体积压裂

体积压裂（精选八篇）

体积压裂 篇1

一是压裂形成裂缝单一, 油层改造不充分。水平井所处开发区块多属低孔、低渗透储层, 油层环境较差, 以AN油田为例, 平均单层砂岩厚度仅为0.8m, 有效厚度0.3m, 平均孔隙度17%, 渗透率13.3×10-3μm2, 含油饱和度51%。该区钻遇率较低, 平均单层砂岩钻遇率36.0%, 有效钻遇率仅为13.8%, 针对此类水平井, 投产前必须进行压裂改造。而常规压裂技术每个压裂段一般仅能形成一条主裂缝, 沟通储层的渗流面积较为有限, 这对低渗透储层尤其是特低渗透储层而言远远不够, 由于储层渗透性能较差, 常出现压裂后初期产能较好, 但产量下降较快的情况。

二是需要水泥固井。对低渗透—特低渗透储层而言, 在水泥固井过程中存在固井伤害, 油层污染严重。油井完钻后, 水泥固井周期一般在48小时以上, 油层长时间被水泥浆浸泡, 对储层伤害很大。此外, 由于重力等因素影响, 水平段固井质量难以保证, 压裂中常因固井水泥充填油套环形空间不均匀导致窜槽、套变等事故发生, 对后续分段压裂施工存在很大安全隐患。施工费用方面, 水泥固井后需实施射孔后才能压裂, 极大的增加了水平井的措施费用。

2 水平井体积压裂工艺技术探讨

为有效解决水平井压裂过程中面临的技术难题, 对低渗透-特低渗透储层进行有效改造, 提出了水平井簇式体积压裂技术。

水平井常规压裂中每个压裂段一般仅能形成一条主裂缝, 而簇式体积压裂可在一个压裂段内形成多处网状裂缝, 可有效增加泄流面积, 提高水平井改造强度和效果。

簇式体积压裂形成的是剪切缝, 它和常规裂缝的形成有所不同, 它是岩石在外力作用下破裂并产生滑动位移, 岩层表面形成不规则或凹凸不平的几何形状, 具有自我支撑特性的裂缝。剪切缝的形成过程为:剪切力引起了地层岩石错位, 裂缝壁面产生粗糙致使其相互支撑, 天然裂缝的进一步扩展诱导了剪切滑移张开连接较弱的断层和平面, 进而形成了网状裂缝。

在地层物性要求上, 簇式体积压裂有其一定特殊性。一是要求岩石具有较高的偏应力和强度, 是不易发生塑性形变的脆性岩石 (杨式模量高, 泊松比低) , 它是形成体积缝的物质基础。研究显示, 富含石英、碳酸盐的页岩易形成缝网结构。二是由于该缝网结构是由剪切缝形成, 因而在剪切缝的形成上存在一定要求, 即压力小于最小水平应力。三是天然裂缝及相互沟通情况对缝网的形成起关键作用, 在天然裂缝发育及沟通情况较好的情况下, 不仅易形成缝网结构且改造效果也较好。

在压裂工艺实施上, 水平井常规压裂采用的是单段射孔, 单段压裂模式, 避免缝间干扰。而体积压裂采用“分段多簇”射孔, 多段一起压裂模式, 利用3条以上相距较近裂缝同时延伸产生的缝间干扰, 促使裂缝转向, 产生复杂缝网。每个压裂段长100—150m, 每簇跨度为0.45—0.77m, 每簇之间间隔为20—30m。

在压裂方案设计上, 需注意双封单卡管柱上下封隔器间卡距。单向锚定时, 上封位移极小;下封随着卡距、压力增加位移呈增大趋势, 50m卡距, 70MPa位移近80mm。同时, 卡距越大、压力越高, 下封失效的几率越大。

在压裂措施成本上, 水平井簇式体积压裂与常规压裂差别很小。因为从所采取的措施工艺上看, 无论是射孔还是压裂, 与常规水平井措施所使用的仪器设备基本相同, 只是在压裂井的选择以及措施方案优化上有明显的不同。

在工艺推广应用上, 水平井簇式体积压裂技术已在国外大面积推广使用, 美国约有15%的天然气利用该项技术从页岩中采出。而我国长庆油田已进行了该项技术试验, 试验井取得了日产41.82吨原油的较好效果。大庆油田在水平井簇式体积压裂方面也做了很多工作。由于储层岩性以砂岩为主, 且高压下呈塑性变形, 在大庆油田区块上实现理论意义上的体积压裂是较为困难的, 但可以充分利用这种压裂改造手段, 进行“拟体积压裂”, 即在水平井段内, 通过优化段间距、分段多簇射孔, 通过多段一起压裂的模式, 利用缝间干扰的影响, 促使裂缝转向, 进而形成更多的裂缝。目前, 大庆油田已在特低渗透区块SP83井上采用了该项技术, 取得了压后初期产油15t/d, 稳油期产油8t/d以上的较好效果。

3 认识和建议

(1) 水平井裸眼完井分段压裂技术有效地解决了“水平井压裂固井质量差”这一技术性难题, 具有对储层伤害低, 节省投产成本, 可正常进行多段压裂, 适用范围广等特点, 在大庆油田有着较好的应用前景。

(2) 水平井簇式体积压裂技术具有压后产能高, 油层改造效果好等特点, 但由于其措施工艺对改造对象有限制 (一般针对页岩) , 在大庆油田的推广使用上仍处于起步阶段, 目前已发展出“拟体积压裂”技术, 并取得较好的试验效果。

(3) 水平井裸眼完井分段压裂技术和簇式体积压裂技术在工艺应用上要从实际情况出发, 实施前, 需对油藏状况、工艺实施等方面做进行系统性研究, 选择工艺可靠性高、改造针对性强、措施成本低的压裂技术是取得较好经济效益的关键。

摘要：大庆外围储层渗透率低 (4～5) ×10-3μm2、丰度低 (10～20) ×104km2、厚度薄 (单层厚度0.5m左右) 、直井开发效益低或无效益, 水平井是解决外围低渗透油田多井低产、实现高效开发的重要手段。随着近几年对水平井开发技术的攻关, 水平井开发技术得到了快速发展, 尤其是水平井压裂工艺技术, 由最初的全井笼统限流法压裂发展为段内限流多段压裂、双封单卡分段压裂、机械桥塞分段压裂、胶塞压裂、水力喷砂压裂等。这些工艺的发展完善虽然对提高水平井开发效果起到了明显的促进作用, 但也存在一定不足, 直接制约着水平井压后产能的提升。

关键词：水平井,体积压裂

参考文献

[1]王家宏.中国水平井应用实例分析[M].北京:石油工业出版社, 2004[1]王家宏.中国水平井应用实例分析[M].北京:石油工业出版社, 2004

体积压裂 篇2

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2011-11-21 22:36

长庆油田油藏评价体积压裂试验钻井工程取得圆满成功

2011.07.20 08:58:27中国石油报

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中国石油报７月２０日讯：7月18日，记者从陇东石油评价项目组获悉，今年长庆油田公司油藏评价的第二口大位移水平井——阳平2井顺利完井，完钻井深3769米，水平位移2009.65米，水平段长1555米，砂岩钻遇率92.6%，油层钻遇率达到87.5%，该井完井测井、下套管、固井作业均顺利完成。标志着超低渗透储层两口水平井体积压裂技术试验钻井工程取得圆满成功。今年，根据股份公司的决策部署，结合鄂尔多斯盆地的地质特点，长庆油田为探索超低渗透储层提高单井产量新途径，实现超低渗致密油藏资源的有效动用，确保5000万吨长期稳产，油藏评价处紧紧围绕“体积压裂”理念开展了“双水平井分簇多段同步水压裂”改造重大攻关试验，部署实施了两口大位移水平井和3口监测井。截至目前，5口井的钻井工程均已按照设计要求，高标准、圆满完成了施工任务。其中，两口水平井均由川庆钻探40565队承钻，长城录井和中油测井长庆事业部队伍分别承担录井和测井任务，长庆油田勘探开发研究院成立现场支撑组负责技术支撑。施工期间，陇东石油评价项目组加强项目精细管理，强化过程控制，重点工序监督覆盖全面到位，确保了施工安全和质量。

油藏评价处组织工程技术管理部、勘探开发研究院、油气工艺技术研究院、川庆钻探工程有

限公司长庆指挥部、川庆钻探工程技术研究院等相关单位专业技术人员对第一口井所应用的钻井新技术、新工艺和取得的新成果、新经验进行了总结和交流；阳平2井开钻前，还就阳平2井施工方案进行了讨论优化。阳平2井在充分吸取了第一口水平井钻井过程中所取得的一系列新技术、新工艺的基础上，进一步优化施工工艺，调整施工参数，校正靶点坐标，优化井眼轨迹，大大缩短了钻井周期，由第一口井的54天缩短为43天，提高了施工安全系数。同时，阳平2井再次刷新了第一口井创造的长庆油田多项油井水平井钻井新纪录。阳平1井、阳平2井的顺利完钻，为今后鄂尔多斯盆地中生界油井水平井钻井工艺、施工参数、地质导向等方面均积累了宝贵经验。

体积压裂在超低渗油藏的开发应用 篇3

体积压裂的定义是:通过水力压裂作业, 促进天然裂缝扩张增大及剪切滑移脆性岩石, 产生人工和天然裂缝彼此相交的复杂网络, 最终使得改造后的体积不断增加, 增加初期油田产量及最后的油田采收量。体积压裂的工作原理是:利用水力压裂的作用进行储层的技术改造, 在储层产生若干条主裂缝, 促使天然裂缝越扩越多, 脆性岩石不断出现剪切和移动, 使得天然裂缝同岩石层理相互交汇, 围绕着主裂缝产生更多的的次生裂缝, 同时不断地在次生裂缝周边不停地开叉产生二级次生裂缝, 层层推进, 最终形成人工裂缝和天然裂缝交相融合的繁杂裂缝网络。进而把能够开展渗流的有效储层进行粉碎, 整体改造长、宽、高所有维度, 有效增加渗流的涉及面和疏导流体的效果, 面积及导流能力;增加初期油田产量及最后的油田采收量。

2 关于体积压裂的技术特点

2.1 以体积压裂方式进行改造要具备的条件

一是储层具备成熟的天然裂缝;二是岩石含有高成分的硅质且脆性非常大, 岩石不断的在压裂过程中发生剪切和移动, 从而较顺利的产生繁杂交错的网状裂缝, 进而使得裂缝所占的体积和面积明显提升;三是缺乏一定的敏感度, 在大型弱水敏地层和滑溜水压裂比较适用, 对压裂液用液的规模效应是有效的方式, 而且滑溜水压裂的技术, 滑溜水具有足够的黏稠性, 能够渗入天然裂缝当中。致使天然裂缝不断的继续扩桩, 明显增加改造的体积和面积, 效用更强更广。

2.2 关于体积压裂的改造工艺

在我国, 体积压裂工艺被广泛的应用于滑溜水大型压裂技术当中。体积压裂技术最大的特性表现为“二大、二小”, “二大”, 就是指液量大、排量大。“二小”, 即一是通常所使用的70/100目与40/70目陶粒作为小粒径低密度支撑剂;二是砂比限制在10%以下的低砂比。

2.3 构建体积压裂液的完善系统

体积压裂液的适用范围主要是滑溜水, 滑渭水能够采取阴离子聚合物或者是浓度较低的线性胶状物;与此同时, 体积压裂液可以采取滑溜水加上交联胶相搭配的方法。除此之外, 进行体积压裂的工艺改造的过程中, 同时能够选择适合的方式对储层开展酸液处理的方式。滑溜水压裂液的构成成分包括:表面活性剂加上粘土稳定剂加上减阻剂再加上清水。

2.4 关于体积压裂的注入方法

主要注入方法有:光套管的注入方式、油套管的同注方式。

3 体积压裂方式在陇东油田超低渗油藏中的应用效果

我国的陇东油田鄂尔多斯盆地的地址类型为三叠系延长组长为7、长为6的油层组, 主要成分包括泥质粉砂岩、油页岩和砂岩夹层三层构成, 具备高含油度、天然裂缝生成、大厚度、拥有丰富资源的优势和特征。它的储层具备的代表特性是:

(1) 在受到破坏过车中会出现的缝网呈现出复杂的趋势;

(2) 细致稠密的储层、极低的渗透性:

(3) 微裂缝的生成;

(4) 丰度和厚度都较大的有机质:

(5) 易产生剪切裂缝的岩层易脆性;

(6) 吸附态和游离态2种赋存状态的油气, 改造体积更大, 经济产能也将更高。所以, 这样的致密储层应该通过体积压裂进行改造以提升产能。在储层中从人造主裂缝入手对天然微裂缝进行连通, 使天然裂缝不断扩大.产生交错繁杂的网状裂缝;以此来达到改造体积不断增加.裂缝渗流面积不断扩大, 导流能力不断提升, 储层产能不断增加的目的。

综上可以看出, 针对致密储层的改造使用体积压裂的方式是非常有效的。运用数据资料的分析可以看出, 体积压裂的改造是否成功和有效, 有很多中因素, 包括, 配比压裂液体、油层的不同厚度、天然裂缝的发育程度、何种支撑剂、施工的排放量等等在内。更好的压裂液体系与地层配伍性、更厚的油层厚度、更低的支撑剂密度, 更小的粒径, 更大的排量、天然裂缝发育越成熟, 体积压裂改造的致密储层所产生的网状裂缝就会呈现出更有利于生产的状态, 实现有效裂缝与储层的接触面积最大化.从而达到最大化的改造体积, 使单井产量明显提升。

4 总结与建议

(1) 对于超低渗油藏, 可选择水平井分簇射孔分级体积压裂工艺, 主要特征是:砂量大、液量大、排量大、砂比低、黏度低、粒径小。本文认为10m3/min以上的排量最为合适;在3%-5%之间的平均砂比;在压裂液的应用系统中选择交联胶与滑溜水交相搭配的方法, 支撑剂主要选择40或70目的陶粒。

(2) 进行体积压裂液的配比制作中必须保证液体进行完整的循环和充分的溶解, 从而确保所需要的液体质量。此外, 应该对多种液体的交互替代效用进行全面思考, 以确保压裂施工实践里不间断供应液体, 稳定排放量。

(3) 改进和完善压裂液系统。在适当的时候可以添加一定量的溶解胶体剂.以提升压裂液的破胶性能.降低剩余的渣滓对于储层的影响。

(4) 使用体积压裂方式对致密储层进行改造完毕, 本文认为针对放喷进行第一时间的管控, 同时使用效果较好的深水抽子第一时间进行捧液, 以促进返排的效果。

(5) 在进行体积压裂时必须投入很多的压裂液体, 可以回收并有效利用压裂返排液, 以达到压缩成本的目的。

(6) 国际及国内市场, 已经尝试开始选择双级喷射器进行“分簇多段”压裂, 同一管柱能够不间断的同时施工2簇4段, 大大提高了施工的生产效率。

(7) 具有相对强的体积压裂针对性, 广泛适用在泥质粉砂岩、砂岩夹层及页岩三层组合而成的致密油气储层的改造当中, 因此, 现场的施工技术标准是相对很高的。

参考文献

[1]陈作.岩业骑警体积压裂技术在我国的应用建议[J].天然气工业.2010.3. (10)

[2]吴奇.增产改造理念的重大改革—体积改造技术概论[J].天然气工业.2011.31 (4)

体积压裂技术在石油开发中的应用 篇4

1 体积压裂技术的工作原理分析

所谓体积压裂技术主要是指在水力压裂的过程中, 不断使天然裂缝扩张, 使脆性岩石产生剪切滑移现象, 从而形成天然裂缝, 天然裂缝与人工裂缝相交形成裂缝网络, 增加改造的体积, 提高了初始产量和最终收采率。体积压裂技术广泛应用于石油开采中, 且应用效果十分显著。现如今, 压裂技术的不断发展, 使得我国石油开采量在不断提升, 尤其是近十几年来, 我国油井实施压裂的井次已经高达十万次以上, 增油量也在明显提升。我国油田原来的工作重点是在一类储层和二类储层, 目前的储层已经转换为三类储层或是四类储层, 因此, 原有的压裂工艺已经不断满足当前的开采需求, 为更好的对原有开采技术进行改造, 提高油田的单井产量, 可以通过积极引入致密油体积压裂技术, 主要着眼于不同类型的特低渗透油田中泄流体积的角度, 从而研发出适用面更广的体积压裂技术。体积压裂技术主要有斜井多段压裂技术、多级水利射流孔压裂技术等。

2 体积压裂技术的改造条件分析

体积压裂技术在应用过程中需要特殊条件, 在不同的油田开发中需要进行适当改造。第一, 需要进行体积压裂的岩石区需要具备成熟的纯天然裂缝, 纯天然裂缝能够保证该技术在应用中的流畅。第二, 在采用体积压裂技术之前要检验储集岩, 确定岩层中含有二氧化硅, 这样才能有效保证岩石的脆性, 以便进行脆性断裂, 体积压裂技术在应用过程中将剪切破坏岩石, 从而形成众多裂纹和网状缝, 这样就提高了裂纹的规模。第三, 对于不适合储层压裂的情况, 可以考虑使用大型滑动水压裂技术协同作业, 例如, 天然裂缝对于弱水较为敏感, 这一条件使其更为适合发挥流体压裂液的效用, 更重要的是, 滑翔水的粘度相对较低, 可以进入天然裂缝, 裂缝能够扩大到其他区域, 增加了岩层的水容量。

3 压裂技术在石油开发中的应用成果

我国油田开发已经广泛应用体积压裂技术, 该技术在油田开发中取得了巨大成效。随着科技的不断进步, 体积压裂技术在促进石油增产方面发挥着重要作用, 尤其是在低渗透油田方面, 它是提高单井产油量的最佳手段和技术。最近十年以来, 我国采用压裂技术的油井大约在十万井次, 增加储油量6000万吨。2009年, 我国中石油压裂井次达到15685次, 增油量816.51万吨。我国每年大约60%的油井采用体积压裂技术, 该技术在应用中已经取得了巨大成就, 技术也在不断成熟, 不仅提高了单井油田的采油量, 并且该技术在研究中也不断取得新成果。近年来, 我国不断借鉴和吸收国外先进的压裂技术和油田开发理念, 勘探公司积极研发, 在体积增加直井分层压裂技术方面以及水平井分段压裂技术方面有了巨大突破。对于直井分层压裂技术来说, 如何选择及使用垂直纵向剖面是极为重要和关键的。而水平井分段压裂技术则在于提高油井的单个产量, 它能够有效提升储层渗透率石油的能力, 并且增加水库流域, 油田生产的核心内容就在于此。总体来说, 垂直井分层压裂技术主要可以分为三大类, 一类是连续油管射孔环喷砂砂压裂技术, 一类是分隔符滑套压裂技术, 还有一类是分层衬套的滑套完井技术。而水平井分段压裂技术主要可以分为五大类, 即:固定字符串滑套分段压裂技术、双重密封单一水平井分段压裂技术、水力喷砂分段压裂水平井技术、水平井裸眼封隔器分段转换技术、水平段复合材料桥塞压裂技术。无论是水平井分段压裂技术还是垂直井分层压裂技术, 其虽然有不同的技术特点, 在应用条件方面也大不相同, 但这都表明了我国油田压裂技术的进步, 同时也标志着石油存储技术的改革。该技术在实际应用过程中, 应该积极吸收和引进国外先进技术, 根据中国油田的实际情况, 因地制宜的进行改革和创新, 这将在一定程度上缓解我国的能源危机, 造福社会。

4 结语

体积压裂技术在油气田开发中居于重要地位, 发挥着重要作用。随着我国科学技术日新月异的进步, 该技术也将不断完善与发展, 达到更高水平。我国油田在应用该技术方面虽然取得了一定成效, 但仍有不足, 相关技术人员要大力推广和学习使用该技术, 不断引进先进人才, 敢于突破技术瓶颈, 逐步完善配套技术, 我们相信在不久的将来, 我国油田体积压裂技术将会更加成熟。

摘要：随着经济社会的不断发展与进步, 我国石油开采工程在经济工程中所占的比重越来越大, 与此同时, 石油开发技术也在不断进步, 体积压裂技术作为石油开采中的重要技术, 在油田低渗透油藏勘探中具有举足轻重的重要地位。本文主要分析了体积压裂技术在石油开发中的重要应用, 以期对石油开采工作有所帮助。

关键词：体积压裂,石油开发,应用

参考文献

[1]刘红磊, 熊炜, 高应运, 房启龙.“体积压裂技术”的作用机理和在油田开发上的成果[J].青海石油, 2012 (01) .

[2]王海庆, 王勤.体积压裂技术在超低渗油藏的开发应用以及未来前景展望[J].中国石油和化工标准与质, 20l2 (02) .

体积压裂技术在石油开发中的应用 篇5

1 特低渗透油田概述

渗透力差是特低渗透油田最基本的特征, 这也是特低渗透油田无法被有效开采的原因。特低渗透油田产能相对较低, 通过改造, 在不断的实践中提高油田的出产量, 保证其开发生产效率。岩性油藏是我国特低渗透油田的主要类型, 这也是由于我国低渗透油田的类型较为单一所致。这类油田孔喉相对细小且储层无形相对较差, 具有低孔隙度特性, 且具有较强的非均质性。另外由于成岩作用沉淀规律会影响油田储层结构, 致使油藏分布不均。另外该类地质常呈现出裂缝发育, 具有较大的切穿深度。油层具有较高的汗水饱和度, 敏感性高, 容易受到各方面因素影响。因此开采特地渗透油田时需要对结构低渗、低压等问题进行裂压改造, 以此提高石油开采效率。

2 开发特点

特低渗透率同启动压力在开发特地渗透油田时往往会成反比关系, 这是受到特地渗透油田特性的影响, 在实际的开发中渗透率越低, 则需要启动压力越大。但是渗透率同采收率成正比, 采收率会随着渗透率的降低而降低。不同于普通的油田, 特低渗透有点的地质情况较为特殊, 大部分特低渗透油田存在很多天然裂缝, 这些裂缝在开采时受到外界压力容易张开, 印象油层结构, 加大其均质性。因此该类油田的采油率相对较低, 另外地层裂缝影响油田的水动力连通性, 若开采采用单井卸油的方式, 那么能够操作的范围相对较小。

改造可开发特地渗透油田储层时, 其改造难度相对较大, 这是由于特低渗透油田地质结构中岩性会对储层造成影响, 其边底水驱动无法达到开采需求, 开发时需要依靠弹性能量, 因而降低了采收率。尤其投产后, 采用单井卸油的方式, 其产量相对较低, 且会快速递减。加之其地质条件相对较为复杂, 从而加大了纵向改造的难度。即便对特低渗透油田储层进行改造, 由于由于地质结构影响, 注水方向相同的油井之间会出现严重的水蹿现象, 因而水淹现象较为常见, 这也加大了改造难度, 影响特低渗透油田的开采。

3 体积压裂技术分析

3.1 技术概述

提及压裂技术主要用与扩张天然裂缝, 通过利用水力压裂, 导致地层脆性演示出现剪切滑移, 从而形成裂缝网络, 这是利用天然裂缝加上人工裂缝交错形成, 通过这种方式使得改造进一步增加, 提高采收率。

3.2 技术的应用分析

特低渗透油田是油田开发的重要课题, 而体积压裂技术在特低渗透油田的开发中发挥了重要作用。油田开发技术的发展促进了压力技术水平的提升, 随着技术的发展我国石油采收率有了显著提高。尤其近些年, 对油井实施压裂的井次多达十万次以上, 增油量提高额达到了前所未有的高度。

随着开发技术的发展, 在对特低渗透油田的开发中, 很多油田储层改造工作已经逐步的从对一类储层、二类储层的改造转为对三类储层以及四类储层的改造。特低渗透油田的开发本身就具有难度, 随着开发的深入, 难度也越来越大, 压裂技术在对特低渗透油田的储层改造中发挥了巨大的作用, 但是随着开发难度的增加爱, 原有的压裂工艺已经无法适应开采需要。为了提高出油率, 进一步发展特低渗透油田的开发, 提高储层改造技术水平, 保证单晶产量, 致密油体积压裂技术被应用到油田开发中, 通过该技术的引入, 对不同油田泄流体积角度进行了分类研究, 从而研制出具有高适应性的体积压裂技术。该技术在实际的应用中包含了斜井多段压裂以及多级水利射流孔压裂等技术。

3.3 实例应用

这里以某油田作为实例进行分析, 该油田属于特低渗透油田, 其地面条件相对较差。受到其地面条件的限制, 油田的开发受到一定影响。在开采过程中, 主要使用丛式井开采。开采中油井倾斜角若大于15°, 则井斜和井眼能够被充分利用, 通过优化射孔方式以及相关压裂参数, 提高压裂效果, 实现压力技术对油田的改造, 完成多封压裂。该方式对比他方式不但效果最佳, 且优势明显。首先其能够形成平行、独立的多条人工裂缝, 这能够提高原油在地下的泄流提及, 从而提高单井产量。另外在应用该方式时应当注意, 油井倾斜度数以及方位均占据优势地位, 因此无需对压串、分压等问题进行考虑。多裂缝的发生严重影响到油井开采量和安全性, 因此为了有效降低多裂缝发生的概率, 在排量使用方面需要使用排量较大的。如果单井射孔的厚度比较大, 夹层比较薄, 且单井本身质量比较好时, 施工管柱可以选择使用油套混注合层压裂的。如果单井的压裂分段有两个, 且间隔层的厚度大于10, 物性差异也不大, 为了保证压开的准确性, 保证压开质量, 可以采用双封施工的方式进行。如果压力层段之间的物性差异比较大, 为了保证施工的成功率, 有效降低施工风险, 对此可以采用投球分压的方式进行。在进行压裂时, 如果其压力比较大, 井身质量也比较差, 且上部套管出现了损坏, 对此可以采用卡封压裂的方式进行。

在利用体积压裂技术进行石油开采时, 处理根据实际情况, 选择适合的方式或对相关方式进行改善之外, 还应注意要对地层实施一定的保护, 因此在实施过程中, 可以积极采用一些具有低伤害性或是经过优化处理的压裂液和压裂预前置液, 以及具有高强度的支撑剂等, 从而对地层提供强有力的保护。如果使用的是风度破胶技术, 则应充分考虑压裂施工的具体地质条件或具体阶段, 以及液体在地层中所能经受的温度, 所能停留的时间, 逐渐增加破胶剂使用的数量, 从而有效促进压裂液实现破胶液化。除了采取以上保护措施对其进行保护之外, 还可以充分利用支撑裂缝处理措施对其进行处理, 该种方式可以在温度较低的环境中, 有效的破坏聚合物的主链以及交联冻胶结构, 快速的溶解聚合物的滤饼以及压裂液的残渣, 在实现破胶排液以及裂缝导液能力提高方面具有非常显著的效果。

4 结束语

综上, 通过分析提及压裂技术在特低渗透油田开发中的应用, 充分证明体积压裂技术的有效性。由于特低渗透油田自身的特性, 致使其储油层分布不均, 且地质条件较为复杂, 这就加大了开发难度。另外由于地质中存在大量的地质裂缝, 因而储层改造工作难度也相对较大。通过体积压裂技术能够有效改变特低渗透油田储层结构, 提高出油率。但是在实际的应用, 油田开发技术人员应当不断总结经验, 引进更为先进的技术, 并依照实际的开发特点以及要求, 对技术进行创新改造, 提高特低渗透油田开发效率, 为能源危机做出贡献。

参考文献

[1]姚中辉, 张俊华.体积压裂技术在石油开发中的应用[J].中国新技术新产品, 2013, 29 (2) :173-176.

体积压裂 篇6

目前对于体积压裂水平井产能模型及产能预测方面研究颇多,Larsen[11],Hegre[12],Raghavan[13],Chen[14],Ozkan[15],Brown[16],姚军[17],苏玉亮[18],王晓冬[19]等人基于Laplace空间源函数,结合势叠加原理推导了多条横向压裂水平井非稳态流动半解析解,在一定程度上明确了压裂单条或多条缝的非稳态流动特征,对压后产能评价提供了坚实的理论基础。然而,以体积压裂水平井为代表的复杂结构井生产动态特征复杂,且具有很大的不确定性,直接应用理想产能模型很难与实际生产数据拟合,其根本原因在于体积压裂水平井存在多个复杂流动阶段,且各阶段流动特征存在显著差异,通过笼统的产能模型无法判别哪个流动阶段与假设不符,从而不能有效预测油气井生产动态规律。因此在研究产能模型之前,刻画体积压裂水平井流动阶段、揭示各流动阶段压力传播特征、明确各流动阶段判别依据将对储层参数反演、裂缝动态识别、测试参数调整及生产动态解释具有重要意义。

据此,本研究针对致密油藏体积压裂水平井,划分主要流动阶段,并量化各阶段流动特征,最终给出生产动态判别依据。主要分为三个部分进行论述:① 考虑体积压裂水平井不同区域渗流特征,建立各个流动区域数学模型,应用Laplace变换及Stehfest数值反演给出水平井井底流压表达式; ② 应用实际生产数据对模型进行验证,基于“压力/压导曲线”特征划分流动阶段,量化研究各阶段压力传播特征,建立生产特征曲线; ③ 分析压裂参数( 裂缝间距、半长、导流能力) 及流体性质( 井储系数) 对压力传播的影响,给出不同情况下“压力/压导曲线”变化特征。本研究将为体积压裂水平井生产动态分析及流动特征识别奠定理论基础。

1 压裂水平井压力传播模型建立

1. 1 模型假设

考虑到致密储层水平井体积压裂存在裂缝网络改造区域( SRV区) ,在本模型中,将储层-裂缝-井筒耦合流动分为三个部分[15—19]: 储层-裂缝控制区域流动( A区) ; 裂缝控制区域-裂缝流动( B区) ; 人工裂缝-井筒流动( C区) ; 同时模型假设如下: ①油藏均质等厚,中心一口压裂水平井,油藏外边界封闭;②储层和流体微可压缩,且压缩系数为常数; ③人工裂缝有限导流能力,且裂缝高度等于油藏厚度; ④裂缝以水平井筒对称、等距分布; ⑤忽略水平井筒内压力损失; ⑥储层流体为单相,忽略重力。

体积压裂水平井流动模型如图1 所示,在储层-裂缝-井筒体系流动达到拟稳态之前,流体由储层( 区域A) 流入裂缝控制区域( 区域B) 、经由裂缝控制区域( 区域B) 向裂缝( 区域C) 流动、最后从裂缝( 区域C) 流向水平井井筒。本研究将该三种流动过程进行建模,再在裂缝面进行压力和流量耦合,从而建立压裂裂缝网络非稳态流动解析模型。

1. 2 无因次量定义

定义无因次压力pD、无因次时间tD、裂缝无因次导流能力Df D、无因次距离xD/ yD如下:

式中: k为油藏渗透率,m D; h为油藏厚度,m; pi为原始地层压力,MPa; μ 为地层流体黏度,m Pa !s; qw为井筒的产量,m3!d- 1; η 为储层导压系数,m2/ s; t为时间,d; kf为裂缝渗透率,m D; wf为裂缝宽度,m; xf为人工裂缝半长,m; xe为垂直于井筒方向边界距离,m; ye为裂缝间距的一半,m; x为垂直于井筒方向的距离,m; y为垂直于裂缝方向的距离,m; 下标n取1、2、3,分别表示区域A、区域B及区域C的流动。

考虑到储层与人工裂缝传导系数的差异,定义无因次裂缝传导系数 ηf D为:

式中: φ 为油藏孔隙度; ct为储层压缩系数,MPa- 1;φf为人工裂缝孔隙度; cft为裂缝压缩系数,MPa- 1。

1. 3 区域A流动模型

区域A流动表征外区储层向裂缝控制区域x方向的流动,假设外边界封闭,无因次控制方程可以表示为:

将式( 1) 转化到Laplace空间可以得到:

式( 2) 中,u表示Laplace空间中间变量,等效于无因次时间tD。

考虑初始条件及边界条件,区域A流动的Laplace空间数学模型可以表示为:

1. 4 区域B流动模型

区域B流动表征裂缝控制区域向人工裂缝y方向流动,假设在裂缝间距1 /2 处存在一个不渗透边界,无因次控制方程可以表示为:

将式( 4) 转化到Laplace空间可以得到:

考虑初始条件及边界条件,区域B流动的Laplace空间数学模型可以表示为:

1. 5 区域C流动模型

区域C流动表征人工裂缝向井筒x方向流动,在不考虑裂缝表皮和井筒储存效应的影响情况下,无因次控制方程可以表示为:

将式( 7) 转化到Laplace空间可以得到:

考虑初始条件及边界条件,区域C流动的Laplace空间数学模型可以表示为:

2 压裂水平井压力传播模型求解

2. 1 忽略井储系数及表皮因子的求解

首先有区域A的渗流方程和边界条件[式( 3) ],求解得到区域A压力表达式:

其次,将区域A的压力表达式带入到区域B的渗流方程及边界条件[式( 6) ],可得出区域B的压力表达式为:

式( 11) 中:

最后,将区域B的压力表达式带入到区域C的渗流方程及边界条件[式( 9) ],可得出区域C的压力表达式为:

由式( 12) 可以看出,当xD= 0 时,裂缝的压力即为水平井井底压力。因此Laplace空间中的无因次井底压力表达式为:

2. 2 考虑井储系数及表皮因子的求解

式( 13) 求解的压裂水平井井底压力并没有考虑井筒存储和污染的影响。在实际生产过程中,由于压裂液的对储层的污染,需要引入裂缝壁面的表皮因子[20]:

式( 14) 中: sc为表皮因子,无因次; rw为水平井筒半径,m。

同时,考虑井筒储集效应,定义无因次井筒存储系数CD为:

在考虑井筒存储和污染的影响后,结合式( 13) ,Laplace空间中的无因次井底压力可以表示为[21]:

在Laplace空间计算得到水平井井底压力之后,在利用Stehfest[22]数值反演方法,便可得到真实空间内,考虑井筒存储效应和表皮效应的压力PD。

2. 3 模型验证

应用鄂尔多斯盆地长6 致密油层七里村井区X井生产数据进行实例验证。其中: 原始储层压力Pi= 16. 82 MPa; 储层基质渗透率km= 0. 78 m D; 储层平均孔隙度 φ = 9. 81% ; 有效储层平均厚度h =9. 36 m; 水平井长度L = 2 000 m; 裂缝条数N = 10条,裂缝均匀分布,间隔约为200 m/条; 裂缝半长( 设计) xf= 150 m; 裂缝导流能力( 设计) Df= 1 000m D·m。该生产井配产约为10 m3/ d,产能及井底压力数据如图2 所示。该生产井至今( 2015 年10月) 已生产400 多天,前期经过约为25 d的压裂液返排,其后生产趋于稳定,压力缓慢下降。

基于本研究模型公式( 4) 对X生产井压力数据P及压力导数数据P*进行拟合,结果如图3 所示:压力曲线与压力导数曲线均能够较好的拟合,同时在模型中可以得到该生产井的井筒储集系数C约为1. 38 m3/ MPa,表皮系数S约为0. 86,储层存在一定程度污染。其他拟合参数如表1 所示。

3 压裂水平井压力传播特征分析

压力导数随时间的变化斜率对油井生产动态分析及压力传播预测具有重要意义[23—25],本研究将基于模型求解结果,对实际生产井不同时间段的压力传播特征进行研究。

3. 1 压力传播阶段划分

依据压力导数曲线斜率,本研究将水平井压裂裂缝压力传播过程分为7 各阶段,分别为: 井筒储集控制阶段、裂缝内部径向流阶段、裂缝与储层双线性流阶段、裂缝干扰前线性流动阶段、裂缝干扰过渡流阶段、裂缝内区线性流阶段以及裂缝外区拟径向流阶段。各阶段的压力导数曲线斜率及持续时间如图4 及表2 所示。

3. 1. 1 井筒储集控制阶段

在刚开井生产时,由于储层流体具有一定压缩性,井筒内流体依靠自生膨胀而产出,而储层内流体并未流入井筒,因此,该阶段的持续时间主要受井筒内流体的压缩性影响,间接反映井筒含气情况[23]。在压力/压导曲线上,表现为压力曲线与压力导数曲线重合,且斜率为1。一般而言,该阶段持续时间较短,对于本研究生产井而言,持续时间仅为0. 2 h左右。

3. 1. 2 裂缝内部径向流阶段

该阶段主要表现在生产早期,生产井产量主要由人工裂缝内的流体供给,由于井眼相对于裂缝壁面较小,因此裂缝内流体近似于径向流动[图5( a) ],压力导数曲线斜率为0。一般而言,该阶段的持续时间与裂缝壁面的形状及大小相关( 裂缝长度、高度等)[24],裂缝长高比越小,该阶段持续时间越长; 当裂缝内压力传播至储层顶部及底部,该径向流逐渐转变为线性流。该流动特征属于早期过渡流动特征,对于本研究生产井而言,持续时间约为2 h。

3. 1. 3 裂缝及储层双线性流阶段

随时间推移,人工裂缝内流体不足以供给井筒产出,裂缝周围储层内流体同时也向裂缝供给。该阶段裂缝内压力已传播至储层顶部及底部,由径向流转变为线性流; 同时由于裂缝半长远大于裂缝宽度,储层向裂缝的流动也为线性流,流线示意如[图5( b) ]所示。因此该阶段表现为裂缝及储层双线性流,压力导数曲线斜率为0. 25。该阶段持续时间与裂缝导流能力、储层渗透率等因素相关,一般持续时间较短,对于本研究生产井而言,持续时间为10 h左右。

3. 1. 4 裂缝干扰前线性流阶段

该阶段裂缝与井筒的流动耦合已趋于稳定,井筒内流体的产出主要由裂缝附近的储层提供; 同时在生产早期,裂缝间压力波并未发生干扰,因此表现为裂缝附近储层向裂缝的线性流动[图5( c) ],压力导数曲线斜率为0. 5。该阶段的持续时间主要与储层渗透率以及裂缝规模( 裂缝长度、裂缝间距) 相关; 如果裂缝间距较近,裂缝间将很快发生干扰,该阶段持续时间较短,且该线性流动特征将不明显; 如果裂缝间距较远,单条裂缝控制区的流动特征将由线性流动向拟径向流发生过渡,压力导数斜率也由0. 5 逐渐降低至0[24]。对于本研究生产井而言,储层向裂缝的线性流动特征较为明显( 图4) ,也并未出现拟径向流阶段,持续时间为200 h左右。

3. 1. 5 裂缝干扰过渡流阶段

当单条裂缝控制区域压力传播至裂缝间距1 /2处,裂缝间压力波将出现干扰,裂缝流型将发生转变,如[图5( d) ]所示。该阶段属于过渡流动阶段,压力导数曲线的斜率并未存在确定的理论值,Cheng[25]通过数值求解该阶段的压力导数曲线斜率约为0. 88,与本研究结果相似。当缝间发生干扰时,储层渗流阻力将增大,在压力导数曲线表现为上翘特征( 斜率增大) ; 在本研究模型假设裂缝间距1 /2处近似于封闭边界,也即垂直裂缝方向流动几乎为0,但平行裂缝方向的流动并不为0,因此压力导数曲线斜率也将小于完全封闭的情况( 完全封闭为1. 0) 。因此该阶段的压力导数曲线斜率介于0. 5 ~1. 0。该阶段的持续时间主要与储层渗透率以及裂缝规模( 裂缝长度、裂缝间距) 相关,对于本研究示范井而言,该阶段持续时间约为2 000 h左右。

3. 1. 6 裂缝内区线性流阶段

当油井生产至中期,裂缝间流动将达到稳定干扰,形成明显的“裂缝控制区域”( SRV区) 。在本模型求解中,将该区域作为整体研究,该阶段表现为裂缝控制区域外部储层向内部裂缝区域流动,井筒流体的产出主要由区域外部储层提供[如图5( e) 所示],在该阶段出现早期表现为线性流动,压力导数斜率约为0. 5。该阶段的持续时间主要与储层渗透率以及水平井长度相关,对于本研究生产井而言,该阶段持续时间为20 000 h左右。

3. 1. 7 裂缝外区拟径向流阶段

对于无限大储层而言,在油井生产后期,压力在储层传播范围较远,裂缝控制内域面积相对与压力波及范围可以近似为圆形( 实际为椭圆形) ,表现为裂缝控制区域外部的拟径向流动[图5( f) ],压力导数斜率约为0。事实上,由于相邻生产井的干扰或者储层边界的影响,对于实际油井而言,该阶段很难出现。

3. 2 压力分布特征模拟

为验证本研究对于生产井压力传播特征划分的准确性,进一步基于实际生产井参数( 表1) ,采用数值方法对各阶段生产井压力分布特征进行模拟,结果如图6 所示。

由于阶段Ⅰ井筒储集控制阶段与阶段Ⅱ裂缝内径向流动阶段为生产井早期特征,储层中流体尚未动用,在压力分布图中难以体现; 除该阶段外,其余生产阶段均可以在压力分布图中表征。模拟结果表明: 本研究示范井各流动阶段特征较为明显,对比图5 与图6 可知,在流动阶段划分方面,数值模拟与理论分析基本一致; 同时,模拟井各阶段出现的时间点也与理论模型计算结果基本相符,因此将体积压裂水平井划分为7 个流动阶段具有一定可靠性。

4 压裂水平井压力传播影响因素分析

进一步的,基于生产区块的基础数据( 图1) ,本研究将分析裂缝间距( 条数) 、裂缝半长、裂缝导流能力、井筒储集系数对压力/压导曲线及压力传播特征的影响。

4. 1 裂缝条数的影响

裂缝条数分别取N = 5 条、10 条、20 条及30 条情况下的压力/压导曲线如图7 所示。计算结果表明: 裂缝条数( 裂缝间距) 主要影响裂缝间干扰时间,依据压力导数曲线斜率( 0. 88) 判断,N = 5、10、20 及30 条情况下裂缝发生干扰的时间分别为1 000 h、2 00 h、60 h与20 h。当裂缝发生干扰后,不同裂缝条数情况下的压力导数曲线将重合; 同时依据压力曲线可以看出,裂缝条数越多,内区渗流阻力越低,压力曲线越靠下,生产压差越低,但在生产后期,压力曲线也将趋于重合。总体而言,裂缝条数对生产井压力/压导曲线的影响主要其现在前期( 1 000 h) ,当裂缝干扰稳定后,裂缝条数对压力传播影响较小。

4. 2 裂缝半长的影响

裂缝半长分别取xf= 50 m、100 m、150 m及200m情况下的压力/ 压导曲线如图8 所示。计算结果表明: 裂缝半长对生产井流动阶段的影响范围较大,从裂缝向井筒流动阶段( 阶段Ⅱ-0. 2 h) 至储层向裂缝控制区域流动阶段( 阶段Ⅵ-10 000 h) 均会产生影响; 对于裂缝半长较低的情况( 50 m) ,各个流动阶段的压力导数曲线斜率特征将变得不明显。同时依据压力曲线可以看出,裂缝半长越长,内区渗流阻力越低,压力曲线越靠下,生产压差越低,当生产时间达到10 000 h( 400 d) 以后,压力曲线区域重合。总体而言,裂缝半长对生产井压力/压导曲线的影响主要体现在生产前期与中期,影响时间较长。

4. 3 裂缝导流能力的影响

裂缝导流能力分别取Df= 500 m D · m、1 000m D·m、1 500 m D·m及2 000 m D·m情况下的压力/压导曲线如图9 所示。计算结果表明: 裂缝导流能力对生产井流动特征的影响主要表现在裂缝间发生干扰之前( 阶段Ⅴ-200 h) ,裂缝导流能力越大,裂缝附近储层-裂缝-井筒耦合流动所需要的时间越短,裂缝与储层的双线性流动出现越早; 当各裂缝压力出现干扰时,裂缝附近储层-裂缝-井筒耦合流动趋于稳定,裂缝导流能力将不产生影响。同时依据压力曲线可以看出,裂缝导流能力越大,压力曲线越靠下,生产压差越低,当生产时间达到200 h以后,压力曲线区域重合。总体而言,裂缝导流能力对生产井压力/压导曲线的影响主要体现在生产前期,且影响程度较低。

4. 4 井筒储集系数的影响

井筒储集系数分别取C = 0. 05 m3/ MPa、0. 1m3/ MPa、1 m3/ MPa及5 m3/ MPa情况下的压力/ 压导曲线如图10 所示。计算结果表明: 井筒储集系数主要影响曲线早期的续流段,井筒储集系数越大,井筒续流时间持续越长,而其他阶段出现的时间将依次延后。对于本研究示范井而言,在井筒储集系数C为0. 05 m3/ MPa与0. 1 m3/ MPa情况下,续流时间小于0. 01 h; 井储系数C为1 m3/ MPa与5 m3/ MPa时,续流时间分别为0. 2 h与1. 2 h。同时,井储系数的改变对曲线其他阶段的影响较小,当生产至100 h左右,生产井压力/ 压导曲线几乎重合,井储系数将不产生影响。总体而言,井储系数对生产井压力/压导曲线的影响体现在生产前期,且影响程度较低。

通过对比裂缝间距( 条数) 、裂缝半长、裂缝导流能力对压力/压导曲线及压力传播特征的影响,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( 阶段Ⅱ ~ Ⅳ) ,当生产时间大于200 h,裂缝导流能力将对不产生影响; 裂缝条数主要影响缝间干扰出现的时间( 阶段Ⅴ) ,当裂缝间发生稳定干扰( 约1 000 h) ,裂缝条数将不产生影响; 裂缝半长几乎影响整个生产前期与中期流动阶段( 阶段Ⅱ ~Ⅵ) ,影响时间可持续至10 000 h( 400 d) 。由此可见,对于致密储层而言,应该优先考虑优化裂缝半长。

5 结论

( 1) 考虑体积压裂水平井不同区域渗流特征,建立了各个流动区域数学模型,应用Laplace变换及Stehfest数值反演,给出了水平井井底流压随时间变化关系。结果表明: 本研究模型得出的“压力/压力导数曲线”能够与实际生产数据拟合,基于该压力动态曲线可以进一步分析示范井生产动态特征。

( 2) 基于“压力导数曲线斜率”特征,将体积压裂水平井压力传播划分为7 个阶段: ①井筒储集控制阶段( 斜率1) ; ②裂缝内径向流阶段( 斜率0) ; ③裂缝及储层双线性流阶段( 斜率0. 25) ; ④裂缝干扰前线性流阶段( 斜率0. 5) ; ⑤裂缝干扰过渡流阶段( 斜率0. 5 ~ 1) ; ⑥ 裂缝内区线性流阶段( 斜率0. 5) ; ⑦裂缝外区拟径向流阶段( 斜率0) 。

( 3) 针对示范井区地质特征,分析了人工压裂参数对各阶段压力传播特征的影响。结果表明: 裂缝导流能力对生产影响的持续时间约200 h; 裂缝条数对生产影响的持续时间约1 000 h; 裂缝半长对生产影响的持续时间约10 000 h。因此对于致密储层而言,建议首先优化裂缝半长、其次为裂缝条数,最后为导流能力。

摘要：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。

体积压裂 篇7

1 水平井缝网双重介质模型的建立

基于三维三相油藏数值模拟软件, 提出缝网双重介质模型, 该模型在双重介质模型的基础上运用局部网格加密技术对储层改造区域的主、次裂缝网络进行处理;并将压裂改造区外部视为单重介质, 精细化表征缝网、天然裂缝的沟通和裂缝的渗流特征, 更精确的描述体积压裂改造后的致密储层。缝网双重介质可以考虑区域水平最大主应力方向, 能够控制和模拟天然裂缝与人工裂缝交错的复杂程度, 描述天然裂缝开启与半开启状态, 充分考虑体积压裂改造后裂缝与基质的渗流特征。

缝网双重介质模型的特点: (1) 主裂缝与次裂缝形成的复杂缝网以正交交织的形式同时融合在基质块与裂缝块系统中; (2) 储层改造范围内部采用双重介质模拟人工裂缝与天然裂缝形成的复杂裂缝网络, 未改造区域采用等效介质模型模拟天然裂缝未开启或半开启时的渗流状态; (3) 改变未改造区域的块度系数, 等效降低天然裂缝的张开程度; (4) 缝网属性包括缝网形态, 主次裂缝渗透率、宽度、导流能力, 缝网带长, 缝网带宽。

长庆某致密油储层, 含油面积2.185 km2, 孔隙度为10%, 地层平均压力21 MPa, 原油密度0.835g/cm3, 原油体积系数1.21, 原油压缩系数0.001383 MPa-1, 岩石压缩系数0.000 715 MPa-1, 油藏中心一口水平井长1 200 m, 设计压裂12段, 每段设计压裂2簇, 形成复杂网络裂缝, 人工裂缝高度与油层厚度相同。压裂水平井的主要参数如表1所示。

按水平井井筒方向与最小主地应力方位的关系, 水平井压后水力裂缝形态一般有横向裂缝、纵向裂缝和复杂裂缝三种类型[9]。微裂缝发育储层进行水平井体积压裂时, 井筒平行最小主应力方向进而产生横向裂缝, 有利于沟通储层本身所含有的大量微裂缝进而产生裂缝网络[10]。水力压裂增产措施处理后的致密砂岩油藏, 可以用复杂的裂缝网络系统和基质系统两部分组合来表征。用σ因子 (形状因子) 作为连接因子, 模拟双孔/双渗模型中基质与裂缝系统间的渗流。在此, 将复杂裂缝网络理想化处理为主次裂缝相互垂直的裂缝网络, 建立缝网双重介质精细网格单井模型, 模拟一个有明确SRV体积的复杂网状裂缝系统。

利用缝网双重介质模型模拟该储层某口2013年投产的体积压裂水平井的产能, 与实际生产数据进行对比, 发现该模型比常规的将改造区域与非改造区域均视为双重介质的模型模拟的效果更好。因此, 认为利用缝网双重介质模型进行模拟是切实可行的。

2 水平井体积压裂产能影响因素分析

2.1 水平方向渗透率

模拟10年, 比较基质水平方向渗透率对水平井未压裂与水平井体积压裂开发效果的影响。结果表明, 体积压裂对水平方向渗透率较小 (小于0.3×10-3μm2) 的油藏, 改造效果明显, 增产油量变化幅度较大;对于水平方向渗透率大于0.8×10-3μm2的油藏, 水平井体积压裂的增产效果趋于平缓;基质渗透率越大, 体积压裂增产效果越明显。

在水平方向渗透率较小时, 流体沿水平方向渗流能力较弱, 实施体积压裂以后, 主裂缝与次生裂缝交织形成裂缝网络系统, 油气由基质储集体向裂缝渗流通道流动的距离缩短, 渗流阻力减小, 极大地提高储层整体渗透率, 因此增产效果比较明显。当水平方向渗透率达到一定值时, 这种增产效果便趋于稳定。

2.2 垂向渗透率

在基质水平方向渗透率为0.5×10-3μm2时, 评价基质垂向渗透率对体积压裂水平井产能的影响。结果表明, 基质垂向渗透率越大, 体积压裂增产油量越小, 即在垂向渗透率较小时实施体积压裂增产效果更显著。

在垂向渗透率较小时, 流体沿垂向渗流能力较弱, 在水平井未压裂时远离井筒区域的原油很难流向井筒, 所以开发效果不理想;实施体积压裂以后, 远离井筒区域的原油可以通过贯穿储层整个厚度的裂缝向井筒供液, 增产效果比较明显。垂向渗透率较大时, 流体沿垂向渗流能力较强, 即使不压裂也有一定的产量, 所以实施体积压裂后增产效果不如渗透率小时显著。

2.3 形状因子

定义油藏的形状因子为油藏的长宽比。在油藏面积一定的条件下, 形状因子越大, 体积压裂累产油量越小。这是因为形状因子越大, 即油藏长宽比越大时, 在水平井段长度固定的情况下, 过大的油藏长度导致泄油面积难以波及到油藏长度边界;而在面积一定的条件下, 长度大也意味着宽度小, 会很快波及到宽度边界。所以在本模型条件下, 形状因子取值较小时体积压裂开发效果比较好。

2.4 水平井位置

水平井位于中间部位时, 开发效果最好, 水平井位置越往上下偏, 开发效果越不理想。在本模型中, 油藏沿垂向全部压裂, 所以水平井位置只影响基质向裂缝以及裂缝向井筒的供液情况。水平井位于中部时, 两侧均能较好的供液, 所以产量较高;而在水平井偏向一侧时, 另一侧只有近井筒部位供液能力强, 离井筒越远, 供液能力越差, 未能充分动用储量, 所以开发效果并不理想。

2.5 原油黏度

在基质水平方向渗透率为0.5×10-3μm2时, 评价原油黏度对体积压裂水平井产能的影响。结果表明, 黏度越大, 体积压裂改造储层获得的累产油量越小。在黏度较小时, 黏度对累产油量的影响较大, 随着黏度的增大, 累产油量变化幅度减小, 且增产油量与黏度成线性关系。原油黏度越大, 流体流动阻力越大, 体积压裂相对未压裂情况的增产效果越小。在未压裂时, 由于渗透率小, 井筒周围泄油区域小, 流体流动能力弱, 导致黏度的影响并不明显。而在体积压裂后, 由于井筒周围泄油面积增大, 在改造区域内流体流动能力增强, 流体黏度的影响就凸显出来。

3 水平井体积压裂增产潜力评价

3.1 次生裂缝导流能力增产潜力评价

体积压裂是在分段压裂模型的基础上, 在主裂缝的侧向强制形成次生裂缝。模拟发现, 在主次裂缝导流能力均确定的情况下, 随着水平方向渗透率的增大, 体积压裂相对分段压裂的优势越来越小, 在水平方向渗透率取值0.65×10-3μm2时, 两种开发方式的效果几乎一致。也就是说, 水平方向渗透率大于该值时, 完全可以用分段压裂取代体积压裂, 即没有实施体积压裂的必要性。

定义水平井体积压裂增产倍数为水平井体积压裂后累产油量与水平井分段压裂累产油量的比值。

由表2数据可以直观的看到, 水平方向渗透率越大, 增产倍数越小。

对比分析渗透率对分段压裂及体积压裂效果的影响。结果表明, 存在一个渗透率值, 渗透率达到该值时, 体积压裂相对分段压裂的优势就不存在。

在带宽, 次生裂缝密度等参数确定的情况下, 体积压裂相对分段压裂的优势体现在次生裂缝导流能力上, 增大次生裂缝导流能力研究其对产能的影响。

从图10可以看到, 当体积压裂次生裂缝导流能力为10×10-3μm2, 水平方向渗透率值达到0.95×10-3μm2时, 体积压裂相对分段压裂的优势不存在, 该渗透率值较前种情况增加0.3×10-3μm2。比较表2, 表3的数据可以发现, 次生裂缝导流能力越强, 相同渗透率条件下的体积压裂增产倍数越大。

3.2 半带长增产潜力评价

在基质水平方向渗透率为0.05×10-3μm2和0.5×10-3μm2时, 对比不同半带长情况下体积压裂的增产效果。结果表明, 增大半带长, 不管基质渗透率大小如何, 体积压裂效果均很好。在半带长增加幅度相同的情况下, 基质渗透率越小, 其增产量越大。渗透率越小的地层, 实施体积压裂改造, 增产效果越明显。

4 结论

(1) 提出了双重介质模型, 该模型可表征致密储层未改造区域渗流能力低, 改造区域天然裂缝与水力裂缝相互沟通形成裂缝网络的特征。

(2) 体积压裂技术可较大程度的改善致密储层的供油能力, 对于水平方向渗透率较小的油藏, 水平方向渗透率对体积压裂增产效果的影响比较明显;基质垂向渗透率越大, 体积压裂增产油量相对越小, 即在垂向渗透率较小时实施体积压裂增产效果更显著。

(3) 通过对增产潜力的评价, 发现次生裂缝导流能力越强, 体积压裂在致密油藏中适用的渗透率范围越广, 体积压裂的增产潜力越强, 较长的缝网带长将获得更高的采收率。

参考文献

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体积压裂 篇8

1 我国页岩储层开发特点分析

页岩多属于暗色或黑色泥页岩或泥页岩类, 气体以吸附态和游离态两种形式存在。四川盆地作为我国最重要的页岩气开发区之一, 发育着下寒武统牛蹄塘组页岩、下志留统龙马溪组页岩、上二叠统龙潭组沼泽泥岩和上三叠统须家河组泥页岩四套富烃源岩[2—6]。以黔北地区上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组页岩为例, 该层系在中国页岩气勘探开发中处于重要的地位, 估计资源量达到2×1012~4×1012m3[2], 具有微裂缝发育[3], 低孔低渗[4,5], 黏土矿物含量低[6], 脆性矿物含量高[6], 厚度大[4], 成熟度高[3], 有机质类型好[3]的特点。

页岩储层物性特点, 导致其不进行压裂几乎无自然产能。随着体积压裂观念的提出, 以及大型水力压裂技术的日益成熟, 使页岩气工业化开采成为可能。水平井多段分簇体积压裂成为现阶段开发页岩气的最有效方法之一, 实现页岩气高效开发的关键在于储层中能否形成具有足够导流能力的复杂网络裂缝, 达到有效改造体积的目的, 其关键在于:

(1) 足够大的改造区域:要求改造体积足够大, 尽可能长的主裂缝长度, 一定的导流能力。

(2) 缝高的控制:页岩储层埋藏深, 导致注入压力高, 且在近井地带容易发生裂缝扭曲和变形的特点, 限制了人工裂缝的长度和加砂量, 使得裂缝在高度上拓展。

(3) 有效地改造体积:页岩气压裂中主要使用低黏度压裂液 (清水压裂) , 其携砂能力差, 导致支撑剂在裂缝中快速沉降, 铺置不均匀, 大大限制了裂缝的导流能力和有效缝长, 不能有效地改造体积, 即改造区域导流能力小, 对产能无贡献。

(4) 避免砂堵的危害:针对页岩储层压裂, 其致密的储层, 微裂缝发育, 低黏度压裂液体系等因素, 都会使施工过程中发生砂堵的危险。

2 体积改造压裂施工选择机理

2.1 诱导应力场分析

页岩气水平井分段多簇压裂施工中, 由于簇与簇之间, 以及人工裂缝与天然裂缝之间的影响, 使原始地应力发生变化, 极限情况下可以导致最大、最小主应力方向发生反转。最大最小主应力方向的变化, 使人工裂缝延伸方向存在更多的不确定性。采用如图1所示的坐标系统对诱导应力场的产生进行分析。

由以上即得到弱面 (裂缝) 存在导致的诱导应力场, 与原始地应力叠加即得到存在弱面时的地应力大小:

式 (1) ~式 (6) 中, p为裂缝面上的压力, MPa;H为裂缝高度, c=H/2, m;σy诱导、σz诱导、σx诱导为产生的诱导应力, MPa;θ1、θ2、θ为图示角度, (°) ;r1、r2、r为图示距离, m;τx诱导为y-z平面产生的诱导剪切应力, MPa;υ为泊松比;σH、σh为下阶段最大最小主应力, MPa;σ0H、σ0h为原始最大最小主应力, MPa;ΔσH、Δσh为变化的最大最小主应力, 即诱导应力, MPa。

进一步分析, 得到诱导应力与初始裂缝形态的关系[7]:

根据上述内容, 可以得到以下结论:诱导应力随着与初始裂缝的距离的增大而减小;初始裂缝缝高与缝宽影响诱导应力的大小;缝内较大的净压裂有助于裂缝转向。在此分析基础上, 对页岩气压裂技术选择和施工方面提供重要的理论依据:压裂施工过程中始终以改造体积大小为目标, 其关键在于尽可能使更多的裂缝发生转向, 即合理缝内净压力, 足够长的主裂缝, 以及缝高的有效控制。

2.2 裂缝断裂动力学分析

利用用断裂动力学的内容, 分析当人工裂缝与天然裂缝相遇时, 裂缝发生转向, 形成复杂缝网结构的机理。

如图2可示, 人工裂缝与天然裂缝相交, 根据断裂力学, 采用叠加原理[8]计算得到了A、B两点, 即天然裂缝两端动态应力强度因子:

人工裂缝转向的条件为A、B点处的强度因子达到KId, 即满足KId=KA, 式中KId为动态断裂韧性强度, MPa·m1/2;KA、KB分别为A、B点动态断裂韧性强度, MPa·m1/2;c1、c2分别为A、B点距水力裂缝的垂直距离, m;c为初始裂缝半缝长, m。

进一步分析, 确定天然裂缝张开缝内压力p (y) 与排量Qn的关系[9]:

式 (10) 中, μ为压裂液黏度, m Pa·s;ρ为压裂液密度, g/cm3;F (y) 、P (y) 为沿缝长分布的线性函数。

根据上述内容, 可以得出以下结论:裂缝转向与压裂液的密度、黏度、排量以及缝内压力有着密切的关系。压裂液黏度、密度、排量越大, 裂缝高度延伸越小, 缝内压力越大, 裂缝宽度越大, 越容易发生转向。该内容的研究, 对页岩气压裂技术选择和施工方面提供重要的理论依据:页岩气压裂施工中, 应考虑各方面因素, 优选压裂液体系, 施工排量, 支撑剂密度 (粒径) , 并要有效控制缝高。

3 页岩气体积压裂施工设计的一般性原则

通过对页岩气藏基本储层特性以及技术难点, 缝网结构形成机理的分析, 本文针对国内页岩气大型压裂技术, 对相关施工过程技术选择中提出以下一般性原则, 以解决上述问题, 达到裂缝转向, 实现改造体积的目的[10—13]。

(1) 采用酸化预处理技术[11]:酸化预处理技术, 能够解除近井地带储层伤害, 降低地层破裂压力, 避免发生裂缝扭曲和变形的现象, 并达到限制缝高, 形成长缝的目的, 对实现页岩气体积改造具有重要的意义。

(2) 混合清水压裂技术:由于页岩储层的特点, 以低黏度压裂液作为施工主体液体[12]。一方面, 低黏度的压裂液的选择达到增大排量的目的, 通过式 (7) 和式 (10) 可知, 排量的增大有助于裂缝发生转向。另一方面, 同样根据式 (10) , 低黏度降低了缝内压力, 使得裂缝拓展和转向受到限制;且低黏度压裂液携砂能力弱, 造成有效支撑缝长达不到要求。结合现场实际施工效果, 本文采用混合清水压裂技术, 即滑溜水压裂液与胶液混合使用。此方法的运用, 有效考虑上述两方面因素的矛盾, 并且增大加砂量, 在有效沟通天然裂缝的同时, 保证一定的导流能力。

(3) 全程段塞加砂压裂技术:采用加入粉砂 (陶) 段塞[11]进行滤失控制, 从理论出发, 结合实践需要, 整体上改变持续加砂的常规压裂方法, 对整个压裂过程实现段塞加砂过程, 实现对地层滤失的有效控制, 并达到体积改造的目的。全程段塞加砂压裂技术的主要目的有以下几点: (1) 控制缝高, 形成长缝, 更好地联通远处天然裂缝, 增大改造体积的目的; (2) 打磨射孔孔眼, 降低孔眼摩阻和裂缝弯曲摩阻, 避免孔眼处发生多裂缝和砂堵的危害; (3) 全程段塞加砂压裂, 在具有长裂缝的同时, 使人工裂缝波及范围内微裂缝得到有效地支撑, 实现有效 (具有一定导流能力) 地改造体积。

(4) 变粒径[13]支撑剂方法:根据页岩储层和压裂液的特点, 压裂施工初期采用低砂比的粉砂 (100目) , 一方面控制缝高, 避免砂堵;另一方面小粒径支撑剂对微裂缝起到一定的支撑作用, 充分实现有效的体积改造。在压裂施工后续, 采用40/70, 30/50粒径的支撑剂, 一方面使得主裂缝具有较大导流能力和支撑半径, 另一方面根据式 (10) 分析结果, 此做法也有利于裂缝转向。

(5) 较小的反排设计:页岩储层压裂改造, 不同于常规油气田改造, 不要求压裂液的反排率, 并在现场得到试验证明。原因有以下几点: (1) 所选压裂液对储层伤害小; (2) 粉砂以及一定量的压裂液对微裂缝起到一定的支撑作用。

4 实例验证

4.1 一般性原则下的泵序设计

参考国内某口页岩气压裂井钻完井及储层相关资料 (该井位于上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组下部页岩气层) , 结合本文前期工作, 合理优选相关参数, 其主要包括以下几点: (1) 水平段长度1 000 m, 套管完井; (2) 地层温度80℃;渗透率为0.001 m D;破裂梯度0.015 MPa/m; (3) 该井完成15段36簇的设计, 其中2簇的9段, 3簇的6段。

实际施工过程中, 各段净液量1 600~2 000 m3;平均砂比约为8%。本文以该井某2簇压裂段为例 (测深为3 041~3 105 m;射孔段为3 057~3 058.5m, 3 082~3 083.5 m;射孔段长度均为1.5 m) 。结合实际, 按照本文提出的适用于我国页岩储层压裂施工选择的一般性原则, 为该井段合理设计压裂泵序:全程段塞压裂技术;净液量1 800 m3;平均砂比为8%;排量12 m3/min;前置酸用量8 m3, 详见表1。

4.2 泵序验证

根据本文设计施工方案, 通过页岩气压裂设计专业软件Meyer中MShale模块, 对该设计进行验证。根据本文设计, 最终达到效果符合实际需要:改造体积达1.496 8×107m3;波及半缝长达368.39m;裂缝高度控制在86.843 m;模拟裂缝形态具体见图3所示。

并且其压力保持平稳, 缝内净压力较大, 其结果见图4所示。从结果可以看出其符合页岩气施工要求, 达到了控缝高, 长裂缝, 有效改造体积的目的。

5 结论

(1) 针对我国页岩储层特点, 通过国内页岩气井压裂施工相关文献资料的调研, 结合现场实践经验, 提出了我国页岩气压裂施工中需要解决的关键问题。

(2) 通过对裂缝诱导应力场以及裂缝断裂运动学原理, 即页岩储层大型水力压裂体积改造的机理进行分析, 得到了页岩气压裂技术选择和施工设计的重要依据。

(3) 根据本文所做工作, 提出了适合于我国页岩储层压裂施工的一般性原则, 包括预处理酸液;滑溜水与胶液的混合使用;变粒径的支撑剂;全程的段塞压裂技术;较小的反排。这些原则的提出将有效解决我国页岩气压裂开发过程中遇到的问题, 达到高效开发的目的。

(4) 通过实例, 将本文分析结果运用到压裂施工泵序设定过程, 利用页岩气压裂设计专业软件Meyer中MShale模块验证了设计的合理性, 说明了本文提出的适用于我国页岩储层大型水力压裂施工技术选择和施工设计的一般性原则是符合实际生产需要的。

摘要：大型水力压裂技术是页岩气开发的核心技术之一, 该技术使页岩储层形成复杂的网状裂缝, 达到改造体积的目的。从我国页岩储层特征出发, 在对国内页岩气压裂井施工技术等方面进行调研的基础上, 结合现场施工实践经验, 提出页岩气压裂施工中需要解决的关键难点。从断裂动力学角度对页岩气压裂缝网形成机理进行分析, 并在此基础上, 提出解决压裂施工过程中问题的方法, 即适合于我国页岩气压裂施工设计的一般性原则。根据国内某口页岩气压裂井相关资料, 结合研究内容, 设计合理施工泵序, 并利用专业页岩气压裂设计软件进行验证。

关键词：页岩,体积改造,优化设计,施工泵序

参考文献