榆树林油田优化压裂研究与实践

以改善低渗透油藏开发状况为目标,开展优化压裂工艺技术研究,利用以往压裂资料、岩样和测井曲线综合分析,得出了最小主应力大小、杨氏模量及泊松比等,确定了水力压裂的裂缝垂向延伸高度和粘土矿物组分,提出了优选低伤害压裂液的必要性;对以往压裂进行了评估,提出了存在的不足,明确了改进方向;利用油藏模拟软件,考虑了榆树林油田为反九点法注水开发,确定了压裂规模;从榆树林油田的油藏特点和压裂工艺两方面优选了压裂液配方和支撑剂;利用水力裂缝模拟软件,确定了裂缝的几何尺寸和导流能力;对施工参数进行了优化。提出了现场压裂施工的质量控制体系。通过现场试验,取得了较好效果,验证了压裂优化方案的合理性、可行性。

珠江口盆地潜山储层地质力学及压裂参数优化研究

珠江口盆地珠一坳陷惠州27-1井区作为潜山油气储层,压裂层段厚度大、层数多、非均质性强、压裂改造难度大,对于人工裂缝的在潜山储层中的拓展延伸规律认识困难。针对此问题,首先建立动态参数测井解释模型,并与静态岩石力学数据协同校正,建立一维岩石力学剖面;结合深部成岩理论,建立三维地质力学模型,真实模拟研究区块成岩环境;最后基于三维地质力学模型,研究排量、液量、砂比、前置液占比、射孔层位厚度等参数对裂缝纵向和平面延伸规律的影响,优化压裂设计。结果表明:惠州27-1区块,杨氏模量平均值为45.47 GPa,最大水平主应力平均值为100.91 MPa,最小水平主应力平均值为80.98 MPa,泊松比平均值为0.30。排量6~7 m^(3)/min、液量600~700 m^(3)、砂比10%~15%、前置液比例50%~60%、射孔厚度8~11 m为最优施工参数,为现场施工提供指导意见。

高停泵特征储层压裂施工参数优化设计方法——以海拉尔油田为例

海拉尔油田深部储层大规模压裂施工停泵压力梯度高,加砂困难,压裂效益低。为了明确高停泵储层裂缝起裂和扩展特征,优化高停泵储层压裂施工参数,利用FracproPT软件模拟海拉尔油田高停泵储层的裂缝扩展,分析了裂缝起裂和扩展的特征,以及高停泵储层渗透率、储层与隔层应力差、杨氏模量和泊松比对施工参数的影响,并对排量、液量、平均砂比和前置液百分数四个施工参数进行了关联性模拟研究。结果表明,高停泵储层压裂裂缝高度易失去控制,裂缝长度和铺砂浓度小,施工成功率低。针对高停泵储层压裂施工特征,最终形成了控制压力,限制缝高的高停泵储层压裂优化设计方法。通过开展实例井应用,证实了该方法的适用性,可为高停泵储层的压裂优化设计和高效开发提供借鉴。

大段多簇压裂改造技术优化与页岩气储层分析应用

YA45G5平台下志留统龙马溪组页岩气储层物性差,非均质性强,水平井精准改造优势储层的难度大,分段压裂方式增产效果有限,压裂投入高、产出低的矛盾突出。针对这些问题,采用连续油管和电缆传输分簇射孔技术可以改善压裂液在段内各簇中的分布,优化压裂施工参数,促进裂缝均匀起裂,形成了适用于太阳-大寨区块油藏的水平井大排量、大段多簇、高强度加砂压裂技术,取得了显著的降本增产效果,为国内页岩气储层的开发提供有益经验。

软煤顶板水平井分段压裂技术优化研究——以祁东井田为例

针对安徽淮北矿区井下瓦斯治理难度大,将地面抽采先进技术应用于煤矿瓦斯治理,并进行软煤顶板水平井分段压裂技术优化与研究。以祁东井田为例,通过优化选择顶板井空间位置和定向分段压裂技术,对工作面瓦斯进行预抽,并分别通过微地震检测和抽采效果检验方法对该技术评价。

非常规油气井压裂参数智能优化研究进展与发展展望

非常规油气储层具有非均质性强、低孔低渗的特征,非常规油气井需要进行压裂才能投产,与常规油气储层相比,其工程地质条件更为复杂,对传统压裂参数优化方法提出了挑战。人工智能可以为传统方法难以解决的问题提供解决方法,因此,被引入了非常规油气井压裂参数优化。为推动智能压裂理论和技术的快速发展,系统介绍了非常规油气井压裂参数智能优化研究进展情况,主要包括压裂参数优化目标的确定、压裂参数与压裂效果映射关系的建立、最优压裂参数组合的求解,提出非常规油气井压裂参数智能优化主要向基于光纤的井下压裂数据实时采集和传输、物理-数据协同的裂缝扩展-生产动态模拟、压裂参数智能优化及实时调控集成系统等3个方向发展。

致密砾岩油藏地层亏空区新井压裂参数优化设计

针对老井地层能量亏空对新井储层改造及生产存在影响的问题,在三维地质及地应力模型的基础上,建立油藏数值模型,结合生产资料研究老井应力场的动态变化规律,基于裂缝扩展模型预测新井裂缝形态特征,并优化压裂设计参数。研究表明:老井开发导致低应力区对邻井裂缝扩展有一定诱导作用,优化新井前置液比例,能够弥补地层能量亏空,避免新井人工裂缝向亏空方向过分延伸,储层改造更充分,压裂后产能更理想。玛湖砾岩油藏H1井组实例应用表明,优选簇间距为25~30 m,用液强度为18 m^(3)/m,单簇前置液量为400 m^(3),能够有效抑制低应力区对新井人工裂缝的诱导,提高支撑剂的铺置浓度。该研究对同类砾岩油藏开发具有重要指导意义。

数据驱动的页岩油水平井压裂施工参数智能优化研究

针对目前数智化压裂施工参数设计针对性不足、流程不畅通等问题,建立了基于数据驱动的压裂施工参数智能优化方法。以CD区块32口页岩油井为研究对象,采用主成分分析法处理代表储层地质特征、工程品质和施工参数的15项产量影响因素,使之降低维度,引入高斯隶属函数和熵权法进行储层压裂非均质性模糊综合评价,结合支持向量回归和粒子群优化算法,以产量最高为目标,推荐射孔位置、段长、簇间距、单位长度液量、单位长度砂量和排量。研究结果表明,渗透率、孔隙度、热解游离烃含量、单位长度液量和单位长度砂量为研究区块的产量主控因素。应用实例井采用优化的参数施工后,第一压裂段8簇均成功起裂,裂缝半长59.50~154.80 m,产量预测符合率为94.86%。研究表明,该方法可实现有效储层质量评价、产量预测和匹配储层地质条件施工参数的快速优化,推动页岩油等非常规储层高效开发。

低渗透薄互层油藏动态多级暂堵压裂技术优化

鄂尔多斯盆地陇东地区长6-长8储层属于低渗透薄互层油藏,具有厚度薄、物性差、非均质严重等特点。目前薄互层油藏暂堵压裂中存在暂堵剂加量计算方法和压裂设计参数不明确的问题,导致纵向薄层不能被全部压开、压裂缝高难控,压裂后增产及稳产效果受到一定影响。基于上述问题,通过实验评价了动态多级暂堵压裂时暂堵剂的最优组合,提出了包括射孔炮眼和近井带的暂堵剂加量计算方法,并利用数值模拟软件优化了射孔段长、排量及加砂量等参数,形成了陇东地区低渗透薄互层油藏动态多级暂堵压裂技术。现场试验表明暂堵剂有效封堵了射孔炮眼和近井带裂缝,通过对比压裂前后各向异性成果解释,得出纵向各层射孔段均产生了压裂裂缝,试验井的试油产量与邻井相比有大幅提升。该技术在薄互层砂岩油藏取得了显著的压裂改造效果,为目标区块薄互层油气藏高效压裂提供了技术支持。

延长油田东部浅层致密油储层驱油压裂技术及应用

南泥湾采油厂浅层致密油储层采用滑溜水分段压裂取得初步成效,但产量递减快,原因之一就是油藏能量不足。针对浅层致密油藏增能需求,采用大排量、大液量、低砂比的驱油型滑溜水压裂液滞留地层,补充地层能量,通过焖井进行油水置换,形成驱油压裂技术。根据施工排量控制总射孔数,按照每孔排量最少0.3 m^(3)/min进行压裂,压后焖井,通过优化压裂缝模拟设计形成较大的储层改造体积,达到体积压裂的效果。评132井区平2井现场试验结果表明,该工艺实施简单,整个施工泵压较低且平稳,排量稳定,取得了较好的增产效果。

井平台多井压裂裂缝扩展、支撑剂运移规律与参数优化

基于位移不连续方法和欧拉-欧拉法建立了井平台多井压裂模式下三维裂缝扩展与支撑剂运移耦合模型,以实际井平台参数为例研究了多井压裂裂缝扩展形态与缝内支撑剂铺置规律。研究表明:井平台压裂模式下裂缝起裂及扩展受段内、段间及井间等多种应力干扰的共同影响,裂缝展布形态具有各簇非均衡、两翼非对称以及跟端倾向等特征;裂缝形态及宽度对缝内支撑剂运移能力影响显著,支撑剂主要铺置在近井缝宽较大区域,而缝宽较窄处容易快速桥接形成高浓度砂堆,整体支撑剂铺置范围有限;增大井间距离有利于降低邻井干扰作用,促进两翼裂缝和支撑剂均匀展布,以储集层有效改造面积或者多裂缝扩展均衡程度最大为目标,井平台存在最优井间距离;降低簇间距离能够提升储集层改造程度,但簇间距离过低并不能有效增加缝内支撑面积;增大压裂段间隔时长有助于降低段间应力干扰,拉链压裂模式下段内各簇裂缝扩展和支撑剂铺置更加均衡。

水平井多级压裂高维参数智能优化方法研究

本文耦合裂缝扩展、产能模拟和自动搜索算法,建立了完整的水力压裂高维参数智能优化工作流,以获取全局范围内最佳匹配的整套压裂参数,使得以经济指标为目标函数的值最大化。裂缝扩展模拟采用自编的边界元裂缝扩展模拟器,产能模拟采用CMG组分模拟器,自动搜索算法采用遗产算法和贝叶斯优化算法,实现了整个优化过程自动化,即裂缝整体形态自动导入CMG中并自动建立压裂模型,通过CMG压裂模型预测油气水产量并计算目标函数值,自动搜索算法通过衡量目标函数值与压裂参数输入值之间的关系,更新下一代压裂参数输入值,并重新进行压裂优化,直至获得理想的压裂参数。压裂优化过程及结果表明:结合边界元裂缝扩展模拟器和CMG组分模拟器,可以实现快速压裂仿真,解决了智能搜索仿真次数高、计算量大的难题;通过智能优化,最终压裂参数相对初始压裂参数,经济指标提高55%;对比遗产算法和贝叶斯算法优化结果,遗传算法搜索到了更优的压裂参数,即经济指标更高,而贝叶斯算法搜索迭代次数较少,同时可以更好地利用先验知识;两种方法均适合求解水力压裂优化的“黑盒”工作,且各有优势,现场应用推广潜力大。

应用裂缝-油藏耦合技术的油藏水井压裂参数优化数值模拟

为得到油藏水井压裂过程的优化参数,设计裂缝-油藏耦合技术设计油藏水井压裂参数优化数值模拟方法。建立油藏流体等效模型,设计控制单元结构模型,在法向速度的连续方程中,得到应力矢量的基线方程,并计算变化方程的平均渗流速度,设置数值模拟边界条件,得到油藏水井压裂的应力曲线,分别对压裂液黏度、压裂液注入量、支撑剂用量3个参数进行数值模拟。实验证明这3个参数对水井裂缝宽度与长度有直接影响,因此可以通过调节这3个参数实现油藏水井压裂参数的优化。

基于数据模型的压裂参数智能优化方法研究

【目的】为了实现压裂参数的快速和精准设优化。【方法】本研究利用大数据技术及多种机器学习算法,采用基于数据模型的压裂参数智能优化方法来获得最优压裂施工参数组合。【结果】本研究以苏东南某致密气井区的历史压裂数据为基础,利用上述方法对该区的74口水平井的压裂总液量、加砂强度、砂比进行优化设计,并预测压后产能。优化结果表明,该区合理的总液量为3000~4600 m^(3),加砂强度优化为2~3,砂比优化为17~19,优化后增气量为1890~3555万m^(3),压裂参数优化效果显著。【结论】该方法能有效提高压后产能,为其他非常规油气田压裂参数优化设计提供参考。

低渗透油藏水力压裂优化设计方法

低渗透油藏是目前乃至未来很长一段时间里勘探开发的重点领域，水力压裂是开发低渗透油藏的有效方法之一，压裂优化设计方法对压后效果有着极其重要的影响。通过分析低渗透油藏特点和开发中存在的特殊性，制定了低渗透油藏水力压裂优化设计应遵循的基本原则，对渗透率等9个影响低渗透油藏水力压裂压后产量的因素进行敏感性分析，得到各因素影响压后产量的敏感性程度。以国内某低渗透油藏C-A井为例，通过油藏特性分析，结合产量影响因素敏感性分析结果，设计诊断注入测试、低排量支撑剂段塞替挤天然裂缝、短的射孔间隔、压裂液和支撑剂优选、井下微地震裂缝监测，研究制定适合该低渗透油藏的水力压裂优化设计。压裂裂缝监测和压后产量对比表明，压裂设计合理且具有针对性，对低渗透油藏水力压裂设计的制定具有一定的借鉴意义。

大庆外围低渗透油田薄互层压裂优化配套技术

针对大庆外围低渗透油田具有储层埋藏深、物性差、丰度低,油层发育多、单层厚度小、渗透率低,导致产量低的问题,开展单层压裂、层段优化组合等现场试验,在缝高预测与控制技术、压裂液破胶技术、压裂层段选择和划分技术上有新突破,形成了一套适应低渗透油田薄互层的压裂优化配套技术,现场应用后取得了较大的经济效益。

致密气藏压裂水平井产能分析及压裂优化设计

致密气藏储集层渗透率低,孔喉细小,储集层流动条件极差。基于应力敏感性对致密储集层渗透率的影响,建立了致密气藏水平井压裂渗流模型,得到考虑井筒储集效应的无因次压力拉普拉斯空间半解析解。在验证模型正确性的基础上,绘制水平井分段压裂产能变化曲线,对产能影响因素进行分析并设计正交试验,以确定主控因素。研究结果表明:压裂参数中裂缝间改造区域渗透率对产能影响最大,裂缝长度次之,裂缝条数最小。基于该模型对胜利油田某致密气藏储集层压裂进行了优化设计,实例计算结果表明,研究区块在裂缝半长为140 m,裂缝密度为6条/km时,尽量增大裂缝间改造区域渗透率可以获得最佳产量。研究结果对致密气藏水平井压裂设计具有一定的指导意义。

海上疏松砂岩稠油油藏压裂充填优化设计

建立了考虑疏松砂岩稠油油藏启动压力梯度、压力敏感性,以及裂缝导流能力失效性的压裂井数学模型,实现了该模型的数值求解。在防止地层出砂的前提下,对渤海湾某油田进行了压裂充填参数设计。研究表明,与不压裂相比,在该区块实施压裂充填改造在经济上是可行的,参数优化结果为该区开发方案设计提供了技术支撑。

基于地应力特征的水平井井眼轨迹与分段压裂优化技术——以塔里木盆地塔中地区碳酸盐岩储集层为例

以往的碳酸盐岩储集层水平井井眼轨迹和分段压裂优化,缺少地应力综合分析依据,无法预测储集层改造的难易程度和井周有利裂缝的沟通状况。以储集层地应力特征为基础,建立了基于波阻抗反演数据体的储集层三维地应力模型,它兼顾了裂缝带的钻遇率、井壁稳定和后期储集层改造等水平井井眼轨迹和分段压裂优化技术。此技术适用于塔里木盆地塔中地区碳酸盐岩非均质性储集层,为其水平井井眼轨迹设计和分段压裂改造提供依据。

新疆油田百110井区佳木河组压裂优化技术研究

百110井区是近年新疆油田重点评价区块,主力储层佳木河组具有基质物性差,非均质性强,岩石成分复杂等特点,压裂改造有一定难度,2008年压裂施工2井次,均因套压超过井口安全压力,导致实际加砂量远低于设计规模。通过分析,佳木河组储层天然微裂缝发育,造成压裂施工时压裂液滤失严重,同时较高的杨氏模量使缝宽较窄,两者相互影响作用,易造成砂堵。针对这些问题,通过优化压裂参数、优选压裂液添加剂等项技术,确定了新的压裂方案。2009年共在佳木河组压裂施工11井次,成功率100%,取得了较好的增产效果。