新型缝网压裂技术在镇北致密储层的研究与应用

北美非常规油气藏的成功开发为长庆致密油藏改造开辟了新的技术途径。在与北美巴肯致密油藏特征进行对比分析的基础上,指出镇北长X致密储层具有天然裂缝发育、岩石脆性程度高、水平两向应力差适中的特点,具备大规模体积压裂形成复杂网状裂缝的条件。因此,以体积压裂为理念,在该区块开展了的"高排量、大液量、低黏压裂液、小粒径支撑剂"技术模式的新型缝网压裂先导性试验,取得了较好的增产效果,为长庆油田0.3mD以下致密油藏压裂改造积累了重要的经验。     

鄂尔多斯长7致密砂岩储层体积压裂可行性评价

从储层岩石矿物组分、岩石脆性指数、天然裂缝发育状况以及体积压裂所需地应力条件4个方面分析了鄂尔多斯盆地长7致密砂岩储层实施体积压裂的可行性。结果表明:鄂尔多斯长7储层岩石石英质量分数为40.3%,脆性指数为35%~50%;储层微裂缝发育概率在60%左右,裂缝密度为3条/10 m,天然裂缝及水平层理较发育;水平两向主应力差为4~5 MPa,均可满足实现体积压裂复杂形态裂缝扩展的条件。体积压裂井试采效果表明,体积压裂后可形成一定程度复杂缝网。水平井体积压裂技术可成为该储层高效开发的重要措施。     

长8储层直井体积压裂施工参数优化研究

长庆油田长8储层属于低孔低渗储层,通过借鉴国外体积压裂理念及改造经验,进行了直井体积压裂探索研究与试验,取得了较好的改造效果。以改善长8低渗储层开发效果为目标,在分析长8储层地质特征的基础上,对已有的体积压裂井施工参数的合理性进行了分析;并进行前置液比例、排量、砂比等施工参数的优化。研究发现,长8储层适合的前置液比例15%~20%,合理排量为6~8 m3/min,合理砂比为11%~13%,将优化结果用于同区的其他井,增产效果显著。     

体积压裂缝网渗流特征与注水开发适配性研究

鄂尔多斯盆地致密油储层体积压裂改造后,单井产能较常规压裂有了大幅度的提高,但由于地层压力系数小, 仅靠天然能量开发效果并不理想,因此,探索体积压裂井的注水补充能量方式有重要意义。基于体积压裂复杂缝网形 态的特点,建立了缝网数值模拟模型,对直井体积压裂缝网渗流特征进行了分析;以体积压裂矩形井网为例,研究了注 采形式下体积压裂井的增产机理,并结合井网对缝网适配性进行了探索。研究结果表明,缝网系统增加了储层垂向动 用程度,提高了主裂缝壁面方向的水驱波及体积,改善了注采井间的水驱动用效果。由于缝网系统存在“最短渗流距 离”,体积压裂井见水后含水上升较快。通过长庆某典型致密油储层直井体积压裂实例分析,对后期可行的井网形式 进行了优化设计和论证。     

鄂尔多斯盆地长7致密油水平井体积压裂开发效果评价及认识

鄂尔多斯盆地长7致密油水平井衰竭式开发产量递减变化规律可分为3个阶段:一是初期稳产阶段,主要受人工裂缝周围体积压裂未返排液补充能量的影响;二是递减较快阶段,由压裂未返排液能量补充向溶解气驱的转化过程;三是稳定递减阶段,主要受溶解气驱的控制,基本符合双曲递减规律。在这些基本规律认识的基础上,结合现场开发试验效果评价,确定合理的水平井体积压裂衰竭式开发关键技术参数:井距500~600 m,人工裂缝段间距90 m;排量10~12 m3/min,单段入地液量和加砂量分别约为1 100和100 m3;生产流压在初期稳产阶段略大于饱和压力,递减较快阶段略低于饱和压力,稳定递减阶段保持不低于饱和压力的2/3;致密油示范区水平井初期单井产量达到周围定向井的8~10倍;年累积产量达到同样面积直井的1.4~1.8倍,取得了较好的实施效果。     

致密油藏直井体积压裂储层改造体积的影响因素

基于三叠系长7致密储层地质特征建立直井典型缝网模型,利用数值模拟方法对体积压裂与常规压裂的开发效果进行对比,模拟不同缝网形态、裂缝间距及导流能力对体积压裂储层改造体积(VSR)的影响。结果表明:体积压裂改造方式能够改善油藏的渗流环境,增加储层动用程度,大幅度提高单井产能;储层改造体积越大,压后产量越高;相同改造体积下,开发效果与井筒连通的有效裂缝体积密切相关;裂缝间距及主、次裂缝导流能力对储层改造体积的影响较大。     

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。     

致密储层低产井重复压裂方式及裂缝参数优化

重复压裂技术是目前致密油藏低产井提高单井产量的主要措施之一。为了提高重复压裂的增产效果,有必要对重复压裂射孔方式及裂缝参数进行优化。文中以新疆昌吉致密油田为例,建立了重复压裂产能预测模型,利用数值模拟方法,研究了低产井在不同射孔方式、裂缝半长及导流能力条件下的产能指标。结果表明,相比于旧射孔压裂方式,在新射孔处压裂的增油效果更加显著,且二次压裂的新射孔段越多,增产效果越好;裂缝半长对新疆致密油重复压裂效果影响仅次于压裂级数,随着裂缝半长的增加,日产油量与累产油量均随之升高;而由于致密储层渗透率过低,裂缝的导流能力的变化对致密油藏的生产动态的影响相对有限。     

致密储层低产井重复压裂技术研究

重复压裂技术是目前致密油藏低产井提高单井产量的主要措施之一。为了提高重复压裂的增产效果,有必要对重复压裂射孔方式及裂缝参数进行优化。文中以新疆昌吉致密油田为例,建立了重复压裂产能预测模型,利用数值模拟方法,研究了低产井在不同射孔方式、裂缝半长及导流能力条件下的产能指标。结果表明,相比于旧射孔压裂方式,在新射孔处压裂的增油效果更加显著,且二次压裂的新射孔段越多,增产效果越好;裂缝半长对新疆致密油重复压裂效果影响仅次于压裂级数,随着裂缝半长的增加,日产油量与累产油量均随之升高;而由于致密储层渗透率过低,裂缝的导流能力的变化对致密油藏的生产动态的影响相对有限。     

致密砂岩与页岩压裂缝网形成能力对比评价

压裂裂缝网络形成的程度,是能否实现致密油藏经济有效的开采的首要因素。针对长庆油田长7致密砂岩油藏储层,采用了页岩用的裂缝网络形成的评价方法,结合声发射仪器,对比了长7致密砂岩与页岩2种岩心压裂后形成缝网的能力。通过实验可以看出,致密砂岩压后呈现为简单的平面主裂缝特征,而页岩均呈现无主裂缝的无规则散布特征;岩石脆性并不是影响致密砂岩形成缝网的主要因素;在无水平地应力差或水平地应力差较小的情况下,长7致密砂岩油藏储层能够形成一定程度的复杂裂缝;天然裂缝系统的发育程度也是长7致密砂岩油藏体积压裂形成缝网的关键因素。     

致密油藏分段多簇压裂水平井电模拟实验研究

致密油储层物性差、天然裂缝发育,水平井技术和水力压裂技术是开发致密油的有效手段。微地震监测资料证明水平井分段多簇压裂后形成复杂的裂缝网络。基于水电相似原理,利用水电模拟方法,研究了致密油水平井开发不同压裂方式下的压力场特征,并对分段压裂水平井产能影响因素进行了分析。结果表明:(1)分段多簇压裂水平井近井区等压线较面缝压裂更为平缓,远井区等压线主要由边界影响;(2)与面缝相比,分段多簇压裂的体积改造区域越大,压裂水平井产量越大;当体积压裂改造区域规模一定时,改造区域内的渗透率变化对压裂水平井产能影响较小。     

致密油分段多簇压裂水平井电模拟实验研究

致密油储层物性差、天然裂缝发育,水平井技术和水力压裂技术是开发致密油的有效手段,微地震监测资料证明水平井分段多簇压裂后形成复杂的裂缝网络。本文基于水电相似原理,利用水电模拟方法,研究了致密油水平井开发不同压裂方式下的压力场特征,并对分段压裂水平井产能影响因素进行了分析。结果表明：（1）分段多簇压裂水平井近井区等压线较面缝压裂更为平缓,远井区等压线主要边界影响;（2）与面缝相比,分段多簇压裂的体积改造区域越大,压裂水平井产量越大;当体积压裂改造区域规模一定时,改造区域内的渗透率变化对压裂水平井产能影响较小     

延长油田水平井体积压裂工艺探索与实践

随着延长油田致密油水平井开发,常规压裂工艺存在施工排量小、加砂量小、加砂难度大、地层破裂困难、施工效果差等一系列技术问题,本文从探索致密油体积压裂适应性及有效的施工工艺出发,对比不同体积压裂工艺施工优缺点,结合延长油田地质特征,分析了体积压裂适应条件,并对延长油田体积压裂试验效果进行了评价,为致密油水平井高效开发提供一定的参考依据。     

鄂尔多斯盆地富县页岩气缝网压裂适应性研究

页岩气开发是近几年国内外研究的热点,缝网压裂是目前页岩气开发的主要技术手段。文章对比分析了美国页岩气与富县延长组页岩气成藏条件,认为鄂尔多斯盆地富县区块延长组长7段具有页岩气开发的潜力。进行了富县与美国各大盆地岩石矿物组成对比分析研究,分析了石英、长石、粘土矿物等组分对缝网形成条件的影响,确定富县区块延长组长7段储层进行缝网压裂的可行性。通过杨氏模量和泊松比计算出长7段页岩脆性范围为54.3%-67.4%,对比结果表明富县延长组长7段页岩使用缝网压裂能够形成较为复杂的网状裂缝;在此基础上,针对富县区块延长组长7段的储层特征提出了缝网压裂的初步方案,即使用低粘度压裂液和低密度支撑剂,大液量、大排量、小粒径和低砂比的压裂工艺,在页岩中形成大规模的裂缝网络,提高油气动用程度,扩大可采储量,对富县区块延长组长7段页岩气改造具有一定的指导意义。     

压裂致密油藏产能递减分析方法

致密油储层自然渗透率低,孔隙结构细小、流体流动难度大,一般采用压裂井衰竭开发方式。压裂后储层将形成裂缝、基质两种渗流介质。在综合考虑介质类型及不同介质渗流能力基础上,结合物质平衡方程及产能方程,建立了压裂致密油储层的产量递减模型。实例分析表明,产量递减模型与生产动态数据吻合度较高;而常规Arps递减由于没有考虑基质与裂缝的差异性,递减曲线与生产动态数据吻合度相对较低。因此,该方法可以用于压裂致密油藏产能递减规律的分析。     

前置酸压裂技术在低渗透油田中的研究与应用

鄂尔多斯盆地石油开发已步入攻坚啃硬阶段,随着石油勘探开发的不断深入,油田增储上产速度不断加快,致密储层资源量所占比例越来越大。对于采取常规水力压裂改造后的油井,日产量偏低、稳产期短。前置酸压裂技术可以改善井筒、裂缝与地层之间的渗流条件,达到提高单井产量的目的,是油田油井储层改造的新技术。为了证明前置酸压裂技术的增产效果,在靖边油田选取了三口长6储层试验井,并进行了现场试验,实验结果表明该技术可以在低渗透油田中应用且增产效果明显。     

致密砂岩气藏水平井段内多缝体积压裂技术的应用及其效果分析

苏里格气田发育河流相致密砂岩、低孔特低渗的物性特点迫切需要新型储层改造技术的应用,以增加压裂裂缝网络的密度及表面积,达到初期高产和长期稳产的目的。探讨了段内多缝体积压裂技术的关键因素,即每条裂缝的规模控制和裂缝间距的控制以及每次投送暂堵剂的数量。然后通过微破裂向量扫描四维裂缝影像的监测手段对压裂裂缝规模进行了监测。同时对比段内多缝压裂井和常规压裂井投产30 d内单位套压降下的产气量,体现出段内多缝体积压裂技术的明显优势。     

体积压裂致密油藏注水吞吐产能影响因素

致密油藏储层致密,地层压力系数一般较低,开发非常困难,而注水吞吐对补充油层压力和实现稳产具有明显优势.针对体积压裂致密油藏,采用嵌入式离散裂缝模型描述复杂体积压裂缝网,建立考虑应力敏感和启动压力梯度的致密油藏油水两相渗流模型,并采用有限体积法建立相应的数值求解方法.通过数值模拟方法模拟了12个吞吐轮次下单个压裂段致密油藏的开采过程,分析了基质和裂缝性质对致密油藏注水吞吐开发产能的影响.研究结果表明:当基质渗透率、微裂缝渗透率和微裂缝密度升高时,基质中含水饱和度波及范围变大,累积采油量显著升高;水力裂缝渗透率升高对基质含水饱和度分布影响不大,但累积采油量明显上升,而当水力裂缝上升到一定程度时,累积采油量上升幅度变小.可见基质和裂缝性质对致密油藏注水吞吐开发效果均有显著的影响.     

鄂尔多斯盆地致密油体积压裂水平井产量预测

目前常用的水平井产量预测数值模拟方法和理论解析方法都难以解决致密油储层横向非均质变化大和人工裂缝发育程度描述难的问题。为解决以上问题,基于测井解释资料和体积压裂施工参数,从地质和工程两个方面对致密油水平井产量进行分析和效果评价,并采用灰色关联分析法,将水平段地质参数（标准录井气测全烃值、渗透率、脆性指数）、油层包络面面积、储层横向非均质系数作为影响储层含油性、渗透性、可压性和非均质性的敏感性参数;将施工参数的单井总入地液量作为产量的工程敏感性参数。通过拟合回归,建立对数预测模型对致密油水平井产量进行预测,达到降低致密油规模开发中的投资风险,提高产建效益的目的。应用该方法对合水长7致密油区块6口水平井进行产量预测,预测值与实际值平均相对误差仅为8.0%,效果较好。     

鄂尔多斯盆地富县地区长8致密油储层敏感性评价

以鄂尔多斯盆地富县地区长8致密油储层为例,通过室内敏感性试验、扫描电镜、物性测试、X衍射等资料综合分析,得出:该区长8致密油储层具有弱速敏、中等偏弱盐敏、弱水敏、中等偏弱酸敏、弱碱敏的特征。富县西北部储层盐敏和碱敏有明显不同,应在注水开发过程中防止高于临界矿化度(30 g/L)的流体和避免使用强碱工作液对储层造成损害。