返排液除砂,为了提高其分离性能,基于Fluent软件模拟和实验,研究了不同入口气液比(GLR)下水力旋流器的空气柱直径、压力与速度分布及分离效率,总结了入口GLR对水力旋流器分离性能的影响规律,并确定了最佳入口GLR范围。研究结果表明:①物料不含气体时,底流口与溢流口负压区将外界气体吸入内流场形成空气柱,当物料中含有气体时,空气柱中绝大部分气体来自溢流口与底流口,并且最终通过溢流口排出;②随着气液比升高,壁面处压力、底流压差及溢流压差均呈现非线性增长的趋势;③随着气液比升高,切向速度增大,却减小了较小气液比(10%~20%)下的组合涡流场指数;④随着气液比升高,轴向速度不断增大,然而过高的气液比(GLR>40%)却增加了流场的不稳定性;⑤气液比的升高提高了水力旋流器的除砂效率并减小了切割粒径,当GLR<30%时组合涡流场指数较小且分离效率较低,GLR>40%时能量损耗较大,确定出最佳GLR区间介于30%~40%。结论认为,该研究成果可以为水力旋流器的优化设计提供参考。

气井残酸返排规律研究——以普光气田为例

针对普光气田主体生产井,在分析储层岩性及酸化压裂液基础上,对返排液离子浓度变化规律和生产液气比变化情况进行分析,总结出了残酸返排规律,提出了判别残酸返排基本结束的判别值,这对掌握气井残酸返排情况,为分酸分离器的轮换使用提供了及时可靠的依据,加快了气田生产运行效率,同时可指导新区块气井生产。

四川盆地龙马溪组页岩压后返排率及产能影响因素分析

现有研究对四川盆地龙马溪组页岩压后各因素影响返排率的机理认识不清,返排率影响产能的规律不明朗,无法通过控制返排率控制产量,提高单井产量难度大。本研究基于地质数据、生产数据和施工数据,选取四川盆地龙马溪组WH区块的泊松比、黏土含量、有机碳含量、含气量、孔隙度、脆性指数、地层压力、层厚作为地质因素,水平段长、压裂水平段长、主压裂用液量、加砂强度、施工排量、支撑剂量作为工程因素,通过建立前馈神经网络模型,分析上述两类因素在预测页岩气井返排率时的影响权重,发现泊松比、孔隙度、黏土含量以及压裂水平段长、加砂强度、施工排量分别为地质和工程方面的主控因素。针对主控因素,应用多元非线性拟合,建立以工程指数为响应值、返排率与地质综合指数关系的预测图版;并进一步建立以综合指数为响应值的返排率与产能关系图版。图版分析表明,要注重综合因素对返排率和产能的影响。通过实际生产数据统计发现,四川盆地页岩气井存在最优返排率,达到最优返排率可以使页岩气井产气量最大化。本研究建立的返排率预测图版可有效预测返排率,并通过可控因素最优化返排率使其位于产量最大区间,进而助力提高页岩气井产量。

高酸气田酸压气井残酸返排程度判别依据

普光气田高含硫化氢、中含二氧化碳,大部分气井在投产前进行酸化压裂改造,提高单井产能。投产后滞留于井底的酸压作业液随气流进入集输流程和设备,因黏度大、pH值低,造成气液计量误差较大,集输流程堵塞并加速集输设备腐蚀。为消除残酸混合物进入集输流程和设备后带来的影响,集气站场安装了分酸分离器对残酸混合物进行分离,气井残酸混合物基本返排完后,分酸分离器可以拆转,进行轮换使用。通过分析研究气井生产数据、流体性质资料和借鉴相关类似气田开发经验,提出了普光气田酸压气井残酸返排程度判别依据,总结了高酸超深气田酸压作业液返排情况和凝析水产出规律,指导气田投产初期的开发生产工作,并为同类气田的开发提供了可借鉴的技术分析方法和手段。

泡沫混排携砂解堵机理及影响因素

随着油田采出程度的提高,油藏近井地带堵塞问题愈加突出,为了消除堵塞、增强近井地带流通能力,提高采收率则成为高效开发的关键问题。根据泡沫混排技术的特点,在对其机理进行深入研究的基础上,设计泡沫混排携砂模拟实验,并对泡沫混排携砂影响因素进行分析。结果表明:气液比、裂缝、孔隙度、放喷压差是影响泡沫携砂能力及细粉砂排出的主要因素。该研究成果可为完善泡沫混排理论模型和实际施工提供很好的理论及技术指导,有助于提高油田单井采收率。

海上高气油比致密油藏压裂返排技术

水力压裂是低渗油气藏高效开发的关键技术之一,实施压裂作业后,需进行放喷返排作业;同时,考虑环保要求,海上平台对返排液的处理极其严格,返排技术是否科学直接决定压裂的改造效果。着重分析了海上生产平台实施压裂返排的问题和难点,并针对高气油比的致密油藏,研究出了一套通用有效的压裂返排技术,为海上实施平台化压裂提供了借鉴。