压裂后起工具段过程中的相关井控技术探讨

随着我国石油天然气勘探开发工作的快速发展,井控工作受到广泛重视,在石油天然气资源的勘探环节、开发环节等起到至关重要的作用,但是由于在实际钻井生产期间,可能会出现压裂后起工具段的井控问题,严重影响施工工作的效果。基于此,本文分析压裂后起工具段过程中的井控技术,提出技术应用的措施和注意事项,旨在为增强技术应用的效果提供助力。

有效应力恢复条件下水力压裂后煤层气分区渗流特征

目前煤层气单井主要通过水力压裂技术来提高产量,但水力压裂技术会导致煤层裂缝出现分区现象,在有效应力作用下不同裂缝分区的渗流特征将直接影响煤层气抽采效果。为了更好地研究有效应力对不同裂缝分区渗流特征的影响,以沁水盆地煤样为例,设计了完整煤样、微裂缝煤样和贯穿裂缝煤样的串、并联多腔体试验方法,分析了水力压裂后煤层气的横向沿区渗流和纵向跨区渗流,构建了有效应力影响下的不同损伤煤岩体串、并联渗透率模型,分析了有效应力恢复过程中水力压裂不同致裂分区的渗流特征,并预测了不同致裂深度和扰动范围下的煤层总体渗透性。研究结果表明:(1)随着有效应力的恢复,串、并联试验的总流量均呈现负指数形式的衰退;(2)在并联试验中,穿过完整煤样的流量占比极少,随着有效应力的恢复,穿过微裂缝煤样的流量占比逐渐增加,而贯穿裂缝煤样的流量逐渐减小,并逐渐趋于相等;(3)纵向渗流总渗透率小于横向渗流,纵向渗流总渗透性的变化受完整煤样的渗透性影响较大,而横向渗流总渗透性取决于贯穿裂缝煤样渗透性;(4)基于横纵向渗透率的大小,可以将煤层气产期曲线划分为单峰型与双峰型。结论认为,提高水力裂缝深度与射孔孔眼周围裂缝宽度有利于提高煤层气的抽采量,该认识可以为煤层气水力压裂参数设计提供参考,有助于推动煤层气的效益开发。

页岩油体积压裂后合理焖井时间模拟研究

针对页岩油藏压裂开发过程中,焖井效果井间差异大、焖井有效性和时效性不明确等问题,建立了考虑裂缝闭合、油水渗吸置换以及压裂液滞留多效应协同的压裂—焖井—生产一体化数值模型,并验证了模型的可靠性,探究了页岩油井压后焖井期间地层油水运移规律以及合理焖井时间。研究结果表明:①焖井期间地层油水运移特征在时间上呈现阶段性变化,依次可分为裂缝闭合、渗吸置换和能量平衡3个主控阶段,同时也在空间上与水力裂缝的复杂程度密切相关;②在毛管渗吸作用下,适当延长焖井时间有利于压裂井初期见产,但压裂液在基质中的滞留量增多也会加剧油相相渗伤害,结合累增油量变化规律,明确了合理焖井时间宜在30~45 d;③考虑真实工况对焖井作用的影响,提出了以“压裂+焖井时间”作为焖井优化的指标,提高时间效益的同时可以减少井间差异。研究提出了体积压裂水平井焖井作用评价方法和模拟流程,其结果对页岩油压裂后合理焖井时间优化具有指导作用。

临兴气田致密砂岩气藏压裂后产水机理

鄂尔多斯盆地临兴气田致密砂岩气藏是陆上天然气开发的重点对象,由于构造条件复杂、物性致密以及气水关系复杂,压裂后多数气井持续产水,且井间产水量差异大,研究压裂后束缚水饱和度变化原因,对制定合理的控水采气措施、提高气井采收率具有重要意义。选取鄂尔多斯盆地临兴气田典型致密砂岩样品,通过气驱法研究了储集层物性、生产压差及压裂液对束缚水饱和度的影响。结果表明:Ⅰ类储集层基质与裂缝间的束缚水饱和度之差为13.32%~18.36%,Ⅱ类储集层为28.28%~34.19%,Ⅲ类储集层为39.10%~48.15%,水力压裂缝网显著提高了储集层水相渗流能力;水力压裂缝网使得水相渗流通道增多,生产压差增大、渗流压耗降低及水湿程度减弱是导致储集层束缚水能力减弱、压裂后气井产水的主要机理。可从控制压裂改造规模、优化生产制度、调整助排剂加量及注入时机等方面来提高高含水致密砂岩气藏压裂后控水采气效果,延缓气井见水时间,减小产水规模。

疏松砂岩压裂后颗粒返吐控制技术评价与优化实验

针对过筛管压裂的具体特点,以典型井为案例,进行了不同过筛管压裂防砂模式的实验。结果表明,膨胀筛管具有更好的流通性能,适用于生产能力较低、生产压差高、未严重出砂的油井;防砂精度为184μm的泡沫金属筛管兼具挡砂和流通能力,适用于生产能力高、严重出砂的油井。

基于最优裂缝导流能力的水平井压裂后生产指数预测新方法

生产指数是水平井压裂后生产能力评价的重要指标,目前非常规油气水平井压裂后产能预测方法较复杂,参数较多,需进一步优化设计。基于统一压裂设计理论的支撑剂指数法,借用支撑裂缝流动效率优化无因次裂缝导流能力及无因次生产指数,采用多元线性回归方法建立了水平井长度、裂缝半长、裂缝条数、井控边界、储层厚度5种因素影响下的最优无因次裂缝导流能力及无因次生产指数计算模型。结果表明:利用新建模型回归的最优无因次裂缝导流能力多元线性方程决定系数R2为0.933,回归的无因次生产指数多元线性方程决定系数R2为0.980,平均相对误差均小于5%,与传统预测方法相比,精度有了明显的提高。敏感性分析结果表明,生产指数与水平井长度、裂缝条数、裂缝半长和储层厚度呈正相关,与矩形渗流区域长度呈负相关,其中与裂缝条数的关联性最强。研究成果对快速实现非常规油气水平井压裂后产能准确预测、经济评价和施工参数优化都具有重要意义。

基于饱和度再平衡的致密油体积压裂后焖井时间优化方法

以致密油焖井渗吸置换为基础,阐述压后焖井饱和度再平衡原理,建立了以缩短见油时间、快速见油为目标的水平井体积压裂焖井时间优化方法,并分析了渗透率、孔隙度、裂缝半长和压裂液用量对焖井时间的影响规律。研究表明:油井压裂后焖井过程中,基质和裂缝中的油水发生渗吸置换,如焖井时间太短,油水置换不充分,油井投产后见油周期长;焖井时间太长,油水置换虽充分,但井底附近地层能量逸散严重,油井投产后自喷周期短,产量低。合理的焖井时间可缩短见油周期,延长油井自喷期,提高油井产量。合理焖井时间受渗透率、孔隙度、裂缝半长和压裂液用量等共同影响。最短和最长焖井时间与孔隙度、渗透率、裂缝半长呈负相关,与压裂液用量呈正相关。经松辽盆地致密油水平井的实际应用检验证实,该焖井时间优化方法可有效提高水平井体积压裂的开发效果。

油井压裂后提高产能的方法

论文主要从四个方面探讨研究油井压裂后提高产能的方法。首先阐述油井压裂的基本原理,了解油井压裂的基本概念和技术原理。接着探讨油井压裂后产能提高的影响因素。在此基础上,论文提出一些可行的优化压裂工艺的方法,如优化压裂参数、液体配比和液压等。最后,论文对油井压裂后提高产能的方法做进一步思考,以便更去全面地提高压裂效果。通过以上研究与探讨,为提高油井压裂后产能提供了一定的理论支持和实践指导。

自发渗吸对页岩油储层压裂后闷井的影响

针对目前页岩油储层压裂后是否闷井、闷井时间设计缺乏理论指导的难题,建立了考虑毛细管渗吸的油水两相渗流模型,并采用有限元-有限体积方法进行闷井和生产联合模拟,模拟过程考虑了页岩基质渗吸是否产生微裂缝对渗吸和生产的影响,研究了闷井时间和毛管力对闷井过程中页岩基质吸水量和开井后页岩油产量的影响。分析模拟结果发现:若页岩基质渗吸压裂液后产生微裂缝,渗吸作用能够明显提高页岩油产量;随着闷井时间和页岩亲水性增加,页岩基质渗吸压裂液后产生更多微裂缝,且水油置换作用更强,页岩油产量也随之增加。若页岩基质渗吸压裂液不产生微裂缝,渗吸作用将降低页岩油产量;随着闷井时间和页岩亲水性增加,基质中的含水饱和度增加,油相相对渗透率降低,页岩油产量随之降低。该研究成果明确了并非所有页岩油储层均适合压裂后闷井,对页岩油储层压裂设计具有重要指导意义。

阶梯泵注-压降测试确定压裂后地层裂缝形态

小型压裂测试可用于了解储层压裂特征并获取储层参数,对于正式压裂施工参数设计具有指导作用。通过优化阶梯-压降测试参数分析方法,将测试过程分为泵注段-泵注早期、泵注段-裂缝扩展期和压降段-裂缝延伸闭合期等3个阶段。针对测试阶梯少、阶梯时间不相等、拐点不明显等情况,分别应用不稳定渗流的径向流和线性流模型分析泵注早期和裂缝扩展期的压力特征,明确裂缝扩展时机和裂缝延伸压力;基于压裂液动态滤失时的体积平衡关系,配合其他压降测试方法,计算停泵后裂缝延伸的长度和宽度及岩石断裂韧性。研究结果表明,该方法弥补了不规范测试中因排量-压力曲线拐点不清晰而无法获得有效的裂缝延伸压力的不足,所获得的储层和压裂参数计算结果可靠;在缺少实验的情况下得到了合理的断裂韧性参考值,扩大了阶梯排量测试的应用范围。

水平井分级分簇压裂后的产能预测方法

准噶尔盆地某区块水平井储层致密,非均质性强,采用分级分簇进行大规模体积压裂后投产产量差异大,产能影响因素的不明确使水平井产能评价成为难点。结合开发现状,按照地质与工程一体化的思路分析水平井产能的影响因素,明确优质甜点钻遇率,储层地质参数中的可动油孔隙度、岩石脆性、闭合应力以及压裂施工参数中的液量、加砂量、排量对产能影响较大。基于直井试油井资料,优选可动油孔隙度和岩石脆性构建储层品质指数对水平井段进行分段分级评价,考虑不同级别储层对产能的贡献以及闭合应力对压裂裂缝的影响,分别对储层地质参数及压裂施工参数进行归一化。在此基础上,采用多元线性回归的方法建立了水平井产能预测模型,模型参数易于获取,操作简单。经5口井的实际应用验证,预测产量与实际年产量平均相对误差为11.4%,证明该模型能够满足生产需要。

老井重复压裂后产能预测新模型及其应用

致密油藏由于其自然禀赋较差,需要对已压裂过的层段进行二次或更多次压裂,才能维持期望的产量。在重复压裂期间,漏失的部分压裂液会通过渗吸作用将储层中的致密油置换出来,从而提高采收率。目前,考虑渗吸作用对产能影响的研究较少。文章将致密油井控制区域划分为三个渗流区域,基于达西定律,以渗流力学理论为基础,考虑启动压力梯度、重力和毛管力的作用影响,建立了考虑渗吸作用的致密油藏老井重复压裂后产能预测新模型;选取某地区致密油储层10口重复压裂井进行单井产能计算,计算结果与实际生产结果较接近、误差较小;渗吸作用对油井产能影响比较大,渗吸占比在2.97%~12.77%之间,平均值为6.87%。本文研究结果为致密油压裂后产能预测和压裂效果评价提供了参考。

页岩油水平井压裂后变形套管液压整形技术

页岩油藏需要大规模体积压裂后才能获得工业油流,但大液量、大排量的体积压裂易导致套管变形、缩径,套变段以下井段无法下入压裂工具和投产工具,而常规液压整形技术存在修复能力差、滚珠易落井和有效期短等不足,难以满足工艺要求。为解决该问题,设计加工了扩张式胀管器等系列液压胀套工具,经过室内试验,完善了胀套工艺,形成了页岩油水平井压裂后变形套管液压整形技术。沧东凹陷页岩油水平井现场试验表明,该技术有效期长,可以解决页岩油开发中的套管变形问题,满足投产时连续管钻除多级压裂桥塞(扫塞)恢复底层井段能量的需要。

测井信息+数学辅助解决油气井压裂后孔眼面积均匀控制难题

1.目的井下电视观测发现非均质储层压裂后的射孔孔眼面积差距较大,这会导致压裂过程中孔眼的进液量不同,改造不彻底,产量不理想。对孔眼面积造成影响的有地质、工程和流体等诸多因素,而实际施工中主控因素太多会无法控制压裂过程,也达不到改造目的。如果结合井眼位置和压裂参数,仅利用测井提供的9条曲线或者更少的曲线解释结果,通过数学方法协助寻找孔眼面积均匀测井结果的响应特征,寻找这些特征的点射孔,有利于改进设计合理性,实现均匀的孔眼面积,提高油气井产量。

珠江口盆地陆架区岩石圈伸展模拟及裂后沉降分析

本文根据伸展盆地发育的挠曲悬臂梁模型,以二维正、反演相结合的方法,计算了珠江口盆地陆架区1530测线北段的岩石圈伸展系数,分析了其裂后沉降规律。由正演模拟,发现盆地1530测线北段的裂陷由北向南逐渐发育,其陆架岩石圈的平均伸展系数为1.2和较大凹陷处的岩石圈理论伸展系数变化在1.08～1.24之间。整条剖面裂后沉降的实测值比理论值大2.5km左右,本文分析造成这一差值的最大可能是裂后异常沉降的存在。由前人成果可知,陆坡区也存在其他大的异常,对于陆架和陆坡区的异常,本文认为它们之间以及它们与其他南海陆缘之间都可能有关联,它们的产生可能是某种共同机制的结果。珠江口盆地陆架区的实测裂后沉降速率明显不同于逐渐减小的理论变化规律,而是存在两期(30～18.5Ma和18.5Ma至今)由快到慢的变化。在30～23.8Ma沉降速率集中在140～190m/Ma,之后23.8～18.5Ma减小至35～65m/Ma。18.5～16Ma的沉降速率迅速增大到300m/Ma,随后16Ma至今又减小至75～110m/Ma。其中18.5～16Ma的沉降速率最大,并与当时陆架坡折的形成和海平面的快速上升相对应,也与前人在陆坡区白云凹陷发现的17.5～15.5Ma裂后重大加速沉积的时间一致,因此本文推测珠江口盆地18.5～17.5Ma可能存在一重大构造事件,引起盆地从陆架到陆坡的裂后快速沉降的发生。但对于构造事件的成因、准确时间及其范围都有待进一步的研究。

大断面开切眼顶板水力压裂后稳定性判别与控制

隆德煤矿开切眼通常使用单体被动加强支护,成本高、劳动强度大,采用现场实测、理论分析论证了213开切眼顶板水力压裂后的稳定性与主动支护的可行性,提出了“W型钢带+锚索”的一带三锚加强支护方案代替单体支柱被动加强支护。结果表明,水力压裂后的顶板深部离层最大值为4 mm,浅部离层最大值为7 mm,顶板自稳性仍然良好。主动支护后的顶底板移近量最大值为7.2 mm,两帮移近量最大值为5.8 mm,达到了预期效果。

渤海湾盆地济阳坳陷新生代裂后不整合、加速沉降事件及其成因浅析

为了考察渤海湾盆地济阳坳陷新生代裂后不整合及加速沉降事件并探讨其成因机制,利用悬臂梁模型和二维挠曲回剥模型的正反演模拟,对济阳坳陷2条NS向剖面新生代的构造演化进行了重建.正演计算表明,要反映14Ma的盆地结构,需要叠加断陷阶段及裂后不整合时期发生的构造抬升事件,叠加的构造抬升量在坳陷东北部比西南部大;反演计算表明,要恢复到14Ma的盆地结构,按照断层估算的拉张系数产生的热沉降不足以恢复当时的古水深,如果要通过人为增加构造沉降以恢复到14Ma的古水深,那么坳陷东北部比西南部需要更大的沉降量.结果说明,济阳坳陷在新生代发育时,除了水平伸展产生的岩石圈被动减薄外,可能还叠加了垂向因素引起的岩石圈主动减薄;14Ma以来发生的裂后加速沉降有从坳陷东北部向西南部推进的趋势.分析表明除了水平伸展诱发软流圈热扰动及随后快速热衰减外,岩石圈拆层作用、岩石圈地幔交代作用等主动因素,也会产生裂后不整合及加速沉降事件.

琼东南盆地构造沉降的时空分布及裂后期异常沉降机制

为考察琼东南盆地构造沉降的时空分布及裂后期异常沉降机制,利用回剥技术计算了盆内68口井的构造沉降史,并选择15口代表井进行拉张应变速率反演及拉张因子计算。结果表明:琼东南盆地构造沉降空间上表现为中央凹陷带和南部凹陷带强于北部凹陷带;时间上在裂陷期出现局部快速沉降-整体慢速沉降—局部快速沉降的阶段特征,进入裂后期逐渐减缓并在15.5～10.5Ma期间减至最低值,但自10.5～5.5Ma以来又明显增大。裂后期异常沉降在盆地东西部都有明显表现,在北部凹陷带较小,在中央凹陷带内往东区有逐渐增大趋势;时间上裂后异常构造沉降随时间增大,增长过程具有快-慢-快的阶段性。分析认为:裂后阶段早期的快速沉降可能是裂陷期非均匀拉张的结果,而晚中新世以后的快速构造沉降主要与岩浆活动有关。

珠江口盆地惠州凹陷裂后期沉降特征及成因分析

为了认识惠州凹陷裂后期的整体沉降规律,运用回剥法对惠州凹陷的25口钻井和24口虚拟井进行沉降分析,计算不同沉积时期的沉降速率,分析裂后期沉降中心分布及迁移规律。研究结果表明:惠州凹陷裂后期沉降具有幕式特征,根据沉降曲线将其划分为3幕:裂后热稳定沉降幕(珠海组—珠江组下段)、加速沉降I幕(珠江组上段—韩江组)、加速沉降II幕(粤海组—第四系)。裂后期沉降中心呈现出明显的自NE向SE方向顺时针迁移规律。结合裂后期区域应力场、物源区以及沉积通量的分析,认为惠州凹陷周缘板块的运动学特征以及板块重组事件,对裂后期幕式沉降过程起到一定的控制作用,而珠江流域沉积通量的增加也可能是裂后期加速沉降的诱因之一。

伸展型盆地裂后期沉降过程及其动力学背景研究

伸展型盆地是与地壳和岩石圈伸展、减薄作用有关的一类裂陷盆地,包含了重要的沉积矿产和能源资源。综合近年来国内外伸展型盆地的研究,包括大西洋被动大陆边缘、澳大利亚被动边缘以及中国大陆东部的新生代盆地,发现不论是被动边缘还是会聚板块背景下的伸展型盆地,其裂后阶段盆地的沉降过程都不是简单的仅仅由岩石圈的热作用所控制的均匀缓慢的沉降过程,而是呈现多幕式的、快速沉降的特征,反映了盆地裂后演化阶段周缘板块的构造活动及其深部岩石圈的动力因素的控制作用。文章正是从这一角度出发,简述了近年来国内外一些典型的伸展盆地区裂后期快速沉降的研究进展情况,并结合琼东南盆地裂后期沉降演化特征的定量模拟研究,对幕式快速沉降的动力学机制进行了探讨。