摘要：页岩储层通常无自然产能,需要采用水平井钻井和体积压裂等手段进行商业开采,基于工程品质测井评价的页岩可压裂层段优选工作显得尤为重要。以苏北盆地古近系阜宁组页岩为例,应用阵列声波资料计算泊松比、杨氏模量等岩石力学参数,并与岩心实测资料刻度实现岩石力学参数动静态转换,以此为基础应用泊-杨法和一维岩石力学模型分别计算脆性指数与三轴地应力。综合考虑单井不同层段的脆性指数以及水平主应力差,优选了脆性指数以及脆性指数与水平最大、最小主应力差的比值作为工程品质表征参数。结合试油资料表明对于脆性指数越大、水平主应力差越小的储层,其压裂后产能越高。将苏北盆地阜宁组工程品质划分为两类:Ⅰ类高产(工程品质表征参数>2.2),Ⅱ类中-低产(工程品质表征参数<2.2),并且Ⅰ类工程“甜点”段普遍压裂出油,表明依据该参数的“甜点”分类效果较好。页岩工程品质测井评价结果,可为可压裂性层段的优选提供理论依据与技术支撑,为页岩储层钻井轨迹设计与压裂设计工作提供科学指导。

摘要：针对连续介质理论研究水力压裂需预设裂缝界面单元的不足,引入离散元—颗粒流方法模拟低渗透储层的水力压裂行为。采用圆形颗粒模拟低渗透储层,通过Navier-Stokes方程描述压裂液的流体运动,建立了考虑流固耦合作用的低渗透储层水力压裂颗粒流数值模型。分析了颗粒间平行连接断裂的失效判据,讨论了基于N-S方程的低渗透储层水力压裂PFC-CFD流固耦合求解方法,揭示了不同参数对水力压裂裂缝起裂及延伸行为的影响。结果表明:起裂压力与最小水平主应力、颗粒法向接触刚度、颗粒法向及切向连接强度近似呈正比例关系,而裂缝最大长度及宽度与上述参数呈反比例关系;起裂压力、裂缝长度、宽度与最大水平主应力、切向接触刚度基本不相关。

摘要：基于水平井体积改造理论研究和10年现场应用情况,进一步诠释体积改造的核心内涵,分析体积改造的实现方法、设计模型与关键问题,提出了未来发展方向。研究表明:分簇限流技术能实现多簇均衡扩展,应用"冻胶破岩+滑溜水携砂"复合压裂模式及小粒径支撑剂可降低近井裂缝复杂度,提高远井改造体积;剪切自支撑裂缝与滑溜水输砂能够满足非常规储集层对导流的需求,子井与母井的最优井距应根据压裂模式、规模和压降范围确定,重构渗流场、应力场和改造对象是提高水平井重复压裂效果的关键。缩小井距与簇间距的密切割技术是未来建立"缝控"可采储量开发模式的基础,结合立体式体积改造与地质工程一体化压裂优化设计决策系统,是体积改造技术发展与应用的重要方向。

摘要：深层页岩压裂难以形成复杂裂缝且裂缝导流能力失效快,导致产量迅速递减。为明确水力裂缝导流能力对深层页岩气产量的影响,基于深层页岩裂缝导流能力实验测试数据,考虑闭合应力、支撑剂铺砂浓度和粒径对导流能力的影响,建立了支撑裂缝导流能力计算模型和深层页岩气产能预测数学模型。采用川南深层页岩气生产数据对模型进行了历史拟合和预测,验证了模型的准确性。研究分析了铺砂浓度、闭合应力和支撑剂粒径对深层页岩气产能的影响。研究表明,提高铺砂浓度和选择小粒径支撑剂有利于提高深层页岩气井稳产时间和预测最终可采储量(EUR),最优铺砂浓度在1~2 kg/m^(2)之间;当闭合应力从80 MPa增加到110 MPa时,稳产时间缩短了约40%;受支撑剂粒径和支撑裂缝半长综合影响,最佳支撑剂粒径为40/70目。研究成果为深层页岩气裂缝导流能力设计和产能预测提供理论依据。

摘要：针对储层评价工作中存在数据处理繁琐、易出错的问题,根据参数间的内在关系,利用Excel内嵌的VBA语言编写了储层评价数据处理程序。该程序以井斜数据、井数据、分层数据、砂体数据、测井解释成果表及夹层数据为基础,分析储层评价工作中数据间的关系,设计了相应的算法,实现了井斜校正、按层统计砂体厚度及计算砂地比、夹层统计、自动扣除夹层及有效厚度计算、储层特征参数和储量计算参数集总、坐标添加及常用绘图软件数据格式转化等功能。

摘要：浙江油田大丰油藏初次压裂后产量递减快,需要重复压裂。针对大丰油区产层隔层分界不明显导致的缝高过度增长问题,提出了裂缝系统与井网匹配的压裂思路。通过大量室内优化工作和现场试验,提出了一套适用于该油藏的重复压裂技术体系,包括全面的压前评价、重复压裂优化设计、制定有针对性的重复压裂工艺措施、严格的质量控制以及压后评价等方面的内容。现场实施2口井,日产原油分别由压前的0.02t和1.0t增加到5.0t和4.5t,含水率也得到了有效的控制,实现了该油藏控水稳油的目标。

摘要：为提高安塞油田中、高含水井重复压裂的改造效率,首先采用油藏数值模拟方法确定了中、高含水井的划分标准;然后对导致中、高含水的原因进行了分析,根据成因将安塞油田的中、高含水井分为3类,其中由于储层物性条件差而导致高含水的井占了绝大部分,而改造此类井的最有效办法就是实施改变相渗压裂液重复压裂。以杏13- 08井为例,进行了改变相渗压裂液重复压裂方案设计,确定了改变相渗压裂液段的排量、用量和泵入次序。现场应用结果表明,改变相渗压裂液重复压裂效果良好,比采用常规压裂液的重复压裂井平均单井日增油量提高64.3%,且含水率较压裂前下降幅度大于10%,实现了稳水增油。