重复压裂裂缝系统产能对比与分析

单井重复压裂的裂缝生成模式可以分为两种形式,包括在井筒处形成新的转向裂缝以及在原有裂缝的基础上形成扩充缝。如何评价重复压裂后不同形式裂缝系统下油气井的产能,对优化重复压裂施工方案至关重要。以重复压裂产生的两种不同复杂裂缝系统为研究对象,利用嵌入式离散裂缝方法建立数值模型,开展重复压裂后转向型和扩充型裂缝系统的生产规律研究,明确不同裂缝系统对井产能的影响。研究发现:储层及裂缝参数会在不同程度上影响重复压裂后井的产能,且对扩充型裂缝系统的影响程度始终大于转向型裂缝系统。考虑储层基质渗透率各向异性,正交于初始裂缝延伸方向的基质渗透率越大,重复压裂后增产效果越好,并且扩充型裂缝系统累计产量升高更显著。重复压裂裂缝与初始裂缝越趋向于正交,重复压裂后增产效果越明显,扩充型裂缝系统的增产率高于转向型裂缝系统。重复压裂裂缝渗透率和重复压裂裂缝长度均与重复压裂井产能提升呈现正相关,且扩充型裂缝系统的累计产量增大趋势更显著。结果表明,扩充型裂缝系统能更加有效地提高重复压裂井产能,为重复压裂增产机理与矿场应用结合提供理论指导。

页岩气老井重复压裂时机优化方法

基于多孔介质弹性理论、嵌入式离散裂缝模型及有限体积法,考虑页岩气微观渗流机制,建立适用于裂缝性页岩气储集层的渗流-地质力学全耦合模型,并提出了重复压裂时机优化方法,采用四川盆地涪陵页岩气井资料分析了重复压裂时机的影响因素。研究表明:受地层压力衰竭影响,最大水平主应力反转面积占总面积的百分比随时间的延长先增加后减小,且距人工裂缝越近的区域,应力反转面积百分比曲线出现峰值的时间越短,最终归零(恢复到初始状态)的时间也越短。重复压裂的最佳时间受基质渗透率、初始应力差、天然裂缝逼近角的影响:基质渗透率、初始应力差越大,应力反转面积百分比曲线出现峰值、恢复到初始状态的时间越短,采取重复压裂措施的时机越早。天然裂缝逼近角越大,裂缝附近越难发生应力反转、重复压裂最佳时间越早,人工裂缝末端以远区域越易发生应力反转、重复压裂最佳时间越晚。对于基质渗透率很小的储集层,其单井产能递减快,为保证经济性,可采取关井或注气补能等措施恢复应力,提前实施重复压裂。

韩城区块煤层气井顶板控底重复压裂技术研究与应用

针对鄂尔多斯盆地韩城区块碎软煤层气老井采用常规重复压裂技术效果不佳的难题,以X井为研究对象,分析了初次压裂改造效果及剩余气产能特征,结合二次加砂与顶板压裂,提出顶板控底重复压裂技术。利用实验与数值模拟软件优化施工参数,优选100目石英砂控底并暂堵老缝、40/70目+20/40目石英砂支撑新缝的三级加砂工艺,优化射孔位置为距煤层顶部3~5 m,施工排量为9 m^(3)/min,平均加砂比例为9%,形成增大储层改造体积、提高储层动用程度的顶板控底重复压裂技术。在X井进行现场试验,重复压裂后新增产气量268.1万m^(3),累计应用18口井,平均单井日产气量增加1 210.42 m^(3),有效解决了碎软煤层气老井重复压裂改造效果差的问题,可以满足煤层气老井二次开发及压裂作业降本增效的需求,具有良好的推广应用价值。

页岩气长水平井重复压裂技术研究及应用

针对目前暂堵转向重复压裂工艺难以适用于水平段长度大于500 m的页岩气水平井重复压裂的问题,开展了页岩气长水平井重复压裂技术研究。明确了水平段上的剩余可采储量,优化低动用段施工规模为1100~1200 m^(3),主要剩余潜力段施工规模为1600 m^(3),趾端最大施工排量为10 m^(3)/min,跟端最大施工排量为12 m^(3)/min,创新形成了以“井筒重建+段簇间补孔+一体化变黏压裂液”为核心的页岩气长水平井重复压裂关键技术。在FL页岩气田累计完成了2口井现场试验,重压后测试产量分别为18.4万m^(3)/d和17.7万m^(3)/d,采收率分别提高了4.8%和4.2%。

长庆油田水平井套中套井筒再造体积重复压裂技术

长庆油田超低渗透油藏部分水平井初次改造程度低,前期先导试验攻关形成了水平井双封单卡体积压裂技术,然而双封单卡工艺存在起下钻次数多、放喷时间长、管外窜等问题,严重制约现场施工效率。通过压前补能、凝胶降漏、下入Ø114.3 mm套管、热固树脂环空封固等技术重造新井筒,评价储层增产潜力,优化新老裂缝布缝与裂缝参数,配套研发小直径可溶桥塞,形成了水平井套中套井筒再造重复压裂技术。在CP50-15井进行了现场试验,成功下入1500 mØ114.3 mm套管并进行了环空封固,固井质量良好,采用桥射联作压裂工艺完成了26段压裂,施工效率达到了3段/d,投产后控制放喷生产,日产油由1.9 t升至15.4 t。该技术对提高超低渗透油藏采收率提供了新思路。

重复压裂非均匀孔隙压力场对裂缝延伸的影响

针对低渗透油气田水平井产量递减快的问题,重复压裂技术逐渐成为提高水平井单井产量的主要措施之一。文中对边长30 cm立方体试件开展真三轴重复压裂实验,研究非均匀孔隙压力场对重复压裂裂缝扩展的影响规律。研究表明:老缝长度越长、缝间距越小,新老缝之间的应力干扰越明显,老缝长度增大50%,破裂压力提高14.8%;新老缝间距越小、老缝越长,新缝压裂导致的压力冲击影响越大,新缝越容易沟通老缝;通过数值模拟优化加密缝间距,减弱老缝对新缝扩展的抑制作用,实现水力裂缝有效控制储层体积最大化。该研究揭示了水平井压前补能对新裂缝扩展的影响规律,对水平井重复压裂及压前补能方案设计具有指导意义。

超低渗透油藏水平井重复压裂新老缝合理配比研究

超低渗透油藏初次压裂投产后,由于地层能量亏空严重、裂缝失效等原因,油井产量递减迅速,无法满足生产需求,需要进行重复压裂,重复压裂设计的关键是确定合理的布缝位置和重复压裂的新缝数量。基于长庆油田元284井区储层地质特征,结合初次压裂生产情况,建立了水平井重复压裂裂缝延伸数值模拟模型;对比了不同新老缝配比条件下重复压裂储层改造体积与最终开采效果,明确了重复压裂前注水补能提高重复压裂改造效果的机理;通过分析经济收益,获得了合理的新老缝配比关系。模拟结果表明:重复压裂新缝为2条、缝间距为20 m时,更有利于形成复杂缝网,提高采收率;随着2条老缝间重复压裂新缝数量增加,更有利于裂缝间相互沟通形成复杂缝网,提高储层改造效果;老缝间重复压裂的新缝数量较多时,由于裂缝之间的相互干扰,会导致开发生产前期产量增幅递减,但随着不断生产,由于储层改造更为充分,对后期稳产较为有利。研究结果为超低渗透油藏水平井重复压裂方案设计提供了理论依据。

基于波前快速法的页岩气藏重复压裂储层动用评价方法

页岩气藏在初次压裂之后,产量会快速下降,目前通常采用的稳产措施是重复压裂,因此需要对储层动用体积进行定量评价,并对重复压裂的参数进行优化,即建立适用于页岩气藏的重复压裂储层动用评价方法,以保证重复压裂效果。文中引入重复压裂时机和流动系数等参数,建立了适用于重复压裂开发效果评价的波前快速推进法,可以快速有效地定量评价重复压裂前后页岩气藏的储层动用体积,优选了重复压裂时机,研究了重复压裂方式对储层动用体积的影响。结果表明:在初次压裂后第2年进行重复压裂,储层动用效果最好;提高储层动用效果最好的重复压裂方式是缝内暂堵转向,封堵老缝、补压新缝和改善老缝导流能力的效果较差。研究成果对同类页岩气藏重复压裂优化设计具有借鉴意义。

致密砂岩油藏水平井重复压裂优化——以长庆油田元284区块为例

在致密砂岩储层水平井重复压裂中,再次提升储层改造体积(SRV)是重复压裂成功的关键。由于初次压裂完井差、水力裂缝及天然裂缝的预置分布和动态应力变化认识不清,均衡扩展重复压裂多簇裂缝并获得理想改造效果颇具难度。为优化致密砂岩油藏水平井重复压裂储层改造效果,以长庆油田元284区块为例,构建了考虑四维动态地应力场的水平井重复压裂优化工作流程,引入有限元-离散裂缝网络(FEM-DFN)和四维动态应力场交叉耦合方法。在全三维压裂数值模型基础上,揭示多裂缝均衡扩展规律,优化压裂参数,实现提升致密砂岩油藏改造体积目标。研究结果表明,FEM-DFN方法可准确描述裂缝几何形态,通过优化压裂时机、加砂量、簇间距、压裂液量、施工排量等参数,提高了缝网复杂度和横向延伸程度。现场应用表明,考虑四维地应力动态变化的压裂工作流程效果显著,对国内致密砂岩油藏压裂优化具有指导意义。

基于重复压剪加载试验沥青混合料高温性能研究

为研究沥青混合料的高温抗永久变形性能,分别采用AMPT流变次数试验及EN标准系列中的车辙敏感性试验对20#沥青混合料HMAC-20、SBS改性沥青混合料AC-20、橡胶改性沥青混合料ARHM-20及70#沥青混合料AC-25四种沥青混合料进行了试验及评价。结果表明:1)流变次数、流变次数对应的累积永久应变、车辙变形率均可作为沥青混合料高温性能评价指标;2)流变次数试验稳定阶段的应变增长率不大于8με时,20^(#)沥青混合料高温性能良好;3)高模量沥青混合料的高温性能优于SBS改性沥青混合料。

准噶尔盆地玛湖凹陷砾岩油藏水平井组重复压裂时机优化

准噶尔盆地玛湖凹陷砾岩油藏可通过水平井重复压裂同时钻加密井的改造方式,提高单井产量和油藏动用程度,但是在加密井投产时,水平井组的重复压裂时机目前仍不明确。针对这一问题,建立不同投产时间水平井组初次压裂和重复压裂的裂缝扩展模型和油藏数值模型,通过产量历史拟合确定模型的正确性。基于井组最优累计产油量,优化重复压裂时机。结果表明:加密井不生产时,单井的最优重复压裂时机为投产后第4年,井组的最优重复压裂时机为最晚投产井投产后第4年;加密井生产时,单井的最优重复压裂时机为投产后第5年,井组的最优重复压裂时机为最晚投产井投产后第3年。井组重复压裂考虑水平井加密时,总体增油效果优于仅老井重复压裂,应及时钻加密井,获取最大井组累计产油量。研究结果为致密油藏考虑加密井的水平井组重复压裂时机优选提供理论依据。

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。

基于初次压裂地质工程条件及改造效果的页岩气井重复压裂选井模型

为了解决页岩气重复压裂候选井优选困难问题,基于初次压裂时地质条件、施工参数及改造效果,引入水平应力差异系数、页岩气储层评价指数、单井用液指数、单井支撑剂用量指数、初次压裂储层改造体积比等5个评价指标,建立页岩气重复压裂选井评价模型。首先通过水平应力差异系数及页岩气储层评价指数评价候选井初次压裂时的地质条件,其次通过单井用液指数、单井支撑剂用量指数评价候选井在较好的储层地质条件下初次压裂施工作业情况,最后根据地质工程条件及初次压裂储层改造体积比优选出重复压裂目标井。以四川盆地南部地区页岩气井为对象进行应用验证,优选出重复压裂目标井。结果表明该模型有助于川南页岩气水平井重复压裂井的优选,对页岩气井重复压裂技术具有重要意义。

重复压裂工艺在南翼山油田的研究及应用

南翼山油田浅油藏压裂投产初期产能效果较好,但随着时间推移,单井产能递减较为严重,为焕发老井生机必须采取有效的增产措施。由于部分老井受限于早期压裂投产的施工规模,缝网改造规模小、生产过程中裂缝堵塞、支撑剂破碎率增加或嵌入裂缝壁面,导致裂缝导流能力逐步降低、甚至失去作用。经调查研究对这类井可开展暂堵转向后重复压裂工艺,形成新的复杂缝网,提高油井产量,实现油藏增产稳产的效益开发目标。

三塘湖油田非常规油藏水平井复合重复压裂技术

三塘湖油田非常规油藏受储层物性差、非均质强,以及首次改造规模小、动用程度低等因素的影响,部分水平井存在产量递减快,采收率低的问题。重复压裂面临工艺优选、地层能量补充、提高改造程度等难点。为此,在剖析水平井低产低效原因以及剩余油潜力研究的基础上,配套形成了以细分补孔、压前补能、扩大改造体积、提高渗吸驱油效率以及裂缝导流能力相结合的水平井复合重复压裂技术,并形成了相应的工艺参数优化结果。2021-2022年期间共完成23口水平井重复压裂的现场实施,有效率100%,平均单井日产油量由复压前2.2 t/d提高至10.5 t/d,日增油8.3 t,平均单井累计增油已超过1400 t,投入采出比达到1∶1.2以上,取得了较好的增产效果和经济效益。水平井复合重复压裂技术为其他非常规储层提高水平井老井单井产量和最终采收率提供技术指导和现场经验。

4-1/2″小套管井筒再造技术在老井重复压裂改造中的实践

精细地质研究结果分析,重复压裂挖潜的可行性大幅度提升。为了提高采收率,满足长庆水平井重复压裂需求,对5-1/2”水平井井筒开展了4-1/2”小套管井筒再造工艺技术实践。实践表明:凝胶封堵液体系可有效缓解亏空地层溢漏问题;可回接悬挂器及配套固井附件可顺利开展二次固井;高强度不饱和树脂固井工作液体系具备固井流体优势,且提高了固井水泥环的力学性能。该工艺技术的现场实践为长庆油田水平井重复压裂改造、恢复老井产能提供了技术保障。

浅谈低渗透油田重复压裂改造技术

低渗透油田投产方式以压裂为主,随着开发时间的延长,压裂效果会变差,需要针对低渗透油田重复压裂后,压裂效果不理想、压裂过程中出现砂堵、压裂层数有限等情况,文章对重复压裂选井选层工作开展了研究,科学优化了压裂液和支撑剂,并跟踪重复压裂效果.现场实施后,起到了良好效果,为低渗透油田重复压裂工作提供了有效技术指导.

基于多参数耦合的超低渗油藏重复压裂选井方法

超低渗油藏具有储层孔喉细小、渗流阻力大、天然能量不足的特点,油井压裂改造后才可以获得有效产能。随着生产时间逐渐延长,近井地带采出程度高,压裂缝导流能力不断下降,进而导致出现单井产能也逐渐下降的现象,迫切需要进行重复改造来达到恢复或提高产能的目的,而选井是影响重复压裂增产效果的关键因素。本文笔者根据平时工作生产实际数据,筛选分析得出影响重复压裂效果的几个主要因素,并建立了无因次、多系数耦合的超低渗油藏重复压裂选井模型。通过实际应用的结果证明了该方法的可靠性,研究成果表明,该方法模型有利于超低渗油藏恢复或提高产能,对超低渗油藏重复压裂有一定指导意义。

转向重复压裂工艺技术在低渗油田老井改造中的应用——以南泥湾油田为例

低渗透油田经过初次压裂后单井产量逐渐降低,须依靠重复压裂来提高产量。在老井常规重复压裂过程中,常常只是重新压开原缝,而原有人工裂缝附近产层的生产潜能越来越小,增产效果不明显。为了提高老井重复压裂效果,在低渗透油田-南泥湾油田,油井重复压裂时采用了裂缝转向压裂工艺技术,使裂缝转向,压开新缝,更大限度沟通、改造剩余油富集区和动用程度低甚至未动用的储层。2008年通过对40口生产井的现场应用取得了较好的效果,为同类油藏的老井改造提供了可借鉴的经验。

姬塬油田H117区块长8油藏重复压裂技术研究与应用

重复压裂技术在造缝机理、选井评层原则、工艺设计等方面均取得了重大进展,并获得良好的矿场效果。文章考虑裂缝诱导应力场、生产诱导应力场,根据应力叠加原理模拟确定姬塬油田H117区块长8储层重复压裂仍然以延伸原有水力裂缝为主(小角度转向)。采用油水两相渗流数值模拟结合数理统计方法确定该区长8油藏重复压裂技术界限为:地层压力>19MPa、Sw<50%、Ke>0.5×10-3μm2。基于要求的裂缝参数和储层特征参数优选重复压裂施工工艺参数,推荐压裂施工排量3～4m3/min;基于地应力分布特征和储层厚度进行裂缝模拟,推荐加砂量50～60m(310m厚度)和50～70m(320m厚度)。现场应用效果良好,为实现该区增产稳产和提高采收率具有重要的指导作用。