基于页岩气井返排特征的闷井时间优化方法

为确定页岩气井压后闷井时间,提高最终采收率,提出了基于页岩气井返排液特征的闷井时间优化方法。首先,以泸州地区深层页岩和威远地区中深层页岩为研究对象,开展自发渗吸试验确定实验室尺度闷井时间;然后,利用返排液矿化度和返排率数据反演得到矿场尺度裂缝宽度和特征长度;最后,结合自发渗吸无因次时间模型,计算得到矿场尺度闷井时间。结果表明,矿场尺度闷井时间与岩心尺度闷井时间并不一定呈正相关关系,其结果受渗吸速率、返排液矿化度和返排率等因素影响。研究结果为页岩气井压后闷井时间优化提供了一种新的方法。

吉木萨尔页岩油压裂开发压后闷井时间优化

压后闷井对提高页岩油储层的采收率及产量具有重要意义,闷井时间的确定尤为关键。目前,闷井时间的确定在国内外仍未形成系统、有效的方法。裂缝系统压力传递、产出液离子扩散、毛管力渗吸是解决上述难点的关键科学问题。以室内实验和现场分析为主,在明确吉木萨尔页岩油储层微观孔隙特征、润湿性、纹层、以及渗吸驱油潜力的基础上,分析了现有闷井时间确定方法及特点,形成了吉木萨尔页岩油储层闷井时间综合确定方法。研究得出:吉木萨尔页岩油储层具有较强的渗吸扩散能力,压后闷井对原油产出起到驱替作用。闷井时间由井口压降平衡时间、渗吸平衡时间、产出液矿化度平衡时间综合确定。吉木萨尔页岩油储层压后闷井需要考虑微裂缝充液和基质渗吸协同作用,以井口压降第二转折点为下限、矿化度演化稳定上升转折点为上限、结合渗吸平衡得到最优闷井时间。基于室内实验和现场数据对Q井压后闷井时间进行了优化,推荐Q井闷井时间为55 d左右。该研究为优化吉木萨尔页岩油压后闷井时间提供了重要依据。

碳酸盐岩油藏注水吞吐闷井时间初探

对于一个裂缝和溶洞大量发育的碳酸盐岩油藏,当没有外界能量补给的情况下,产量下降较快。通过单井注水吞吐,可以补充地层能量,恢复油井产量。对于注水后的闷井时间,往往是通过经验确定,并没有过定量的研究。文章在一定的简化条件下,推导了注水后合理闷井时间的计算公式。该公式能为现场的施工作业人员在控制闷井时间时提供有利的理论依据,这对油田的经济开采是很有帮助的。

高含黏土页岩气储层闷井返排数值模拟

建立了高含黏土页岩气储层水力压裂后闷井返排数学模型,基于复兴地区侏罗系东岳庙段高含黏土页岩凝析气藏生产数据验证了模型准确性。考虑黏土水化膨胀的影响,模拟了压后闷井及返排阶段的液体分布、有效孔隙度减小量及渗透率的水化伤害程度。结果表明:页岩基质内压裂液水化伤害程度随闷井时间增加而增强,闷井100 d时因黏土水化膨胀而导致储层有效孔隙度减小幅度为7.0%~17.6%,渗透率的水化伤害程度为13~31%。返排过程中黏土水化伤害程度小于3.2%,对比不考虑黏土水化膨胀伤害,预测初期产气量减少11.8%。

页岩油藏压裂水平井压-闷-采参数优化研究

目前在页岩油藏的多段压裂水平井压-闷-采过程中,缺乏系统完善的水平井压裂参数优化方法,为此,基于动态反演理论,建立了压裂参数优化方法。首先,根据页岩油藏压裂后形成的复杂缝网,采用数值理论和离散裂缝方法,建立了考虑页岩油储层特征和复杂天然裂缝的多段压裂水平井数值模型(EDFM-NM),得到了含离散天然裂缝的油藏压力解及多段压裂水平井的井底压力数值解;然后,应用动态分析方法,建立了包括段间距、闷井时间和井距的优化方法。应用建立的优化方法对长庆页岩油XC井进行实例分析,结果表明,实例井合理段间距为100~125 m,合理闷井时间为25~35 d,合理井距为590~610 m。研究结果为长庆油田页岩油藏压-闷-采参数优化提供了理论基础。

四川长宁地区页岩气水平井压后返排潜力评估

目前,页岩气压后返排闷井时间与油嘴制度主要依靠经验来确定,缺乏科学和系统的理论依据。为了实现页岩气的效益开发,选取长宁地区五峰组-龙马溪组页岩气藏H36平台9口已开发的水平井进行分析,对3口控压返排井进行压后返排优化模型评估。结果表明:实际与理论的返排结果在闷井时间及油嘴制度方面存在差异,最终可采储量存在5%~10%的潜力提升空间,建议采用返排优化模型来确定合理闷井时间以及油嘴制度,从而提高单井阶段最终可采储量及平台井整体开发效果。

复兴地区高含黏土页岩凝析气藏渗吸排驱及液体渗流特征研究

复兴地区凉高山组为高含黏土页岩凝析气藏,体积压裂改造后闷井和返排期间易出现反凝析和液锁现象,影响开采效果。为准确了解高含黏土页岩凝析气藏的渗吸排驱和液体渗流特征,优化闷井转排驱时机,选取储层岩心,开展了气水渗吸排驱试验和三相渗吸排驱试验,采用核磁共振、恒压驱替相结合的方式,量化了渗吸排驱过程中压裂液的水锁伤害特征及凝析油的可流动特征;建立了液锁伤害表征方法,并模拟了矿场尺度闷井过程中的水锁特征。研究结果表明:该页岩储层压裂渗吸阶段岩心的渗吸采收率在50.22%~57.14%;渗吸液矿化度越低,返排率越低,水锁伤害率越高;油锁伤害率低于水锁伤害率;存在束缚水时,凝析油的临界可流动饱和度约可降低20%;若以闷井后解除近裂缝水锁伤害为目标,闷井时间以20~30 d为宜。研究结果为复兴地区高含黏土页岩凝析气藏高效开发提供了理论依据。

页岩气井返排规律及控制参数优化

压后排液作为压裂和后期生产"衔上接下"的关键一环,页岩气井压裂后返排控制参数的选择及返排制度的制定还一直处于探索阶段,返排控制参数对页岩气井返排率及气井产量的影响尚不明确,返排关井时间、返排油嘴使用和更换基本都凭经验和固定模式。通过某区大量页岩气井返排数据分析,研究了返排速度、压裂+关井期间压裂液与页岩作用对返排率和气井产量的影响,明确了页岩气井压后返排作法,研究结果表明,提高返排率有利于提高页岩气井产能,但返排率不是决定气井产能高低的关键因素;页岩气井压裂施工结束后关井有利于人工裂缝的继续扩展,提高单井产量,但关井时间过长会引起大量的压裂液滞留于地层对储层造成伤害,反而降低气井产能;提出开井初期采用慢返排模式更有利于提高返排率和单井产能,采用对"油嘴进行控制、逐级放大、连续、平稳"的排液制度。页岩气井返排规律及控制参数优化结果为该区块页岩气井压后返排控制参数的优化提供了依据。

安83区页岩油水平井大规模蓄能体积压裂技术

安83区页岩油储层致密,能量补充效果差,早期提高单井产量措施未能获得预期的开发效果。根据前期注水补能探索及重复压裂试验认识,在注水补充地层能量和升级压裂工具的基础上,研究了极限分簇射孔、储层差异化改造和多级动态暂堵等工艺,不仅提高了裂缝复杂程度,同时优化闷井时间,形成了水平井大规模蓄能体积压裂技术。现场试验结果表明,应用该技术后,水平井产量大幅提高,最高单井日产油量为邻井的7倍,措施后生产10个月,单井累计增油量达到2 010.0 t,效果和效益显著提高。该技术可实现同时补充地层能量及有效改造储层,对同类油藏的开发具有一定的技术参考价值。

动态渗吸对超低渗透油藏开发的影响及应用

针对超低渗透油藏渗透率低、孔喉结构复杂、非均质性强、常规注水难以建立有效驱替、裂缝-基质间渗吸作用强等问题,运用室内渗吸实验和相似理论,在分析超低渗透油藏动态渗吸驱油机理的基础上,得到动态渗吸特征及主要影响因素,并将实验室数据应用到油田现场。实验结果表明:影响超低渗透油藏动态渗吸的主要因素包括润湿性、注入速度、裂缝密度、吞吐周期等。其中,润湿性是渗吸的主要影响因素,岩石亲水性越强,渗透率越高,裂缝越多,动态渗吸效果越好;适合超低渗透油藏开发的注水速度为0.1 mL/min;合理吞吐周期为2~3个,优化闷井时间为30 d左右。矿场试验表明,鄂尔多斯盆地A油田5口水平井进行体积压裂并利用动态渗吸采油后,平均含水下降20个百分点,5口水平井累计增油2145 t,效果显著。研究成果对超低渗透油田生产方案的制订有指导意义。

哈拉哈塘油田缝洞性油藏注水参数数值模拟研究

哈拉哈塘油田建产区块目前大部分缝洞带能量不足,地层压力下降快,自然递减大,为了实现区块的高效开发,减缓递减,需要补充能量进行注水开发。总结单井钻井放空漏失状况、酸压特征、开发试采特征、试井特征和测井,给出洞穴型、裂缝-孔洞型储层特征及判识标准;对哈拉哈塘油田不同典型缝洞体进行了数值模拟研究,给出哈拉哈塘油田定容洞穴、裂缝孔洞型、连通缝洞体合理的注水时机、闷井时间、注入速度、周期注采比。基于数值模拟结果和油藏地质特征,为井区下步的开发调整提供了依据。

二氧化碳段塞辅助压裂技术的研究与试验

针对特低渗油藏地层能量下降大、压裂液难以返排的难题,进行了二氧化碳段塞辅助压裂技术的研究和试验。在压裂前注入液态二氧化碳,利用混相与溶解气作用,起到补充地层能量和提高压裂后助排效果的目的。通过室内试验研究和数值模拟,确定了以桩74块为代表的低渗油藏原油与二氧化碳的最小混相压力,并优选了最佳闷井时间和压裂施工参数,现场应用5口井,取得了较好的试验效果和经济效益。

致密岩心带压渗吸规律实验研究

致密油藏体积改造压后闷井过程中发生的渗吸置换,通常在压差(基质外部流体压力与孔隙压力之差)作用下进行,但渗吸置换物理模拟却通常在常压下进行(即自发渗吸),带压条件下的渗吸置换特征尚未提及。为研究压差作用下的渗吸置换(即带压渗吸)规律,首先,建立基于低场核磁共振测试技术的带压渗吸实验方法;其次,分析自发/带压渗吸的异同;最后,建立带压渗吸无因次时间模型。结果表明,质量分数为96.76%~97.25%的油相集中分布于纳米孔(1 ms≤T2≤100 ms)内,纳米孔是主要储集空间;相比于自发渗吸,带压渗吸置换效率大幅提升是由强化的渗吸作用和压实作用共同造成的;岩心尺度建立的带压渗吸无因次时间模型可行,为确定油藏尺度压后闷井时间提供了新思路。

致密油藏注水吞吐参数优化模拟——以吉林扶余油层为例

为了优选与注水吞吐开发效果有关的注水时机、注水量、注水速度等工程参数,以吉林扶余油层泉四段Ⅲ砂组致密油藏为研究对象,针对致密油藏不同尺度多重孔缝介质,采用非结构混合网格加密技术,利用有限体积数值模拟方法对压裂水平井的注水吞吐开发工程参数进行了优化计算,得到了注水时机、注水量、注水速度、闷井时间、吞吐周期这5个工程参数的最优范围。并对该吞吐条件下的吞吐开发效果进行了评价,评价结果表明,在进行11个吞吐周期后,产油量可以提高约7000 m 3,提高采出程度为2.78%,吞吐效果较为明显。

长宁区块页岩压后压裂液离子含量变化研究及应用

压后排液在页岩气的开发中被高度重视,充分认识排液阶段的特征是后期生产关键的一环.长宁区块返排制度主要是通过经验方法或者借助邻井的返排数据指导返排,对压后返排的特征缺乏理论认识.目前压后返排液的研究主要集中在返排液的环保、处理工艺及技术上,极少关注返排液的离子含量变化特征.为了探索返排液的离子来源,进一步认识页岩与压裂液的相互作用机理,文章开展了压后返排液的离子来源及离子含量变化研究,结果表明,页岩与压裂液相互作用后引起返排液离子含量变化主要来源于页岩本身的溶解或阳离子交换,部分来源于支撑剂及黏土矿物;随着返排时间的增加,压后返排液中Na+、K+、Ca2、Mg2的含量均有所增加,返排在4~10d范围内,离子含量变化趋于稳定;离子含量变化的特征能够反映压裂液与页岩、支撑剂的相互作用过程,并能为优化闷井时间提供理论依据.

鄂尔多斯盆地致密油藏注CO2吞吐微观剩余油分布特征

注CO2吞吐是提高致密油藏原油采收率的重要技术,研究吞吐过程中剩余油分布特征是提高CO2吞吐效果的关键。基于核磁共振T2谱测试原理,以鄂尔多斯盆地姬塬油田长7储层为研究对象,分别开展了不同注气压力下CO2吞吐岩心驱替实验,研究了注气压力、吞吐次数和闷井时间对不同直径孔隙中剩余油分布的影响。结果表明:随着注气压力的升高,驱油方式发生变化,原油最终采收率不断增大,所需吞吐次数不断减少,平均采油速度不断提高;当注气压力大于最小混相压力(MMP)时,CO2能够进入微细孔隙,甚至抽提出死孔隙中的原油,降低最小孔隙动用下限;当注气压力保持恒定时,增加吞吐次数无法降低微细、小孔隙中剩余油饱和度,但却能够有效降低中等、大孔隙内的剩余油饱和度;当注气压力大于最小抽提压力(MEP)时,增加闷井时间不但能够提高中等、大孔隙中原油采收率,还能降低最小孔隙动用下限;中等孔隙和大孔隙内的剩余油仍然是CO2吞吐挖潜的主要方向。研究成果为姬塬油田长7段储层的注气开发提供了方法和依据。

页岩油藏滞留压裂液损益效应的数值模拟研究

页岩储层水力压裂后返排率较低,大量压裂液滞留于地层,对后续生产存在着重要的影响。针对美国Bakken盆地中部一口页岩油井的生产动态及地质情况建立了其数值模拟模型,分析了压裂后的生产过程中,孔缝系统内油水运动规律以及延长闷井时间对于日产油量、累产油量、累产水量等因素的影响。结果表明,在整个生产阶段,在毛细管压力的作用下压裂液自发向储层内部运移,最远运移到距离裂缝7.62 m处,且在向基质中运移的同时置换出一部分油,尽管压裂液会降低油相相对渗透率,但总体来说,对油井产能的影响利大于弊。延长闷井时间可提高生产早期的产量,但对于长期的累积产量影响不大。研究结果旨在探明压裂液在储层中滞留的损益效益及油水运动规律,可为确定页岩油藏最佳生产制度提供理论指导。

靖安油田虎狼峁长8油藏开发技术政策研究

靖安油田虎狼峁长811油藏自2018年开始采用井距400m、水平段长度1000~2000m水平井准自然能量开发,先后共完钻水平井27口,平均水平段长度1 696 m,钻遇率88.7%,投产水平井23口,初期日产油13.8 t,综合含水29.9%,试采取得了较好的效果。本文通过研究水平井产能主控因素、投产时机、闷井时间、流饱比等主要参数,制定出虎狼峁长811油藏合理的开发技术政策,旨在延长油藏稳产期,为同类油藏的高效开发提供一定的技术支持。