宁209X1立体开发平台水力压裂复杂裂缝井间干扰机理

四川盆地长宁区块页岩气储层已经进入立体开发阶段,在龙马溪组主力产层采用“W”形的上下两套水平井进行立体开发,井距由最初的500 m减小到300 m。随着井距的减小和立体开发井位的部署,井间裂缝产生干扰时常发生,甚至造成井间压窜,致使邻井产能下降。为探究立体布井水力压裂复杂裂缝井间干扰机理,基于地质工程一体化思路,建立了宁209X1立体布井平台的综合地质构造及地质力学模型、天然裂缝的离散裂缝网络模型以及立体井组水力压裂复杂裂缝扩展数值模型,模拟了该平台4口井的压裂裂缝形态,并对井间压裂裂缝干扰机理进行分析。结果表明：该平台水力压裂裂缝在横向上难以对邻井产生干扰,且缝高方向扩展受控;少数压裂段各簇裂缝出现了非均匀起裂扩展现象,部分压裂段出现非对称扩展现象;在当前条件下,天然裂缝带是决定是否产生井间干扰的关键性因素。研究结果可为裂缝性页岩气立体开发平台压裂施工参数优化提供理论支撑。     

基于数值模拟的径向井压裂布孔方案

目前多径向井压裂的裂缝形态尚无合适的评价指标,缺乏针布孔方案设计的理论依据,限制了该技术的发展。结合某低渗稠油油藏实际参数相应的地层模型,分析不同布孔方案下裂缝形态的变化规律,并提出"最大缝控面积"理论作为布孔方案优化的依据;在明确裂缝形态的基础上进行产能模拟,并对"最大缝控面积"理论进行验证。结果表明,多径向井压裂可形成沿各径向井扩展的主裂缝;多径向井应沿水平最大主应力方向对称布孔,且在水平面内应均匀分布;优化后的布孔方案为四径向井所形成的裂缝正交且与水平最大主应力方向呈45°夹角。研究结论为现场径向井压裂联合蒸汽吞吐技术开采低渗稠油油藏提供理论依据,对该技术的推广应用具有重要的指导意义。     

超低渗透油田L井区整体压裂参数优化

建立L区块三维三相非均质裂缝和油藏耦合理论模型,利用数值模拟手段,模拟菱形反九点井网缝长和裂缝导流能力对油藏动态的影响,优选裂缝参数范围,再采用正交优化和模糊数学的方法建立整体压裂方案,确定整体压裂参数,最后通过历史拟合和现场数据对裂缝参数的选取进行检验。研究结果表明,该地区压裂效果并非缝长和导流能力越大越好,存在着合理的范围,边井缝长100m左右,角井缝长120m左右,导流能力为25μm2?cm较合理。     

特低渗透油藏压裂水平井新型布井方式研究

考虑长庆油田特低渗油藏地貌特征和储层各向异性,提出了一种压裂水平井新型布井方式。从钻井和油藏两个角度论证新型布井的可行性。丛式井技术可确保压裂水平井新型布井的顺利实施。利用油藏数值模拟方法,分别从单井产能、阶段采出程度、含水率、波及面积等方面评价了压裂水平井新型布井在交错、菱形和矩形井网中的开发效果。研究表明,新型布井与常规布井在交错井网中具有相同的开发效果;菱形和矩形井网中,新型布井可以提高阶段采出程度、单井产能和相对波及面积,降低相同采出程度对应的含水率。新型布井在菱形井网（矩形井网）30 a 的相对波及面积和采出程度分别提高6.00%（10.00%）和0.96%（1.60%）,含水率95% 的采出程度提高1.05%（1.50%）     

裂缝变缝宽形态对压裂井长期产能的影响

基于流体扩散理论和势叠加原理,采用半解析方法研究盒形封闭边界下垂直裂缝压裂井的油藏渗流和裂缝流动过程并建立相应数学模型,对压裂井的不稳定产能进行预测,并对裂缝非均匀流入剖面进行模拟。结果表明:生产初期,流入量集中于近井筒附近的裂缝,进入拟稳态阶段后流入量集中于裂缝趾部;裂缝沿缝长变窄的形态在生产初期不影响产能,由于流体流入裂缝的位置向裂缝趾部集中,裂缝趾部越窄,产量越低;拟稳态阶段时,等缝宽与变缝宽裂缝间的累积产量差距加大,产量差距主要集中于裂缝后1/3区域,该区域贡献了裂缝约一半的累积产量。加宽裂缝趾部缝宽能提高和保持压裂井在拟稳态阶段的产量,对压裂井的稳产、高产具有意义。     

菱形联合井网整体压裂电模拟实验研究

目前国内大部分油田已处于开发后期,地层能量不断衰竭,了解地层流体的渗流规律、对现有开发井网进行改造,能有效提高地层能量和区块产量。根据现有直井井网的布井方法,考虑水平井压裂的特点,优化设计了菱形联合压裂井网,并运用电模拟的方法,模拟不同井网和裂缝参数对水平井整体压裂井网的渗流规律及产能的影响。结果表明,改进后的菱形联合井网注水压力波及范围扩大,注水效率提高,能明显提高单井产量;裂缝长度增加有利于注水效率的提高,但裂缝过长会造成水驱前缘突进的现象,不利于油井的生产;裂缝方位对注水效率的影响随裂缝长度的增大而增大,且裂缝方位为垂直时注水效果最好。研究成果对水平井菱形联合井网整体压裂设计具有一定指导意义。     

矩形井网整体压裂技术在浅层油藏适应性研究

针对浅层油田的地质特点,在充分分析区块注采系统、油层地应力场以及油层裂缝发育情况的基础上,利用水力压裂整体优化设计软件,对矩形井网、正方形反九点井网和菱形反九点井网有利裂缝方位在油田的适应性进行了对比研究。确定最优整体压裂方案,争取最少的投入,获得最好的措施效果,以期在该区块实现整体高效开发。研究表明,矩形井网较适合于此油田。在此基础上,研究了矩形井网在不同井距和排距条件下缝长比和导流能力变化对压裂井日产油量和累积产油量这些开发指标的影响。研究结果表明:对于矩形井网,井距一定,压裂效果并非排距、缝长比和导流能力越大越好,而是存在一个合适的范围。导流能力40μm2·cm较好;缝长比0.1—0.2,井排距300m×250m较好;缝长比0.2,井排距400m×300m较好。     

七里村油田一层多缝压裂工艺设计

通过对七里村油田4口压裂井微地震检测分析,确定该油田水力压裂裂缝为水平缝,适合一层多缝压裂.通过对已压裂的一层一缝、一层两缝和一层三缝的压裂井产量统计分析,结合当前压裂施工工艺,利用以前压裂施工统计数据并配合软件模拟,对一层两缝压裂工艺的裂缝长、施工排量和加砂规模等压裂参数进行优选,最终确定七里村油田最优压裂参数为:裂缝长度35～42 m,加砂规模19.23～27.69 m3,施工排量1.8～2.2 m3/min,携砂液量64.10～92.30 m3等.通过对一层两缝试验井与一层一缝压裂以及优化前的一层两缝压裂井产量比较,结果表明参数优化后一层两缝压裂可以大幅提高油井产量和稳产产量,更适合于七里村油田.     

基于压裂效果评价的页岩气井井距优化研究

针对页岩气藏最优井距很大程度上受限于压裂效果后评估的问题，开展了多段压裂水平井改造参数解释研究，并在此基础上开展井距优化。通过建立的渗流数学模型明确页岩气井生产时地层中存在的流态，形成基于线性流识别和特征线诊断技术的压裂参数解释方法，并对参数解释的不确定性进行了分析论证。之后通过定义百米地层累产气进行均匀压裂情况下井距优化。研究表明，地层进入边界控制流后能准确确定裂缝半长，且不影响气井的产能预测；井距的决定性因素是裂缝半长，二者之间的比例关系受SRV内外区相对物性和裂缝导流能力的影响，据此可指导现场井距优化及开发技术政策制定。     

青海油田乌101区块整体压裂数值模拟研究

水力压裂是低渗透油藏增产改造的主要措施。针对青海油田乌101区块低渗透油藏的地质特点,对压裂井的压裂效果和难点进行了分析;对给定的五点井网进行了整体压裂优化研究,研究了不同裂缝长度和导流能力对压裂井产能的影响,在此基础上采用正交设计方法进行了整体压裂综合研究。结果表明:对于五点井网,井距一定,压裂效果并不是缝长比和导流能力越大越好,而是存在一个合适的范围,并通过正交分析,得到了最优的裂缝参数。     

注水井压裂调剖设计方法研究

对于低渗透油田 ,主要通过水力压裂提高油水井的增产增注能力 ,区块经过整体压裂改造后 ,水力裂缝参数将对油水井的产量起决定性作用。对于多油层非均质油藏 ,层间差异会导致吸水剖面不均匀 ,影响水驱效率。对需要经过压裂再投注的注水井 ,建立了压裂后预测注水井注入量的数值模型 ,分析了各层注入量与地层物性、裂缝参数和注入压力的关系。研究结果表明 ,通过合理地设计裂缝参数 ,可以减缓层间矛盾 ,改善吸水剖面。现场试验 8口井 ,其中 6口井进行了吸水剖面测试 ,全井达到配注方案的有 4口井 ,说明该方法对多油层非均质油藏注水井的调剖具有一定的应用价值。     

鄂尔多斯盆地长7致密油体积压裂水平井产能预测研究

致密油储集层致密,孔隙结构复杂,孔隙度小,渗透率低,储集层微裂缝发育,采用体积压裂后形成复杂缝网系统,水平井单井产量大幅提高。目前的水平井产能公式很难适应于体积压裂水平井产能的预测。以鄂尔多斯盆地长7致密油为例,利用体积压裂水平井与直线无限井排直井的相似性,忽略了水平井筒内流体阻力的影响,将各条压裂缝之间的干扰问题转化为直线无限井排直井之间的干扰问题,依据势的叠加原理,推导出体积压裂水平井稳态产能公式。在推导过程中,考虑了储层的有效厚度、压裂改造后油藏等效渗透率、流体的黏度、水平井水平段长度、压裂段数、压裂段间距和井底流压等因素对水平井产能的影响,使水平井产能计算结果更加合理和符合实际。利用所推导的计算公式,结合鄂尔多斯盆地长7致密油特征,分析了影响水平井产能的几个重要因素,得出了水平井最佳压裂段间距和合理流压,其结果对致密油体积压裂水平井的设计具有一定的指导意义。     

基于裂缝形态和产能的水平井分段压裂优化研究

根据低渗透油藏的特点,基于固体应力平衡和多相流体流动,建立了水平井水力裂缝分段优化的模型.采用有限元模拟和油藏模拟研究了在避免复杂水力裂缝的前提下,水平井水力裂缝优化的影响因素.研究发现,水平井筒与最小水平地应力方位存在夹角时,分段水力裂缝出现弯曲转向,多个弯曲裂缝之间的相互干扰形成复杂的裂缝形态;当水平井筒与最小地应力方位的夹角过大时,尽量增加裂缝分段的距离,以避免相互干扰;油井累积产量随着裂缝间的距离增加而减小;油井累积产量随裂缝长度增加而增加.     

页岩气藏压裂缝网扩展流动一体化模拟技术

页岩气藏天然裂缝分布复杂,地层非均质性强,水平井压裂技术是开发的必要手段,建立页岩气藏压裂缝网扩展与流动一体化模拟方法对于制定生产方案及评价压裂措施具有重要的现实意义。采用基于闪电模拟的油藏压裂裂缝网络扩展计算方法来模拟页岩气藏多分支裂缝网络形态,在此基础上进一步运用嵌入式离散裂缝模型（EDFM）来定量表征页岩气藏有机质-无机质-裂缝网络之间的复杂流动机制,从而实现页岩气藏压裂缝网扩展流动一体化模拟。基于该方法建立了200 m×200 m的地质模型进行缝网形态模拟以及流动表征,通过缝网扩展模拟方法得到裂缝网络分布规律,在此基础上基于嵌入式离散裂缝模型进行流动模拟,得到模型生产200 d后的含气饱和度分布以及产气量分布曲线。同时,基于本文模型分析了压裂液注入压力、分形概率指数、压裂液黏度以及裂缝网格精细程度等参数对裂缝网络形态、含气饱和度分布以及页岩气产量的影响。研究表明,压裂液注入压力越高分形概率指数越小、压裂液黏度越小裂缝扩展范围越大、含气饱和度下降范围越大单井产量越高,裂缝模拟精度会显著影响产量误差。基于该页岩气藏压裂缝网扩展流动一体化模型可以大规模模拟页岩气藏缝网形态以及多重介质复杂流动,为评价页岩气藏压裂施工好坏以及产量预测提供了有效的帮助。     

肇源南油田直井缝网压裂技术政策论证

致密油藏主要开发方式为缝网压裂,缝网压裂与常规压裂相比,其可行性和施工规模等都有很大的不同;因此缝网压裂技术政策的论证迫在眉睫。从岩石矿物成分、脆性指数、天然裂缝发育程度、压裂液及施工工艺等角度分析肇源南油田缝网压裂的可行性,通过Lord Kelvin点源函数分析直井底压力分布函数,进行直井与压裂井有效驱替系统论证。通过与启动压力梯度对比,确定了直井、压裂井的极限井距。论证肇源南直井缝网压裂规模,确定肇源南油田直井缝网横向波及宽度在60 m左右,单段施工规模必须大于1 500 m~3才能获得较好的改造效果。研究结果为缝网压裂在肇源南油田大面积推广提供了技术指导。     

基于返排动态分析的页岩油井压后评估方法

通过挖掘早期返排数据资源的潜力,提出基于返排动态分析的页岩油水平井压后评估方法。考虑页岩裂缝复杂支撑模式,将有效裂缝划分为砂支撑主缝和液支撑次缝,然后基于流动物质平衡方程,建立数学模型和迭代求解方法,并利用数值模拟验证新方法的适用性。以吉木萨尔页岩油藏四口分段压裂水平井为例,详细介绍了新方法的分析流程,反演出有效裂缝体积、裂缝复杂程度和压裂液效率;计算发现,压裂后形成的水力裂缝网络以液支撑的次缝为主,仅有平均约34%的压裂液对投产后裂缝导流能力有贡献,压裂液效率和返排率随着用液强度的提高而降低。结果表明：该方法能够充分利用返排数据及时评价有效裂缝体积、裂缝复杂程度和压裂液效率,在压后评估方面具有实用性。     

四川盆地上震旦统灯四气藏水平井分段酸压工艺优化

四川盆地上震旦统灯影组四段白云岩气藏孔隙、溶洞、天然裂缝发育,储集空间以粒间溶孔、晶间溶孔和中小溶洞为主,储层类型多样,平均孔隙度3. 87%、平均渗透率0. 9 m D,整体属于特低孔-低孔、低渗储层,大斜度井或水平井+分段酸压改造是灯四气藏投产、建产的关键技术手段。首先,通过对前期酸压改造直井的地质和工程参数进行统计分析,明确影响酸压改造效果的地质主控因素及影响程度,形成储层品质的量化评价方法;其次,采用产能模拟方法,确立不同品质储层对酸蚀裂缝长度和导流能力的需求,结合酸蚀裂缝刻蚀形态和非均匀刻蚀程度量化分析、酸液滤失行为分析、转向酸和胶凝酸在不同品质储层的酸蚀蚓孔形态模拟分析,优选针对性改造工艺;再次,综合钻、录、测井成果,计算沿大斜度井、水平井井筒的储层品质剖面和破裂压力剖面,制定水平井精细化分段原则。形成了适合于震旦系灯四段气藏大斜度井、水平井的精细化分段和"一段一策"酸压改造技术,现场应用14口井,累计获得井口无阻流量1 640. 48×10~4m~3/d,平均单井无阻流量117. 21×10~4m~3/d,平均单井增产倍比达到3. 86。     

石炭系浅层低压砂岩油藏压裂方式优选

新疆油田J230区块石炭系油藏储层中部深度620 m,地层压力8.6 MPa,平均孔隙度7.26 %,渗透率分布在0.01~96.1 mD之间,平均渗透率1.14 mD,属典型浅层低压砂岩储层。近几年,该区先后进行了水平井多段压裂和体积压裂衰竭式开发试验,提高了油井初期产量,迫切需要对不同压裂方式的长期生产进行预测和评价。论文选取一个典型的裂缝单元,运用数值模拟方法,模拟相同支撑剂用量下常规多段压裂与体积压裂模式的油井生产规律,预测20年油井累计产量与采出程度。研究表明：一定支撑剂用量下,不同渗透率储层对应最优压裂方式,渗透率低于1 mD时体积压裂效果好,渗透率高于1 mD时普通多段压裂效果好;在相同的支撑剂用量下,体积压裂相对于普通多段压裂具有更高的初产优势,但随生产进行,体积压裂的优势逐渐减弱;对于体积压裂,缝网对储层的改造程度和改造面积是决定油井长期生产的主控因素,不同渗透率储层存在最优的裂缝簇数。新疆油田J230区块石炭系油藏建议以常规多段压裂为主,在极低渗透率区局部辅以体积压裂。论文对于西部石炭系浅层低压油藏压裂方式优选有重要的指导意义。     

吉木萨尔页岩油水平井开采实践

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油矿场开发试验表明，纵向上不同地质甜点，平面上同一甜点层的不同区域水平井生产特征差异很大，水平井单井产能及EUR主控因素不清，给油藏开发方案编制、储层改造方式选择和效益评价带来了诸多困难。为此，通过地震、录井、分析化验一体化综合研究，明确了源储高频互层的地质特征，源储配置和保存条件是影响芦草沟组含油性的先天因素；利用特殊测井、微地震监测明确了水平段长度、复杂缝网是影响产能的重要因素；利用室内物模实验，结合油藏生产动态综合分析，初步确定了压裂后水平井合理的排采制度。研究认为，页岩油甜点体具有较强的非均质性，高优质甜点钻遇率和改造缝网复杂程度最大化是提高水平井产能必须追求的目标，合理的排采制度有利于充分发挥水平井的生产能力。