缝网体积压裂在大牛地重复压裂井中的应用

大牛地气田具备重复压裂基础,前期优选了7口井开展重复压裂先导试验,常规加砂压裂整体效果不理想。通过采用一种新型压裂工艺,对老井进行二次挖潜,旨在提高老井的采收率。利用压裂软件建立典型的压裂模拟模型,对不同泵注工艺条件下支撑剂在裂缝中的铺置剖面情况进行模拟,明确影响缝网体积和支撑剂铺置的主要影响因素。并对影响改造效果的排量、液量、砂量以及前置液比例等关键参数进行优化,实现体积改造最优化。开展大牛地盒3气层的有利条件的评价,形成了一套适合重复压裂的缝网体积压裂技术。现场应用效果来看:4口老井采用缝网体积压裂后均实现增产,日增天然气8000 m^3左右。

多功能一体化压裂液体系的研究及应用

报道了一种具有驱油、减阻、携砂多功能的滑溜水压裂液体系。评价结果表明:0.1%~0.4%减阻剂18 s内完全溶解、无鱼眼,与助排剂、防膨剂配伍性良好;当质量分数为0.15%时,其悬砂性能约是清水的60倍;当质量分数为0.05%时,减阻率可达到70.4%,且耐温耐剪切和驱油性能良好,该减阻剂各项性能指标均符合SY/T 7627—2021标准。现场应用结果表明,各项压裂施工参数均达到了设计要求,简化了体积缝网压裂施工的配液程序,提升了施工效率。

考虑天然裂缝的页岩储集层多裂缝竞争扩展三维模拟

传统页岩裂缝扩展模拟大多局限于二维模型,且未考虑多裂缝同步竞争扩展机理,压裂施工方案大多基于统计分析和现场经验实施,无法有效筛选出强敏感性复杂缝网压裂效果影响参数。针对该问题,以威远区块W204H井区实际储层为例,构建了三维空间下裂缝性地质力学数值模型,考虑多簇压裂中裂缝同步竞争扩展,分析地应力对施工参数的影响,并定量研究地应力差、天然裂缝胶结强度、射孔参数及压裂液排量对复杂缝网体积的影响。结果表明:地应力差越大,天然裂缝激活概率和缝网复杂性越低;天然裂缝胶结强度越小,越容易激活并捕获水力裂缝,当其大于岩石基质强度时,水力裂缝将穿透天然裂缝沿缝高方向扩展;射孔组合密度越大,射孔压降越小,缓解簇间应力干扰能力越弱;压裂液注入速率越高,水力裂缝更倾向于沿天然裂缝扩展,布控密集射孔簇时,应采用大排量和高黏度压裂液以平衡多簇的均匀扩展。该研究可为裂缝性页岩储层的体积压裂优化设计提供理论依据。

致密油水平井体积压裂试验

针对致密油储层采用常规压裂开发效果差的实际问题,开展了致密油水平井体积压裂方案优化和现场试验工作。根据水平井体积压裂工艺原理,从压裂规模、裂缝间距、施工排量3方面进行优化设计,通过井下微地震监测结果及裂缝间距与产能关系的分析评价看出,水平井体积压裂能形成复杂裂缝网络,有效提高了储层的整体渗流能力。现场应用表明:10口体积压裂试验水平井初期平均单井日产油量为24. 1t,其中投产较早的2口井平均单井年产油量为4750t,与储层条件相似、采用常规压裂投产的直井和定向井相比,投产初期平均单井日产油量是常规压裂井的16倍,平均单井年产油量是常规压裂井的9倍,取得了较好的开发效果。致密油水平井体积压裂工艺可有效动用致密油储层,为同类油田开发提供借鉴作用。

板深20-46井开发技术新突破

板南深层区块构造上处于板桥斜坡南部,南、北、东三面被滨海断层、大张坨断层以及港八井断层所夹持,内部被次级断层复杂化的断块构造。板深5-1断块位于板南深层区块东北部,为北部大张坨断层和南部F2断层所夹持的地垒构造。该断块勘探开发程度低,自风险合作开发以来在该断块运用了一系列配套的开发新技术,并取得了较为显著的开发效果。沙三段为该块部署的主要含油层系,目的层具有油层段跨度大,油层层数多,单层厚度薄,横向变化快,连通性差等特点。板深20-46井部署在板深5-1断块西偏南部,位于构造中部,其ES33-1顶深位于-3450m等高线上。