盒8致密气储层水平井体积压裂增产影响因素_苏玉亮
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ECLIPSE 流线模拟方法，使流体沿着流线在压力梯度方向运移，形成自然运移网络，追踪油、水在油藏中的移动. 本次流线模拟采用油水两相模型，模拟超低渗油藏参数为:平均油层厚度为15 m，平均渗透率0.6 ×10-3 μm2，平均孔隙度为12.4%，地层原油黏度为1.18 mP·s，原始地层压力16.7 MPa，原始含油饱和度为54%，地面原油密度0.835 g/cm3. 模拟采用水平井采油和直井注水的5点井网，井距为160 m，排距为310 m，水平段长度为800 m，缝网压裂8 级，主裂缝长320 m，主/次裂缝导流能力40/4 μm2·m，以注采平衡方式开采，注水井最大井底流压40 MPa，生产井最低井底流压8 MPa，产液量上限为50 m3/d.图1 水平井缝网压裂改造示意图Fig.1 Schematic diagram of volume-fracturing horizontal well在井网形式、水平段长度和压裂段数一定的情况下，首先确定次生裂缝的合理参数，并在此基础上进行渗流特征及产能分布研究. 由于次裂缝密度主要受天然裂缝密度控制［18-20］，因此，设模型次裂缝密度0.025 条/m. 研究主要针对次裂缝延伸带宽优化，先保持其他参数不变，改变次裂缝带宽0、10、30、50、70 和90 m，得水驱特征曲线如图2.图2 不同缝网带宽下缝网压裂水平井水驱规律曲线Fig.2 Water flooding curveof horizontal well with of different network width由图2 可知:①随次裂缝延伸带宽增大，开发末期(含水率95%)缝网压裂水平井采出率越大，但当次裂缝延伸带宽大于70 m 后，采出率的增加不再明显，采出率比分段压裂水平井(缝网带宽0 m)提高约10%;②相同采出率下，次裂缝延伸带宽越大，缝网压裂水平井含水率越低;但当次裂缝带宽大于70 m 后，含水降幅明显变小. 研究表明，增大次裂缝延伸带宽，有利于改善油藏水驱效果，提高致密油藏的最终采收率. 因此，在该5 点井网井排距和水平段长度下，缝网压裂水平井最优次裂缝延伸带宽为70 m，穿透比约0.35.致密油藏缝网压裂水平井注水开发过程中，其渗流可分为3 个阶段，但与常规分段压裂水平井流线形态存在差异:1)缝网附近线性流. 流线垂直于压裂裂缝，以线性流方式流入水平井井筒，形成垂直裂缝线性流，见图3 (a)和图3 (b). 由于次裂缝的存在，缝网压裂线性流明显复杂，流线纵横交错，表明缝网压裂较分段压裂裂缝两侧区域流体明显加速流入井筒.2)缝网附近拟径向流. 缝网段与段间流线较为密集，同时流线以缝网指端为中心呈径向散射状，见图3 (c)和图3 (d). 缝网压裂缝网内部平行次裂缝流线密集，表明此时缝网压裂除流线连接区域的流体开始流动外，缝网内部流动强度要强于分段压裂.3)油水井连通后的拟径向流:油水井井流线沟通，压力波及整个油藏，整个区域的流动近似看成平面径向流;缝网压裂较分段压裂明显存在平行主、次裂缝流线，次裂缝沟通缝间，流线明显富集，缝间流体流动加强.图4 为缝网压裂水平井在开发初期、中期(含水率约80%)和末期(含水率大于95%)的流线场和饱和度场分布. 结果表明:①开发初期. 流线形态以平行主次裂缝的线性流和缝网附近拟径向流为主，饱和度场形成以水平井及缝网为中心的椭圆形区域，注水井附近压力较高;②开发中期. 油水井间流线连通，流线呈平面拟径向流形态，流线富集，注水前缘首先突破外端缝网、裂缝指端及次裂缝，并逐渐推进，剩余油形成以水平段为中心的十字形分布，水平井中部两侧高含油饱和度分布范围广;③开发末期. 流线大部分富集水平井最外端缝网内外侧，中部附近流线明显稀疏，仍存在平行次裂缝流线，注入水沿裂缝形成优势通道导致缝网段间流线减少，剩余油主要分布在注水井间及缝网段间，但次裂缝的存在使得段间剩余油富集不再明显. 图3 缝网压裂与分段压裂水平井不同流线形态特征Fig.3 Different streamline characteristics of volume-fractured and multiple-fractured horizontal well 2 缝网产能分布与产水上升规律分析图5 缝网压裂水平井的不同位置缝网产液量分布曲线可知，除水平井中部缝网外，其他位置各缝网产液量均先减少后增加至趋于稳定;中部缝网产液量先减后增，然后趋于稳定;在水驱前缘位未到达缝网之前，产液量主要来自近井带流体，且随地层压力下降，产液量逐渐减少;水驱前缘突破缝网后，即各缝网产液量最低点对应时刻，注入水与压裂缝网间形成优势通道，产液量逐渐增大至趋于稳定;注入水首先突破外端缝网，外端缝网产液量增大，而中间缝网供液能力最差，产液量贡献最小(不同位置缝网累积产油贡献率如图6)，由于定产液量生产导致后期产液量下降至趋于稳定.图4 缝网压裂水平井不同开发阶段渗流场图Fig.4 Fluid flow field figures of volume-fractured horizontal well at different time由图6 可知，水平井最中间缝网贡献率最高(32%)，最外端缝网次之(27%)，其他位置缝网贡献相当(20%)，主要因为外端缝网见水早，后期含水率高，产油量偏低;而外端缝网见水见效后有利中间缝网附近剩余油驱替，而此时中间缝网含水率低，产油量增加.图5 缝网压裂水平井不同位置缝网产液分布曲线Fig.5 Fracture network liquid production distribution curve at different position of horizontal well图6 体积压裂水平井不同位置缝网产液产油贡献率Fig.6 Fracture network liquid ＆ oil production at different position of horizontal well图7 和图8 为缝网压裂水平井不同位置缝网的产油分布和含水上升曲线，结果表明，低渗透油藏注水开发初期，缝网压裂水平井最外端缝网产油量最大，之后迅速下降，后期见水后含水率迅速上升，产油量趋于稳定;越靠近水平井中部的缝网初期产油量越低，随之略有增加后迅速下降，见水后趋于稳定;端部缝网见水之后中部缝网见水之前，中部缝网附近压力上升，但含水率增加不明显，产油量增加，生产中后期(含水率80% ～90%)中部缝网产油量高于外端缝网;中部缝网见水后，含水率迅速上升，产油量下降渐趋稳定，达到与外端缝网产油量相当的水平，其低含水生产期最长，外端缝网含水达95%时，中部缝网仅约58%.图7 缝网压裂水平井不同位置缝网产油分布曲线Fig.7 Fracture network oil production distribution curve at different position of horizontal well图8 体积压裂水平井不同位置缝网含水上升曲线Fig.8 Fracture network water cut rising curve at different position of horizontal well结语综上可知，水平井缝网压裂技术可明显改善致密油藏注水开发效果，提高最终采收率，其缝网特征、渗流特征及产能分布主要有:1)在本例中，水平井缝网压裂次裂缝带宽最优穿透比约0.35，整个渗流过程分3个阶段，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;2)随着开发时间延续，缝网压裂水平井外端缝网与注水井间流线越密集，水平井中部及缝网间流线相对稀疏，剩余油主要分布在注水井间压力平衡区及缝网间低压区，次裂缝的存在可明显改善缝网间低压区剩余油分布;3)不同位置的缝网产能及含水上升不同. 最外端缝网产液水平最高，含水率也高，导致产油能力低于中部缝网，外端缝网见水后上升速度较快.因此，合理优化缝网裂缝参数设计，保持各缝网间产液/油量均匀分布和减缓外部缝网含水上升速度是高效发挥缝网压裂在致密油藏开发优势的关键.参考文献/ References:［1］Chen Zuo，Xue Chengjin，Jiang Tingxue，et al. 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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 1，2，雷征东 2，张荻萩 3，李俊超 2，鞠斌山 1，张泽人 4
（1. 中国地质大学（北京）能源学院，北京 100083；2. 中国石油勘探开发研究院，北京 100083；3. 中国石油 经济技术研究院，北京 100724；4. 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）
累计产量随着段间距的增大而增加但增加的幅度由大变小这是由于当段间距较小时相邻两段的泄油面积重叠部分较大储量动用程度低随着段间距增大相邻两段的泄油面积重叠部分变小总泄油面积变大表现为累计产量快速增加且裂缝导流能力越强增加的幅度越大而随着段间距持续增大相互干扰作用不断减弱累计产量增加的幅度也变小最后趋于不变
收稿日期：2017-12-20；修回日期：2018-03-04；网络发表日期：2018-06-19 基金项目：“十三五”国家重大科技专项“低渗、特低渗油藏水驱扩大波及体积方法与关键技术”（编号：2017ZX05013-002）资助 作者简介：苏皓（1990-），男，中国地质大学（北京）在读博士研究生，研究方向为低渗透油田开发理论和方法。地址：（100083）北京市海淀
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Biblioteka 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
SU Hao1，2，LEI Zhengdong2，ZHANG Diqiu3，LI Junchao2，JU Binshan1，ZHANG Zeren4
致密岩性气藏水平井生产效果影响因素分析
致密岩性气藏水平井生产效果影响因素分析作者：唐钦锡来源：《中国化工贸易·中旬刊》2018年第05期摘要：水平井在开发苏里格致密岩性气藏中得到广泛的应用，尤其在苏X区块采用水平井整体开发，取得了良好的应用效果。
影响水平井开发效果的因素众多，不少学者从压裂参数优化设计，压裂工艺做过诸多分析和研究，本文重点对地质条件进行解剖，总结一套相对简单易于操作的指标，以期对水平井的优化部署和设计提供参照。
关键词：苏里格；致密气藏；岩性气藏；水平井1 基本地质特征苏X区块位于苏里格气田中北部，主要含气层位为二叠系下石盒子组盒8段及山西组山1段，气层多集中发育在盒8下4、5、6小层及山1段7小层，构造为平缓西倾大单斜。
储层为三角洲背景下的河道砂体，孔隙度5～12%，渗透率 0.06～2mD，压力系数0.87，储量丰度为1～2×108m3/km2埋深3200～3600m，属于“低孔、低渗、低压、低丰度、低产”的岩性气藏。
2 影响因素分析影响水平井开发效果的因素众多，但水平井要实现经济有效开发，需要同时满足三个条件，①足够的物质基础；②良好的油气渗流通道；③较好的压力保持程度。
本次只从地质角度分析物质基础方面对产量的影响。
对于致密气藏均需要采用压裂才能获得工业气流，因此渗流条件条件着重在压裂工艺和参数优化上，在此不论述。
整个苏里格气田压力系数相近，不同的是井网形式不一致，钻井开发先后不一样，对压力保持有影响，需具体问题具体研究分析，在此不论述。
以X区块内130口水平井实际产量数据作为分析的基础，参与分析的水平井平均生产时间1668天，平均单井实际累产7258万方。
由于生产时间较长，累产预测精度较高，因此以实际生产数据为基础预测的最终累产为硬性量化指标评判生产效果。
另外以累产大于10000万方以上为I类井，5000-10000万方为II类井，5000万方以下为三类井，进行定性判别，归类分析。
3 物质基础3.1 储能系数相同区块内压力及气质组分差异不大，储能系数（hφSg）能够一定程度反映一个区域的含气富集程度，间接反映了物质基础雄厚程度。
体积压裂技术在苏里格气田水平井开发中的应用――以苏53区块为重点
石油与天然气化工３８２ＣＨＥＭＩＣＡＬＥＮＧＩＮＥＥＲＩＮＧＯＦＯＩＩ。
＆．ＧＡＳ２０１３体积压裂技术在苏里格气田水平井开发中的应用油气田化学以苏５３区块为例叶成林１王国勇１（１．中国石油长城钻探苏里格气田项目部）摘要体积压裂技术是非常规气藏后期改造的关键技术之一。
苏里格气田属于致密砂岩气藏，为了实现水平井高效开发，提高气藏最终采收率，以苏５３区块为例，以体积压裂适用的基本地质条件为依据．对苏里格地区水平井体积压裂适用性进行分析。
同时，借用数值模拟方法，对水平井采用不同压裂改造方式进行模拟对比。
结果表明：①苏里格气田储层具有微裂缝较发育、渗透率低、石英含量高等地质特征，满足体积压裂改造的基本储层条件；②通过模拟结果对比，苏里格气田水平井实施体积压裂效果明显优于常规压裂。
另外，利用裂缝监测技术、ＦＡＳＴ和ＴＯＰＡＺＥ软件等对２０１２年实施的５口体积压裂水平井进行了效果分析，认为：①体积压裂水平井平均单井加砂量、液量、裂缝条数等参数明显优于常规压裂水平井；②体积压裂水平井初期平均日产气约为１２×１０４４ｍ３，平均无阻流量、动储量分别为７７．９×ｌＯｍ３／ｄ、１．７５×１０８ｍ３，均为动态Ｉ类井。
关键词体积压裂采收率水平井苏里格气田非常规气藏中图分类号：ＴＥ３５７．１＋３文献标志码：ＡＤＯＩ：１０．３９６９／ｊ．ｉｓｓｎ．１００７—３４２６．２０１３．０４．０１２ＡｐｐｌｉｃａｔｉｏｎｏｆｓｔｉｍｕｌａｔｅｄｒｅｓｅｒｖｏｉｒｖｏｌｕｍｅｔｏｈｏｒｉｚｏｎｔａｌｗｅｌｌｓｉｎＳｕｌｉｇｅｇａｓｆｉｅｌｄ——ＡｃａｓｅｓｔｕｄｙｉｎＳｕ５３ｂｌｏｃｋＹｅＣｈｅｎｇｌｉｎ，ＷａｎｇＧｕｏｙｏｎｇ（ＰｒｏｊｅｃｔＤｅｐａｒｔｍｅｎｔｏｆＳｕｌｉｇｅＧａｓＦｉｅｌｄ，ＧＷＤＣ，Ｐａｎｊｉｎ１２４０１０，Ｌｉａｏｎｉｎｇ，Ｃｈｉｎａ）Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｉｎｒｅｃｅｎｔｙｅａｒｓ，ｔｈｅｓｔｉｍｕｌａｔｅｄｒｅｓｅｒｖｏｉｒｖｏｌｕｍｅｂｅｃｏｍｅｓＳｕｌｉｇｅｇａｓｆｉｅｌｄｉｓａｏｎｅｏｆｋｅｙｔｒａｎｓｆｏｒｍａｔｉｏｎｔｅｃｈｎｏｌｏｇｉｅｓｆｏｒｕｎｃｏｎｖｅｎｔｉｏｎａｌｇａｓｒｅｓｅｒｖｉｏｒ．ＩｎｏｒｄｅｒｔＯｔｉｇｈｔｓａｎｄｓｔｏｎｅｇａｓｒｅｓｅｒｖｏｉｒ．ｒｅａｌｉｚｅｈｉｇｈｅｆｆｅｃｔｉｖｅｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔｆｏｒｈｏｒｉｚｏｎｔａｌｗｅｌｌａｎｄｉｍｐｒｏｖｅｕｌｔｉｍａｔｅｒｅｃｏｖｅｒｙｏｆｏｎｔｈｅｇａｓｒｅｓｅｒｖｏｉｒ，ｂａｓｅｄｂａｓｉｃｇｅｏｌｏｇｉｃａｌｃｏｎｄｉｔｉｏｎｓｆｏｒｓｔｉｍｕｌａｔｅｄｒｅｓｅｒｖｏｉｒｖｏｌｕｍｅ，ｔｈｅａｐｐｌｉ—ｃａｂｉｌｉｔｙｏｆｓｔｉｍｕｌａｔｅｄｒｅｓｅｒｖｏｉｒｖｏｌｕｍｅｗａｓａｎａｌｙｚｅｄｆｏｒｈｏｒｉｚｏｎｔａｌｗｅｌｌｉｎＳｕ５３ｂｌｏｃｋｏｆＳｕｌｉｇｅｇａｓｆｉｅｌｄ．Ｍｅａｎｗｈｉｌｅ，ｄｉｆｆｅｒｅｎｔｆｒａｃｔｕｒｉｎｇｔｒａｎｓｆｏｒｍａｔｉｏｎｗａｙｓｕｓｅｄｉｎｈｏｒｉｚｏｎｔａｌｗｅｌｌｓｗｅｒｅｃｏｎ—ｔｒａｓｔｅｄｂｙｎｕｍｅｒｉｃａｌｓｉｍｕｌａｔｉｏｎｍｅｔｈｏｄ．Ｔｈｅｒｅｗｅｒｅｔｗｏｒｅｓｕｌｔｓ：ｆｉｒｓｔｌｙ，ｔｈｅｍａｉｎｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓｏｆｔｈｅｒｅｓｅｒｖｏｉｒｗｅｒｅｌｏｗｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙ，ｍｉｃｒｏｆｒａｃｔｕｒｅ，ｈｉｇｈｑｕａｒｔｚｃｏｎｔｅｎｔａｎｄＳＯｏｎ，ｗｈｉｃｈａｒｅｍａｉｎｒｅｓｅｒｖｏｉｒｃｏｎｄｉｔｉｏｎｓｆｏｒｓｔｉｍｕｌａｔｅｄｒｅｓｅｒｖｏｉｒｖｏｌｕｍｅ．Ｓｅｃｏｎｄｌｙ，ｔｈｅｒｅｓｕｌｔｏｆｎｕｍｅｒｉｃａｌｓｉｍ—ｕｌａｔｉｏｎｓｈｏｗｓｔｈａｔｔｈｅｅｆｆｅｃｔｏｆｓｔｉｍｕｌａｔｅｄｒｅｓｅｒｖｏｉｒｖｏｌｕｍｅｗａｓｂｅｔｔｅｒｔｈａｎｎｏｒｍａｌｆｒａｃｔｕｒｅ．Ｉｎａｄｄｉｔｉｏｎ，ｔｈｉｓｐａｐｅｒａｎａｌｙｚｅｄｔｈｅｓｔｉｍｕｌａｔｅｄｒｅｓｅｒｖｏｉｒｖｏｌｕｍｅｅｆｆｅｃｔｏｆｆｉｖｅｈｏｒｉｚｏｎｔａｌ２０１２ｗｅｌｌｓｉｎｒｅ一ｂｙｆｒａｃｔｕｒｅｍｏｎｉｔｏｒｉｎｇｔｅｃｈｎｉｑｕｅ，ｎａｍｅｌｙＦＡＳＴｓｏｆｔｗａｒｅａｎｄＴＯＰＡＺＥｓｏｆｔｗａｒｅ．Ｔｈｅ基金项目：国家重大专项“大型油气田及煤层气开发”（２０１１ＺＸ０５０５８）。
致密砂岩气藏水平井生产技术对策
致密砂岩气藏水平井生产技术对策金大权;杨志伦;张春雨;陈启文;张春【摘要】苏里格气田二叠系盒8段、山1段主力气层属于致密砂岩储层,目前水平并是气田的主要开发方式和主力生产井,然而水平井存在生产初期压力、产量递减快,低产阶段井简易积液、气井管理难度大等问题.针对上述问题,通过开展水平井压力、产量及井筒积液规律等研究,提出了水平井“合理控制压降、低配长稳”的技术管理思路,优化了水平井井下节流器参数配置、排水采气及间歇制度等配套工艺措施.采用上述对策措施后,有效控制了气井压降、出砂,并延长了气井连续稳定生产时间,井下节流器配产符合率提高了17％,在减少积液水平井间歇开关频次、泡排药剂用量和加注频次同时,排出了井筒积液,延长气井开井周期,水平井生产时效明显提升.【期刊名称】《天然气勘探与开发》【年(卷),期】2016(039)004【总页数】5页(P44-47,52)【关键词】苏里格;致密砂岩气藏;水平井;低压低产;井筒积液;生产管理;技术对策【作者】金大权;杨志伦;张春雨;陈启文;张春【作者单位】中国石油长庆油田分公司第四采气厂;中国石油长庆油田分公司第四采气厂;中国石油长庆油田分公司第四采气厂;中国石油长庆油田分公司第四采气厂;中国石油长庆油田分公司第四采气厂【正文语种】中文随着苏里格气田水平井开发技术突破，气田生产水平井由2010年的29口增至目前的903口，水平井产气量贡献比例由2010年的5.2%提升至目前的36.3%。
随着水平井生产井数快速增大和生产时间延长，低产积液井数逐年增多，水平井管理难度逐渐增大。
如何降低水平井压力、产气量递减速率，防止地层出砂，有效延长气井进入低产积液阶段前的连续稳定生产时间，对储层保护、合理利用地层能量和降低生产管理成本有着重要意义。
水平井进入低产生产阶段后，如何采取技术措施排出井筒积液，确保低产阶段气井产能得到有效发挥，实现提高采收率和气田科学高效开发。
为此选取苏里格气田苏6、苏54、苏36—11、苏东41—33区块（以下简称研究区）为例进行研究。
苏里格气田水平井体积压裂浅析
苏里格气田水平井体积压裂浅析[摘要]在对低孔隙度、低渗透一特低渗透砂岩油气藏压裂中，由于储层基质向裂缝的供油气能力较差，仅靠单一的压裂主缝很难取得预期的增产效果。
因此，提出了适合低孔隙度、低渗透、低压储层的“体积压裂”技术。
随着苏里格气田水平井大面积的开发，针对其水平井的新工艺新技术也层数不穷，特别是今年“体积压裂”的水平井尤为突出。
[关键词]体积压裂水平井裂缝储层1“体积压裂”的概念体积压裂（volume stimulation）就是在水平井中进行一系列的大规模的压裂处理。
这个概念的提出源于Barnett shale地层。
其压裂理念：一是页岩内硅质含量高的层段具有脆性特征，遭受破坏时会产生复杂的缝网；二是体积压裂不同于常规压裂只形成单一裂缝，而是在一定体积内形成裂缝网络；三是采用水平井+分段压裂，形成复杂的裂缝网络，增大储层的接触，有利于页岩中天然气的充分释放。
国外比较成功的是利用“体积压裂”的理念开发页岩气。
通过水平井多段分簇压裂，形成与常规裂缝完全不同的复杂裂缝。
2苏里格气田体积压裂技术2.1技术原理在双封隔器分段压裂的基础上发展形成的多级封隔器分段压裂技术，作为非固井完井的尾管下入井底，根据需要的压裂级数分层，工具到位后，利用水利方法座封，压裂施工通过一次连续施工实现多级分压。
2.2具体做法技术套管下至预计的水平段顶部，注水泥固井封隔，然后换小一级钻头钻完水平井段，再将封隔器、滑套等完井管柱下入井底设计位置，封隔器胀封即对地层分段改造。
压裂时将不同大小的低密度球送入油管，然后将球泵送到相应的工具配套的球座内，封堵要增产处理的产层，再通过打滑套就魁处理下一个产层。
因为无需固井作业，天然裂缝不会受到固井伤害，并且在泵送作业过程中容易实现增产效果。
该工艺适用于天然裂缝性碳酸盐岩或硬质砂岩、井壁稳定不坍塌的储层，因使油层或气层直接与井眼相通，省却套管固井或尾管悬挂固井，具有油或气流入井内阻力小和经济的优点。
体积压裂水平井增产潜力及产能影响因素分析
单重介 质 ， 更精确 的表 征体 积 压 裂 改 造后 的致 密 储
层 。该 方法 将 主裂 缝 与 次 裂 缝 形 成 的复 杂缝 网 同
时融合 在基 质块 与 裂缝 块 系 统 中 ， 可 考虑 区域 致 密
储 层 的地层 主应 力 方 向 、 天然裂缝 复杂程度 、பைடு நூலகம்天 然 裂 缝开启 与半开启 状态 和储 层非 均质 性特征 。
第１ ３卷
第３ ５期
２ ０ １ ３年 １ ２月
科
学
技
术
与
工
程
Ｖｏ Ｌ １ ３ Ｎｏ ． ３５ Ｄｅ ｃ ．２ ０１ ３
１ ６ ７ １ —１ ８ １ ５ （ ２ ０ １ ３ ） ３ ５ — １ ０ ４ ７ ５ — ０ ６
Ｓ ｃ ｉ ｅ ｎｃ ｅ Ｔｅ ｃ ｈｎ ｏ ｌ ｏ ｇ ｙ ａ ｎ ｄ Ｅｎｇ ｉ ｎ ｅ ｅ ｒ ｉ ｎｇ
２ ０ １ ３年 ７月 ２ ４ ３收到 １ 中国石油 天然气股份公 司重大科技 专项 （ ２ ０ １ １ Ｅ － ２ ６ ０ ２ － ６ ） 资助
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
ｘ ｕ ｃ ｈ ｅ ｎ ０ ３ ０８ ＠ １ ６ ３ ． ｃ ｏ ｎ。
致密油藏水平井体积压裂产能影响因素及预测方法
第50卷第1期2021年1月辽宁化工Liaoning Chemical IndustryVol.50,No.1Janudry,2021致密油藏水平井体积压裂产能影响因秦芨锁测方法赵红兵（西安石油大学，陕西西安710065）摘要：致密油是指其覆压基质渗透率＞0.1mD的砂岩、灰岩等储集油层。
与常规油气相比，致密油的储层相对常规油气更致密，资源丰度也远远低于常规油气，但致密油藏含油气面积一般远大于常规油气，并且其“甜点区”常在部分区域集中分布，圈闭对致密油藏控制相对较弱。
在常规压裂改造技术条下，单井的试油试采产量极低，且面临动液面下降快、产量递减快的困境，故目前致密油藏多采用长井段的水平井配合大面积的体积压裂的改造方式进行开发。
主要介绍了影响致密油藏水平井产能的主要因素，并对其产能预测方法进行了探讨。
关键词：致密油；水平井；体积压裂；影响因素；预测方法中图分类号：TE348文献标识码：A文章编号：1004-0935（2021）01-0096-04随着常规油气勘探情况的恶化，占资源总量80%以上的非常规能源开始进入人们的视野，并逐渐引起人们的关注。
页岩气，煤层气，致密油，天然气水合物等非常规油气资源的勘探和开发已逐渐成为当前和未来石油工业的重要研究方向冋。
在多种非常规油气资源中，致密油因其分布广泛，资源潜力大而越来越受到能源行业的关注。
它被石油行业誉为“黑金”，并且在全球能源结构中发挥了重要作用。
近年来受钻井水平和开发技术的进步影响，多种油藏尝试采用水平井的开发方式并取得了良好的效果，尤其在低渗透特低渗的致密油藏开发方面，水平井的开采方式已经是替换原有开发手段而达到增产和提高采收率的重要方法。
目前，致密油藏多采用长井段的水平井配合大面积的体积压裂的改造方式进行开发，在这样的开发模式下，研究致密油藏水平压裂井长时间持续高产的主要因素，并对其产能预测方法进行研究，对后续致密油的高效开发具有重要指导意义。
1致密油藏水平压裂井产能影响因素1.1油气藏的地质因素1.1.1姪源岩及地层流体特征怪源岩是成油气成藏的物质基础，优质的桂源岩是超低渗致密油藏富集的主要控制因素。
浅谈裂缝对致密气水平井井压裂效果的影响
浅谈裂缝对致密气水平井井压裂效果的影响摘要：针对鄂尔多斯东部区域储层低孔、低渗、非均质性强等特点，通过储层物性分析、水平井裂缝条数优化、水平井裂缝长度优化、水平井裂缝导流能力优化和井网与裂缝方位对致密砂岩气水平井压裂效果做出研究分析。
关键词：储层物性分析；水平井；井网与裂缝方位致密砂岩气简称致密气，指孔隙度低（<10%）、渗透率低（<0 5×10。
平方微米或<0.1×10.3平方微米）、含氣饱和度低（<60%）、含水饱和度高（>40%），天然气在其中流动速度较为缓慢的砂岩层中的天然气。
尽管中国致密气资源丰富，但是致密砂岩气藏储量丰度低，产量递减快。
所以对致密砂岩气钻完井作业之后的储藏改造及优化极为重要。
本文重点介绍裂缝各方面参数对水平井压裂施工作用的影响。
一、特征及现状该区域位于鄂尔多斯东部，晋西挠褶带北部，属单斜构造，区块东侧断层发育，在二叠系含煤地层中已有多口探井钻遇致密砂岩气层，太原组及下石盒子组致密砂岩气层测试均见工业气流。
太原组砂体呈现出东厚西薄的特点，砂体厚度4-41.89m。
山西组砂体厚度较大，分布规模总体上大于太原组，显示出较好的成藏条件，砂体厚度在区域具有相似的变化特点。
储集层孔隙度和渗透率均较低，孔隙度1.2%-17.5%，其中2-10%占60%，渗透率0.1-160md，其中0-0.5rod占80%，属低孔、低渗砂岩储层。
由于区域内致密砂岩气藏渗透率低、自然产能低，需要通过水力压裂才能获得工业气流，经过长期的探索与研究已经初步形成了该区块的储层改造方案，随着致密砂岩储层勘探开发工作的不断推进，储层改造难度逐渐加大，施工成本逐渐提高，现有的压裂改造技术已不能满足目前储层低成本高效改造的要求，需要在提高单井产量、提高稳产期、提高储量动用程度等方面做进一步探索与研究，形成适合目标区域的高效改造技术。
苏里格气田压裂气井产能影响因素分析
苏里格气田压裂气井产能影响因素分析【摘要】气田的气井在经过压裂技术处理后，气井的产气能力受到巨大的影响变化，在相关的影响因素分析方面，笔者结合苏里格气田进行了研究，提出并分析研究了主要的三种影响因素——测试时间因素、测试回压因素以及储层渗透率非均质因素对苏里格气井的影响。
根据本文的分析研究可以得出提高气田的气井产能需要再测试时间上保证适当的时长，通过降低测试回压来减小计算误差等。
对气田压裂气井产能影响因素的分析对解决生产实践中的产能以及经济效益提高等问题具有现实的指导意义，所以应当加强对该问题的关注和研究。
【关键词】苏里格气田压裂气井产能影响因素压裂技术用在提高气井产能上具有显著的效果，是目前世界各地气井所广泛应用的技术，尤其对于砂岩气藏更是最主要的提高产能的方法。
本文主要研究苏里格气田的压裂气井产能因素，苏里格气田自身具有渗透率较低、渗流阻力较大、连通性差的特点，所以其气井本身就存在产能低的问题。
在提高产能的技术措施采取上，该地区的气井主要应用了压裂技术工艺，针对这一技术应用，关于压裂气井产能的影响因素研究就成为了重要的研究内容。
笔者正是针对这一问题进行了分析研究。
压裂气井的产能受到诸多因素的影响，在以下的分析中主要对测试条件对产能的影响进行研究。
1 测试时间对压裂气井产能的影响分析压裂气井具有独特的渗流特征，其规律表现为在不同的时间条件下流动特征不同，而气井真实的流动特征则表现在地层拟径向流。
而相应的采集资料阶段都是在较早的裂缝流动阶段，由此资料数据而确定的压裂气井绝对无阻流量必将比实际情况大。
根据研究显示，理论测试时间与压裂气井绝对无阻流量在关系上呈现出随着时间的延长，压裂气井绝对无阻流量不断减小的趋势，而在测试时间接近3倍地层拟径向流后，压裂气井绝对无阻流量则趋于稳定。
实践调查总结也显示该规律特征。
所以，无论从理论还是实践上都可以看出，气井绝对无阻流量的获得与保证需要依靠足够时长的测试时间。
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致密气藏储层由于低孔、低渗透，渗流阻力大，连通性差等特点，仅采用水平井及常规的压裂技术往往达不到预期结果[1，2]，例如，水平井分段压裂形成单一双翼对称张开型裂缝，往往以一条主缝为主导，单一主流通道仍无法有效改善储层整体渗流能力。
而体积压裂技术通过对储层实施改造，在形成一条或者多条主裂缝的同时，使天然裂缝不断扩张和脆性岩石产生剪切滑移，实现对天然裂缝、岩石层理的沟通，以及在主裂缝的侧向强制形成次生裂缝，并在次生裂缝上继续分支形成二级次生裂缝，以此类推，形成天然裂缝与人工裂缝相互交错的裂缝网络[3，4]。
从而将渗流的有效储层打碎，实现长、宽、高三维方向的全面改造，增大渗流面积及导流能力，提高初始产量和最终采收率。
另外，在致密气藏开发过程，由盒8致密气储层水平井体积压裂增产影响因素摘要体积压裂技术形成以主裂缝为主干的纵横“网状缝”，适合低孔、低渗油气藏的储层改造。
基于盒8致密气储层特征，建立应力敏感和井筒摩阻条件下的水平井体积压裂模型，数值模拟不同储层特点，分析地质条件及缝网特征对体积压裂改造效果影响。
结果表明，体积压裂水平井可明显改善致密气藏渗流环境，提高单井产能；压力系数、储层渗透率主要影响体积压裂改造效果；储层有效改造体积越大，压后增产越明显；缝网宽长、裂缝导流、裂缝排布等对体积压裂改造增产效果影响依次增大。
研究结果为致密气藏体积压裂优化设计和效果评价提供一定的理论依据。
关键词致密气藏；体积压裂；主控因素；缝网特征中图分类号TE377文献标志码A doi 10.3981/j.issn.1000-7857.2013.19.002苏玉亮1，袁彬1，李硕轩1，古永红2，李红英2，苏国辉21.中国石油大学（华东）石油工程学院，山东青岛2665802.中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司油气工艺研究院，西安710021Influential factors of Horizontal Well Volume Fracturing Productivity in He 8Tight Gas Reservoir收稿日期：2013-02-26；修回日期：2013-03-19基金项目：中石油重大科技专项（2008E-1305）；泰山学者建设工程项目（TS20070704）作者简介：苏玉亮，教授，研究方向为低渗油藏驱替机理及开采、注气提高采收率、深水油气田开发等，电子信箱：suyuliang@ ；袁彬（共同第一作者），硕士研究生，研究方向为油气田开发与提高采收率，电子信箱：yuanbin.00@SU Yuliang 1,YUAN Bin 1,LI Shuoxuan 1,GU Yonghong 2,LI Hongying 2,SU Guohui 21.College of Petroleum Engineering,China University of Petroleum,Qingdao 266580,Shandong Province,China2.Research Institute of Oil Gas Technology of PetroChina Changqing Oilfield,Xi'an 710021,ChinaAbstractVolume fracturing technology could result in a seam -cross network,which is conductive to the development of tight gasreservoir.The horizontal well volume fracturing model is established by considering stress sensitiveness and wellbore friction based on He 8tight gas reservoirs characteristics.The effect of geologic factors and network features on the efficiency of horizontal well volume fracturing is analyzed by the numerical simulation of different geological conditions.The result shows that network fracturing could change the seepage environment,increase reservoir production extent,improve well performance greatly;the processing factors have different influential extents.The pressure coefficient and permeability mainly affect the volume fracturing efficiency,with the increase of effective remolded volume,the productivity improvement could be more distinct,network width and length,fracture conductivity,and network distribution successively affect volume fracturing remolded efficiency.The research result provides the theoretical basis for both optimal design and effectiveness evaluation of volume fracturing in the tight gas reservoir.Keywords tight gas reservoir;volume fracturing;control factor;network feature参数数值地层水密度/（g ·cm -3）地层水体积系数岩石压缩系数/kPa 气藏温度/℃地层水黏度/（mPa ·s ）地层水压缩系数/kPa 天然气相对密度原始气藏压力/MPa11.1299.8109.01.15560.7929于应力敏感效应的存在，储层有效应力逐渐变化，储层内部的孔喉结构会产生一定程度的伤害，岩石孔隙度和渗透率会发生不可逆的降低，造成储层应力伤害，影响开发效果[5]。
由于目前缺乏对水平井体积压裂的渗流机制足够认识[6，7]，因此开展应力敏感条件下的不同储层地质条件及缝网参数对水平井体积压裂开发效果影响的研究对于现场实施水平井体积压裂增产具有指导意义。
因此，本文利用Eclipse 软件重点研究地质条件、体积压裂缝网特征对致密气藏水平井体积压裂增产效果的影响规律，为优化体积压裂水平井提供理论依据。
1致密气藏水平井体积压裂模型建立致密气藏盒8段为三角洲平原沉积，宽缓西倾构造，属于岩性圈闭的层状定容气藏，平均地层压力29MPa ，平均孔隙度9.4%，平均渗透率0.702×10-3μm 2，砂体厚度一般为15~20m ，岩性以岩屑石英砂岩和石英砂岩为主，硅质含量较高，有利于形成复杂缝网[8]。
基于该储层典型特征建立概念模型，模型大小2000m ×800m ×15m ，应力敏感实验数据如图1所示，其他主要参数如表1。
模型采用局部网格加密（LGR ）技术模拟水平井体积压裂缝网。
假设水平井体积压裂缝网特征，如图2所示，缝网以主裂缝为主干，次裂缝沿主裂缝壁面延伸，主次裂缝贯通。
定义“缝网长度a ”和“缝网宽度b ”表征裂缝扩展的广度和宽度[3]，水平井所有压裂段的缝网系统范围之和为单井的储层改造总体积V sr 。
假设所有压裂段形态相同，V sr 计算公式如下。
单段缝网储层改造体积：V i sr =n ·a ·b ·h ；储层改造总体积：V sr =V 1sr ＋V 2sr ＋…＋V n sr 。
其中，n 为段数，a 为缝网长度，m ；b 为缝网宽度，m ；h 为缝网高度，m 。
2致密气藏水平井体积压裂增产影响因素影响致密气藏体积压裂水平井产能和增产效果的因素主要有地质因素和工艺因素[9]，其中地质因素主要包括地层基质渗透率、气藏厚度、含气饱和度、地层压力系数、地层各向异性等；而工艺因素包括缝网宽度、缝网长度、主/次裂缝导流能力、裂缝排布方式等。
2.1体积压裂水平井动态特征分析基于上述所建立气藏模型，利用数值模拟优化得到水平井分段压裂最优参数（水平井段1200m ，裂缝12条，缝长200m 、裂缝导流40μm 2·cm ），然后选择水平井体积压裂参数（水平井段1200m ，缝网12级2簇，簇间距20m ，主裂缝导流40μm 2·cm ，次裂缝导流能力4μm 2·cm ），定日产气，生产10a对比结果。
图3（a ）可看出，水平井体积压裂较分段压裂改造明显增产。
因此为保证致密气藏经济高效开发，有必要实施水平井体积压裂改造。
由图3（b ）可看出，体积压裂泄气面积明显大于前者，因为体积压裂改造可形成复杂裂缝网络，增大储层有效接触面积；另外复杂缝网结构内部渗流模式发生改变，基质向裂缝“长距离”线性流变成“短距离”线性流，缝网系统内基质向裂缝流动的有效驱动压力大大降低，开发效果明显增强。
由此可见，体积压裂水平井较常规压裂水平井不仅能明显提高储层动用程度，还可改善渗流状况，从而大幅度提高致密气藏开发效果。
表1气藏基础参数表Table 1Basic parameters of gas reservoir图1盒8储层岩石应力敏感数据曲线Fig.1Curve of He 8reservoir rock stresssensitive data图2体积压裂水平井储层改造体积V sr （a ）与局部网格加密模型（b ）示意Fig.2Remolded volume SRV of volume fracturing horizontal well reservoir (a)and scheme of LGR model (b)2.2地质条件对体积压裂水平井增产的影响不同地质特征的致密气储层下，水平井体积压裂的增产效果存在差异。
不同储层条件对应不同特征的水平井体积压裂。
现定义相同气藏条件水平井体积压裂与最优水平井分段压裂累积产气量的比值为水平井体积压裂增产倍数。