专硕实训压裂作业.docx
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专硕实训压裂作业
第1章水平井分段压裂工艺发展历程
2008年，郑锋辉针对大牛地气田DP35-1水平井水平段井眼小、水平井段长和气层平面非均质性强的特点，在分析了水平井段分段地应力分布特征的基础上，提出了优化分段压裂限流射孔的方法；研发的小井眼专用水平井压裂工具，实现了水平井段机械封隔分段压裂；同时利用全三维压裂设计软件对优化了压裂施工程序，筛选出适合水平井压裂改造的工作液体系。
对DP35-1水平井进行了分段压裂改造，压裂试气结果表明，水平井分段压裂改造是提高低渗透油气井产能的有效途径[1]。
2012年，陈汾君、汤勇、刘世铎等针对常规网格加密和气藏工程在描述水平井压裂方面的不足，提出了应用PEBI网格加密进行水平井分段压裂参数优化设计的方法。
以某低渗致密气藏为例，通过建立低渗致密气藏的地质模型，研究了压裂水平井水平段长度、裂缝条数、裂缝长度以及裂缝导流能力对水平井产能的影响，结果显示：
水平井段长800m、裂缝5条，裂缝半长70m，裂缝导流能力为3.03~3.06μm2·cm，且在气藏中下部时开采效果最佳[2]。
2013年，基于Warren-Root模型，将压裂后形成的缝网考虑为高渗透带，利用等效渗流理论建立了等效高渗透带模型，在地质模型中利用体积及等效渗透率对压裂缝网进行表征，通过产能模拟并借助净现值理论对高渗透带长度、等效渗透率等参数进行优选，并以优选的高渗透带参数为目标，结合缝网模拟便可得到目标条件下的最优施工参数。
针对川西页岩气藏某水平井使用该方法得到最优高渗透带长度为200~220m，最优等效渗透率为4~5mD。
结合缝网模拟得到目标条件下的施工参数为：
总液量为1600m3，总砂量为53m3，平均砂比为10%，最高砂比为28%，施工排量为10m3/min[3]。
2014年，蒋廷学，卞晓冰等针对页岩气水平井分段压裂形成的复杂性裂缝量化表征困难、压裂优化设计方法不成熟的问题，深化已有裂缝复杂性指数表征方法，考虑各分支裂缝沿主水力裂缝方向的分布密度及其相互间渗流干扰波及面积，提出了新的裂缝复杂性指数表达式，使其成为一个具体数值。
以提高裂缝复杂性指数的压裂优化设计目标，从优化与控制配套施工参数等方面入手，给出了针对水平层理缝、纹理缝发育储层、高角度天然裂缝发育储层的压裂优化设计方法及流程，并提出了天然裂缝分布密度及延伸缝长的定量描述方法。
该压裂优化设计新方法在涪陵焦石坝某井进行了试验，其无阻流量比邻井约高26%[4]。
第2章气藏水平井压裂裂缝参数优化设计
根据所给资料，建立了均质地质模型。
在所建立的地质模型的基础上，应用FDAS的气藏水平井压裂模块，详细地分析了气藏裂缝条数、长度、及裂缝导流能力等参数对该气藏压裂效果的影响，很据分析结果优选出最佳方案，指导现场压裂施工，从而可有效地提高压裂增产效果。
2.1基础参数
图2-1基础参数
2.2裂缝条数对产能的影响
随着压裂工艺的发展，水平井可以压裂出多条裂缝。
各方案裂缝条数如表2-1所示。
表2-1方案参数
方案种类
方案1
方案2
方案3
方案4
方案5
裂缝条数
5
6
7
8
9
图2-2裂缝条数对日产量的影响
图2-3裂缝条数对累计产气量的影响
图2-4不同裂缝条数下的经济效益
表2-2不同裂缝条数累积产量增幅表
裂缝条数/条
1200d累积产量
/（104m3）
增幅
/%
5
69270
/
6
74579
7.66
7
79747
6.93
8
84782
6.31
9
89681
5.78
累积产量随裂缝条数的增加而不断增加，但增幅逐渐降低，由此说明针对于一口指定的生产井，并不是裂缝条数越多越好，其存在着一个最优的缝间距；由表2-2可看出条数为6、7时，1200d累积产量增产幅度较高，综合考虑效益与压裂成本问题，选择压裂7条裂缝较为合适。
2.3裂缝长度对产能的影响
缝长度是影响气藏压裂水平井产能的一项重要因素，也是压裂施工中的一个重要指标。
根据地应力的分布、压裂方法的限制以及连通天然裂缝密集带的需要，各条裂缝的长度可能不同。
各方案裂缝长度如表2-3所示。
表2-3方案参数
方案种类
方案1
方案2
方案3
方案4
方案5
裂缝长度（m）
150
170
190
210
230
图2-5裂缝长度对日产量的影响
图2-7裂缝长度对累计产量的影响
图2-8不同裂缝长度下的经济效益
表2-4不同裂缝长度下累积产量增幅表
裂缝长度/m
1200d累积产量
/（104m3）
增幅
/%
150
71635
/
170
73627
2.78
190
75504
2.55
210
77285
2.36
230
78983
2.20
裂缝长度对增产效果的影响并不显著，累积产量随裂缝长度增加而增加，但增加幅度缓慢减小。
综合考虑油田的具体情况（储层渗透率、裂缝导流能力、经济及技术因素等），确定裂缝长度为190m。
2.4裂缝导流能力对产能的影响
表2-5方案参数
方案种类
方案1
方案2
方案3
方案4
方案5
裂缝导流能力（μm2·cm）
10
20
30
40
50
图2-9裂缝导流能力对累计产量的影响
图2-10裂缝导流能力对累计产量的影响
图2-11不同裂缝导流能力下的经济效益
表2-6不同裂缝导流能力下累积产量增幅表
裂缝导流能力/μm2·cm
1200d累积产量
/（104m3）
增幅
/%
10
71011
/
20
75504
6.32
30
78436
3.88
40
80665
2.84
50
82485
2.26
当裂缝导流能力达到一定值后，低裂缝导流能力不再是影响气田低产的主要因素，虽然累积产量随渗透率的增加而继续增长，但增幅显著减小。
上表中导流能力20μm2·cm对应的增幅为6.32%，但导流能力达到50μm2·cm产量增幅迅速降至2.389%，气田应根据自身的根本要求选择最适的导流能力值。
综合考虑应选择30μm2·cm。
2.5非均匀裂缝长度对产能的影响
表2-7方案参数
方案
方案1
方案2
方案3
非均匀裂缝长度（mm）
200、120、200
100、200、100
200、200、200
图2-9非均匀裂缝长度对日产量的影响（生产100天后）
图2-10非均匀裂缝长度对累计产量的影响
图2-11不同非均匀裂缝长度下的经济效益
表2-8不同方案下累计产气量增幅
方案
1200d累积产量
/（104m3）
增幅
/%
1
359859
/
2
360147
0.08
3
369097
2.49
表2-8结果显示：
针对本气藏，方案3优于其他2种方案，所以该地区实际增产过程中，建议选择方案3中的裂缝长度。
第三章水平井压裂工艺方案优选
根据以上对苏里格气藏水平井压裂参数的优化，得出均质模型最优裂缝条数、裂缝长度、裂缝导流能力以及非均匀裂缝长度。
应用类似的方法，优化了裂缝参数，结果如下表。
表3-1水平井压裂工艺方案优选
水平段长度/m
裂缝条数
裂缝导流能力/μm2·cm
缝长/m
裂缝角度/°
裂缝非均匀性/缝长、间距
1065
7
30
190
90
均匀
参考文献
[1]郑锋辉.大牛地气田DP35-1水平井分段压裂技术.油气地质与采收率，2008,15（4）:
100-101+104.
[2]陈汾君、汤勇、刘世铎等.低渗致密气藏水平井分段压裂优化研究.特种油气藏，2012,19（5）:
85-87.
[3]郭建春、梁豪、赵志红等.页岩气水平井分段压裂优化设计方法.天然气工业，2013,33（12）:
82-86.
[4]蒋廷学，卞晓冰，袁凯，周林波.页岩气水平井分段压裂优化设计新方法[J].石油钻探技术，2014，42（02）:
1-6.
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