致密油藏缝网压裂模式的渗透率界限

胡若菡;赵金洲;蒲谢洋;郭子仪;闫治涛;林海

【期刊名称】《大庆石油地质与开发》

【年(卷),期】2015(034)005

【摘要】缝网压裂技术在近期非常规储层改造中取得重要进展,已经得到形成裂缝网络的力学控制条件.针对双重介质致密油藏、采用EQ-LGR方法描述压裂裂缝网络系统建立离散正交缝网数值模型;忽略致密油藏中吸附作用、高速非达西渗流影响和裂缝导流能力变化,模拟不同地层渗透率下实施缝网压裂和常规压裂时的增产效果和裂缝网络对压裂产能的贡献.缝网压裂的增产效果始终高于常规压裂,且致密油藏中缝网压裂后单井产量增加更显著;而相对高渗储层实施缝网压裂与常规压裂的效果较为接近.考虑实施常规压裂更能降低成本和风险,首次明确提出实施缝网压裂的临界渗透率为1.00× 10-3 μm2.研究成果不仅为优化压裂裂缝参数提供了手段,也为优选压裂工艺提供了理论依据.

【总页数】4页(P166-169)

【作者】胡若菡;赵金洲;蒲谢洋;郭子仪;闫治涛;林海

【作者单位】中国石油大学(北京)石油工程学院,北京102200;西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室,四川成都610500;西南石油大学石油与天然气工程学院,四川成都610500;青海油田钻采工艺研究院,甘肃敦煌736200;中国石油化工集团东胜精攻石油开发有限公司,山东东营257000;青海油田钻采工艺研究院,甘肃敦煌736200

【正文语种】中文

致密油气藏体积压裂技术

致密油气藏体积压裂技术（Stimulated Reservoir Volume）致密油气藏由于其储层本身具有低孔、低渗、低压等特点，因此储层的自然产能很低，相要实现高效商业化开发，必须采用压裂技术对储层进行改造。由于储层基质向裂缝供液能力太差，仅靠单一压裂主缝的常规压裂技术很难取得预期的增产效果，因此必须探索研究新型的压裂改造技术，“体积压裂技术”的提出具有深刻意义。国外已将此技术成功应用于页岩气、致密砂岩气以及页岩油的开发，国内也对体积压裂开展了初步研究，部分超低渗透区块已经成功实现了体积压裂技术对储集层的改造。体积压裂技术必将逐步成为致密油藏经济有效开发的关键技术。体积压裂技术(Stimulated Reservoir V olume)是指在水力压裂过程中，使天然裂缝不断扩张和脆性岩石产生剪切滑移，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。体积压裂改造的对象是基质孔隙性储层，天然裂缝不发育，低渗、超低渗油气藏。这类油气藏的压裂裂缝仅扩大了井控面积，但由于垂直于人工裂缝壁面方向的渗透性很差，不足以提供有效的垂向渗流能力，导致压裂产量低或者压后产量递减快等问题。通过体积压裂在垂直于主裂缝方向形成多条人工裂缝，改善了储层的渗流特性，提高了储层改造效果和增产有效期。作用机理：在水力压裂的过程中，当裂缝延伸净压力大于两个主应力的差值与岩石的抗张强度之和时，容易形成分叉的裂缝，多条分叉裂缝相交就会形成一个“缝网”的系统，如图1所示，其中，以主裂缝为“缝网”系统的主干，分叉缝可能在距离主裂缝延伸一定长度后，又恢复到原来的裂缝方位上，最终形成了以主裂缝为主干的纵横“网状缝”系统。图1 “缝网”形成示意图

特低渗

特低渗透油藏开发基本特征 0 引言鄂尔多斯盆地是我国第二大沉积盆地，低渗透及特低渗透油气资源十分丰富。为了研究特低渗透油藏开发基本特征，以鄂尔多斯盆地三叠系长6油藏为例，展开对特低渗透油藏的开发及地质特征分析。 1 储层的分类及特低渗储层的特征 1.1 储层的分类不同国家和地区对储层的划分标准并统一。我国一般将渗透率在50mD以下的油藏称为低渗透油藏。按照不同的标准，油藏有以下几种分类方法【1~2】。按渗透率按渗透率为标准划分低渗透率储层是目前国内外较为常用而且比让认同的方法。以渗透率为基本标准，结合微观结构参数、驱动压差、排驱压力、储集层比表面积、相对分选系数、变异系数，将低渗透储层划分以下6类。 ○1类（一般低渗透）：油层渗透率为10～50mD，这类储层的主要特点是，主流吼道半径较小，孔喉配位低，属中孔、中细组合型的油层，驱动压力低，流动能力较差，开采较容易。 ○2类（特低渗透）：油层渗透率为1～10mD，这类储层的平均主流吼道半径小，孔隙几何结构较前者为差，相对分选系数好，孔喉配位低，属中孔微喉、细喉组合型的油层。驱动压力大，难度指数大，比表面积大，储层参数低，不易开采。 ○3类(超低渗透)：油层渗透率为0.1～1mD，这类储层的平均主流吼道半径小，孔隙几何结构差，相对分选系数好，孔喉配位低，属小孔微喉组合型的油层。驱动压力大，流动能力差，比表面积大，吸附滞留多，水驱油效率低，开采难度大。 ○4类（致密层）：油层渗透率为0.01～0.1mD，油层表面性质属亲水，驱油效率低。 ○5类（非常致密层）：油层渗透率为0.0001～0.01mD，这类储层的显著特点是中值压力高，是非常差的储层。

致密砂岩油藏与常规砂岩油藏开发的地质主控因素差异

致密砂岩油藏与常规砂岩油藏开发的地质主控因素差异随着世界油气工业勘探开发领域从常规油气向非常规油气延伸，非常规油气的勘探和研究日益受到重视。20 世纪90 年代以来，中国出现深盆气、根源气、深盆油、向斜油、非稳态成藏、致密油、致密气、页岩气、页岩油、源岩油气等概念。油气地质基础研究呈现出由常规油气向非常规油气发展的新趋向（图1）。图1 中国陆上主要非常规油气有利区分布图（据邹才能等，2013C）致密油是一种重要的非常规资源，是指夹在或紧邻优质生油系的致密储层中，未经过大规模长距离运移而形成的石油聚集，是与生油岩系共生或紧邻的石油资源。储层致密、油气在运移、聚集、成藏等方面与常规砂岩油藏存在较大差异，导致致密砂岩油藏与常规砂岩油藏开发上地质主控因素存在较大差异，本文主要从储层特征、流体性质、边界条件进行简要分析。一、储层特征非常规油气储层以纳米、微米孔喉为主，微观孔喉结构复杂，决定了其低孔低渗的储集特征，控制了油气聚集机制、富集规律等基本地质特征。

（一）储层质量 1.宏观致密砂岩储层以纳米级孔喉系统为主，导致其储层致密物性较差，一般孔隙度小于10%，渗透率小于0.1mD，而常规砂岩储层物性相对较好，如表1-1。致密砂岩油藏储层总体致密是其与常规油气储层的最大区别。表1-1 致密砂岩储层与常规砂岩储层宏观储层质量对比 2.微观（1）孔隙结构孔隙结构：岩石中所具有的孔隙和喉道的几何形状、大小、分布及其相互连通的关系。微米与纳米尺度是通过扫描电镜与微-纳米CT扫描可以识别的微观孔隙形态与空间特征，如图1-1。图1-1微观孔隙形态与空间特征（据于清艳，2015）

浅谈低渗透油藏的开发技术

浅谈低渗透油藏的开发技术摘要：低渗透油藏油由于油气仓储低孔、低渗透性等特点，加上技术手段有限，导致气田的开发一直困难。本文以地渗透油藏的特点入手，主要了研究了目前国内外针对地渗透油藏开发的几种先进技术，可以有效改善低渗透油气藏开发难度问题，使丰富的地渗透油藏资源得以利用。 1 引言目前国内普遍认为，油层渗透率介于0.1×10-3μm2 - 50×10-3μm2的储层为低渗透油油藏。低渗透油藏又可以进一步分为一般低渗透油藏、特低渗透油田以及超低渗透油田。地渗透油藏由于储层物性差，储层非均质性严重，原油粘度低，含泥量高等特点，一直开发难度较大。现已探明我国的低渗透油藏资源可达75亿吨，只长庆油田低渗透储量可达11亿吨，储量比例为85%，在石油资源越来越稀缺的今天，低渗透油油藏的开发尤为重要。 2 低渗透油藏开发的主要问题由于地渗透油藏的特殊性，在开发过程中存在许多困难和问题：（1）注水井启动压力高，地层和注水压力上升快低渗透油藏注水井在注水较低时不能吸水，只有当注水压力提高到一定界限（启动压力）后才开始吸水。高达10Mpa以上的临界压力，大大降低了注水井的注水压差和实际吸水能力。另外，在地渗透油藏注水井周边往往形成高压区，导致注水压力迅速上升，达到地层破裂压力界限，从而影响正常工作。（2）生产井的注水效果差，地层压力和产量下降快低渗透油藏生产井注水效果不显著，而且见效时间长，一般在注水半年后才开始有所变化，，并且压力和产量只能稳定不降或小幅度恢复，大大低于投产初期水平。（3）生产井见效后，产液指数大幅度下降，产油量加速递减油层注水后，随着含水率的逐步增大，产油量逐步递减，这是客观规律。中高渗透油藏见水后产液指数上升，可以通过不断提高油井产液量，来保证产油量的稳定或降低递减速度。但低渗透油藏则不相同，因为低渗透油藏见水后，油井采液指数大幅度下降，一般当含水60%时，产液指数只有原始值的40%左右。加之地层压力水平低，产液量很难提高，这样就造成了低渗透油井见水后产油量加剧递减的严重被动局面。综上所述，低渗透油藏注水开发的主要问题就是注水井地层和注水压力上升

致密厚油层斜井多段压裂技术

致密厚油层斜井多段压裂技术杜现飞;李建山;齐银;陆红军;王成旺;殷桂琴【摘要】Zone Chang6 of Huaqing oilfield a typical tight reservoir with the pay thickness of 30-60m and permeability of nearly 0.3mD, and is characterized by serious heterogeneity in vertical. In order to enhance single well production, multi-stage fracturing technique in deviated wells of tight thick oil reservoirs was proposed based on the favorable conditions that cluster wells could have high deviation and the borehole could penetrate layers that thick enough. This technique could form network which increase oil drainage volume and then enhance the single well production. Well selection template for multi-stage fracturing in deviated wells was drawn and the specific conditions for deviation angle and azimuth of single well were illustrated to cause team independent fractures. Through analyzing the pressure fitting and DSI logging, results confirm that multi-stage fracturing in deviated wells could improve the effect of volume fracturing in tight thick oil reservoirs. The single well output is 0.8 t/d over than that of the corresponding well. Multi-stage fracturing technique in deviated wells is one of the effective stimulation means.%华庆油田长6储层属典型致密油藏,油层厚度30～60 m,渗透率在0.3 mD左右,纵向非均质性强.为进一步提高单井产量,利用丛式大井组布井井斜度大、井眼穿透油层厚度大等有利条件,提出了致密厚油层斜井多段压裂技术,在油层内造多缝扩大泄流体积提高单井产量.绘制了斜井多段压裂选井条件模版,明确了纵向上形成多条独立裂缝的单井井斜角和井眼方位角的具体条件.通过压力拟合、DSI偶

直井缝网压裂改造技术在低渗透油田中的应用

直井缝网压裂改造技术在低渗透油田中的应用随着全球对能源需求的不断增长，油田开发技术也在不断创新和发展。在诸多油田开发技术中，直井缝网压裂改造技术在低渗透油田中的应用备受关注。低渗透油田开采困难、成本高昂，而直井缝网压裂改造技术的应用可以在一定程度上提高油田开采效率，降低开采成本，因此备受油田开发者们的青睐。下面将针对直井缝网压裂改造技术在低渗透油田中的应用，做进一步的探讨。需要了解什么是直井缝网压裂改造技术。直井缝网压裂改造技术是一种通过改造原有井筒结构，使用高压液体在岩石中形成裂缝并保持开裂状态，以增加孔隙度和渗透率，提高油气开采效率的技术。直井缝网压裂改造技术的应用可以改善低渗透油田的地质条件，提高单井产能，减少井底流压，提高油井的采收率，从而降低开采成本，提高油田的经济效益。直井缝网压裂改造技术在低渗透油田中的应用有哪些优势呢？低渗透油田通常存在着油层厚度大、渗透率低、孔隙度小等地质特点，直井缝网压裂改造技术可以有效增加油藏的有效渗透率，提高油田的开采效率。直井缝网压裂改造技术具有灵活性强、施工周期短、投资回报快的特点，能够快速提高油井的产能，降低开采成本。直井缝网压裂改造技术可以有效延长低渗透油田的开采周期，提高油田的持续开采能力，有利于保障油气资源的持续供应。除了优势之外，直井缝网压裂改造技术在低渗透油田中的应用还存在一些挑战。直井缝网压裂改造技术对施工条件要求较高，地质条件不同、井筒结构复杂都会给施工带来一定的困难。直井缝网压裂改造技术需要大量的水、砂岩等压裂介质，对资源的消耗较大。直井缝网压裂改造技术在应用过程中需要对油层地质条件、井筒结构等进行精准的分析和评估，否则容易造成施工失败。针对以上挑战，油田开发者们可以采用以下策略应对。对于施工条件要求较高的挑战，可以加强工程技术研究和人才培训，提高施工人员的技术水平，同时注重施工前的精准测井和地质评估，为施工提供更精准的数据支持。对于能耗和资源消耗较大的挑战，可以引入绿色环保的压裂介质，提高资源利用效率，降低环境影响。对于地质条件和井筒结构的不确定性，可以加强前期勘探工作，提高对油藏地质条件的认识，减少施工风险。在实际应用中，直井缝网压裂改造技术在低渗透油田中取得了不少成功的案例。某低渗透油田在应用了直井缝网压裂改造技术后，单井产能提高了30%以上，采收率提高了10%以上，使油田的经济效益得到了显著提高。某地矿公司在一处低渗透气藏中应用了直井缝网压裂改造技术，成功实现了对原有油井的再利用，延长了气藏的生产寿命，提高了资源利用率。

致密油藏体积压裂技术应用

致密油藏体积压裂技术应用随着石油工业的发展，致密油藏的开采逐渐成为业内的焦点。致密油藏储层渗透率低、储量丰富，但开采难度较大。为了提高致密油藏的采收率，体积压裂技术应运而生。本文将详细介绍致密油藏体积压裂技术的原理和应用，并探讨其未来发展趋势和展望。关键词：致密油藏、体积压裂、技术应用、采收率致密油藏主要分布在非常规油气资源中，其储层渗透率低、储量丰富，但开采难度较大。为了提高致密油藏的采收率，需要采用先进的开采技术。体积压裂技术是一种新型的开采方法，通过在油藏中形成多条裂缝，增加储层的渗透性，从而提高原油的产量。致密油藏体积压裂技术的原理是，在储层中注入携带支撑剂的压裂液，通过高压泵入多条裂缝，形成复杂的裂缝网络。这些裂缝不仅可以增加原油的渗透性，还可以将储层划分为多个小块，提高采收率。在实际应用中，该技术已取得了显著的效果，为致密油藏的开采提供了新的思路。致密油藏体积压裂技术的应用前景广阔。随着非常规油气资源的不断开发，该技术在提高采收率、降低开采成本等方面具有重要作用。未

来，随着技术的不断进步和应用经验的积累，该技术将得到进一步优化和改进，为石油工业的发展带来更多的机遇和挑战。总结：致密油藏体积压裂技术是一种新型的开采方法，通过在油藏中形成多条裂缝，增加储层的渗透性，从而提高原油的产量。该技术在提高采收率、降低开采成本等方面具有重要作用，为致密油藏的开采提供了新的思路。随着技术的不断进步和应用经验的积累，致密油藏体积压裂技术将具有更广阔的应用前景。建议：为了更好地推广和应用致密油藏体积压裂技术，提出以下建议：加强技术研究和优化：进一步深入研究致密油藏体积压裂技术的原理和优化方法，提高该技术的可靠性和适应性。强化人才队伍建设：加强专业人才的培训和引进，提高石油工业从业人员的整体素质，为致密油藏体积压裂技术的推广和应用提供人才保障。推动行业合作：加强石油企业、科研机构和高校之间的合作，共同推动致密油藏体积压裂技术的发展和应用。提高智能化水平：结合人工智能、大数据等技术，提升致密油藏体积压裂技术的智能化水平，实现精准开采和优化管理。

致密油藏开发技术研究现状及前景

致密油藏开发技术研究现状及前景 [摘要]：致密油藏的开发引起了广泛关注，并且得到世界各国的重视，这在一定程度上有效缓解了我国石油资源匮乏的现状。本文主要对致密油藏的概念和特征进行了阐述，重点介绍了目前我国在致密油藏开发方面所应用的技术以及未来的发展前景，旨在能够为我国的致密油开发奠定一定的理论基础 [关键词]：致密油藏开发现状前景一引言致密油藏开发改变了美国持续24a石油产量下降的趋势，使产量进入快速增长阶段，进而引发了致密油藏开发的热潮。我国在上世纪70年代加入了世界勘探致密油气藏的行列，并在这个领域不断取得进展。我国致密油显示了巨大开采潜力：在松辽、鄂尔多斯、四川盆地等广泛分布，致密油都有重大发现，远景资源量在50亿吨左右。致密油已成为全球非常规石油勘探开发的亮点领域。我国拥有的致密油藏资源分布广泛，在我国石油工业中占有重要地位，在今后相当一段时期内将是我国石油工业增储上产的重要资源基础，致密油藏开发技术研究无疑具有重要的经济价值。二致密油藏概念及特征对于致密油藏，其概念有广义与狭义之分。广义致密油是指储存在低孔、低渗的致密储层中的石油资源，其开发方式需要使用与页岩气类似的水平井及体积压裂技术；狭义致密油是指来自页岩以外的低孔、低渗的致密储层中的石油资源，其开采同样需要水平井及体积压裂技术。广义致密油的概念包括页岩储层内的石油资源，着重强调的是储层的致密性。我国致密油资源通常分布于坳陷区以及斜坡带，油气资源具有大面积分布、但丰度不均一的特征。其地质特点可以总结为如下几个方面: (1) 致密油资源在凹陷内源储共生。油气分布不受圈闭控制，平面上或滞留于烃源岩，或位于紧邻

致密油藏采收率提升技术研究与应用

致密油藏采收率提升技术研究与应用随着全球石油储量的减少和需求的增加，致密油藏成为了一个备受关注的热点话题。这种类型的油藏一般具有低孔隙度和低渗透率，使得油气的开采难度大大增加。因此，致密油藏采收率的提升成为了石油行业面临的一个重要挑战。一、致密油藏的特点致密油藏是指孔隙度小于5%、渗透率小于0.1md的糠秕质沉积岩，油脂质主要为干酪根型或蜡根型。这种类型的油藏具有以下几个特点： 1. 孔隙度小，原油流动性差。这导致油气难以移动，采收率低。 2. 渗透率小，导致采收难度大，需要采用高效的方法才能将油气开采出来。 3. 石油化学性质稳定，储量丰富。尤其是在近年来，随着技术的发展，致密油藏的开采变得更加可行和经济可行。二、致密油藏采收率提升技术目前，致密油藏采收率提升技术主要有以下几种： 1. 液压压裂

液压压裂是指利用高压液体将岩石进行破碎，形成裂缝，使得油气能够顺着裂缝向井口流动。这种技术一般适用于孔隙度小、渗透率低的油藏。 2. 气体压裂气体压裂是指利用高压气体将岩石进行断裂，使得油气得以顺着断裂裂缝向井口流动。与液压压裂不同的是，气体压裂无需使用水，同时对环境的影响也更小。 3. 矿物质添加剂矿物质添加剂是指添加一些具有催化作用的矿物质，如纳米二氧化硅和纳米氧化铝。这些添加剂可以促进油气分子的运动，使得原油的流动性得到了改善。 4. 二氧化碳驱替二氧化碳驱替是指用大量的二氧化碳气体进行注入，将原油向井口推移。这种驱替技术通常适用于储存量丰富的致密油藏，且对环境污染较小。三、致密油藏采收率提高之路虽然致密油藏开采的技术已经得到了很大的进步，但是仍然存在一些挑战和难点。比如，液压压裂技术存在环保问题，二氧化

志丹地区三叠系致密砂岩油藏特征

志丹地区三叠系致密砂岩油藏特征作者：刘艳丽刘宝平来源：《科技创新导报》2012年第26期摘要：以鄂尔多斯盆地志丹地区为例，对志丹地区三叠系油藏进行了类型划分，重点对长3～长10的致密砂岩油进行了分析，利用大量测井、录井和分析化验资料对研究区的烃源岩、储层和盖层条件进行了研究，研究区生储盖组合条件良好，有利于致密砂岩油的形成。通过对志丹地区致密砂岩油的分布特点以及控制因素的分析，研究了油藏的成藏动力和运移方式，总结出了志丹地区三叠系致密砂岩油藏的特征：烃源岩大量发育；源储紧邻，近距离运移；浮力受限，一次运移为主；大面积成藏，甜点富集；广泛含油，准连续分布；分异能力差，油水共存。关键词：致密砂岩油准连续非常规志丹地区三叠系中图分类号：TE1 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2012）09（b）-0067-02 关于致密砂岩油的定义和特征，目前国内外的文献都很少，主要在一些油藏开发工程技术论文中提到致密油藏的概念[1-2]。从目前的认识和生产实践来看，我们通常所说的致密砂岩油一般是指储存在致密的低孔低渗砂岩储层中的石油，如威利斯顿盆地巴肯致密砂岩油[3]，其孔隙度为10%～13%，渗透率（0.1～1）×10-3μm2。在我国，使用较多的概念为低渗透、特特低渗透或超低渗透油藏，指孔隙度低、吼道小、流体渗流能力差、产能低，一般都需要进行油藏改造才能维持正常生产的油田。赵靖舟[4]认为致密砂岩油藏是只有经过大型压裂改造等措施才可以获得经济产量的砂岩油藏，其孔隙度一般12%时，浮力起主要作用，形成常规油气藏，孔隙度 1 油藏类型的划分综合前人的研究成果，根据研究区的具体情况，最终将志丹地区孔隙度 2 致密砂岩油的基本特征关于致密砂岩油气藏研究最早的是美国，始于致密砂岩气的研究，当时被称为隐蔽气藏，1995年美国联邦地质调查局提出了“连续型油气聚集”的概念[5-6]，2009年邹才能提出了“连续型油气藏”的概念[7-8]，赵靖舟研究了鄂尔多盆地致密砂岩油气于2011年提出了“准连续型油气藏II”，认为油气聚集受许多在横向上彼此相邻、纵向上相互叠置的岩性圈闭控制、岩性致密、油气藏大面积准连续分布、无明确油气藏边界的油气藏群或油气田。

体积压裂水平井缝网渗流特征与产能分布研究

体积压裂水平井缝网渗流特征与产能分布研究袁彬;苏玉亮;丰子泰;徐晨;薛继超;鲁明晶【摘要】指出水平井体积压裂技术可大幅扩大致密油藏泄流面积,提高最终采收率.为直观反映体积压裂水平井的渗流特征,基于优化得到次裂缝参数,利用流线模拟法研究体积压裂水平井流线场及饱和度场分布特征,分析缝网产能分布及含水上升规律.研究表明,水平井体积压裂次裂缝最优穿透比为0.35;整个渗流区域先后经历缝网附近线性流、缝网附近拟径向流和油水井连通后拟径向流等阶段；剩余油主要分布在注水井间压力平衡区及缝网间低压区；次裂缝可改善段间剩余油分布,各级缝网产油贡献差别不大,压裂缝网越靠外端产液贡献越大但见水越早,产油贡献低于水平井中部缝网. 【期刊名称】《深圳大学学报（理工版）》【年(卷),期】2013(030)005 【总页数】6页(P545-550) 【关键词】低渗透油田开发;致密油藏;体积压裂;水平井;次裂缝;流动阶段;产能分布【作者】袁彬;苏玉亮;丰子泰;徐晨;薛继超;鲁明晶【作者单位】中国石油大学(华东)石油工程学院,山东青岛266580;中国石油大学(华东)石油工程学院,山东青岛266580;中国石油大学(华东)石油工程学院,山东青岛266580;中国石油大学(华东)石油工程学院,山东青岛266580;中国石油大学(华东)石油工程学院,山东青岛266580;中国石油大学(华东)石油工程学院,山东青岛266580

【正文语种】中文【中图分类】TE348 缝网压裂是在水力压裂过程中，使天然裂缝不断扩张和脆性岩石产生剪切滑移，形成2 级及更多级次生裂缝，最终实现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［1-5］.若成藏压力较高，加之采用缝网压裂技术压出网络裂缝，使储集层孔喉与裂缝达到极大限度的沟通，导流能力极大增强，储集层渗流阻力减小，使低渗透致密储集层渗流启动压力梯度自然“消失”，流体流动将表现出无“启动压力梯度”的特征［6-10］.在实施“体积改造”过程中，由于储集层形成复杂裂缝网络，使储集层渗流特征发生了改变，主要体现在基质中的流体可以“最短距离”向各方向裂缝渗流，然后从裂缝向井筒流动，然而，缝网压裂后次生裂缝网络密度、延伸距离、作用范围和渗流特征都能显著影响基质流动的“最短距离”［11-14］. 因此，针对致密储集层，明确缝网压裂次生裂缝网络的几何参数、渗流特征及缝网产能贡献对于确定缝网压裂施工排量、砂比、压裂液黏度和净压力等参数，形成最优“缝网”系统，快速推动“立体体积改造技术”和“裂缝转向技术”，促使致密油气藏的高效开发至关重要［15-17］. 为此，本研究基于流线模拟技术，探讨流体质点在水平井缝网压裂复杂缝网渗流环境的运动规律，及油藏空间压力场变化规律，明确缝网尤其次生裂缝对缝网压裂增产的影响及渗流特征，为认清缝网压裂水平井在开发超低渗油藏中的渗流规律提供理论依据. 1 缝网压裂水平井缝网渗流特征油藏注水开发过程中，流线轨迹由源(注水井)入汇(采油井)，与等压线垂直. 一系列流线构成流线场，可直观反映油藏各流体质点在某一时刻的渗流情况，其疏密程度一定程度反映复杂油藏空间中不同位置流体质点在该时刻的渗流特征. 通过

致密油藏分段压裂水平井二氧化碳蓄能吞吐方式

致密油藏分段压裂水平井二氧化碳蓄能吞吐方式郑太毅;杨正明;王志远;董长春;何英【摘要】随着油田勘探开发程度不断加深,水平井初期产油量低且递减快、地层能量补充不足等问题严重地影响了油田的后续开发.通过油藏数值模拟技术,建立概念模型和实际模型,对致密油藏水平井注二氧化碳展开针对性研究,优化能量补充方式,选择合理的生产参数,明确致密油层水平井开发技术对策.结果表明,相同储层条件下,平注平采较直注平采的开发方式可以有效补充地层能量,而二氧化碳吞吐开发方式更合适渗透率在0.2～0.3 mD的储层.就研究区块而言,优选其开发方式适合于注二氧化碳吞吐,同时,相较于每吞吐轮次等量注入二氧化碳的方案,逐步提高每吞吐轮次的二氧化碳注入量的方案可以更为有效补充地层能量,使每个吞吐周期产出更多的油,随着吞吐周期的增加,开发效果愈加明显. 【期刊名称】《科学技术与工程》【年(卷),期】2019(019)004 【总页数】6页(P99-104) 【关键词】CO2;吞吐;致密油藏;参数优化;能量补充;数值模拟【作者】郑太毅;杨正明;王志远;董长春;何英【作者单位】中国科学院大学工程科学学院,北京100049;中国科学院渗流流体力学研究所,廊坊065007;中国科学院渗流流体力学研究所,廊坊065007;中国石油勘探开发研究院,北京100083;中国科学院大学工程科学学院,北京100049;中国科学院渗流流体力学研究所,廊坊065007;吉林油田勘探开发研究院,松原138001;中国科学院渗流流体力学研究所,廊坊065007;中国石油勘探开发研究院,北京100083

【正文语种】中文【中图分类】TE341 致密油是指储集在覆压基质渗透率小于或等于0.2 mD(空气渗透率小于2 mD)储集层中的石油[1]。全球致密油资源量大概为6 900×108 t[2—5]，而中国资源量大约在200×108 t[6—9]，是中国能源的重要组分部分，有助于缓解现有的能源压力。近几年，中国各致密油区开始广泛应用水平井，水平井加体积压裂改造实现了致密油藏初期规模建产，但随着开发的进行，油藏产油量递减程度加大，采出程度低，亟须进行开发新方式研究[10—13]。松辽盆地南部某致密油藏，目标油层储层物性差，属于大面积连片满凹含油的致密油藏，该区域自2011年起逐步形成了以水平井开发为主导的开发模式。随着油田勘探开发程度不断加深，水平井越来越多的开发问题逐步暴露出来，如产油量初期低且递减快、地层能量补充不足等问题，严重影响了油田的有效开发。本文以该致密油藏为研究对象引用油藏数值模拟技术，建立了概念模型和实际模型，对比不同开发方式，优化能量补充参数，明确致密油层水平井开发技术对策，以期研究区域油层的有效开发理论指导，为储层有效动用提供技术保障，进而带动油田致密油藏的持续有效动用。 1 概念数值模型建立以目标区块的水平井X砂组为研究对象，该砂组平均埋藏深度为2 110 m，储层压力为21 MPa，平均厚度为7.6 m，平均孔隙度为9.90%，平均渗透率为0.21 mD，建立了网格数为121×51×1的概念模型，如图1所示。图1 概念数值模型Fig.1 Conceptual numerical model 概念模型平面网格的尺寸为10 m×10 m，纵向网格网格长度为7.6 m，其中水平

致密油藏体积压裂水平井动用规律——以长庆油田为例

致密油藏体积压裂水平井动用规律——以长庆油田为例徐黎明;王利明;牛小兵;郝炳英;阎逸群;陈斯宇;姚飞【摘要】压裂水平井已越来越广泛地应用于低渗透致密油藏开发,然而,关于压裂水平井动用规律的研究报道较少.为弥补这一不足,利用条带源模拟体积压裂水平井的裂缝,推导考虑启动压力梯度的体积压裂水平井压力公式,以长庆油田为例,对致密油藏体积压裂水平井的动用规律进行研究.结果表明:体积压裂水平井单井开发时,随着开发时间的增加,动用半径先增大后减小;随着水平井段长度的增加,纵、横向动用半径越来越大,但相对变化幅度却较小.半缝长的增加对纵、横向的动用半径影响不同,随着半缝长的增加,横向动用半径越来越大,但基质动用半径越来越小;纵向动用半径越来越小.随着缝网宽的增加,纵、横向的动用半径越来越大,但变化幅度越来越小.【期刊名称】《油气地质与采收率》【年(卷),期】2016(023)006 【总页数】7页(P87-93) 【关键词】致密油藏;体积压裂;水平井;动用规律;长庆油田【作者】徐黎明;王利明;牛小兵;郝炳英;阎逸群;陈斯宇;姚飞【作者单位】中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院,陕西西安710018;中国石油大学(北京)石油工程学院,北京102249;中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院,陕西西安710018;中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院,陕西西安710018;中国石油大学(北京)石油工程学院,北京102249;中国石油大学(北京)石油工程学院,北京102249;中国石油大学(北京)石油工程学院,北京102249

【正文语种】中文【中图分类】TE357.1 随着常规油藏的开发，中国现有剩余探明储量主要集中在低渗透致密油藏。低渗透致密油藏孔隙小、喉道小［1-3］，启动压力梯度对其产能影响较大，原油在多孔介质中的流动偏离达西渗流定律［4-6］。只有当压力梯度大于启动压力梯度时，原油才能流动。由于注水开发比较困难，在开发初期及较长的一段时间内一般采用压裂水平井进行衰竭开发。然而，目前对压裂水平井动用规律的研究报道较少，大部分都是针对直井动用半径的研究［7-10］。为弥补这一不足，建立考虑启动压力梯度的渗流数学模型，推导考虑启动压力梯度的体积压裂水平井压力公式，以长庆油田为例，对体积压裂水平井的动用规律进行研究，以指导致密油藏开发井位部署。在低渗透致密油藏中，启动压力梯度对渗流速度的影响［11-13］可表示为与常规压裂相比，体积压裂的优势是能在近井地带形成压裂改造带，可对地层及渗流场形成较大幅度的改造。2个条带源通过Newman乘积组合形成1个定长宽的条带源，可用以模拟体积压裂水平井的压裂改造带。多个条带源叠加可模拟体积压裂水平井渗流场［14］（图1）。在条带源模拟的体积压裂水平井中（图1），流体流动包括2部分：①考虑启动压力梯度的缝外流动，由基质流向裂缝；②不考虑启动压力梯度的缝内流动，由裂缝流向井筒，假设为线性流。对于缝外流动，其假设条件包括：①均质、等厚、无穷大地层中心有一点源以一定产油量生产；②流体单相弱可压缩，渗流满足低速非达西定律；③忽略重力及毛管压力作用；④流动为等温过程。渗流控制方程为

超低渗透致密油藏水平井井网优化技术研究

超低渗透致密油藏水平井井网优化技术研究赵继勇;何永宏;樊建明;李书恒;王石头【摘要】There is abundant petro-resources with great development potential in the ultra-low permeable reservoirs located in Ordos Basin;however,it is difficult to increase the production rate of single well drastically as the formation is of poor reservoir properties and strong heterogeneity. According to the characteristics of ultra-low permeable formation,the study is carried out focusing on horizontal well pattern,well drainage direction,parameters of horizontal section and producer-injector spacing,to establish the effective displacement pressure system. According to the studies,the research results show that the well pattern is the crisscross row pattern,which is the joint cloth well for the horizontal and vertical wells;the artificial pressure crack pattern is the dumbbell-shaped;the density of artificial fracture is 2/(100 m);the length of horizontal section ranges from 700 to 800 m;the producer-injector spacing ranges from 700 to 800 m;the row spacing is about 150 m. Based on the research results for the horizontal well pattern design,the average initial production rate of single horizontal well in ultra-low permeable reservoirs is about 8.0 t/d,which is 4 times of the average production rate of vertical well. This proves that this method can improve the well production rate of ultra-low permeable reservoirs drastically.%鄂尔多斯盆地具有丰富的超低渗透油藏资源，开发潜力巨大，但由于其储层物性差、非均质性强等特点，直井大幅度提高单井产量难度较大。针对超低渗致密储层特点，以建立有效驱替压力系统为目标，利用矿

致密油藏压裂水平井Blasingame曲线分析

致密油藏压裂水平井Blasingame曲线分析林旺; 范洪富; 王少军; 闫林; 陈福利; 刘立峰; 车树芹【期刊名称】《《油气地质与采收率》》【年(卷),期】2019(026)006 【总页数】7页(P122-128) 【关键词】致密油藏; 压裂水平井; 双重介质耦合产量模型; Blasingame曲线; 非结构混合网格【作者】林旺; 范洪富; 王少军; 闫林; 陈福利; 刘立峰; 车树芹【作者单位】中国地质大学(北京)能源学院北京100083; 中国石油勘探开发研究院北京100083 【正文语种】中文【中图分类】TE341 近年来，随着美国致密油藏的有效开发，致密油藏已成为油气产量接替的主要类型［1-3］，但致密油藏物性差，渗透率极低，流体流动能力差，常规开发方法已不能进行有效开发，需要运用水平井并进行大规模压裂形成多条裂缝，利用裂缝沟通更多的储层孔隙，才能得到经济的工业油流［4-7］。致密油藏因极低的渗透率，流体渗流不再遵循达西线性渗流规律［8-10］，但其在裂缝中的流动能力却较高，这样就形成了基质与裂缝2 种渗流规律不同的介质，使整个渗流过程变得更为复杂，常规的产量分析方法无法满足现场需求。目前水平井多段压裂的产能预测

［11-15］与试井分析模型［16-20］较多，但考虑基质与裂缝渗流规律不同的模型较少，同时，致密油藏为了节约成本所进行的试井测试，尤其是关井后进行的压力恢复测试，需要时间较长，对生产影响较大，因此，现场基本上不进行试井测试，目前的试井分析模型仅限于理论研究，不能用于油田实际生产中，对已生产一段时间的生产井进行分析的方法较少，对启动压力梯度及包括裂缝条数、裂缝间距、裂缝半长在内的裂缝参数对致密油藏压裂水平井产量变化规律的影响研究也较少。为此，笔者从基质与裂缝不同的渗流规律出发，建立考虑致密油藏基质启动压力梯度的多段压裂水平井的渗流方程，并应用有限体积法在非结构混合网格的基础上进行求解，同时，对计算结果运用Blasingame 曲线的制作方法得到致密油藏压裂水平井的Blasingame 曲线，并分析启动压力梯度、裂缝条数、裂缝间距和裂缝半长对Blasingame 曲线的影响，为致密油藏压裂水平井开发生产动态数据的分析提供理论与技术支撑。 1 致密储层孔隙特征及渗流规律 1.1 储层孔隙特征高渗透率储层孔隙直径大于30 μm，主体分布于30～600 μm，喉道直径主要分布于10～60 μm；中渗透率储层孔隙直径大于20 μm，主要分布于20～500 μm，喉道直径主要分布于5～40 μm；低渗透率储层孔隙直径主要分布于20～400 μm，喉道直径主要分布于2～20 μm；特低渗透率储层孔隙直径大于10 μm，主要分布于10～100 μm，喉道直径主要分布于0.1～10 μm；超低渗透率储层孔隙直径大于5 μm，主要分布于5～80 μm，喉道直径主要分布于0.02～5 μm；而致密油藏储层孔隙直径相对常规油藏急剧减小，孔隙直径总体分布于0.01～10 μm，喉道直径主要分布于0.005～1 μm，可见致密油藏储层的孔喉尺寸相对于低、特低渗透率，甚至于超低渗透率储层来说都要小得多。 1.2 渗流规律

致密砂岩油藏水平井分段压裂布缝与参数优化

致密砂岩油藏水平井分段压裂布缝与参数优化蒲春生;陈庆栋;吴飞鹏;何延龙;孙威【摘要】In order to achieve reservoir stimulation and control water breakthrough ,research was con‐ducted on hydraulic fracturing patterns and fracture parameters of horizontal well staged fracturing accord‐ing to the characteristics of five‐spot injection‐production well pattern for a tight sandstone oil reservoir in the Ordos Basin .Hydroelectric simulation was conducted on fracturing methods for the pattern ,and then the optimal fracturing method and fracture pattern were selected .The specific parameters of staged hydrau‐lic fracturing were optimized using reservoir numerical simulation methods .Hydroelectric simulation showed that staged fracturing would increase the low‐pressure area by 36.4 % and would increase pr oduc‐tivity by 72.5 % in comparison with traditional dual‐wing fracturing ,and the spindle‐shaped fracture pattern was most suitable for five‐spot injection‐production pattern .The best values were obtained when the angle between res‐ervoir boundary and th e fracture toes trend ,fracture spacing and fracture conductivity were 23.2° ,92.7 m and 15 D・cm respectively .Study results were used as reference for the fracturing design of Well YP 8 which had a‐chieved goods results ,with daily fluid production of 22.66 m3 and oil production of 18.11 t ,with stable production until the time of the writing of the results .The results showed that spindle‐shaped fracture pattern would achieve bet‐ter near‐wellbore region seepage conditions ,would result in higher production and would

致密油藏体积压裂水平井参数优化研究

致密油藏体积压裂水平井参数优化研究苏皓;雷征东;张荻萩;李俊超;鞠斌山;张泽人【摘要】"水平井+体积压裂"技术是获取致密性储层中工业油流的重要手段.为了对影响体积压裂水平井开发效果的参数进行优化设计,基于离散裂缝模型的数值模拟方法,采用更为灵活的非结构化网格,建立了体积压裂水平井模拟模型,经Eclipse 软件及矿场实际井资料验证该模型可靠性较高,可准确地表征复杂裂缝的几何参数和描述流体在裂缝中的流动.利用长庆油田某致密油藏实际参数,对水平井方位、布缝方式、段间距、簇间距、改造体积等参数进行了优化设计,结果表明:当水平井方位与天然裂缝平行时,开发效果最好;根据累计产量的大小,哑铃型布缝方式优于交错型、均匀型、纺锤型布缝方式;段间距应大于相邻2段的泄油半径之和,避免段间干扰;簇间距应尽可能大,但要小于天然裂缝平均缝长;当改造体积一定时,细长形状的改造区域比短粗形状的改造区域开发效果更好,当工艺上难以增加压裂裂缝长度时,可通过增加段内簇数改善开发效果,簇数越多,初期累计产量越高,但最优簇数取决于开采时间的长短.研究结果可为致密油藏体积压裂水平井造缝设计提供依据. 【期刊名称】《岩性油气藏》【年(卷),期】2018(030)004 【总页数】9页(P140-148) 【关键词】致密储层;水平井;体积压裂;数值模拟;离散裂缝模型;非结构化网格【作者】苏皓;雷征东;张荻萩;李俊超;鞠斌山;张泽人【作者单位】中国地质大学(北京)能源学院,北京100083;中国石油勘探开发研究院,北京100083;中国石油勘探开发研究院,北京100083;中国石油经济技术研究院,北

京100724;中国石油勘探开发研究院,北京100083;中国地质大学(北京)能源学院,北京100083;中国石油集团东方地球物理勘探有限责任公司,河北涿州072750【正文语种】中文【中图分类】TE319 0 引言近年来，随着非常规油气资源占比的增加，其勘探开发逐渐引起关注［1］。致密油作为一种重要的非常规能源，继页岩气之后已成为非常规油气勘探开发的新热点［2］。我国致密油气的勘探已取得明显成效［3-4］，在准噶尔、鄂尔多斯、四川、渤海湾、松辽等盆地均发现了致密油油田。尽管致密油勘探已取得良好开端，但致密储层具有孔渗条件差、单井产能低［5-6］等特点，采用常规开发手段难以获得工业油气流。在国内，长庆油田率先利用“水平井+体积压裂”技术对致密油藏进行先导试验开发，并取得了良好的效果［7-9］。目前，国内外针对水平井体积压裂参数优化设计的研究较少，且采用的模拟网格及假设条件多存在局限性和不适用性［10-11］，难以精确表征储层中的天然裂缝与人工裂缝构成的复杂缝网［12］；此外，大多数研究中的优化对象均为客观地质参数［13-14］，缺乏针对人为可控参数的优化研究。针对这些问题，基于非结构化网格技术，建立能够显性刻画体积压裂复杂缝网的离散裂缝数值模拟模型，并对体积压裂水平井可控参数进行优化研究，以期为致密油藏体积压裂水平井造缝设计提供依据。 1 离散裂缝模型数值模拟技术目前，针对复杂缝网的模拟方法主要有局部网格加密法（LGR）、Warrant-Root 模型和离散裂缝模型（DFM）［15-17］。LGR 是一种基于笛卡尔网格的单介质