水平井技术在冷家油田二次开发中的应用前景

在冷家油田块状边底水油藏和薄层稠油油藏水平井技术应用情况分析基础上，通过与国内水平井技术应用实例的对比分析认为，水平井技术可在冷家油田老油田挖潜、难采储量动用、SAGD开发、低渗透油藏开发和裂缝性油藏开发中得到较好的应用，在冷家油田二次开发中具有良好的应用前景。     

中低渗透复杂断块油藏水平井优化部署——以江苏油区为例

为了提高中低渗透复杂断块油藏水平井的开发效益,根据江苏油区复杂断块油藏水平井井网布置的基本形式,在充分考虑低渗透油藏渗流特征的基础上,运用数值模拟技术,对低渗透油藏水平井开发的各种注采井网部署方案进行了研究。通过优化对比,认为江苏油区中低渗透复杂断块油藏应首先考虑天然能量条件下水平井与边底水之间能否建立有效渗流场,然后再考虑有效的能量补充方式;一对一注采井网是在低渗透油藏中优先采用的注采井网形式。现场应用结果表明,江苏油区瓦2块2口水平井经能量补充后,开发效果得到明显改善,动液面和产液量明显升高,到2010年底2口井累积增产油量为2 550 t,所提出的水平井优化部署方案适用于江苏油区中低渗透复杂断块油藏,为同类型油藏的水平井能量有效利用与补充提供了思路和经验。     

水平井开发低渗透油藏的研究与应用

论述了低渗透油藏的基本特征,并提出了在油藏有利部位采用水平井开发的方案。通过用等效半径法和生产压差降低程度法的对比及评价,提出了水平井开发低渗透油藏的油藏条件和选井原则。侧钻水平井技术在辽河油田静１７块开发中的应用表明,利用水平井开发低渗透油藏的效益非常显著,应进行系统研究和大力推广。     

水平井技术在新海27块稠油底水油藏开发中的应用

随着油气田开发技术的进步，水平井开采技术日臻完善，并在底水油藏、高角度裂缝性油藏、稠油和低渗透油藏开发中广泛应用，并取得了明显的效果。新海27块东一段是典型的稠油底水油藏，经过10多年的直井开发已进入高含水开发后期，开发调整效果较差，底水锥进严重，含水上升快。在搞清油藏地质特征和剩余油分布规律的基础上，共实施3口水平井，投产后效果很好，初期产能高，含水率低，大大提高了采油速率，取得了良好的经济效益和社会效益。     

低渗透油藏压裂水平井井网优化方法研究

采用压裂水平井井网是开发低渗透油藏的有效手段,但此类井网的缝网参数较多,注水开发使得渗流规律与油水分布更为复杂,诸多参数存在交互作用,井网优化难度增大。针对压裂水平井缝网参数优化过程中面临的问题,按照从局部到整体,从主要到次要的研究思路,分析裂缝半长与裂缝密度对压裂水平井单井产能的影响规律;然后根据裂缝参数技术界限,以最大采出程度和净现值为目标,研究了注采井距、水平段长度、水平井裂缝半长、注水井裂缝半长、排距等缝网参数对目标值的影响规律及相应机理,得出了缝网参数的最优组合,为低渗透油藏压裂水平井网优化提供了方法和借鉴。     

低渗透油藏中多维定常渗流特征研究

方法 应用达西定律,研究低渗透油藏中多维定常渗流特征。目的 通过对低渗透油藏不定常渗流特征研究,提高利用垂直裂缝井和水平井开发低渗透油藏的能力。结果 对低渗透直井来说,生产压差与采油指数成正比,当生产压差较大时,采油指数变化趋于平稳,启动压力梯度越大,采油指数越小;对垂直裂缝井来说,启动压力梯度越大,产量越小,裂缝越长,产量及采油指数越大;对水平井来说,启动压力梯度越大,产量越小,水平井长度与产量     

低渗透油藏压裂水平井地质优化设计技术

压裂水平井技术是开发低渗透油藏的优势技术,地质设计是压裂水平井成功的基础。通过数值模拟和油藏工程方法,对水平井与地层应力方向的配置、裂缝间距、裂缝长度和裂缝导流能力进行了优化。结果表明．压裂水平井应垂直于地层最大主应力,合理的裂缝间距为极限控油半径的2倍,无因次裂缝长度为0．5～0．6,不同的储层渗透率具有与之匹配的最佳裂缝导流能力。现场应用压裂水平井6口,日产油均在在10t以上,为相邻直井的2倍以上。     

周青庄油田水平井开发的实践与认识

周青庄油田沙三段发育致密砂岩储集层,具有"埋藏深、储量丰度低、低孔特低渗"特征,常规井开发效果不理想。为提高该类油藏采收率,在整体油藏地质特征研究及开发特征分析的基础上,开展了水平井适应性分析及水平井产能分析,运用"水平井采油,常规井注水"的开发方式,对水平井在该区的实施效果进行分析和总结。结果表明低渗透油藏应用水平井技术可以有效改善开发效果。     

直井-鱼骨井混合注采井网水驱特征

鱼骨井能够增大井筒与油藏接触面积,有效改善低渗透裂缝性油藏开发效果。但受井型结构及井网等因素的影响,在注水开发过程中出现诸多问题,如见水时间难以确定,含水上升速度较快等。用数值模拟技术,研究了采用直井注水、鱼骨井采油井网的低渗透裂缝性油藏的水驱开发效果。绘制了油藏中鱼骨井的水驱流线分布以及含水变化图版,总结出直井-鱼骨井混合注采井网开采的含水上升规律,对实际油藏开发具有一定的指导意义。     

低渗透砂岩油藏注采井网调整对策研究

低渗透油藏注水开发后,注采井网难以满足后续开发需求。应用油藏工程和数值模拟预测等方法,对低渗透油藏合理油水井数比、注采井网调整方式、调整时机以及调整后新、老井合理注水调整方法进行系统研究,形成了低渗透油田井网调整技术。考虑低渗透储集层的渗流特性、启动压力梯度导致油水井地层压力的差异,推导了适应低渗透油藏的油水井数比计算公式。根据储层裂缝发育状况以及剩余油分布特征,选择水驱面积波及系数较高的井网进行调整。敖南油田合理的调整方式是将裂缝不发育井区反九点法井网调整为五点法井网,裂缝发育井区转线性注水。对不同调整时机下的开发效果预测表明,调整越早,效果越好。井网调整后要适当控制老井注水,加强新井注水,使地层压力分布更加合理。研究结果表明,利用上述调整对策对低渗透油藏实施注采井网调整是可行的,可以为低渗透油田井网调整提供新的技术支持。      

裂缝性低渗透油藏注采系统调整技术研究

裂缝性低渗透油藏,在正方形井网反九点注水方式开发过程中,表现出与裂缝走向一致的注采井见效快,含水上升快,甚至暴性水淹,而与裂缝走向垂直的注采井见效差,地层压力低、油井产液能力低。为此,通过对裂缝性低渗透油藏由反九点注水转线状注水渗流特点、油水井数比影响因素和注采系统调整作用的探讨,结合外围朝阳沟和头台等裂缝性低渗透油田注采系统调整效果,提出了适合外围油田不同裂缝走向与井排方向夹角井网转线状注水的合理调整方式,为裂缝性低渗透油田注采系统调整提供了理论和实践依据。     

鄂尔多斯多含油层系叠合超低渗透油藏水平井立体开发模式研究

针对鄂尔多斯盆地多含油层系叠合超低渗透油藏单层水平井井网开发储量控制程度低、注采关系不完善、无法实现油层纵向的充分动用的情况,在总结超低渗透油藏储层隔夹层模式及其对水平井开发影响的基础上,提出了平面上采用直井完善注采关系,纵向上采用水平井立体开发提高储量控制程度的立体开发模式,并评价了水平井立体开发井网在不同储层隔夹层模式的适应性。研究结果表明,水平井立体开发井网适用于稳定隔夹层多含油层系叠合油藏,并确定了平面上五点井网、纵向上水平井重叠布井为合理的井网形式和叠置方式。研究与现场应用表明,水平井立体开发井网可进一步大幅度提高超低渗透油藏采油速度、提高开发效益。     

胜利油区致密砂岩油藏水平井开采技术

胜利油区致密砂岩油藏资源量丰富,总体具有油藏埋藏深、储层厚度薄且孔喉细小、储量丰度低和储层纵向分布零散等特点,直井开发存在产能低、初期产量递减快、效益差的问题.为提高致密砂岩油藏的开发水平,开展了水平井开采技术攻关及试验研究,通过设计优化和施工优化,提升了水平井优快钻井技术,突破了致密油藏产能关;通过完善配套压裂完井管柱、现场注储设备和裂缝监测手段,形成了水平井裸眼分段压裂完井技术.截至2013年3月10日,在胜利油区致密砂岩油藏已实施的水平井中,正常生产井28口,工艺成功率为94.4％,累积产油量为58 602.8t,现场取得了明显的生产效果.     

低渗透裂缝性潜山稠油油藏物理模拟实验研究

为了研究低渗透裂缝性潜山稠油油藏的渗流机理和开发规律,建立了裂缝性油藏水驱和热水驱相似准则,并以渤海某低渗透裂缝性潜山稠油油藏为原型,根据相似理论,设计并建立与目标油藏相似的1m×1m×0.5m的大尺度物理模型,进行不同井网形式以及不同开发方式下的水驱油实验。通过分析不同时间下的产油量、产水量和油水饱和度等实验数据可知:水平井立体注采井网可充分利用重力分异作用,有效延缓潜山类油藏含水率上升速度;交错注水增大了注采井距,可增大注入水的波及面积;热水驱的注热效果随着注采井距的增大而逐渐变差;注入水中添加表面活性剂可提高裂缝系统的驱油效率,但同时也会降低渗吸作用的效果和基质贡献率。     

低渗透油藏压裂水平井裂缝优化研究

针对低渗透油藏压裂水平井裂缝参数难确定的问题,在某低渗透油藏概念模型的基础上,结合裂缝性低渗透油藏的实验研究,运用油藏数值模拟方法,对压裂水平井的裂缝参数包括裂缝方位、裂缝位置、裂缝条数和非均匀裂缝长度等影响因素进行了优化研究。研究结果表明,在概念模型的基础上,考虑直井注水水平井采油的井型组合时,水平采油井走向应垂直于最大主应力方向,且裂缝方位应平行于最大主应力;裂缝最优缝数为3条,且裂缝最优间距为水平井水平段长度的0.23～0.30倍;对于非均匀裂缝长度的3条裂缝,中间缝较长两端缝较短的部署方式为最优。通过本次数值模拟研究发现,低渗透油藏压裂水平井的裂缝参数确实存在最优情况,实际油田应根据不同的模型类型考虑优化各裂缝参数。     

马西深层低渗透油藏人工裂缝及重复压裂设计研究

根据现有资料选择岩心观察、常规测井、微地震波测试、油藏数值模拟等方法对马西深层低渗透致密砂岩油层裂缝体系及其分布特点进行了研究,提出了深层低渗透砂岩油藏在注水开发过程中应遵循的原则.同时对马西深层油藏49口井、103井次的压裂作业效果进行了分析,对低渗透油藏开发后期重复压裂井的选井、选层条件以及影响因素进行了研究,对合理、高效地开发低渗透油藏具有一定的借鉴和指导意义.     

长庆油田华庆长6水平井压裂裂缝优化设计研究

长庆油田华庆长6油藏为典型的超低渗透油藏,水平井注水开发技术可提高开发效果,如何进行压裂裂缝优化设计是提高开发效果的关键。在对油藏特征分析的基础上,结合注采井网对水平井压裂裂缝长度、改造段数、布缝方式及施工参数进行了优化研究,提出了适合华庆长6超低渗透油藏水平井的改造参数。24口水平井矿场实践表明,该参数组合具有较好的适应性,水平井产量达10．3t／d,为直井的5倍。     

低渗透率油藏水平井经济极限研究

根据低渗透率油藏水平井开发的矿场实际情况,通过引入相对渗透率曲线和物质平衡方程,提出了注采平衡条件下低渗透油藏水平井的产量递减模型,论证了低渗透油藏水平井产量变化规律。根据非线性盈亏平衡原理,推导出低渗透油藏水平井单井日产油量经济极限和地质储量经济极限的计算方程。在大庆外围油田扶杨油层进行的实际应用表明,该方程既可用于判别水平井开发的经济效益,又可用于水平井优化设计。     

中国石化低渗透油藏开发状况及前景

选择渗透率、油藏原始压力和油藏埋藏深度3个指标，结合中国石化已开发的286个低渗透油藏开发单元特点，将低渗透油藏细分并组合为深层高压特低渗透油藏、中深层常压特低渗透油藏、浅层低压特低渗透油藏、深层高压低渗透油藏、中深层常压低渗透油藏和浅层常压低渗透油藏6种主要类型，不同类型油藏开采特征差异较大。提出了加强储层和渗流机理研究、合理加密井网、实施精细注水、应用整体压裂改造和井筒提升技术、实施二氧化碳驱和天然气驱先导试验等改善低渗透油藏开发状况的思路，指出下一步应利用水平井和分支水平井开采各种类型低渗透油藏，提高油藏开发经济效益，开拓中国石化乃至中国低渗透油藏开发前景。     

水平井注采井网优化

为查明水平井注采井网的开发效果及其与传统直井注采井网的区别，采用数值模拟方法研究水平井注采井网部署方案。结果表明：与直井注水相比，水平井注采井网可形成线性驱动，推迟注入水突破时间、提高波及效率、改善油藏开发效果；水平井水平段压力损失影响水平井注水开发效果，平行对应反向井网考虑了压力损失的影响，可有效地克服压力损失造成的注入水局部突进现象，平行交错反向指指井网既考虑了水平段压力损失的影响，又可扩大井网控制面积，为最优的水平井注采井网；对于均质薄层油藏，水平井在油藏中位置的变化对开发效果的影响不明显。水平井注水技术在哈得4薄砂层油藏的开发中起到了降低注入压力、增加注入量、有效保持地层压力的作用，所设计的水平井注采井网应用效果良好。图13表4参31