基于返排动态分析的页岩油井压后评估方法

通过挖掘早期返排数据资源的潜力,提出基于返排动态分析的页岩油水平井压后评估方法。考虑页岩裂缝复杂支撑模式,将有效裂缝划分为砂支撑主缝和液支撑次缝,然后基于流动物质平衡方程,建立数学模型和迭代求解方法,并利用数值模拟验证新方法的适用性。以吉木萨尔页岩油藏四口分段压裂水平井为例,详细介绍了新方法的分析流程,反演出有效裂缝体积、裂缝复杂程度和压裂液效率;计算发现,压裂后形成的水力裂缝网络以液支撑的次缝为主,仅有平均约34%的压裂液对投产后裂缝导流能力有贡献,压裂液效率和返排率随着用液强度的提高而降低。结果表明:该方法能够充分利用返排数据及时评价有效裂缝体积、裂缝复杂程度和压裂液效率,在压后评估方面具有实用性。

基于施工曲线的页岩气井压后评估新方法

基于有限的资料进行压后评估分析,对于压裂方案的持续改进具有重要的意义。为了再认识储层及人工裂缝参数,把压裂施工曲线分为前置液注入和主压裂施工两个阶段。通过统计前置液注入阶段的地层破裂次数、平均压力降幅和平均压力降速,可以定性判断地层脆塑性;根据压裂施工中的能量区域可定量化计算综合脆性指数。真三轴大型物理模拟试验结果显示,主压裂施工阶段曲线压力波动频率和幅度反映了裂缝的复杂程度,结合地层脆塑性可综合诊断远井裂缝形态。以渝东南某页岩气P井为例,进行压后评估分析。结果表明:①水平井筒延伸方向的页岩地层非均质性较强,以自然伽马值260 API作为该区地层脆塑性的界限,偏脆性地层更易形成复杂裂缝系统;②P井有一半裂缝为单一缝,为了进一步改善开发效果,应进一步采取精细分段、转向压裂等措施。该成果为进一步改进该区压裂井设计、提高压裂有效改造体积提供了理论依据。

地质工程一体化支撑下的裂缝性致密砂岩气藏压后评估及产能预测方法研究

针对压后评估的两项核心技术——施工压力分析和数值模拟技术,对压裂效果进行工艺性和增产性评价。施工净压力拟合可以获得压后裂缝长度、宽度、导流能力等参数,并通过三维软件模拟进一步刻画压后三维裂缝形态;而数值模拟生产历史拟合可获得有效裂缝长度、导流能力等参数,科学合理地评价压裂施工质量,准确可靠地分析压裂有效性或失效原因,对压裂效果进行工艺性评价。通过压后生产动态分析可对压后效果进行增产性评价。针对裂缝性致密砂岩流体存在于基质(提供主要的储集空间)和裂缝(提供流体的主要渗流通道)两个相互联系的系统中,依托地质工程一体化的综合研究,利用先进的成像测井裂缝描述技术,提出了天然裂缝系统裂缝孔隙度、裂缝渗透率和形状因子的计算方法,并综合基质、天然裂缝、人工裂缝、流体/岩石特性及生产历史建立了双重介质模型,通过合理地调整模型中的一些不确定参数,达到模拟与真实生产情况的统一,从而进一步评价压裂效果。该方法既是一套实用的压裂评价方法,也是一套压后产能预测和压裂方案优化方法,可为探区、新井或新层的压裂方案设计和实施提供了有力支撑。

一种页岩气井压后评估的远井可压指数评价方法

页岩储层地质特征复杂、区域差异性明显,为取得较好的压裂改造效果,压前评价和压后评估均是必不可少的工作。对于页岩气井的压后评估工作,产能测试是压裂改造效果最为直观的表征手段之一,但是由于单井开发成本和经济性的要求,开展此项工作的页岩气井极为有限。因此,为了量化、便捷并准确的评价压裂效果和压裂施工措施适应性,在蒋廷学等提出的运用各压裂段的施工液量、砂量建立远井可压指数模型基础上,进一步对模型中参数的选取和计算方法进行改进,提升远井可压模型的准确率。通过实例验证,改进后的远井可压指数模型所计算得到的各段的可压指数可与产能测试结果符合率达80%以上,为压裂方案的制定和优化提供理论指导。

七个泉油田油基压裂产能预测与压后评估方法

采用了单井数值模拟的方法进行压裂油井的产能预测。预测的压裂井的产能可用于压裂井的经济效益分析 ,也可用于压裂井的历史拟合。压后产能评估是根据油藏储层参数 ,计算出各种裂缝条件下无因次产能的倒数 (1/qD)与无因次时间 (tD)关系的标准图版 ,然后用压裂后油井的实际产能 ,分析就地支撑裂缝长度和平均导流能力。

气井水力压裂有效缝长评估及影响因素研究

为了准确确定气井压后有效缝长及其影响因素,提高川西须家河气藏水力压裂针对性,对于具备生产历史拟合条件的气井,利用数值模拟软件进行了生产历史拟合获得有效水力裂缝缝长,与采用净压力拟合方法获得的水力裂缝支撑缝长进行对比和拟合,获得了有效缝长和支撑缝长的关系式,计算了川西须家河储层单井压后有效缝长;采用灰色关联分析理论分析了各个参数对有效缝长的影响程度和对压裂设计的启示。结果表明:压后有效缝长与支撑缝长具有较强相关性(Le=0.0584 Lp1.359 3),有效缝长明显比支撑缝长短;施工参数(特别是用液量)是影响须家河储层有效缝长的关键,而储层和隔层间应力差则是影响有效缝长的重要客观因素。该研究方法为水力压裂压后评估和提高压裂设计水平提供了较好的借鉴。

川西中浅层气藏压后大数据分析评估

经济发展对油气资源的旺盛需求使得致密油气的开发进入快车道,在致密气田长期的开井生产过程中,积累了大量的压裂施工资料以及各井的初始地质、工程资料,众多学者通过数学物理模型分析法,建立相关产量主控因素模型,对气井产量影响因素进行相关性分析,然而由于数学模型条件的限制,无法将各种因素全部考虑,并且在现场实际生产过程中,现场的复杂环境也会对气井产量造成影响,使得分析结果指导性不强,针对性不够。本文依托大数据计算方法优化处理压裂数据,选用循环神经网络算法建立影响压后效果的评价系统,实现了16因素下的地质效果评价。同时优化压裂参数,适当增加砂比、尽可能提高排量,少液多砂实现高效开发。

灰质源岩储层复合加砂酸压工艺的应用

渝西大安区块茅口组茅一段储层是非常规的富含有机质灰质源岩,具有自生自储、源储一体的成储成藏特点,以DB1井为例,其茅一段储层岩性致密,缝洞不发育,且含滑石,为基质孔隙型储层,常规的酸压改造不能满足增产需求。以多级交替注入为核心的深度酸压工艺酸蚀作用距离有限,加砂压裂工艺虽有利于形成较长的、具有一定导流能力的支撑裂缝,但人工裂缝方位单一,针对以上难点,探索了“高温胶凝酸+变黏滑溜水携砂”多级酸化加砂交替注入的复合加砂酸压工艺,通过软件模拟优选用液规模和交替级数,采用多簇射孔、控制总射孔数以实现限流压裂。在DB1井应用后,通过基于高频压力连续监测的倒谱分析技术验证了体积压裂的网状复杂缝的形成。现场试验表明,复合加砂酸压工艺技术适用于大安区块非常规致密性碳酸盐岩基质孔隙型储层,为进一步评价四川盆地茅一段灰质源岩储层特征及含气性、优化大安探区储层改造工艺提供了依据。

煤层气水力压裂微地震监测技术在鄂尔多斯盆地东部M地区的应用

为探索研究二叠系下统太原组和山西组煤系地层水力压裂效果,以鄂尔多斯盆地东部M地区煤系地层太原组和山西组为例,以微地震井中监测为技术手段,实时监测压裂效果,结合微地震事件属性特征分析人工裂缝网络连通性,解决复杂区域裂缝网络控制问题,为煤系地层水力压裂过程中压裂方案设计与调整提供依据,并对施工过程质量控制提供依据。现场实施取得良好的效果,实时调整压裂方案,为煤系地层水力压裂和储层评价提供了依据和技术保障;利用井间应力干扰可以促成大范围裂缝带的形成和沟通,形成更大的裂缝体积和渗流通道,对产能的改善作用更加明显,提高开发效率。

超深火成岩英买4-2X井加砂压裂技术

英买4-2X井为塔里木油田火成岩首口加砂压裂改造井,井斜大,储层埋藏超深(大于5 600 m),属于中孔特低渗储层,具有中孔细喉型结构,高角度天然裂缝发育,加砂压裂施工难度和风险高。结合储层特点,优选低伤害0. 3%瓜胶压裂体系,采用前置酸降破处理,适当提高前置液比例,采用多级支撑剂段塞打磨技术等措施,成功对英买4-2X大斜度井实施了加砂压裂改造。施工挤入地层液体559 m^3,最高排量4. 2 m^3/min,施工压力88～93 MPa (接近管柱安全极限),挤入地层砂量22. 2 m^3。压后气举求产,日产油4. 52 m^3,日产水23. 83 m^3,为低产油水同层。但由于采用常规压裂施工井口和81. 28 mm管柱,施工排量受限,砂堵风险较大,加砂量未达到设计要求。建议该区块后期单井压裂施工设计时考虑采用较大尺寸施工管柱,为压裂施工提供合适的压力空间,提高改造效果。

页岩气水平井段内多簇压裂暂堵技术的数值模拟研究及先导实验

水平井段内多簇射孔技术已成为页岩气压裂工艺发展的新方向,暂堵转向技术能有效提高射孔孔眼开启效率,是一种有效的辅助手段。为了给页岩气水平井压裂工艺参数优化提供技术支撑,基于数值模拟的方法优化了"单段5簇射孔+投球暂堵转向"工艺的相关参数,并在昭通国家级页岩气示范区YS112HX-1水平井开展了"段内多簇+暂堵转向"先导性试验;最后,结合微地震监测、微形变监测以及压力恢复试井分析等技术进行了压后综合评价。研究结果表明:(1)投球时机为注入压裂液量为900 m3时对应的时间,投球数量为所需封堵孔眼数的1.0~1.2倍,暂堵球直径不小于13.5 mm;(2)微地震、测斜仪和试井结果一致,单段5簇射孔+投球暂堵转向压裂对比常规3簇射孔压裂裂缝复杂度要更好,虽然HX-1井基质区渗透率较低,但高渗区渗透率更高,改造效果更好;(3)试井解释HX-1井裂缝半长不超过100 m,与数值模拟的裂缝半长存在着一定的误差,试井结果可以反过来对数值模拟参数进行优化;(4)采用"段内多簇+暂堵转向"技术的HX-1井压后返排具有见气时间早、井口压力大、日产气量高的特点。结论认为,该研究及试验成果对于页岩气水平井压裂工艺参数优化具有指导意义。

基于天然裂缝破坏行为的页岩储层压裂微地震事件预测

微地震事件的分布范围和密度与页岩气井的产量有较好的正相关关系,经济、高效地进行微地震事件的压前预测和压后评估,对压裂增产优化设计具有重要的指导意义。针对微地震监测技术成本高和施工受限的问题,基于渗流力学和岩石力学理论,结合天然裂缝张性和剪切破坏准则,建立了水力裂缝动态扩展过程中微地震事件模拟预测的流固耦合数学模型,给出了数值求解方法。采用涪陵页岩气示范区HF-X水平井的储层地质参数和施工参数,对页岩储层压裂过程中剪切和张性微地震事件的动态演化和展布进行数值模拟,模拟结果与实时监测的微地震数据吻合度高于80%。结果表明,该理论方法能够经济、高效和可靠地预测微地震事件的展布。

基于页岩气井压后返排液氯离子分析的压后效果评价

页岩具有低孔隙度、特低渗透率的特征,只有通过储层改造后才能获得经济开发效益。水平井钻井与多段多簇压裂是页岩气效益开发的关键核心技术,为提高页岩气单井产量,以储层改造体积和裂缝复杂程度最大化为目标函数,但现有裂缝复杂程度表征及气井产能预测方法有限。压裂液的返排动态可表征储层压后的裂缝形态,是影响压后产能的重要因素,通过对返排液测试数据的分析总结表明,压裂返排液氯离子浓度变化分为3个区域:快速上涨区,缓慢上涨区,趋于平稳区。同区块邻井在相同压裂工艺及返排制度下,返排液氯离子浓度变化趋于一致;页岩气井排液期间返排率越低,氯离子浓度变化幅度越小,即快速上涨区与缓慢上涨区持续时间越短,裂缝复杂程度越高,压裂改造效果越好;页岩气井最大瞬时产气量出现在平稳区初期。丰富了页岩气压裂后评估技术体系,为气井产能预测提供了支撑。

分段压裂水平井试井技术在气田开发中的应用

随着多级滑套技术水平的提高，目前水平井分段压裂技术已成为川西气田中浅层气藏的主导开发技术，最高分段数已达到12段，在气藏增产中发挥重要作用，但在压后评估过程中，传统的试井解释模型已无法满足该类井的试井分析，这也给动态评价工作的开展增加了难度。本文利用常规模型外的扩展模型．根据分段压裂水平井的渗流特征，利用井下实测压恢数据进行实例分析，拟合得到的分段数、水平井有效长度、裂缝半长、表皮、渗透率等参数为压后评估工作的开展提供了技术支撑。

微地震监测解释技术在非常规油气储层的研究与应用

重点研究了致密砂岩、碳酸盐岩、煤岩、页岩等非常规油气储层的储层响应特征,并对不同岩性储层的微地震监测结果进行了描述。结合压裂、地震地质等实际情况对微地震监测结果进行综合解释,取得了较好的效果。