储层“甜点”识别在油田低品位储量有效动用中的应用

盐池地区H区块长8油藏砂体规模大且连片性好,储量规模大,是姬塬油田近年来资源接替、长期稳产的重要建产区块,但由于储层物性因素影响,常规定向井开发效益差。从该区块的储层特征出发,参照长7致密油储层工艺改造的成果和经验,工程地质一体化甜点识别,甜点判识从单因素向多因素转变,优选储层平面上、纵向上以及水平段上"甜点",采用高强度体积压裂进行改造,为后期盘活长8难动用储量提供可靠经验。     

长庆油田陇东地区页岩油水平井细分切割压裂技术

长庆油田陇东地区页岩油储层脆性指数低、天然裂缝不发育、不易形成复杂缝网,进行分段多簇体积压裂时,受储层物性、地应力、各向异性及水力裂缝簇间干扰等因素影响,簇间进液不均,达不到储层均匀改造的目的。针对该问题,依据缝控储量最大化原则,在分级评价页岩油水平段储层品质及建立非均质地质模型的基础上,开展了基于甜点空间分布和综合甜点指数的细分切割单段单簇压裂布缝设计方法研究,优化了压裂施工参数,形成了页岩油水平井细分切割压裂技术。该技术在长庆油田陇东地区10口页岩油水平井进行了现场应用,取得了很好的压裂效果,应用井投产后日产油量较邻井高出35.9%。长庆油田陇东地区页岩油水平井细分切割压裂技术的成功应用,为类似页岩油储层改造提供了新的技术思路。      

浅层裂缝性致密油藏缝网压裂技术

缝网压裂技术在基质渗透率极低、天然裂缝发育的致密油藏开发中有独到优势。利用数理分析方法研究了缝网压裂工艺的适用条件,认为储层天然裂缝发育和净压力大于水平最大、最小主应力之差是实施缝网压裂的必要条件。优化了压裂液、支撑剂、施工参数,并在J-10井进行了试验。净压力拟合结果表明,压裂后形成了裂缝网络系统,试验井日产油2t,取得了较好的改造效果。     

马58H致密油藏水平井分段多簇射孔压裂技术

马58H井是位于三塘湖盆地马朗凹陷马中地层岩性圈闭的水平探井,属致密凝灰岩油藏,具有高孔低渗、小孔喉、非均质性强的特点,水平井段长804 m。为解决该井压裂作业存在的难题,开展了致密油藏水平井分段压裂技术研究。针对低温井压裂液快速破胶难及施工后对致密油储层的伤害问题,研制出配套的超低浓度、低伤害复合压裂液体系,并通过对裂缝条数、裂缝长度、裂缝导流能力的优化、铺砂浓度与导流能力关系优化、簇间距及孔数优化,采用速钻桥塞分段多簇射孔压裂工艺,顺利完成了该井压裂施工。马58H井分段压裂施工总液量7 755.9 m3,总砂量566.3 m3,最高排量11.2 m3/min,压裂后获得日产131 m3的高产油流,为吐哈油田三塘湖致密油高效开发动用探索了一条新途径。     

胡154区块混合水压裂效果研究

鄂尔多斯盆地长2以下储层岩性致密、物性差,采用常规工艺增产幅度有限,提高单井产量面临巨大的挑战。针对盆地长2以下致密储层的地质特征,借鉴国外致密油开发的成功经验,以体积压裂为理念,开展了致密油直井混合水压裂技术试验,取得了阶段性成果。通过对鄂尔多斯盆地致密储层混合水压裂先导试验的分析与总结,进一步探索长庆油田致密储层提高单井产量试验的新思路、新方法,为有效动用盆地致密油提供技术保障。     

鄂尔多斯盆地致密油应力循环压裂技术

鄂尔多斯盆地长7致密油Ⅱ类储层脆性指数低、水平两向应力差较大、天然裂缝不发育,常规混合水压裂难以形成复杂裂缝,单井产量低,为此研发了应力循环压裂技术。通过物模实验明确了该压裂技术增产机理,完成了工艺优化和工具配套。该工艺采用应力循环压裂工具泵注高砂浓度液体,在环空注入净液体,根据压裂过程中地层响应和压力变化,实时控制井底砂浓度和排量,对储层加载循环应力,使储层受到疲劳破坏,实现缝网压裂。现场试验37口井,平均施工规模与常规混合水压裂相当,施工排量仅为常规混合水压裂的一半即可实现多次缝内升压,较对比井有效改造体积增加44.5%,单井日产油量提高1.6 t。     

基于CQ指标的长庆油田长6—长8段致密油储层划分标准研究

鄂尔多斯盆地三叠系长6—长8段致密油储层具有低孔、低渗、低压和低产等特征,为了优选单井剖面的地质甜点、工程甜点,针对长6—长8段致密油储层的地质特性,提出了一种划分致密油储层标准的实用方法。首先计算或提取储层的最小水平主应力、破裂压力、脆性指数、孔隙度、渗透率及含水饱和度等参数,建立储层完井品质综合评价指标CQ;然后基于CQ和单井产能的关系图版,将储层划分为好、中、差3个等级,并根据CQ值优选射孔压裂层段。利用该方法对长庆油田陇东地区L375井进行了储层划分,划分结果与试油结果对比表明,基于CQ指标优选出的射孔压裂位置与实际高中低产井段完全相符。研究表明,该方法满足优选致密油射孔压裂位置和寻找地质甜点、工程甜点的要求,可以用于区块储层的划分。      

鄂尔多斯盆地致密油层混合水压裂试验

鄂尔多斯盆地长C储层岩性致密、物性差,采用常规工艺增产幅度有限,提高单井产量面临巨大的挑战。针对盆地长C致密储层的地质特征,借鉴国外致密油开发的成功经验,以体积压裂为理念,开展了致密油直井混合水压裂技术试验,取得了阶段性成果。通过对鄂尔多斯盆地致密储层混合水压裂先导试验的分析与总结,进一步探索长庆油田致密储层提高单井产量试验的新思路、新方法,为有效动用盆地致密油提供技术保障。     

二氧化碳无水压裂增产机理研究

单井控制范围有限和地层能量补充困难一直是困扰致密油储层开发的关键问题。压裂过程井下微地震数据监测表明,二氧化碳无水压裂改造体积是同等液量常规水基压裂的2.5倍,并能显著增加裂缝的复杂程度。室内实验和压后原油取样分析证实,二氧化碳能够有效降低原油黏度,通过无水压裂施工实现了原油混相,提高了驱油效率。压后地层静压测试显示,压后地层压力较压前有显著提高,具有单井超前补充地层能量的效果。二氧化碳无水压裂技术已在吉林油田成功应用5口致密油井进行了应用,这些井压裂后产油量均较压前有显著提高,平均单井日增油量2.31 t,且施工后邻井产油、产液量均有不同程度的提高。说明了二氧化碳无水压裂增产效果良好,该技术在致密油藏开发中具有广阔的前景。      

煤系地层致密砂岩气藏压裂工艺技术研究与应用

山西NG区块煤系地层在本溪、山西、石盒子组不同程度地发育有致密砂岩储层,具有低压致密、含气性差、储层温度低、天然裂缝发育等特点,由于对储层认识不够深入,前期改造过程中存在压裂设计参数与储层条件不匹配、压裂液储层伤害大、现场施工成功率低等问题。为此,针对研究区储层特征研究配套了机械工具分层提高纵向上动用程度、高前置液比例及大排量施工形成复杂裂缝压裂扩大泄流面积的压裂工艺,配套稠化剂浓度为0.25%~0.28%的低浓度低伤害胍胶压裂液体系,压裂液残渣含量较前期降低50%。现场试验7井18层,施工成功率100%,压后单位厚度气层产气量较前期提高47%,为研究区煤系地层致密气藏改造提供了一条有效途径。     

长井段深层致密凝析气藏多段压裂工艺技术

中原油田东濮凹陷深层致密凝析气藏分布较广,主要为大段砂泥岩互层、单层厚砂体型,由于岩性致密,储层物性差,一般压裂投产,但应用常规压裂技术动用难度大、开发效果差,多层多段压裂是动用该类储层的核心技术.为推动致密油凝析气藏开发,研究优化设计、储层保护技术,引进多层压裂完井体系,在长井段水平井分段压裂获得成功,并拓展应用于直井、定向井,改变了逐层压裂的开发模式,实现了深层致密凝析气藏的有效动用.     

松辽盆地北部非均质致密油水平井增产改造设计优化技术

松辽盆地北部致密油储层为半深湖—深湖相夹三角洲前缘亚相和河流相沉积,具有纵向不集中、横向不稳定、甜点单体规模小、连片程度差、物性变化大、含油性差异大等非均质特征;非均质性强导致的力学差异易导致裂缝延伸不均衡、压裂段数多、规模大,对支撑剂、原材料及施工设施都要求高,等裂缝间距压裂设计不适应该地区。为此展开攻关,形成了增产改造设计优化技术,其中裂缝间距优化、压裂井段划分、射孔优化、裂缝长度与高度优化、裂缝导流能力优化等方法,解决了非均质储层体积压裂改造裂缝系统优化问题;同时压裂液、支撑剂、地面设施的优化与配置,满足了松辽盆地北部致密油大规模体积改造的需求。现场试验10口井97段,单井压后产量平均达40m3/d,是周围同物性条件直井的17倍,实现了陆相非均质致密油的有效改造,对大庆油田致密油增储上产具有重要意义。     

基于测井数据体的页岩油储层可压裂性评价

我国某个页岩油储层为例来对页岩油储层可压裂性进行评价,断裂韧性指数与脆性指数通过已压裂井测井数据计算得出,结合这两种指数来建立可压裂性评价模型,为页岩油工程甜点的筛选与产能预测提供依据.     

大港油田致密油缝网压裂技术首用成功

<正>2月7日,大港油田石油工程研究院在官东6×1井应用致密油缝网压裂技术喜获成功,原油产量由施工前的0.54吨增至63吨,效果显著。这口井位于沧东凹陷段六拨构造带,压裂目的层为孔二段致密油。为确保压裂效果,大港油田石油工程研究院开展了储层天然裂缝     

吉木萨尔页岩油下甜点二类区水平井压裂技术

为了解决准噶尔盆地吉木萨尔页岩油因其流度低和储层层理发育缝高受限导致水平井提产困难的问题,提高下甜点二类储层的有效动用程度,开展了密切割改造提升缝控程度、薄互层穿层压裂增加纵向动用程度技术攻关。研究了密切割改造技术,将平均簇间距缩短至13.6 m,大幅提高了页岩储层缝控程度;提高了直井压裂施工的排量及冻胶用量,验证了下甜点二类储层具备穿层压裂的可行性,形成了以水平井12～14 m3/min大排量、冻胶和滑溜水多段塞泵注、中小粒径支撑剂组合和2.7 m3/m高加砂强度等为核心的穿层压裂关键技术,保证了层理转折裂缝有效支撑。现场试验表明,该技术能够提高水平井压裂动用体积,二类储层试验水平井压裂后第1年累计产油量达9 183 t,是前期水平井产油量的3倍以上。研究结果表明,水平井密切割穿层压裂技术可以解决二类储层多薄油层难动用的问题,为页岩油二类区有效动用提供了新的技术途径。      

微地震监测技术在吐哈油田西山窑油藏蓄能压裂中的应用

西山窑油藏低孔特低渗储层开发过程中产能低、稳产差,采用大液量施工、补充地层能量、提高地层压力的蓄能压裂工艺方法,以达到扩大储层改造体积、增加流体渗流通道的目的;同时加入暂堵剂对天然裂缝及人工裂缝进行暂堵,迫使裂缝转向,避免单一主裂缝沿高渗通道延伸。蓄能压裂工艺方法是致密油储层改造的新探索,需要准确的压裂效果评价技术,微地震监测技术被广泛用于致密油气储层改造效果评价,具有实时性、准确性的特点,可以评价蓄能压裂工艺改造效果。对致密油储层三口井压裂微地震监测实例进行分析研究表明,微地震监测可以有效识别压裂中天然裂缝影响、评价蓄能压裂工艺储层改造以及暂堵转向工艺效果。     

鄂尔多斯盆地致密油水平井体积压裂优化设计

鄂尔多斯盆地长7致密油储层致密、油藏低压。储层天然微裂缝发育程度和岩石脆性评价表明,盆地致密油储层物性对水平井分段体积压裂具有良好的适应性。以提高水平井多段压裂井网形式和布缝的匹配性为目的,优化了与注采井网相适配的施工参数,结果表明,实现体积压裂的排量为4~8 m3/min,单段砂量40~80 m3,入地液量300~700 m3,并形成了"低黏液体造缝、高黏液体携砂、组合粒径支撑剂、不同排量注入"的混合压裂设计模式。矿场井下微地震监测对比了体积压裂与常规压裂对裂缝扩展形态的影响,结果显示致密储层采用体积压裂的改造体积和复杂指数是常规压裂的2倍左右,且与井网适配性良好。通过开展致密油开发矿场先导性试验,水平井单井初期产量达到8~10 t/d,第1年累计产油量达2 000 t左右,且无裂缝性见水井,证明对于鄂尔多斯盆地的致密油开发,采用水平井五点井网+混合水体积压裂可以获得较高的单井产量和良好的开发效益。该项技术对其他油田的非常规储层开发有一定的借鉴意义。     

定边A区长X致密储层蓄能压裂开发技术探讨

定边地区致密油资源丰富,但孔渗条件差,油井无自然产能,常规压裂产能低、稳产差,难以达到经济有效动用;本文针对定边致密储层特征,立足"增大改造体积、补充地层能量",探索形成了蓄能式体积压裂配套技术。现场应用效果明显;提高了致密油初产和长期稳产水平,其中彭b、姚c井压后试采产量分别为4.5 t和6.0 t,产量为同区块直井常规压裂投产的3~5倍。     

鄂尔多斯盆地南部致密油藏水平井分段压裂技术

鄂尔多斯盆地南部中生界油藏资源丰富,但储层物性差、非均质性强,部分区块微裂缝发育,压裂改造是经济有效开发的主要途径。华北分公司通过不断攻关、试验和研究,初步形成了针对不同储层类型的水平井分段压裂设计优化技术、不同完井方式下的分段压裂工艺配套技术和配套的低伤害压裂液体系。文中对鄂尔多斯盆地南部致密油藏水平井分段压裂技术现状进行了阐述,并针对致密油藏的储层特点及水平井分段压裂的技术难点提出了今后研究的方向,对切实提高致密油藏水平井分段压裂改造效果具有重要的指导意义。     

胜北深层致密砂岩气藏水平井细分切割体积压裂技术

针对胜北区块深层致密砂岩气藏前期直井压裂效果差、难以实现储量有效动用的问题,吐哈油田从2019年起结合区块储层地质特征,以提高储层改造体积、保证裂缝导流能力、降低压裂施工风险为核心,开展了水平井体积压裂工艺技术研究,形成了以“细分切割分段分簇+大规模体积改造+高温混合压裂液体系+高温可溶桥塞+小粒径组合粒径支撑剂+控制施工砂比”等为核心的压裂技术。截至2021年2月,共完成3口井的现场实施,单井产量取得突破,胜北503H井压裂后最高油气当量近100 t/d。现场实践证明,该技术在胜北区块深层致密气藏适应性良好,为区块致密气藏的有效动用奠定了技术基础。