直井同层同步体积压裂技术可行性分析

水平井体积压裂技术在大庆油田外围难采储量改造开发中取得了较好的效果,但在纵向上小层多、厚度薄的油层改造中表现出了不适应性,因此提出了直井同层同步体积压裂技术。本文通过分析直井同层同步体积压裂技术的原理和主要做法,对该技术进行可行性分析,结果表明,能够有效解决水平井不能压裂多层的问题,具有广阔的应用前景。

同步体积压裂对井间裂缝特性的影响

针对多井同步体积压裂优化设计的要求,在假设岩石为均质、各向同性材料的条件下,基于弹性力学理论,建立了同步体积压裂过程中的二维诱导应力场计算模型;考虑到井间裂缝诱导应力对原始水平主应力的影响,结合裂缝转向机理,得出压裂裂缝转向形成网状裂缝的力学条件。研究结果表明:可通过改变同步体积压裂的裂缝施工参数,改变诱导应力场,调整井间地层的最大、最小水平主应力差值,诱导裂缝转向形成网状裂缝;改变与设计转向裂缝相邻或距离较近裂缝的参数时,诱导应力场变化明显,利于裂缝转向。

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.

致密储层体积压裂直井瞬态压力计算模型

致密油藏储层物性差,存在较强的应力敏感性,采用体积压裂的方式进行改造后,改造区和未改造区的储层物性往往存在较大差异。为分析致密储层体积压裂直井的瞬态压力响应特征,通过将直井体积压裂改造后的储层简化为双区径向复合模型,利用摄动变换、拉氏变换、牛顿—辛普森迭代、数值反演等方法,建立了体积压裂直井的瞬态压力计算模型。并通过与商业数值模拟软件对比,验证了该模型的正确性。模型计算结果表明:体积压裂直井主要有6个典型的流动阶段,外区的应力敏感主要影响外区径向流阶段,而内区应力敏感则对内外区各个流动阶段都有较大的影响。新模型可为体积压裂直井的压裂效果评价和试井解释提供理论基础。

吉林油田致密油藏同步体积压裂技术实践

松辽盆地南部致密油储层致密，单井无自然产能。直井采用常规水力压裂后难以达到效益开发，因此需转变开发模式，开展储层改造技术攻关和现场试验，提高致密储层改造体积及单井产能，实现经济有效开发。针对吉林油田扶余致密油藏，在精细地质研究、储层力学分析和体积压裂工艺评价的基础上，应用平台水平井组开发模式，结合同步体积压裂的体积改造及配套技术，根据大型有限元软件ABAQUS模拟结果，优化同步体积压裂施工方案，在R53区块进行现场试验，获得了高产工业油流．试采产量是同区块直井的4～10倍，为此类致密油藏经济效益动用提供了技术支撑。

低渗透油藏直井体积压裂改造效果评价方法

为评价低渗透油藏直井体积压裂改造效果及其动态变化过程,建立了油水两相渗流模型和井模型,在此基础上提出了基于生产数据及压裂液返排数据的改造效果评价方法,并进行了矿场实例分析。将压裂后主裂缝附近区域划分为不同的改造区域,用改造区域渗透率和面积分别表征压裂后缝网的改造强度和规模,并将改造区域导流能力定义为改造区域渗透率与面积的乘积。进行了参数敏感性分析,发现裂缝半长和核心区域渗透率主要影响近井端流体流动规律,即生产早期规律,基质渗透率主要影响裂缝远端流体流动规律。以长庆油田典型老井为例,评价了该井两轮次体积压裂后的压裂改造效果及其变化,发现第1次体积压裂后随着生产时间的增加,改造区域渗透率和导流能力逐渐降低,压裂效果逐渐变小直至消失;第2次体积压裂后,改造区域渗透率及导流能力又大幅增加。

多井同步体积压裂技术研究

多井同步体积压裂是对两口或两口以上的配对井同时进行体积压裂,以增加水力压裂裂缝网络的密度及表面积,达到初期高产和长期稳产的目的。探讨了多井同步压裂井间裂缝网络连通机理,对井间变应力压裂原理进行了分析,并从实例角度给出了多井同步体积压裂的实现方法。现场应用表明,同步压裂能够大幅度提高配对井初始产量和最终采收率。

低渗透油藏直井体积压裂产能评价新模型

体积压裂在低渗透油藏中应用广泛,产能评价是体积压裂优化设计的基础,对提高体积改造效果有重要意义。基于直井体积压裂的复杂裂缝改造特点及流动特征,将储层划分为三个区域:主裂缝区、改造区和未改造区,结合椭圆流与线性流建立了低渗透油藏直井体积压裂的渗流模型。针对低渗透油藏非线性渗流特征,推导出了低渗透油藏直井体积压裂三区耦合产能公式,产能公式计算出来的结果与现场数据对比误差小于6%。依据鄂尔多斯盆地某特低渗透油藏的基本参数,绘制了在不同影响因素下的产能曲线,分析了主裂缝导流能力、改造区体积大小、基质渗透率对产能的影响,结果表明:产能随主裂缝导流能力的增大而提高,生产压差越大提高速率越快;储层压裂改造体积越大,产能越高,但主缝长达到一定值后增产效果不明显;压裂缝与储层条件必须匹配才能达到最佳的增产效果。

老区直井重复体积压裂改造效果评价

借鉴于水平井体积压裂的理念,中国石油各大油田实施了直井重复体积压裂改造现场试验。老区直井地应力场较为复杂,且无法大规模运用微地震等监测技术评价压裂效果。基于试井数据、返排数据和生产数据,建立了压裂效果评价方法。评价模型考虑了地层真实非线性渗流,并用非线性因子与绝对渗透率的乘积表示地层的视渗透率,将储集层改造区域划分为不同复杂程度的次级裂缝区域,分析了次级裂缝区域分区在双对数曲线上的差异。算例敏感性分析可得出主裂缝缝长对生产阶段的后期影响较小,试井所得的主裂缝缝长可作为基本参数用于生产阶段拟合。以长庆油田老区直井为例,认为过早的关井测压会使测试结果不准确;老区直井重复体积压裂改造存在见水的风险;在返排和生产阶段,重复体积压裂改造效果逐渐变差,尤其核心区域变差的幅度更大,在生产阶段(150~246 d),核心区域渗透率仅为返排阶段的13.3%,其改造区域面积仅为返排阶段的30.0%.

玛湖凹陷风城组页岩油巨厚储层直井体积压裂关键技术

玛湖凹陷风城组页岩油储层砂体埋藏深、厚度大、整体含油、基质致密、富含金属离子,压裂面临着纵向动用程度不足、裂缝复杂程度低、加砂风险高、常规胍胶压裂液不配伍等改造难点。为充分释放其页岩油勘探潜力,通过精细描述储层力学性质,评价缝网形成的主控因素,建立可压性指数计算模型,结合人工裂缝纵向扩展能力优选射孔簇及层间距,形成了纵向精细分层方法。基于天然裂缝发育程度,通过优选体积压裂工艺,采用大排量施工提高缝内净压力、不同粒径支撑剂组合多尺度充填、缓增幅泵注安全加砂,优化大规模组合改造工艺,配套研发低伤害耐温聚合物压裂液,最终形成了玛湖凹陷风城组页岩油巨厚储层直井体积压裂关键技术。该技术在MY1井风城组页岩油储层施工成功率100%,压裂后获日产50 m3高产油流,开创了玛湖凹陷非常规油藏勘探新局面,对指导该储层后续页岩油效益开发意义重大。

德惠断陷致密气藏直井高密度完井体积压裂技术

德惠断陷致密气储集层致密,物性差,自然产能低,常规直井压裂技术难以实现区块效益开发。为增大改造体积和提高单井产能,明确储集层体积压裂可行性,利用水平井细切割体积压裂思想,针对纵向跨度大的直井开展精细分层、多簇射孔、多级暂堵转向和缝网压裂于一体的高密度完井体积压裂技术攻关和现场试验,形成了致密气直井高密度完井体积压裂技术,实现全井段改造;配合新型纳米微乳助排压裂液体系造复杂缝网和多粒径组合支撑缝网,极大限度提高致密气储集层纵向及横向改造体积。2018-2019年现场试验5口气井,均获工业气流,平均日产天然气10.8×10^4 m^3,最大无阻流量28.6×10^4 m^3/d,实现单井产气量的突破,为致密气藏增产改造提供了技术支撑。

页岩气储层体积缝网压裂技术新进展

体积缝网压裂是以在储层中形成大规模复杂裂缝网络为目的的压裂工艺技术,是低渗、特低渗页岩气储层实现工业开采最有效的增产措施。介绍了近期提出的同步压裂(或拉链式压裂)、交替压裂(或"德州两步跳"压裂)和改进拉链式压裂技术工艺原理及其实现方法,对比分析了其各自存在的优缺点,简要阐述了成功实现页岩气储层体积缝网压裂的关键辅助技术(清水压裂技术、微地震监测技术及参数优化方法等)。研究发现,改进拉链式压裂利用同步压裂和交替压裂优点的同时规避了它们各自的不足,使其压后效果相比于同步压裂和交替压裂更好,为页岩气的进一步开发提供了新思路。最后,针对目前尚存在的问题,分析了其可能原因并指出了未来发展方向,对我国页岩气高效开发具有重要指导意义。

深埋煤层气同步压裂应力干扰机理研究及应用

受美国页岩气水平井同步压裂的启发,提出在深煤层对两口或多口相邻直井进行同步压裂。基于位移不连续法建立了垂直裂缝在水平面的诱导应力分布数学模型,分别对单口直井压裂及两口正对直井同步压裂进行应力干扰分析。结果表明,相比于单井压裂,同步压裂能在井间区域产生更强及更大范围的应力干扰,甚至能使深煤层水平主应力方向发生改变,有利于水力裂缝转向延伸沟通割理裂缝,从而形成复杂裂缝网络。利用离散元软件UDEC模拟同步压裂缝网扩展,结果显示两口正对邻井的间距控制在190 m以内能够保证远场复杂缝网的形成。裂缝监测及排水采气数据表明,深煤层直井同步压裂比单井压裂形成的增产改造体积更大;同步压裂井见气更早,产量更高,产气潜力较大。

页岩气“体积压裂”技术与应用

对页岩气藏水平井水力多段压裂、重复压裂、多井同步压裂以及裂缝综合监测等系列"体积压裂"技术的应用原理及现场应用效果进行了分析总结。"体积压裂"技术能够大幅度提高页岩气单井产量,提高单井控制储量和页岩气藏采收率。"体积压裂"为目的的各压裂工艺,都有各自独特的技术特点,在开采页岩气时,要结合实际情况和各压裂技术的适用条件,选取合适的压裂方式。

页岩气水平井体积压裂技术研究进展及展望

水平井体积压裂是目前页岩气成功开发的重要手段,通过体积压裂能够在低渗透、特低渗透的页岩储层中形成复杂裂缝网络,增大增产改造体积,从而达到提高页岩气产量的目的。介绍了几种页岩气水平井体积压裂技术,包括水平井分段压裂、重复压裂、同步压裂、交叉压裂和改进拉链式压裂,探讨了这几种压裂技术的技术原理,并对比分析了它们各自存在的优缺点。简要阐述了成功实施体积压裂的一系列关键配套技术,如滑溜水压裂技术、变黏度多级压裂液交替注入技术、脉冲加砂、全程段塞技术、裂缝间距优化、微地震监测技术等。研究发现,改进拉链式压裂能够综合同步压裂及交叉压裂的优势,为页岩气体积压裂技术发展提供了新思路。针对目前还存在的问题,认为在工具材料方面,水平井体积压裂新工具、分段工艺材料及低伤害压裂液体系的研发是未来的发展方向;在理论技术方面,套管受损、重复压裂及裂缝间距优化的力学机理研究,储层综合可压性评价以及微地震资料的有效利用等方面都是下一步页岩气水平井体积压裂研究应重点努力的方向。

东濮凹陷致密油体积压裂技术研究及应用

中原油田东濮凹陷致密油在沙河街组普遍发育,埋深3250m~4250m,岩性为泥页岩夹薄砂,纵向呈“千层饼”式组合沉积,小层厚度小,厚度<2m的层占比75%。根据致密油储层纵向沉积特征,以提高纵向动用率、平面裂缝复杂程度为目标,形成了纵向穿层、平面扩缝、组合支撑的复杂缝压裂优化设计技术,明确了工艺参数。秉承体积压裂技术理念,研究应用结果表明在直井上能够形成相对复杂的裂缝系统,压后最高日产油10.6m3,较常规压裂效果显著。

苏里格气田致密砂岩气藏压裂技术新进展

鄂尔多斯盆地苏里格气田具有"低渗、低压、低产、多层比例高、非均质性强"的特点,为提高开发效益,"十二五"期间开展了压裂改造关键技术的攻关,取得了一系列新进展:1水平井多段压裂形成了水力喷砂、裸眼封隔器两大主体技术,研发了速钻复合桥塞、重复开关滑套核心工具,打破了国外技术垄断;2直井多层压裂形成了机械封隔器、套管滑套、连续油管三大技术系列;3研发了3套低伤害压裂液体系;4水平井加体积压裂、小井眼开发试验取得重要进展,致密气藏压裂关键技术系列的建立,实现了工艺技术能力的显著提升(直井分压由3层提高到11层、水平井分压由5段提高到23段),单井产量大幅提高,为致密砂岩储层有效开发提供了重要技术支持。按照中国石油长庆油田公司5 000×104 t稳产要求,以提高单井产量、降低开发成本为目标,下一步气田压裂技术主要开展水平井加体积压裂、工厂化压裂作业、老井重复改造三大技术系列的攻关。

页岩气储层压裂改造技术

通过资料调研,分析了页岩气的储层特征:页岩气藏储层中的页岩既是烃源岩也是储层,普遍富含有机质;页岩气藏储气类型以自由气和吸附气为主,吸附气以吸附状态赋存在干酪根和粘土颗粒的表面;页岩矿物组分复杂,渗透率极低,天然裂缝较发育。介绍了国外不同页岩气藏储层压裂改造工艺及相关配套技术:北美页岩气藏开发形成了以水平井完井和分段压裂为主的主体技术,以滑溜水和复合压裂液为主的压裂液体系,以分段多簇射孔、快速可钻式桥塞封隔、微地震裂缝监测和大规模连续混配的配套技术。中国页岩气资源量达20×10^(12)～30×10^(12)m^3,开发潜力巨大,通过了解和学习国外页岩气开发现状和技术,从而加快中国在页岩气成藏理论、构造背景、地质成因、生储盖理论、开发方式、压裂改造技术及相关配套工具等方面的研究步伐,尽快实现中国页岩气的商业化开发。

基于孔隙弹性力学理论的致密油气藏储层改造体积预测方法

储层改造体积预测对于致密油气藏体积压裂改造效果评估和施工参数优化设计具有重要意义。基于孔隙弹性力学理论和半解析的三维位移不连续法,综合考虑水力裂缝诱导应力,压裂液滤失引起的地层孔隙压力变化及其诱发的孔隙弹性应力的耦合效应,建立水力裂缝干扰模型下的地应力场预测模型,采用最大张应力强度准则和莫尔-库伦强度准则表征天然裂缝的张开与剪切破裂行为,将天然裂缝张开、剪切破裂波及体视为储层改造体,提出了一种预测致密油气藏直井体积压裂储层改造体积的半解析方法。研究结果表明:水力裂缝诱导应力和压裂液滤失引起的孔隙压力和孔隙弹性应力变化导致水力裂缝附近区域内的原始三向地应力发生改变,变化区域呈现椭球状;岩石本体破裂行为仅发生在水力裂缝边缘处的小范围区域内,天然裂缝的张开、剪切破裂才是形成储层改造体积的关键;实际储层改造体积形状近似于椭球体,现阶段现场常用的长方体等效方法并不合理;实例井研究验证了本方法的准确性与工程应用价值,可为致密油气藏体积压裂施工参数优化设计和压后产量预测提供有利的参考。

大庆外围油田致密油层叠置组合分类与开发实践

针对大庆外围油田扶余油层致密砂岩油藏纵向小层多、层间跨度大,平面砂体错叠分布、单层厚度薄、非均质性强的特点,应用丰富的钻井、测录井和三维地震资料,开展了新一轮扶余油层区域沉积微相和开发区精细地质研究。结合地震预测甜点层分布,按纵向甜点油层叠置组合关系划分出了主力层河道砂发育区、主薄层河道砂错叠区和薄层分流河道砂叠置区3类甜点开发区,应用技术经济界限、试井分析和数值模拟等方法,系统总结了主力层河道砂发育区和主薄层河道砂错叠区立体水平井体积压裂及CO 2吞吐开发设计技术,薄层分流河道砂叠置区平台直井适度规模压裂弹性开发设计技术,优选设计了17个立体水平井、平台直井试验区,均取得了较好的开发效果,试验区地质储量动用率82.6%,产能到位率74.6%。为下一步大庆外围油田致密油藏规模有效开发提供了技术支撑。