SN油田重复压裂技术界限研究

重复压裂是提高低渗透油田采出程度非常有效的技术措施.基于SN油田裂缝诱导应力场和生产诱导应力场模拟计算,结合最小主应力原理确定重复压裂裂缝延伸方位与原裂缝方位偏转一定角度.根据正交设计分析,应用压裂生产动态模拟器分析地层压力、当前含水状况、储层渗透率、储层孔隙度、压裂规模和导流能力对重复压裂效果的影响;以NPV作为评价重复压裂效果的准则,进而确定SN油田重复压裂最佳时机:有效厚度大于5 m、压力系数大于0.5,有效渗透率大于1.0×10-3 μm2、含水饱和度不大于60%.考虑到井网配合条件,重复压裂裂缝长度应控制在90～120 m、砂比＞30%.应用效果良好.     

安塞油田王窑区长61^1地层沉积相研究

王窑地区长611地层为三角洲前缘沉积,主要沉积微相为三角洲前缘水下分流河道、河道侧缘砂、分流河口砂坝、前缘砂席和分流问湾等.根据岩心描述结果和测井曲线,结合砂体形态对长611油层三角洲沉积微相和砂体展布进行综合表述.并提出开发调整意见.     

安塞油田王窑区长61^1层储层宏观非均质性研究

安塞油田王窑区延长组长611层储层为湖相三角洲前缘砂体,沉积相控制储层物性及非均质性.通过对区储层层内韵律性、层间差异性和平面上砂体连续性的研究,揭示储层的宏观非均质性特,认为鄂尔多斯盆地王窑地区储层长611层段平面非均质性较强,层间非均质性较强,层内非均质性严重.     

八面河油田中低渗油藏重复压裂工艺研究

八面河油田面14区沙四段属于中低渗稠油油藏,增产措施以压裂改造为主,但因生产过程中地层裂缝闭合及地层细粉砂运移嵌入,致使压裂增产逐渐失效。分析疏松砂岩重复压裂技术难点,针对性开展了基础分析、试验模拟,确定"高砂比、高加砂浓度、大排量"暂堵转向重复压裂思路,并对暂堵转向压裂施工参数及压裂液体系进行了优化,取得较好的改造效果。     

影响油井日产量的压裂因素分析

以新疆某油田油层改造为例,通过数据统计分析影响该油田油井日产量的各种压裂因素。压裂液类型、前置液百分比、加砂强度及加液强度对油井日产量的影响都较大。优选压裂液类型可提高油井日产量,同时降低成本;恰当控制前置液百分比能提高油井日产量,降低滤失,提高加砂总量;控制加砂强度可增大油井日产量。     

白家海地区西山窑组煤层储层压裂改造难点和对策

准噶尔盆地白家海地区西山窑组煤层分布面积广，并具有煤层储层开发的有利条件，前期C＊04井通过压裂改造，压后获得一定产能，但是由于工艺技术条件限制，未充分改造目的层，本文通过前期C＊04井压裂改造分析以及文献调研，确定了白家海地区煤层储层压裂改造难点及对策，并在C＊12井进行应用，施工获得成功。     

王窑南区长6段储层参数及有效厚度下限研究

王窑南区长6段储层是石油勘探开发的重要层位,优化目的层位储层参数解释模型及确定储层有效厚度下限,能对储层特征进行定量评价和避免有效厚度漏失。本次研究通过薄片鉴定、取芯、测井等资料对研究区目的层位的"四性"关系进行了研究,认为长6储层发育高自然伽马砂岩,其在测井响应特征方面与邻近常规储层有一定的差异。因此分别对常规储层和高伽马储层建立泥质含量、孔隙度、渗透率及含油饱和度等油层参数的解释模型,提高了储层参数计算精度;并结合试油及测井资料确定了长6油藏有效厚度下限标准:孔隙度为10.4%,电性下限声波时差为218μs/m,电阻率为10Ω·m,为王窑南区进一步开发提供了科学依据。     

复杂裂缝压裂技术在新86井区应用及探讨

复杂裂缝压裂工艺是针对致密油油藏储层改造提出的新技术。以新86井区致密泥晶云岩储层为研究对象进行复杂裂缝压裂技术研究和试验,从地层天然裂缝是否发育,储层的脆性指数是否符合产生网络裂缝的条件,水平应力系数差是否满足形成缝网条件等方面,对其产生缝网可行性进行了分析论证。进行现场试验,并从影响措施效果的地质因素着手,对比工艺差异,进一步对复杂裂缝压裂技术的适用性进行分析,认为针对低渗透致密油藏,复杂裂缝压裂工艺的改造模式更有利于提高挖潜能力。     

柿庄南煤层气井压裂效果评价及影响因素分析

目前压裂效果分析通常采用产量评价方法、经济评价方法和裂缝参数计算对比法。其中应用较多的是利用各种数学模型以及测试资料对裂缝几何参数进行计算。首先证实煤层气井压裂后增产效果显著,然后再利用压裂施工曲线获取数学模型计算中需要的参数,对裂缝几何参数(缝长、缝宽)进行计算,优选压裂设计参数,并建立简单可行的裂缝参数计算模型,实际计算表明建立的改进模型提高了裂缝长度、宽度计算的精准率。     

影响安塞油田长6层堵水压裂效果因素探讨

从安塞油田长6层储层特点、开发现状及堵水压裂技术特点等方面,对影响安塞油田长6层堵水压裂效果的关键因素进行探讨。分析认为,油井储层见水特征、油层纵向层间非均质性、前期压裂改造状况都对堵水压裂效果产生深远影响,选择合适的堵水压裂层位是取得良好降液增产效果的前提和基础。另外,堵水、压裂两种措施间的相互影响也部分降低了最终的堵水和压裂施工效果,因此,选择合适的井层和优化堵水-压裂施工程序成为提高安塞油田长6层堵水压裂效果的技术关键。     

八面河油田与安塞油田坪北区注入水水质评价

注水水质控制要求与油藏地质条件相关。经对八面河油田和安塞油田坪北区注水水质监测分析发现,存在注水水质与地层条件不相配的问题;回注水质不同程度地存在由储水罐及管线产生的二次污染,表现为细菌含量、铁含量明显上升,悬浮物粒径增大等;部分注水站工艺流程也有待完善。     

安塞油田坪北区补充井网高效开发潜力的认识

根据当前安塞油田坪北区注水开发的经验及存在的问题,通过数值模拟对进一步加密调整的可行性进行了分析论证后,认为,目前的注采井距过大,油田有进一步加密调整的可能。     

安塞油田坪北区低渗透储层评价

安塞油田坪北区延长组特低渗透储层,通过这几年钻探发现主力油层为长4+52层、长61层和长62层,油层厚度达20余米,油层层数、油层厚度、原始原油地质储量和油井产量都有明显增加。从储层评价入手,系统地研究了坪北区储层沉积特征、储油层物性、孔隙结构、储油层平面分布,进行了储层分类和评价。     

空心抽油杆注热载体清蜡技术在安塞油田坪北区的应用

介绍了安塞油田坪北区低渗透油藏在开发过程中存在的油井结蜡严重的问题,针对这个问题,结合坪北区的油藏特征,进行了空心抽油杆注热载体清蜡技术的试验,并且取得了较好的效果,为进一步推广空心抽油杆注热载体清蜡技术,解决油井结蜡问题打下良好的基础。     

安塞油田长西区低渗透油藏压裂增产技术研究

针对安塞油田长西区低孔隙度、特低渗透率、低含油饱和度和浅层低产的油藏特性,通过大量室内、现场试验研究,优选出适合的压裂施工参数,包括低温压裂液、裂缝支撑半径、前置液和砂液比。采用"深穿透、细分层、快排液"的矿场压裂方法,工艺成功率达99.4%,增产效果显著。     

安塞油田坪北区低渗透砂岩油藏裂缝特征分析

安塞油田坪北区属于低渗透砂岩油藏。通过野外露头观察,岩心描述、古地磁测定、岩石力学实验,微地震波监测,三维水力裂缝模拟和地应力分析方法对储层的天然裂缝几何形状、裂缝性质、裂缝发育程度和分布规律,以及人工裂缝的控制和监测等研究表明,其储层天然裂缝主要有4组,其方位角分别为43.5°、320°、90.4°、2.5°,主要集中在43.5°和320°。而人工裂缝主要方位角为北东70°~80°。生产动态特性主要表现为储层具有双重孔隙介质特征。钻在裂缝发育带的调整井,获得良好开发效果。     

安塞油田坪北区低渗透油藏地面集输工艺技术

安塞油田坪北区具有低渗透、低产的地质特点和复杂的地面条件。我们在地面工程建设中,因地制宜,摸索出了一套适合于坪北区开发特点的"生产平台简易集输流程"、"树枝状串接集油工艺流程"、"单干管、小支线注水流程"及"丛式井口→增压点→接转站→集中处理站"的布站流程,创建了具有特色的地面建设模式,提高了坪北区开发的整体效益。     

坪北区低渗透油藏开发调整措施及效果

安塞油田坪北区是低孔隙度、低渗透率和具有微裂缝的岩性油藏。油井无自然产能,油藏地饱压差小,温度低,生产难度大。针对这种情况,采取优化调整注采井网、优化调配注采方式、油藏扩边增储、油井压裂增产等措施,取得了较好的开发效果,具体表现在以下三个方面:一是老井递减率逐年下降;二是油区含水上升率控制较好;三是保持了持续稳产。     

安塞油田坪北区低渗透油藏裂缝的利用与改造

安塞油田坪北区天然裂缝是有规律地存在的,它能提供高渗透通道,改善油层的出油和吸水能力,也可能造成方向性水窜,降低水驱油效率。根据裂缝自身发育规律加以利用和改造,通过沿主导裂缝方向布井、钻加密井、调剖与堵水、不稳定注水、沿裂缝井排线强化注水等,能有效地提高低渗透油藏注水开发效果。     

压裂增产措施在安塞油田坪北区特低渗透油藏的应用

针对安塞油田坪北区低孔隙度、特低渗透率、低含油饱和度、低压、低温、浅层低产岩性的油藏特点,优选出适应低温压裂液、裂缝支撑半径为160m、前置液为15%～20%、平均砂液比为35%～40%、加砂程序15%—25%—35%—45%—55%,压裂施工成功率为99.4%,充分挖掘了油层潜力,增产效果显著。