体积压裂技术（精选7篇）
体积压裂技术 篇1
石油勘探开发理论、技术的不断深入, 对我国石油开发领域的扩展起到了积极的推动作用。就目前情况来看, 特低渗透油田分布在我国很多石油开采区域内, 而科学技术的不断进步, 使得特低渗透油田的开采成为石油开采中的重点项目之一。根据相关数据显示, 我国超低、特低渗透油田储量占到整个探明未公用储量的80%以上, 而特低渗透储量则占了将近50%的比例。本文主要就体积压裂技术在特低渗透油田中的应用进行有效分析。
1 我国特低渗透油田基本特点分析
特低渗透油田的最主要的基本特点表现在其渗透能力非常差, 产能非常低, 只能对其进行尝试和改造, 才能保证对其进行一定的生产和开发。我国特低渗透油田油储类型非常单一, 大部分是岩性油藏。储层物性比较差, 孔喉细小, 孔隙度非常低, 其非均质性比较强, 受到成岩作用记忆沉积规律等严重影响, 分布极为不均。大部分呈裂缝发育, 且切穿深度比较大。主油层的含水饱和度非常高, 一般在40%左右, 具有较强的敏感性, 极易受到各种伤害。一般具有低压、低渗等特点, 需要经过一定的裂压改造方可获取到石油。
2 特低渗透油田开发基本特点分析
在进行特低渗透油田开发时, 其启动压力与特低渗透率成反比关系, 渗透率越低, 启动压力越大。而采收率与渗透率成正比关系, 渗透率越低, 采收率便随之越低。由于特低渗透油田大部分存在一定的天然裂缝, 因此会受到一定的压力而张开, 在很大程度上严重加大了储油层的非均质性。其采油速度非常低, 且储油层的水动力连通性非常差, 在实施单井卸油时, 可操作的范围非常小。
在对特低渗透油田进行开发时, 由于对其储层改造存在一定的难点, 比如受到岩性的影响, 边底水驱动非常不明显, 必须依靠弹性能量进行开发, 导致采收率非常低。特别是在投产之后, 单井产量非常低, 且递减快。地质条件比较复杂, 导致储层纵向改造难度比较大, 改造结果非常不充分、不彻底, 大部分对其进行开发和改造均是建立在横向开采上。除此之外, 与注水保持同样方向的油井, 水窜现象非常严重, 导致油井经常发生水淹现象, 在一定程度上也增加了特低渗透油田开采以及改造的难度。
3 体积压裂技术
3.1 体积压裂技术概述
体积压裂技术主要是指在水力压裂过程中, 使天然裂缝不断扩张, 使脆性演示产生剪切滑移, 形成天然裂缝与人工裂缝相互交错的裂缝网络, 从而增加改造体积, 提高初始产量和最终采收率。
3.2 特低渗透油田中体积压裂技术的应用
体积压裂技术在石油开采中的应用效果是非常显著的, 随着压裂技术的不断发展, 我国石油开采量有了显著提升。特别是近十年中, 对油井实施压裂的井次多达十万次以上, 增油量提高了将近8000万吨。
由于目前我国大部分油田在对储层进行改造时, 工作重点已经由原先的一、二类储层逐渐向三、四类储层进行转换。随着特低渗透油田开发难度的不断增加, 现有的压裂工艺已经不能很好的适应当前的开采需求。为了更好的对其实施进一步发展与改造, 提高其单井产量, 可以通过积极引入致密油体积压裂技术, 着眼于不同类型的特低渗透油田中泄流体积的角度, 研制出适合于大部分特低渗透油田开发的体积压裂技术。该技术主要包括多级水利射流孔压裂、斜井多段压裂技术等。现对其进行详细分析。
3.3 实例分析体积压裂技术在特低渗透油田中的应用
由于某油田受到地面条件的影响和限制, 使得在对特低渗透油田进行开采时, 多采用丛式井进行。当油井的倾斜角>15º, 可以充分利用井眼与井斜的有利条件, 对射孔方式实施优化, 同时对相关的压裂参数实施优化, 从而促进多封压裂的实现。该方法最大的优点便是可以形成相互独立的、平行的多条人工裂缝, 有效增加了原油泄流的体积, 保证单井产量实现显著提高。同时在实施该方法时, 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
通过对某油田特低渗透油田开发中, 体积压裂技术的应用进行一定的分析, 充分证明其在特低渗透油田中的应用效果是非常明显的。在实际应用过程中, 应积极引进国外先进技术, 并根据油田的具体情况, 进行改进与创新, 从而为有效缓解我国能源危机做出一定的贡献。
摘要：科学技术的不断进步, 石油开发技术得到了深入发展与创新, 石油领域在对特低渗透油田作业方面的重视程度到了前所未有的程度。如何对其进行高效开发成为当前石油作业中面临的主要问题之一。本文主要针对石油开发技术中体积压裂技术在特低渗透油田中应用的可行性进行一定的探讨和分析, 以期提高特低渗透油田采收率不断增产。
关键词：体积压裂技术,特低渗透油田,开发技术
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.
[2]吴勤博.关于低渗透油藏体积压裂技术的研究与探讨.[J].中国石油和化工标准与质量, 2013, 27 (4) , 347-349
体积压裂技术在石油开发中的应用 篇2
随着我国实际勘探技术的逐渐发展, 引起了社会对石油勘探业的重视, 如何能高效的发掘出油藏资源, 成了现在关注的问题。而面对一些低渗透的油气藏, 一般的开采技术则不能那么有效的进行开采, 这时候体积压裂技术解决了这一难题。体积压裂技术一般指的是将有效储层渗流“打破”的压裂方式, 形成一个网络裂缝, 裂缝在墙上和接触面积, 最大的水库矩阵使石油和天然气从任意方向矩阵裂缝渗流距离最短, 大大提高整个储层渗透率, 实现水库的长度、宽度和高度的三维方向的“立体改造”。
二、体积压裂技术的工作原理
压裂技术是指体积通过水力压裂效果, 使地层中存在天然裂缝不断产生大规模扩张, 使脆性岩石剪切滑脱效应, 这将形成自然和人工裂缝交错的交错网络系统, 由于增加裂缝的形成将进行储层改造, 不仅天然裂缝和岩石加强沟通, 将在主裂缝的侧向力的作用下强制次生裂缝的形成, 并在二级继续分支形成二级次生裂缝等等, 裂缝网络将继续扩大, 将数量将继续增加, 那么应用程序技术可以有效储层渗流粉碎处理, 打破了水库后意识到的长度, 宽度和高度方向的3 d全面改革, 不仅增加最大渗流面积和转移能力, 和提高油田开发的初始生产和最终的复苏。
三、体积压裂技术在石油开发中的应用
1. 体积压裂技术在石油开发中的含义
在使用压裂技术进行开发时, 对于地层的保护是必不可少的, 体积压裂技术应用在油田开发内涵及其作用机理以同样的方式, 大致如下: (1) 裂纹扩展需要缝在复杂网络形态、机器打破水层, 实现人工“渗透”。 (2) 强制裂缝发生剪切破坏, 断层裂缝和滑移, 而不是一个开放的类型。 (3) 储层岩石的脆性特征, 这是体积转换, 实现技术的物质基础。 (4) 有天然裂缝和相互沟通, 这是体积重建和技术应用的基本条件。 (5) “分段多簇”的实现射孔压力干扰, 提高了油藏体积, 这本书是实现成功的关键技术改造和技术。
2. 体积压裂技术在石油开发中的应用成果
体积压裂技术在油田开发和应用结果是巨大的, 压裂技术进步, 促进我国石油产量增加。近10年的石油压裂井101645井次, 增油6763万吨, 压裂技术是主要的低渗透油田提高单井生产及时。2009年中石油压裂井次15685, 增油816.51万吨, 探井测试, 每年约1200口井的总数, 大约百分之六十体积压裂技术在处理, 压裂技术的应用越来越成熟。不仅导致采油是巨大的, 也在技术研究领域的巨大进步, 近年来, 国内压裂技术, 逐步借鉴外国非传统的油田开发概念的要求, 勘探公司积极组织研究, 体积增加直井分层压裂技术和水平井分段压裂技术的突破。
结论
综上所述体积压裂技术的工作机制, 改造特点, 介绍了应用程序的内容和结果。不难看到, 体积压裂技术在油气田开发效果是非常大的。虽然随着社会的进步和科学技术的发展, 体积压裂技术的技术有了长足的进步, 但在国内油田应用技术仍不成熟, 技术人员必须大力促进初步引进先进的技术, 成熟的技术领域的水库重建技术的瓶颈, 必须赢, 并逐步完善支持技术, 继续研究的问题。领域的技术, 逐步降低成本高的技术路线, 技术优化和研究, 开发更高效和低成本高性能的压裂液, 材料成本下台, 一步一步沿着更精湛的技术, 来保护环境。我们有理由相信, 国内油田压裂技术将更加成熟, 低渗透油田开发的体积率将会有更多的改善。
摘要：随着科技的发展和社会的进步, 日益增长的能源需求已在油田低渗透油藏勘探和开发突破性的角色地位, 分享会越来越大, 对于这种类型的油田, 只有应用主导体积压裂技术能发展顺利。体积压裂技术充分应用在石油开发中, 只意味着低渗透油藏有大量的储量和产量。体积压裂技术作为开发低渗透油气藏的重要技术, 在开采中占有很大的地位, 本文从体积压裂技术的概述出发, 对体积压裂技术的应用做了有关研究, 旨在为石油开采提供参考。
关键词：石油开发,体积压裂技术,技术原理,技术应用
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) .
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[3]王元胜.韩志林.ГОС高能气体压裂技术在油田开发中的应用[J].石油地质与工程, 2001 (02) .
[4]程玉银.低渗透油田中体积压裂技术及发展趋势探讨[J].中国新技术新产品, 2011 (18) .
体积压裂技术 篇3
关键词：页岩气,套管变形,暂堵体积压裂,长宁-威远,国家级页岩气示范区
在长宁—威远国家级页岩气示范区, 长城钻探自2015年至目前为止, 压裂改造33口井, 其中发生不同程度的套管变形10井次, 套管严重变形导致压裂过程中不能顺利下入大通径桥塞, 部分井段被迫放弃改造[3], 严重影响了页岩气水平井单井产量的提高。
1 暂堵体积压裂技术
暂堵体积压裂是先采用连续油管+射孔枪一次或多次将套变井段射开, 再根据储层地应力剖面特点进行分段, 压开第一条缝, 通过一次或多次向段内投送高强度水溶性暂堵剂, 形成滤饼临时封堵前次已压裂段的炮眼, 迫使液体进入新的射孔段, 自动选择次一级的射孔段并依次压开第二条缝, 达到均匀改造储层的目的。
1.1 射孔位置优选
由于套变异常井段均采用连续油管射孔, 故设计每段均为2-3簇射孔, 1 m/簇, 16孔/m, 相位角60°, 螺旋布孔;射孔位置的选择首先考虑应力水平相当, 同时兼顾:高脆度、高伽马值、高TOC、气测显示好、低应力、固井质量好、低狗腿度[6]。
1.2 暂堵材料性能评价
(1) 暂堵剂耐温及承压评价。用岩心140429C-6-1开展150℃下2 cm厚度暂堵剂情况下的承压能力。升温至150℃时用标准盐水恒流量10 ml/min测定压力变化情况。由于实验过程中压力上升较快, 当压力上升至40 MPa的时候转为恒压控制。
对比封堵暂堵剂前后渗透率来看, 渗透率由4.14×10-3μm2降为0.000268×10-3μm2, 渗透率下降99.99%, 40 MPa压差下封堵效果较好。
(2) 暂堵球性能评价 (表1) 。
1.3 暂堵材料用量计算
根据室内实验结果和前期现场实践经验公式计算:
式中:d——套管外径;
H——射孔段长度;
室内试验测定:ρ暂堵剂质量=1.139 g
考虑到页岩气施工排量和施工规模比较大, 实际滤饼厚度比理论偏大。根据室内实验结果和前期现场实践经验, 封堵2 m射孔段, 形成2.3 cm滤饼所需要的堵剂投量为50 kg。
2 现场应用情况
2.1 暂堵球和暂堵剂到位压力响应
每次施工过程的暂堵球和暂堵剂封堵到位时压力上浮亦明显, 说明暂堵效果明显。图1中虚线框内的部分即为每次压裂施工过程中暂堵球和暂堵剂到位后的压力变化情况。
2.2 压裂施工情况分析
通过套变井段的压裂施工曲线 (见图2) , 线1是每组第1次压裂施工的压力水平, 线2则是每组第2次压裂施工的压力水平。
每组施工的首次压裂与后次压裂对比, 首次压裂压力波动较大, 且施工难度也比较大。
对比分析单组前后两次的施工加砂阶段的施工压力表现, 即两次施工的绝对差异性, 充分说明了单组套变井段前后两次的暂堵体积压裂, 开启的是不同的两条裂缝, 实现了整个套变井段的均匀改造, 进而说明暂堵体积压裂在工艺上是成功可行的。
3 压后效果分析
截止目前暂堵压裂5口水平井, 暂堵改造3 413m, 平均单井测试产量18.6万方, 其中威204H7-3井暂堵改造1 448m, 平均单段压裂液量1 496.70 m3, 单段加砂量73.77 m3, 达到设计要求, 测试产量11.73×104 m3/d, 高于204区块开发方案要求的单井日产气量9.5万方
4 结论
(1) 对套变井段需要根据储层地应力剖面特点进行套变井段的再分段, 射孔位置的选择首先考虑应力水平相当的层位射孔, 采用暂堵体积压裂工艺进行压裂解决了套变后无法进行桥塞封隔的问题, 实现了套变井段的相对均匀改造。
(2) 暂堵球和暂堵剂共同作用, 在前次射孔段炮眼暂堵, 暂堵球和暂堵剂到位后, 有明显的压力上涨迹象, 暂堵效果明显, 暂堵体积压裂对于套变井段均匀改造工艺上是成功可靠的。
(3) 通过每组两次压裂加砂情况差异性分析认为两次压裂开启的是不同的两条裂缝, 实现了整个套变井段的均匀改造。
参考文献
[1]田中兰, 等.页岩气水平井井筒完整性问题及对策.天然气工业, 2015, 35 (9) :70~76.
[2]刘祖林, 杨保军, 曾雨辰.页岩气水平井泵送桥塞射孔联作常见问题及对策[J].石油钻采工艺, 2014, (3) :75~78.
致密油体积压裂优化设计方法研究 篇4
致密储层具有岩性致密、低孔低渗、自然产能低、裂缝发育等典型特征, 其渗透率范围一般为0.4×10-3~1×10-3μm2, 甚至小到纳米级别, 在低孔、低渗、低压等特定条件下, 由于储集层基质向裂缝供液能力太差, 常规压裂技术仅靠单一压裂主缝很难取得预期的增产效果, 常出现注不进去采不出来的现象, 开发难度极大。水平井体积压裂技术采用分级多簇压裂及转向材料等技术, 形成主缝与分支缝相互交织的复杂缝网, 增大了储层的改造体积, 提高致密油的采收率。
2 压前储集层特征评价
(1) 收集目标区块资料信息, 对致密储层物性 (岩石矿物组分特征、油层组特性、有效厚度、孔隙度、渗透率、含油饱和度、地层电阻率等) 数据资料整理分析, 总结目标区块地质开发特征。
(2) 分别开展储层区块岩心的岩石力学三轴实验和岩石脆性试验, 取得岩石抗拉强度、抗剪强度、抗压强度和岩石脆性数据等岩石力学参数;计算确定出岩石的弹性模量和泊松比。
(3) 基于岩石力学性质实验结果, 根据可依据的测井资料数据以及油气藏地应力测试系统得到的地层应力结果, 求得单井应力剖面, 建立储层纵向地应力剖面, 分析目标区块地应力方向, 并根据该地区地应力分布方向确定水平井井眼轨迹, 优化射孔方案, 并根据分层地应力大小, 优化施工规模, 选择合理的支撑剂, 进而指导致密油的有效开发。
(4) 根据研究区块致密储层的岩石矿物组分特征, 结合室内静态岩石力学试验及地应力大小, 计算脆性指数和应力各向异性, 建立综合评价目的区块储层可压性的方法, 为接下来的优选压裂层段、优化压裂参数和预测经济效益的研究提供依据。
3 裂缝参数优化数值模拟
以致密储层目标区块为研究对象, 结合储层的物性参数数据资料, 利用Eclipse数值模拟软件建立致密油藏压裂水平井的数值模拟模型, 分别以日产油量和累产产量为目标进行水平井分段多簇体积压裂裂缝参数优化研究, 分别模拟不同裂缝参数条件对压裂井日产油量和累产油产量的影响规律, 得出各裂缝参数的优化范围, 再通过正交化分析, 优选出最优的压裂级数、裂缝条数、裂缝间距、裂缝导流能力及裂缝半长等参数。
4 压裂施工参数优化
利用Fracpro PT压裂优化设计软件, 分别模拟不同压裂用液量、施工排量、砂浓度、前置液百分比等条件对人工裂缝几何尺寸的影响规律;基于缝高预测技术研究结果, 结合压裂井裂缝参数优化结果与压裂层段的地质参数, 优选出合理的压裂用液量、施工排量、加砂强度、砂比等施工参数, 依据目标储层基本情况, 结合改造目标, 优选出可行的多级压裂工艺类型及合理的加砂泵注程序。
5 认识和建议
(1) 体积压裂的目的是为了形成复杂裂缝网络以提高增产效果, 体积压裂的单井产能要比常规压裂井产能高很多, 且裂缝网络系统可使储层压力波及更均匀, 开发效果优势明显。
(2) 通过对致密油储层进行水平井压裂优化设计, 模拟各裂缝参数及压裂施工参数下裂缝的形态和产能状况, 可以优选出高产有效的压裂工艺参数, 实现致密油的经济有效开发。
摘要：致密油作为一种非常重要的非常规油气资源, 在国内外收到越来越多的关注, 正逐步成为中国非常规油气资源开发战略目标中最现实、最有利的领域。但是, 致密油藏具有渗透率超低、天然裂缝发育的特点, 常规单一裂缝的压裂方式难以获得较好的增产效果, 需要大的复杂裂缝网络来增大井的产能。本文立足于致密油藏的特殊地质、岩性及孔渗特征, 在总结国内外利用体积压裂技术开发页岩油气储层的经验基础上, 利用岩石力学、油藏工程和油藏数值模拟技术对水平井体积压裂裂缝参数进行优化, 对压裂施工参数进行优选, 以期改善致密储层开发效果, 提高水平井压裂成功率。
体积压裂技术 篇5
压裂效果的理论解释方法主要包括试井和油藏数值模拟两种方法,试井方法通过对典型流动阶段解释得到平均裂缝半长和裂缝导流能力［15—17］,但模型应用限制条件多,适用范围小; 油藏数值模拟法通过对油井生产历史拟合,反演得到裂缝参数,但由于可调参数多,反演结果不唯一［18—20］。
b为压裂带长,d为压裂带宽,h为压裂缝高,1为未形成有效渗流的微裂缝,2为与油井连通的人工主裂缝,3为与人工裂缝连通的有效渗流天然裂缝
目前对于体积压裂施工后压裂效果的评价多局限于压裂改造体积SRV这一参数,但对与油井真正连通的油藏有效渗流体积、裂缝有效体积和能够反映储层打碎程度的、同时提供有效渗流的裂缝接触面积等参数的解释及研究很少见到,而这些信息对于帮助油藏工程师以及采油工程师做出合理的开发及增产设计尤为重要。因此有必要从与现在普遍应用的裂缝解释方法不同的角度出发,建立新的有效渗流裂缝参数解释方法,这样既可以对目前的压裂解释技术作必要的补充,同时又可以获得重要的新信息,最终更好地指导油田施工和生产。考虑压裂施工及生产对油藏的影响,利用快捷、方便获取的油井生产动态历史数据,基于物质平衡原理,建立了一个快速评价体积压裂后与油井真正连通的油藏有效体积以及裂缝与基质的有效接触面积的新方法。
1 方法模型建立
油藏工程中应用的物质平衡方程是基于体积平衡的原理: 任一时刻油藏中油、气、水和岩石孔隙体积的变化之和等于0。应用物质平衡方法通过分析体积压裂后的油井油、气、水的产量、体积变化及物性参数与储层压力的关系,分别计算得到与该井连通的有效裂缝和基质中的总含油量,进一步求得体积压裂后与油井真正连通的能够提供有效渗流的油藏体积和裂缝与基质的有效接触面积等参数。为了使模型更好地反映体积压裂井的实际情况,在建模过程中综合考虑了体积压裂施工过程中大量压裂液注入导致地层压力升高,压后油井生产过程地层压力下降以及基质孔隙与裂缝孔隙随压力非线性变化等因素。
首先引入并定义新参数: 1 提供有效渗流的裂缝总体积Vf( 体积压裂形成的能够提供有效渗流的人工裂缝与储层原有的能够提供有效渗流的天然裂缝的体积总和) ; 2 油藏有效渗流体积Ve( 体积压裂后与油井真正连通的能够提供有效渗流的油藏总体积) ; 3 裂缝有效渗流面积Sp( 体积压裂后压裂裂缝及与压裂裂缝连通的能够提供有效渗流的天然裂缝与基质的接触总面积) 。
1. 1 方法模型基本假设
按照油田压裂改造和生产实际情况以及本模型的理论要求提出了以下假设条件。
( 1) 油层由基质和裂缝两种介质组成,两种介质具有不同的孔隙度,其中裂缝介质由压裂产生的人工裂缝和天然裂缝共同组成。
( 2) 油藏总体积恒定: 由于流体相态变化、储层流体和介质膨胀产生的体积变化等于油藏所产油气水在油藏条件下的体积。
( 3) 在油层压裂后投产之前基质和裂缝的压力处处相等,在油藏投产后每个生产时间点油藏各个点压力相同。
( 4) 油藏中存在油气水三种组分。其中油组分只存在于油相中,水只存在水相中,气组分存在于自由气和溶解于油相中。
( 5) 裂缝和多孔介质( 基质) 是可压缩的。
( 6) 体积压裂未连通的区域发生的渗流和压降忽略不计。
( 7) 油藏没有边底水,压裂后没有人工注水,油藏没有压力补充。
1. 2 致密储层体积压裂参数解释需要考虑的关键因素
1. 2. 1 考虑体积压裂过程中压裂液注入对油藏的影响
油井实施体积压裂,会注入大量的压裂液,在压裂液注入后油藏压力上升,并产生新的裂缝,因此模型以压裂后投产的时间作为模拟分析起点,此时认为地层中基质和裂缝介质都达到稳定状态。油藏主要的变化体现在压力升高和裂缝含水饱和度的增加,根据研究区油田现场生产测试资料统计,实际压裂后油藏平均压力达到原始压力的1. 1 倍左右,而通过计算发现压裂液的注入量相对与裂缝中的含水量很小,含水饱和度的改变可以忽略不计。
1. 2. 2 考虑致密储层基质弹性压缩系数随油藏压力的变化
在以往的物质平衡研究中通常认为岩石基质弹性压缩系数是一个常数,但在实际油藏中,岩石基质压缩系数不是一个常数,它随有效上覆压力的变化而变化,在计算中不能够忽略它的变化［21］。不同的储层基质的弹性压缩系数随有效上覆压力变化规律不同( 图2) ,通过开展致密储层岩心实验,我们得到了研究区致密储层基质弹性压缩系数的变化规律,如式( 1) 所示。
式( 1) 中Cppm为基质弹性压缩系数,MPa－ 1; P为地层上覆压力,MPa。
1. 2. 3 考虑致密储层裂缝弹性压缩系数随油藏压力的变化
裂缝介质在压力增大时容易闭合,弹性压缩系数初始值高且下降幅度较基质小,随上覆有效应力的增加孔隙体积下降较快,本文通过实验测定了研究区裂缝弹性压缩系数随有效上覆压力的变化规律如式( 2) 所示。
式( 2) 中Cpp f为裂缝弹性压缩系数,MPa－ 1; P为地层上覆压力,MPa。
1. 3 模型建立及求解
依据基本假设建立如式( 3) 的物质平衡方程,将公式变形和处理得到式( 8)［22］。
式中Np为累积产油量,Wp为累积产水量,m3;Bo为原油体积系数,Bg为天然气体积系数,Bw为地层水体积系数,Boi地层原油初始体积系数;Rp为生产气油比,Rs为地层溶解气油比,Rsi为地层初始溶解气油比,m3/m3;Cw为地层水弹性压缩系数,MPa-1;Swmi,Swfi为基质和裂缝介质的束缚水饱和度,Δp为原始地层压力与目前地层压力的差值,MPa;F为累积产油、气和水在地下条件下的总体积,m3;将E(o,m)和E(o,f)定义为基质和裂缝含油量的系数。
利用上述公式以及油井产量历史数据和油藏压力数据,可以做出一条F /E( o，m)随E( o，f)/ E( o，m)变化的曲线［23］,其中该直线的斜率为参与渗流的裂缝介质中的总含油量Nf,截距为参与渗流的基质中的总含油量Nm,假设裂缝的宽度为定值a,那么可由式( 9) 得到压裂后的裂缝有效渗流面积Sp,由式( 12)得到油藏有效改造体积Ve。
式中a为裂缝平均开度,m; Φ 为基质孔隙度; Vm为基质介质体积,m3。
2 现场实例应用及结果分析
2. 1 现场实例应用
将该方法应用在长庆油田合水地区某致密储层,对致密储层体积压裂效果进行了分析评价。研究区为未饱和致密油藏,没有气顶,渗透率在0. 2 ×10－ 3μm2左右,油井在压裂前不能形成工业油流。研究区从2013 年开始采用体积压裂改造技术改造储层,但不同的井改造效果差异巨大。目前主要采用微地震技术对压裂裂缝进行监测,限于成本现场只对典型井进行了评价,对整体油井体积压裂效果缺乏深入的了解。本文对该区有微地震监测解释结果的HP-5、HP-6 和AP-37 井分别运用该文的新方法进行了计算( HP-6 井的微地震监测解释见图3) ,并求出了提供有效渗流的裂缝总体积Vf、油藏有效渗流体积Ve、裂缝有效渗流面积Sp等参数。将本文得到的油藏及裂缝新参数与微地震检测的解释结果进行了对比分析,进一步验证了该方法的可行性,同时解释出的新参数对全面认识体积压裂效果具有重要作用。
利用HP-5、HP-6 和AP-37 井的生产动态数据( 表1) 和压裂施工以及基本物性参数( 表2) 按照物质平衡方法进行了计算解释得到如图4 所示的结果,从图中我们可以看出F /E( o，m)与E( o，f)/ E( o，m)呈较好的线性关系,数据方差在0. 86 左右,说明该方法拟合效果好,研究区的基本物性参数准确可靠,实验测得的基质与裂缝的弹性压缩系数与地层实际情况吻合较好。曲线的斜率为有效压裂裂缝及与其连通的天然裂缝中含有的油总体积,曲线的截距为参与渗流的基质中含油总体积。按式( 9) ~ 式( 12) 计算得到提供有效渗流的裂缝总体积Vf、油藏有效渗流体积Ve、裂缝有效渗流面积Sp等参数,其结果见表3。
2. 2 应用结果分析
从表3 中可以看出不同井体积压裂后能够提供有效渗流的裂缝总体积值差别较大,范围在( 18. 10 ~39. 28) × 104m3之间,HP-6 井提供有效渗流的裂缝总体积值较大,AP-37 井提供有效渗流的裂缝总体积值较小。新方法解释的油藏有效渗流体积小于微地震监测解释的压裂改造总体积SRV( 其值约为SRV值的30% 左右) 。原因在于微地震解释的改造体积是压裂施工当时产生微地震事件的裂缝区域总体积,但由于裂缝迂曲错断、填砂不均匀等因素的影响,其中有一部分裂缝并不能够提供有效的渗流通道,而只有与油井连通并能提供有效通道的裂缝才能对油井生产有贡献。该方法解释出的能够提供有效渗流的裂缝总体积这一参数比压裂改造体积SRV物理意义更明晰,更能够真实地体现压裂改造井的实际渗流及增产效果。
油藏有效渗流体积Ve反映的是致密储层体积压裂后与油井连通或控制的参与渗流的油藏体积,该部分介质既是油气储集空间又是渗流通道,直接决定了油井的产能的高低和油藏的最终采收率,对比3 口体积压裂井的解释结果发现油藏有效渗流体积Ve大的HP-5 和HP-6 井在油藏压力下降相同幅度时产液量更大( 图5) 。主要原因在与弹性压缩系数相同时,有效渗流体积越大,含油孔隙体积越大,油藏压力下降相同幅度时孔隙及裂缝被压缩的体积越大因此油藏产出的液体会更多。
能够提供有效渗流的裂缝总体积Vf、裂缝有效渗流面积Sp体现了人工压裂后裂缝打碎储集层并与油井建立有效连通的程度。从图6 中可以看出HP-5 和HP-6 井递减率较小,稳定时间较长。 而AP-37 井产量递减较快。原因在于HP-5 和HP-6 井参与渗流的裂缝体积Vf与裂缝有效渗流面积Sp较大。渗流面积越大,基质向裂缝的渗流能力越强,基质中的流体更容易进入裂缝,油井的产量会比较稳定,递减慢。
3 结论
( 1) 本文基于物质平衡原理建立了定量解释致密油藏体积压裂井有效渗流体积的新方法,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。
( 2) 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,比前人提出的压裂改造总体积SRV这一参数更能够真实地体现压裂改造井的实际渗流及增产效果,对致密储层的开发设计及增产改造指导意义更强。
( 3) 新方法解释出的油藏有效渗流改造体积小于传统微地震监测解释的压裂改造总体积SRV,反映了致密储层应力及裂缝网络分布的复杂性。
( 4) 能够提供有效渗流的裂缝总体积和裂缝的有效渗流面积对油井增产效果影响明显,其值越大,油井压后初产越高,递减率越小,增产效果越好。
摘要：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。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。
体积压裂技术 篇6
随着科技的发展和社会的进步, 石油产量的在我国的经济项目份额越来越大, 石油开发技术的应用变得越来越先进。日益增长的能源需求在油田低渗透油藏勘探和开发中会越来越大, 对于这种类型的油田, 只有应用主导体积压裂技术能发展顺利。体积压裂技术是通过水力压裂效果, 形成天然的裂缝, 在生产的过程中利用岩石的剪切力形成滑脱效应来实现生产的扩大, 再结合应用程序的石油, 有效的实现了储层渗流粉碎技术, 实现了在水库长度、宽度和高度三方面的全方位的改革。这样不仅实现了流量的转移, 还使油田的开发得到了发展。
2水平井压裂所面临的技术难题
(1) 虽然大部分油田的施工现场面积比较大, 但是油田开发所需的设备也是比较大型的, 而且在施工时也比较集中, 在遇到施工困难或者一些高压井时, 就需要增加一定的压裂车, 所以会给现场管理造成困难, 使安全系数降低。
(2) 由于油田压裂施工具有较高的风险和施工过程中不可避免的将各种技术难题。复杂的任务, 比如:老过程, 将更有可能遇到类似的问题, 比如管道破裂。一旦发生, 会导致井喷事故, 威胁到工程的安全。
(3) 相对于油田来说, 区域的环境很好, 空气质量也很高。所以要处理好环境的保护问题。在施工的过程中, 常常会出现管道破裂或者泄露的情况, 使得大气受到一些有毒有害物质的污染, 对油田周围的地面环境造成危害。
(4) 在压裂施工的现场, 一些设备都是比较大型化的, 而且在现场的摆放也比较集中, 在施工的进行中不容易进行挪动, 所以当事故发生的时候, 人员不能做到及时的撤离, 不能将设备很快的进行转移, 给工程造成损失, 甚至危害到其他设备的使用。
3体积压裂水平井产能影响因素
体积压裂技术是通过水力压裂效果, 形成天然的裂缝, 在生产的过程中利用岩石的剪切力形成滑脱效应来实现生产的扩大, 这样就形成了天然的裂缝和人工裂缝之间相互交错的网状结构, 实现了存储层之间的转换, 增加了裂缝和岩石之间的连通。将迫使次生裂纹的形成主要裂缝侧向力的作用下, 并且会引起二次裂缝的形成等等, 使得裂缝的数量不断增加, 再结合应用程序的石油, 有效的实现了储层渗流粉碎技术, 实现了在水库长度、宽度和高度三方面的全方位的改革。这样不仅实现了流量的转移, 还时的油田的开发得到了发展。
实际证明体积压裂技术在油田的开发中获得的成果比较明显, 技术的不断推广在很大程度上增加了油田的产量, 石油压裂井101645井近十年, 增加石油产量6763万吨, 使用体积压裂技术的发展, 对形成的保护至关重要, 油田的体积压裂技术及其内涵发展的作用机制以同样的方式, 主要包括:
(1) 对水层进行人工的渗透, 使用机器进行打破, 实现裂纹的不断扩展, 最后形成网状的裂缝结构。
(2) 不使用开放的方式来实现裂缝的形成, 而是根据剪切力来实现滑移, 加速裂缝的形成。
(3) 这主要利用了储层岩石的脆性, 实现体积发生形变, 还需要一定的技术支持。
(4) 天然压裂以及技术支持是体积压裂技术实施的基础。
(5) 对射孔的压力干扰通过多集群的方法, 来增加储层的体积, 这是实现转换的关键所在。
侥幸心理以及投机取巧心理是施工人员最忌讳的, 否则很容易因为员工的大意造成一些安全事故的发生, 油田压裂选择的都是大型机械和设备。尤其是在石油领域, 制约油田发展的因素还包括机械设备方面。在购买设备时要请经验丰富的专业技术人员人员选择。在对设备进行使用之前要提前进行维修人员的储备, 及时有效的对出问题的设备进行维护, 例如, 在施工之前, 必须检查安全阀, 井口应该有强壮的绳子是固定的。
4体积压裂技术在水平井开发中的应用
近年来, 国内压裂技术不断的想国外的一些油田开发的技术方法进行学习。组织员工向国外公司进行学习, 实现了直井分层压裂技术的突破以及水平井的压裂技术。
提高直井分层压裂技术使用垂直纵切面是关键水, 最大化提高单个生产;水平井压裂技术是改善油藏渗透率的容量, 增加水库流域, 增加石油产量。垂直井、层压裂技术包括分隔符套管压裂、连续油管射孔环砂压裂技术、分层衬套管完井技术。水平井压裂技术, 包括单一水平井压裂技术, 双重密封固定字符串滑套分段压裂技术、水力喷砂分段压裂、水平井裸眼封隔器分段转换技术, 复合材料桥塞压裂水平部分。不同的应用条件和技术特征, 但也标志着进步油田压裂技术, 标志着在中国石油存储技术改革的新进展。
结语
随着我国科学技术的不断发展, 在油田技术开发的过程中体积压裂技术已经取得了重大的进展, 但是由于自身条件的限制, 在我国仍不成熟, 所以有关技术人员要不断的加强对一些比较先进技术的引进, 并要本着成本最低原则, 实现技术的不断优化以及改进, 力争研发出更加高效性能比较高的压裂液, 从而实现降低成本的目的, 从而逐步研发出更高端的技术, 从而起到保护环境的目的。
摘要：随着勘探行业的不断发展, 在石油勘探行业的关注也越来越多, 一些油藏资源如何才能有效的被开发, 成了目前人们比较关注的问题。对于一些低渗透油藏, 要想有效的开发, 只靠一些一般的开采技术是不行的, 这一问题因为体积压裂技术的出现得到了解决。体积压裂技术充分应用在水平井开发中, 意味着低渗透油藏有大量的储量和产量。体积压裂技术作为开发低渗透油气藏的重要技术, 在开采中占有很大的地位, 本文从水平井压裂所面临的技术难题出发, 结合体积压裂水平井产能影响因素, 对体积压裂技术在水平井开发中的应用做了有关论述。
关键词：体积压裂技术,水平井,影响因素,技术应用
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) .
体积压裂技术 篇7
1 地质概况
某油田三叠系长8储层类型单一, 平均深埋在2.1 km左右, 油层厚度平均为15.7 m, 有效孔隙为10.52%, 平均渗透率为1.4×10-3μm2, 油层原始的地层压力为18.2 MPa, 主要采用的是菱形返九点注水开发井网, 最大主应力和最小主应力在区域水平内的差值比较小, 最大主应力的方向是北偏东75°。现场测试结果和岩心观测的结果为本储层有两组天然裂缝发育, 主要是北东向, 其次为北西向。缝网间的裂缝间距和主次裂缝的导流能力各不相同, 裂缝间距s指的是每两条平衡次裂缝之间的距离。储层改造体积为:
Vsr为储层改造体积, m3;a为缝网长度, m;b为缝网宽度, m;h是缝网高度, m。
本案例中的直井常规压裂的缝长与体积压裂的主裂缝长度相等, 次生裂缝网络面积为2×104m3, 缝网的导流能力为0.7μm2/cm。致密储层的基质渗透率非常低, 常规压裂单井产能为1 m3, 单一裂缝的压裂能力已经不能满足需求了, 所以想要获得更高的产能, 必须进行体积压裂改造。
致密储层的改造过程与页岩储层不同, 因为储层的渗透率低, 所以地层中如果没有有效的沟通天然缝网, 会导致产量过低, 所以缝网的体积直接决定了最终体积改造的开发效果。矩形缝网在长宽比不同的情况下, 储层改造体积会影响单井生产动态。例如, 长宽比为1∶1, 长宽高是100 m×100 m×28 m, 储层改造体积就是28 112 m3;长宽高是300 m×300 m×28 m, 储层改造体积就是252 448 m3。而缝网长宽比为4︰1和1︰4, 长宽高为400 m×100 m×28 m和100 m×400 m×28 m时, 储层改造体积均为112 m3;缝网长宽比为3︰1.3时, 长宽高比为300 m×133 m×28 m, 储层改造体积为112 m3。
通过对前期资料的系统整理和相关参数的计算, 归纳了相关目的层的基本数据。由于地质条件存在差异, 所以混合水压裂的裂缝形态也会有很大的差异, 在开展混合水压裂时, 多数的井会以主裂缝为主干道形成网络裂缝系统。基于地质特征建立最大主应力方向的模型, 采用等效加密法, 模拟研究不同缝网形态和缝网参数的体积压裂。
根据所在区域的地质特征, 使用产量数据对油井的压裂情况和油藏参数进行历史拟合, 拟合所得出的地层渗透率和支撑缝长的参数都对油田的开发具有参照意义。历史拟合首先要估算缝长、裂缝导流能力和储层的渗透率, 这样才能使模拟计算的结果更准。
2 体积压裂缝网形成的影响因素
体积压裂能不能形成复杂的裂缝网络取决于地质和压裂施工工艺两个方面的因素。
2.1 地质因素
2.1.1 储集层岩石的矿物质成分
储集层的矿物质成分会影响到岩石的力学性质, 影响到裂缝的延伸路径和开裂方式。经研究得出结论, 硅含量较高, 并且钙质填充天然的裂缝发育的页岩最容易形成复杂的裂缝网络, 增产效果也比较好。缺少硅质和碳酸盐夹层的页岩由于黏土矿物含量高, 所以这类储集层实现体积压裂的复杂裂缝网比较难。缝网形成的难易程度可以和岩石矿物成分形成脆性指数表, 脆性指数融合了泊松系数和杨氏模量两重含义, 还可以用岩石中脆性矿物质所占的比例来表示。岩石中脆性矿物质所占的比例越高, 岩石的脆性指数就越大, 越容易产生裂缝, 形成缝网。而且不同储集层的矿物质成分差异比较大, 所以使用的液体体系和改造技术也各不相同。
2.1.2 储集层的天然裂缝
体积裂缝网主要是由人工裂缝和天然裂缝沟通而形成, 所以在储集层中, 天然裂缝的方位和发育程度都会影响到人工裂缝的延伸和缝网的形成。在人工裂缝和天然裂缝夹角小于30°的情况下, 施加多大的水平应力, 天然裂缝都不会张开改变原有的裂缝延伸路径;在人工裂缝和天然裂缝夹角在30°~60°的情况下, 天然裂缝只会在水平低应力差的情况下张开, 形成裂缝网络, 水平高应力差的情况下天然裂缝是不会张开的, 主裂缝将直接穿过天然裂缝延伸, 不具备形成缝网的条件;当人工裂缝与天然裂缝的夹角大于60°时, 无论水平应力差有多大, 天然裂缝都不会张开, 主裂缝继续穿过天然裂缝延伸。
影响体积压裂缝网形成的因素还有地应力的异性和沉积变相等, 地应力异性越强, 就越容易形成窄缝网, 不利于复杂缝网的形成;反之, 则容易形成宽的缝网, 使改造体积扩大。
2.2 施工工艺因素
致密油藏并非所有的页岩储集层都是一样的, 不同的地质条件, 体积压裂的施工条件就不同。对于不同的储集层, 开发缝网裂缝的复杂指数也不同。
在中等渗透率油藏中, 要减小裂缝复杂指数。当储集层渗透率非常低时, 提高裂缝复杂指数会使产能有所提高。研究发现, 渗透率为0.01 m D量级时, 缝网效果最好, 为0.000 1 m D量级时, 大缝网的效果最好。
大缝网高裂缝缝网形成的有利条件为:施工排量大于10 m3/min, 单井用液量在2 271~5 678 m3之间, 低砂液与平均砂液的比例在3%~5%, 最高不超过10%.
尽管在体积压裂施工中采用大排量与大液量, 但是还是不能满足此裂缝的导流能力。对此, 可以在压裂后期, 通过泵入较大的粒径和高强度支撑剂提高砂液浓度, 提高主裂缝导流能力, 降低对次裂缝的要求。
3结束语
利用体积压裂技术可以在地层中形成复杂的缝网, 改善油藏渗透环境, 提高储层的动用, 增加致密储存的产量。单井的储层改造体积并不是越大越好, 而是要在压裂措施的承受范围内提高产量。储层改造体积相等时, 主裂缝的长度会影响单井开发效果。较大的储层改造体积在裂缝间距小的时候能体现更好的效果。相同改造体积下, 裂缝导流能力越大, 产油量就越高。主裂缝长度和导流能力是定值的情况下, 提高次裂缝的导流能力能提升产油量。
摘要：致密油是一种自生自储的非常规油气资源。致密油储层因为致密、渗透率低, 所以储层基质向裂缝的供油能力差, 仅仅依靠单一的压裂主裂缝方法很难达到增产的效果, 体积改造要形成裂缝网络, 才能在最短距离内让流体基质到裂缝渗流, 所以致密油储层的改造要在三维的方向形成裂缝网络才能全面改造, 即体积压裂。针对三叠系致密油储层的特点建立缝网模型, 然后对比体积压裂与常规压裂的效果, 得出体积压裂对储层改造体积的影响。
关键词：体积压裂,压裂技术,体积改造,缝网形态
参考文献
[1]吴奇, 胥云, 王腾飞, 等.增产改造理念的重大变革——体积改造技术概论[J].天然气工业, 2011 (04) .
[2]翁定为, 雷群, 胥云, 等.缝网压裂技术及其现场应用[J].石油学报, 2011 (02) .