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【摘要】由于国内目前的低渗透油气田储层其天然的裂缝生长状况不具备十足的油气开采条件，因此需要研究出一种较为合理的方案来支持生产工作的进行。
【关键词】低渗透油气田 压裂 优化
1 前言
低渗油气田压裂的优化设计开展需要油气田压裂井进行预测和评估工作。常用于压裂井生产性能评价的方法有数学模拟法和电模拟法。数学模拟法的内容一般先对油气田的裂缝状态做较为合理的假定工作，随后在这个基础上把裂缝生长的长度和出压以后的油气产量做既定的工作。电模拟法的主要内容是，先将油气田产量的增产倍数曲线测定出，呈现出的曲线图像的相应走势所表明的显现便是为低渗透层压裂的优化工作做参考。
2 优化案例研究
水力裂缝改良方式和压后产能评定方法被称作是数值模拟法，有一研究报告也对数值模拟法做了相应的研究，在对某一低渗透油气田开展水力裂缝的导流性能进行相应的改良工作时，应用于优化工作输入的相应参数有如下的具体数值：输入1 g/cm3的水密度，0.844g/cm3的油密度，1.5×10-3g/ cm3的气体密度，0.5 mPa·s的水粘度，4×10-5MPa-1的水压缩数值，6.84 MPa的泡点压力数值，7×10-5MPa-1的岩石压缩数值，生成11.6%～12.7%的孔隙度，0.5×10-3μm2的油气渗透率，300×300 m的反九点井网，最后生成120m的裂缝长度值，裂缝的导流能力被优化到10～45μm2·cm.再从优化的结果显示图上得出，如果裂缝的导流能力在25μm2·cm以下，油气田作用于压后的石油产量会随着导流能力的增加而有所增长，如果裂缝的导流能力增长到25μm2·cm以上后，产量增长的模式就会趋于平缓，由此可见最为适宜的导流能力应当设定为25μm2·cm，因此25%～30%的平砂液是最为合适的施工数值。
经过多年的压裂实践经验中总结出：用于低渗透油气田的施工技术在高砂液比应在35%以上，裂缝内部的压力增长可以采用蜡球进行裂缝的暂时堵塞来实现。而用这种数值模拟法所算出的结果在和室内模拟方法的对比上存在很大的差异性。室内模拟法算出的数据表明，用于研究的油气田在提高产量的优化上不需要将裂缝的导流能力进行提升。但在实际的生产作业中，如果提高砂液的比例就能提高裂缝相应的导流能力。
3 原因分析
导致现场生产状况和室内设计优化预测的结果产生偏差的原因，可能是因为用于研究的油气田在裂缝堵塞的方法是先开展正常的施工作业，缓慢的将砂液比做相应的提升直至升到优化设计既定的数值后，再停止升高工作，把用于堵塞裂缝的材料应用上，随后施工的压力值便会随之增高。
在对两口较为典型油气井做堵塞的施工，并对成像曲线做分析后发现：施工工作开展到后期时，产量和砂液间比就没有任何变化，用于施工的压力也没有任何变化，由此得出净压力也保持在一个不变的数值上，但油气田的天然裂缝会呈现开裂的现象[2]。有研究表明，如果縫内的净压力比天然微裂缝的压力临界点要大时，天然微裂缝就能够被开启。一般情况下，地应力的测量方式有以下的一些内容：对压裂进行检测后再标明地应力的大小；将油气井的相应资料检测出，再进行地应力的计算统计工作；采用经验公式的手段对地应力进行计算；采用岩石学的手段对地应力进行计算。
此次研究所采用的是经验公式的手段对地应力进行计算，得出参数有：22.6 MPa是所计算出的最小地应力值，最大地应力值为25.3MPa，垂直方向的应力值为33.2MPa。
从此次研究的相关数据资料进行推断工作后，施工呈现出的天然裂缝开启状况是由高砂液比和蜡球堵塞裂缝共同作用的结果。文中主要是通过使用数值的模拟手段来研究加强微裂缝的沟通工作从而对压后产量产生影响[3]。
对施工中裂缝内净压力和砂液比的研究用裂缝模拟软件来实现，从此次实验的数值图表中得出，如果施工中的砂液比超过30%时，净压力就会高出4.7MPa。如果在选用蜡球做裂缝的堵塞工作后，净压力也会随着增高。由此可见净压力的增高可以由这两种方法去实现，从而实现对天然裂缝的开启作用。
天然裂缝张开对压后产量的具体影响可以用数值模拟手段来进行研究。先将微裂缝张开的大小进行设定，此次研究的数值分别是0 m2和50 m2（1m×150 m）、2250m2（15×150 m）、4500m2（30m×150m），裂缝的孔隙度是0.12%，渗透率是800μm2。实验中发现微裂缝呈现张开的状况后，压后产量上升的速度就会越来越显著，且面积越大产量增加的程度就越显著。由此可见压后产量的增产可以通过对砂液比的提高和开展相应的裂缝堵塞施工来对净压力进行提升后，促使天然微裂缝得以更好的张开，从而达到增加产量的目标也是在低渗油气田上较为良好的优化技术使用手段。 4 讨论
直至目前在国内油气田的勘探中已经发现有23%的地区都是低渗类型的油气田。而在低渗油气田的生产作业开发上将水力压裂技术应用到其中是最为合适的开发手段。针对这种油气田开发方式，笔者于此制定出一条较为合适的裂缝优化方法：先对开发区域的地应力进行检测并计算出后，再按照相应的方程式将开启微裂缝所用到的净压力计算出；随后再按照所求得的净压力数值大小，对砂液比值做明确工作，随后对净压力的提高是否还需要对裂缝开展堵塞来实现做判断；最后按照求得的砂液比将裂缝的导流能力进行确定工作，裂缝优化工作的开展就基于这个基础进行，其次是油气田产量的预测
工作[4]。
应用文中提出的方式开展裂缝的优化工作时还需要注意到两个比较重要的细节：其一，按照地应力的最小最大水平值对天然裂缝开启的临界压力点做相应的计算工作，因此务必要把最小最大的地应力水平值准确求取出，数值求取的方法需要应用室内试验和现场小型的实际检测来共同开展。其二，将平均砂液比对裂缝导流能力大小的做统计，随后根据数据显示的相关信息来对裂缝的导流能力进行优化辅助工作。
5 结论和建议
从此次研究中发现对高砂液比的施工可以促进高净压力增高，进而实现天然微裂缝的开启工作，低渗透油气田的生产产量也能因此得到相应的提高。在制定出相应的低渗油气田优化策略时，必须先开展相应区域的地应力进行检测，并作出数据的分析，从而根据数据显示的具体情况确定出促使微裂缝开启的临界净压力大小，随后按照施工砂液比和实际净压力之间的相互作用关系来决定平均砂液比的数值，从而得出裂缝所具有的导流能力大小，最后再开展裂缝长度的优化工作。
在应用文中所提出的方式进行优化时一定要应用室内和现场实际试验相互结合的手段来获取地应力的最大最小水平值；只有获得较为精准的支撑导流能力信息后才能开展时间较长的导流测验。在验证所得信息确实能够很好的压后产量增长后，才能开展真正的施工生产作业，而在之后进行的生产中，对天然裂缝进行支撑开启的数值应该延用在之前现场实验所得具体数据。
参考文献
[1] 丁云宏，胥云，翁定为，蒋廷学.低渗透油气田压裂优化设计新方法[J].天然气工业，2009，13（9）：227-229
[2] 何青琴，杨永全，何世明，刘永存，等.低渗透油气田重复压裂诱导应力场模拟研究[J].天然气技术，2010，34（2）：58-61
[3] 文田.我国低渗透油气田水平井分段压裂技术取得突破[J].石油钻采工艺，2011，12（11）：118-120
[4] 孙治国.对降低油气田压裂设备制造成本的思考[J].甘肃科技，2009，7（11）：90-93
【关键词】低渗透油气田 压裂 优化
1 前言
低渗油气田压裂的优化设计开展需要油气田压裂井进行预测和评估工作。常用于压裂井生产性能评价的方法有数学模拟法和电模拟法。数学模拟法的内容一般先对油气田的裂缝状态做较为合理的假定工作，随后在这个基础上把裂缝生长的长度和出压以后的油气产量做既定的工作。电模拟法的主要内容是，先将油气田产量的增产倍数曲线测定出，呈现出的曲线图像的相应走势所表明的显现便是为低渗透层压裂的优化工作做参考。
2 优化案例研究
水力裂缝改良方式和压后产能评定方法被称作是数值模拟法，有一研究报告也对数值模拟法做了相应的研究，在对某一低渗透油气田开展水力裂缝的导流性能进行相应的改良工作时，应用于优化工作输入的相应参数有如下的具体数值：输入1 g/cm3的水密度，0.844g/cm3的油密度，1.5×10-3g/ cm3的气体密度，0.5 mPa·s的水粘度，4×10-5MPa-1的水压缩数值，6.84 MPa的泡点压力数值，7×10-5MPa-1的岩石压缩数值，生成11.6%～12.7%的孔隙度，0.5×10-3μm2的油气渗透率，300×300 m的反九点井网，最后生成120m的裂缝长度值，裂缝的导流能力被优化到10～45μm2·cm.再从优化的结果显示图上得出，如果裂缝的导流能力在25μm2·cm以下，油气田作用于压后的石油产量会随着导流能力的增加而有所增长，如果裂缝的导流能力增长到25μm2·cm以上后，产量增长的模式就会趋于平缓，由此可见最为适宜的导流能力应当设定为25μm2·cm，因此25%～30%的平砂液是最为合适的施工数值。
经过多年的压裂实践经验中总结出：用于低渗透油气田的施工技术在高砂液比应在35%以上，裂缝内部的压力增长可以采用蜡球进行裂缝的暂时堵塞来实现。而用这种数值模拟法所算出的结果在和室内模拟方法的对比上存在很大的差异性。室内模拟法算出的数据表明，用于研究的油气田在提高产量的优化上不需要将裂缝的导流能力进行提升。但在实际的生产作业中，如果提高砂液的比例就能提高裂缝相应的导流能力。
3 原因分析
导致现场生产状况和室内设计优化预测的结果产生偏差的原因，可能是因为用于研究的油气田在裂缝堵塞的方法是先开展正常的施工作业，缓慢的将砂液比做相应的提升直至升到优化设计既定的数值后，再停止升高工作，把用于堵塞裂缝的材料应用上，随后施工的压力值便会随之增高。
在对两口较为典型油气井做堵塞的施工，并对成像曲线做分析后发现：施工工作开展到后期时，产量和砂液间比就没有任何变化，用于施工的压力也没有任何变化，由此得出净压力也保持在一个不变的数值上，但油气田的天然裂缝会呈现开裂的现象[2]。有研究表明，如果縫内的净压力比天然微裂缝的压力临界点要大时，天然微裂缝就能够被开启。一般情况下，地应力的测量方式有以下的一些内容：对压裂进行检测后再标明地应力的大小；将油气井的相应资料检测出，再进行地应力的计算统计工作；采用经验公式的手段对地应力进行计算；采用岩石学的手段对地应力进行计算。
此次研究所采用的是经验公式的手段对地应力进行计算，得出参数有：22.6 MPa是所计算出的最小地应力值，最大地应力值为25.3MPa，垂直方向的应力值为33.2MPa。
从此次研究的相关数据资料进行推断工作后，施工呈现出的天然裂缝开启状况是由高砂液比和蜡球堵塞裂缝共同作用的结果。文中主要是通过使用数值的模拟手段来研究加强微裂缝的沟通工作从而对压后产量产生影响[3]。
对施工中裂缝内净压力和砂液比的研究用裂缝模拟软件来实现，从此次实验的数值图表中得出，如果施工中的砂液比超过30%时，净压力就会高出4.7MPa。如果在选用蜡球做裂缝的堵塞工作后，净压力也会随着增高。由此可见净压力的增高可以由这两种方法去实现，从而实现对天然裂缝的开启作用。
天然裂缝张开对压后产量的具体影响可以用数值模拟手段来进行研究。先将微裂缝张开的大小进行设定，此次研究的数值分别是0 m2和50 m2（1m×150 m）、2250m2（15×150 m）、4500m2（30m×150m），裂缝的孔隙度是0.12%，渗透率是800μm2。实验中发现微裂缝呈现张开的状况后，压后产量上升的速度就会越来越显著，且面积越大产量增加的程度就越显著。由此可见压后产量的增产可以通过对砂液比的提高和开展相应的裂缝堵塞施工来对净压力进行提升后，促使天然微裂缝得以更好的张开，从而达到增加产量的目标也是在低渗油气田上较为良好的优化技术使用手段。 4 讨论
直至目前在国内油气田的勘探中已经发现有23%的地区都是低渗类型的油气田。而在低渗油气田的生产作业开发上将水力压裂技术应用到其中是最为合适的开发手段。针对这种油气田开发方式，笔者于此制定出一条较为合适的裂缝优化方法：先对开发区域的地应力进行检测并计算出后，再按照相应的方程式将开启微裂缝所用到的净压力计算出；随后再按照所求得的净压力数值大小，对砂液比值做明确工作，随后对净压力的提高是否还需要对裂缝开展堵塞来实现做判断；最后按照求得的砂液比将裂缝的导流能力进行确定工作，裂缝优化工作的开展就基于这个基础进行，其次是油气田产量的预测
工作[4]。
应用文中提出的方式开展裂缝的优化工作时还需要注意到两个比较重要的细节：其一，按照地应力的最小最大水平值对天然裂缝开启的临界压力点做相应的计算工作，因此务必要把最小最大的地应力水平值准确求取出，数值求取的方法需要应用室内试验和现场小型的实际检测来共同开展。其二，将平均砂液比对裂缝导流能力大小的做统计，随后根据数据显示的相关信息来对裂缝的导流能力进行优化辅助工作。
5 结论和建议
从此次研究中发现对高砂液比的施工可以促进高净压力增高，进而实现天然微裂缝的开启工作，低渗透油气田的生产产量也能因此得到相应的提高。在制定出相应的低渗油气田优化策略时，必须先开展相应区域的地应力进行检测，并作出数据的分析，从而根据数据显示的具体情况确定出促使微裂缝开启的临界净压力大小，随后按照施工砂液比和实际净压力之间的相互作用关系来决定平均砂液比的数值，从而得出裂缝所具有的导流能力大小，最后再开展裂缝长度的优化工作。
在应用文中所提出的方式进行优化时一定要应用室内和现场实际试验相互结合的手段来获取地应力的最大最小水平值；只有获得较为精准的支撑导流能力信息后才能开展时间较长的导流测验。在验证所得信息确实能够很好的压后产量增长后，才能开展真正的施工生产作业，而在之后进行的生产中，对天然裂缝进行支撑开启的数值应该延用在之前现场实验所得具体数据。
参考文献
[1] 丁云宏，胥云，翁定为，蒋廷学.低渗透油气田压裂优化设计新方法[J].天然气工业，2009，13（9）：227-229
[2] 何青琴，杨永全，何世明，刘永存，等.低渗透油气田重复压裂诱导应力场模拟研究[J].天然气技术，2010，34（2）：58-61
[3] 文田.我国低渗透油气田水平井分段压裂技术取得突破[J].石油钻采工艺，2011，12（11）：118-120
[4] 孙治国.对降低油气田压裂设备制造成本的思考[J].甘肃科技，2009，7（11）：90-93