摘要：延长探区陆相页岩具有岩相变化快、非均质性强及脆性矿物含量低的特点,其针对性的压裂技术还不成熟,关键参数设计还在探索阶段。以延长探区山西组陆相页岩为研究目标,建立了水平井储层分级评价标准;基于岩石力学实验及井震监测数据,使用全三维裂缝扩展模型,对不同品质储层进行了差异化分簇参数优选。试验表明,缩短簇间距及增加簇数的方法可以有效提高支撑裂缝总面积,储层品质越好,依靠增加簇数的增产效果越显著;一定段长内,簇数越多,缝长越短,裂缝扩展的差异性加剧,降低射孔数的限流压裂可以有效改善裂缝的非均匀扩展。使用差异性分簇射孔压裂方法,对现场7口页岩气井进行了压裂指导,其中3口井已完成试气,平均无阻流量为6×10^(4)m^(3)/d,产量较之前提高3倍。该研究为延安地区后续陆相页岩气井的压裂设计提供了依据。

摘要：为了科学高效开发延长油田陆相页岩气藏,针对页岩气藏存在的表面吸附解吸特征、气体扩散和气体渗流等多尺度渗流机理,构建了页岩气藏压裂水平井三维多尺度渗流数学模型,模拟了页岩气藏水平井的生产动态,并研究了吸附解吸系统、人工裂缝间距、Langmuir体积和人工裂缝导流能力等因素对页岩气藏压裂水平井生产动态的影响。研究结果表明:1)不考虑页岩气藏表面吸附解吸特征会低估日产气量,产量误差可达56%以上;2)人工裂缝间距对于页岩气初期产量影响很小,间距越小,缝间干扰越强,产量降低更快;3)Langmuir体积、人工裂缝导流能力和人工裂缝长度参数越好,初始产量越大,但在进入稳产阶段后,日产气量几乎趋于一致,对于实际生产井,人工裂缝参数存在一个经济最优取值。该研究成果为页岩气藏压裂水平井的压裂优化设计及进一步预测页岩气藏产气量提供了理论依据,对合理开发延长油田陆相页岩气藏具有重要的理论价值和现实意义。

摘要：超临界二氧化碳干法压裂为近年来较新的技术,被应用于致密砂岩储层压裂,给储层改造提供了新的思路和技术方法,通过油藏数值模拟方法分析了超临界CO2注入地层后发生的物理性质变化,以及压裂过程对储层内原油性质的影响,通过单因素优化了裂缝半长及焖井时间,研究表明,最佳裂缝半长为120m,焖井时间为6d。超临界CO2/液态CO2压裂技术具有十分广阔的应用前景,压裂模拟分析成果为该技术在致密砂岩储层高效开发以及压裂施工设计提供理论指导。

摘要：在油气勘探及开发技术不断发展与进步过程中,低孔低渗油气藏逐渐成为能源接替和油气储量增长的关键区域。而在低孔低渗高温储层改造及开发过程中,受到其凝析气藏特征影响,加上储层本来具有多种潜在敏感性,产能释放难度较大。基于此,以某低温低渗高温气田为例,结合低孔低渗气田储层特征,细化探究完井产能释放液体系及性能,并分析其现场应用与效果。

摘要：为了搞清延长气田气井压裂施工作业中造成砂堵的原因,针对延长气田本溪组加砂压裂施工出现的砂堵问题,本文以W区域为例,系统开展了储层物性、砂堵统计及砂堵原因分析,提出具体改建措施与实施方案,并有针对性地开展现场试验。结果表明:①本溪组造成砂堵主要与储层致密、砾岩发育、非均质性强,储层地应力大、措施层段塑性大,压裂液滤失大等因素有关。②改进措施与实施方案为:提高前置液段塞粒径并增加段塞数量,段塞粒径由40~70目增大至30~50目,段塞数量由1个增加至2~3个;携砂液阶段慢提砂比,采用低砂比多阶梯方式加砂,降低平均砂比和最高砂比,平均砂比由19%降低至16%,最高砂比由28%降低至22%;增大压裂液胍胶的浓度,由0.35%提高至0.45%等。③试验井压裂施工顺利,未发生砂堵且压后无阻流量为10.65×104 m3/d,增产效果明显。以上研究对指导延长气田W区域本溪组压裂设计和施工,改进气藏开发和储层改造等具有重要的意义和推广价值。

摘要：为了优化超临界CO_(2)压裂工艺技术和施工参数,考虑超临界CO_(2)压裂液中支撑剂颗粒之间相互作用,采用欧拉-拉格朗日方法中的多相质点网格方法,建立超临界CO_(2)压裂缝内支撑剂运移数学模型,通过室内水力压裂支撑剂运移物模实验验证模型准确性,进行超临界CO_(2)压裂缝内支撑剂运移规律计算和分析。研究表明:未增黏CO_(2)由于黏度低,携砂效果极差,优化其他参数对携砂效果影响不大;CO_(2)黏度增加到2.5 mPa·s即可有效提高携砂效果,采用超轻支撑剂与细尺寸颗粒组合,携砂效果与增黏到10 mPa·s效果相差不大;优化支撑剂密度比尺寸对携砂效果提高更为明显;增大排量可以提高携砂效果,但排量继续增大,其携砂效果变化较小;流体滤失对CO_(2)携砂效果影响变化不大。该研究为解决CO_(2)携砂性能差的问题提供了技术支撑,对超临界CO_(2)压裂设计优化及现场施工具有重要指导意义。

摘要：为了优化超临界CO_(2)压裂工艺技术和施工参数,考虑到井筒温压变化与CO_(2)物性之间的相互影响与作用,基于CO_(2)物性模型,建立CO_(2)压裂井筒压降、传热耦合数学模型,通过现场压裂施工数据验证模型准确性,进行耦合计算和井筒传热规律分析。研究表明:不同排量下,油管内温度分布均明显低于地层原始温度,且随着排量增加,井筒温度出现了先减小后增加的变化趋势;井底温度随着注入温度的增大而增大,且较高排量下,井底温度随注入温度的变化更加显著;井口压力增加对井底温度的影响很小,在工程上可以忽略其影响;不同排量下,井底温度均随着注入时间的增大而降低,且降幅随着注入时间增大逐渐减小;加入降阻剂会显著降低油管内温度,且不同排量下,降阻后井筒温度差异较小。该研究对于CO_(2)压裂设计优化及现场施工具有重要指导意义。