吉木萨尔页岩油水平井体积压裂技术实践与认识

针对吉木萨尔页岩油储层,围绕提升缝控储量目标,从缝网设计、缝网构建、有效支撑和提升基质内原油动用能力四个方面开展了理论研究与技术实践,完成了三代技术革新,攻克了薄互层裂缝有效扩展等基础理论和段内多簇工艺、低成本材料等关键技术,集成了以缝藏匹配、精准改造、多尺度支撑、CO_(2)前置为核心的水平井体积压裂技术体系,压裂关键技术指标达到国内先进水平,支撑了吉木萨尔页岩油的规模效益开发。2023年吉木萨尔页岩油产油量突破60×10^(4) t,连续三年区块年产量增幅超过10×10^(4) t,为2025年我国首个国家级陆相页岩油示范区的高效建成提供了坚实的技术支撑,也为我国其它页岩油开发技术优化提供借鉴。

页岩油水平井压裂参数优化与产能预测评估研究

采用水平井体积压裂技术,建立了页岩油水平井体积压裂产能预测模型,以我国西部某地的2口井为例,分析了裂缝数量、半长和导流能力对页岩油藏开发的影响。结果表明,在生产初期,不同裂缝数下的产油量显著增加,但随着时间推移逐渐变缓。裂缝数量越多,产油量越高,累积产油量的增长率却大大降低。当断裂数超过50时,增长率降至1%以下,增加裂缝数量对产油量的增加贡献不大。通过对实际页岩气井的预测分析,基于LSTM神经网络的页岩气产能预测模型的的平均绝对百分比误差仅为2.346%。对页岩油井产能影响最大的2个主要影响因素是改造体积和裂缝参数。

致密油藏体积压裂水平井渗流特征与产能预测

针对致密油藏体积压裂水平井渗流特征及产能预测问题,从流线模拟、压裂级数、渗流特征3个方面以及双重介质模型和参数敏感性分析等角度出发,开展多方面的研究。

致密油水平井压裂段剩余油潜力定量研究方法及应用——以鄂尔多斯盆地FX区块为例

致密油藏体积压裂水平井衰竭式开发面临产量递减快、一次采收率低的问题。由于对各压裂段剩余油潜力认识不清,重复压裂后水平井开发效果差异明显。明确各压裂段剩余油潜力对于重复压裂方案设计及改善水平井开发效果具有重要意义。以鄂尔多斯盆地FX区块为例,对压裂储层改造体积影响因素进行分析,优选其中的12个因素作为BP神经网络的输入参数,建立了BP神经网络裂缝长度和裂缝带宽度预测模型。7个测试样本预测结果误差分别为4.91%和2.42%,误差相对较小,说明该模型预测结果准确可靠。在此基础上,利用容积法和裂缝等效井径模型实现对压裂段剩余油潜力的定量研究。将该方法应用于同区块水平井,根据压裂段剩余油潜力评价结果设计针对性重复压裂措施并开展矿场试验,取得较好的效果,进一步验证了该方法的可靠性。

致密油藏体积压裂水平井开发效果

基于致密油藏储层特征和体积压裂微地震监测资料,通过水电模拟实验研究了不同井型的渗流场特征,利用油藏数值模拟方法从井间压力梯度分布、单井产能及采出程度等方面对不同井型的开发效果进行了评价,论证了体积压裂水平井开发致密油藏的可行性,并首次分析了压裂改造体积大小和储层综合改造因子对体积压裂水平井产能的影响,在此基础上开展了合理井网形式优选。研究表明:体积压裂可以大幅度减小近井区域渗流阻力,体积压裂水平井产能明显高于水平井及常规压裂水平井,动用范围大、采出程度高;水平井井网油水井间驱替压力梯度大,开发效果优于直井—水平井联合井网,但含水上升相对较快;储层压裂改造体积大小和储层综合改造因子与体积压裂水平井产能呈正相关关系,储层压裂改造体积越大,储层综合改造因子越大,产能越高。

基于改造模式的致密油藏体积压裂水平井动态分析

针对致密油藏水平井体积压裂存在不同缝网改造模式的特点,考虑具有基质-天然裂缝双重孔隙和基于离散裂缝模型的缝网改造系统流动特征,建立了致密油藏体积压裂水平井不稳定渗流数学模型,利用Galerkin加权余量有限元方法对模型进行了数值求解,并与Zerzar解析模型对比验证了该算法的正确性,指出了双孔双渗与双孔单渗模型流动形态的差异,揭示了致密油藏体积压裂水平井不稳定压力及产能特征。研究结果表明:双孔双渗情况下水平井井底压降明显变缓,地层线性流不再出现,且压力较快传播至油藏边界;体积压裂水平井初期产量较高,但递减较快,不同改造模式下水平井中期渗流阶段压力及产量的差异明显,各压裂段无间隙无重叠的缝网改造模式对提高单井产量较为有利。

考虑储层应力敏感效应的体积压裂水平井瞬态压力分析

致密储层普遍存在应力敏感效应,体积压裂改造区(SRV)和未改造区的储层物性差异较大,复杂地应力导致有效支撑裂缝(主缝)和井筒并不完全垂直。利用摄动变换和拉普拉斯变换,推导考虑改造区影响和储层应力敏感效应的线源函数;采用叠加原理,建立考虑裂缝和井筒呈任意角的体积压裂水平压力计算模型;通过模型退化结果和现有模型计算结果比较,验证计算模型的正确性。结果表明:体积压裂水平井的渗流过程可以分为9个阶段。应力敏感效应对生产后期的影响较大,应力敏感因数越大,压力导数曲线上翘幅度越大;内外区流度比越大,内区半径越小,内区拟径向流持续的时间越短;当裂缝和井筒夹角较小时,随夹角降低,缝间干扰越强,无因次压力越大;压裂水平井裂缝参数(缝间距、缝长、裂缝条数)主要影响改造区的渗流规律。该结果对致密油藏体积压裂水平井渗流规律分析和试井解释有一定的借鉴意义。

水平井体积压裂缝网表征及流动耦合模型

针对岩石脆性系数高且发育天然裂缝的储层,提出表征水平井体积压裂形成裂缝网络的三种基本模式,并将渗流过程划分为油藏流动和缝网内部流动.在此基础上,利用势叠加原理导出油藏流动控制方程,利用有限差分方法建立缝网内部有限导流等式;其次,采用星三角变换法处理人工缝与天然缝的交汇流动;最后,耦合两部分流动矩阵方程得到水平井体积压裂缝网渗流数学模型.该模型表明:当水平井改造段长度一定时,压裂段数与段内分簇数是决定产能的最主要因素,其次是人工裂缝半长和人工缝导流能力,而天然裂缝密度和导流能力对产量影响较小.实例应用表明,实际产油量与模型计算值一致,误差较小.

体积压裂水平井三线性流模型与布缝策略

低渗透致密储层进行大规模压裂改造在地层中形成多条裂缝及复杂裂缝网络是获得经济产能的主要手段,通过有效的方法对压裂水平井裂缝分布评价、压裂改造体积及压裂后产能预测对压裂施工效果分析具有重要意义。为此,在充分结合致密油储层特点和压裂改造设计思路的基础上,针对压裂措施后形成的分级多簇的裂缝排布及裂缝有限导流渗流特征,建立了水平井体积压裂三线性流数学模型,应用Laplace变换,求得定产条件下封闭边界单条裂缝的拉氏空间解;通过Stehfest数值反演及多裂缝叠加原理,得到了体积压裂水平井井底压力和产量的表达式;同时,结合美国巴肯致密油储层生产特征参数对模型的正确性进行了验证。对产能影响因素研究结果表明,裂缝排布方式对储层改造体积影响较大,级簇比越大累积产油量越高;增加裂缝条数可以有效提高储层动用效率,在进行水平井体积压裂措施设计时应充分考虑裂缝级数或簇数增加导致产量下降问题。研究结果对致密油储层水平井体积压裂设计及产能评价具有重要意义。

吐哈油田深层致密砂岩气藏体积压裂技术应用

吐哈油田台北凹陷丘东洼陷深层致密砂岩油(气)藏储层埋藏深、中-强水敏、低孔-特低渗、非均质性强等特点,储层地层温度高(140~150℃),前期试油常规压裂工艺措施效果差,无法经济动用。随着油田上产,开展了吐哈油田台北凹陷丘东洼陷深层致密砂岩油(气)藏水平井体积压裂技术攻关,通过岩性评价、地应力分析、压裂液体系及支撑剂组合等方面进行精细研究并开展现场应用,形成了区块压裂主体工艺路线,有效解决了区块深层致密砂岩油气藏无法动用技术难题,为油田上产提供了有力技术支撑。

体积压裂水平井复合流动模型

基于体积压裂水平井复杂裂缝改造特点及流动特征,构建了耦合双重介质复合流动模型,应用Laplace变换和Stehfest数值反演,得到了定产和定压条件下封闭边界裂缝的井底压力和水平井产量半解析解。在模型正确性验证的基础上,结合陇东致密油储层特征参数着重研究了体积压裂缝网参数对产量的影响。模型研究结果表明:缝网改造带宽越大,体积压裂水平井单井产能越高,缝网区域渗透率对初期产量影响较大;水平井体积压裂优化设计应同时兼顾单条裂缝改造体积和裂缝条数的关系。实例计算结果表明压裂改造带宽不宜过大,采用多裂缝、小带宽的压裂方案增产效果最好。该研究结果对致密储层水平井体积压裂设计具有一定的指导意义。

致密油水平井体积压裂攻关试验区单井产量主控因素分析

针对长庆油田W233试验区内北部水平井持续自喷高产、单井日产油量和井均累计产油量远高于南部的问题,从地质、压裂工艺两方面开展南、北区水平井差异性分析,结果表明:大厚度、优质烃源岩是北区持续高产的资源基础,高溶解气油比是水平井自喷的关键因素;高排量、大入地液量增大了储层改造体积,是持续高产的首要条件,大量支撑剂进入缝网系统是高产的必要条件;"大排量、大砂量、大入地液量"体积压裂理念在试验区得到成功运用。

页岩气储层压裂水平井非线性渗流模型

水平井+体积压裂技术已经成为目前高效高速开发页岩气藏的主要技术手段。针对页岩储层存在的吸附扩散效应和应力敏感效应以及流体的滑脱效应和高速紊流效应,建立了水平井多级压裂复合渗流模型,并获得了其在Laplace空间的解析解;通过Stefest数值反演和Duhamel原理,得到了考虑井筒储集效应和表皮效应影响下的实空间无因次产量模型,从而绘制了无因次产能模型图版并进行了产能影响因素敏感性分析。根据实践应用结果显示,模型能够预测水平井产量并具有更高的预测精度。研究结果表明:页岩气藏压裂水平井产能可划分为三个渗流区域和五个流动阶段,前期由裂缝线性流占主导地位,产量高但递减速度快;中期由天然裂缝供气,是处于基质和裂缝供气的过渡阶段;后期由基质线性流占主导地位,产量低但递减缓慢。启动压力梯度对水平井前期产量影响较大,而储层应力敏感性对后期产量影响较大。模型为认识体积压裂水平井复杂渗流规律、预测页岩气藏压裂水平井产能、评价压裂效果以及优化水平井压裂参数提供了有效的科学依据和理论支撑。

页岩气藏压裂水平井复合线性流模型

根据体积压裂水平井渗流特征，将渗流区域分为A型渗流区和B型渗流区。基于线性流模型，考虑裂缝内高速非达西流现象、裂缝—井筒汇聚和污染表皮，分别建立 A 型和 B 型渗流区的渗流数学模型，并解得各模型在 Laplace 空间下的解，利用Stehfest数值反演和产量叠加原理，得到了页岩气藏体积压裂水平井的产量表达式。实际应用表明，模型能够较准确预测气井产量，且较前人的模型有更高的预测精度。研究结果表明，裂缝内高速非达西现象使气井产量降低明显，提高裂缝导流能力和增大压裂改造体（SRV）都能有效增加气井产量；在总改造体积相同的情况下，各级压裂改造体的长宽比为0.4-0.6时累计产量达到最大值，说明压裂改造时应该合理设计裂缝长度和裂缝条数；压裂改造体越大，增加压裂改造体长度减小改造体宽度或者减小缝长有利于提高气井产量；裂缝导流能力越大，减小压裂改造体长度增加压裂改造体宽度或者增加缝长能够有效提高气井产量。

非均质致密油储层水平井体积压裂产能预测

致密油在进行水平井体积压裂过程中,由于相应的产能预测方法并不成熟,导致在计算结果时造成误差,因此需要建立相应的数据模型进行分析,影响非均质致密油储层水平井体积压裂产能的影响因素有很多,只有掌握这些方面的因素进行分析,采取针对性的压力技术,才能让这项技术在非致密性油田中发挥更大的作用,分析不同时期采用压裂后的对油田的影响,并采取相应的改进措施,只有这样才能提高我国非致密油田的开采水平,为我国的石油资源做出更大的贡献。

致密油藏水平井重复压裂多级选井方法研究

影响水平井重复压裂选井的因素众多且关系复杂,明确影响水平井重复压裂选井的关键因素和优选重复压裂井尤为重要。将灰色关联分析法与模糊聚类方法相结合,建立多层次评价模型,定量计算影响因素的权重系数和储层综合评价因子,通过拐点法确定储层分类的阈值。在此基础之上,提出了理想重复压裂井的概念,巧妙地将体积压裂水平井特有的储层物性参数、初次完井参数和生产动态参数相结合,计算候选井与理想重复压裂井的相对欧氏距离,对水平井重复压裂增产潜力优先级排序和等级划分,形成了重复压裂选井的新方法。研究结果表明:含油砂岩长度对致密油藏水平井体积压裂效果影响最大,其次为压裂簇数和压裂段数,储层改造体积为主控因素;相对欧氏距离越小,越具有重复压裂增产潜力,大幅度提高了重复压裂选井的效率和准确性。该研究对水平井重复压裂优化设计具有重要的指导意义。

体积压裂水平井增产潜力及产能影响因素分析

现如今,致密油气藏得以成功开发的最大推动力就是水平井体积压裂技术的发展和进步。体积压裂可以保证致密储层形成一个裂缝的网络系统,使单井产量提升上来的同时,还能使油藏的可采储量提升上来。从另一个角度来看,还可以全面深入的分析相应的增产潜力。根据结果,可以进一步发现,体积压裂对于渗透率较小的致密油藏具备非常显著的改造效果;而且实际的次生裂缝本身具备越强的导流能力,相应的体积压裂的增产潜力也就越强。

双重介质油藏压裂水平井非稳态压力动态分析

针对双重介质油藏分段压裂水平井,首次采用体积源函数思想,建立在人工裂缝为均匀流量时非稳态压力动态模型.结合Laplace变换和正交变换,推导相应的体积源函数和无因次井底压力算法.根据体积源模型,在不同人工裂缝参数和储层参数下,绘制了分段压裂水平井压力动态曲线,分析了线性流动模型中水平井穿透储层对压力动态的影响.结果表明,水平井完全穿透储层的假设对早期和晚期的压力动态有明显影响;人工裂缝条数和长度对压力动态的影响一直持续到边界效应的出现,且均存在一个最优的设计范围;在裂缝条数相同的情况下,不同的裂缝分布方式也影响主要生产阶段的压力动态,因此,合理设计裂缝的分布方式对提高压裂水平井产能有重要意义.

三塘湖条湖组致密油水平井分段压裂技术应用

吐哈油田三塘湖盆地条湖—马朗凹陷是吐哈油田重要的致密油勘探区域,油层深度为2000~3000m,油层厚度10~40m,储层物性差,属低渗致密油藏。区块前期主要以直井开发、常规压裂为主,易造成储层二次伤害,且改造规模小,难以形成大而有效的泄油面积,压后产量递减较快、有效期短。面对常规改造无法满足改造要求的局面,在调研国内外致密油压裂技术的基础上,借鉴国内外先进技术理念,通过对储层的进一步评价认识,充分认识到体积压裂才是低渗、特低渗透储层经济开发的关键。为此针对致密油藏水平井工艺进一步开展细致深入的研究及试验应用,经过对储层的室内实验评价、理论模型计算等研究,确立区块水平井多段改造技术思路,经过直井体积压裂及水平井体积压裂探索几个发展阶段,基本探索出以水平井多段、缝网压裂的技术路线,形成了油田有效开发的特色技术体系。

停泵压降法评价水平井暂堵压裂效果

吉木萨尔页岩油体积压裂水平井主要采用密切割+大段多簇的方法进行储层改造,为进一步提高改造效果,现场通过暂堵方法促进裂缝均衡起裂。为评价暂堵有效性,基于停泵压降数据,利用压裂软件解释暂堵前后储层及工程参数,通过试井软件进行对比验证。两类软件解释结果相近,结论可靠有效,且方法简单、易操作、节约成本,为现场暂堵试验提供了有力指导。研究结果表明,暂堵后裂缝闭合时间延长,压裂液效率提高,改造区渗透率减小,暂堵剂有效封堵物性较好区域,暂堵有效。