长8储层直井体积压裂施工参数优化研究

长庆油田长8储层属于低孔低渗储层,通过借鉴国外体积压裂理念及改造经验,进行了直井体积压裂探索研究与试验,取得了较好的改造效果.以改善长8低渗储层开发效果为目标,在分析长8储层地质特征的基础上,对已有的体积压裂井施工参数的合理性进行了分析;并进行前置液比例、排量、砂比等施工参数的优化.研究发现,长8储层适合的前置液比例15％～20％,合理排量为6～8 m^3/min,合理砂比为11％～13％,将优化结果用于同区的其他井,增产效果显著.

华庆白257区压裂施工参数优化

合理的压裂施工参数是压裂设计的重点和难点,也是决定压裂成败的关键因素。在分析华庆白257井区储层压裂地质特征的基础上,提出了利用已压裂井的测试压裂和净压力拟合结果。形成压裂井模板,在此基础上进行前置液量,施工排量,加砂量以及砂液比等施工参数的优化。确定工区合理施工排量在1.8～2.0 m3/min左右,前置液百分比15%～30%左右,加砂量为30 m3左右,平均砂液比为30%左右,并将优化结果应用于同井区的其它井,取得了良好的效果。

基于随机森林和粒子群算法(RF-PSO)的泸州区块页岩气压裂施工参数优化

为了充分认识四川盆地南部地区泸州区块深层页岩气主体压裂施工参数的适应性,为其深层页岩气压裂施工参数的进一步优化提供参考,以该区块80口页岩气生产井为研究对象,结合储层静态物性参数,分析了各因素与前三个月累计产量的相关性,并利用随机森林算法建立产能预测模型,再以区块地质参数均值作为基准指标,通过粒子群算法,寻找模型最优产量的压裂施工参数组合。研究结果表明:①与前期产量相关性最高的三个参数分别是:含气量、脆性矿物含量、用液强度;②有机碳含量、水平应力差、用液强度、液体携砂效率、平均簇间距是影响模型前三个月累计产量的主要影响因素;③模型给出的最优压裂施工参数组合中,平均段长、平均每段孔数和目前的设计情况较为一致,模型其余最优参数:施工排量15.6m^(3)/min、用液强度35m^(3)/m,加砂强度3.52t/m,簇间距7.3m,液体携砂效率11t/100m^(3),40/70支撑剂比例54%。结论认为:①泸州区块压裂施工参数优化方向主要是“控排量、提液量、增砂量、缩短簇间距、提高液体携砂效率及40/70支撑剂比例”;②给出了最优压裂施工参数组合,可以为泸州区块深层页岩气压裂方案设计提供借鉴和参考。

红河超低渗油田压裂施工参数设计方法

针对红河超低渗油田压裂施工,文章从裂缝几何参数、压裂模型方案、压裂施工参数设计方面进行优化设计,可为后续该区域油田压裂提供一定的指导帮助。

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。

探讨井下压裂施工技术

传统的井下压裂技术无法解决日益增长的油田开采量需求,探究新型的可以提升油田开采量的井下压裂技术具有积极的现实意义。笔者研究了井下压裂技术为了实现的目标和可以对井下压裂工艺进行改善的重要施工参数,并对压裂技术的新的发展方向进行了探究。

页岩储集层水平井段内多簇压裂技术应用现状及认识

水平井段内多簇压裂技术能增加页岩储集层压裂裂缝复杂程度,提高簇间动用率,是有效改造页岩储集层的核心技术。对北美页岩气区块和中国四川盆地南部页岩气区块水平井段内多簇压裂技术的应用现状进行分析,并结合技术原理提出了几点认识:段内多簇压裂应与井间距合理匹配,并配套采用暂堵转向技术和限流射孔技术,增大射孔簇簇效率,促进裂缝均匀扩展,提高段内多簇压裂改造效果;北美页岩气区块采用段内多簇压裂技术增产,实现了页岩储集层高效开采,川南页岩气区块水平井段内多簇压裂技术起步较晚,目前在300~400 m井间距下主要开展了段内为6~8簇压裂现场试验;为了降低压裂成本、提高作业时效,长段多簇压裂将是实现效益开发的一个重要发展方向;但随着段内簇数不断增加,射孔技术、暂堵转向技术、射孔簇数与施工参数合理匹配等方面面临新挑战,亟需进一步研究,从而形成适合不同地区地质工程特征的段内多簇压裂技术。

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。

页岩油复杂裂缝形态段塞处理技术研究

松辽盆地古龙凹陷页岩油是大庆油田重要的接替领域。由于古龙页岩油储层地质条件独特,水平页理纹层发育,压裂时在近井端易形成复杂裂缝形态,裂缝转角大,易脱砂,导致主压裂施工中加砂困难,压力波动幅度大,无法有效连续加砂。为降低连续加砂施工难度,基于流体力学理论和颗粒冲蚀理论建立模型,利用有限元迭代法模拟低砂比段塞阶段支撑剂对裂缝转角的冲蚀效应。模拟结果表明,裂缝转角处的冲蚀效应与排量和砂比呈正相关,与压裂液黏度呈负相关。基于模拟结果建立排量、砂比及压裂液黏度与冲蚀效应的关系图版,并依据图版对试验井低砂比段塞阶段压裂液物性排量等施工参数进行优化,施工排量16m3/min,在砂比5%、压裂液黏度20mPa·s条件下缝内冲蚀效果最好。充分利用段塞加砂阶段,打磨裂缝转角,控制近井端裂缝形态,降低连续加砂施工难度。

基于复合机器算法的致密气井产能预测模型——以鄂尔多斯盆地SM区块为例

产能精准预测是致密气藏经济高效开发的关键环节。传统产能预测方法假设条件严苛,因而在实际现场应用存在精度较低的问题。为了进一步提高致密气产能预测的精度,以鄂尔多斯盆地SM致密砂岩气藏压裂直井作为研究对象,综合考虑地质参数、压裂施工参数,应用K-近邻、多元线性回归、支持向量机、随机森林、BP神经网络和复合机器学习算法搭建了气井产能预测模型,并应用机器学习模型分别预测了SM致密气藏的气井产能;测试集气井产能真实值和预测值的均方误差、均方根误差、平均绝对百分比误差和决定系数分别是1.2、1.1、9.5、0.96。实例分析结果表明,复合机器学习模型预测精度高于其他机器学习模型,决定系数为0.97,相较于气井产能公式提高了0.02,适用于对本区块进行气井产能预测,可以实现基于数据的快速预测,最终选择复合机器学习模型作为研究区气井产能预测模型。研究成果可为致密气藏的产能预测提供理论指导。

西南油气田公司升级致密气储层改造利器,致密气再上新台阶

2022年8月5日,从西南油气田公司获悉,今年金秋气田致密气累计完试水平井47口,井均无阻流量超90×10^(4)m^(3)/d,并培育出18口无阻流量超百万方高产工业气井,这得益于公司多方位优化储层改造技术,持续推动致密气提效提产,支撑致密气高效开发。一是攻关地质工程一体化压裂设计技术,提升致密气改造针对性。针对河道砂岩致密气非均质性较强、部分井改造效果低于预期的问题,建立精细三维地质模型及地质力学模型,开展裂缝形态及产能预测模拟,优化压裂施工参数。

低渗透储层交替脉冲压裂工艺技术

为了进一步提高大庆长垣外围低渗透储层单井产量和压裂增产效果,提出了一种适应低渗透储层的交替脉冲压裂工艺技术。根据水力压裂脉冲破岩机理,分析变排量、变黏度压裂施工对缝内净压力的影响,明确人工裂缝与天然裂缝的交互机理,通过不断优化注入流程、参数、规模、压裂液和支撑剂体系,对比分析地面微地震对人工裂缝的监测成果与不同压裂施工参数下的措施效果,获得了低渗透储层交替脉冲压裂工艺技术的最优施工参数。截至2019年底,先后在大庆长垣外围油田推广应用交替脉冲压裂工艺239口井,已实现累计增油17. 24×10~4t,措施后初期增油量是常规压裂的3~7倍,措施有效期增油量是常规压裂的2~5倍。形成了一套完善的压裂工艺技术体系和不同井网、注采关系等条件下的施工规模及参数优化设计模板,为低渗透储层的持续稳产提供了技术支撑。