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。

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。

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。

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。

苏10区块单井压裂优化设计方法研究与实施

根据苏里格气藏石盒子组和山西组的地质、工程情况,结合辽河油田压裂工艺实践,有针对性的筛选了适合该气藏的压裂增产工艺技术,即对施工井产层段的施工规模、压裂液体系、用砂强度等进行了优化,成功地实现了提高产能的目的,为苏10区块乃至苏里格气田低孔低渗气藏难动用储量的开发提供了压裂改造技术思路和技术保障。

苏10区块单井压裂优化设计方法研究与实施

苏里格气田为近年来勘探发现的储层丰富的低孔低渗气藏，苏10井区即为其中之一，该井区主力含气层系为二叠系的下石盒子组和山西组，沉积相分别为三角洲平原相和河流相，横向连通差，呈透镜状，且泥质或砂质夹层发育且分布不一，导致大量存在多层、薄层情况。根据苏里格气藏石盒子组和山西组的地质、工程情况，结合辽河压裂工艺实践，有针对性的筛选了适合该气藏的压裂增产工艺技术，即对施工井产层段的施工规模、压裂液体系、用砂强度等进行了优化，成功地实现了提高产能的目的，为下一步该气藏压裂设计提供了参考，也为该地区实现经济效益开发提供了新的技术手段。为苏10区块乃至苏里格气田低孔低渗气藏难动用储量的开发提供了压裂改造技术思路和技术保障。

洛带气田遂宁组气藏压裂优化设计

洛带气田遂宁组气藏以致密低渗的砂泥岩互层为主,低渗致密砂泥岩互层气藏储层具有多个砂泥岩薄互层、在纵横向上非均质性强等特点。根据洛带气田遂宁组地质、工程情况,结合川西压裂工艺实践,建立了压裂优化设计分类标准,推荐采用合层压裂为主,分层压裂为辅的多层压裂工艺技术。对于同一气藏而言,砂层间距<10m,采用合层压裂工艺,砂层间距大于10m,推荐采用分层压裂。压裂优化设计的基本原则是分类对待,科学设计,精心实施。气藏内不同的井都要进行精心设计,才能达到高效开发的目的,实现气藏的高效压裂开发。

二连盆地白垩系低渗储层压裂改造技术

二连断陷盆地下白垩统,储层物性差,常表现为中低孔低渗储层特性,常规试油一般为低产或干层。近几年来,针对断陷盆地洼槽区陡坡、缓坡沉积砂体地质特点和以往压裂低效的技术难点,开展了压裂配套技术联合攻关,逐步完善形成了针对性强的"软、硬"低渗地层压裂配套技术。实施压裂50余井次,压裂成功率100%,有效率90%,平均日增油20 t以上,获得了明显的经济效益。

CO_2泡沫压裂工艺技术在中原油田的实践

针对中原油田开发后期的低压、水敏油气层的特点,对CO2、CO2泡沫压裂液的主要特性以及CO2泡沫压裂工艺技术的主要特点进行了探索。CO2泡沫压裂设计应充分考虑温度和压力对CO2相态变化的影响,应优化施工管柱,最大限度地降低施工压力,应开发多种抗高温、酸性环境交联的压裂液体系,以更加适应中原油田CO2泡沫压裂施工需要。因泡沫压裂液滤失量小,所以施工排量不宜太高,一般以不低于3.2m3/min为宜。在CO2泡沫压裂液、CO2泡沫压裂优化设计、现场施工质量控制等方面取得了较大的进展,在现场取得了较好的应用效果。

B28强水敏复杂断块油藏压裂技术应用研究

B28油藏断层发育、地层非均质性强,属中孔、中低渗强水敏储层,自然产能低,压裂改造是提高该单井产量的有效措施。在对前期压裂改造进行分析评估的基础上,开展了低伤害压裂综合造技术研究。首先分别就B28油藏的非注水井组和注水井组进行了压裂参数的优化设计,完成了岩石力学参数测试、支撑剂嵌入,优化、调试出了适宜B28油藏条件的低摩阻、低伤害的压裂液体系。根据目前普遍应用的高导流能力压裂工艺技术分析,确定了B28油藏实现低伤害的压裂技术策略和压裂设计原则。研究成果用于指导了2口井的高砂比压裂施工设计,取得了非常显著的增产效果,为解决强水敏地层压裂低效问题提供了技术思路。

大牛地气田致密气藏水力加砂压裂工艺技术研究与应用

根据大牛地气田工程地质特征,优选出适应于储层特性的压裂液体系、支撑剂、压裂施工工艺优化技术和压裂作业配套技术,为气田开发提供了技术支持。

莫里青敏感性低渗透油藏压裂工艺技术

莫里青油田储层具有埋藏深、温度高、低孔低渗、水敏性强、岩石成熟度低的特征。为了提高压裂效果,主要从压裂过程中的储层保护和优化压裂设计两个方面进行研究。应用柴油和原油两套低伤害乳化压裂液体系、提高压裂液效率、合理的压后返排程序、优化射孔段、整体优化压裂设计等手段,获得理想的矿场施工效果,推动敏感性低渗透油藏压裂工艺技术的发展。

中康油田高伽马储层压裂工艺技术

中康油田中康17块腾一中2砂组发育一套高伽马储层,伽马值在100 API^200 API,平均147 API,岩性以砂砾岩为主,高伽马形成原因是由于岩屑组分中火成岩及火山灰含量较高;高伽马储层压裂时应力异常,与该区块常规储层相比,液体效率低,施工难度大,另外由于砂体厚度大,隔层条件差,缝高控制难度较大,早期压裂施工砂堵率高,针对上述情况应用测试压裂技术,求取高伽马储层裂缝闭合压力梯度、近井筒摩阻、压裂液液体效率,滤失系数等参数,为压裂设计优化提供依据,同时综合应用优化射孔、变黏度变排量、支撑剂沉降等缝高控制技术,结合高伽马储层压裂优化设计,确保了施工成功率,提高了改善效果。2014年8月-2015年12月,压裂设计优化27井次,成功率100%,有效率100%。累增油11 410.2 t,平均单井累增油422.6 t,日增油4.1 t,目前大部分井仍继续有效,见到了良好的经济效益。

煤层气储层压裂优化设计软件开发及应用研究

基于煤层压裂优化设计理论,结合煤层结构和煤层压裂的特点,基于水力压裂力学原理,开发了煤层压裂优化设计软件。它符合在Windows平台上开发应用程序的标准,具有与其他标准应用程序相同的运行和操作模式,从而使软件的操作模式得以标准化和简化。在对测井数据(主要包括自然伽马射线,压缩波时差,剪切波时差,密度等)进行解释和分析的基础上,该软件使用数值算法来计算动态裂缝的几何尺寸。裂缝中支撑剂运移分布的计算基于斯托克斯颗粒下沉运移公式,该公式考虑了裂缝壁的干扰因素和支撑剂浓度的影响因素。该软件包括四个模块:测井信息读取,压裂设计,产能分析和经济评估。

致密砂岩气储层多尺度“地质-工程”双甜点评价新方法

勘探开发实践证实水平井分段体积压裂是致密砂岩气储层开发的关键技术,其中储层甜点是井位部署和储层压裂分段和射孔位置优选的主要依据,但由于致密砂岩气储层通常为砂泥岩不等厚互层,天然裂缝展布情况与地应力状态复杂,且“地质—工程”双甜点识别精度低、重合度低、压裂改造参数优化缺乏依据。为此,基于地质—工程一体化思路,建立了考虑全烃含量、储层孔隙度等因素的地质甜点预测模型,提出了考虑岩性、破裂形态、断裂力学特征、扩容剪胀效应等因素的多尺度三维工程甜点评价新方法,随后形成了致密砂岩气储层“地质—工程”双甜点评价新模型。最后,以鄂尔多斯盆地临兴地区致密砂岩气田为例,建立了多尺度三维双甜点模型,并优选两口井,对其双甜点剖面与施工压力和改造体积进行对比分析。研究结果表明:①剪胀角对研究区域工程甜点分布影响最大,其次为耗散能、弹性模量和断裂能;②高地质甜点段并不一定是页岩气高产段;③高工程甜点段施工压力相对较低,改造相对充分;④优质地质甜点与优质工程甜点在空间位置上一致性较差。结论认为,致密砂岩气储层的改造应以地质甜点为基础,工程甜点为核心,综合考虑双甜点的分布,该多尺度“地质—工程”双甜点评价新方法为致密砂岩气储层甜点预测及开发方案的优化提供了重要技术支撑。

探索火山岩水平井压裂优化及现场控制工艺

大庆油田深层火山岩储层具有非均质性强、孔缝结构复杂、温度高等特点,要保证Ⅱ类、Ⅲ类火山岩储层高效开采,须进行水平井分段压裂改造。裸眼分段压裂完井技术实现深层气藏水平井的完井及压裂改造,与套管固井、压裂完井相比,裸眼压裂完井具有一定优势。结合大庆油田深层气压裂的难点及现有的深层气井压裂工艺配套技术,介绍了裸眼水平井的优化设计方法,通过分析邻井资料及本井储层物性,建立地质模型,并通过软件进行模拟人工裂缝,确定加砂规模及进行施工风险预测;在现场控制方面首先通过测试压裂解释对储层进行评价,在主施工阶段采用多段粉砂和胶塞处理滤失与摩阻问题,通过改进投球方式,避免了球滞留在地面管汇处。并按照优化方案完成了施工,取得单井日产气20×10~4m^3的效果,比相邻直井产量提高近4倍。验证了优化设计和现场控制工艺的可行性,对压裂过程出现的问题进行了分析并提出了相应的解决方案,避免在后续施工中出现类似情况;同时评价了裸眼分段压裂技术在Ⅱ类、Ⅲ类火山岩储层中的适应性。

致密砂岩气藏薄储层水平井开发技术研究与应用

针对苏S区块东部接替区薄储层水平井钻遇率低、单井产量低的问题,以地质工程一体化开发理念为指导,以提高单井产量为目的,开展薄层储层预测综合研究、水平井差异化部署研究,轨迹优化设计与地质导向研究、压裂段簇优化设计研究。利用地质建模-数模一体化技术,优化水平井井网与轨迹参数,运用物模-数模方法,对薄层水平井压裂参数进行论证,逐步形成了适合薄储层开发的配套技术,打破裸眼完井的壁垒,成功试验并推广套管完井。应用薄层水平井7口,平均砂岩钻遇率84.1%,平均日产达到同区邻井1.3倍,取得了较好的增产效果,同时薄层水平井系列开发技术的推广应用,有效提高了2021年水平井实施效果,成功实现了地质工程一体化的有机结合。