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长庆油田陇东地区页岩油水平井细分切割压裂技术

李杉杉 孙虎 张冕 池晓明 刘欢

李杉杉, 孙虎, 张冕, 池晓明, 刘欢. 长庆油田陇东地区页岩油水平井细分切割压裂技术[J]. 石油钻探技术, 2021, 49(4): 92-98. doi: 10.11911/syztjs.2021080
引用本文: 李杉杉, 孙虎, 张冕, 池晓明, 刘欢. 长庆油田陇东地区页岩油水平井细分切割压裂技术[J]. 石油钻探技术, 2021, 49(4): 92-98. doi: 10.11911/syztjs.2021080
LI Shanshan, SUN Hu, ZHANG Mian, CHI Xiaoming, LIU Huan. Subdivision Cutting Fracturing Technology for Horizontal Shale Oil Wells in the Longdong Area of the Changqing Oilfield[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2021, 49(4): 92-98. doi: 10.11911/syztjs.2021080
Citation: LI Shanshan, SUN Hu, ZHANG Mian, CHI Xiaoming, LIU Huan. Subdivision Cutting Fracturing Technology for Horizontal Shale Oil Wells in the Longdong Area of the Changqing Oilfield[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2021, 49(4): 92-98. doi: 10.11911/syztjs.2021080

长庆油田陇东地区页岩油水平井细分切割压裂技术

doi: 10.11911/syztjs.2021080
详细信息
    作者简介:

    李杉杉(1984—),女,吉林镇赉人,2006年毕业于长江大学地理信息系统专业,2009年获长江大学矿物学、岩石学、矿床学专业硕士学位,工程师,主要从事油气田开发工作。E-mail:lishanshan001@cnpc.com.cn

  • 中图分类号: TE357.1

Subdivision Cutting Fracturing Technology for Horizontal Shale Oil Wells in the Longdong Area of the Changqing Oilfield

  • 摘要: 长庆油田陇东地区页岩油储层脆性指数低、天然裂缝不发育、不易形成复杂缝网,进行分段多簇体积压裂时,受储层物性、地应力、各向异性及水力裂缝簇间干扰等因素影响,簇间进液不均,达不到储层均匀改造的目的。针对该问题,依据缝控储量最大化原则,在分级评价页岩油水平段储层品质及建立非均质地质模型的基础上,开展了基于甜点空间分布和综合甜点指数的细分切割单段单簇压裂布缝设计方法研究,优化了压裂施工参数,形成了页岩油水平井细分切割压裂技术。该技术在长庆油田陇东地区10口页岩油水平井进行了现场应用,取得了很好的压裂效果,应用井投产后日产油量较邻井高出35.9%。长庆油田陇东地区页岩油水平井细分切割压裂技术的成功应用,为类似页岩油储层改造提供了新的技术思路。

     

  • 图 1  不同压裂方式下的裂缝扩展对比

    Figure 1.  Comparison of fracture propagation under different fracturing modes

    图 2  多簇合压和单簇单压下的产能预测曲线

    Figure 2.  Productivity prediction curves under multi-cluster fracturing and single-cluster fracturing

    图 3  华HXX-X井不同压裂段数下压后效果的模拟结果

    Figure 3.  Simulation results of fracturing effect under different fracturing sections of Well Hua HXX-X

    图 4  华H34平台的非均匀地质模型

    Figure 4.  Heterogeneous geological model of the Platform Hua H34

    图 5  华H34平台综合甜点分布

    Figure 5.  Sweet spot distribution on the Platform Hua H34

    图 6  不同裂缝半长下的累计产量

    Figure 6.  Cumulative production with different half-lengths of fractures

    图 7  XP237平台各井的产油量曲线

    Figure 7.  Oil production curves of the wells on the Platform XP237

    图 8  XP237平台各井的含水率曲线

    Figure 8.  Water cut curves of the wells on the Platform XP237

    表  1  多簇合压和单簇单压下的采油指数和无阻流量

    Table  1.   Productivity index and open flow capacity under multi-cluster fracturing and single-cluster fracturing

    序号压裂工艺采油指数/(m3·d–1·MPa–1无阻流量/(m3·d–1
    1多簇合压2.058 4632.93
    2单簇单压2.241 6535.86
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    表  2  射孔位置优选结果

    Table  2.   Optimized perforating positions

    压裂
    段次
    射孔
    位置/
    m
    段间
    距/m
    综合
    甜点
    指数,%
    压裂
    段次
    射孔
    位置/
    m
    段间
    距/m
    综合
    甜点
    指数,%
    13 221.5055.9 132 741.9025.0066.2
    23 169.6051.9059.2142 711.1030.8079.1
    33 133.8035.8082.9152 670.4040.7077.5
    43 106.3027.5060.0162 643.3027.1072.0
    53 079.8026.5073.9172 598.1045.2064.1
    63 053.4026.4060.5182 568.6029.5073.0
    73 028.1025.3071.4192 540.6028.0064.5
    83 002.8025.3054.7202 510.9029.7070.0
    92 962.0040.8062.1212 480.9030.0087.7
    102 928.1033.9056.0222 455.1025.8066.5
    112 792.10136.00 63.1232 393.6061.5052.5
    122 766.9025.2080.8242 354.0039.6087.5
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    表  3  相同液量、不同砂比(加砂量)下的裂缝参数及压后的产量

    Table  3.   Fracture parameters and post-fracturing production with the same fluid rates but different proppant concentration (sand content)

    序号砂比,
    %
    每段液量/m3每段加砂量/m3支撑缝长/m导流能力/
    (mD·m)
    无因次
    导流能力
    第1年
    产量/t
    12162078.0131.30740.356.44 083.2
    21862066.8130.40644.549.44 053.0
    31562055.7129.50538.841.64 023.5
    41262044.6121.50454.337.43 773.6
    5 962033.4108.70381.835.13 226.3
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    表  4  两种粒径支撑剂以不同比例组合后的裂缝导流能力与压后产量

    Table  4.   Fracture conductivity and post-fracturing production after the proppant with two particle sizes were combined in different proportions

    序号40/70目和20/40目
    支撑剂配比
    导流能力/
    (mD·m)
    无因次导流
    能力
    第1年
    产量/t
    11∶3533.425.85 263.1
    21∶2481.723.35 253.6
    31∶1405.919.65 243.4
    42∶1327.515.85 233.8
    53∶1276.513.45 179.2
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    表  5  不同尺寸连续油管在不同排量下的环空流速

    Table  5.   Annular flow velocity of coiled tubings in different sizes under different flow rates

    排量/
    (m3·min–1
    不同尺寸连续油管对应环空流速/(m·s–1
    ϕ58.4 mmϕ50.8 mmϕ43.2 mm
    6.411.510.610.1
    6.611.910.910.4
    6.812.211.210.7
    7.012.611.611.0
    7.212.911.911.3
    7.413.312.211.7
    7.613.712.512.0
    7.814.012.912.3
    8.014.413.212.6
    8.214.713.512.9
    8.415.113.913.2
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    表  6  XP237平台各井改造和投产数据对比

    Table  6.   Comparison of stimulation and production data of the wells on the Platform XP237

    井别井号投产时间目前情况改造工艺段数簇数入地液量/
    m3
    加砂量/
    m3
    水平段
    长度/m
    油层钻遇
    率,%
    加砂强度/
    (m3·m–1)
    进液强度/
    (m3·m–1)
    油量/
    t
    含水率,%
    对比井XP 237-712018/02/18 8.8516.3桥塞分段316729 660.63 261.32 237.079.81.816.6
    XP 237-742018/08/0317.5325.8226226 418.53 321.41 876.085.32.116.5
    XP 237-752018/08/19 8.6233.7266728 779.03 102.71 682.379.32.321.6
    XP 237-762018/08/1914.7818.5185822 676.42 842.81 934.687.11.713.4
    应用井XP 237-722018/05/2114.3919.2细分切割404023 467.72 610.01 535.099.71.715.3
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出版历程
  • 收稿日期:  2021-02-24
  • 修回日期:  2021-06-28
  • 网络出版日期:  2021-07-22
  • 刊出日期:  2021-08-25

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