低渗透油田水平井多段压裂试验与应用

大庆外围低渗油田储层渗透率低,丰度低,厚度薄,直井开发效益差。水平井压裂开发是一种提高低、特低渗透油气藏难动用储量的有效开发手段。朝阳沟油田早期开展过水平井全井限流法压裂试验,但水平井全井限流法压裂存在针对性差,部分储层压不开及小层规模难以控制等问题。为提高水平井压裂的针对性和压裂效果,在低渗透油田某区块开展了水平井多段压裂技术试验,探索提高特低渗透储层单井产量的有效技术手段,为特低渗透难采储量经济有效动用开辟新途径。     

特低渗透储层水平井注水开发及其应用

我国在水平井方面的开发技术已经处于成熟阶段,但是在特低渗透储层水平井注水的开发方面上还有具有一定的局限性,对目前特低渗透储层油藏进行综合性的分析,开发设计出适合特低渗透储层水平井注水开发的布井方案。本文笔者通过对特低渗透储层水平井注水开发和其应用方式进行相应的研究,为对低渗透层的开发和调整提供一定参考。     

薛岔油区长6储层水平井渗流场与产能影响因素分析

在我国许多油田,尤其是长庆等低渗、特低渗油田水平井开发油藏已成为提高储量控制程度和改善油田开发效果的重要手段,本文针对薛岔油区长6储层展开水平井渗流场与产能影响因素分析,主要研究了启动压力梯度、生产压差、地层渗透率及水平井段长度对特低渗透油藏水平井开发的产能影响因素分析。     

超低渗透油藏水平井压裂优化及应用研究

超低渗透的油藏通常具有孔喉细小、渗流阻力较大、渗透率较低的特征,导致油井的自然产能非常低。为了更好地提升超低渗透油藏的开采率,一般需要针对水平井进行套管完井,以压裂的方式构成很多条具有较大表面积、较长的水力裂缝,使得油藏的泄油面积增加,增进了储层与井筒的自然流体之间的连通性,有利于提升单井的开采率。超低渗透的油藏往往储层压力较低,我国经常应用注水技术进行石油的开采。因此,水平井压裂技术与直井的注水技术为超低渗透油藏的开采提供了保障。本文对水平井压裂水力的裂缝进行概述,结合某著名油田压裂水平井开采的案例,通过比较分析的方法,对超低渗透油藏水平井的压裂技术优化进行探讨。     

敖南油田水平井压裂改造试验

敖南油田属于低渗透油藏,水平井的自然产能很低,不经压裂得不到较理想的产量。水平井压裂作为水平井增产措施之一,能压开地层形成裂缝,沟通储层,减缓近井地带油层污染,特别是提高低渗储层水平井产量,使低渗边际油藏得到经济开发。根据压裂施工方案优化结果,成功实现了16口井的现场压裂试验,取得了较好的试验效果,为类似油藏的有效开发提供了良好的技术借鉴和技术支撑。     

水平井水力喷射分段压裂在南翼山油田的应用

南翼山油田属于低渗透油藏,由于储层低渗,自然产能低,产量下降快,压裂增产措施是提高油井单井产量和油田产能的最主要手段,2012年针对南翼山低渗透油藏水平井的开采现状,开展了水力喷射分段压裂施工,通过7口水平井的现场应用结果表明,水力喷射分段压裂工艺在南翼山油田具有较强的适应性,单井产量得到了大幅度提高,具有较好的研究和应用效果。     

苏里格气田水平井体积压裂浅析

在对低孔隙度、低渗透—特低渗透砂岩油气藏压裂中,由于储层基质向裂缝的供油气能力较差,仅靠单一的压裂主缝很难取得预期的增产效果。因此,提出了适合低孔隙度、低渗透、低压储层的"体积压裂"技术。随着苏里格气田水平井大面积的开发,针对其水平井的新工艺新技术也层数不穷,特别是今年"体积压裂"的水平井尤为突出。     

水力喷射压裂技术在七棵树油田的应用

水力喷射压裂是集射孔、压裂、隔离一体化的新型增产改造技术,适用于低渗透油藏直井、水平井的增产改造,是低渗透油藏压裂增产的一种有效方法。为了提高特低渗储量的动用程度和单井日产水平,七棵树油田进行水平井开发试验,采用水力喷射分段压裂技术,大幅提高了单井产能,取得了良好的增产效果。     

低浓度胍胶压裂液在泥盆系东河塘组的研究应用

巴麦井区东河塘组储层泥质含量高、储层物性差、克氏渗透率在0.06~0.82md(平均0.34md),孔隙度4.7%~10.6%(平均7.7%),属于特低孔特低渗-超低孔超低渗透储层。为有效控制和降低压裂液对储集层的伤害,提高压裂效果,降低压裂成本,研发了满足特低孔特低渗-超低孔超低渗透储层压裂需要的低伤害、耐高温的低浓度胍胶压裂液体系配方。通过室内实验研究,对低浓度胍胶压裂液体系配方的耐温耐剪切能力、流变性能、静态滤失、破胶性能及残渣含量进行了评价。室内实验评价表明,该体系能够大大降低胍胶的使用浓度,降低压裂液的残渣含量,降低压裂液对储集层的伤害,具有优良的破胶、返排、降滤失性能,是一种低成本、低伤害压裂液。     

水平井分段压裂技术在非常规油气藏的应用

江苏油田Q7断块为典型的低渗薄层低丰度油藏,自然产能低甚至无产能,一般需要采取储层改造措施;直井控制储量小,产能递减快,开发难度大,常规水平井开发受油藏物性、厚度等条件限制,而实施水平井分段压裂,可提高水平井产能,从而大幅度提高非常规油气藏控制储量,实现有效开发。     

超低渗透油藏水平井压裂优化及应用

超低渗透油藏一般具有孔喉细和渗透率低等特征,导致其出油率特别低。为提升油井石油开采率,采用水平套管井口以压裂的方式形成裂缝,增加油藏的面积增进储油层和井筒之间液体流通的连接性,将大大提升石油的开采率。因此笔者对水平井压裂裂缝进行阐述,分析在实际中的运用探讨超低渗透油藏水平井压裂技术优化形式。     

纯梁地区滩坝砂特低渗透薄互层油藏勘探与开发实践

纯梁地区油藏类型以低渗透砂岩开发管理单元为主,主要分布在纯化及正理庄油田,累计探明低渗透地质储量1.2亿t,占动用地质储量的55.2%,年产油量58万t,占整个油区的2/3左右。尤其是"十五"末以来新增的探明储量多以滩坝砂特低渗透薄互层油藏类型为主,经过多年的勘探开发探索及实践,陆续开展了大型压裂弹性开采、小井距注水开发试验、细分层系开发、水平井分段压裂、CO2混相驱,仿水平井压裂重建矢量井网等,为特低渗透油藏开发积累了大量宝贵的经验,其中虽然也有个别不成功的个案,但多数试验取得了较好的现场应用效果,为纯梁油区实现"百万吨原油生产基地"做出了巨大的贡献。笔者通过总结纯梁地区低渗透薄互层油藏的不同开发技术和效果,总结成功及失败的教训,对指导此类油藏的开发,进一步提高特低渗透油藏储量动用率及采收率具有较强的借鉴意义。     

大规模压裂技术在特低渗透油藏开发中的应用与认识

大规模压裂技术是实现特低渗透储层开发的一项关键技术。某油田特低渗透油藏储量大,多为难采储量,低产低注井比例高。为了改善开发效果,分两批开展了12口井"错层压裂"大规模压裂试验,通过加大压裂液量、砂量,有效改善储层渗流条件,建立驱动体系,实现有效动用。本文从油藏开发角度总结了影响大规模压裂效果的因素,明确了储层物性界限、有效能量补充、合理井位关系相结合的有效开发方法,制定技术界限,有效保障了区块大规模压裂效果,对特低渗透储层开发具有重要参考价值。     

特低渗透油藏渗流机理的研究

特低渗透油藏储层具有储层孔喉结构差、物性差、非均质性强的特点,特低渗透油藏渗流机理也与常规油藏储层渗流机理不同。油藏初期产量高,但是递减速度快快,油藏保持低压,导致采用注水方法效率低、见效慢。通过对特低渗透油藏储层的渗透规律、储层敏感性、相渗规律等进行研究,分析特低渗透油藏渗流机理,对指导油藏后期开采工作有重要意义,达到实现特低渗透油藏高效开发的目的。     

鄂尔多斯盆地裂缝性超低渗透油藏水淹规律及水窜治理

超低渗透储层在鄂尔多斯盆地广泛发育,但注水开发效果差,要么不见效、单井产能低,要么快速水淹、水窜。本文通过对裂缝性超低渗透砂岩水淹主控因素及裂缝性超低渗透储层水窜控制与治理措施的分析,认为注水不见效是因为储层基质的超低渗透率、非达西渗流特征及微相边界障碍共同造成的;早期水淹水窜是因为天然裂缝的高渗透性、人工裂缝延伸方向的不确定性及缝长设计不尽合理造成的。对于超低渗透油藏,本文建议淘汰常规注水开发方式,采用大排量/暂堵缝网压裂或者水平井网/多段压裂,在衰竭式开发后期,进行润湿反转+注水吞吐等非常规手段来实现高效开发。     

压裂工艺在低渗油藏应用分析

XX区块低渗油藏含油小层多、构造复杂、储层物性差、渗透率低,属于典型的低渗透复杂小断块油藏。本文结合油田际生产情况,认真分析了历年来低渗油藏部分注采井组油井压裂选井选层的条件,并结合典型井例分析了油井压裂成功与失败的原因,通过对井例的分析总结了压裂成功的经验与失败的教训,并形成了部分结论,对以后低渗透油藏水力压裂的施工具有一定的指导作用。     

吉林油田低渗透油藏压裂工艺优化与集团压裂探索

低渗透、特低渗透油藏开发特点是自然产能极低,不采取压裂措施日产一般在1吨以下,水力压裂后油气井增产、水井增注的主要措施见效快、增产效果显著,集团压裂已在吉林油田进行了成功尝试增产效果明显,为吉林油气田的稳产找到了新的途径。     

低渗透油藏复合增注技术研究

胜利油区近年来发现的低渗透、特低渗透砂岩油藏,开发中普遍存在产能下降快、注水压力高和解堵效果差的实际问题,严重制约了该类型油田的有效动用。在对低渗透油藏储层特性系统分析基础上,评价了注入水悬浮固相微粒、乳化油对储层伤害,研究了储层残余油、润湿性对水相渗透率的影响规律,研制了耐高温高盐的表面活性剂增注体系,结合地层预处理技术,形成适合不同井况条件下低渗透砂岩油藏复合增注技术。     

体积压裂新工艺在吉37井区致密油的应用

吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油层具有岩性致密、储层低孔特低渗、天然裂缝不发育等特点,先导试验区水平井采取各种不同工艺进行体积压裂改造,均未达到经济有效动用效果。如何提高致密油层压裂开发效果,实现该区储量经济有效动用,以满足该类特低渗透油藏开发的需求。通过研究该区地质特征及前期改造特征分析,提出了体积压裂新思路,优化方案设计,筛选了水平井配套压裂工艺。在吉37井区现场应用2口水平井,微地震监测结果显示形成了多压裂缝切割储层,达到了体积改造的目的。2口井压后均获得高产,为致密油层实现大规模开发提供了新思路新方法。     

超低渗透油藏M区块多段压裂水平井产能影响因素研究

根据超低渗透油藏M区块的地质条件和物性,应用非线性渗流模型,结合实际情况分析对比超低渗透油藏M区块不同含水率和不同种类井的流入动态曲线,幵研究了不同裂缝和不同井距的流入动态曲线,确定了决定水平井产油能力的因素。研究结果表明:油水相对渗透率试验结果表明,M区块储层具有启动压力梯度,动水饱和度低,油水互相渗透共同区域较小。超低渗透油藏M区块含水率、井网类型、裂缝数量和井距对产油能力影响较大。其中,含水率为10%、中心压裂水平井采用矩形井网、裂缝数为5和井距80 m的条件下超低渗透油藏M区块产能最优。