体积压裂

摘要： C-1区块属于滩浅海低渗透油藏,前期采取的常规压裂改造手段,增产效果不明显。因此本文通过理论分析计算、裂缝扩展模拟,油藏数值模拟,从该区块地质条件对于体积压裂的适应性、形成复杂缝网的最低临界排量、最优改造规模、海上体积压裂的施工组织四个方面分明确了该区块实施体积压裂的可行性,研究结果表明:该区块储层整体脆性条件较好,主力层位发育有层理,水平地应力差异系数较低,具有进行体积压裂的地质条件;由于区块的水平主应力差较小,天然裂缝发育的储层大多可在较小的排量下实现体积压裂,A井体积压裂的最低临界排量等于6m^(3)/min;通过建立产能和体积压裂规模的关系,综合优选得到A井的体积压裂最优规模为550m^(3)压裂液+55m^(3)砂;为实现海上体积压裂的施工组织,建议采用可即配即用的海水基压裂液体系,采取压裂船作业方式。

摘要： 庆城油田页岩油储层低压、低脆性指数特征明显,是阻碍体积压裂后建立高效驱替渗流系统的重要因素,为此,研究了压裂、增能和渗吸(压增渗)一体化体积压裂技术。建立了页岩油储层类型精细划分方法;基于长期产液剖面测试所得矿场大数据,优化了不同储层类型改造策略;利用油藏数值模拟方法,优化了压增渗体积压裂技术关键参数。研究表明:Ⅰ+Ⅱ类储层改造段数占比83.6%,产出占比95.5%,为主要产能贡献段;Ⅲ类储层产出占比仅4.5%,对产能贡献有限,因此,应优先改造Ⅰ+Ⅱ类储层,选择性改造Ⅲ类储层;Ⅰ类和Ⅱ类储层进液强度最优区间分别为20~25 m^(3)/m和15~20 m^(3)/m,增能方式为同步增能。庆城油田200余口页岩油水平井应用了压增渗一体化体积压裂技术,单井初期产油量由9.6 t/d提高至18.0 t/d,单井1年累计产油量由2380 t提高至5256 t,单井估计最终可采量由1.8×10^(4) t提高至2.6×10^(4) t,取得了显著效果。该技术为其他同类非常规页岩油藏高效开发提供了技术借鉴。

摘要： 为确定大庆油田龙西地区TA区块致密油储层有效厚度经济界限,解决薄层压裂选层取舍难题,采用投入产出比法和产量经济界限法综合确定了龙西地区TA区块致密油直井三类储层有效厚度经济界限,即致密油Ⅰ类、Ⅱ-1类、Ⅱ-2类油层有效厚度经济界限均可达0.2 m。该方法为大庆外围油田致密油直井压裂选层提供了依据和技术借鉴。

摘要： 中原油田东濮凹陷致密油在沙河街组普遍发育,埋深3250m~4250m,岩性为泥页岩夹薄砂,纵向呈“千层饼”式组合沉积,小层厚度小,厚度<2m的层占比75%。根据致密油储层纵向沉积特征,以提高纵向动用率、平面裂缝复杂程度为目标,形成了纵向穿层、平面扩缝、组合支撑的复杂缝压裂优化设计技术,明确了工艺参数。秉承体积压裂技术理念,研究应用结果表明在直井上能够形成相对复杂的裂缝系统,压后最高日产油10.6m3,较常规压裂效果显著。

摘要： 页岩储层产量预测是页岩气开发的热点问题之一。基于页岩气渗流机理和裂缝表征建立的产能模型是预测产能的有效途径。系统总结了页岩气井产能理论模型,比较分析了各种产能模型的特点以及适用范围,进一步调研了立体开发的研究进展,并系统归纳了体积压裂水平井产能主要影响因素,最后提出了页岩气藏水平压裂井产能模型研究现状的认识和展望。通过上述调研结果得出以下认识:1)根据气体供给区域范围,页岩气产能模型大体分为SRV区域产能模型和USRV+SRV区域复合产能模型,考虑到产能模型中裂缝形态的差异性,SRV区域产能模型可划分为连续介质模型和离散缝网产能模型,连续介质模型依据储层介质传导能力的不同可进一步细分为双重介质模型、多重介质模型以及等效介质模型;2)页岩气立体开发的认识沿用直井多层合采理论研究成果,需要开展相关的物理模拟和理论研究,建立立体开发的产能评价模型,指导页岩储层多层高效立体开发;3)页岩气产能影响因素主要包括流动效应参数、储层参数和压裂参数。生产前期产量大小主要受控于裂缝参数,后期受控于基质物性参数和流动效应参数。调研结果对指导页岩气井产能预测以及生产动态分析具有理论参考意义。

摘要： A区页岩油目前依靠自然能量开发,定向井和水平井产量普遍偏低,体积压裂能提高油井产能,但费用高、邻井影响大,其中定向井已普遍大规模压裂1~2次,再次压裂有效改造难度很大,整体重复压裂效益低。该区由于原油物性蜡质成分高、入地液与地层水配伍性差等原因,导致井筒结蜡结垢现象严重,同时由于放压生产,原油黏度逐年增大,且早期大规模压裂所用胍胶压裂液残渣相对较高,各类原因导致约40%油井存在地层堵塞,自然产能不能充分发挥,通过优化低成本解堵体系和增能解堵技术,解除地层堵塞,补充地层能量,部分油井产能得到恢复,共实施41口,日增油20.0 t,累增油3030.0 t,单井费用仅为体积压裂费用的1.5%~3.3%,效果效益显著,可作为该区页岩油目前阶段效益增产的首要方向。

摘要： 子长油田坪庄区位于鄂尔多斯盆地东部,目前已完钻下组合探井5口,长9油层均有油气显示,但常规压裂试油效果差。通过区域地质研究、储层认识,分析认为该区长9属于典型的特低孔、特低渗储层,引用体积压裂储层改造技术,取得了良好的试油效果,为下一步勘探提供新的思路。

摘要： 综合地震及测井解释、岩石力学性质及地质力学分析、数值模拟、水力压裂等技术,提出非常规油气藏地质工程一体化模拟工作流原理,并以塔里木盆地塔中12油田为例,运用地质工程一体化的思想解决了压裂一体化耦合数值模拟过程中的具体问题。即:建立精细三维地质模型,基于体积压裂模拟结果进一步优化复杂缝网模型;采用新一代流固耦合数值模拟技术等,结合研究区地质认识和工程实践,实现了体积压裂、地质力学和油气藏动态全耦合数值模拟。研究结果表明:精细三维地质模型可辅助提升储层钻遇率和钻井效率;利用有限元方法建立的压裂模型,能够精确刻画体积压裂缝网空间展布规律和油藏开发特征。在此基础上,将复杂的体积压裂缝网模型与油藏数值模型耦合,可进一步开展有关非常规致密油藏提高采收率的后续研究工作。在塔里木油田首次尝试非常规致密油藏地质工程一体化模拟技术,对油田开发具有重要的指导作用和借鉴意义。

摘要： 火烧山油田H1油藏南部物性条件差,砂体呈透镜状分布,常规井网难以有效开采,针对这一特点,共在H1油藏南部布置6口水平井进行衰竭式开采。从筛管完井水平井分段压裂技术切入,论证了火烧山油田特低渗裂缝性砂岩油藏大规模体积压裂的适应性;并开展适合筛管完井水平井改造的多级暂堵重复压裂技术研究,通过多级暂堵的方式实现对水平段段间转向,激活原有天然裂缝,产生新的人工裂缝,从而形成复杂缝网,扩大泻油面积,提高水平井产量。重点研究H1油藏南部天然裂缝发育和地应力分布对体积压裂造缝机理的影响,以及相配套的分段分簇方案、压裂参数及暂堵工艺技术。最终通过微地震监测对压裂后的储层改造程度和总SRV进行评估。

摘要： 为合理制定长7页岩油藏水平井的生产制度,保障长7页岩油藏的单井产量,基于鄂尔多斯盆地长7页岩油藏开发的理论研究与生产资料,通过计算水平井体积压裂后人工裂缝缝内压力传播距离与时间的关系,以传播到边界的压力不随时间变化的原则确定合理闷井时间为40 d;高含水排液阶段结束的标志是采出水矿化度分析值与原始地层水相近或水平井压裂液置换率大于60%;通过定量分析水平井单段及百米水平段生产规律,建立动态关系式,确定各阶段合理的产液量。

摘要： 超低渗油藏由于储层致密以及启动压力梯度较大导致该类储层渗流阻力大、有效驱替系统建立困难,而天然裂缝发育导致注入水沿着裂缝方向突进,部分采油井快速见水,其他方向采油井难见效.针对这些问题,提出了对注水井实施体积压裂,减小注采井间渗流阻力,改善水驱开发效果的对策.并在鄂尔多斯盆地姬塬地区典型的超低渗透油藏C335区选取井组开展试验.试验前,对试验区地质特征和开发特征进行了分析;试验后评价体积压裂的效果,见效井平均单井日增油0.82吨,试验区采油速度从0.63％提高到0.90％,含水从51.7％下降到48.5％.试验区水驱效果有所改善.

摘要： 华庆油田Y284区长6油藏受储层物性差、非均质性强、注入水沿裂缝窜流等因素影响,常规注水开发已难以建立有效驱替系统.本文以Y284区长6油藏为研究目标,在深入剖析注水井体积压裂机理的基础上,优选3个注水井组进行注水井体积压裂试验,利用微地震技术和示踪剂监测技术资料分析改善水驱的效果,矿场试验结果表明试验区注水井体积压裂后原优势渗流方向实现转向,试验区单井产量提高1.1t,采油速度提高0.13％.注水井体积压裂能够有效提高单砂体水驱动用程度,由产生的人工裂缝成为主渗流系统,原有天然裂缝为次要渗流系统,从而实现优势渗流转向,形成复杂的三维裂缝网络,扩大注水波及体积,证明该技术达到了提高油藏采收率的目的.注水井体积压裂技术为其他同类超低渗透油藏高含水井组的开发调整提供了指导和借鉴,具有重要推广意义.

摘要： 通过对新疆地区火山岩裂缝性油藏、砾岩致密油藏、吉木萨尔致密油藏三种不同类型的致密油油藏的储层的地质特征的分析和研究,结合大量的现场施工实践,总结了三种不同岩性油藏的体积压裂布缝模式以及水平井体积压裂设计模式.并且通过大量的理论研究和现场应用,提出了一种量化考虑形成复杂缝网的可能性和对复杂缝网的需求性的水平井分段压裂布缝模式选择图版.该图版对提高新疆地区不同类型低渗透油藏水平井体积压裂技术具有很好的应用效果,对现场压裂施工具有一定的指导意义.

摘要： 在总结归纳玛湖地区地质特征基础之上,本文对体积压裂水平井开采特征和初期产能的主控因素进行分析,总体表现出两低(压裂液返排率低,含水率低)两高(初期产量高、初期递减率高)特点.压力系数、人工裂缝长度、缝间距、水平段长度等对初期产能有较大的正面影响,而大压裂规模并没有明显提高开发效果,反而延长了初期排液期.玛湖地区致密砾岩油藏的开采规律和主控因素分析对实现油藏大规模开发具有重要指导意义.

摘要： 针对长庆低压致密油水平井长期生产递减大,从体积压裂裂缝特征综合评价入手,瞄准优质储量最大化动用,建立水平段储层品质和完井品质分级评价标准,创新非均匀细分切割多簇裂缝设计和缝控体积压裂参数优化方法,集成极限分簇射孔、动态暂堵转向等技术提高多簇有效性,形成了长水平井细分切割缝控体积压裂技术模式,初期日产油17吨以上,第一年累产油4850t,递减率下降10％.该技术成功实践为其它致密油资源高效动用提供了借鉴.

摘要： 非常规储层能量补充难度大,超低的渗透率与体积压裂形成的复杂裂缝网络体系使得常规注水难度高,容易发生水窜,常规注水开发适应性差,能量补充成为非常规储层开采的关键.以吉木萨尔页岩油储层为例,建立了适用于压裂后具有复杂裂缝网络的双重介质数值模型,通过数值模拟研究体积压裂形成复杂裂缝网络后压裂液对能量的补充作用,着重分析了地层压力及含水饱和度的变化规律,探索了能量在地层缝网及基质中的传播规律.研究表明,大量高压压裂液注入地层后,地层的能量补充具有时间效应,主裂缝流体压力迅速上升,但是远端的微裂缝和基质压力上升缓慢;大量的压裂液进入基质后能够有效的提高基质中流体的压力系数;合理的压后闷井是提高压裂液对地层能量补充效果的重要手段,通过合适的闷井后,产水率显著下降,整体的原油产量得到有效提升.本研究为非常规储层补充能量提供了指导,有助于提高压裂液能量利用率及页岩油产能.

摘要： 准噶尔盆地“水平井+体积压裂”技术已经成为玛湖油田高效开发的利器,但是由于井况复杂无法完井电测、基于降本增效情况下,部分水平井没有完井电测资料.鉴于实际资料获取情况,选择未完井电测水平井的周围已经测井的水平井建立气测录井、随钻测井资料与储层密度、纵波时差的转换关系,利用多元回归方法对未完井电测水平井储层声波、密度进行预测,利用预测结果进行后续工作.该方法储层甜点评价效果显著,对地质情况类似区块有很大的指导意义.

摘要： 本文初步介绍了中国石化石油工程技术研究院近年来的研究成果，包括8种新的压裂酸化机理及设计方法、8种压裂液与酸液新体系、5种分段压裂工具及6项工艺配套等并指出未来的技术会向着超临界二氧化碳复合压裂技术、超深层压裂酸化技术、老油田稳产压裂技术、低渗致密油气藏提高采收率压裂技术、智能压裂酸化技术、新领域压裂酸化技术等方向发展。

摘要： 玛湖凹陷玛131井区百口泉组油藏原有的压裂设计方法大部分依赖于二维测井解释,且只能反映井眼周围较小范围内的储层物性,地应力及岩石力学特征.本研究创造性的将三维高精度地质力学建模与考虑地质力学的流固耦合数值模拟这两大关键技术有机的结合起来,依托测井、地震、岩心室内试验、动态监测、现场施工等多方面解释资料建立高精度地质及地应力三维模型,准确体现了储层岩性、物性、含油性、地应力及岩石力学等参数在三维空间的展布特点.在此基础上,充分考虑三维空间应力场对压裂过程的影响,通过水平并多级压裂地质力学流固耦合数值模拟方法,更加精细刻画受相邻压裂缝及相邻水平井干扰的人工裂缝的三维扩展过程,可以更合理的进行水平井分段分簇、压裂规模及施工参数、多井集中压裂施工顺序等优化设计.在玛131井区8口井的实践表明,单井压后产量较常规设计方法提升产油量10％以上,且优质油层的改造更为充分,现场施工成功率更高,此外与各单井独立压裂设计方案相比,基于多井集中压裂顺序优化的整体设计方案,压裂后生产效果更好.

摘要： 本文根据滇黔北昭通国家级页岩气示范区太阳背斜构造中浅层(垂深700m-1800m)页岩气井的储层地质特征,结合体积压裂的基本理念,提出适合于中浅层页岩气储层压裂改造降本增效的综合技术,包括射孔分流优化、实时泵注优化与调整、箱体优化以及支撑剂评价与优选等针对性技术.通过现场先导性试验及效果评价,得到以下认识:通过调整孔密与孔径以及射孔位置的射孔分流优化有利于箱体有效控制,使优质页岩储层进行重点分流和针对性改造;通过支撑剂暂堵以及停泵转向等低成本压裂转向手段有利于提高裂缝复杂程度,达到体积改造效果:石英砂能够满足较低闭合压力的中浅层页岩储层压裂改造需求,实现低成本体积压裂改造.通过现场实践,探索了太阳构造中浅层页岩储层以低成本高效开发为导向的针对性体积压裂改造技术,为该区域中浅层页岩气的大规模开发提供了技术储备,同时也能为其他区块浅层页岩气开发提供参考依据.

摘要： 本发明涉及油气田开采技术领域，是一种脉冲水平井体积压裂装置和水平井体积压裂方法，前者包括连续油管，在连续油管的水平段上依次连接有连接器、马达头总成、扶正器、能够生成高压流体的脉冲工具、喷射器、定位器和引鞋；后者包括步骤如下：（1）下钻并确定射孔位置。本发明结构合理而紧凑，使用方便，通过这样的设置，能够快速拆装，能够降低施工成本，通过脉冲工具能够生成脉冲流体，脉冲流体通过喷嘴能够在体积压裂过程中提高射孔效率，增强射孔孔眼内微裂缝的产生，也能实现射孔孔眼内增能，地层快速起裂，降低施工压力，解决地层破裂压力较高时传统体积压裂改造工艺对目的层段实施改造的方法比较局限的问题。

摘要： 本发明涉及的是一种致密油藏体积压裂水平井改造体积的快速计算方法，其包括：步骤一、收集生产数据和计算所需的基本参数，生产数据包括压力史和流量史；基本参数包括地层的原始压力、综合压缩系数、孔隙度、流体体积系数；步骤二、绘制规整化产量与物质平衡时间的关系曲线；步骤三、利用衰竭流阶段压力变化公式，计算改造体积。本发明利用线性流阶段生产数据进行直线回归，结合了线性流流动方程来确定渗透率。本发明直接利用已有的生产动态资料绘制关系曲线，结合衰竭流阶段压力变化公式确定改造体积，无需关井，无需进行曲线拟合，计算方法简单快捷。

摘要： 本发明涉及一种基于四类改造体积的体积压裂参数优化设计方法，他包括以下步骤：S1、建立带有天然裂缝储层地质网格属性模型；S2、修正应力场分布模型；S3、建立水力压裂模拟模型；S4、计算水力压裂裂缝四类不同的改造体积大小；S5、水力压裂裂缝导流能力应力敏感性研究；S6、孔隙压力场、地应力场、裂缝导流能力变化等多场耦合，预测产能；S7、优化体积压裂参数。本发明有益效果是：能够针对裂缝性油气藏储层，对比水力压裂过程中产生的水力压裂裂缝四类不同的改造体积，分析不同压裂施工参数下产生的裂缝在生产过程中孔隙压力场、地应力场、裂缝导流能力应力敏感性变化条件下，预测施工井段产能变化，从而指导体积压裂施工参数优选。

摘要： 本发明公开了一种低渗透油气藏直井体积压裂储层改造体积预测方法，依次包括以下步骤：（1）计算水力裂缝在三维空间中产生的诱导应力；（2）计算压裂液滤失后的地层孔隙压力；（3）计算压裂液滤失后的地层孔隙弹性应力；（4）将上述三种应力场与原地应力场叠加获得新的地应力场，计算叠加后储层空间中的三向有效主应力的大小与方向；（5）计算储层空间中天然裂缝张开破裂判定系数M、天然裂缝剪切破裂区域判定系数S，从而预测体积压裂储层改造体积。本发明用于预测直井体积压裂后的储层改造体积，更具有操作性和准确性，为低渗透油气藏直井体积压裂压后效果评估与产量预测提供了有利的理论依据，克服了现有技术的不足。

摘要： 本发明涉及油气田开采技术领域，是一种脉冲水平井体积压裂装置和水平井体积压裂方法，前者包括连续油管，在连续油管的水平段上依次连接有连接器、马达头总成、扶正器、能够生成高压流体的脉冲工具、喷射器、定位器和引鞋；后者包括步骤如下：（1）下钻并确定射孔位置。本发明结构合理而紧凑，使用方便，通过这样的设置，能够快速拆装，能够降低施工成本，通过脉冲工具能够生成脉冲流体，脉冲流体通过喷嘴能够在体积压裂过程中提高射孔效率，增强射孔孔眼内微裂缝的产生，也能实现射孔孔眼内增能，地层快速起裂，降低施工压力，解决地层破裂压力较高时传统体积压裂改造工艺对目的层段实施改造的方法比较局限的问题。

摘要： 本发明涉及的是一种致密油藏体积压裂水平井改造体积的快速计算方法，其包括：步骤一、收集生产数据和计算所需的基本参数，生产数据包括压力史和流量史；基本参数包括地层的原始压力、综合压缩系数、孔隙度、流体体积系数；步骤二、绘制规整化产量与物质平衡时间的关系曲线；步骤三、利用衰竭流阶段压力变化公式，计算改造体积。本发明利用线性流阶段生产数据进行直线回归，结合了线性流流动方程来确定渗透率。本发明直接利用已有的生产动态资料绘制关系曲线，结合衰竭流阶段压力变化公式确定改造体积，无需关井，无需进行曲线拟合，计算方法简单快捷。

摘要： 本发明涉及一种基于四类改造体积的体积压裂参数优化设计方法，他包括以下步骤：S1、建立带有天然裂缝储层地质网格属性模型；S2、修正应力场分布模型；S3、建立水力压裂模拟模型；S4、计算水力压裂裂缝四类不同的改造体积大小；S5、水力压裂裂缝导流能力应力敏感性研究；S6、孔隙压力场、地应力场、裂缝导流能力变化等多场耦合，预测产能；S7、优化体积压裂参数。本发明有益效果是：能够针对裂缝性油气藏储层，对比水力压裂过程中产生的水力压裂裂缝四类不同的改造体积，分析不同压裂施工参数下产生的裂缝在生产过程中孔隙压力场、地应力场、裂缝导流能力应力敏感性变化条件下，预测施工井段产能变化，从而指导体积压裂施工参数优选。

摘要： 本发明提供一种计算体积压裂改造体积的方法，该计算体积压裂改造体积的方法包括：步骤1，录取压裂的压力降数据；步骤2，对压力降数据进行试井处理，得出地层渗透率、表皮系数，计算出井储系数；步骤3，根据井储系数，反推出液体沟通总体积；步骤4，根据液体沟通总体积，计算出岩石区改造体积。该计算体积压裂改造体积的方法实现了定量计算体积压裂所改造的岩石区域体积。

摘要： 本发明公开了一种低渗透油气藏直井体积压裂储层改造体积预测方法，依次包括以下步骤：（1）计算水力裂缝在三维空间中产生的诱导应力；（2）计算压裂液滤失后的地层孔隙压力；（3）计算压裂液滤失后的地层孔隙弹性应力；（4）将上述三种应力场与原地应力场叠加获得新的地应力场，计算叠加后储层空间中的三向有效主应力的大小与方向；（5）计算储层空间中天然裂缝张开破裂判定系数M、天然裂缝剪切破裂区域判定系数S，从而预测体积压裂储层改造体积。本发明用于预测直井体积压裂后的储层改造体积，更具有操作性和准确性，为低渗透油气藏直井体积压裂压后效果评估与产量预测提供了有利的理论依据，克服了现有技术的不足。

摘要： 本申请公开了一种确定体积压裂对应的压裂液流量方法，属于油气开采领域。所述方法包括：基于所述不同的流量与井口压力的对应关系以及岩石闭合压力算法，确定目标油气储层中岩石的闭合压力；基于基准流量得到多个测试流量，分别以不同的测试流量向所述井中注入压裂液并检测井口压力，得到每个测试流量对应的井口压力；基于所述每个测试流量对应的井口压力与所述岩石的闭合压力，确定所述每个测试流量对应的静压力；基于所述目标油气储层的岩石的水平两向地应力差值与最大抗拉应力之和、以及所述每个测试流量对应的静压力，确定用于对目标油气储层进行体积压裂的目标流量。采用本申请能够得到准确的用于进行体积压裂的压裂液流量。