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。     

苏里格东区致密气藏压裂水平井产能影响因素及其优化设计

对苏里格东区某实际致密气藏进行了压裂水平井产能影响因素分析,得到主控因素,并据此完成不同储层条件下压裂水平井参数设计的优化图版.结果表明:地层渗透率越低、各向异性越强,则水平井段和裂缝的最优长度越大,最优压裂裂缝间距越小,且各影响因素对增产效果影响具有相关性.     

致密气藏多级压裂水平井生产动态机理分析

为准确预测致密气藏多级压裂水平井在非线性渗流和复杂裂缝下的生产动态特征,通过双重连续介质-离散裂缝耦合模型对原始致密储层和水力压裂裂缝系统流动特征进行刻画并构建综合渗流数学模型,采用非结构三维四面体网格和控制体积-有限元方法建立全隐式数值模型,并通过修正Peaceman方法建立复杂压裂水平井数值井模型,从而获得准确的数值解。开展含水饱和度、应力敏感系数、压裂裂缝压开程度和空间非对称分布等关键参数对X致密气藏某区块压裂水平井生产动态的影响因素分析。研究表明,该模拟方法能准确预测致密气藏压裂水平井生产动态特征,为致密气藏的高效开发提供理论支撑和计算工具。     

低渗透油藏直井体积压裂产能评价新模型

体积压裂在低渗透油藏中应用广泛,产能评价是体积压裂优化设计的基础,对提高体积改造效果有重要意义。基于直井体积压裂的复杂裂缝改造特点及流动特征,将储层划分为三个区域:主裂缝区、改造区和未改造区,结合椭圆流与线性流建立了低渗透油藏直井体积压裂的渗流模型。针对低渗透油藏非线性渗流特征,推导出了低渗透油藏直井体积压裂三区耦合产能公式,产能公式计算出来的结果与现场数据对比误差小于6%。依据鄂尔多斯盆地某特低渗透油藏的基本参数,绘制了在不同影响因素下的产能曲线,分析了主裂缝导流能力、改造区体积大小、基质渗透率对产能的影响,结果表明:产能随主裂缝导流能力的增大而提高,生产压差越大提高速率越快;储层压裂改造体积越大,产能越高,但主缝长达到一定值后增产效果不明显;压裂缝与储层条件必须匹配才能达到最佳的增产效果。     

体积压裂水平井增产潜力及产能影响因素分析

新型压裂改造技术-水平井体积压裂技术的发展进步是成功开发致密油气藏的巨大推动力。体积压裂可使致密储层形成裂缝网络系统,提高单井产量和油藏的可采储量_[1-2]。体积压裂技术对储层进行三维立体的改造,根据裂缝网络的复杂特征,本文提出了数值模拟FNDP模型,建立三维复杂裂缝网络模型,有效的将复杂裂缝网络系统及其渗流规律进行表征,对影响体积压裂水平井产能的5个地质参数进行敏感性分析,并对其增产潜力进行评价。结果表明,体积压裂对储层渗透率较小的致密油藏改造效果显著;次生裂缝导流能力越强,体积压裂的增产潜力越强。研究成果为致密砂岩油藏体积压裂的开发方案设计工作提供一定参考。     

缝网压裂控制条件研究*

结合北美页岩气藏体积改造实践与裂缝监测成果,全面阐述了缝网压裂的力学控制条件：岩石脆性指数是多点起裂而形成多裂缝的基础,发育良好的结构弱面（节理与天然裂缝）是形成网络的必要条件,储层水平主应力差与天然裂缝逼近角是诱发缝网的控制条件,低渗–致密储层是采用缝网压裂的前提。阐述了形成缝网的工艺条件：低黏流体是诱发复杂裂缝网络的前提,较高净压力（系数）是提高缝网波及区域的工艺手段;对比了常规压裂与缝网压裂改造理念的的差异,为正确判别和使用缝网压裂提供了思路。明确提出了缝网压裂的控制条件,对于指导缝网压裂实践具有重要的指导意义。     

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。     

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。     

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     

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。     

基于神经网络模型的致密气藏分段压裂井产能预测

致密气藏储层致密，开采难度较大，应用分段压裂水平井技术可以更高效的开采致密气藏，如何准确预测水平井分段压裂井的产能也成为气藏实际生产开发的关注重点。本文通过对前人致密气藏分段压裂水平井解析模型的探究确定影响产能因素；运用灰色关联分析法可视化分析影响压裂水平井无阻流量的主要因素；选取不同输入层个数影响因素利用python编程程序建立神经网络模型，对比选取高精度的训练模型结构；利用训练好的神经网络模型对实际气田待压裂井进行产能预测。结果表明，利用神经网络模型建立的压裂水平井产能预测方法具有误差小、简便高效的优点，对实际气田生产开发制度有一定指导意义。     

致密气藏水平井整体压裂井网部署优化

 致密气藏多采用衰竭式开发模式,如何减少井间干扰是井网部署时必须考虑的问题.针对目标研究区域,基于各压裂水平井的等效压力波及椭圆,建立了致密气藏水平井整体压裂井网部署优化模型.从弹性势能的角度,模拟目标区域和波及椭圆之间的运动,将井网部署模型转化为求取弹性势能函数的最小值问题,采用具有较高求解效率的拟物算法实现了该模型的求解.以M 区块为例进行水平井整体压裂方案设计,模拟结果显示:气价较低时,M 区块可采取稀井高产的开发模式;随着气价的增加,M 区块需要打更多井以获得最佳的经济效益.     

裂缝性致密气藏压裂水平井产能预测及敏感性分析

水平井分段压裂技术是高效开发致密气藏的重要手段,但压裂后的产能评价是开发过程中的难点。基于Al-Ahmadi的三重介质模型,建立了三重介质渗流模型,最后导出了拉氏空间下的产能公式,得了模型的解析解,并根据现场生产数据进行了有效性验证,同时还对影响裂缝性致密气藏压裂水平井产能的因素进行了详细深入的敏感性分析。结果表明:水平井长度对产能的影响在后期才有所体现,储层的生产主要是由人工裂缝控制,人工裂缝性质对产能影响显著,基质和天然裂缝对产能有着不同程度的影响。因此,裂缝性致密气藏水平井分段压裂设计以及产能评价与优化过程中应该综合考虑储层性质和人工裂缝的影响。     

玛湖砾岩油藏体积压裂开发后烃气混相驱提高采收率实验

在新疆玛湖致密砾岩油藏采用烃气驱大幅提高采收率技术,面临水平井体积压裂规模开发后,小井距下水力压裂缝网易形成气窜通道,影响气驱波及体积的问题。为研究压裂后水平井井网对烃气驱开发效果的影响,提出了玛湖致密砾岩油藏人工裂缝+基质注烃气驱油模式,基于该模式设计实验模型,利用拼接比例的不同造缝与未造缝全直径岩心模型进行气驱实验,明确压裂缝与基质关系。结果表明：通过烃气驱岩心采收率可达38.26%;全直径岩心造缝比例越高,采收率越低;小规模的压裂可以使采油速度更加平稳,同时可以获得更高的采收率;烃气驱结束后通过吞吐的方式可进一步提高采出程度7.1%。该项实验可以为烃气驱现场试验水平井压裂规模、合理井距及注气速度提供了具有现实指导意义的研究基础。     

一种有效开发致密碳酸盐岩气藏的新工艺——体积酸压

如何对致密裂缝性碳酸盐岩气藏进行有效开发,并使其稳产、高产一直是业界难题。针对这一难题,通过借鉴国外致密油气成功开发的一些研究成果,国内率先提出了针对致密裂缝性碳酸盐岩气藏的体积酸压工艺,经现场应用取得了良好效果。简要阐述了体积酸压的缝网形成机理,通过对比分析,初步明确了鄂尔多斯盆地致密气藏实施体积酸压的可能性;通过岩石脆性评价、裂缝发育及水平主应力差测试、原地应力方位与天然裂缝方位测定、裂缝潜在力学活动性预测、酸岩反应及酸液滤失实验,综合分析了目标气藏实施体积酸压的可行性;并结合现场应用简要阐述了实施体积酸压的原则和思路。最后,针对目前体积酸压实践给出了相关施工建议。该研究成果将推动致密油气藏体积酸压设计理论的发展,加快体积酸压工艺和材料研发速度,提升碳酸盐岩致密油气藏体积酸压优化设计水平,为今后致密油气藏的有效开发提供理论与技术储备。     

玛湖致密砾岩注氮气驱机理及应用效果评价

针对玛湖致密砾岩储层采用的水平井+体积压裂衰竭开发,产量递减快的问题,分别在室内和现场开展了注氮气提高采收率研究。室内实验通过气驱相态、混相能力、驱油效果等方法评价了M区块的提高采收率潜力。实验结果表明,氮气在原油中溶解度小,驱油机理主要依靠自身的膨胀性驱油,且氮气的最小混相压力62.3 MPa,目前M区块很难达到混相驱。现场在玛湖油田M区块选择一个1注5采的井组开展注氮气先导试验,并取得了较好的效果。单井评价了产油量、油压、气油比、氮气浓度等4个参数指标的见效特征;井组分析了注气前和注气过程中产量的变化,累增油1 953 t。最后结合地质和工程认识,总结了影响注气效果的主控因素。本次注氮气应用效果显著,验证了致密砾岩储层水平井+体积压裂注氮气提高采收率是一项可行的技术。     

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。     

分段压裂水平气井产能数值模型建立

随着水平井分段压裂技术在致密气藏开发中广泛应用,压裂后产能的预测对开发此类气藏具有重要意义。应用复位势理论和势叠加原理等基本渗流理论,结合水平井压后裂缝形态和单相气体渗流机理,推导出考虑水平井筒内压降损失时的产能预测新模型。模型综合考虑了多条裂缝间的相互干扰和各条裂缝的长度、缝宽、导流能力、缝间距对各条裂缝产量的影响以及水平井筒内压降损失对产能的影响,建立了考虑多因素的水平气井产能数值模型。编制了模拟计算软件。并以长庆油田某致密气藏区块为例进行了裂缝方案优化设计。研究成果对于低渗致密气藏井网部署及开发方案编制具有一定的指导意义。     

溶解气回注提高致密油藏采收率效果及敏感性

针对致密油藏水平井产量递减快，衰竭开发采收率低等问题，提出了衰竭开发后期回注溶解气提高采收率的方法。基于新疆玛湖凹陷百口泉组地质油藏特征，建立了致密油藏多级压裂双水平井机理模型，系统研究了上述方法在致密油藏中的生产特征及敏感性。结果表明，溶解气回注可以有效提高致密油藏采收率，缓解水平井产量递减的速度。采出程度随注入量、注入速度及吞吐轮次逐渐增加；气体分子的扩散作用可增加基质的受效范围，扩大气体的作用半径；弱非均质性储层（变异系数0.2）采用溶解气吞吐提高采收率效果最佳。敏感性分析结果表明，吞吐轮次对注溶解气提高采收率的影响最大，其次是注入时间、注入速度、扩散系数、焖井时间。另外，建立的代理模型可准确预测和优化致密油藏注溶解气提高采收率效果。