东辛油田盐227 块致密砂砾岩油藏井工厂开发技术

东辛油田盐227块致密砂砾岩油藏前期采用常规方式开采,实施直斜井压裂投产,油井产能和区块采油速度均较低,经济效益差。研究区采用集中钻井、集中压裂、集中投产的集约化建设型井工厂非常规开发模式,强化技术研究及集成应用,针对油藏地质特征及储层性质,开展了井网优化、钻井工程、多级分段压裂以及井筒举升工艺等井工厂开发配套技术研究。在东辛油田盐227块的应用效果较好,平均单井钻井周期仅为87.6 d,压裂施工速度平均为3.5段/d,储量动用率为96.7%,平均单井产液量为26.3 m3/d,产油量为13.7 t/d,含水率为47.8%,明显改善了盐227块致密砂砾岩油藏的开发效果。     

致密砂砾岩油藏开发中地质工程一体化实践与思考

准噶尔盆地环玛湖地区致密砂砾岩是中国陆地的重要油气富集地,但开发中面临着地质条件复杂、工程难度大、成本高等挑战。以环玛湖地区玛2井区百口泉组油藏为例,运用地质工程一体化思想对该区致密砂砾岩油藏开发进行集中攻关。研究表明:优质储层是提高单井品质的地质基础;优质油层钻遇率是影响水平井产量的关键因素,而精细三维地质模型指导下的地质导向钻井可有效提高钻遇率;区块适应于"大段多簇+暂堵+极限射流"组合压裂工艺,采用水平井+体积压裂的思路,可使该区复杂致密油得到效益开发。经过攻关,该区新开发井的储层品质、钻井品质和压裂品质均取得了明显提升,实现了致密砂砾岩油藏效益开发的初步突破,同时对环玛湖地区致密砂砾岩油藏的开发具有指导意义。     

盐227-1HF长水平段水平井井眼轨迹控制技术

砂砾岩油藏为典型的低孔特低渗透储层,采用直斜井压裂方式开采,油井产能低,储量动用低,常规技术开发效益不佳,为了提高单井产能而选用长水平段分段压裂的开发方式。介绍了胜利油田首口砂砾岩非常规长水平段水平井盐227-1HF井的地质、工程概况,探讨了钻井技术难点,给出了可行的钻井技术措施,包括钻具组合优选、井眼轨迹控制、钻头优选、钻井液技术优化以及水平段测量技术优选。为了提高水平段的钻井速度而采用欠平衡泡沫钻井液钻井,水平段平均机械钻速达到6.21 m/h,是邻井的3~4倍,压裂投产后单井日产油12 t,是同区块邻井的6~10倍。盐227-1HF井的开发创出了中石化泡沫钻井井深最深(4 591.00 m)、垂深最深(3 619.54 m)、井下施工温度最高(137℃)的3项纪录,达到了低渗透油藏高效开发的目的。     

微地震监测技术在玛HW001水平井中的应用

介绍玛HW001水平井的钻井井眼轨迹基本情况,使用微地震监测技术必须的作业准备,如微地震监测定位井、微地震监测压裂井及微地震监测井的井位选择及相对位置,如何使用微地震监测技术在玛HW001水平井的压裂作业过程中监测压裂和指导压裂作业施工,该井利用井下微地震监测技术实时跟踪和监测压裂实施过程中裂缝的缝高和缝宽发育情况。详细说明了由于玛HW001井低渗油藏在进行分段压裂时应用微地震监测技术存在的问题及推荐的预防技术措施和微地震监测技术在玛HW001水平井压裂过程中的实际应用效果,为提高低效油藏单井产能和整体开发此类油藏提供了有效的技术措施及技术储备,形成了一整套低效砂砾岩及类似油藏进行微地震监测的技术措施和使用方法。     

玛18井区低渗透砂砾岩油藏水平井优化设计及产能预测

针对艾湖油田玛18井区低渗透砂砾岩油藏直井压裂单井可采储量低、经济效益差的问题,通过油藏数值模拟法、油藏工程方法、经济极限法和矿场试验法对多级压裂水平井参数设计和产能预测开展研究。结果表明:玛18井区“甜点”深度为3 876~3 881 m,水平井走向应为南北向,推荐水平井水平段长度为1 200~1 400 m,井间距为500 m,裂缝半长为150 m,裂缝间距为50 m。采用优化参数设计6口多级压裂水平井,第1 a平均日产油为29.0 t/d,符合产能预测数据(25.0~33.0 t/d)。该研究建立了砂砾岩储层含油饱和度预测方法,并形成砂砾岩油藏多级压裂水平井参数设计和产能预测方法,可为同类油藏的开发提供借鉴。     

永北砂砾岩油藏水力压裂技术研究与应用

针对永北砂砾岩油藏储层水力压裂改造难点,开展了油层保护、砂砾岩岩石力学特征、人工裂缝扩展规律、缝高控制及暂堵降滤等项技术的研究,形成了一套行之有效的致密砂砾岩油藏储层水力压裂改造技术。该技术现场应用36口井,有效率94.4%,压裂效果显著。     

Y1砂砾岩低渗透油藏提高采收率对策研究

胜利油田Y1砂砾岩油藏投入开发后,由于地层能量下降,产能较低,长期处于低速低效开发状态。为提高油井产能,对该油藏重新进行了地质研究,通过精细地震解释、地层对比和测井储层评价,分析了Y1沙四段砂砾岩油藏注水受效特征,明确了注水受效的主要影响因素,合理优化了井网模式,确定了合理的井网密度及经济技术井距,提出了以多段压裂技术为主、径向水射流技术为辅、横向沟通储层、纵向均衡驱替的砂砾岩注采井网适配技术。这些技术实施后,该油藏产油量、采油速度、日注水量明显提高,含水率、注入压力下降,预测采收率可提高6.9%。     

玛湖砂砾岩致密油水平井钻井技术

准噶尔盆地环玛湖斜坡区三叠系百口泉组致密砂砾岩油藏,油气资源丰富,但是由于物性很差,常规直井、注水开发的模式难以有效地动用。借鉴美国和国内非常规油气开发的成功经验,结合玛湖本身的油藏地质特征,以地质-工程一体化理念为指导,优化完井方式和井身结构,开展井眼轨迹剖面设计与控制、高性能水基钻井液、砂砾岩储层个性化PDC钻头设计、薄油层长水平段地质导向、小井眼窄间隙固井等技术的攻关研究和试验,形成了玛湖致密砂砾岩油藏有效开发的水平井钻井配套技术,2015年以来共计完成50余口水平井,水平段长度突破2 000m、三维水平井扭方位90°、水平偏移距400m。水平井单井产量是前期试验水平井的3倍、直井的10倍,实现了低油价形势下玛湖致密砂砾岩油藏的有效开发,对我国西部类似地质条件的致密油气藏开发具有借鉴意义。     

水平井丛式井组优快钻井技术在盐227区块的应用

胜利油田盐227区块为低孔特低渗致密砂砾岩油藏,前期采用常规直井压裂开发产量低、经济效益差。为了提高动用储量,改用集中钻井、集中压裂、集中投产的水平丛式井组方式开发,但井组第1口井-盐227——1HF井存在大井眼定向钻时慢、水平段重复划眼等问题,致使该井施工周期较长、钻井时效差、单井投资大。为此,在后续施工中,对井眼轨道、井身结构、钻头选型、钻井液等技术进行了优化,8口井平均单井钻井周期79.7 d,较盐227-1HF井缩短53.9 d,投产后日产量明显提高。     

玛131井区低渗透砂砾岩油藏水平井优化设计研究

根据玛北油田玛131井区特低渗透砂砾岩油藏特征,综合油藏工程、数值模拟、经济评价等方法和手段,优化了水平井井网、人工缝网、水平段长度等关键开发参数,形成了特低渗透砂砾岩油藏水平井分段压裂开发优化设计技术。研究结果表明：该区宜采用类五点法井网,合理的裂缝穿透比为0.4,人工裂缝半长为140～160m,合理井距为350～400m;水平井合理水平段长度为1600m左右;人工裂缝方向应垂直于水平段方向,合理的裂缝间距为80～100m,最优的裂缝导流能力为40um²·cm;在裂缝总长度一定时,采用两端裂缝长、中间裂缝短的不等长裂缝压裂时,采出程度相对较高。研究结果为该区油田开发方案的编制和同类油藏的有效开发提供一定的借鉴意义。     

微地震监测技术在非常规油气藏压裂效果综合评估中的应用

随着非常规油气藏的规模开发,微地震监测作为该类型油气藏水力压裂体积改造设计、实施及评估的关键技术得到了迅速发展。东营凹陷盐227井区作为低孔特低渗透油藏,在进行整体压裂开发的过程中对微地震监测数据进行了采集与处理。通过微地震事件点俯视投影、沿井轨迹侧视投影、压裂改造体积及压裂波及前缘面积计算等方法,分析了人工裂缝带的长度、宽度、高度和方位等空间发育特征及其影响范围,综合利用钻录井、测井和三维地震等资料,分析了研究区天然裂缝分布特征、各压裂段岩性组合或沉积相带特征及其对人工裂缝空间分布的影响,综合评估了盐227井区非常规油气藏压裂改造效果,明确了砂砾岩扇体中扇中可压性好于扇根;相对厚层的含砾砂岩比厚度较薄、泥岩夹层多的含砾砂岩的压裂效果更好。     

胜利油田采用优化分层压裂技术开发低渗油藏

<正>胜利油田低渗透油藏包括滩坝砂、砂砾岩和浊积岩油藏等,储量较大。但滩坝砂油藏油层多、薄而且跨度大,砂砾岩油藏油层巨厚、跨度大,采用传统压裂技术的改造效果均不明显,或者一次只能改造部分油层,多次施工经济效益不佳。鉴于此,分层压裂改造低渗储层逐渐进入主导地位。应用初期,分层压裂技术取得了一定成果,但随着推广范围的不断扩大和应用的深入,逐渐暴露出一些问题和不适应性,比如管柱遇卡、断脱、砂埋等问题,严重制约了分层压裂技术的进一步推广。     

文东盐间油藏开发中后期压裂选井优化配套技术应用

针对文东盐间油藏中后期开发的特点,采用了一系列配套的压裂选井优化技术。论述了文东盐间油藏应用油藏精细描述技术、油藏监测技术、压裂技术及注采完善等配套技术进行压裂优化选井的方法。现场应用表明,该配套技术有效地改善了中后期油藏压裂增产效果,具有经济效益,适合于此类油藏推广应用。     

砂砾岩油藏井间动态连通性判定方法

砂砾岩油藏储层结构复杂、非均质性严重,依靠传统的方法难以获得可靠的储层解释,研究砂砾岩油藏井间连通关系对于合理有效开发砂砾岩油藏至关重要。 针对砂砾岩油藏的储层特征,对以往井间动态连通模型进行了改进,利用正求法和反求法,将非线性优化问题转化为多元线性回归问题,减少了模型的计算量,并且有效避免了模型的多解性。 应用实例证实了改进后模型的准确性和 ２ 种求解方法的有效性,利于现场推广,可有效指导砂砾岩油藏的开发决 策。     

适合致密砂砾岩储层的多功能滑溜水压裂液体系研制与评价

针对致密砂砾岩油藏采用常规水基压裂液施工效果较差的问题,室内实验以多功能纳米乳液减阻剂DZR-3为主要处理剂,结合复合表面活性剂FHR-1和杀菌剂SYR,研制了一种适合致密砂砾岩储层的多功能滑溜水压裂液体系,并对其综合性能进行了评价。实验结果表明：多功能滑溜水压裂液体系的基本性能指标均能满足标准;体系的耐温抗盐性能和抗剪切性能较好;体系对致密砂砾岩岩心的基质渗透率损害率低于10%,明显低于常规瓜尔胶和滑溜水压裂液;体系还具有较好的渗吸驱油效果,在地层温度条件下对砂砾岩岩心的自发渗吸驱油效率可以达到30.8%,驱油效果明显优于常规瓜尔胶和滑溜水压裂液。现场应用结果表明,SL-X井压裂施工后的产油量明显高于使用常规瓜尔胶和滑溜水压裂液的邻井,实现了压裂后油井增产的目的。该成果为致密砂砾岩储层的高效压裂开发提供了技术支持。     

砂砾岩油藏可持续开发中的问题与对策研究

近年来,随着石油供需矛盾的加大及石油价格的持续上涨,以中深层砂砾岩油藏为代表的低品位储量也逐渐成为我国各大油田开发研究的重点.回顾了砂砾岩油藏勘探开发的概况,在此基础上深入分析砂砾岩油藏的地质特征及在勘探开发中面临的问题,并结合胜利油田开发实践,提出了有助于实现砂砾岩油藏可持续开发的技术思路和经营管理对策,对国内开展砂砾岩油藏可持续开发具有一定的指导作用.     

桥7平1非常规油气水平井钻井液技术

桥7平1井是江苏油田首口采用长水平段多级分段压裂动用非常规致密砂岩油藏的水平井。根据该井储层特征、井身结构、致密砂岩油藏特点和小井眼钻井液性能要求,分析了该井钻井液技术难点,介绍了钻井液体系配方和现场处理工艺技术、应用效果以及取得的认识与建议,为江苏油田后续非常规油气藏钻井提供指导。     

克拉玛依砂砾岩油藏复合驱布井方式研究

针对克拉玛依油田老区砂砾岩油藏多处于高含水率,高递减,低速、低效的水驱开发后期阶段的现状,本次选择七中区S72-2、S72-3、S73、S74-1砂砾岩油层,采用类比分析、油藏工程分析、数值模拟及经济评价等研究方法,对不同井网井距条件下复合驱开采技术界限和开发效果进行了论证,最终确定了五点法正方形面积井网、150m注采井距的复合驱工业化试验方案。     

深层砂砾岩油藏机械举升工艺探讨

胜利油区已发现砂砾岩油气区块20个,探明储量占该区块的50％,砂砾岩体将成为胜利油区勘探开发的主要阵地。车66井区等砂砾岩油藏的试油和试采结果表明,勘探试油和开发工艺不能满足砂砾岩油藏开采要求。分析认为2套压力系统的存在造成了层间的干扰,深抽造成原油脱气、漏失增大、杆管柱弹性伸缩量大和偏磨严重等是机械举升的难题,通过新技术研究与技术的整合,提出了针对性的技术对策,为深层砂砾岩油藏机械举升提供了技术支持。     

深层砂砾岩水平井组立体缝网压裂优化技术

深层致密砂砾岩储层盐227区块为厚层特低渗常压油藏,常规直井压裂效果差、建产难,单一水平井开发难以实现纵向厚层有效动用。借鉴国外页岩气工厂化开发理念,发展了"三层楼"工厂化整体压裂开发模式,即1套层系、3层开发,8口水平井组作为一个整体进行压裂,第一层为3口井,第二层为3口井,第三层为2口井,水平段长900~1 400 m,三层之间纵向跨度为80 m。综合考虑平面上同层井间、纵向上层间裂缝参数匹配,建立层间立体体积缝网,提高储量控制程度。通过优化施工参数,应用新型实时混配压裂液技术,配套泵送桥塞分段压裂工艺、裂缝实时监测技术,完成4个井组8口井87段的集中压裂,裂缝监测显示立体缝网基本形成。工厂化整体压裂平均施工周期比单一水平井压裂缩短50%,单井投产费用减少395.5万元。压裂后单井平均产油量11.8 t/d,为同区块直井的4倍以上,取得了良好的改造效果,为今后同类致密油储层的经济开发积累了经验。