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。

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。

低渗透油藏水平井压裂参数优化设计与分析

以新疆油田外围某低渗透油藏为研究对象,根据实际油藏的地质特征建立数值模型,利用数值模拟方法对水平井压裂开发方式进行研究。研究表明,水平井压裂开发方式可有效提高油田采收率,获得较好的经济效益。采用正交试验设计方法,以采出程度和内部收益率为评价指标,得到影响开发效果的主要压裂参数依次为裂缝条数、裂缝半长、裂缝导流能力、裂缝间距和裂缝角度;确定了该油藏最优水平井压裂参数组合方案:裂缝条数为3条,裂缝半长为100 m,裂缝导流能力35,200 m的裂缝间距,裂缝角度90°,为现场水平井压裂开发方案制定提供理论指导和技术支持。

基于灰色关联投影随机森林算法的水平井压后产能预测及压裂参数优化

基于数据挖潜建立了压裂油井产量预测与合理压裂参数优选的灰色关联投影随机森林算法,采用加权的灰色关联投影方法筛选出数据集;采用网格搜索交叉验证方法对森林模型参数进行优化;在此基础上训练随机森林回归模型进行产量预测,结合响应面分析方法对压裂参数进行优化。产量预测实例表明该算法的决定系数0.9189高于随机森林算法、梯度提升决策树算法;三口井日产油实际值与预测值之间的误差为9.6%、1.2%、1.1%。结合新疆玛湖油田实际储层对M1井进行压裂优化:总压裂液量21000 m^(3)、裂缝簇数34条、总砂量1181.86 m^(3)为最佳压裂参数,此时日产油为44.356 m^(3)。

二氧化碳无水蓄能压裂参数优化

二氧化碳无水蓄能压裂技术在形成地层高导流裂缝的同时,通过与原油相互作用表现出了一系列有别于常规压裂的增产特性,包括降黏、体积膨胀和混相等。因此其优化设计过程也不同于常规压裂优化设计。首先利用地层原油取样进行室内二氧化碳与原油相互作用实验,获取最小混相压力;利用液态二氧化碳压裂时裂缝长度与储层物性参数关系模板,确定裂缝参数;以最小混相压力为条件,以裂缝参数和井底注入压力为基础,利用三维油藏数值模拟方法预测二氧化碳波及范围、混相带范围,最后确定最优的二氧化碳用液量。利用FracProPT拟三维压裂裂缝模拟软件,结合沿程摩阻损失,以保证井口和井下管柱结构安全稳定为设计前提,从水马力效率和经济效益角度优化施工排量;建立压后地层温度压力计算模型,模拟关井后混相带面积,确定最优关井时间为混相带面积最大时即压后井底压力大于最小混相压力的时间。吉林油田二氧化碳无水蓄能压裂技术已成功应用于致密油井,二氧化碳无水蓄能压裂后产油量均较压前有显著提高,6口井压后平均日产油是同区块常规重复压裂的2.7倍。研究结果表明,该二氧化碳无水蓄能压裂参数优化设计方法是合理可行的。

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。

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。

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。

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。

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。

基于BP-PSO的致密气压裂施工参数优化

压裂施工参数优化是水力压裂过程中的一个重要环节。为了精准设计压裂施工参数,达到节约开发成本和增产的目的,首先初选出影响水力压裂效果的参数,再用灰色关联分析法对参数进行排序,然后讨论参数个数对BP(back propogation)神经网络模型效果的影响,最终确定参数个数为10个。利用粒子群算法构建日产气量最优化模型,进而反演出最优压裂施工参数。应用于X区块的97口致密气井,BP神经网络模型准确率为86.52%。对7口井进行压裂施工参数优化后,每口井所有层的总平均增产率为5.57%。该方法具有投入成本低和操作简单等优点,为现场压裂设计提供借鉴和参考,具有一定的实际意义。

非常规气藏水平井压裂参数优化技术进展

非常规气藏包括页岩气、煤层气和致密砂岩气等,对我国天然气工业发展有重要战略意义。非常规气藏运用了新的水平井技术和压裂技术,对水平井压裂参数优化提出了新的要求。本文从水平井压裂新技术、压裂参数优化算法和复合算法、地应力和压裂水平井渗流阶段等不同角度研究了近年来水平井压裂参数设计进展。

基于智能计算的水力压裂施工参数优化

本文研究基于智能计算的压裂施工参数优化方法,在收集、分析了大量储层、压裂、产能数据的基础上,优选出了储层参数、岩石力学参数、压裂施工参数和产能参数等,分别建立了用于裂缝模拟的神经网络专家组和用于产能模拟的神经网络专家组,采用遗传算法优化施工参数,现场应用效果良好,对其他类似区块具有借鉴意义。

低渗区块压裂裂缝参数优化与实践

官38—16断块属中孔低渗型储层，自然产能低，均需要压裂改造；同时由于天然能量低，压裂后单井有一定的初产但产能递减较快，需要注水开发。本文在对以往压裂井实施数据应用软件进行了参数的拟合与分析的基础上．充分考虑并网中油水井的相对位置及裂缝方位等因素进行裂缝参数优化和压裂施工参数优化，现场应用取得良好效果。

二氧化碳前置蓄能体积压裂优化设计

为分析二氧化碳蓄能压裂过程各项参数对压裂效果的影响,以鄂尔多斯盆地某低渗油藏为背景,建立了油藏地质模型,并进行数值模拟产量和压力历史拟合,在准确建立地质模型基础上,分析了不同压裂过程注入排量、裂缝半长及间距、裂缝导流能力对压裂效果的影响,通过压裂过程参数模拟优化,建议注入量为140 t、注入速度控制在35-40 t·d^(-1)之间、压裂后尽快开井求产,在经济性的前提下获得最优的压裂效果。

海上低渗油藏分段压裂开发技术研究

低渗压裂开发技术在海洋油田取得了较好的开发效果,但受海上作业成本限制,压裂规模较小,且出现递减较大等问题。为了经济有效地压裂动用低渗油藏,从压裂参数优化角度出发,通过建立低渗油藏实际地质模型,应用数值模拟对裂缝高度、裂缝半缝长度、裂缝间距等关键参数进行优化,得到了较优的压裂参数推荐值,并据此对压裂方案施工参数进行了优选,为相似储层参数油藏后续压裂开发方案设计提供一定的指导和借鉴。

G38-16区块压裂设计优化与评价

对G38-16断块以往压裂井实施数据应用软件进行了参数的拟合与分析的基础上,充分考虑井网中油水井的相对位置及裂缝方位等因素进行裂缝参数优化和压裂施工参数优化,现场应用取得良好效果。

水力压裂增产技术在上倾尖灭区的应用

应用数值模拟软件CMG,参照上倾区域的特点建立一个典型地质模型,利用等渗流阻力法对位于上倾尖灭区的油井P1进行了压裂处理,通过对比压裂前后压裂井及整个井组的开发效果,确定压裂技术在解决上倾尖灭区供液不足方面具有显著效果。在此基础上,对裂缝与主流线之间的角度及裂缝半长进行了优化,发现裂缝与主流线垂直,裂缝半长为85m时,压裂开发效果最佳。

延川南致密砂岩压裂关键技术应用

针对鄂尔多斯盆地东南缘延川南煤层气工区致密砂岩储层的地质状况,优选出低伤害、携砂能力强、高效返排特性的压裂液体系,配以纤维加砂、液氮伴注和压后返排控制技术,成功完成了一口致密砂岩井的现场压裂施工。施工用液221.7 m3,加入石英砂30 m3,纤维220 kg,伴注液氮16 m3,压裂后测试无阻流量达到8 457 m3/d,初步实现了鄂尔多斯盆地边缘浅层致密砂岩压裂技术的突破,对于合理开发此类储层具有重要的指导意义。