裂缝性致密砂岩油藏水平井井筒延伸方位优化

红河油田长8油藏为裂缝性低渗透致密砂岩油藏,主体开发方式为水平井配合压裂改造.在长8储层水平井实际生产情况的基础上,从地质、钻井、压裂、采油的角度论证了水平井井筒延伸方位对工程、产能和防水的影响.结果表明：井筒延伸方位和最大水平地应力夹角介于25～75°时,可获得较高的砂岩钻遇率和显示钻遇率;夹角介于60～90°时,同时避开泥岩和断层,是钻井过程中利于井壁稳定和储层保护的最优方向;夹角介于50～90°时,避开泥岩和断层,是减少出现压裂施工复杂情况的最优方向;夹角介于50～80°时,可获得较好的防水效果;夹角介于40～75°时,可获得较高的单井产能,是利于工程施工、提高单井产能和防水淹的最优方向.

水平射孔井射孔参数及起裂压力研究

水平井压裂技术是低渗透油气藏及非常规能源开发的一项重要技术,压裂施工过程中需要射孔作业沟通油气储集区来提高低渗透油气藏的采收率,为此,准确地认识射孔参数对水平井起裂压力的影响是关系到低渗透储层压裂改造的关键环节。基于岩石力学和弹性力学,在现有模型上考虑水平井井筒方位和射孔方位等因素,建立水平射孔井的起裂压力计算模型。计算结果表明,射孔孔眼的起裂点通常在孔壁周向角为0°和180°位置,并且起裂压力受到井筒方位和射孔方位的变化影响较大。

定向井压裂特征及原因分析

为了减小定向井的压裂施工难度，提升定向井增产效果，对定向井压裂中表现出的特征进行了研究和分析。定向井压裂通常表现出以下特征：施工泵压较直井高；施工难度较直井大；压后效果普遍较直井差；当井筒方位与地应力场最大水平主应力方向垂直时，施工难度更大，并易砂堵。研究分析其原因有：裂缝空间转向、近井效应和多裂缝的形成造成定向井压裂施工难度大和压后效果普遍较直井差；井筒方位与最大水平主应力方向垂直时，压裂中更易产生多裂缝且很难形成单一的主裂缝，导致施工难度极大、易砂堵。研究为正确实施定向井压裂和提高单井产能提供了技术支持，同时为定向井储层改造工艺技术进步奠定了重要基础。

渤中25—1油田低渗透储层大位移井破裂压力特征分析

受海洋钻井平台空间区域的限帮），大位移并成为海洋油田石油开采的主要设计并型．为此．准确地预测大位移井的破裂压力是海洋油田低渗透储层水力压裂改造的关键环节从大位移井井壁应力分布特征出发．考虑了并筒内液体压力、储层主应力及液体滤失效应等作用，建立了大位移井井筒应力分布的线弹性模型．并利用最大拉应力破裂；住则，分析了影响大位移并破裂压力的主要因素计算结果表明，大位移井井壁破裂压力的变化规律主要由地层原地应力状态、井筒方位角和井斜角决定；同时基于苯文建立的计算模型对渤中25-1油田某大位移井进行了破裂压力的定量计算，计算结果证实了文中计算模型的精确性和可靠性。

渭北长3定向井多裂缝形成机理及压裂技术研究

渭北油田近年来改造效果逐渐变差。针对定向井井斜大,方位角各异的实际,提出并论证了借鉴水平井压裂设计理念的可行性。井下微地震监测结果可与施工曲线特征互相验证来判断人工裂缝是否串通。统计结果表明,井筒方位与最大主应力夹角大于21°,射孔中位平面距离大于7 m后,压裂易形成独立裂缝,可应用机械分压工艺。对于不符合分压条件的定向井,建议采取合压工艺。

缝洞型碳酸盐岩水平井压裂裂缝沟通效果模拟

顺北油田超深油气资源主要存储于碳酸盐岩缝洞中,水平井压裂开发时,井筒方位往往不是最小地应力方向,压裂裂缝容易发生转向,使得储集体沟通效果不理想.为提升压裂裂缝的沟通效果,采用基于离散格点理论和合成岩体技术的数值模拟方法,建立碳酸盐岩储层模型、单溶洞体模型和多缝-洞体模型,系统研究井筒方位角、地质参数(水平应力差和溶洞体孔压)和施工参数(排量和黏度)等因素对裂缝扩展路径及溶洞沟通效果的影响.研究结果表明,偏转半径随井筒方位角、排量和黏度的增大而增大,当排量大于2.88 m^(3)/min时,裂缝转向半径保持稳定;溶洞体孔压越小,溶洞体对水力裂缝扩展的排斥效果越明显;水平地应力差值越大,溶洞体对水力裂缝扩展的影响效果越小,当达到30 MPa时,地应力差完全主导裂缝的扩展;多缝-洞体储层中,随着井筒方位角、排量与黏度增加,裂缝横向沟通距离增加.井筒方位角大于30°或排量超过9 m^(3)/min时对横向沟通距离的增幅减缓;随着施工液量增加,裂缝垂向延伸距离和最大缝长增加;天然裂缝密度增加,裂缝的垂向沟通距离逐渐减少.研究成果可为碳酸盐岩储层酸化压裂方案设计提供理论指导.