致密油藏分段压裂水平井注二氧化碳蓄能吞吐方式

随着油田勘探开发程度不断加深,水平井初期产油量低且递减快、地层能量补充不足等问题严重的影响了油田的后续开发。本文通过油藏数值模拟技术,建立概念模型和实际模型,对致密油藏水平井注二氧化碳展开针对性研究,优化能量补充方式,选择合理的生产参数,明确致密油层水平井开发技术对策。结果表明,相同储层条件下,平注平采较直注平采的开发方式可以有效补充地层能量,而二氧化碳吞吐开发方式更合适在渗透率在0.2~0.3mD以下的储层。就研究区块而言,优选其开发方式适合于注二氧化碳吞吐,同时,相较于每吞吐轮次等量注入二氧化碳的方案,逐步提高每吞吐轮次的二氧化碳注入量的方案可以更为有效补充地层能量,使每个吞吐周期产出更多的油,随着吞吐周期的增加,开发效果愈加明显。     

致密油藏多级压裂水平井CO2吞吐潜力评价模型

CO2吞吐是一种改善复杂油藏开发效果的有效方法,针对致密油藏多级压裂水平井的应用还不多见,其影响因素还不明确,潜力评价方法也不成熟。本文针对加拿大B油田实际情况,从转吞吐时机、周期注入量、注入速度和焖井时间四个方面对CO2吞吐的影响因素进行了综合分析。在此基础上,利用响应面方法建立了CO2吞吐潜力评价模型,提出了CO2吞吐潜力预测的新方法。     

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。     

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     

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...     

致密油藏多级压裂水平井数值模拟及应用

随着越来越多致密油藏投入开发,致密油藏开发已经成为国内外的热点。建立了多级压裂水平井渗流数学模
型,编制了三维三相致密砂岩非线性渗流数值模拟模型。利用成熟商业软件对开发的新模型进行了验证。对实际生
产井进行了历史拟合,对裂缝导流能力、改造区域规模、改造区域渗透率、非线性系数、初始压力等参数进行了分析。
结果表明：开发的新模型能够对致密油藏多级压裂水平井进行有效地模拟,并反映致密油藏渗流的非线性特征。适当
增加裂缝导流能力、增大改造区域、改造区域渗透率能够减小近井周围流动阻力,增大产能,而非线性系数增加了流体
流动阻力,减小了产能。     

致密油藏水平井体积压裂裂缝扩展及产能模拟

阐述了地质因素和工程因素对体积压裂裂缝形态的影响;利用数值模拟方法,模拟了不同储层条件下水平井体积压裂裂缝扩展情况,分析了不同裂缝参数下水平井产能变化规律。结果表明:1对于高水平主应力差且天然裂缝欠发育储层,增加射孔簇数有利于提高裂缝复杂性;对于低水平主应力差且天然裂缝较发育储层,适当减少射孔簇数有利于增强体积压裂效果。2水平井体积压裂后产能比常规压裂有大幅增加,改造体积越大、导流能力越高,则产能越大;当地层渗透率从0.1×10-3μm2降低至0.001×10-3μm2时,次裂缝对产能的贡献程度从近1/6增加至近1/3。3当储层渗透率大于0.01×10-3μm2时,较大的簇间距(30 m)能减弱缝间压力干扰,保持较高产能;当储层渗透率小于0.01×10-3μm2时,压力传播速度慢,压力干扰相对较弱,较小的簇间距(15 m)有利于获得较高产能。     

页岩气藏分段压裂水平井产能分析

页岩气是主要以游离态和吸附态赋存于泥页岩系统中的非常规天然气资源,游离气和吸附气含量是影响页岩气藏水平井产能的关键因素。为了研究游离气和吸附气含量对水平井产能的影响,对含气量确定方法和影响因素进行了综述。在此基础上,利用Eclipse双孔介质和对数间距网格加密方法建立了页岩气藏水平井地质模型。设计5套不同游离气和吸附气含量方案进行模拟计算,将水平井日产气量、累积产气量、游离气和吸附气日产气量、游离气和吸附气采出程度、地层压力分布进行对比分析,明确了页岩气藏游离气和吸附气含量对水平井产能的影响。研究结果表明:随游离气含量增加和吸附气含量降低,水平井日产气量和累积产气量逐渐增加;水平井初期产气量主要由游离气贡献,吸附气主要在气井投产的中后期产出;游离气采出程度远高于吸附气的采出程度,高游离气含量是页岩气藏获得高产的重要前提。     

致密油藏CO_2驱综合效益评价

致密油藏储量大,开发成本高,实现经济开发至关重要。以C油田致密油藏典型区块为例,采用直井—水平井联合布井方式,通过数值模拟,讨论了5种不同渗透率级别、8种排距下CO2驱的开发效果,结合经济评价指标分析不同油价下CO2驱的经济效益。研究表明,当前油价下,渗透率在0.1×10-3~1×10-3μm2时,建议C油田致密油藏典型区块采用注CO2开发方式;缩小排距,采出程度提高,内部收益率降低,建议根据C油田开发方针和原则选择合适的排距;增加生产年限,累计采出程度提高,经济效益呈现降低趋势,建议C油田根据自身情况需要选择合理的生产年限。     

双重介质致密油藏压裂水平井产能预测模型及参数分析

随着越来越多的致密油藏投入开发,压裂水平井产能的预测也越来越受到重视,但是由于致密油藏存在启动压力梯度和应力敏感效应,一些产能预测公式存在一定的局限性。为此,在研究致密油藏流体流动特征的基础上,考虑了原油在基质内的椭圆流动以及裂缝内的近径向流动,将两个流动区域进行耦合建立了两区渗流模型;同时考虑启动压力梯度、应力敏感效应及缝间干扰问题,推导了致密油藏压裂水平井产能预测公式,并对敏感参数和裂缝参数进行了分析,结果表明:水平井产量与启动压力梯度、应力敏感系数负相关,与裂缝条数、裂缝半长、裂缝导流能力及裂缝间距正相关。该模型全面地考虑了致密油藏特征对产能的影响,对致密油藏开发的压裂施工设计有一定的指导意义。     

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。     

致密油藏CO2前置压裂流体相互作用机理

目前,致密油藏的高效开采仍是世界研究的重点及难点,其中CO2压裂技术受到广泛重视.为了进一步明确CO2前置压裂流体之间的相互作用机理,利用室内实验对地层条件下CO2注入后原油高压物性(密度、黏度、压缩系数等)的改变情况进行研究,明确CO2与原油的相互作用关系,其次通过数值模拟手段对压裂不同阶段中CO2存在方式、原油黏度...     

页岩气藏分段压裂水平井不稳定渗流模型

针对页岩气藏中吸附气和游离气共存的储集方式,基于双重介质模型建立考虑吸附解吸过程的页岩气藏不稳定渗流数学模型,并定义新的参数来表征基质中吸附解吸气量与游离气弹性释放量的比值,利用Laplace变换计算页岩气藏点源解,通过叠加原理得到定产量生产时水平井分段压裂改造后井底压力解,对考虑井筒和表皮系数的影响以及定井底流压生产时水平井动态产能进行分析。结果表明:在开采过程中页岩吸附解吸气量所占比例较大,且考虑吸附解吸后,定产量生产所需压差小,压力波传播到边界时间晚,压力导数曲线凹槽更加明显,同时定井底流压生产时压裂水平井产量更大,稳产时间更长;Langmuir吸附体积越大,压力波传播越慢,所需压差越小,压力导数曲线凹槽越深,同时页岩气藏稳产时间越长,产量越大,但产量的增幅越小。     

致密油压裂水平井全周期产能预测模型

致密油储层基质孔隙喉道细小,以纳米—微米级孔喉为主,具有储层物性差、非均质性强等特点,导致其渗流机理复杂、开发上提高单井产量难、经济有效开发难。国内外普遍采用水平井体积压裂模式,结合衰竭式开发方式,来实现致密油的有效开发。为了达到产能预测的准确性,针对致密油压裂水平井的3个生产阶段的特性,根据各阶段渗流区内的不同流动介质,基于不同的渗流机理,考虑启动压力梯度、应力敏感效应等因素的影响,分别建立相应的产能方程,最终形成了致密油压裂水平井多区域、多阶段的全周期产能预测模型。通过实例验证,模型的计算值与实际值的吻合度较高,表明本模型可应用于实际油藏中,准确地预测致密油压裂水平井产能,并进行参数敏感性分析,对油藏工程的论证起到一定的指导作用。     

致密油水平井分段多簇优化设计方法

为提高致密油水平井段分段多簇设计的针对性,建立一种新的水平井分段多簇优化设计方法。采用岩心试验和垂向非均质平面均质(VTI)应力模型评价水平井水平段的应力与脆性指数剖面,并结合测井解释的储层品质参数及水力裂缝优化结果,采用模糊模式识别模型优选水平井段的射孔簇位置。试验结果表明:可采用岩石力学参数方法建立连续的脆性指数剖面,可根据水平井导眼井校正后的模型参数计算水平段的VTI应力剖面;模糊模式识别模型优选的射孔簇储层品质与脆性较好,宜作为裂缝布置的的位置;现场试验效果较好。     

致密油层体积压裂水平井压力传播特征研究

考虑体积压裂水平井不同区域渗流特征(裂缝控制外区-裂缝控制内区-压裂水平井),建立了储层-裂缝-井筒耦合流动模型,应用Laplace变换及Stehfest数值反演,给出并分析了压力动态特征曲线。结果表明:基于压力导数曲线斜率,可以将体积压裂水平井压力传播过程划分为7个阶段:(1井筒储集控制阶段;2裂缝内径向流阶段;3裂缝及储层双线性流阶段;4裂缝干扰前线性流阶段;5裂缝干扰过渡流阶段;6裂缝内区线性流阶段;7裂缝外区拟径向流阶段)。同时,结合目标区块地质特征,分析了压裂参数对各阶段压力传播特征影响。结果表明:裂缝导流能力主要影响缝间干扰前早期流动特征,持续时间约200 h;裂缝条数主要影响缝间干扰出现的时间,持续时间约1 000 h;裂缝半长几乎影响整个生产前期与中期流动阶段,影响时间可持续至10 000 h。因此对于目标区块致密储层而言,建议首先优化裂缝半长,其次为裂缝条数,最后为导流能力。研究将对压力传播阶段识别、生产动态解释及裂缝参数优化提供理论基础。     

超临界CO_2在致密油藏中的扩散前缘预测

国内外大部分学者认为超临界CO_2在致密油藏中的扩散是吞吐提高采收率的关键因素之一。通过设计基质-裂缝模型结合压降法搭建了测定超临界CO_2在饱和油岩芯中扩散系数的实验装置,系统研究了压力、储层物性等油藏条件对超临界CO_2扩散系数及浓度分布的影响规律,建立了超临界CO_2浓度场及扩散前缘的预测方法。实验结果表明,超临界CO_2在致密岩芯(0.06 mD)中的扩散系数为10~(-12) m~2/s数量级,扩散系数随着初始注气压力的升高而增大,最终趋于平缓,但在临界压力点附近出现最大扩散系数;扩散系数随基质渗透率和孔隙度增大而增大,随岩芯迂曲度的增大而快速递减。经过900 d扩散,扩散前缘仅前进了0.095 m,因此,在致密油藏CO_2吞吐现场作业周期内忽略扩散作用是合理的。在扩散后期,CO_2浓度梯度越来越小,扩散速度逐渐降低。     

塔中超深致密砂岩油藏水平井分段压裂技术

水平井分段压裂技术目前已在国内大庆、辽河、华北、西南等油气田进行了广泛的应用,但主要用于垂深小于
4 000 m 的储层。顺9 井区为埋藏深、物性差的砂岩储层,常规直井压裂增产幅度有限,无法获得持续的工业油流,需
通过水平井的分段改造增加泄油面积,提高单井产能。而顺9 井区埋藏深、闭合压力与破裂压力高等特点给水平井的
分段改造工具、液体体系和工艺技术方法的优选带来一系列的难度,在分析国外深层水平井分段压裂工艺技术的基础
上,结合顺9 井区的储层特点和国内水平井分段改造技术能力,从水平井分段改造工艺与工具、液体体系及裂缝参数
等方面进行优化研究,初步形成了适合顺9 井区的水平井分段压裂工艺技术。