致密灰岩水平井复合缝网加砂压裂技术研究与矿场实践

鄂尔多斯盆地太原组石灰岩资源丰富,是长庆油田天然气勘探开发的重要接替领域。但由于储层致密、厚度薄、酸岩反应速率快等因素,以往多种酸压工艺均未能获得产量突破。为此,转变增产技术思路,强化裂缝扩展规律实验研究、压裂液及关键材料研发配套、体积压裂模式精细刻画,形成“多段少簇密集造缝、酸压—加砂双元复合”为一体的水平井复合缝网加砂压裂技术。通过开展大露头压裂物理模拟实验,结合储层地质特点及岩石力学特征,明确储层高脆性、低两向水平主应力差、微裂缝发育特征,采用体积压裂工艺能够实现复杂缝网改造;集“深度酸压+大规模加砂”双重技术优势,构建“水力缝网+酸蚀裂缝”相结合的高导流裂缝流动通道,结合水平井密切割压裂大幅提高裂缝改造体积;针对石灰岩高杨氏模量、高破裂压力、高裂缝延伸压力、低裂缝宽度的三高一低特征,通过提高套管承压等级、差异化裂缝铺砂设计,形成多尺度小粒径连续加砂模式,解决了高杨氏模量储层加砂难问题;基于基质、壁面、裂缝三级伤害评价,研发低伤害变黏滑溜水体系,实现高杨氏模量储层造缝、成网、携砂需求。现场试验4口井,平均单井产量为59.7×10~4m3/d,较酸压直井提高5~20倍以上,增产效果显著。目前,水平井复合缝网加砂压裂技术已成为太原组石灰岩水平井储层改造的主体技术,为该类气藏的勘探突破及有效开发提供了有力的技术保障。

一种页岩气井的缝网沟通诊断方法

随着对页岩气藏地质认识的深化,页岩气藏立体开发调整已是提高页岩气储量动用率和采收率的一种常用方式。受井距小、天然裂缝发育、老井动用不均等影响,页岩气立体开发井之间的压裂干扰不可避免且干扰类型多样,老井表现出的动态特征差异明显,故以生产响应为基础的缝网沟通诊断必不可少。文中以南川工区页岩气藏为研究对象,采用水力压裂模拟、气藏工程动态分析等手段,开展了页岩气井缝网沟通诊断方法研究。结果表明:1)按照裂缝导流能力,立体开发井缝网沟通机理可表现为天然裂缝与压裂缝所组成缝网的4种沟通形式。2)响应于不同的缝网沟通形式,在立体开发井压裂施工期间,老井关井套压呈现平稳上涨、上涨波动、轻微波动回落、剧烈波动等4种波动类型,套压涨幅主控因素为天然裂缝发育程度、井间采出程度及新井强改造规模等。3)结合老井复产后生产指标、递减规律、试井曲线等的变化特征,建立了南川工区页岩气立体开发井压裂干扰缝网沟通预测表。在矿场实践中,可以根据预测表中的某几个特征,预测井间生产干扰或缝网沟通情况,为精细化数值模拟和立体开发井分段压裂优化提供科学指导。

不同压裂规模下煤储层缝网形态对比研究——以延川南煤层气田为例

以大砂量、大液量为特点的储层改造技术推动深层煤层气开发取得突破,煤层气增储上产保持着良好势头。为探索深部煤储层水力压裂过程中裂缝扩展形态,在鄂尔多斯盆地延川南煤层气田开展不同压裂规模煤储层改造的矿场试验,对比分析压后裂缝扩展形态和储层改造面积,查明了不同类型气井、不同施工规模下裂缝形态的差异性,分析投产后的产气效果,形成了适合研究区深部煤储层改造工艺。结果表明:①低效老井多次中等规模压裂、新井多次大规模压裂和新井单次超大规模压裂均能有效延伸裂缝长度、扩大储层改造面积,但缝网形态存在较大差异。受排采过程和诱导应力影响,低效老井经多次中等规模压裂后,形成主裂缝延伸、次裂缝扩展的“玫瑰花”型缝网;新井压裂改造后形成的缝网形态呈“长椭圆”型,但单次超大规模的液体使用效率更高,相同规模下裂缝半长和改造面积更大。②随压裂次数增加,裂缝半长和改造面积均呈对数增加的趋势,且有明显的递减效应,试采证实2次大规模压裂施工具有良好的经济性,研究结果为井网部署提供了依据。以柴油为动力来源的压裂设备较难适应提升规模后的连续施工,电驱动压裂装置是未来整装煤层气田开发的可靠途径。

致密油整体缝网压裂技术在杏树岗油田杏69-1井区扶余油层的应用实践

针对大庆致密油储层地质条件逐年变差,以及采用常规压裂改造工艺达不到预期增产效果的问题,创新采用整体缝网压裂工艺,主要从地质选层、缝储匹配、液性组合、有效改造4个方面进行方案优化。依托杏树岗油田杏69-1井区扶余油层“井缝控藏”理念,纵向上通过甜点优选压裂层段,平均单井压裂层数由4层减少至3层。横向上考虑砂体连通关系,以缝控储量最大为目标,优化施工规模,平均单井液体规模降低16%,支撑剂规模降低31.4%,单井成本降低4.7%。同时采用变黏压裂液、控缝高工艺,积极推行全链条挖潜增效,实现该井区扶余油层整体缝网压裂效益开发。现场应用表明,整体缝网压裂技术提高了缝控储量规模,实现了储层改造最大化、缝控储量最大化。实际平均单井日产油5.7t/d,比设计值提高103%;实际建设产能1.62×10^(4)t,超额完成22.7%。

海上低渗潜山储层缝网压裂可行性评价方法

海上低渗潜山储层开发难度大、开发经济界限高,开发效果受压裂改造体积影响很大。采用地质工程一体化方法,在地质模型和力学模型的基础上,研究认为M潜山储层可以形成复杂人工缝网。为进一步提高裂缝复杂程度,建立了以储隔层应力差、隔层厚度、逼近角、水平应力差异系数为参数的缝网评价方法,并给出了最优值,认为储隔层应力差小于4MPa或隔层厚度小于7m时,可以实现人工裂缝穿层,实现裂缝复杂化。该研究对论证海上低渗潜山储层压裂能否形成复杂缝网,提高单井初产和累产具有很好的指导作用。

深层页岩天然裂缝群发育下缝网压裂优化方法——以川南地区LH-7井为例

川南地区深层页岩气区块天然裂缝发育情况变化较大,压裂期间容易发生滤失严重、井间压窜等现象,对页岩气井缝网压裂效果存在显著影响。开展深层页岩地层天然裂缝群影响下的压裂缝网扩展模拟,并根据天然裂缝群特征针对性地进行缝网压裂参数优化,减少天然裂缝群造成的不利影响,有助于改善压裂效果,降低施工风险,提高气井最终采收率。文中构建了深层页岩天然裂缝群发育下的压裂缝网扩展模型,以川南地区LH-7井为例,绘制了天然裂缝群发育井段压裂优化设计系列图版,提出了裂缝发育井段压裂参数优化设计流程。该井采用压裂液变黏变排量缝网压裂设计,压裂液总量增多0.75%,缝网体积扩大14%,缝网建造效率提高13%,优化效果显著。

立体全支撑缝网压裂技术在页岩油开发中的应用

针对页岩以及致密油储层进行水力压裂后,形成的微裂缝难以得到有效充填支撑,造成压后产量不高且递减速度快的问题,为此提出采用立体全支撑缝网压裂工艺。该技术是一种微支撑填充技术与高导流通道技术结合的综合性储层改造技术,基本思路是“复杂缝网+主裂缝”的改造模式,复杂缝网为深部地层油气提供通道,不追求高导流能力,解决油气流动性问题;主裂缝则是连通所有复杂缝网,构建立体全支撑缝网。研究表明:该技术不仅能够建立起具有高导流能力的主裂缝通道,而且能够有效的充填支撑起微裂缝,与常规压裂工艺相比,有效支撑面积可超过90%,现场应用也证实该技术可为非常规油气资源的高效开发提供一种新方法。

页岩油水平井体积压裂缝网波及体积评价新方法及应用

针对鄂尔多斯盆地庆城油田夹层型页岩油体积压裂缝网波及体积定量表征难度大的问题,应用物理模拟实验与矿场数据,耦合关键地质工程参数,建立缝网改造体积预测模型,基于岩石微观结构与润湿性,建立了考虑流体压力下的多尺度孔隙渗吸模型,对缝网渗吸体积进行定量表征,并提出新的缝网波及系数概念,定量评价缝网波及体积。研究表明:页岩油体积压裂裂缝总体呈现条带状缝网形态,形似“仙人掌”;影响缝网波及体积的主控因素依次为压裂液量、裂缝密度、脆性指数、施工排量、水平应力差、油层厚度、加砂量;缝网改造体积是水平井体积压裂缝网波及体积的主要贡献者,压裂液在缝网中的渗吸主要用于补充地层能量,典型平台缝网波及系数为33.2%~63.6%,需进一步提高缝网波及体积。研究成果可为页岩油水平井体积压裂效果评价提供参考。

基于缝网导流有效性评价的深层页岩气压裂支撑剂优化设计

深层页岩气储层埋藏深、温度高、地层应力大、岩石塑性强,导致压裂缝网复杂度低,缝网导流能力不足,极大影响了深层页岩气储层的压裂效果。评价深层页岩气压裂缝网的有效性,可以指导深层页岩气储层通过高效地压裂改造获得稳定高产的页岩气产能,具有重要的商业价值。基于川东南丁山地区深层页岩地质条件与裂缝导流能力实验,开展了深层页岩高闭合应力条件下裂缝导流有效性评价。结果表明:随着闭合应力的增大,自支撑裂缝与支撑裂缝导流能力呈快速递减的趋势,当闭合应力达到55 MPa时,自支撑裂缝的导流能力仅为0.1μm^(2)·cm,反映了深层条件下剪切裂缝难以满足流体流动的现状;在铺砂条件下,当闭合应力大于69 MPa时,粒径为40/70目的陶粒可有效满足主裂缝的导流要求,粒径为70/120目的陶粒与石英砂均可达到分支裂缝的导流要求;同时定量计算了满足主裂缝与分支裂缝导流要求的最低铺砂浓度,并绘制了不同类型、粒径的支撑剂用量设计图版。研究成果为深层页岩气储层压裂的支撑剂选择与优化提供了技术参考。

基于复杂缝网精细刻画的致密油气藏水平井多段压裂数值模拟技术

为准确预测致密油气储层压裂水平井生产动态,提出了一套基于复杂缝网精细刻画的水平井数值模拟方法。在三维地质模型和地质力学模型基础上,考虑多裂缝应力阴影和天然裂缝作用,建立了裂缝扩展数值模拟模型,并根据施工压力响应曲线校正模型参数,定量刻画了缝网形态;提出了一种非结构化网格快速剖分方法,对人工裂缝系统进行表征,采用“双重介质+PEBI网格+缝网加密”的方法,将基质、天然裂缝和人工缝网耦合,从而建立了复杂缝网油藏数值模拟模型,模拟不同尺度介质内的渗流;通过历史拟合手段,调整基质和裂缝的孔隙度、渗透率和相渗等参数,对缝网模型进行反演、修正,预测水平井生产动态。实例应用表明,本文方法在定量精细刻画人工缝网的基础上,能够快速完成油藏历史拟合工作,得到较为可靠的数值模型,实现水平井开发动态特征的精准预测。

致密储层复杂缝网流固耦合渗流规律及产能模拟

致密储层在进行压裂改造后,其内分布有众多产状不一、纵横交错的天然裂缝,且与人工裂缝共同构成复杂裂缝网络,导致油气在储层内渗流规律极为复杂,严重制约致密储层油气资源高效开发。鉴于此,基于流固耦合作用的双重介质缝网渗流理论,建立了致密储层复杂缝网渗流体系的理论模型及数值模型,通过COMSOL及MATLAB软件联合仿真技术分析了天然裂缝长度、倾角以及与人工裂缝连通性对储层压力及产能的影响。结果表明:随着天然裂缝长度的增加,储层压力降低范围以压裂水平井为中心逐渐向外扩散,且压力传播范围逐渐增大,累计产油量与裂缝长度呈正相关;裂缝倾角在(0°,75°]时,累计产油量增加幅度较小,但裂缝倾角在(75°,90°]时,累计产油量明显增加,裂缝倾角存在最优值范围;随着缝网之间连通性的增加,储层压力降低程度及范围逐渐增大,且中后期累计产油量大幅增加。研究成果对合理制定致密储层的开发方案及提高产能等具有一定的指导意义。

常压页岩气立体开发特征及缝网干扰规律研究

为明确页岩气藏立体开发井的压裂施工特征和生产规律,以南川常压页岩气藏为研究对象,分析了压裂干扰现象、缝网沟通机理以及对老井生产的影响。分析结果表明,立体开发井施工压力纵向上与地质静态参数具有一致性,平面上与井距正相关,与井间采出程度负相关;受储层物性和保存条件的影响,下部气层井产能优于中部气层井,优于上部气层井;同开发层系加密井压裂时,根据老井套压变化特征,可将新老井缝网干扰划分为高导流缝间沟通、高导流缝与低导流缝的沟通和低导流缝间沟通等多种方式。结合试井解释结果,明确压裂干扰对同开发层系试采井EUR、典型曲线的影响分为4类,对不同开发层系井日产水平影响较小。其中,当空间距离小于200 m的不同层系页岩气井进行拉链压裂时,新井施工压力会大幅升高。研究结果为常压页岩气田方案部署、压裂设计和压裂过程中动态优化调整提供了理论依据。

应用缝网压裂技术提高G区块开发效果

G区块1998年投入开发,由于储层物性差,油水井间无法建立有效连通,油井供液能力和水井吸水能力快速下降,为此采取了油井普通压裂、水井酸化等常规水驱调整措施,但有效率低且有效期短,目前油水井大批关井或间歇生产,区块处于整体关停状态。为改善G区块开发效果,选取其中一个井组开展缝网压裂试验,借鉴大庆油田致密油开发理念,优化改造规模,优选压裂液和支撑剂。现场实施后,试验井平均日产油2.2 t,动液面得到有效恢复,井组成功复产,取得了较好的效果,且对同类区块开发具有一定的借鉴意义。

断层附近非均匀应力场页岩压裂缝网扩展模拟

压裂过程中水力裂缝的延伸行为对页岩气增产改造效果至关重要。然而部分页岩地层断层较发育,附近地应力场呈现非均匀分布,最大水平主应力方向随空间位置发生变化,若水平井井筒仍沿垂直于原始最大水平主应力方向部署,水力裂缝可能出现非平面偏转延伸行为,进而影响缝网体积。文中为揭示页岩地层断层发育对水力裂缝延伸及缝网体积的影响,建立了断层附近非均匀应力场计算模型,并在此基础上构建了断层影响下的页岩气水平井分簇裂缝偏转延伸模型和缝网体积计算模型,模拟并分析了非均匀应力场下的水力裂缝延伸及压裂缝网扩展规律。结果表明:平移断层附近水力裂缝趋向平行于断层方向延伸,而正断层附近水力裂缝趋向垂直于断层方向延伸。页岩气水平井井筒垂直于最大水平主应力方向部署后,可以减小射孔孔眼摩阻,减少施工压力损失,提高缝内净压力,增大缝网体积。该研究可为页岩地层内断层附近的水平井井眼轨迹部署提供重要的理论依据。

复杂缝网导流能力实验研究

缝网导流能力是影响致密油气藏储层改造效果的重要因素之一。设计新型导流室,通过室内导流能力实验研究闭合压力、铺砂浓度、砂堤高度、支撑剂及缝网结构等因素对缝网导流能力的影响,并利用正交试验分析各参数对缝网导流能力的影响程度。结果表明:随着闭合压力的增大,缝网导流能力先缓慢降低后大幅降低,最终下降趋势平缓;随着铺砂浓度和砂堤高度的增大,缝网导流能力增大;缝网导流能力随着支撑剂粒径的增大而增大,大粒径支撑剂承压能力差,随着闭合压力的增加,缝网导流能力下降较快;随着次生裂缝数量的增多,与出口端距离减小,缝网导流能力增大。各参数对缝网导流能力的影响程度分别为:闭合压力影响最显著,次生裂缝位置和支撑剂粒径影响较大,铺砂浓度和次生裂缝数量有一定影响,砂堤高度与支撑剂类型影响最弱。

标准岩心尺寸人工缝网模具的研制

对比分析Warren-Root、HFN、DFN等离散缝网模型,运用三维绘图软件UGNX设计开发标准岩心尺寸人工缝网模具,制备了裂缝不同交叉角度人工缝网岩心,实验研究了交叉角度对缝网导流能力影响.结果表明:人工缝网模具所制备的缝网岩心有效解决现有缝网导流室存在的问题,对测试设备适应性强,易制备;提出了一种科学可行的缝网导流能力计算方法;裂缝交叉角度对缝网导流能力几乎没有影响,可用不同宽度且正交的垂直平面裂缝模拟更加复杂缝网.该研究结果为室内研究缝网导流能力提供一种新方法.

济阳坳陷陆相页岩油气藏组合缝网高导流压裂关键技术

济阳坳陷页岩油气藏具有埋藏深、构造复杂、沉积相变化快、纹层发育、原油黏度高等复杂特征,采用常规缝网压裂技术时改造效果普遍不理想、压后产量低且衰减快,亟待攻关能形成与之相适应的长期高导流能力复杂缝网的压裂新技术。为此,基于地质工程一体化思路,开展了地质—工程双甜点评价、四级组合缝网构建、主裂缝脉冲加砂理论与技术研究,形成了组合缝网高导流压裂关键技术,并实现了规模应用。研究结果表明:①充分考虑页岩油气富集、可动性、页岩纹层发育情况等特征,建立了考虑“岩屑—岩心—井眼—储层”的“地质—工程”双甜点评价模型,井位布置、压裂层位及射孔位置优选更加精准;②构建了CO_(2)与酸液联合降低破裂压力,低黏度压裂液造复杂缝、高黏度压裂液促缝高的组合压裂液新模式,增加了压裂后缝网的复杂性;③形成了多层叠置储层压裂后的“大缝宽主裂缝+分支裂缝+自支撑裂缝+酸蚀蚓孔缝”四级组合缝网体系,提出了主裂缝脉冲加砂、分支裂缝连续加砂的高导流缝网加砂压裂新方法,提升了缝网的长期导流能力。结论认为,“双甜点布缝+CO_(2)与酸液降破促缝+压裂液变黏高黏+主裂缝脉冲加砂”的组合缝网高导流压裂关键技术,促进了济阳坳陷陆相页岩油气藏的高黏度原油经济高效开发,为类似地区页岩油气藏的改造提供了理论与技术参考。

基质型页岩油储层高导流体积缝网压裂技术

针对松辽盆地北部青山口组基质型页岩油储层压裂改造的难点,结合基质型页岩油储层地质特征,文中采用前置液态CO_(2)增能技术降低破裂压力,增加裂缝的复杂程度,优选出低伤害压裂液体系,以减小对储层的伤害;在大排量、大规模体积压裂的同时,采用多尺度多缝多粒径支撑剂组合加砂工艺、高砂比伴注纤维加砂工艺及混合压裂液变黏度多级交替注入工艺提高裂缝导流能力,形成了一套适用于松辽盆地的基质型页岩油储层高导流体积缝网压裂技术。研究表明,该技术增加了压裂后返排率,降低了储层伤害,形成了复杂缝网体系及高导流裂缝,提高了产量,在松辽盆地北部现场应用4口井,压裂后均获得工业油流。研究成果对基质型页岩油储层压裂改造提供了技术借鉴。

二级裂缝倾角对复杂缝网中支撑剂输送的影响

支撑剂在复杂缝网中的分布情况直接决定了非常规油气的开发效果。为了探究体积压裂后复杂缝网中二级裂缝倾角对其支撑剂输送特征的影响,建立了可以改变二级裂缝位置和倾角的缝网模型。在分析携砂液在缝网内流动的基础上,建立了支撑剂在复杂缝网中的输送模型,并以曳力、弹性碰撞模型和Knudsen余弦散射定律分别表征支撑剂与携砂液、支撑剂颗粒间以及支撑剂与粗糙裂缝壁面的相互作用。数值模拟结果表明:改变二级裂缝倾角和位置,会严重影响缝网中主裂缝和二级裂缝内支撑剂的铺置情况;当二级裂缝水平时,其中的支撑剂分布范围最小,而增大二级裂缝到主裂缝入口的距离可以有效改善支撑剂在主裂缝中的分布;在二级裂缝垂直的缝网中支撑剂填充比例最大,当二级裂缝倾角为90°~120°时,支撑剂填充效果最差。研究成果为体积压裂中携砂液及缝网优化设计提供了理论指导。

页岩油井缝网改造后CO_(2)吞吐与埋存特征及其主控因素

为了明确裂缝性页岩储层注CO_(2)吞吐后的埋存效果,探究注CO_(2)吞吐实现CO_(2)有效埋存的可行性,通过建立含复杂缝网的页岩油井CO_(2)吞吐与埋存数值模型,对比不同生产与裂缝参数下的吞吐与埋存特征,并引入灰色关联分析方法确定了影响CO_(2)吞吐与埋存效果的主控因素。结果表明:CO_(2)吞吐不仅可以提高页岩油的采收率,而且可以实现部分CO_(2)的有效埋存,埋存系数可达0.40;注CO_(2)吞吐开发页岩油藏时,吞吐和埋存效果随着吞吐轮次、注入速度、闷井时间和周期注入量等生产参数的增大而增强,其中吞吐轮次对吞吐效果影响最大,可使累计产油量增加22.12%,注入速度对埋存效果影响最大,可使埋存系数达到0.40;CO_(2)吞吐时间越晚,累计产油量越少,但埋存系数越大,累计产油量每年减少3.47%,埋存系数每年增加39.48%;页岩储层裂缝条数、长度的增加有利于提高采收率、实现更多的CO_(2)埋藏,累计产油量最大可增加85.18%,埋存系数最大可增加20.90%。研究成果对页岩油注CO_(2)提高采收率现场实践具有参考意义。