低渗透非均质油藏油井压裂裂缝参数优化研究

低渗透油藏的特点是储集层物性差、非均质性强、层间差异大、油井无自然产能或自然产能很低。因此如何利用水力裂缝高效沟通储层、建立稳定的油气渗透通道是压裂作业亟待解决的问题。以菱形反九点为例,建立低渗透非均质地质模型。详细分析了在不同裂缝参数下采出程度、含水率和无水采油期的变化关系,并采用正交设计实验判断裂缝参数的主次关系。结果表明,裂缝导流能力和裂缝穿透比不是越大越好,均存在一个最佳值。在低渗非均质油藏条件下,裂缝导流能力是影响采出程度的主要参数,其次是裂缝穿透比。     

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。     

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。     

多因素影响的脱砂压裂产能流固耦合模拟

综合考虑流固耦合作用、动态造缝效应、变裂缝导流能力等因素,建立了新的疏松砂岩油藏脱砂压裂产能模型,进行了多因素影响的脱砂压裂产能优化。研究表明:在流固耦合作用下,近井眼及近裂缝壁面储层物性参数变化显著,远离井眼及人工裂缝后,储层物性参数变化幅度明显减小;动态造缝效应主要对近井眼中心10 m以内储层参数产生显著影响;定导流能力与变导流能力影响下的储层参数差异主要体现在裂缝周边;在多因素综合影响下,脱砂压裂增产倍数明显低于常规渗流模型计算结果,且缝长越短,各因素综合影响越显著。     

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。     

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。     

低渗透砂岩压裂层位优选的测井评价模型

典型的低渗透砂岩储层具有非均质性严重、储层产能受岩性和物性因素影响较大、自然产能相对较低等特点,需要对储层进行改造才能见到较好的效果。水力压裂是低渗透储层增产的有效手段,选井选层直接影响压裂效果,目前油田主要依靠经验选择施工井层,不能保证压裂后获得很好的增产效果。利用测井资料处理分析得到低渗透砂岩储层产能评价的关键参数,可以有效地开展低渗透储层压裂产能预测与层位优选,评价产能改造潜力,指导酸化压裂层位的选取和施工,提高油藏开发效益。利用测井、岩芯及测试等资料,从低渗透砂岩储层的岩石矿物、粘土矿物、钙质胶结物、微观孔隙结构等方面入手,分析了影响低渗透砂岩产能的储层因素,构建了储层精细评价和产能预测的测井优化模型,确定了低渗透砂岩储层压裂层位优选标准和图版,最终实现了对压裂优选层位的分级划分。     

储层-裂缝组合单元在水力压裂井产能模拟中的应用

采用储层-裂缝组合单元模拟压裂改造后的储层、裂缝力学型态,推导相关有限元公式并进行压裂井产能模拟分析.这种方法的实质是将裂缝的质量、刚度矩阵变换叠加到储层整体相应方程矩阵中,以更精确反映裂缝开发动态参数的影响.计算结果表明:采用储层-裂缝组合单元有效解决了储层-裂缝网格尺度匹配的问题;反力算法避免了在高导流裂缝局部求解压力梯度产生的计算误差,提高了运算速度和求解压裂井产能的精度,为水力压裂井生产动态模拟和设计方案优化提供了新的处理方法.     

薄差储层注采井组对应压裂裂缝参数优化

为了探索薄差储层储量有效动用的技术途径,解决油田开发过程中的实际问题,明确注采井组对应压裂的增产效果及最优裂缝参数,采用以电模拟实验为主、数值模拟为辅的方法,对注采井组对应压裂的增产效果进行评价,并得出了在"四注一采"井组中注采井组对应压裂的最优裂缝参数。结果表明,对于同等的压裂规模,注采井组对应压裂的增产效果优于单独压裂油井,单独压裂油井的增产效果优于单独压裂水井;"四注一采"井组的注采井组对应压裂的最佳压裂规模组合为:油井裂缝穿透比42%、水井裂缝穿透比13%;注采井组对应压裂的最优裂缝导流能力为40μm~2·cm。故对于薄差储层,采用注采井组对应压裂技术进行改造,具有良好的效果,并在注采井组对应压裂时,应以油井压裂为主。实验研究结果为薄差储层注采井组对应压裂的裂缝参数设计提供了有效的参考,对于提高老油田表外储层的开发效果具有重要的现实意义。     

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。     

水力压裂裂缝模拟研究

针对低渗油气藏水力压裂裂缝通常采用直角网格加密模拟准确性不高的问题,采用了油藏数值模拟中的新型网格结构——PEBI网格来模拟水力裂缝.在充分认识水力裂缝渗流机理的基础上,深入分析了数值模拟中处理水力裂缝的常规直角网格加密方法和PEBI网格方法的原理;并以某火山岩油藏为例运用两种方法对裂缝方位、导流能力和裂缝穿透比进行优化研究.研究结果表明,PEBI网格模拟水力裂缝的方法相对于常规直角网格加密方法具有较高的准确性和优越性.运用该方法可以为现场压裂施工设计和效果评价提供一种有效的研究手段,对于提高低渗油气藏压裂效果具有实际意义.     

考虑应力敏感和水力裂缝方位角的页岩产能模型

产能预测对页岩气的高效合理开发有着重要的作用，而目前国内外对于页岩气分段压裂水平井产能的研究没有同时考虑到天然裂缝应力敏感和水力裂缝形态及渗流特征对产能的影响。为此，根据双重介质渗流理论，综合考虑了页岩储层的吸附解吸、扩散运移、天然裂缝的应力敏感效应，建立了页岩储层渗流模型；同时考虑水力裂缝的有限导流能力、裂缝方位角等因素，利用点源函数方法将裂缝离散，之后叠加建立水力裂缝模型，最后将两种模型耦合得到页岩气藏压力水平井不稳定渗流模型和产能模型。根据已建立的页岩气压裂水平井产能模型，编程计算出产能特征曲线；通过对比模拟结果分析出，与实例类似的页岩气压裂水平井的最优水力裂缝导流能为15~18 D·cm，最优缝长分布方式为外高内低的U型，最优水力裂缝间距分布为等间距分布；模拟结果与页岩气井的现场数据的对比，也验证了该模型的准确性。该研究对页岩气开发有着重要的指导意义。     

煤层水力压裂裂缝导流能力实验评价

水力压裂技术是煤层气井增产的重要手段,而由于煤层气储层与常规石油天然气储层存在较大的差异,对煤层压裂裂缝导流能力的研究不能照搬常规石油天然气储层的研究结论,有必要开展煤层水力压裂裂缝导流能力的针对性研究。使用FCES—100裂缝导流仪,用从现场取出的煤块加工而成的煤板进行了裂缝导流能力实验研究。根据实验结果,研究了闭合压力、铺砂浓度、时间和天然裂缝对煤层裂缝导流能力的影响。研究认为:随着闭合压力的增加,煤层裂缝导流能力下降幅度达50%以上;高铺砂浓度下的导流能力明显高于单层铺砂浓度下的导流能力,提高铺砂浓度有利于形成高导流能力的裂缝;随着闭合压力作用时间的增加裂缝导流能力逐渐下降,降幅为20%—35%。煤层天然裂缝对导流能力有着直接的影响,这种影响在闭合压力较高的情况下表现的尤为明显。     

新都地区上沙溪庙组砂岩储层特征研究

新都地区中侏罗统上沙溪庙组是重要的产气层位。通过普通薄片、铸体薄片、扫描电镜及孔隙结构和物性特征等方面的分析,对新都地区上沙溪庙组砂岩储层特征进行了综合研究。结果表明:研究区上沙溪庙组储层岩石类型为中-细粒长石岩屑砂岩和岩屑砂岩,为低孔、低渗储层;储集空间主要为次生粒间溶孔;储层的发育受沉积相和成岩作用的控制,曲流河三角洲前缘水下分流河道砂体孔渗性一般较好,河口砂坝砂岩孔渗性次之;绿泥石环边胶结作用、溶蚀作用及少量发育的破裂作用对砂岩储层具有建设性作用。     

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。     

裂缝三维非对称延伸模型的建立及加砂程序的确定

油气层水力压裂时,所产生的裂缝将在长、宽、高三方向同时延伸。为了提高压裂设计的准确性和施工的成功率,本文建立了水力压裂裂缝三维非对称延伸的数学模型。该模型考虑了注液过程中的井筒温度变化和裂缝中的热交换对裂缝几何形态的影响。在此基础上,根据各段裂缝所需的导流能力,确定了各段裂缝填砂所应具有的面积浓度,以及相应的地面各注入段的砂比。     

基于EDFM的致密油藏分段压裂水平井数值模拟

为了解决致密油藏分段压裂水平井由于裂缝模型建立难度大导致的产量评价困难的问题,通过引入嵌入式离散裂缝模型（Embedded Discrete Fracture Model,EDFM）,采用矩形网格,建立了考虑重力和应力敏感效应的三维致密油藏分段压裂水平井模型。首先,用Saphir对该模型的准确性进行了检验;然后,利用该模型进行了三维致密油藏、天然裂缝性致密油藏以及裂缝分布形态影响的数值模拟研究。结果表明,嵌入式离散裂缝模型能较好反映流体在天然裂缝和压裂缝网内的流动特征;压裂施工位置应选择天然裂缝发育的区域;分段压裂水平井的裂缝分布形态对产能影响显著,缝网与基质接触面积越大,油井产能越大,因此,最优化的裂缝分布可作为体积压裂施工目标。     

孔雀区块水平井压裂产能优化设计 与经济评价

孔雀区块位于塔里木盆地北部坳陷东北部,该区块志留系砂岩储层物性极差,属于低孔低渗碎屑岩气藏,垂直井已经难以满足此类气藏的勘探开发需求;因此深入开展水平井分段压裂优化设计及经济评价研究具有重要意义。提出了统一压裂设计(UFD)方法,该方法基于最大化产能的目的,开发了一个叫做"支撑剂数"的参数,它把压裂规模与裂缝的最佳导流能力及最大生产指数相关联起来,在给定气藏地质特征条件下,以最优的生产指数为目标设计出最佳的裂缝几何形态。UFD方法的设计目标是最优的水力压裂设计,可产生一个最大的生产指数。同时在UFD物理产能最大优化的基础上与经济评价相结合,采用净现值(NPV)分析方法,分析最佳的水平井分段压裂施工方案。压裂优化实践表明孔雀井区水平段各种压裂方案均无法实现经济开发,多-短缝不适用于低孔低渗气藏的改造,需要寻找"甜点"进行有效开发。