直井-水平井SAGD低物性段酸压对提高采收率幅度研究

在辽河油田超稠油油藏SAGD开发后期,受低物性段隔夹层阻挡作用,蒸汽腔发育迟缓、纵向扩展受限导致产量下降。针对这一问题,可采用直井辅助水平井SAGD开发和对低物性段酸压等手段改善渗透率、促使蒸汽突破低物性段从而进一步提高采收率。本文结合现场数据建立数值模型,采用正交设计法分析不同裂缝参数对产能的影响顺序,依次为裂缝长度、裂缝数量、裂缝宽度、裂缝间距。同时采用控制变量法分析不同裂缝参数对产能的影响并优选出适合目标区块的最佳裂缝参数,裂缝长度160 m,裂缝数量5条,裂缝宽度9 mm,裂缝间距90 m。并对优化方案进行了模拟预测,结果表明:目标区块累计产油量增加5 928.6 t,采收率提高12.2%,累计油气比达到0.228,含水率平均降低8%～12%,研究成果对直井辅助水平井SAGD低物性段开发和提高后期采收率提供了理论指导。     

双水平井多源、多元介质辅助SAGD驱注采参数优化

本文结合现场实际区块数据,采用正交设计试验和控制变量法分析不同注采参数对双水平井SAGD驱采收率的影响,得到注入介质、注入速度、注入质量分数和注入温度对SAGD驱采收率的影响较大,采注比影响较小的结果。在此基础上,通过油藏数值模拟技术从多源、多元角度优选出该区块注入介质为柴油,注入速度400 m~3·d~(-1)、注入质量分数25%、注入温度280℃和采注比1.4,并对优化后的注采参数进行了模拟预测。结果表明:目标区块累计产油量增加5601.3t,采出程度提高13.7%,含水率平均降低8%～10%,提高采收率效果明显,研究成果对多源、多元辅助SAGD驱开发进一步提高采收率具有理论指导意义。     

井震结合优化层状稠油油藏分支水平井参数设计

针对J612-12-18块兴隆台层状稠油油藏井控程度底、储层变化快、直井开发效果差的特点,为提高储量动用程度、改善开发效果,利用有限的钻井资料、全区满覆盖的三维地震资料相结合,优化部署分支水平井J7-XH9,优选目的层段,精细设计水平段延伸方向和长度、分支侧钻位置、分支个数、分支长度、分支与主轨迹夹角、中靶深度等。该井实钻参数与设计一致,油层钻遇率100%,投产初期日产油48t,是同区块常规水平井产量的3~4倍。     

风城油田SAGD成对水平井轨迹控制难题研究

为进一步提高新疆风城油田浅层超稠油油藏的采收率,2013年SAGD成对水平井的前沿技术在该区得到了大面积的推广应用,已钻成的多对SAGD井组应用MGT磁导向测量技术有效地控制了井组内两井水平井段的轨迹精度,为油田高效注气及提高超稠油油藏采收率提供了良好的井眼通道,但是前期部分SAGD井组在钻井轨迹控制过程中也出现了一些典型难题,如:技套下入导致井底降斜后不利于三开水平段轨迹调整、井组内两井在入靶A点附近垂向间距偏小、井组内两井在入靶A点附近平面偏差偏大等。据此,基于SAGD井组对三开水平段轨迹需为后续投产作业提供更高精度轨迹的特殊要求,本文在分析SAGD井组具体钻井情况的基础上,针对上述典型难题进行研究及提出了相应技术对策,且在后续现场钻井中充分应用了制定的技术对策,并取得了良好的应用效果。     

直斜井“井工厂”整体压裂开发技术研究

滨37块属低孔低渗透油藏,含油层段跨度大(205m)、层多(6-8层)、层薄(平均2.6m/层),储层物性差,非均质性严重,油水关系复杂。受地面条件限制,油水井部署在一个井台,井口间距小、造斜点浅、斜度大,增加了压裂改造的难度。为了实现储层纵向均衡动用,优化采用井工厂整体压裂改造模式,提高压裂改造效果;本文通过对整体压裂工艺及增产效果进行分析,研究适用于区块整体压裂开发的关键技术,提高井工厂实施效率和经济效益。     

安塞油田坪桥区块不同井网形式下压裂缝参数优化方法研究

针对安塞油田坪桥区块储层物性差、非均质性强、微裂缝发育等造成的油井最优压裂参数难以准确确定的问题,分别结合基础井网、油井排小井距加密井网和小排距矩形加密井网三种主要的井网形式,运用数值模拟、正交设计、生产动态分析等方法,开展了压裂缝穿透比和导流能力优化,优化结果为:基础井网下最优穿透比和导流能力分别为0.5～0.6和400m D?m;油井排小井距加密井网最优穿透比和导流能力分别为0.5～0.6和150～200m D?m;小排距加密井网最优穿透比和导流能力分别为0.3～0.4和150 mD?m。该认识为安塞油田坪桥区块及类似油田的压裂缝参数优化提供了理论依据。     

吉林H油藏水平井井网形式优选

H油藏目前处于即将全面开发阶段,针对区块的油层厚度较薄,油层分布稳定,低孔低渗的特点,运用油藏数值模拟技术模拟区块的油水分布,并研究水平井井网在区块的适应性。由于水平井井网组合参数多,各个参数之间相互交叉、相互耦合,为了避免单因素分析方法得到的结果非最优,采用正交设计方法对水平段长度,射孔压裂缝长,油井排拒,井间距,采油速度等做了敏感性分析,最终得到了吉林H油藏合理的水平井注采井网形式。     

沁南地区X区块煤层气开发技术对策研究

以沁南地区某区块煤层气地质特征、试采数据等资料为依据,分析讨论了该区块煤层气的开发方式、开采层位、井型及井网部署等开发技术对策。重点从井网形式、井网方位、井网密度和井距等三个方面进行了分析和研究,提出了最佳井网部署方案。研究结果表明:该区块煤层气以3#煤层作为目标煤层,采用降压排水的方式,以直井为主、多分支水平井为辅进行开发,井网形式采用矩形井网,井网方位为SE55°和NE35°方向,通过数值模拟技术确定最佳井距为350×300m。     

页岩气藏X区块水平井参数优化数值模拟

X区块位于川南,储量丰富,区块主要含气层段处于下志留统龙马溪组(S1l)下部和上奥陶统五峰组(O3w)约90m的层段,属于低孔低渗气藏。为保证水平井开发效果需要对水平井参数进行优化处理,优化参数包括水平井的水平段长度、裂缝条数、裂缝半长、井距和井排。利用CMG的GEM组分模拟器进行油藏数值模拟研究。设置5组不同水平段长度进行研究根据结果优选水平段长度,通过局部网格加密来进行裂缝半长和裂缝条数的数值模拟,分别设置4组裂缝条数、裂缝半长进行数值模拟研究,根据结果进行优选。对井距井排采用正交实验,设置4组排距进行数值模拟研究并进行优化。在实际生产中对水平井参数进行合理优选可以提高开发的效果,优化结果为水平井的布置提供一定的参考。     

稠油油藏吞吐末期转火驱开发技术研究

G块为普通稠油油藏,于1977年采用蒸汽吞吐方式投入开发,经过20多年的降压开采,油藏压力水平低,油井产能低,进入低产低效阶段,迫切需要转变开发方式提高油藏采收率。G块油藏埋深-1510m~-1690m,不适合蒸汽驱、SAGD,适合火驱。运用数值模拟对火驱开发关键参数井网井距、燃烧方式、点火温度、射孔井段进行研究。该研究可为同类型油藏转火驱开发提供借鉴。     

沁南盆地煤层气U型水平井部署优化研究

针对煤层气生产中提高单井产能的需要,提出采用U型水平井进行开发的技术思路,并依据构造简单、煤层厚度大、含气量高、煤体结构完整、水文地质条件简单等标准对U型水平井的部署区域进行了区块优选。对影响该区域U型水平井部署的水平段距离、水平段长度和水平段位置进行了优化研究。结果表明:U型井水平段间距过小,会造成控制地质储量偏小,影响稳产期长短和后期的产气潜力;井距过大,虽然控制储量会相对变大,但是很难形成井间干扰,难以达到面积降压的目的,累产气量也并未增加;从15 a的累产气量来看,最优井距为300 m;最优间距的大小受煤储层割理渗透率的影响明显,随着渗透率增大,最优间距增大;水平段位于煤层中部时日产气量和累产气量较高,推荐水平段位于煤层中部。     

关于姬塬油田水平井开发地质设计浅析

在深入了解姬塬油田的储层特征具有低渗透的基础上,在定性和定量两个方面,研究堡平3井的设计方式。分别针对水平井和常规井相互协调进行注采作业。在针对水平段作业时,深入优化了方位,长度,人工裂缝数量,以及缝长参数,并进行了详尽论述。在优化之后的相关参数能够对在姬塬油田的堡子湾区块的单井出产量进行综合预测。     

SAGD水平井钻进技术在克拉玛依风城油田FHW117井组的应用

针对新疆克拉玛依油田风城作业区目前采用的直井、定向井及常规水平井方式开采地下稠油方式不理想,2008年开始试验SAGD水平井钻进,该技术井眼轨迹采用5段制,水平井抽油泵下泵位置为一稳斜段,SAGD双水平井垂直间距为5米,水平段采用φ177.8mm激光割缝防砂筛管完井,在常规水平井的施工工艺基础上采用磁导向定位技术,有效控制两水平井水平段的相对误差,从而提高采油的收获率。     

长北区块双分支井井身结构设计及井眼轨迹控制研究

本文针对长北区块内屋脊式多层断块油藏、边底水油藏、低渗透油藏等复杂地质结构,利用根据当地特殊地质环境进行的双分支水平井井身结构优化设计及井眼轨道控制技术,提高了钻进效率和钻井质量,为最终提高原油产量和采收率打下了良好的井身结构基础。     

低孔低渗气藏水平井压裂裂缝参数优化

气井压裂开发是目前提高低孔低渗气藏开发效果的有效手段。水平井压裂作为低渗透油气藏开发的一项前沿技术,为了充分达到改造效果,裂缝参数必须设计得合理。以大牛地气田低孔低渗油藏为例,采用数值模拟和现场施工参数相结合的方法,对裂缝夹角、裂缝间距、裂缝段数和裂缝缝长等参数进行优化,得出以下几点优化结果:合理的裂缝夹角利于储量动用,进而能够沟通含油气显示富集区,研究表明井眼轨迹方向与最大主应力方向大于60°为宜;合理的裂缝间距和裂缝段数能够增加改造面积,提高单井产量,100-166m为压裂缝最优间距(即6-10段/1000m);裂缝缝长是裂缝参数优化中的一个重要参数,通过建立不同渗透率下的裂缝半长与产能的关系,结合气田本身地质特征,优化裂缝半长在150-250m左右。在此基础上寻求裂缝参数的最优组合,为解决水平井整体压裂裂缝参数的优选问题提供了思路和借鉴。     

小10-16区块整体压裂参数优化

大港油田小10-16区块为低孔、低渗型油藏,根据该区块压裂改造的实际需要,建立了反九点法井网条件下考虑启动压力梯度的三维两相油藏数值模拟模型,研究了裂缝半长和裂缝导流能力对油井产量、累计产油量的影响,优化了裂缝参数.研究结果表明,对于该区块的低渗透油藏,相对于裂缝长度,导流能力不是影响油井产量的主要因素.综合考虑裂缝导流能力取25,裂缝穿透比取0.4左右,裂缝半径90～95m为最佳.     

平面分质注入改善聚驱开发效果

为实现二类油层工业化区块的高效开发,将薄差油层作为聚驱开发的主要对象,在注入中分子量聚合物条件下,油层的动用状况变差,连通井区含水回升速度快,阶段提高采收率低。因此在前期分质注入现场试验中在优化段塞组合,优化注聚参数的前提下,加强分质注入参数配套调整方法的研究,进一步提高聚合物与不同油层匹配性,探索注聚中后期改善聚驱开发效果的做法。     

水平井裸眼分段压裂在苏里格气田某区块的应用分析

苏里格气田某区块在参考前期裸眼分段压裂试验的基础上,于2010年度规模化推广应用水平井裸眼分段压裂技术,取得了良好的增产效果.水平井压后产量一般在104 m3/d以上,为同区块直井产量的3～5倍.该区块水平井的水平段长度一般超过800 m,初期水平井分4段压裂,之后技术人员在增加裂缝段数、加砂规模、水平段长度等方面积极探索,以期达到更佳的开发效果.已实施井的投产效果表明:裂缝段数、加砂规模、水平段长度不直接影响产量;有效储层长度和气测表现在一定程度上影响压后产量;提高水平段有效储层钻遇率有利于增加压后产量.     

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。     

低砷磷生产工艺中分相器的优化技术研究

通过建立计算流体力学模型,采用Fluent软件,选用雷诺应力模型(RSM模型)作为湍流模型对该工艺中的液-液旋流分相器进行流体力学数值模拟,通过数值模拟仿真优化旋流器的各结构参数,同时研究不同操作参数和物性参数对旋流器分离效率的影响,并在此基础上进行结构参数的优化.模拟结果表明,溢流口直径为30 mm,溢流管伸入长度为60 mm,圆柱段长度为80 mm时旋流器分离效率最佳.