中国海油低渗及非常规油气藏储层改造技术进展及展望

中国海上低渗及非常规油气开发存在产能低、投资大、操作费用高、收益较低及单井经济任务重等问题。经过技术攻关,中国海油形成了平台压裂、钻井船压裂和拖轮压裂等海上储层改造作业模式,研发出集海上低渗储层改造液体系、海上控水支撑剂技术、低渗储层压裂管柱设计和海上储层改造监测技术为一体的海上低渗储层改造技术,以及适用于陆上深煤层大规模压裂技术。本文综述了中国海上低渗油气储层改造技术及陆上深煤层大规模压裂技术研究进展,展望了未来储层改造重点发展方向,对推动中国海油低渗及非常规油气开发技术进步有重要指导意义。

体积改造油藏注水吞吐有效补充地层能量开发的新方式

体积改造技术能够提高超低渗透和致密油油藏的初期产油量,但衰竭开采期的产油量递减快、累积产油量低、经济效益差,且注水开发会导致油井快速水淹,需探索有效补充地层能量的开发方式。体积改造油藏注水吞吐开发是有效补充地层能量的一种新方式,首先建立体积改造油藏注水吞吐的3个阶段模型,研究渗吸产油和不稳定驱替双重开发机理,并推导相应的产能公式,理论研究注水吞吐的开发效果,进一步通过油藏工程方法和室内实验研究注水吞吐的主控因素,并结合现场开发实践论证了注水吞吐的可行性。研究结果表明,体积改造油藏产生的裂缝网络系统使得裂缝与基质之间的流体交换速度和数量均发生质变,注水吞吐已经从注水开发中的辅助作用上升为一种新的有效开发方式,从而为超低渗透和致密油油藏的有效开发提供新的开发思路,由于其附加开发成本低、投资效益高,有望成为超低渗透和致密油油藏有潜力的补充能量开发方式。

水力裂缝层内爆燃压裂油井产能计算模型

基于水力裂缝层内爆燃压裂技术提高低渗透油田采收率和油井产量的基本设想,利用油藏渗流理论和节点系统分析方法,建立了水力裂缝层内爆燃压裂油井产能计算模型,并分析了水力裂缝和爆燃裂缝参数对油井产能的影响。研究结果表明,在低渗透油藏中,增加水力裂缝的长度比增加水力裂缝的导流能力对油井增产更有利;爆燃裂缝的存在可在水力裂缝增加油井产量的基础上进一步增产,相对于水力压裂油井,爆燃压裂油井增产倍数可达1.55。由此说明,利用水力裂缝层内爆燃压裂技术来提高低渗透油田油井产量是可行的。

超低渗透油藏水平井压裂优化及应用

鄂尔多斯盆地超低渗透油藏储层致密、物性差、孔喉细微,是典型的低压、低渗、低丰度油藏,超前注水和水平井分段压裂技术可提高其开发效果。文中以最具代表性的华庆油田长6超低渗透油藏为研究对象,结合注采井网根据水平井段与注水井的相对位置,将常规压裂和体积压裂进行组合设计,在距离水线较近的井段实施小规模压裂,距离水线较远的井段实施大规模体积压裂。该方案的实施,在减小早期水淹风险的同时进一步扩大了储层改造体积,提高了人工裂缝和井网、注水的适配性。同时,开展了8口水平井新型压裂设计的矿场试验,与采用常规压裂设计的邻近水平井相比,试油产量提高20 m3/d左右,投产初期3个月累计产油量提高184 t,含水率较低且保持稳定。

深部气藏CO_2泡沫压裂工艺技术

泡沫压裂工艺技术是低压、低渗、水敏性地层增产增注以及完井投产的重要保障,国外在泡沫压裂(特别是在CO2泡沫压裂)的室内研究、设计以及施工技术、返排技术和压裂效果的现场评价等方面均已比较成熟。由于CO2的特殊性质,其在压裂改造技术中所占的份额将越来越大,在深井压裂改造中亦是如此。我国有许多低压、低渗、水敏性地层以及投产多年的老井需要进行压裂改造。为此,系统地介绍了CO2的基本性质、CO2泡沫压裂的增产机理及CO2泡沫压裂工艺技术,并对中原油田深部气藏的现场施工结果进行了详细地分析,所采用的CO2泡沫压裂较普通的压裂改造效果更好,可作为低渗透气藏开发的一种有效措施。

浅层低渗油藏压裂水平裂缝直井产能方程推导及应用

为了准确预测浅层低渗油藏压裂水平裂缝直井的产能,基于压裂水平裂缝在储集层中的分布及渗流理论,建立了浅层低渗压裂水平裂缝油藏渗流物理模型,继而推导了考虑储集层物性、流体属性、人工压裂水平裂缝及工作制度影响的浅层低渗压裂水平裂缝油藏直井产能方程。然后计算了延长长6储集层某直井产能,并进行了产能影响因素敏感性分析。结果表明,储集层垂向渗透率、原油黏度及压裂水平裂缝短半轴对产能影响较为显著,建立的直井产能方程应用简单、方便,计算结果满足工程精度。

低渗透油气藏水平井分段多簇压裂簇间距优化新方法

水平井分段多簇压裂中簇间距的大小是决定水平井分段多簇压裂成败的关键因素。为提高低渗透油气藏储层压裂改造效果,需建立合理的簇间距优化模型,而现有的优化方法多以应力反转半径作为最佳间距,并未定量化表征压裂后的储层改造效果。为此,基于弹性力学基础理论和位移不连续法建立了考虑水力裂缝干扰模式下的复杂地应力场计算模型,研究了天然裂缝在复杂地应力场条件下发生张开和剪切破裂形成复杂裂缝网络的规律,再以获得最大缝网波及区域面积为优化目标,形成一种新的簇间距优化方法。研究结果表明:(1)张开的水力裂缝会在其周围产生诱导应力,压裂液的滤失则会导致地层孔隙压力变化,相应的地层孔隙弹性应力也会发生变化;(2)天然裂缝剪切破裂区域与张开破裂区域重叠,且前者要远大于后者,可采用天然裂缝剪切破裂区域面积来表征复杂裂缝网络波及区域的大小。采用该方法指导了现场水平井的簇间距优化设计,实验井压裂后取得了理想的增产效果,为低渗透油气藏水平井分段多簇压裂的簇间距优化设计提供了借鉴和指导。

提高特低渗透扶杨油层单井压裂效果途径探讨

通过对储层伤害和裂缝伤害的定量模拟实验发现,对于孔隙喉道狭窄的特低渗透扶杨油层,"压裂液滤液伤害"是影响扶杨油层改造效果的主要因素,同时,还首次提出了低渗透油层压裂液滤液返排时存在"启动压力"的观点。另外,根据不同压差与时间条件下岩心渗透率恢复的室内实验结果,提出了采用较大返排压差的工艺及技术措施,通过现场试验取得了较好的改造效果,为特低渗透油层进一步提高单井产能提供了实用方法。

高压低渗油气藏GSB-1型压裂支撑剂研究与应用

在深井高压低渗透油气藏的开发中 ,压裂的成败、有效期的长短取决于支撑剂的技术性能。根据深井高压低渗透油气藏压裂改造的要求 ,研究了支撑剂体相形成的基本原理 ,开发研制了以富含铝的铝矾土为主要原料的GSB 1型低密度、高强度压裂支撑剂。介绍了压裂支撑剂的生产工艺。由于铝矾土的成分含量不同 ,经过高温烧结形成物相不同 ,采取了加入部分添加剂和相转化剂等技术措施 ,以促使支撑剂能形成更多的刚玉相和莫来石相 ,以提高支撑剂强度。性能评价结果表明 :GSB 1型高强度支撑剂具有粒径分布集中 ,密度适中 ,高闭合压力下破碎率低等特点 ,适用于深井压裂 ;在 6 0MPa闭合压力下有较高的导流能力 ,同美国CARBOPROP产品相比提高了 30 .1 % ,体积密度低 1 2 .9% ,视密度一致。该支撑剂在现场试验 6井次 ,平均砂比 33% ,压后平均单井增加产油量 1 6 4 9t,累计增加产油量 9895t。

脉冲压裂技术及其在低渗透油井中的应用

脉冲压裂技术是国外８０年代发展起来的一种油气井增产新技术。本文介绍了脉冲压裂的基本原理，以及在四川低渗透油藏中的应用实例。

基于各向异性扩散方程的页岩气井改造体积计算模型

超低渗透率页岩储层需要通过分段多簇大规模体积压裂形成水力裂缝与天然裂缝相互交织的复杂裂缝网络实现气井产能最大化,且微地震反演裂缝证明,许多页岩储层可以形成裂缝网络。页岩气藏的矿场压裂实践表明,储层改造体积是影响页岩压后效果的重要参数。基于流体扩散方程和岩石破坏准则,建立了一种针对均质各向异性孔隙弹性介质的改造体积计算模型。基于实例井,运用解析模型对改造体积进行了计算。结合微地震监测结果与离散裂缝网络法,进行计算对比分析。结果表明,所提方法的计算误差小,可运用于页岩压裂矿场改造体积计算评价,对完善页岩改造和压后评价理论具有重要意义。

有限元法超低渗油藏体积压裂裂缝参数优化

应用体积压裂技术开发超低渗油藏效果良好,加强体积压裂裂缝参数优化具有重要意义。基于有限元理论,建立油水两相渗流数学模型,应用混合单元有限元法,采用任意三角形单元和线单元描述地层和裂缝,在自然能量开采方式下,以单井为研究对象,对压裂段数及裂缝长度进行优化。结果表明:水平段长度800 m时,2,3,4簇最优压裂段数分别为10,8和7;增加半缝长,可扩大改造体积,增大泄油面积,显著提高措施累计产油量。

超深特低渗储层压裂改造技术关键与对策研究

随着油气勘探技术的进步,发现的超深特低渗储层越来越多。压裂是低渗透储层最具进攻性的增产措施,然而超深井压裂改造的成功率和有效率低,压裂改造技术已成为制约超深致密储层能否有效开采的瓶颈技术。鉴于目前超深层改造的风险大、成功率低、增产效果差等问题,全面调研了美国的Johns和Rcok超深气藏、日本的MN气藏、四川盆地、准噶尔盆地、塔里木盆地等超深井压裂改造技术现状,剖析了一些超深井压裂改造的成败得失。分析了超深致密储层压裂的技术关键,并从增产潜力评价、增产措施选择、降低地层破裂压力、设备和材料性能、压前测试等方面提出了相应的技术对策,对于提高超深致密储层压裂的成功率,促进超深致密储层的有效开发具有一定指导意义。

水力喷射压裂技术在浅层水平缝压裂中的应用研究

七里村油田长6储层埋藏浅,为多产层特低渗、低压、低产油藏.目前常规压裂工艺只能压开1～2层水平缝,因层状储层垂向连通性差或不连通,目前储层动用程度低,影响了产量和采收率.储层多水平缝压裂是解决这一问题的有效手段.在针对性研究水力喷射压裂水平缝压裂起裂机理的基础上,结合现场工程实际,研究了影响浅层丛式井水力喷射压裂施工的主要因素,提出了适应浅层水平缝压裂的工艺措施.现场先导试验表明:水力喷砂射孔压裂联作技术能准确定位水平裂缝启缝位置,解决当前常用的"蜡球暂堵"小间距"多水平缝压裂技术"启缝不确定的问题,现场应用效果明显.

低渗透油藏多分支裂缝压力动态分析

复合应用水力压裂和高能气压裂等多种压裂改造技术开采低渗透油藏,在近井地带形成不受地应力控制的多分支裂缝。基于渗流理论和叠加原理,分析了未穿透储层的多分支裂缝的渗流规律,再利用Green函数和Newman乘积法求得其地层压力解析解,这是一种新的计算多裂缝地层压力的方法,可避免复杂的推导过程。研究表明:未穿透储层的多分支裂缝的井底压力随渗透率、孔隙度的增大而减小,但减小的幅度逐渐减小,且地层渗透率对井底压力的影响更明显;裂缝长度越长,相邻裂缝长度差距越小,裂缝分布越不均匀,裂缝间相互干扰作用越严重。所以在一定经济范围内,裂缝长度存在最优值,裂缝分布越均匀改造效果越好。该研究成果对油气藏的压裂改造设计具有实际指导意义。

高温地层瓜胶压裂液裂缝处理实验研究

对耐高温酯、金属过氧化物作高温地层的裂缝处理剂进行了实验研究。进行了裂缝处理剂对压裂液流变性能的影响实验、破胶液特征粒径对比测试和加裂缝处理剂的压裂液破胶液对砂柱渗透率伤害率分析。研究结果表明:分别加入0.1%酯和100mg/L金属过氧化物对压裂液黏度有一定影响,但能满足压裂施工对黏度的要求,2种处理剂同时加入时,剪切40min后压裂液,黏度为185mPa·s,能够满足压裂液携砂的黏度要求;加入处理剂后破胶液50%特征粒径由136.5μm降到98.6μm减小了27.8%;破胶液填砂管伤害率由42.1%降低为27.2%,处理效果显著。

低渗砂岩气藏压裂改造中水锁伤害的防治措施

从热力学和动力学两种不同的角度分析了水锁伤害产生的原因,总结出影响水锁伤害的内因和外因。在此基础上,从压裂液体系和压裂工艺技术两方面提出了对低渗透砂岩气藏压裂改造中水锁伤害的防治措施,对提高低渗砂岩气藏压裂改造效果具有积极意义。

渭北油田长3油藏高产井地质与地震有利模式及应用

渭北油田延长组长3油藏属浅层超低渗油藏,地层压力低且单井产量递减快,难以实现规模有效开发。为进一步明确局部高产特征,预测可开发"甜点"区,利用已知井的沉积微相、储层评价、三维地震和生产资料,重点对比分析了研究区高、中、低产井的地质和地震特征及差异。研究结果表明:高产井的地质特征为辫状河三角洲水下分流河道沉积,油层厚度大,物性及含油性好、与邻井连通性好;三维地震反射结构为连续中弱波峰振幅反射。以此对长3油藏有利储层展布及砂体连通性进行预测,在此基础上,形成了长3油藏高产井地质与地震有利模式,有效地预测了局部高产有利区带,为开发先导试验区井位优化部署,以及外围优质储量的落实提供了技术支撑。

基于油藏—裂缝耦合的低渗油藏水井压裂数值模拟研究

利用油藏—裂缝耦合技术,采用对水力压裂裂缝进行矩形网格剖分、与油藏连接处进行PEBI网格剖分相结合的方法,建立油、水两相三维油藏裂缝数值模拟器。利用此数值模拟器,模拟研究了不同条件下水井压裂对注采井组整体开发效果的影响,并利用正交方差分析方法对水井压裂增注效果的主要影响因素进行了显著性评价,提出了适合进行水井压裂增注的油藏条件。以江苏油田H10低渗透断块油藏为例,提出综合效果评价参数,对实际油藏注水井压裂参数设计进行了优化。研究结果为低渗透油藏注水井压裂设计和增注效果评价提供了一种研究手段,对于提高低渗透油田注水效果具有实际意义。

基于Pearson相关系数的低渗透砂岩油藏重复压裂井优选方法

胜利油田低渗透砂岩油藏油层跨度大、层间非均质性强、储层物性差。前期压裂井普遍存在低产、低效的问题,亟需开展重复压裂。为实现科学选井,建立了一种基于Pearson相关系数的重复压裂选井方法。该方法综合考虑了储层、压裂和生产动态资料,并通过计算候选井与虚拟目标井的Pearson相关系数来定量评价候选井的重复压裂增产改造潜力。针对胜利油区大王北油田某区块的一个井组,利用建立的选井方法筛选出最具重复压裂增产改造潜力的井。采用多重暂堵压裂工艺对该井实施了重复压裂改造,压裂后日产油量从2.5 t/d提高到7.3 t/d,证实了该方法的有效性,且无需大量样本支持,不涉及复杂的计算,具有一定现场推广价值。