基于页岩气井返排特征的闷井时间优化方法 被引量：8

1

作者 翁定为 江昀 +3 位作者 易新斌 何春明 车明光 朱怡晖 《石油钻探技术》 CAS CSCD 北大核心 2023年第5期49-57,共9页

为确定页岩气井压后闷井时间,提高最终采收率,提出了基于页岩气井返排液特征的闷井时间优化方法。首先,以泸州地区深层页岩和威远地区中深层页岩为研究对象,开展自发渗吸试验确定实验室尺度闷井时间;然后,利用返排液矿化度和返排率数据... 为确定页岩气井压后闷井时间,提高最终采收率,提出了基于页岩气井返排液特征的闷井时间优化方法。首先,以泸州地区深层页岩和威远地区中深层页岩为研究对象,开展自发渗吸试验确定实验室尺度闷井时间;然后,利用返排液矿化度和返排率数据反演得到矿场尺度裂缝宽度和特征长度;最后,结合自发渗吸无因次时间模型,计算得到矿场尺度闷井时间。结果表明,矿场尺度闷井时间与岩心尺度闷井时间并不一定呈正相关关系,其结果受渗吸速率、返排液矿化度和返排率等因素影响。研究结果为页岩气井压后闷井时间优化提供了一种新的方法。 展开更多

关键词 页岩气井 闷井时间 返排液 自发渗吸 特征长度 无因次时间

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高含黏土页岩气储层闷井返排数值模拟 被引量：4

2

作者 乔润伟 张士诚 +2 位作者 王飞 李凤霞 李宁 《西安石油大学学报（自然科学版）》 CAS 北大核心 2024年第3期82-93,共12页

建立了高含黏土页岩气储层水力压裂后闷井返排数学模型,基于复兴地区侏罗系东岳庙段高含黏土页岩凝析气藏生产数据验证了模型准确性。考虑黏土水化膨胀的影响,模拟了压后闷井及返排阶段的液体分布、有效孔隙度减小量及渗透率的水化伤害... 建立了高含黏土页岩气储层水力压裂后闷井返排数学模型,基于复兴地区侏罗系东岳庙段高含黏土页岩凝析气藏生产数据验证了模型准确性。考虑黏土水化膨胀的影响,模拟了压后闷井及返排阶段的液体分布、有效孔隙度减小量及渗透率的水化伤害程度。结果表明:页岩基质内压裂液水化伤害程度随闷井时间增加而增强,闷井100 d时因黏土水化膨胀而导致储层有效孔隙度减小幅度为7.0%~17.6%,渗透率的水化伤害程度为13~31%。返排过程中黏土水化伤害程度小于3.2%,对比不考虑黏土水化膨胀伤害,预测初期产气量减少11.8%。 展开更多

关键词 复兴地区 黏土矿物 页岩气储层 闷井时间 渗吸

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庆城页岩油水平井综合出砂控制技术应用实践

3

作者 齐银 曹炜 +5 位作者 陶亮 张同伍 吴江 鲜晟 贾煦亮 武安安 《钻采工艺》 北大核心 2025年第4期125-133,共9页

鄂尔多斯盆地庆城长7夹层型页岩油通过多年勘探攻关形成的水平井细分切割体积压裂技术实现了规模效益开发,但压后出砂问题始终制约投产后的页岩油单井产量。针对页岩油水平井压后出砂问题,从前期压裂到后期投产,建立了一套基于裂缝远支... 鄂尔多斯盆地庆城长7夹层型页岩油通过多年勘探攻关形成的水平井细分切割体积压裂技术实现了规模效益开发,但压后出砂问题始终制约投产后的页岩油单井产量。针对页岩油水平井压后出砂问题,从前期压裂到后期投产,建立了一套基于裂缝远支撑匹配优化、压裂液体系与破胶优化、压后闷井时间优化和井筒处理与排液制度优化的综合出砂控制技术。研究结果表明,小粒径支撑剂沉降速度慢,可有效提高运移距离和支撑面积,减少出砂;变黏滑溜水压裂液体系的改进和全程破胶剂的加入可有效降低返排液黏度,减少出砂;考虑裂缝闭合压力与合理闷井时间可在保证渗吸置换效果的同时减少出砂;带压处理井筒并结合支撑剂临界流速下的排液控制也可进一步减少出砂。通过该综合出砂控制技术的应用,有效降低了庆城页岩油水平井出砂量,在加砂强度增加的情况下,实现了段长归一化出砂量的逐年递减,从2021年的37.3 m^(3)降到了2023年的16.0 m^(3),为庆城页岩油水平井压后产能提供了有力的技术支撑。 展开更多

关键词 页岩油 水平井 出砂 小粒径支撑剂 闷井时间 排液制度

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页岩油藏压裂水平井压-闷-采参数优化研究 被引量：15

4

作者 陈志明 赵鹏飞 +3 位作者 曹耐 廖新维 王佳楠 刘辉 《石油钻探技术》 CAS CSCD 北大核心 2022年第2期30-37,共8页

目前在页岩油藏的多段压裂水平井压-闷-采过程中,缺乏系统完善的水平井压裂参数优化方法,为此,基于动态反演理论,建立了压裂参数优化方法。首先,根据页岩油藏压裂后形成的复杂缝网,采用数值理论和离散裂缝方法,建立了考虑页岩油储层特... 目前在页岩油藏的多段压裂水平井压-闷-采过程中,缺乏系统完善的水平井压裂参数优化方法,为此,基于动态反演理论,建立了压裂参数优化方法。首先,根据页岩油藏压裂后形成的复杂缝网,采用数值理论和离散裂缝方法,建立了考虑页岩油储层特征和复杂天然裂缝的多段压裂水平井数值模型(EDFM-NM),得到了含离散天然裂缝的油藏压力解及多段压裂水平井的井底压力数值解;然后,应用动态分析方法,建立了包括段间距、闷井时间和井距的优化方法。应用建立的优化方法对长庆页岩油XC井进行实例分析,结果表明,实例井合理段间距为100~125 m,合理闷井时间为25~35 d,合理井距为590~610 m。研究结果为长庆油田页岩油藏压-闷-采参数优化提供了理论基础。 展开更多

关键词 页岩油 水平井 动态反演 参数优化 段间距 闷井时间 井距 长庆油田

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安83区页岩油水平井大规模蓄能体积压裂技术 被引量：10

5

作者 李凯凯 安然 +3 位作者 岳潘东 陈世栋 杨凯澜 韦文 《石油钻探技术》 CAS CSCD 北大核心 2021年第4期125-129,共5页

安83区页岩油储层致密,能量补充效果差,早期提高单井产量措施未能获得预期的开发效果。根据前期注水补能探索及重复压裂试验认识,在注水补充地层能量和升级压裂工具的基础上,研究了极限分簇射孔、储层差异化改造和多级动态暂堵等工艺,... 安83区页岩油储层致密,能量补充效果差,早期提高单井产量措施未能获得预期的开发效果。根据前期注水补能探索及重复压裂试验认识,在注水补充地层能量和升级压裂工具的基础上,研究了极限分簇射孔、储层差异化改造和多级动态暂堵等工艺,不仅提高了裂缝复杂程度,同时优化闷井时间,形成了水平井大规模蓄能体积压裂技术。现场试验结果表明,应用该技术后,水平井产量大幅提高,最高单井日产油量为邻井的7倍,措施后生产10个月,单井累计增油量达到2 010.0 t,效果和效益显著提高。该技术可实现同时补充地层能量及有效改造储层,对同类油藏的开发具有一定的技术参考价值。 展开更多

关键词 页岩油藏 水平井 大规模蓄能体积压裂 渗吸置换 闷井时间

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复兴地区高含黏土页岩凝析气藏渗吸排驱及液体渗流特征研究 被引量：6

6

作者 乔润伟 张士诚 +2 位作者 李凤霞 王飞 李宁 《石油钻探技术》 CAS CSCD 北大核心 2024年第1期96-106,共11页

复兴地区凉高山组为高含黏土页岩凝析气藏,体积压裂改造后闷井和返排期间易出现反凝析和液锁现象,影响开采效果。为准确了解高含黏土页岩凝析气藏的渗吸排驱和液体渗流特征,优化闷井转排驱时机,选取储层岩心,开展了气水渗吸排驱试验和... 复兴地区凉高山组为高含黏土页岩凝析气藏,体积压裂改造后闷井和返排期间易出现反凝析和液锁现象,影响开采效果。为准确了解高含黏土页岩凝析气藏的渗吸排驱和液体渗流特征,优化闷井转排驱时机,选取储层岩心,开展了气水渗吸排驱试验和三相渗吸排驱试验,采用核磁共振、恒压驱替相结合的方式,量化了渗吸排驱过程中压裂液的水锁伤害特征及凝析油的可流动特征;建立了液锁伤害表征方法,并模拟了矿场尺度闷井过程中的水锁特征。研究结果表明:该页岩储层压裂渗吸阶段岩心的渗吸采收率在50.22%~57.14%;渗吸液矿化度越低,返排率越低,水锁伤害率越高;油锁伤害率低于水锁伤害率;存在束缚水时,凝析油的临界可流动饱和度约可降低20%;若以闷井后解除近裂缝水锁伤害为目标,闷井时间以20~30 d为宜。研究结果为复兴地区高含黏土页岩凝析气藏高效开发提供了理论依据。 展开更多

关键词 黏土 页岩 凝析气藏 渗吸 压裂液 液体渗流特征 闷井时间 复兴地区

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动态渗吸对超低渗透油藏开发的影响及应用 被引量：19

7

作者 胡亚斐 李军诗 +5 位作者 胡水清 吴峙颖 姜晶 董宁 胡泊旸 吕彦兵 《特种油气藏》 CAS CSCD 北大核心 2021年第4期123-128,共6页

针对超低渗透油藏渗透率低、孔喉结构复杂、非均质性强、常规注水难以建立有效驱替、裂缝-基质间渗吸作用强等问题,运用室内渗吸实验和相似理论,在分析超低渗透油藏动态渗吸驱油机理的基础上,得到动态渗吸特征及主要影响因素,并将实验... 针对超低渗透油藏渗透率低、孔喉结构复杂、非均质性强、常规注水难以建立有效驱替、裂缝-基质间渗吸作用强等问题,运用室内渗吸实验和相似理论,在分析超低渗透油藏动态渗吸驱油机理的基础上,得到动态渗吸特征及主要影响因素,并将实验室数据应用到油田现场。实验结果表明:影响超低渗透油藏动态渗吸的主要因素包括润湿性、注入速度、裂缝密度、吞吐周期等。其中,润湿性是渗吸的主要影响因素,岩石亲水性越强,渗透率越高,裂缝越多,动态渗吸效果越好;适合超低渗透油藏开发的注水速度为0.1 mL/min;合理吞吐周期为2~3个,优化闷井时间为30 d左右。矿场试验表明,鄂尔多斯盆地A油田5口水平井进行体积压裂并利用动态渗吸采油后,平均含水下降20个百分点,5口水平井累计增油2145 t,效果显著。研究成果对超低渗透油田生产方案的制订有指导意义。 展开更多

关键词 超低渗透油藏 动态渗吸 渗吸采收率 吞吐轮次 闷井时间 长庆油田

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二氧化碳段塞辅助压裂技术的研究与试验

8

作者 于法珍 王观华 +1 位作者 龚雪峰 左家强 《特种油气藏》 CAS CSCD 2009年第3期102-104,共3页

针对特低渗油藏地层能量下降大、压裂液难以返排的难题,进行了二氧化碳段塞辅助压裂技术的研究和试验。在压裂前注入液态二氧化碳,利用混相与溶解气作用,起到补充地层能量和提高压裂后助排效果的目的。通过室内试验研究和数值模拟,确定... 针对特低渗油藏地层能量下降大、压裂液难以返排的难题,进行了二氧化碳段塞辅助压裂技术的研究和试验。在压裂前注入液态二氧化碳,利用混相与溶解气作用,起到补充地层能量和提高压裂后助排效果的目的。通过室内试验研究和数值模拟,确定了以桩74块为代表的低渗油藏原油与二氧化碳的最小混相压力,并优选了最佳闷井时间和压裂施工参数,现场应用5口井,取得了较好的试验效果和经济效益。 展开更多

关键词 低渗透油藏 二氧化碳 辅助 压裂 最小混相压力 闷井时间优化 施工参数优化

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致密岩心带压渗吸规律实验研究 被引量：22

9

作者 江昀 许国庆 +4 位作者 石阳 余玥 王天一 曾星航 郑伟 《石油实验地质》 CAS CSCD 北大核心 2021年第1期144-153,共10页

致密油藏体积改造压后闷井过程中发生的渗吸置换,通常在压差(基质外部流体压力与孔隙压力之差)作用下进行,但渗吸置换物理模拟却通常在常压下进行(即自发渗吸),带压条件下的渗吸置换特征尚未提及。为研究压差作用下的渗吸置换(即带压渗... 致密油藏体积改造压后闷井过程中发生的渗吸置换,通常在压差(基质外部流体压力与孔隙压力之差)作用下进行,但渗吸置换物理模拟却通常在常压下进行(即自发渗吸),带压条件下的渗吸置换特征尚未提及。为研究压差作用下的渗吸置换(即带压渗吸)规律,首先,建立基于低场核磁共振测试技术的带压渗吸实验方法;其次,分析自发/带压渗吸的异同;最后,建立带压渗吸无因次时间模型。结果表明,质量分数为96.76%~97.25%的油相集中分布于纳米孔(1 ms≤T2≤100 ms)内,纳米孔是主要储集空间;相比于自发渗吸,带压渗吸置换效率大幅提升是由强化的渗吸作用和压实作用共同造成的;岩心尺度建立的带压渗吸无因次时间模型可行,为确定油藏尺度压后闷井时间提供了新思路。 展开更多

关键词 致密砂岩 带压渗吸 低场核磁共振测试 无因次时间模型 闷井时间

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长宁区块页岩压后压裂液离子含量变化研究及应用 被引量：3

10

作者 王良 胡仁德 +3 位作者 杨建 彭钧亮 韩慧芬 杨斌 《钻采工艺》 CAS 北大核心 2019年第5期99-102,共4页

压后排液在页岩气的开发中被高度重视,充分认识排液阶段的特征是后期生产关键的一环.长宁区块返排制度主要是通过经验方法或者借助邻井的返排数据指导返排,对压后返排的特征缺乏理论认识.目前压后返排液的研究主要集中在返排液的环保、... 压后排液在页岩气的开发中被高度重视,充分认识排液阶段的特征是后期生产关键的一环.长宁区块返排制度主要是通过经验方法或者借助邻井的返排数据指导返排,对压后返排的特征缺乏理论认识.目前压后返排液的研究主要集中在返排液的环保、处理工艺及技术上,极少关注返排液的离子含量变化特征.为了探索返排液的离子来源,进一步认识页岩与压裂液的相互作用机理,文章开展了压后返排液的离子来源及离子含量变化研究,结果表明,页岩与压裂液相互作用后引起返排液离子含量变化主要来源于页岩本身的溶解或阳离子交换,部分来源于支撑剂及黏土矿物;随着返排时间的增加,压后返排液中Na+、K+、Ca2、Mg2的含量均有所增加,返排在4~10d范围内,离子含量变化趋于稳定;离子含量变化的特征能够反映压裂液与页岩、支撑剂的相互作用过程,并能为优化闷井时间提供理论依据. 展开更多

关键词 长宁区块 页岩 压裂液 返排液 离子来源 闷井时间

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鄂尔多斯盆地致密油藏注CO2吞吐微观剩余油分布特征 被引量：15

11

作者 邓宝康 李军建 +2 位作者 高银山 王新星 郭愿刚 《大庆石油地质与开发》 CAS CSCD 北大核心 2020年第6期119-125,共7页

注CO2吞吐是提高致密油藏原油采收率的重要技术,研究吞吐过程中剩余油分布特征是提高CO2吞吐效果的关键。基于核磁共振T2谱测试原理,以鄂尔多斯盆地姬塬油田长7储层为研究对象,分别开展了不同注气压力下CO2吞吐岩心驱替实验,研究了注气... 注CO2吞吐是提高致密油藏原油采收率的重要技术,研究吞吐过程中剩余油分布特征是提高CO2吞吐效果的关键。基于核磁共振T2谱测试原理,以鄂尔多斯盆地姬塬油田长7储层为研究对象,分别开展了不同注气压力下CO2吞吐岩心驱替实验,研究了注气压力、吞吐次数和闷井时间对不同直径孔隙中剩余油分布的影响。结果表明:随着注气压力的升高,驱油方式发生变化,原油最终采收率不断增大,所需吞吐次数不断减少,平均采油速度不断提高;当注气压力大于最小混相压力(MMP)时,CO2能够进入微细孔隙,甚至抽提出死孔隙中的原油,降低最小孔隙动用下限;当注气压力保持恒定时,增加吞吐次数无法降低微细、小孔隙中剩余油饱和度,但却能够有效降低中等、大孔隙内的剩余油饱和度;当注气压力大于最小抽提压力(MEP)时,增加闷井时间不但能够提高中等、大孔隙中原油采收率,还能降低最小孔隙动用下限;中等孔隙和大孔隙内的剩余油仍然是CO2吞吐挖潜的主要方向。研究成果为姬塬油田长7段储层的注气开发提供了方法和依据。 展开更多

关键词 CO2吞吐 剩余油分布 鄂尔多斯盆地 核磁共振 注气吞吐 孔隙直径 闷井时间

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