透镜状薄层底水油藏水平井开采技术研究——以陆梁油田为例

陆梁油田陆9井区呼图壁河组油藏为特殊的低幅度薄层边底水油藏.未动用储量,大多分布在透镜状薄层带边底水的小砂体中,油层平均厚度小于3 m,油水关系复杂,直井开采难度大,效益差.通过精细解剖含油单砂体、细分流动单元、准确识别纯油层和低阻油水同层等,开展了水平井开采先导试验,进行了精确的井眼轨迹控制、水平段合理长度、布井方式与注采井距等研究,初步形成了一套适合这类油藏的水平井开采技术,对油层跨度800m范围内不同油水关系、不同地质特征的未动用储量,整体优化部署水平井104口,建产能40×104t,储量动用程度由51.8%提高到82.6%.     

海相低阻低渗油藏开发技术探索及应用

文昌油田群珠江组上部储层具有疏松高泥质、低电阻率、低渗透率、低含油饱和度等特点,导致储层流体识别,甜点刻画,产能评价等难度大,制约油田群的高效开发.本文通过开展低阻低渗油藏油层识别、储层甜点刻画及产能评价等技术攻关及探索,推动文昌区1000万m3低阻低渗油层高效开发,并对类似油田的高效开发具有一定的指导作用.     

CB油田C3块赤山组油藏水平井开发可行性研究及应用

C3块赤山组(K2c)油藏是CB油田主力层系之一,由于其特殊的地质沉积特征,一直未实施水平井开发。为了改善赤山组油藏开发效果,提高油藏采收率,运用油藏精细描述技术,开展储层连通关系、非均质性、隔夹层及储层分布规律研究;研究C3块K2c与泰州组(K2t)不整合接触面渗流关系、串流对两套层系开发效果的影响,综合评价分析C3块K2c实施水平井开发调整的可行性;进行了水平井初步设计和选层设计,在2009年成功实施了K2c油藏第一口水平井C3块平12井。     

特低丰度油藏水平井开发技术研究

大庆外围葡萄花油层主要为石油储量丰度小于20×104t/km2的特低丰度薄互层油藏。为了经济有效开发这类油藏,进行了超薄油层水平井技术研究。形成了水平井优化设计方法,准确落实了油层顶面构造和单砂体分布趋势。建立了一套经济界限产量、水平段长度优化、井网形式和水平井与直井井距等水平井参数优化方法。在实施过程中,完善了适应超薄油层特点的水平井随钻调整技术,实现了准确把握地质导向、优化井眼轨迹,最大限度地降低了无效段。在肇州油田州603区块开展了水平井与直井联合开发试验,取得了较好的效果。     

致密砂岩气藏多层系水平井立体开发技术——以鄂尔多斯盆地致密气示范区为例

中国致密砂岩气资源丰富、分布广泛,但储层非均质性强,单井产量低,有效开发难度大。为提高致密砂岩气单井产量和储量动用程度,探索致密砂岩气藏多层系高效立体开发模式,以鄂尔多斯盆地苏里格气田致密气示范区盒8段、山1段等多套含气层系为例开展了研究,提出了一套致密砂岩气藏多层系水平井立体开发技术体系。首先,针对致密储层特征,通过利用三维地质建模与三维地震资料对各小层砂体空间展布进行精细刻画和含气有利区评价;其次,优选水平井开发主力层位和落实水平井部署有利区,整体部署盒8段、山1段2套水平井井网,进行多层系立体水平井开发;第三,应用地质—地震综合水平井地质导向技术,有效提高了气层钻遇率。基于该技术开发体系,完钻的多层系水平井气层钻遇率较邻近区块提高了10%以上,试气平均无阻流量达到87.3×10~4m³/d,实现了致密气藏的高效开发。     

深层低渗透油藏水平井优化设计研究

由于深层低渗透油藏储层渗透能力低且储层发育复杂,开发难度大,为使该类低渗油藏达到经济有效开发,水平井目的层进行了精细预测研究和各项地质参数设计的优化研究。主要通过储层精细对比与划分、精细刻画砂体分布,落实岩性油藏的非均质特征,确定各目的层含油砂体的分布特征。在地质研究成果基础上,利用数模和压裂软件优化设计了低渗油藏水平井分段压裂的各项地质参数:水平井段方位、井段长以及水平井分段压裂条数、裂缝长、裂缝间隔距离和缝网优化等,最终准确设计了水平井轨迹剖面。实际水平井的成功实施证实了研究成果的适用性。     

ND火山岩油藏水平井开发调整技术

针对ND火山岩油藏2007、2008两年快速建产后出现的产量递减快、目前单井产量低、处于低速开采的现状及直井泄油范围小、储量动用程度低的问题。为了提高储量动用程度,实现经济有效开发,提高区块产量,2013年试验水平井大型体积压裂获得成功,揭开了ND火山岩油藏水平井开发的序幕。水平井开发中通过井震结合精细刻画储层、优化水平井井网部署、分层系开发挖潜剩余油、优化压裂工艺等,取得了很好的效果,目前完钻99口水平井油层钻遇率达75%,已投产井初期平均单井日产油11.3 t/d,是直井的2.7倍,区块产量止跌回升。ND火山岩油藏开发实践表明对于储层为缝洞体的火山岩油藏可以通过水平井大型体积压裂提高单井产量、储量动用程度和开发效益,为其他同类型油藏的有效开发提供很好的借鉴。     

长6油藏水平井立体井网开发技术的应用

在多含油层系叠合油藏开发时,水平井立体井网可以最大程度地控制油藏储量,提高开发效果。针对姬塬油田长6油藏储层砂体变化快且含油层系多而复杂的特征,本文应用多油层开发主力层优选技术、储层产能评价技术选择油藏中的优势油砂体,对各油层段进行产能分析,确定纵向上多套含油层系间的产能差异,进行目的层优选,优化水平井参数,指导水平井轨迹设计。对纵向上存在的多套有利目的层提出水平井立体井网开发思路,是提高低渗透油藏开发的有效途径,可大幅度提高油田开发的综合经济效益。     

超薄油层水平井开发技术

大庆外围葡萄花油层主要为石油储量丰度小于20×104t/km2的特低丰度油藏,常规技术经济条件下难以有效开发,为此开展了大庆外围油田的特低丰度超薄(厚度不足1m)葡萄花油层水平井开发试验.通过综合应用地震解释、油藏精细描述、整体建模、数值模拟、经济评价、测井、录井、水平井远程导向和注水开发调整等多学科技术,不断加大水平井开发技术研究应用力度,实现了外围特低丰度储量的高效开发.形成了水平井优化设计方法,完善了适应超薄油层特点的水平井随钻调整技术,探讨了水平井注水受效特征及其影响因素、递减规律,研究了以完善注采关系为主,直井分层不对称注水、水平井分段精细调整低丰度葡萄花油层综合调整技术,创新了"分段动用、分段调整"综合调整思路.已投产91口葡萄花油层水平井,平均单井含油砂岩长度275.1 m,含油砂岩钻遇率71.7%,初期单井日产油15.1 t,稳定日产油10.0 t,为周围直井的4倍以上,取得了较好的开发效果.     

齐604断块超薄油层水平井地质导向技术

齐604断块是辽河油田难产难动用区块，制约该区块开发的技术瓶颈是油层超薄、钻井控制程度低、构造不落实。因此直井开发不见效。水平井是开发该断块行之有效的手段。通过地震成果、导眼井、完钻井相结合的油藏地质建模技术、井底岩性和含油性的及时识别技术、井底钻头位置的预测技术、油层顶底界判断技术等地质导向技术的应用，在齐604断块厚度小于2．48m的超薄油层中完钻2口水平井。取碍了理想的油层钻遇率。     

超稠油水平井分层开发技术

针对超稠油油藏互层状油层井间、层间潜力无法有效动用的问题,运用精细油藏描述技术方法,开展超稠油水平井分层开发技术研究。利用水平井加密挖潜手段,由以前的分层系开发改为目前的分层开发;针对不同油层条件,建立井位部署经济技术界限,进行分层整体规划部署,达到了超稠油持续高效开发的目的。实现部署水平井８４ 口,增加可采储量１５８. ４×１０４ｔ,对其他同类型油藏开发也具有指导和借鉴意义。     

薄油层水平井轨迹控制技术

中原油田水平井主要开发油藏类型为复杂断块油藏和中深层低渗断块油藏,地层复杂,标志层少,油层薄,轨迹控制难度大。经过多年的水平井钻井技术研究和大量的钻井实践,形成了一套具有自身特色的薄油层水平井钻井技术,较好地满足了油田地质和开发的需要,取得了一定的效果。文章分析了中原油田的地质特点与水平井钻井技术难点,从井身剖面类型优选、着陆控制方法、水平轨迹控制技术等方面介绍了中原油田薄油层水平井轨迹控制技术。     

水平井技术在薄层低渗透油藏开发中的应用

欢喜岭油田欢2-11-13块为低孔低渗储层,平均油层有效厚度3.9 m,利用直井开发钻井成本高、井网密度大、储量控制程度低、开发效果差。水平井开发的可行性论证认为,薄层低渗油藏适合部署水平井,可充分发挥水平井与油层接触面积大、产量高的优势。水平井投产后,单井平均日产油17.9 t,是周围直井的9.0倍,达到了改善开发效果的目的,同时为今后同类型油藏开发提供了借鉴和指导。     

超薄油层水平井钻井技术

临 33-平 1井和埕 71-平 1井是胜利油田两口超薄油层水平井 ,由于地层松软、油层薄、目的层不确定、靶前位移小、中靶精度高等因素 ,使超薄油层水平井开发难度高。通过优化设计、导向钻井技术、MWD的监控及相关技术措施的应用 ,严格控制井眼轨迹 ,追踪油层 ,成功完成了两口超薄油层水平井 ,均取得了显著的经济效益 ,为以后利用水平井技术进一步开发超薄油层进行了有益的探索。     

双分支侧钻水平井钻井技术在薄层稠油油藏中的应用

针对高10井区的油藏特点,经过对油藏地质特征的重新认识,利用双分支侧钻水平井技术恢复该井区油井生产能力.在高3-4-17井侧钻后,获得高产工业油气流.在该侧钻水平井实施成功的基础上,在高10井区部署4口水平井,已经成功实施3口,初期日产油平均18t/d,获得较好的经济效益.高3-4-17侧钻水平井的成功实施,促进了开发部署观念的转变.     

超薄油层水平井钻井技术

临33—平1井和埕71—平1井是胜利油田两口超薄油层水平井，由于地层松软、油层薄、目的层不确定、靶前位移小、中靶物度高等因素，使超薄油层水平井开发难度高。通过优化设计、导向钻井技术、MWD的监控及相关技术措施的应用，严格控制井眼轨迹，追踪油层，成功完成了两口超薄油层水平井，均取得了显著的经济效益，为以后利用水平井技术进一步开发超薄油层进行了有益的探索。     

水平井技术在薄层低渗透油藏开发中的应用

欢喜岭油田欢2—11—13块为低孔低渗储层，平均油层有效厚度3．9m，利用直井开发钻井成本高、井网密度大、储量控制程度低、开发效果差。水平井开发的可行性论证认为，薄层低渗油藏适合部署水平井，可充分发挥水平井与油层接触面积大、产量高的优势。水平井投产后，单井平均日产油17．9t，是周围直井的9．0倍，达到了改善开发效果的目的，同时为今后同类型油藏开发提供了借鉴和指导。     

侧钻水平井在陆梁油田开发调整中的应用

准噶尔盆地陆梁油田陆9 井区下白垩统呼图壁河组油藏为典型的薄油层、边底水活跃的砂岩油藏,开发过程中受边(底)水推(锥)进及注入水突进影响,部分油井含水高、采出程度低且增产难度大。为提高油藏开发效果,利用多种手段对油层水淹状况和水驱规律进行了系统研究,确定了剩余油富集区。通过运用油藏工程和数值模拟,对侧钻水平井主要技术参数进行了优化。2008—2009 年共实施侧钻水平井14 口,平均单井增油8.1 t/d,含水下降47.2 个百分点,恢复产能2.69×10⁴ t,效果十分显著。     

渤海A油田馆陶组低阻油层地质主控因素及识别方法

为解决渤海A油田馆陶组低阻油层成因机理不明确、缺乏识别方法、空间展布规律认识不清等问题,从低阻油层储层基本特征出发,开展低阻油层地质主控因素分析,建立低阻油层识别方法,刻画低阻油藏分布特征。结果表明,渤海A油田馆陶组低阻油层主要是由于低能沉积环境所形成的较细的岩石特征、较高的泥质含量、复杂的孔隙结构、高含量网状分布的伊蒙混层复合作用所致,另外中等矿化度、岩石弱亲水性、低构造幅度也是低阻油层形成的次要因素;综合目标区地质特征提出四种低阻油层识别方法并建立判识标准,测井曲线重叠法通过测井曲线重叠显示幅度差进行识别,交会图版法通过不同测井参数交会图进行识别,气测录井法通过气测全烃量和烃组分完整度进行识别,神经网络模型法通过神经网络训练方法优选测井参数组合类型来识别低阻油层。研究成果可有效指导油田井位设计、降低开发风险,对其他低阻油层研究也具有一定借鉴意义。     

鄂尔多斯盆地西南部Z区低阻油水层识别方法

随着近年来鄂尔多斯盆地西南部侏罗系油藏的规模开发,侏罗系油藏优质储量得到不断动用,而侏罗系低阻油藏成藏隐蔽,勘探开发经验少,油水层识别难度大等问题日趋突出。鄂尔多斯盆地西南部Z区延9油藏为典型的低阻油藏,分析表明,孔隙结构复杂、微孔率高、微孔隙中存在束缚水是导致油层低阻的主要原因,地层水矿化度高也降低了油层电阻率;对比分析了测井曲线形态法、砂层顶构造对比法、侵入因子与声波时差交会图版法、快速色谱录井识别等识别低阻油层方法,并提出了该区有利建产目标。