特低-超低渗透油藏分段压裂水平井开采参数优化研究及应用

通过建立水平井分段压裂物理模拟实验进行衰竭式开采、不同注采方式及不同驱替压差的实验研究.结果表明:相同时间内,压裂水平井半缝长为150 m时压力递减快、流速最大,随着裂缝长度增加,压力加快降低;增大压裂规模,水平井衰竭式开采速度加快.在相同驱替压差下,压裂水平井作为采油井时压力梯度高,在此基础上优化水平井开采参数,分析裂缝方位、裂缝形态、裂缝条数、裂缝间距、裂缝导流能力、水平段长度、射孔位置等对水平井开发效果的影响规律,水平段与裂缝近似垂直时开发效果最佳,最佳井网为七点法直井注水平井采井网,适当降低中间裂缝的长度和中间注水井的注水量可以起到稳油控水的作用,间断型纺锤形布缝时补充能量效果最好,优化后的参数与生产实际较好的吻合,优化结果可靠,对特低渗透储层分段压裂水平井开发具有重要的理论和矿场实际意义.     

低渗透油藏污染井压裂增产率预测模型及敏感性分析

针对低渗储层压裂改造后裂缝作用半径内等效启动压力梯度减小的问题,在低渗压裂污染井产能预测模型中引入含启动压力梯度的低速渗流方程,推导径向稳态渗流条件下污染井压裂后增产率预测模型,并对压裂污染井产能影响因素进行分析.结果表明:启动压力梯度的变化对低渗污染井改造后产能影响较大;不同启动压力梯度下,裂缝半长、宽度对增产率的贞献存在差异,且裂缝参数及表皮因子改善程度对增产率贡献均存在最优值.     

沁水盆地煤储层参数影响产气量数值模拟

为揭示沁水盆地煤层气储层参数差异性影响产气量规律,采用理论分析和数值模拟方法,研究沁水盆地煤储层参数的差异性,分析产气量对孔隙度、含气量、兰氏体积、渗透率、表皮系数的敏感度.研究结果表明:煤层气储层参数差异性较强,产气量与储层含气量、渗透率呈正相关性,而与储层孔隙度、兰氏体积、井筒表皮系数呈负相关性;产气量对含气量、兰氏体积、渗透率、表皮系数非常敏感;储层保护的关键是减小钻井、固井、完井、压裂工程对渗透率的伤害,降低表皮系数;煤层气开发技术应有针对性地增加渗透率、增加压降区域面积、减少储层伤害.     

渗透率各向异性疏松砂岩脱砂压裂产能流固耦合模拟

基于广义达西定律,建立渗透率各向异性疏松砂岩脱砂压裂人工裂缝-油藏系统流固耦合模型,对储层渗透率各向异性对储层流固耦合作用及压裂井生产动态的影响进行分析.结果表明:储层渗透率各向异性会显著影响储层有效应力及物性参数的变化及分布;近裂缝壁面处,人工裂缝及渗透率各向异性共同影响储层物性参数变化,远离裂缝处,渗透率各向异性对储层参数变化起主导作用;当储层渗透率主轴方位角由0°增大至90°时,压裂井日产油量先增加后减小,当方位角达到60°左右时日产油量最大;当渗透率主轴方位角为O°时,垂直缝长方向的油藏渗透率对压裂井产能影响较大.     

页岩气压裂水平井拟稳态阶段产能评价方法研究

根据页岩气藏的实际特点,以渗流理论为基础,考虑地层向裂缝的变质量流,通过叠加原理建立了多段压裂页岩气水平井拟稳态阶段产能方程,分析了裂缝条数、裂缝半长、页岩基质有效渗透率和裂缝导流能力等因素对页岩气井初始无阻流量的影响。研究结果表明,可以采用新的二项式方程评价页岩气井产能。裂缝参数是影响页岩气井初始无阻流量的主要因素,无阻流量随裂缝条数、裂缝半长和裂缝导流能力的增加而增加。该方法可以在早期通过多工作制度试气资料确定压裂水平井产能方程和初始无阻流量,并已成功应用于涪陵龙马溪组页岩气井的产能评价。     

裂缝参数对压裂水平井入流动态的影响

基于拟稳态等效井径模型、裂缝内变质量线性流模型、水平井筒变质量流模型和完井表皮系数模型,根据势叠加与连续性原理,建立压裂水平井裂缝变质量流与油藏渗流的耦合模型,分析裂缝半长、裂缝宽度、裂缝渗透率对水平井筒和裂缝的入流速度及压力降分布、压裂水平井产能的影响.结果表明:随裂缝半长、裂缝宽度、裂缝渗透率增大,水平井段入流速度、产量减小,压裂水平井和裂缝产量增大;裂缝宽度越宽、裂缝渗透率越大,裂缝入流速度越大,裂缝内压降损失越小;越靠近外侧的裂缝入流速度越快,裂缝内压力损失越大.     

致密气藏压裂水平井产能影响因素分析

针对致密气藏水平井开发产能主控因素难以明确的问题，基于致密储层渗流理论，建立了考虑应力敏感因素的压裂水平井渗流模型，根据渗流模型分析了裂缝条数、裂缝长度、裂缝导流能力以及应力敏感等因素对水平井产能的影响。结果表明，压裂水平井单井产能随着裂缝条数增多、裂缝半长增大及导流能力增强而增大，随着应力敏感的增强而减小。通过定量比对，明确了各因素与压裂水平井产量的相关性为：裂缝数量>裂缝半长>应力敏感>导流能力。该项研究对水平井产能评价以及致密气藏水平井开发井网正确部署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。     

沁水盆地南部煤层气井生产历史拟合与井网优化研究

以煤储层地质特征和煤层气井生产数据为依据,以沁水盆地南部3口典型压裂直井为例,利用COMET3数值模拟软件对3口煤层气井排采数据进行了反演,确定了煤层气储层的渗透率与含气量等重要的储层参数和工程参数,探讨了煤层气井产能影响因素的敏感性,提供了研究区单井低产能部位煤层气井网部署及优化方案。研究表明：绝对渗透率变化对煤层气单井产能的影响最为显著,相对渗透率曲线形态、含气饱和度与Langumir常数对单井产能的影响依次减弱;井网井距的合理布置可以有效形成区域压降、提高单井产能;研究区低产井周围宜采用煤储层裂隙发     

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。     

基于数字滤波的压裂停泵数据反演方法

水力压裂是目前开采致密油气的主要方式,压裂施工期间测量的地面压力及流量数据包含地层压力、渗透率和裂缝半长等重要信息,这些参数是判断压裂施工成功率及压后开采制度制定的重要依据.提出了基于数字滤波压裂停泵数据反演方法,首先采用井筒垂直管流方程将变密度和流量的地面压力折算到井底压力,其次采用FIR滤波处理停泵后压降数据,消除停泵水锤等噪声干扰,获得反映地层渗流的压降数据,最后采用垂直裂缝井试井分析方法解释滤波后的压降数据,获得地层渗透率、原始地层压力及裂缝半长等重要参数,实现了对裂缝及地层参数的实时分析及评价.通过与关井压力恢复分析结果比较,证明了所提方法的可靠性.     

切面积法在致密气藏多段压裂水平井中的应用

基于数值模拟软件,建立了致密气藏多段压裂水平井模型,将切面积法应用到多段压裂水平井泄流面积的研究,并对相关影响参数作了敏感性分析。结果表明:渗透率对泄流面积的影响最为敏感,其次影响较大的有生产压差、裂缝半长、裂缝条数,而裂缝传导率、油藏厚度、孔隙度以及岩石压缩系数等对泄流面积影响微弱。根据以上结论对东北某致密砂岩气藏区块压裂水平井参数作了优化设计,获得了较好的效果。     

人工裂缝宽度对页岩气渗流规律的影响

针对人工裂缝宽度是水力压裂后产生的评价气田开发效果的重要参数,为研究人工裂缝宽度对页岩气渗流规律的影响,建立了基质—裂缝系统双重介质气体渗流数学模型,采用有限元方法对页岩气在储层渗流过程中的压力进行求解,揭示在定产量条件下定性和定量的描述人工裂缝宽度对储层压力及井底压力的影响及其渗流规律,并优化人工裂缝宽度。结果表明:人工裂缝宽度对储层压力影响较小,增加人工裂缝宽度,基质和裂缝系统的压降未产生明显差异,但提高了压力波及范围。当人工裂缝宽度为7 mm时,页岩气的泄气面积最大,基质系统吸附气解吸量最大,压力波及范围最广且传播到井底的速度最快,气体渗流效果最佳;人工裂缝宽度增加对井底压力影响较小,但井底压力有小幅上升趋势且下降速度逐渐减慢。当人工裂缝宽度为7 mm时,井底压力最高,基质向裂缝方向压力波传播速度最快,基质系统吸附气解吸量最大,裂缝与基质沟通效果最优。综上,在裂缝宽度研究范围内,人工裂缝宽度为7 mm时为最优裂缝宽度。因此,压裂时应充分考虑人工裂缝宽度对页岩气渗流规律的影响,通过储层压力展布及井底压力变化有效指导压裂开采。     

应力敏感油藏压裂井产量动态规律研究

基于广义达西定律及流固耦合理论建立了渗透率各向异性疏松砂岩脱砂压裂人工裂缝-油藏系统流固耦合模型,模拟分析了压裂造缝及降压生产流固耦合作用对储层应力、孔渗特性及生产动态的影响．研究表明：脱砂压裂造缝对储层物性影响主要体现在近井眼10m以内,且造缝宽度越大影响越显著,远离井眼及人工裂缝后,储层物性变化明显放缓;开井初期,储层孔渗参数变化显著,随生产时间增加,储层孔渗参数趋于稳定,仅随空间位置而变化;在压裂造缝及降压生产流固耦合作用综合影响下,近裂缝储层弹性模量显著增加,储层孔渗参数显著降低,压裂井产量明显低于常规渗流模型预测结果．对应力敏感性较强储层进行生产动态分析时,必须充分考虑流固耦合作用影响．     

沁水盆地南部煤储层压裂缝几何特征预测

以煤储层压裂改造基本理论为基础,对石油系统相关压裂参数的计算模型进行修正,建立起适合本地区储层的水力压裂计算模型;通过分析沁水盆地南部煤层气井压裂工艺、压裂工艺参数及煤储层力学特征,建立了裂缝几何尺寸计算的数学模型,并编制了相关计算程序;应用建立的数学模型,代入沁水盆地樊庄、郑庄区块压裂井的压裂施工参数,进行了压裂缝几何尺寸计算,结合压裂施工工艺与气、水产能进行了施工适用性评价,优化了压裂工艺参数。     

复杂结构井开发低渗油藏的效果及关键问题研究

复杂结构井具有增大泄油面积、有效连通储层裂缝、提高储层导流能力的优势.通过对国内外低渗油藏开发现状的调研,对比分析了两种复杂结构井(压裂水平井和多分支水平井)开发低渗油藏的效果;研究了地应力与裂缝参数的关系.结果表明开发低渗油藏多分支水平井比压裂水平井有更多的优势,且两种复杂结构井在设计水平井眼走向时都要考虑与地应力的关系.     

沁水盆地南部煤层气产能特征及影响因素分析

采用地质分析、动态分析和数值模拟的方法,对沁水盆地南部(以下简称沁南)煤层气的排采特征、产气规律进行分析、总结,并对产能主控因素进行了全面的剖析,并提出了一些具体的上产措施建议。结果表明,沁南煤储层非均质性强,气水产量平面差异大,直井见气时间1-9个月,达产时间为6-18个月,面积降压区产气效果好,中、高产气井具有较长稳产期;含气量、渗透率、构造部位、压裂多裂缝、排采控制对煤层气产能影响大,应在开发有利部位实行非均匀布井,面积降压排采;压裂应根据天然裂缝发育情况选择压裂方式,天然裂缝发育区,应增大压裂规模以形成更大控制面积的裂缝缝网;天然裂缝不发育地区,应采取控制多裂缝的工艺,增加主裂缝长度、宽度为主。排采应连续,降液速度不超过5m/d,见气后应控制好放气速度。     

裂缝性油气藏压裂水平井试井分析

利用Green函数源函数法,通过镜像映射和叠加原理得到裂缝性油气藏水平井多段压裂改造后地层中任意一点的压力解。首先推导顶底封闭四周无限大、盒状及定压条件下单条裂缝生产时地层中任意一点在拉氏空间的压力计算公式,并假设水平井井筒无限导流,进一步建立水平井多段压裂改造后井底压力求解方法。基于Stehfest数值反演得到考虑井筒存储和表皮系数影响的水平井井底压力解。对不同边界条件下井底压力及压力导数的双对数曲线进行分析,并分析压裂裂缝参数对井底压力响应的影响。结果表明:压裂水平井存在压裂裂缝线性流、压裂裂缝径向流、地层线性流、系统径向流及边界影响五种流动阶段;同时由于油藏为双重介质油藏,所以还存在基质系统向裂缝系统的窜流;裂缝条数越多,生产相同的时间时井底无因次压降越小,但当压力波传到边界后裂缝条数不再对流动造成明显影响;裂缝半长会影响压裂裂缝径向流出现的时间及地层线性流之前的压降,且压裂裂缝越长,压裂裂缝径向流出现的时间越晚,生产相同的时间所需要的无因次压降越小;裂缝间距会影响裂缝径向流结束的时间,且缝距越小,裂缝径向流持续的时间越短。现场应用结果证明了模型的正确性。     

裂缝性油气藏压裂水平井试井分析

利用Green函数源函数法,通过镜像映射和叠加原理得到裂缝性油气藏水平井多段压裂改造后地层中任意一点的压力解。首先推导顶底封闭四周无限大、盒状及定压条件下单条裂缝生产时地层中任意一点在拉氏空间的压力计算公式,并假设水平井井筒无限导流,进一步建立水平井多段压裂改造后井底压力求解方法。基于Stehfest数值反演得到考虑井筒存储和表皮系数影响的水平井井底压力解。对不同边界条件下井底压力及压力导数的双对数曲线进行分析,并分析压裂裂缝参数对井底压力响应的影响。结果表明:压裂水平井存在压裂裂缝线性流、压裂裂缝径向流、地层线性流、系统径向流及边界影响五种流动阶段;同时由于油藏为双重介质油藏,所以还存在基质系统向裂缝系统的窜流;裂缝条数越多,生产相同的时间时井底无因次压降越小,但当压力波传到边界后裂缝条数不再对流动造成明显影响;裂缝半长会影响压裂裂缝径向流出现的时间及地层线性流之前的压降,且压裂裂缝越长,压裂裂缝径向流出现的时间越晚,生产相同的时间所需要的无因次压降越小;裂缝间距会影响裂缝径向流结束的时间,且缝距越小,裂缝径向流持续的时间越短。现场应用结果证明了模型的正确性。