高含水油井应用堵压结合技术挖潜增产

朝阳沟油田应用堵压结合技术对高含水井进行剩余油挖潜增产,即用高强化学堵剂封堵高含水层位的人工裂缝,然后通过实施压裂产生新的人工裂缝。确定了高强堵剂选用改性高分子丙烯酰胺为主剂,并选取16口试验井进行了现场应用。应用结果表明,堵压结合技术可以达到挖潜增产的目的,16口试验井平均单井日增液2.7t/d,日增油1.2t/d,含水下降16.3%,平均单井累计增油约766.2t。     

同井同层重复压裂技术研究与应用

根据新站油田特点和对以往压裂存在的问题,从压裂液配方、压裂工艺、施工参数、泵注程序等方面,结合新站油田岩石力学参数,从重复压裂选井选层、地应力剖面及裂缝转向研究入手,优化出适合新站油田的压裂方案。方案实施后,与以往重复压裂井对比,平均单井日增油由2.0t/d上升到3.7t/d,是从前重复压裂井的1.9倍,为同类油田提供了宝贵的经验。     

海拉尔油田致密油开发试验

海拉尔油田贝28区块兴安岭油层物性差,属中孔致密储层,且岩性复杂。2005年,区块投入开发,已投产油井具有压裂投产初期产量高、产量递减快、注水受效差的特点,目前采油速度0.07%,采出程度1.58%,开发效果较差。由于兴安岭油层天然裂缝不发育,不具备缝网压裂的条件,为提高致密油储层动用程度和单井产能,开展了直井大规模分支缝压裂试验。通过可降解纤维暂堵,在大规模压裂形成的主缝的侧向产生分支裂缝,形成主裂缝和分支裂缝结合的多裂缝系统,扩大泄油面积,与水井建立有效的驱动,提高压裂产量。现场试验6口井,平均单井压裂液用量1631m3,单井加砂量161m3,单井加砂强度达到7.8m3/d,压裂初期平均单井日产油5.7t/d,日增油5.0t/d,压裂500d后平均单井累计增油2244t。大规模压裂费用较高,可从压裂材料方面控制压裂投资,同时配套工厂化作业模式。     

水平井压裂技术发展现状

水平井水力压裂增产技术对于薄储层、低渗透、稠油油藏以及小储最的边际油气藏改善开发效果、提高单井产量和最终采收率．都具有重要作用。就水平井压裂基础理论研究而言,国外在裂缝起裂、裂缝延伸、井筒和储层温度场、压后水平井产能预测等方而形成了较为成熟的认识,国内略显滞后,但在压后产能预测方而已建立了油藏和气藏压裂研究模型．开发了系列产能预测软件;在水平井压裂工艺的研究与应用方面,国外仍处于领先水平,国内亦进展迅速．如水力喷射分段压裂技术已在吉林、新疆、长庆等油田现场应用,辽河油田也完成了工具设计和模拟实验,但在多级压裂技术方面,国内研究与国外相比尚有差距,需要在封隔器和滑套性能方面进一步研究。由于多级压裂技术．特别是管外封分段压裂技术．属于完井－压裂－采油一体化技术,将成为水平井开发的重要手段。     

变质岩潜山体积压裂技术探索与实践

辽河油田变质岩潜山油藏储量丰富,但普遍存在储层物性差、自然产能低等问题,需要进行压裂改造以获得工业油气流。由于储层厚度大,需要大规模加砂压裂改造,但常规方法加砂困难,施工成本高。在常规压裂技术的基础上,将体积压裂思路引入裂缝型变质岩潜山油藏。通过理论计算、数值模拟等方法 ,论证了此类储层实施体积改造的可行性,优选分簇射孔方式,优化低黏、低摩阻滑溜水压裂液,采用大排量、低砂比施工工艺,实现对天然裂缝的最大程度沟通,极大地提高储层整体渗透率,实现储层的立体改造。井下微地震裂缝监测结果显示,与常规瓜胶压裂相比,滑溜水压裂裂缝波及体积明显增大。该技术于2013年开展先导试验以来,累计实施18井次,压后平均单井日增油10.1t/d,是同区块常规压裂日产量的2.2倍,同时射孔及压裂费用总体降低15%以上。     

致密油整体缝网压裂技术在杏树岗油田杏69-1井区扶余油层的应用实践

针对大庆致密油储层地质条件逐年变差,以及采用常规压裂改造工艺达不到预期增产效果的问题,创新采用整体缝网压裂工艺,主要从地质选层、缝储匹配、液性组合、有效改造4个方面进行方案优化。依托杏树岗油田杏69-1井区扶余油层“井缝控藏”理念,纵向上通过甜点优选压裂层段,平均单井压裂层数由4层减少至3层。横向上考虑砂体连通关系,以缝控储量最大为目标,优化施工规模,平均单井液体规模降低16%,支撑剂规模降低31.4%,单井成本降低4.7%。同时采用变黏压裂液、控缝高工艺,积极推行全链条挖潜增效,实现该井区扶余油层整体缝网压裂效益开发。现场应用表明,整体缝网压裂技术提高了缝控储量规模,实现了储层改造最大化、缝控储量最大化。实际平均单井日产油5.7t/d,比设计值提高103%;实际建设产能1.62×10⁴t,超额完成22.7%。     

低渗透油田机采井量化调参方法

合理流压已成为机采井参数调整的理论依据,但无论是调大还是调小参数,还仅仅是依靠经验,因此需要一种量化调参方法指导参数调整。根据低渗透油田油井流入动态关系式可以确定n值,求出系数A,绘制出相应的流入动态曲线。在合理流压下,低渗透油田油井产能可得到最有效发挥。在井底流压保持一定的条件下,井口产量为泵的理论排量与泵效的乘积。以合理流压为理论依据进行参数调整,最终要实现的是油井产能充分发挥,即井口产量等于油井最大井底流入产量。根据该方法2009年进行参数调整136井次,其中调大参数98井次,流压由7.9MPa下降到6.1MPa,日增液0.6t/d,日增油0.2t/d;调小参数38井次,流压由2.6MPa升至4.5MPa,日增液0.2t/d,日产油由1.4t/d稳定到1.5t/d。量化调参方法突破了靠经验进行参数调整的传统方法的局限,能够确保流压调整一次到位。     

葡萄花外围薄差储层大排量压裂技术探索与实践

葡萄花油田进入开发后期,高含水井及重复压裂井逐年增多,具有改造潜力且发育较好的葡萄花储层不断减少,薄差储层成为油田后续措施改造的重点。受此类储层物性及自身条件限制,采用常规压裂改造工艺增油效果不理想。葡萄花外围薄差储层主要分布于敖南及台肇区块,在这两个区块开展了多层段大排量压裂现场试验6口井,施工排量达到4.0~7.5m~3/min,平均单井压裂2.1个层段,单层有效厚度0.5m,平均单层施工液量115m~3,单层加砂9m~3。试验初期,平均单井产液强度1.83t/d·m,产油强度1.83t/d·m;与同区块储层条件相近的11口压裂投产井相比,初期产油增加1.7t/d,产液强度增加0.68t/d·m,平均单井年累计多产油207.3t。现场监测表明,大排量压裂在葡萄花外围薄差储层上产生了主缝与微缝共同存在的复杂裂缝网络,实现了提高裂缝改造体积的目的。     

天然气水合物储层水力压裂研究进展

天然气水合物是一种广泛分布于海底地层中重要的未来战略能源,但在开采过程中,由于水合物储层介质颗粒粒径较小,孔隙多被固态水合物占据,储层渗透率低,制约着天然气水合物开采的产业化进程。当今水力压裂技术已广泛应用于低渗透油气藏的增产作业中,本文总结了近年来国内外对天然气水合物储层应用水力压裂技术的研究现状,从压裂实验、数值模拟和压裂液等方面进行了讨论。结果表明,水力压裂可以创造人工裂缝,扩大水合物解离面积,提高储层渗透率和天然气产量,有利于商业开发。储层的脆性响应问题、开发新型压裂液以及压裂对水合物储层地质安全的影响,都是水合物储层水力压裂研究亟待解决的问题。     

大庆油田M油藏提高新投产井产能压裂技术试验

大庆油田M油藏进入开发中后期,高含水井及重复压裂井逐年增多,具有改造潜力且开采效果较好的储层不断减少,由于受储层物性及自身条件的限制,新投产的加密井采用常规压裂改造工艺增油上产并不理想。针对目前新投产能加密区块产能井存在的井距小、压后含水高、储层物性差、单井产能低、达不到方案设计要求、影响油田经济有效开发等问题,开展提高新投产井产能技术试验。依据M油藏内各区块的特征,优选了同层多裂缝压裂、大砂量压裂、热造缝结合压裂和短宽缝压裂等4种工艺,并依据区块特征进行压裂工艺和施工参数优选,对现场28口试验井有针对性地实行压裂。结果表明,现场试验的28口井与同区块常规压裂投产井相比,投产初期平均单井日产液提高0.8t,日产油增加0.4t,产能提高15.3%,达到了"新区提液,加密区控水"的要求。     

低频声波振动采油技术在低渗透油田适应性探讨

针对大庆长垣外围低渗透油田,采用低频声波振动采油技术,对近井地带存在污染井进行振动解堵。低频波作用于饱和的油气水层时,可以提高渗透率,促使液体加速流向声源,向井眼聚集,同时分解出的气泡脉动穿过岩石的空隙疏通孔道,可以达到降黏、脱蜡、防垢的效果。一定频率的振动波在不同地层渗透率条件下的处理效果是不同的。低频波(1～300Hz)不易衰减,传播距离远,较适合在低渗透油田应用。现场共试验应用20口井,措施初期有效15口,有效率75.0%。目前正常生产19口井,有效11口,已累计增油1494t。从效果分析看,在压裂有效期内的井均无效。该技术适用于因作业或洗井等原因造成油层污染、产量下降的井;投产以来产量递减异常井;压裂有效期短的井。今后应针对不同的油层及油井特性,将适当的方法组合起来,开发出更有效、更经济的声波采油技术。     

精细油藏描述技术在水平井轨迹设计中的应用

大庆油田萨中开发区自从2002年起进行水平井开发技术研究,经过几年的探索,形成了较为完善的挖潜厚油层顶部剩余油的水平井水驱挖潜技术。研究过程中,精细油藏描述技术在调整对象的确定、储层内部结构认识、水平井空间轨迹设计等方面发挥了重要作用,且该技术亦逐步得到完善。水平井的开发效果,取决于前期精细油藏描述的准备工作。如果在一定的油层条件下,选井过程中有较高的前期地质研究基础,对油藏认识比较清楚,构造、储层、流体特征刻画细致,并能够建立精细地质模型,则水平井就能得到较好的开发效果。大庆油田主力油层聚驱后设计的第一口水平井位于剩余油滞留区内,该井完钻井深1620m,完钻水平段长度563m,油层钻遇率达到67.1%。在深入研究剩余油分布状况、优化轨迹设计基础上,进行调整挖潜,该井初期投产日产液为134t/d,日产油为12.9t/d,含水为90.4%,含水较同类型直井低7个百分点以上,产能是直井的2倍以上,获得一定的开采效果。     

应用油藏精细描述技术指导密井网区块开发

以某油田FST研究区块密井网资料为基础,应用油藏精细描述技术,对某油田FST研究区块的储层沉积特征、储层裂缝特征、水淹情况及剩余潜力分布作了进一步分析、研究。根据研究结果,指导了射孔及压裂方案的编制;调整并完善了注采关系,共增加水驱厚度61.8m,增加水驱动用储量16.1×10^4t;改善了主力层和非主力层动用状况,调整井区40口油井,日产油增加3.1t/d,含水率下降1.1个百分点;指导注水调整,缓解层间矛盾;指导单井产能改造,累计增油4419.2t。     

低渗断块油藏周期性注水设计原则

周期注水是通过周期性地改变注入水量来改善低渗油藏和裂缝孔隙性油藏水驱开发效果的一项技术。金南3号油田是苏北盆地金湖凹陷2001年投入注水开发的低渗断块油田,因油水井水力压裂改造造成油田注采井距适应性变差,部分油水井出现水窜现象,导致油田开发效果差。2003～2005年选择试验区进行周期注水试验,有效地改善了油田开发效果。文章从周期注水驱油机理入手,结合金南3号油田周期性注水试验区试验成果,论述了低渗断块油藏周期性注水的设计原则。     

水平井机械隔离上提分段压裂工艺研究与应用

低渗透油田水平井开发是一项复杂而又有实际价值的工程技术。吉林油田4.6×108t探明未动用储量中,低渗透油藏超过90%,但产量普遍较低。为改变低渗透油藏"多井低产"的局面,开展低渗透油藏水平井开发试验。针对目前国内外低渗透油田水平井压裂改造工艺复杂、工艺可靠性差的现状,在环空分压和桥塞压裂工艺基础上,对工具和管柱结构进行改进,提出一种利用油管对水平井进行一趟管柱、双封单卡压裂施工多段的水平井上提分段压裂工艺及配套技术,同时,通过地面模拟试验,对研制的上提压裂管柱的水平状态冲砂性能和工具配件性能进行验证。经现场试验及应用,该管柱性能可靠,满足水平井分段压裂要求。水平井压裂工具,由其组成的工艺管柱入井工具少,性能稳定,全过程防卡控制,使施工更加安全可靠,是一种先进的水平井分段改造工艺技术。     

腰英台油田青山口组油藏压裂工艺技术研究

腰英台油田影响产能因素有多种,相继进行了两轮压裂实践,油田目前原油产量达270t／d,但存在部分井压后排液时间长,较高产量井比例较小,生产递减快,含水率偏高等问题。经过对前置酸加砂压裂和交联酸加砂压裂的应用分析,并结合腰英台油田青山口组油藏的开采现状,提出第三轮压裂应将前置酸加砂压裂或交联酸加砂压裂与薄层限缝高压裂相结合,力求实现技术综合配套。含水区块建议尝试侧钻水平井开采。     

越南白虎油田缝洞型基岩油藏特征与开发对策

白虎油田位于越南东南兰龙盆地早新生界中央隆起带基岩断块,以花岗岩和花岗闪长岩为主。白虎油田基岩油藏原始地层压力为41.7MPa,油藏温度为140℃,属于常温常压油气藏。原始相对密度为0.654,泡点压力为22.4MPa。原始气油比为190m^3/t,原始黏度为1.5mPa·s,地下原油相对密度为0.4.该油藏储量接近10×10^8t,单井日产油低的上百吨,高的可达几千吨,是少见的高储量丰度、高产能的基岩油气藏。微裂缝以及伴生洞对油气储集的贡献在70％～80％;采取底部注水形成人工底水的驱动方式,直井和侧钻井的注采井网,保持地层压力在泡点压力1～2MPa之上;油井自喷为主兼顾气举的开发技术对策,以及井网调整、吸水剖面与产液剖面调整、注采液量调整等对策的应用,保证了油井利用效率,使该油藏保持了长达15a的稳产高产,最高年产油达1300×10^4t,采收率可达39.3％。     

曙光油田应用化学技术的现状与展望

曙光油田2009年超稠油产量达到120×104t以上,应用化学技术在油田生产的各个环节得到应用和发展。油层解堵技术中,酸化解堵技术年实施100井次左右,年增油1.2×104t以上;解堵预处理技术年实施30井次,年增油0.9×104t左右;复合解堵技术年实施50井次,年增油8000t。驱油助排技术中,化学助排技术年实施150井次,年增油3.2×104t;CO2三元复合吞吐技术年实施200井次,年增油5×104t。在堵水调剖技术中,高温化学堵水实现了潜山油藏连续4a综合负递减;高温暂堵技术年实施120井次,降低汽窜影响1.2×104t,年增油2.2×104t。防砂技术中,压裂技术年实施20井次左右,年增油8000t以上;井壁防砂技术年实施30井次左右,年增油1.5×104t;高温固砂技术年实施50井次,年增油1.1×104t。原油脱水和水质净化选用了新的化学药剂,效率得以提高。     

扶余油田压裂技术发展方向研究

压裂改造技术已成为低渗透油田开发的主要手段,也是低渗透油田稳产的重要保障,在增油方面与其他技术相比,有着明显优势.随着油田开发的不断深入,以及储层改造的对象变得越来越复杂,压裂技术必须与井网特点紧密结合,以改善注采关系为重点,多种配套措施结合应用,实现区块整体改造,从而有效提高水驱采收率.以处于开发后期的扶余油田为实验对象,分析压裂技术在高含水老油田的实施效果,并对现存的瓶颈问题开展技术攻关,探索压裂技术未来的发展方向.提出压裂改造技术与注采井网相结合;研究合理的压裂周期,提高油层导流能力;采取压裂和调剖、堵水、分采等多项措施技术配套应用,综合调整区块的注采矛盾,实现剩余可采储量的有效动用;发展特殊工艺井压裂技术,对疑难井挖潜等措施,为扶余油田产能建设目标的顺利实现提供技术保证.