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%。

坚硬覆岩预裂弱化改性效应及导水裂缝带控制机理

针对深部煤层开采坚硬覆岩条件下导水裂缝带控制问题,充分借鉴坚硬顶板预裂弱化技术,提出预裂弱化坚硬主控覆岩控制导水裂缝带高度的新方法。综合采用实验室试验、理论分析、数值模拟等方法,研究了坚硬主控覆岩预裂弱化改性效应,详细阐述了不同弱化层位对导水裂缝带的控制机理,并进行了实测验证。研究结果表明:预制裂缝可以使坚硬岩石往强度低的方向进行转变,并将完整岩样的劈裂破坏特征转变为以预制裂缝为主控的张拉剪切破坏,坚硬岩石的破坏程度由剧烈趋于缓和;揭示了预制裂缝对坚硬岩体的弱化改性效应,计算得到应力与裂缝耦合的损伤变量,定性的分析了弱化程度与岩性转变的关系,改性后岩体能量存储能力降低,耗散能力增强;数值模拟了不同弱化层位对导水裂缝带的控制效果,综合对比覆岩破坏形态、裂隙数量及破坏高度动态演化规律,发现“马鞍形”破坏形态随着弱化层位的升高而逐渐减弱,覆岩裂隙数量演化基本呈现“缓增−突增”的演化趋势,未弱化以及中、高位弱化覆岩破坏高度动态演化近似呈现“S”形,而中位弱化呈“半抛形”,综合分析得出低位弱化对导水裂缝带的控制效果最好;在分析高、中、低位坚硬岩层破坏特征的基础上,揭示了不同预裂弱化层位控制导水裂缝带发育机理;钻孔实测孟村矿顶板压裂条件下的“两带”发育高度,对比发现预裂弱化条件下裂采比降低,初步验证了顶板预裂弱化对导水裂缝带发育的抑制性。研究成果将为深部矿区耦合灾害防控、水资源及生态保护等领域提供理论和科学依据。

高强度开采条件下安全回采地质保障技术研究

为解决小保当一号煤矿矿井涌水问题及地表生态问题,通过理论分析与现场实测等方法对矿井涌水预测、裂隙发育高度展开研究。研究表明,小保当一号煤矿矿井涌水量整体呈增加趋势,且与地表降水、工作面开采范围及生产能力有关;理论计算得矿井最大涌水量875 m^(3)/h,裂隙发育高度为127.6~162.4 m,与上煤层采空区贯通,存在突水危险。针对该矿井实际情况,提出了针对性的地质保障措施,确保煤矿生产安全。

麦捷煤矿回采期间顶板裂隙发育规律及瓦斯治理应用研究

为有效改善软弱煤层工作面瓦斯治理情况,以麦捷煤矿150508采煤工作面为研究对象,采用数值模拟、理论计算和现场实践相结合的方法,对工作面回采期间的围岩裂隙发育和瓦斯治理模式进行研究,提出了“高抽巷-顶板裂隙孔-风排瓦斯”的治理模式。利用数值模拟方法,对顶板裂隙钻孔施工参数和高抽巷布置层位进行了优化设计,并进行现场应用考察。结果表明:煤层冒落带发育高度为16.8 m,裂隙带发育高度为54.5 m;高抽巷最佳布置层位为16.8~35.6 m,顶板裂隙孔布置层位为20~40 m。在“高抽巷-顶板裂隙孔-风排瓦斯”的治理模式下,上隅角瓦斯体积分数平均为0.26%,工作面瓦斯抽排率平均为64%,瓦斯治理达到预期目标,保障了工作面安全回采。

大采高沿空留巷开采覆岩破断对充填体的影响规律研究

充填体稳定是大采高沿空留巷工作面安全开采的关键,采用理论分析、数值模拟和现场实测方法,研究充填体在顶板载荷作用下的承载特征、采动对充填体稳定性影响规律,对充填体安全性评价。研究结果表明:充填体浇筑后顶板载荷逐渐显现,充填体应力逐渐增大,在浇筑7 d后应力最大为18.7 MPa、顶部下沉量最大为570 mm;初次来压时充填体应力和变形最大,为最危险工况,选择的KJ—Ⅰ型矿用浇筑料和留设参数在斜沟煤矿工业性试验中满足使用要求。

小庄矿40205工作面强矿压机理及应用

针对大采高工作面强矿压显现问题,以小庄煤矿40205工作面为工程背景构建顶板破断结构模型分析大采高强矿压显现机理。结果表明:三次来压的支架阻力说明了基本顶的层数在两层或两层以上导致周期来压步距与来压强度呈现大小的周期性强弱变化,支架压力值最大达到了12000 kN,通过计算得出支架上方静载荷为3160 N,关键块发生滑落失稳是40205大采高工作面强矿压现象的根本原因,提出在线监测、工艺调控、顶板管理、支架管理综合防治措施,重点在推进到200 m和646 m时进行全方位防治。微震事件对比表明三次来压的强度呈现递增的趋势且顶板破断高度在向上发展,水力压裂后周期来压步距由26.5m缩短为19m,起到了良好的效果,为同类型矿井强矿压显现问题的解决提供了借鉴思路。

川东地区凉高山组致密砂岩压裂工艺优选研究

为了提高川东地区凉高山组致密砂岩气藏工业产量,针对凉高山组致密砂岩气藏物性较差,前期开展大型体积压裂效果较差的问题,从体积压裂可行性分析、造长缝大型压裂可行性分析以及目标储层压裂方式3个方面开展了研究工作。研究表明:1)凉高山组储层物性差且脆性高,但天然裂缝欠发育,水平应力差异系数(0.18)较大,缝网形成难度大;储隔层应力差较小(2 MPa),缝高极易失控,不适合采用体积压裂模式。2)模拟发现,储隔层应力差、排量、压裂规模和压裂液黏度对凉高山组裂缝参数影响较大,需要适度控制排量(5 m^(3)/min以内)、压裂规模以及减小黏度(50 mPa·s以内)以控制缝高而造长缝,优选控缝高造长缝的压裂工艺作为凉高山组压裂工艺。3)提出了采用变排量(排量由2 m^(3)/min起步逐步提至5 m^(3)/min)、一级段塞停泵(停泵15 min)、控制排量和控制规模(单段液量为280~300 m^(3))等措施控缝高,推荐了典型施工泵注程序。以上成果认识为凉高山组储层后续开发具有指导价值。

JH区块沙溪庙组致密砂岩气藏压裂缝高影响规律研究

致密砂岩油气作为非常规油气资源之一,已成为油气增储上产的“重点领域”与“亮点类型”。其中四川盆地JH区块沙溪庙组致密气资源丰富,河道砂体广泛发育,开发潜力巨大。致密砂岩气藏低孔低渗的特性决定了只有采用水平井分段压裂才能实现其规模效益开发,而在水力压裂过程中,裂缝高度控制是一件很棘手的问题。基于此,以JH区块为研究背景,建立三维层状介质压裂数值模拟模型,以现场压裂施工数据和井温测井缝高数据为基础,优选P3D裂缝扩展模型,进而分析工程、地质因素对裂缝垂向扩展行为的影响和控制作用。研究结果表明,不可控地质因素中储隔层应力差是影响裂缝高度的最关键因素,当储隔层最小水平主应力差达4~6 MPa后,裂缝几乎不会发生穿层;杨氏模量影响较小,泊松比几乎没影响;可控工程因素中施工排量和压裂液黏度对缝高影响较大,低排量和低黏度有助于控制缝高。

矿井涌水量预测及防治水建议

含水层、老窖水以及采空区积水等水源极易发生透水事故,为煤矿安全生产带来巨大隐患。以某煤矿14152综放工作面为例,观测冒落带与导水裂隙带发育高度,利用富水系数比拟法准确预测矿井涌水量,并针对该煤矿实际情况合理提出防治水措施,对安全生产,提高经济效益具有重要意义。

导水裂隙带发育高度预测模型对比研究

为了提高导水断裂带发育高度预测的准确性,通过收集以往地质采矿条件相似地区导高实测数据,综合分析取采高、埋深、倾角及工作面斜长4个因素作为算法模型的导高主要影响因子,利用工程探测、机器学习和数值模拟相结合的方法,对采矿覆岩导水断裂的发育特征进行分析研究。通过钻孔试验以及数控摄像技术对浅埋煤层综采条件下的导水断裂带发育高度进行实测;通过构建基于自适应粒子群算法优化最小二乘支持向量机回归算法(APSO-LSSVR)和UDEC数值模拟的导高预测模型,结合实测导高数据确定华宁煤矿覆岩破坏高度计算方法。结果表明:研究区实测导水断裂带发育高度处于60.3~90.6 m;基于APSO-LSSVR算法的导高模型的预测结果与真实值的拟合优度为94.79%,均方根误差为1.6523,预测的准确性较高,将其应用到研究区不同工作面导水断裂带高度的预测中,该模型与实测数据相比平均相对误差为1.36%,相较于传统UDEC数值模拟预测方法,其准确性相对提高了9.03%。可以看出经自适应粒子群算法优化后的支持向量机模型对于数据特征较小的数据集合处理性能较高,能够较好反映导水断裂的发育情况,可满足实际开采需求;将基于APSO-LSSVR的导水断裂带发育高度预测模型应用于研究区待开采的22109、22110工作面,得出22109工作面导水裂隙带为62.7 m,22110工作面导水裂隙带为67.3 m。

薄基岩区覆岩采动破坏特征与控水控砂性能评价

针对浅部煤层露头区近松散含水层下开采溃水溃砂问题,以鲁西煤矿3上126工作面为工程背景,采用物理模拟、数值模拟与现场实测三者相结合的方法,研究了该工作面覆岩破坏特征及导水裂隙带高度,基于黏土层、风氧化带和保护层建立了控水控砂关键层的评判标准及控水控砂性能评价体系,结合现场实测裂采比预计了不同采高条件下导水裂隙带高度,进而确定了不同基岩厚度条件下的限高开采方案。结果表明,在采高3.5 m条件下,物理模拟和数值模拟导水裂隙带高度分别为43.5、46.5 m,裂采比分别为12.43、13.29,而现场实测导水裂隙带高度为41.51 m,裂采比为11.86;3上126工作面上覆黏土层和风氧化带控水控砂性能高,因此,影响安全开采的因素主要为保护层的控水控砂性能,其主要取决于剩余基岩厚度与采高比值。不同基岩厚度条件下的分段限高开采方案,为提高开采上限和防治新生界底部松散含水层水害提供了理论依据。

LH油田底水发育储层压裂方式模拟研究

为了有效开发LH油田产油能力较差的储层,针对LH油田X区礁灰岩储层物性差、天然裂缝发育以及底水发育等特征,在分析目标储层地质特征和物性条件的基础上,对压裂方法进行了模拟研究,分别开展了小规模酸压、小规模水力压裂及控缝高水力压裂在不同施工规模条件下的裂缝形态模拟研究。结果表明:1)LH油田X储层底水距离20~30m,储层无岩性隔层,隔层应力差小于2MPa,常规压裂酸压工艺沟通底水风险大。2)酸压工艺无法控制缝高,当采用小于1m^(3)/min的小排量酸压时,酸蚀缝高发育90m,沟通底水影响压裂效果。3)降低施工规模进行压裂可以限制支撑缝高发育,但最低可降至42.3m,无法达到防止沟通底水的目的。4采用人工隔层的控缝高水力压裂工艺,采用76m^(3)压裂液、9.1t支撑剂和2m^(3)/min排量进行施工,并加入200目粉末陶瓷,建立大于7MPa的隔层应力差,裂缝高度发育为16.2m,可以在不沟通底水的情况下进行压裂改造;通过产能分析,累计产量增加75.8%。以上成果认识,对LH油田底水发育的X储层增产开发具有一定指导意义。

裂缝高度延伸机理及控缝高酸压技术研究

在已建立的裂缝高度延伸机理模型的基础上,从地层应力、岩石物性和施工参数等方面分析了酸压裂缝高度延伸的影响因素,并对裂缝高度延伸控制给出了诊断方法。结合酸压工艺特点,从降低地层破裂压力、人工隔层控缝高、降滤失控缝高以及从酸压液体系、完井方案的优化、施工压力监控等各个方面讨论了控缝高酸压技术。

裂缝高度延伸诊断与控制技术

缝高控制是压裂酸化改造成功的关键因素之一,而缝高控制又与裂缝高度延伸诊断密切相关,影响裂缝高度延伸的因素主要归结为可控和不可控因素两类,从地层应力、岩石物性和施工参数等方面对裂缝高度延伸的主要影响因素进行分析,提出了根据裂缝延伸k判据、裂缝净压力与储层应力差的比值、裂缝净压力双对数曲线形态等三种裂缝高度延伸诊断方法。结合压裂酸化工艺特点,从降低地层破裂压力、人工隔层控缝高、降滤失控缝高、工作液体系控制、平衡酸压工艺、完井方案优化、施工压力监控等方面讨论了压裂酸化过程中的各种裂缝高度控制技术。

水平井压裂裂缝起裂及裂缝延伸规律研究

水平井压裂可以有效提高低渗透油气藏水平井的采油速度和最终采收率,裂缝起裂和裂缝延伸规律是水平井压裂的关键问题之一.建立了水平井压裂裂缝起裂压力计算模型,通过分析求解模型可以得出:井筒方位角不同,最小水平主应力和垂直主应力对裂缝的起裂压力影响规律不同,在井筒方位角为0°时最不容易起裂,而在井筒方位角为90°时最容易起裂;对比分析了现有裂缝延伸模型,得出全三维裂缝延伸模型适合水平井压裂裂缝延伸模拟;分析了产层和盖层的应力差对裂缝缝高的影响,计算结果表明,当隔层与产层的应力差大于5MPa时,裂缝被限制在产层内.

新型前置投球选择性分压方法及其应用

针对以往常规投球分层压裂的局限性,提出了将二次加砂或多次加砂改变为一次加砂的做法。具体做法是:将投球的时机提前到前置液中间某个时段,在正式加砂前,用低黏度的线性胶和(或)活性水替满一个井筒容积,然后适当停泵,之后再正式加砂;如果是多薄层压裂,可尝试前置液阶段多次投球;多次投球时,应设计较小的排量,并且排量应保持恒定以判断是否压新层。经现场初步应用,证明该方法适应性与针对性强,具可操作性,适合于特低渗透薄互层的高效压裂改造。该方法避免了以往常规投球压裂的盲目性和层间窜流造成的支撑剂干扰现象,在提高压开程度、控制裂缝高度、改善支撑剖面及提高压后效果等方面,具有重要的理论和实践意义。

水平井压裂缝缝高影响因素及控制方法研究

为将裂缝高度控制在油气层内,研究了岩石物质特性、施工参数、地层应力差和其他作业条件对缝高的影响。研究表明,产层和隔层的水平地应力差对裂缝垂向延伸影响非常显著,断裂韧性对缝高影响不大,施工排量明显影响裂缝尺寸,同时总结出控制裂缝缝高的3种方法:即人工隔层控制缝高、利用施工排量来控制缝高、利用压裂液黏度和密度控制缝高。采用倍数法和计算法对胜利油田梁8-平1井进行了产能预测。现场应用结果显示,压裂施工采用人工隔层控制缝高技术取得了明显效果。

阿尔塔拉凹陷压裂控缝高及诊断技术

对于低渗透薄互层油气藏,储层压裂改造期望压裂作业后人工裂缝尽可能在目地层内支撑,从而增加有效支撑裂缝长度,提高人工裂缝的支撑效果。然而在实际压裂施工过程中并非所有的层都能够达到设计要求,由于施工参数和施工工艺的影响,施工缝高易过度增长。因此需要优化设计参数和施工工艺,提高该类储层压裂效果。提出了压裂改造此类储层的单薄层控缝高和多层提高压开程度的低伤害、高效改造工艺及诊断方法。通过现场应用平均探井单井产量提高了4～10m3/d,勘探试油成功率提高到85%以上,取得良好的效果。

层间滑移对缝高延伸影响的模拟分析

由不整合面和薄夹层形成的结构弱面会造成层间滑移,从而抑制水力裂缝的垂向延伸。其裂缝几何形态往往扭曲成含有水平组分的复杂裂缝,因而无法使用常规方法进行模拟与定量分析。为确定层间滑移对裂缝高度的控制作用,在非连续分布正应力等效平面缝的理论基础上,考虑静态和动态两种应力强度因子,建立了包含净压力、缝高、地层应力、断裂韧性、水平段长度及其距裂缝中心距离等参数的数学模型。编程计算的结果显示,垂向扭曲结构形成的压降有可能高于隔层应力差,层间滑移对缝高延伸有显著的控制作用,在压裂选井选层中应考虑将起裂点布置在薄层附近的适当位置,以达到减小缝高延伸、增加缝长的目的。