CO2泡沫压裂裂缝三维延伸及温度场的数值模拟

针对深层油气田压裂施工的实际情况，考虑CO2泡沫压裂液变物性的影响，建立了新的拟三维模型和热力学模型，计算了陕西长庆上古油田某油井的现场压裂施工工况，计算结果表明，所建模型能较准确地预测压裂液在裂缝中的延伸与温度特性的变化，对相关油井的压裂工艺实施、参数选择及效果评估具有一定的借鉴价值。     

一种计算裂缝砂卡位置的新方法

在压裂施工作业过程中有可能在裂缝中形成砂卡,砂卡一旦形成必然会影响到压裂施工压力,为了准确计算裂缝中砂卡的位置,可以对压裂施工压力进行分析。通过做出压裂施工压力和施工时间的双对数曲线,可以确定砂卡发生后的压力响应数据,将这些数据进行线性回归,求得直线段斜率,然后根据求得的斜率和相关的裂缝参数,即可求出裂缝中砂卡的位置。这对于正确指导压裂施工作业以及获得优质裂缝具有重要意义。     

基于最优支撑剂指数法优化低渗气藏裂缝参数

现行裂缝参数设计方法没有考虑以压后有效渗透率为设计参数，也没有考虑经济允许的最佳压裂规模，因此不能确保压裂效果的长效性与经济性。基于支撑剂指数法，以经济最大化为目标，考虑非达西流动效应与压裂液伤害对裂缝渗透率的影响，结合经济因素、油藏规模、压裂规模间相互关系得到最优支撑剂指数函数，压裂已知规模气藏时，通过该关系函数可确定唯一的最优支撑剂指数及最优缝长，通过迭代求解可得到非达西流动条件下最优裂缝参数。计算结果表明，非达西流动效应越严重，最优支撑剂指数越小，最优缝长越小，最优缝宽越大，降低裂缝内非达西流动效应的影响需要设计低穿透比和高导流能力的裂缝。     

低渗透砂岩压裂层位优选的测井评价模型

典型的低渗透砂岩储层具有非均质性严重、储层产能受岩性和物性因素影响较大、自然产能相对较低等特点，需要对储层进行改造才能见到较好的效果。水力压裂是低渗透储层增产的有效手段，选井选层直接影响压裂效果，目前油田主要依靠经验选择施工井层，不能保证压裂后获得很好的增产效果。利用测井资料处理分析得到低渗透砂岩储层产能评价的关键参数，可以有效地开展低渗透储层压裂产能预测与层位优选，评价产能改造潜力，指导酸化压裂层位的选取和施工，提高油藏开发效益。利用测井、岩芯及测试等资料，从低渗透砂岩储层的岩石矿物、粘土矿物、钙质胶结物、微观孔隙结构等方面入手，分析了影响低渗透砂岩产能的储层因素，构建了储层精细评价和产能预测的测井优化模型，确定了低渗透砂岩储层压裂层位优选标准和图版，最终实现了对压裂优选层位的分级划分。     

压裂水平井产能影响因素的实验研究

压裂缝改变了水平井周围的渗流场，是影响压裂水平井产能的主要因素，压裂前需研究裂缝参数对压裂水平井产能的影响趋势。利用电模拟实验研究了水平井筒与压裂缝成不同夹角的压裂水平井的等压线分布特点及压裂缝各参数对压裂水平井产能的影响。结果表明：夹角改变了压裂水平井等压线的形状，等压线因夹角而发生了扭转，随夹角增大相同压力的等压线所控制的泄流面积增加，且产能随夹角α的增大而增大，与sinα成明显的线性关系；在具体的油藏地质条件下，存在裂缝夹角、裂缝数、裂缝长度、水平井筒长度及裂缝间距的最优匹配关系。电模拟实验结果为压裂水平井的施工设计和其产能预测提供了理论依据。     

基于浓缩理论的大型压裂破胶优化技术及应用

针对储层孔、渗条件很差的致密砂岩油气藏，常规的破胶剂加量技术已经不能满足大型压裂对破胶的更高要求，在考虑了压裂液在地层中由于滤失而产生浓缩效应的基础上，提出了一种新的压裂液破胶优化技术。通过压裂施工裂缝温度场模拟，不同温度条件下的破胶实验以及考虑液体滤失浓缩后的破胶实验，认为大型压裂施工现场破胶剂加量应该在常规加量基础上进行一定程度的增加，才能保证大型压裂的破胶效果，实现快速排液，降低伤害。该破胶优化技术在CX491井155.6m³大规模压裂施工成功应用，开井17h液体返排率达到了74.9%，且返排液破胶彻底，天然气测试产量从射孔后的0.2×10⁴m³/d（敞井）增加到14×10⁴m³/d（井口压力22MPa），目前该技术正在川西地区大型压裂施工中逐步推广。     

水平井分段多簇压裂缝间干扰研究

水平井分段多簇压裂在现场得到了广泛运用，其压裂过程中普遍存在缝间干扰现象。缝间干扰有助于形成复 杂裂缝网络以提高储层导流能力，但是也会导致起裂困难，甚至形成砂堵。因此有必要对分段多簇压裂的缝间干扰问 题进行研究。对此，基于弹性力学建立了分析多簇裂缝诱导应力的数学模型，从起裂压力、裂缝宽度、簇间距等多方面 研究了缝间干扰对水平井分段多簇压裂施工的影响。模拟结果显示，诱导应力会导致起裂压力升高、裂缝变窄，严重 时将造成压裂施工失败。通过进行分析，给出了起裂过程及延伸过程中缝间干扰的影响关系。分析认为，利用缝间干 扰提高改造体积时应当控制簇间距防止对压裂施工造成负面影响。研究结论对优化水平井分段多簇压裂设计具有指 导意义。     

裂缝性油藏高效压裂技术研究与应用

裂缝性油藏中天然裂缝的存在使得液体滤失量大, 人工裂缝延伸扩展规律复杂, 压裂施工砂堵率高,如何提高该类油藏压裂效果是油藏改造领域的重大难题。针对乾北—大情字井地区裂缝发育程度, 压裂引起的储层污染等进行分析并开展高效压裂技术研究, 基于天然裂缝分布规律分析和油藏两个水平主应力差值与裂缝延伸净压力的关系, 提出了实现支撑天然裂缝的条件和工艺技术措施; 综合分析了压裂过程的伤害因素, 研发出能有效降解压裂液残渣的中高温生物酶破胶剂。研究成果在乾北—大情字井地区 16 口井应用, 增产效果明显, 为裂缝性油藏压裂改造提供了新思路。     

砂泥岩交互储层支撑剂导流能力实验及应用

在砂泥岩互层的压裂施工中,由于压裂层数多且薄,所造缝的缝宽较窄,且由于支撑剂的大量嵌入,导致支撑裂缝导流能力进一步变差。为使裂缝参数与地层参数相匹配,在对不同粒径、铺砂浓度和支撑剂嵌入等复杂条件下的导流能力进行评价的基础上,进行了组合粒径实验研究,结果表明：尽管在闭合压力较小时,20/40目与16/30目组合粒径导流能力均与16/30目支撑剂有较大差距,但随着闭合压力的升高,使用组合粒径（20/40∶16/30=3∶1）获得的裂缝导流能力已经接近单一粒径（16/30目）的导流能力。现场对Y3438井优化得到了组合粒径的最佳比例,压裂施工后取得了显著效果。研究成果对胜利油田滩坝砂岩储层的压裂改造有重要的指导意义。     

致密砂岩气藏储量难动用影响因素及开发对策

致密砂岩气藏复杂地质特性和特殊渗流机理造成相当一部分储量难以得到有效动用。以川西新场气田Js¹₂、Js³₂气藏为例，在大量室内实验及现场试验的基础上，对致密砂岩气藏渗流机理进行了深入的研究，认为水锁效应、应力敏感伤害、启动压力效应是影响储量难以动用的主要影响因素。目前的生产压差为10MPa，远大于合理的生产压差7MPa，造成较严重的应力敏感伤害；压裂过程中水锁效应则导致压裂液返排率低，压裂液滤失带启动压力高，气相渗透率低，制约了压裂开发的效果。以低伤害为核心，高效返排为手段的大型加砂压裂技术、多层压裂合层套采技术、水平井及水平井压裂技术是开发新场气田Js₂¹、Js₂³气藏难动用储量的主要技术手段。     

裸眼完井下的大位移井裂缝起裂研究

随着大位移井数量的增加,大位移井压裂逐渐成为油气藏的一种重要增产技术手段。大位移井水力压裂裂缝起裂与直井、普通定向井有显著差别,其起裂模式不仅与井眼轨迹(井斜角、方位角等) 有关,而且还与地应力方位密切相关。以往的斜井裂缝起裂模式已经不能满足大位移井压裂设计的需要。考虑作业条件、压裂液渗滤效应和孔隙压力的影响,建立了大位移井井筒周围应力场分布模型,提出了裂缝起裂压力和起裂方位预测模型,并分析了不同构造应力范围对大位移井压裂裂缝起裂的影响。计算结果表明,建立的模型完全适用于大位移井压裂设计的需要。     

遇水膨胀封隔器分段酸压技术及应用

中国西北某油田奥陶系碳酸盐岩油藏以裂缝溶洞为主要储集空间，具有超深、高压和高温的特点，水平井笼统酸压存在效果差以及分段改造方式和工具选择困难等问题。阐述了遇水膨胀封隔器分段酸压技术原理、技术关键、施工程序和工具性能参数。根据试验井实际钻、录、测井资料和分段酸压级数优化结果，结合储层裂缝、溶蚀孔洞特点，并考虑完井工具对井径、井眼轨迹的要求，以有利储层段有效改造为原则，确定分段酸压完井方案，优化了封隔器下入和膨胀座封时间，开展了分段酸压优化设计以及现场试验。试验表明：分段酸压完井方案及酸压优化设计方法是正确的，但投球滑套等工具质量以及完井酸压过程中的质量控制需进一步提高和完善。     

裂缝性地层水力裂缝非平面延伸模拟

受天然裂缝作用影响,裂缝性地层的水力裂缝可能延伸为多分支、非平面的复杂裂缝体系,这与均质地层压裂产生的对称双翼平面裂缝具有巨大的差异。由于常规水力裂缝延伸模型无法用于模拟裂缝性地层中水力裂缝非平面延伸的裂缝形态和裂缝几何,为此,基于水力裂缝相交天然裂缝转向延伸路径的等效平面裂缝思想,建立了水力裂缝非平面转向延伸的数学模型,并推导了相应的数值求解方法。模拟计算表明,当水力裂缝沿天然裂缝转向延伸时,水力裂缝缝宽在延伸路径上表现为非连续分布,在转向延伸段突变减小,受缝宽减小节流效应影响,井底流体压力升高。影响因素分析表明,水平地应力差和逼近角越大,转向延伸段缝宽越小,对支撑剂输送限制越大;施工排量和压裂液黏度越高,包括转向延伸段在内,整个延伸裂缝段的缝宽越大,支撑剂在裂缝内的运移越容易,压裂施工风险越低。研究为认识裂缝性地层水力裂缝非平面延伸特征提供了思路和方法,为裂缝性地层压裂设计提供了理论依据,具有重要的理论价值和现实意义。     

特低渗透油藏入井流体顺序接触储层损害评价

特低渗透油气资源在剩余油气资源中的地位越来越凸显。由于低孔低渗的特点,特低渗透油层在钻井、完井、采油、增产改造、EOR 等全过程均会发生储层损害。以镇泾油田长8 组为研究对象,对钻井完井液、压井液和压裂液顺序接触储层对储层的损害进行了方法探讨和实验评价。结果表明,钻井完井液对储层的损害最严重,压裂液次之,压井液最轻。分析表明,流体敏感性损害和漏失损害是钻完井液损害储层的主要因素。压裂液乳化、残渣、液相圈闭、浸泡时间损害,天然裂缝与水力裂缝堵塞,压裂液的冷却效应是压裂液损害的主要因素。最终提出了加入封堵剂改善钻完井液性能,从压裂工艺、压裂液体系出发改善压裂液的解决方式,实现全过程储层保护是特低渗油藏开发的关键。     

裂缝性油藏压裂水平井生产动态模拟研究

研究的低渗裂缝性油藏包括基质、天然裂缝及人工裂缝,根据压裂后流体在各系统的渗流特征,建立了考虑高速非达西、启动压力梯度、毛管压力、重力作用的三重介质三维油水两相渗流数值模型,给出了其数值解法。利用研制的低渗裂缝性油藏压裂水平井生产动态模拟器分析了裂缝及储层参数对生产动态的影响。模拟结果表明,基质中启动压力梯度、人工裂缝中导流能力随时间的递减、高速非达西系数、天然裂缝渗透率、裂缝条数及裂缝长度等对压裂水平井生产动态有很大影响。要准确评价水平井压裂效果,在此类油藏压后生产动态模拟时应该考虑这些因素的影响。     

页岩气藏压裂数值模拟敏感参数分析

针对页岩气藏压裂形成复杂裂缝网络后，单一的裂缝描述方法不再适用的问题，采用Eclipse 软件中的页岩 气模型，建立了一种“等效方法”，将页岩气有效改造体积表征为“主裂缝+ 网络裂缝渗透率”，代替“主裂缝+ 次裂 缝”的模拟方法，两种方法产量和长期压力驱替是等效的，解决了手工划分网格工作量大、计算速度慢的问题。运用 Plackett-Burman 型线性试验设计方法，对水力裂缝参数和储层参数进行敏感性排序，结果表明：水力裂缝参数中，压裂 纵向改造程度、网络裂缝渗透率和有效改造体积对产量影响最敏感，储层参数对产量影响敏感程度由强到弱为：地层 压力系数、总含气量、储层有效厚度、吸附气比例、井底流压、基质渗透率。为页岩气压裂选井选层和压裂设计方案优 化提供了依据。     

射孔对破裂压力及裂缝形态影响数值模拟研究

针对射孔对水力压裂过程中的破裂压力以及裂缝形态的问题，通过建立不同射孔方位和不同远场主应力条件下裂缝扩展模型，将位移不连续方法（DDM）应用于水力压裂过程中的力学分析研究，同时在裂缝扩展准则上运用修正了的G准则—F准则并进行裂缝扩展规律研究。根据不同射孔方位和不同远场主应力条件下裂缝扩展的模拟计算，在地应力大小和方位确定的情况下，破裂压力随着射孔方位的增大而升高，并且随着方位角的增大，裂缝形态会发生转向，而且裂缝壁面粗糙，会增大压裂液摩阻。对于实际的射孔参数优化设计和压裂施工具有参考意义     

东营凹陷南坡断块类型及其油气封闭性研究

东营凹陷南部斜坡带沙河街组发育大量顺向及反向断层组成的断块圈闭，处于有利构造背景下的断块圈闭仅部分成藏，因此，断层的地质属性制约了油气封闭的有效性。从断层的各项属性如活动性、断距、砂地比、断面应力、紧闭指数及SGR因子等入手，针对研究区的顺向断块、反向断块及倾向相反的顺反向组合断块等3种主要类型开展封闭性研究。研究表明，高含砂量层系（沙二段）反向断块更易成藏，顺向断块成藏概率较低；中、低含砂量层系（沙四下亚段-孔店组）顺向、反向断块均可成藏，且反向断块更为有利。此外，倾向相反的共轭组合断块研究表明，斜交式比共线式组合断块的封堵性更好，斜交式断块的主控断层及辅助断层满足经验断层封闭参数，该共轭组合断块亦是有利类型。