致密油水平井小型注水吞吐技术研究

目前致密油水平井开发过程中,常规注水适应性差,自然能量开发递减大,水平井低产低效,整体采出程度低,迫切需要对水平井有效补能技术进行攻克,来实现恢复单井产能,提高采收率。D1区C7油藏为一个致密油水平井开发单元,受裂缝发育、井间干扰大、注水适配性差等因素影响,长期无注水补能,自然递减持续较高,开发水平低。针对此问题,前期开展了水平井长周期注水吞吐和压裂车快速分段注水吞吐矿场试验,取得了一定效果,但存在注水有效利用低的问题,投入高产出低。通过研究两种试验机理,结合实际情况,摸索出了小型快速注水吞吐技术,增油效果较好,为同类油藏开发具有现实指导意义。     

中国致密油藏水平井注水吞吐技术进展与发展趋势

中国致密油藏多采用水平井体积压裂衰竭式开发,水平井产量递减快,一次采收率不足10%。因此,有效补充地层能量是致密油藏体积压裂水平井稳产的关键。注水吞吐是致密油藏水平井的一种有效注水补充能量方法,近年来针对该方法进行了大量的研究和实践。在介绍注水吞吐工艺的基础上,从渗吸采油微观机理以及压力对渗吸排油影响两个方面对注水吞吐机理的研究进展进行了概述,并系统总结了储层性质和工艺参数对注水吞吐采油效果的影响。为了提高注水吞吐的开发效果,目前主要形成了化学处理剂辅助注水吞吐技术、大排量注水强化注水吞吐技术和水平井同井缝间异步注采技术3种改善注水吞吐开发效果的技术。进一步通过总结注水吞吐油藏数值模拟和工艺参数优化的研究成果,分析矿场实践经验,提出了中国致密油藏注水吞吐技术未来发展趋势。     

三塘湖盆地马中致密油藏注水吞吐探索与实践

三塘湖盆地马郎凹陷马中致密油藏水平井投入开发后,地层压力下降快,自然递减大,投产第1年自然递减超过50%,一次投产采收率低的矛盾凸显,亟需开展提高采收率矿场试验。通过对比分析马中致密油藏储层物性、含油性及岩石润湿性,储层相对润湿指数0.18~0.48,表现为弱亲水-亲水特征,适合注水吞吐,并对注水吞吐机理及影响因素进行了深入分析研究,有效地指导了现场实践,开展先导试验注水吞吐7口井,平均单井日增油10.3 t,平均单井累计增油805 t。注水吞吐已经成为马中致密油藏一种新的有效开发方式,分析认为注水吞吐效果与吞吐水量呈正相关性,当注入压力达到超地层破裂压力吞吐效果较好,水平段轨迹位于油层中上部的井注水吞吐效果好于水平段轨迹位于油层下部的井,但随着注水吞吐轮次的增加效果减弱,下步需要研究多轮次注水吞吐后提高采收率的技术。     

鄂尔多斯盆地致密油水平井注水吞吐开发实践——以延长组长7油层组为例

针对致密油藏长水平井自然能量开发后期如何补充能量的难题,在致密油藏注水吞吐采油机理、可动油定量评价和矿场试验评价的基础上,提出了水平井注水吞吐的选井条件和技术政策：①初期产量较高、含水较低、有一定稳产期的水平井实施注水吞吐效果较好。②从经济性和储层非均质性两方面考虑,若水平井单段人工裂缝破裂压力差异小,则采用经济、操作简单的笼统注水吞吐方式;若水平井单段人工裂缝破裂压力差异较大,采用分段注水吞吐方式能够较好提高段间注水波及面积,缺点是成本较高。③鄂尔多斯盆地延长组长7油层组致密油自然能量开发转注水吞吐补充能量时机为地层压力保持水平降到原始地层压力的60%;注水吞吐注水后地层压力保持水平达到原始地层压力的110%;单段注水速度为10~20 m³/d;焖井时间为10~13 d （1 000 m³注水量）;开井后水平井百米日产液量为1.5 m³/d。对鄂尔多斯盆地延长组长7油层组的50多个井组开展了致密油水平井注水吞吐试验,有效井组的比例达到了约70%,平均井组增油量为610 t,取得了较好的实施效果。     

大液量注水吞吐技术在致密油藏水平井中的应用

针对致密油藏水平井大规模体积压裂弹性开采后期的油井开发特征,提出了大液量注水吞吐技术,该技术能有效补充地层能量、提高单井产量、增加开采经济效益。首次定义了大液量注水吞吐技术,并从机理、油藏工程、室内实验及数值模拟等方面分别展开了探讨,分析了大液量注水吞吐在开发致密油藏中的优势。利用压力构成图和油藏中注入水残余压力的定义,建立了注水吞吐模型并计算了注水吞吐的临界参数,且将这一结果应用于现场。先导性矿场试验取得了显著的增油效果及经济效益,单井日产油量提高了4.5 t/d,地层压力提高了9.3 MPa,累计产油量增加了1 987 t,投入产出比可达1∶1.74～1∶4.06。研究成果为致密油藏水平井的高效开发提供了一种思路和重要的技术支持。     

胡尖山油田AP区块长7致密油吞吐效果评价

胡尖山油田AP区块长7致密油自2010年投入开发以来,定向井表现为单产低,注水见效即见水;水平井虽初期单产高,但存在自然能量开发递减大,注水后多向见水,严重制约着致密油的高效开发。2014年以来该区开展了吞吐采油试验,地层能量得到了有效补充、油井递减得到了减缓,取得了初步成效。论文通过吞吐效果评价及认识,为该区后期扩大开展吞吐采油范围、确保油田持续稳产提供了科学依据。     

Y油田长7致密油CO_2吞吐效果认识

Y油田长7致密油自投入开发以来,定向井初期单产仅1.5 t,且递减大。水平井虽初期单产高,但仍存在递减大,注水后多向见水。该区由于储层致密,启动压力梯度高,常规注水开发压力传递较慢,有效驱替系统难建立,加之存在裂缝等优势渗流通道,整体表现出注水不见效、见效即见水、整体开发效果差。近几年通过周期注水、空气泡沫驱、体积压裂、快速吞吐、异步注采、吞吐注水、强注等工作,地层能量得到了有效补充、油井递减得到了减缓,但效果不明显。为了进一步探索地层能量补充方式及改善驱油介质,2017年在该区实施定向井及水平井CO_2吞吐,取得了一定的认识。     

鄂尔多斯盆地长7段致密油合理开发方式探讨

鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7致密油储集层致密,孔隙结构复杂,孔隙度小,渗透率低,储集层微裂缝发育,地层压力系数低,采用丛式井网超前注水开发单井产量低,难以实现有效动用。以鄂尔多斯盆地A井区长7致密油为例,通过物质平衡理论计算、数值模拟方法研究以及矿场实践数据分析,认为水平井体积压裂后单井产量大幅度提高,但采用直井注水、水平井采油的联合井网开发,水平井见注入水风险大,见水比例达到65%;水平井衰竭式开发地层能量下降快,前期单井产量平稳,生产12个月后单井产量递减大,4个月单井产量累计下降50.3%。由此提出了水平井体积压裂后衰竭式开采,待地层能量不足时,运用注水吞吐采油的开发方式,致密油体积压裂水平井注水吞吐第1周期单井日产油量比吞吐前增加78.3%,注水吞吐采油取得初步效果。     

致密油藏多级压裂水平井同井缝间注采可行性

以大庆油田L致密油藏为例,评价了L致密油藏的压裂改造效果;通过现代产量递减分析和试井分析,总结了生产动态规律;论证了水平井准天然能量、注水吞吐、注CO_2吞吐开发效果。针对致密油藏水平井产量递减快的问题,提出多级压裂水平井同井缝间注采方法,即通过注采分隔装置和注采阀进行同井缝间注采,将井间驱替问题转化为缝间驱替问题。采用数值模拟方法,分别计算了准天然能量衰竭开发、注水吞吐、CO_2吞吐、同井缝间注采4种方式的开发指标。分析结果表明,注水吞吐只能短期内提高累积采油量,不能显著提高采收率;同井缝间注采的产量比CO_2吞吐的产量高、稳产期更长、递减率更小、开发效果更好。进一步提出了致密油藏有效开发方式,即先以准天然能量衰竭式开采,控制地层压力均衡下降,在井底压力降到饱和压力附近时,转入同井缝间异步注采。现场实施时,采用水平井缝间强凝胶封堵完井工艺,即在注采缝之间的水平段射孔、注入强凝胶、封堵套管外侧与岩石连通空间。安装注采分隔装置和配注阀,采用温和注水方式,发挥裂缝的渗吸作用,能控制注入水的快速推进,提高致密油藏产量和采收率。     

安83区长7致密油水平井不同吞吐方式效果分析

胡尖山油田安83区长7致密油水平井自然能量开发递减大、常规注水易见水。近年通过开展注水吞吐采油试验,为探索合理能量补充方式提供一定的思路。本文简要介绍了该区开发现状及吞吐采油的适应性,结合注水吞吐采油原理和步骤,对近年该区水平井开展的笼统注水、井下分注、分段快速吞吐试验效果进行对比分析,根据试验效果提出下步吞吐建议。     

致密油注水吞吐采油技术在吐哈油田的探索

致密油衰竭式开发引起地层能量快速下降,产量递减加快。以致密油体积压裂开发效果和生产特征为基础,结合基础理论研究,创造性地提出致密油注水吞吐开发思路。致密油注水吞吐开发技术具有补充地层能量、重力分异油水置换和渗吸排油的增油机理,可有效补充地层能量和提高单井产量。对注入介质、周期注入量、注入速度、注入压力和闷井时间进行了优化研究,确定了适合致密油油藏注水吞吐施工参数。现场试验验证了注水吞吐的有效性,取得了一定的增产效果。     

新安边油田致密油水平井开发方式及能量补充研究

新安边油田长7油藏属于典型的砂岩致密油藏,位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡西部,有着分布面积广、探明储量大、埋藏适中等特点。但是由于储层致密,导致常规开发(定向井+注水)油藏递减大、有效驱替难建立、注水不见效(见效即见水)、油藏压力保持水平低等矛盾,难以实现效益开发。自2012年以来,通过"水平井+体积压裂"开发模式,加长水平井水平段长度,开展分段多簇大排量、大液量的前期改造方式,增加了储层缝网规模和数量,有效的提高了前期单井产量和稳产时间。并在稳产过程中通过吞吐采油等方式有效的补充了地层能量,减缓了油藏递减。实践证明,"水平井+体积压裂"的改造模式,加上后期合理有效的能量补充方式,能有效改善致密油开发效果,对长庆致密油开发具有一定的借鉴意义。     

致密油体积压裂水平井CO2吞吐注采参数优化

致密油体积压裂水平井天然能量开发产量递减快,地层能量不足,采收率低。为此,开展了室内实验与矿场试验,结果表明,CO_2吞吐在致密油藏开发中具有较好的适应性,是提高致密油藏采收率的一项有效措施,CO_2吞吐的注采参数设计直接影响最终吞吐效果。通过水平井A井并结合室内实验数据,进行相关经验公式和数值模拟计算,以增油量和换油率为评价依据,在生产动态分析的基础上,优化了CO_2吞吐时机、注入总量、注入速度等吞吐参数,为实际生产提供依据。     

三塘湖盆地致密油开发技术

采用多控制点、宽靶框、全脱靶工程轨迹设计技术水平井油层平均钻遇率提高到了80%以上。但水平井衰竭式开发产量递减大,在低油价下无法实现效益开发,为此探索补充地层能量开发方式,形成了致密油注水吞吐技术。采用二次井网加密,实现了井间缝网的有效搭接,储量得到了有效动用。优化水平井体积压裂参数和改造模式,投资成本得到有效控制,实现了致密油的效益开发。三塘湖盆地致密油的成功开发对国内同类的开发具有重要的借鉴意义。     

致密油藏开发特征及开发技术分析

对致密油藏的广义与狭义概念,二者的适用范围进行了阐述,对比常规油藏,分析了致密油藏的开发特征、产生原因及国内致密油藏的开发技术。致密油藏具有明显的开发特征:(1)初期油水同产,含水率稳定,一段时间后含水率下降;(2)油井的动液面随着时间的推移变化很快;(3)致密油藏衰竭式开发时,递减呈"三段式"特征。水平井体积压裂衰竭式开发递减快,一次采收率低,常规注水开发不适用于致密油藏,注水吞吐、体积压裂闷井、重复压裂开发等是现阶段提高致密油藏采收率的重要开发技术。     

致密油藏水平井水力压裂CO_2吞吐参数优化

为了快速准确地找出水平井井网设计和CO_2吞吐增产工艺措施中的关键影响因素、确定合理的参数,以有效提高产能,针对松辽盆地南部扶余油层致密油藏特点,采用正交试验设计方法,应用油藏数值模拟技术对井网形式、井网参数以及CO_2吞吐工艺参数进行优化研究。结果表明,穿透系数(缝长/井距)和井底流压是影响松辽盆地南部致密油藏水力压裂水平井产能的主要参数,优选交错式井网,其井网参数为:水平井段长度1 000 m,井距300 m,排距200 m,穿透系数0.8;衰竭式开发到初始地层压力50%时进行CO_2吞吐,注气速度为3 000 m3/d,单周期注入40 d,浸泡20 d,开井生产100 d,控制井底流压3 MPa。水平井大规模水力压裂后,采用CO_2吞吐增油效果明显,对致密油藏增产具有重要的意义。     

三塘湖盆地条湖组沉凝灰岩致密油有效开发技术

三塘湖盆地中二叠统条湖组沉凝灰岩致密油分布稳定,天然裂缝发育,储集层具中—高孔、特低渗的特征,结合近年来研究区致密油勘探取得的成果,分析有效开发面临的技术性难题;采用水平井+体积压裂技术虽然实现了储量整体动用,但产量递减快,一次采收率低,开发效益差。为探寻类似致密油高效开发技术路线,逐步探索出快速补充地层能量注水吞吐技术,缩小井距,实现井间缝网搭接的缝控储量井网加密技术,加密后,由单井吞吐转向井组渗吸+驱替注水技术。采用以上技术,解决了多井低产的问题,采收率由2.5%逐渐提高至10.2%,采油速度保持在1.0%,达到了相对高效开发的目的,并实现了效益开发。形成的技术理念对类似致密油的有效开发具有借鉴意义。     

XJ区块长7致密油定向井提单产效果评价

XJ区块长7致密油自2010年投入开发以来,定向井共试验5套井网注水开发,累计建油水井470口,存在递减大、单井产量低、水驱效果差等开发矛盾。2014年6月起,开展以连片体积压裂、注水吞吐为主的稳产攻关试验,地层能量得到了有效补充、油井递减得到了减缓,有效提高了单井产能。论文通过对2017年开展的快速吞吐、堵水调驱、二氧化碳吞吐等提单产试验效果进行评价和认识,为该区定向井后期降递减、提单产提供思路,为确保油田持续稳产提供了科学依据。     

H油田超低渗岩性油藏有效注水方式探索

H油田长8岩性油藏位于鄂尔多斯盆地西南缘,储层致密,天然裂缝发育,采用水平井开发产量递减快,急需开展裂缝性致密油藏注水提高采收率探索。     

定边地区致密油动态吞吐渗吸驱油技术研究

为解决鄂尔多斯盆地致密油油藏储层在常规衰竭式开发中地层能量快速下降,产量递减加快的问题,通过室内动态吞吐渗吸驱油实验、椭圆形水驱前缘法以及平面径向流压力传播时间与注入量的关系对定边地区致密油动态吞吐渗吸驱油机理进行了系统研究。结果表明：以0.3%的BHJ8溶液作为渗吸液时,能最大程度提高动态吞吐渗吸采收率,且随着渗吸液注入量的增加而增大,根据试验区水驱前缘距离计算出合理的单井注入量为2 500～3 000 m3,随着延长关井时间,渗吸采收率逐步得到提高,确定最佳关井时间为300 h。通过采取注水动态吞吐渗吸驱油措施后,致密油藏采收率得到明显提升,对致密油藏的高效注水开发具有实际的指导意义。