基于三维模型的低渗透非均质储层单砂体全缝长压裂改造与剩余油挖潜

考虑到对陆相非均质储层压裂缝扩展规律及储层改造程度认识不足,首先通过测井曲线对鄂尔多斯盆地王窑区块目标层段进行单砂体细分,采用常规测井、特殊测井与沉积微相特征结合开展油藏三维物性与岩石力学场建模,其次进行随井间储层和应力场变化的全缝长压裂数值模拟,最后通过裂缝的展布情况与油田动态数据结合,对非均质储层动用程度进行分析。研究认为三角洲前缘多期河道侧向叠置砂体储层单砂体在垂向差异大,侧向变化快,因此须突破传统的压裂数值模拟方法,基于实际三维模型的单砂体全缝长压裂模拟更为合适。所提方法在鄂尔多斯盆地实施后增产效果明显,实施井次成功率高达90%以上,平均日增油2 t以上,说明该方法可应用于低渗非均质储层开发中后期的剩余油挖潜。     

安塞油田长6油层端部脱砂压裂试验

安塞油田长6油层的地质特征及油井生产状况显示，该油层存在着含水率上升快、区块内产量和压力分布严重不均等问题，这直接影响了油田的开发效益和最终采收率，对油田稳产造成严重威胁。针对长6油层的特点，采用了蜡球暂堵端部脱砂的压裂改造技术。该技术主要通过在原裂缝内形成新的裂缝和沟通部分天然微裂缝来增加泄油面积，提高裂缝导流能力。现场试验表明，蜡球暂堵端部脱砂重复压裂技术能够解决长6油层侧向井重复压裂改造的难题，使油井产量得到了大幅度的提高，并取得了明显的压裂效果。     

安塞油田长6油层端部脱砂压裂试验

安塞油田长 6油层的地质特征及油井生产状况显示 ,该油层存在着含水率上升快、区块内产量和压力分布严重不均等问题 ,这直接影响了油田的开发效益和最终采收率 ,对油田稳产造成严重威胁。针对长 6油层的特点 ,采用了蜡球暂堵端部脱砂的压裂改造技术。该技术主要通过在原裂缝内形成新的裂缝和沟通部分天然微裂缝来增加泄油面积 ,提高裂缝导流能力。现场试验表明 ,蜡球暂堵端部脱砂重复压裂技术能够解决长 6油层侧向井重复压裂改造的难题 ,使油井产量得到了大幅度的提高 ,并取得了明显的压裂效果     

多层段多裂缝压裂工艺技术现场试验

油田开发初期,厚油层的油藏条件优越,单井压裂增油效果显著,压裂改造规模较小。随着油田开发的不断进行,厚油层的油藏条件逐年变差,常规压裂已不能满足多段多韵律厚油层的需要。针对以上问题,开展了多层段多裂缝压裂工艺技术现场试验,扩大改造油层厚度和改造规模,从而提高水驱压裂井挖潜效果。     

致密油藏注水井体积压裂改善注水开发效果技术探讨*

鄂尔多斯盆地致密油藏的开发还处于试验阶段,由于储集层致密,启动压力梯度高,常规注水开发压力传递较慢,有效驱替系统难以建立,加之存在裂缝等优势渗流通道,整体表现出注水不见效,见效即见水的水驱矛盾。应用水驱前缘和示踪剂监测资料,研究了致密油藏开发中的见水特征及原因。改变了以往只在油井压裂开发的经验,优选了一个注水井组,进行注水井体积压裂试验,观察人工压裂后的规律。An83区长7致密油藏,油井为多方向见水,原因是早期地质运行过程中形成的多期裂缝相互叠加,注水井经过体积压裂后,人工裂缝取代天然裂缝成为主要渗流通道,改变了水驱方向,水驱效果得到改善,对油田调整挖潜有重要的指导作用。     

多级加砂压裂在子北油田开发中的应用

延长油田低渗/特低渗透油藏高效开发的一项关键技术是水力压裂技术,尤其针对含油水层、边底水油藏,水力压裂可以有效沟通渗流通道增大泄油半径、抑制边底水降低含水率。本文以子北油田为例,通过分析储层特征(油层厚度、水层位置、隔夹层位置及厚度、储层物性)与压裂施工参数、压裂后投产效果,不断优选施工参数、有效控制压裂裂缝延伸方向、缝长,建立适合延长油田油藏特征的压裂模式。     

基于物质平衡原理解释致密油藏体积压裂有效改造体积的新方法

致密油藏需要经过大规模体积压裂改造才能获得工业油流。本文在物质平衡原理的基础上综合考虑了体积压裂施工过程中大量压裂液注入导致油藏压力升高,压后流体产出导致油藏压力降低以及裂缝与基质孔隙体积随压力非线性变化等致密油藏实际情况,进行合理假设,建立了模型方程,并推导计算了体积压裂有效改造体积和裂缝与基质的有效接触面积等参数。该方法解释出的三个新参数：能够提供有效渗流的裂缝总体积、油藏有效渗流体积、裂缝有效渗流面积,其物理意义更明确,对致密储层的开发设计及增产改造指导意义更强。将该方法应用到油田现场,并评价了3口已实施体积压裂油井的应用效果。现场应用表明该方法具有评价解释快捷、获取数据方便、成本低、准确度高的优点,适合于油田现场多井次大规模推广应用。     

复合河道砂体叠置样式与剩余油主控因素研究

针对复杂多变的陆相曲流河沉积砂体,以储层构型研究理论为指导,综合运用岩心、密井网、测录井、开发动态等资料,深入剖析复合河道砂体空间配置关系。按单河道期次和隔夹层发育程度,从沉积速率与可容纳空间比值角度,对港西油田三区复合河道砂体叠置样式分析,结果表明,本区共有孤立型、桥接型、叠加型、切叠型和复合型5种砂体接触类型,其中孤立型和桥接型又按期次细分为2种样式。除孤立型砂体外,其余接触类型砂体均有不同程度的剩余油富集,受沉积韵律与隔夹层的影响,点坝内部隔夹层附近和切叠型砂体成为复合河道砂体内部剩余油的主控因素。     

复合河道砂体劈分及隔夹层研究——以大庆油田北一区断东葡I2小层为例

目前大庆油田已进入高含水开发阶段,厚油层内剩余油的挖潜成为重要的研究内容.厚油层内隔夹层的存在使其内部非均质性更加复杂,进而严重影响剩余油的分布.以大庆油田北一区断东为研究区,研究厚砂劈分及隔夹层特征,为厚油层内剩余油的挖潜提供可靠的依据.首先利用研究区目的层的沉积特征和测井资料确定了复合砂体的可分性,其次确定不同期次河道砂体间沉积的隔夹层为复合砂体的劈分依据,最后根据成因和岩性将隔夹层划分为泥质夹层、钙质夹层和物性夹层三种类型.将复合砂体劈分与隔夹层结合研究.     

柴达木盆地昆北油田厚油层隔夹层研究

开发实践证明,厚油层内部隔夹层的分布规律是影响油田开发中后期单砂体注采关系及剩余油分布的主控因 素。柴达木盆地昆北油田A 区下干柴沟组下段油藏发育厚油层,厚油层内部泥质隔夹层发育,在岩芯标定测井的基础 上,建立了泥质隔夹层识别模式,并以此模式为标准开展了全区隔夹层的识别及分布规律研究,根据隔夹层的纵向分 布、平面展布特征将区内隔夹层分为稳定型隔夹层、次稳定型隔夹层和不稳定型隔夹层等3 种类型。水动力条件及基 准面旋回是控制隔夹层厚度变化及分布规模的主要因素。在分析3 种隔夹层分布规律的基础上,以泥质含量参数下 限值为约束条件利用随机建模方法预测了井间隔夹层的空间分布,建立了研究区隔夹层的三维展布模型,为油藏注采 关系调整、提高水驱储量动用程度提供了地质依据。     

低渗低压水平气井压裂研究及实践

水平井技术已逐渐成为油田提高采收率和开发综合效益的重要手段,国内外应用情况表明,钻遇在低渗透油藏的水平井,不经过压裂酸化改造很难达到工业开采价值。从区域地质特征及井况条件出发,充分研究了压裂液、支撑剂选择、压裂管柱结构以及压裂规模等方面,通过优化设计,确定了适合低渗低压水平井的压裂的前置多段塞、大排量造缝、降排量携砂及施工方案优化等压裂技术措施。对红台2-17井进行了大型压裂施工试验,取得了较好的增产效果,为国内低渗储层低压水平气井压裂提供了宝贵的经验。     

人工神经网络在压裂选井及选层中的应用

根据中原油田砂岩油藏 2 0 0多口压裂井及压裂层的静、动态地质资料和压裂施工参数 ,对影响压裂效果的单因素、多因素和主参数进行了分析。采用人工神经网络技术 ,建立了砂岩油藏压裂选井及选层人工智能系统 ,并将其用于中原油田复杂断块压裂选井及选层识别。利用该系统可以估算压裂后单位厚度油层的日增产油量 ,并能预测压裂效果 ,可为压裂选井及选层提供科学依据。     

砾岩三维缝网扩展及影响因素分析——以玛湖凹陷南斜坡上乌尔禾组为例

水力压裂技术已成为玛湖致密油田开发的有效手段.然而传统的压裂模拟方法无法得到真实的三维裂缝扩展规律,并且储层的物理特征对裂缝扩展的影响还有待进一步研究.对玛湖目的层上乌尔禾组进行压裂模拟并对裂缝延伸影响因素进行分析.结果表明,乌尔禾组弹性模量值域在18～58.5 GPa,平均为32.4 GPa.泊松比值域在0.21～0.38,平均为0.31.脆性指数在21.0～89.0,平均为44.3,压裂改造可形成多分支裂缝.水平井设计方向为南北向,水平应力差在4.2～9.8 MPa,储层容易压裂改造形成复杂缝网.缝网模拟与微地震监测裂缝吻合度高达92.03％,模拟效果理想.物性特征越好其裂缝延伸拓展范围越广.弹性模量与脆性指数越大,更利于裂缝延伸,裂缝主要向高深区域及强脆性指数区域延伸,泊松比与裂缝广度呈负相关关系.最大水平地应力和最小水平地应力间接影响裂缝拓展延伸,水平应力差越小,裂缝空间展布越大.针对人工缝网的模拟有利于优化玛湖1井区水平井压裂参数及开发参数.     

川西侏罗系致密砂岩气藏稳产关键技术与展望

川西侏罗系致密砂岩气藏类型复杂，河道砂叠置复杂，砂体展布不稳定，储量品质低，气水关系复杂。单井自然产能低、稳产能力差、可采储量低，气藏动用程度低、采收率低。为实现气藏持续上产、稳产，以地震老资料重处理与解释为基础，建立了完整的地球物理及测井精细评价技术体系，实现了河道砂岩精细刻画、储层精准预测及含水饱和度的定量评价。以“少井高产”为目标，依托地质工程一体化对难动用储量优选地质及工程双甜点，形成了平面上“一”字形、“Y”形、“X”形、“V”形等多形式组合，纵向上多层位、多井型井组优化的“一场多井、一井多层”混合井网+大规模多段多簇体积压裂储层改造工艺技术体系，施工排量从5$\sim$8 m$^3$/min提高到16$\sim$18 m$^3$/min，加砂强度由0.4$\sim$0.7 t/m提高到4.0$\sim$4.5 t/m，裂缝数量由20$\sim$30簇提高至50$\sim$80簇，单井产能从5.07$\times$10$^4$m$^3$/d提高到15.64$\times$10$^4$m$^3$/d。以地震—地质—建模—数模—工程—经济一体化为手段，摸清剩余气成因及规模，提出加密调整、转层、侧钻、重复改造及工艺维护等措施，提高气藏采收率，实现川西侏罗系致密砂岩气藏20$\times$10$^8$m$^3$以上持续稳产18 a。这些技术的推广应用，“十四五”期间西南油气分公司致密天然气年产量有望保持30$\times$10$^8$m$^3$以上并持续稳产。     

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。     

吉木萨尔致密储层压裂多缝干扰产能分析

针对吉木萨尔区块致密油薄互层储层的细分切割多簇压裂改造工艺措施,使用斯伦贝谢地质工程一体化软件Mangrove进行了缝间干扰压裂模拟,探究了在两种不同工况条件下簇间距、单段射孔簇数及加砂强度对裂缝发育形态、储层改造效率、裂缝规模和施工压力的影响,并对各种施工方式的经济性进行了对比评价。研究发现,簇间距是影响缝间干扰的主要因素,单段射孔簇数的影响较弱。缝间干扰越严重,裂缝形态越复杂,施工压力越高,储层整体改造效果越好,但也有出现裂缝无法起裂的情况,具体施工设计要依据现场实际情况调整。     

超低渗油藏超前注水区油井压裂时机探讨

针对部分超低渗油藏超前注水后,油井压裂缝高度控制难度大的问题,通过声发射测试及有限元模拟方法分别对超前注水前、后的地应力特征进行了研究,认为超前注水后,储、隔层应力差更低,不利于控制压裂缝高.在对该类岩石物理性质研究的基础上,通过物理模拟实验方法对该类油藏油井压裂时机进行了研究,认为油井在未注水前压裂,有利于控制缝高,压裂试油结束后注水,待地层压力达到超前注水设计压力水平后投产,可提高开发效果.     

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。