长庆油田华庆超低渗油藏水平井压裂裂缝优化

长庆油田华庆超低渗透油藏主要采用水平井注水开发技术来提高开发效果,如何进行压裂裂缝优化设计是提高开发效果的关键。文中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,提出了适合华庆超低渗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10.3 t/d,为直井的5倍,对类似油藏水平井压裂参数优化具有借鉴意义。     

低渗气藏水平井压裂选段决策方法

针对低渗气藏水平井分段压裂选层选段难的问题,通过收集压裂层电性、物性、含油气性参数和压后日产气量和无阻流量统计,应用数理统计和模糊数学理论,量化各项影响压裂效果的参数,计算选层系数,并将选层系数与压裂效果进行相关分析,确定压裂有效产量对应的选层系数界限值,对压裂水平井逐段进行评价。利用本方法可以对水平井压裂井段效果进行提前预测并定量评价,改变了过去水平井压裂井段措施决策的经验性和随意性,提高了水平井段压裂措施决策的准确性和措施有效率,增加了低渗气藏开发效果。     

注采井网对裂缝形态及压裂规模的影响

水平井压裂开发技术在低渗薄层油藏开发中已取得了较好效果,注采井网的不同导致水平井的裂缝形态及压裂规模不同,由此导致初期产能及最终采出程度差别较大。为了实现水平井压裂开发的产能和经济效益最大化,应用数值模拟方法设计了三种直平混采七点井网。以增加采出程度、缩短见水时间为目标,优化裂缝形态:对称、三角形和四边形注采井网的水平井裂缝形态分别呈哑铃形、纺锤形和橄榄球形。以经济效益最大化为宗旨,优化压裂规模:对称注采井网,整体压裂采出程度最高;三角形和四边形注采井网,压裂采油井经济效益最好。     

大牛地气田水平井完井技术

为探索水平井、分支井开发低压低渗透气田的有效性,中国石化华北分公司先后在大牛地气田完钻了5口水平井、分支井,试验了在物性相对较好的储层中采取裸眼水平井解堵完井工艺技术以及在相对较差的储层中采用尾管射孔机械分段压裂完井工艺技术,均获得了较好的完井试气成果,这对其他低压、低渗透气田的水平井完井工艺具有一定的借鉴意义。     

水平井连续油管环空加砂压裂增产改造技术研究

水平井是解决低渗透薄油层多井低产、实现高效开发的重要手段,但这些水平井几乎都需要压裂改造。经过近几年的攻关,水平井压裂工艺技术由最初的全井笼统限流法压裂发展为双封单卡分段压裂、机械桥塞分段压裂、段内限流多段压裂、水力喷砂压裂、胶塞压裂等。这些工艺技术对提高水平井开发效果起到了明显的促进作用,但仍满足不了低-特低渗透储层高排量、大规模压裂的要求。为此,试验了连续油管水力喷射环空加砂压裂工艺,取得了较好的压裂增产效果。     

PRODUCTION CALCULATION AND OPTIMIZATION OF COMBINED WELL PATTERN BY FRACTURED HORIZONTAL WELL AND VERTICAL WELLS

低、特低渗透油藏储层物性差,流体流动存在启动压力梯度,流体从地层流到压裂井内渗流规律复杂.以等值渗流阻力法及叠加原理为基础,采用流场划分原则,划分渗流区域,建立了考虑压裂水平井多条横向裂缝相互干扰的压裂水平井—垂直井组合井网产量预测模型.模型考虑了流体从基质流向裂缝,从裂缝流向水平井筒的多场耦合流动,既体现了储层物性复杂的问题,又考虑了水平井压裂多条横向裂缝、裂缝参数不同和裂缝间存在相互干扰的影响,能够很好地应用于低、特低渗透油藏压裂水平井的产量预测,指导低渗透、特低渗透油田压裂水平井开发实践.模拟结果表明:裂缝条数越多,裂缝干扰越强,水平井压裂存在一个最优裂缝条数;压裂裂缝沿水平井筒等间距排布靠近两端,且两端长中间短的方式开发效果最好;压裂水平井—直井组合矩形七点井网,水平井压裂裂缝与水平井筒最优夹角为60°.     

低渗油藏渗流特征及对压力分布的影响

根据非线性渗流模型,对低渗油藏的渗流特征曲线特点进行了分析,推导了直井、垂直裂缝井和水平井的稳态渗流压力分布公式,计算对比了不同渗流特征曲线下三种类型井的压力分布规律.结果表明:最小启动压力梯度对直井的影响比较大,对垂直压裂井和水平井影响较小,拟启动压力梯度的影响不可消除.低渗油藏开发时应增大生产压差以克服拟启动压力梯度,减小最小启动压力梯度造成的影响,采用垂直压裂井或水平井也可取得比较好的效果.     

姬塬油田L1井区合理井网形式研究

L1井区油藏为低孔特低渗透油藏,水平井压裂改造技术是L1井区水平井主要投产方式,为了取得更好的开发效果,需要对其井网形式进行研究。基于L1井区实际地质模型,建立了10种联合井网数值模型,对比不同井网形式下的开发指标发现：直井注压裂水平井采的五点法井网是L1井区首选联合井网。     

大庆长垣西部特低渗油藏压裂水平井注水开发效果评价新方法

大庆长垣西部特低渗透油藏流体渗流阻力大,天然能量不足,开发效果较差,采用压裂水平井注水可缓解这一开发矛盾。针对反九点水平井-直井联合井网,采用特低渗透非线性渗流数值模拟新方法,分析评价压裂水平井注水开发效果。与传统方法相比,该方法将模拟结果与室内岩心非线性渗流实验数据相结合,把油藏划分为拟线性渗流区、非线性渗流区和死油区,评价更直观可靠。研究结果表明,与不压裂水平井注水相比,压裂水平井可进一步提高注水能力,有效补充地层能量,油井采液能力强、含水率低,注采井间建立起有效的驱动压力系统。     

利用试井方法评价水平井分段压裂效果

随着水平井技术及压裂技术的改进与完善,水平井分段压裂工艺技术逐渐成熟,成为低渗油气藏增产的重要措施之一,现场应用前景广阔。微地震监测和试井分析技术是进行压裂效果评价的常规技术。试井分析是对分段压裂水平井的压力恢复数据进行解释评价,计算地层参数,了解油藏物性,评价水平井分段压裂效果。本文简要介绍了水平井分段压裂技术、水平井压力恢复测试工艺、水平分段压裂井试井解释物理模型及流动特征,并给出具体井例。     

超低渗透油藏水平井压裂优化及应用

鄂尔多斯盆地超低渗透油藏储层致密、物性差、孔喉细微,是典型的低压、低渗、低丰度油藏,超前注水和水平井分段压裂技术可提高其开发效果.文中以最具代表性的华庆油田长6超低渗透油藏为研究对象,结合注采井网根据水平并段与注水井的相对位置,将常规压裂和体积压裂进行组合设计,在距离水线较近的井段实施小规模压裂,距离水线较远的井段实施大规模体积压裂.该方案的实施,在减小早期水淹风险的同时进一步扩大了储层改造体积,提高了人工裂缝和井网、注水的适配性.同时,开展了8口水平井新型压裂设计的矿场试验,与采用常规压裂设计的邻近水平井相比,试油产量提高20 m3/d左右,投产初期3个月累计产油量提高184t,含水率较低且保持稳定.     

低渗致密油藏水平井缝网压裂裂缝参数优化

水平井缝网压裂在提高低渗致密油藏水平井产能、延长稳产时间方面发挥了重要作用。目前,针对低渗致密油藏缝网压裂裂缝参数优化的研究还很少,且普遍没有考虑储层的低渗特点。为此,文中考虑了启动压力梯度和井筒摩阻的影响,采用Eclipse数值模拟工具,建立了缝网压裂的模型;并运用正交试验设计优化思路,以黄陵长6浅层低渗透致密储层为基础,开展了水平井缝网压裂裂缝参数优化研究;分析了缝网特征对缝网压裂改造效果的影响,为缝网压裂裂缝参数优化提供了一套完整思路。黄陵地区现场应用了11口井,均取得了良好效果,为低渗致密油藏水平井缝网压裂设计提供了有效指导。     

提高水平井单井产能技术研究

长庆油田采油三厂水平井由于受储层物性等因素影响,投产后递减较大,单井产量低,为提高水平井单井产量、攻克低渗透油藏开发难度由于天然裂缝、人工裂缝以及非均质性等因素,开展了提高水平井单井产量技术研究,以水平井重复压裂、水平井酸化、水平井找水救赎为主攻方向,取得了初步效果。     

胜利油田水平井完井及采油配套技术

经过"八五"以来的科技攻关和技术配套,胜利油田水平井完井技术取得了长足的进步,由单一的固井射孔完井发展为适应不同油藏类型的多种完井方式,形成了疏松砂岩油藏水平井裸眼防砂完井一体化技术、水平井砾石充填防砂完井技术、鱼骨状分支水平井完井技术、低渗透油藏水平井分段压裂技术等.同时,水平井开采技术发展迅速,可实现水平井分段优化射孔、任意层段卡堵水和选择性采油技术,特别是针对采用裸眼防砂完井技术的水平井,开发了高效注蒸汽热采技术,满足了胜利油田选择性开采的需要.另外,还研究形成了水平井井下管柱打捞技术,以解水平井修井工作的燃眉之急.水平井完井及采油配套技术系列,在稠油、断块和整装等不同类型油藏规模化应用中获得了较好的经济效益.分析了目前胜利油田水平井开发过程中存在的主要问题,阐述了今后技术发展的方向和攻关目标.     

特低渗透油藏压裂水平井产能影响因素分析

低渗透、特低渗透油藏具有启动压力梯度,且非均质性较为严重,裂缝参数对产能的影响与常规油藏显著不同。利用油藏数值模拟方法,分别研究了不同渗透率非均质性和不同启动压力梯度条件下,裂缝参数对压裂水平井产能的影响。结果表明,在低渗透、特低渗透油藏中,非均质性较弱的情况下,压裂水平井生产状况与均质油藏类似,在非均质性较强的情况下,应选择比均质油藏更多的裂缝条数和更大的裂缝半长进行生产;在启动压力梯度较大的情况下,应选择较多裂缝条数进行生产。     

基于不稳定渗流压裂水平气井产能研究

对于低渗、特低渗气藏，用水平井开采不一定能取得满意的效果，水平井水力压裂技术已成为开采低渗透气藏的重要手段，水平井压裂后的产能预测又是水平井压裂技术的一大难题。文章以生产过程中裂缝内流体的非稳态流动为基础，应用复位势理论、叠加原理和数值分析求解方法，并考虑压裂水平井地层渗流和水平井筒管流耦合，建立了压裂水平井多条裂缝相互干扰的产能预测新模型，使计算结果更加合理。计算结果表明：该模型计算产量与实际生产数据符合率高；水平井筒内的压力损失对压裂水平井的生产动态有一定的影响；水平井内每条压裂缝的产量并不相等，端部裂缝的产量高于中部裂缝的产量；水平井筒内的压力呈不均匀分布，从指端到根端压力逐渐降低；裂缝不对称会使压裂水平井产量降低。研究成果对低渗透气藏的压裂水平井的设计具有一定的指导意义。     

底水油藏水平井和直井开采对比研究

利用油藏数值模拟方法对底水油藏应用水平井及直井开采技术效果进行了对比研究。分析了采油速度,布井方式及垂直渗透率与水平渗透率比值（对开发效果的影响,结果表明,水平井开发底水油藏的效果远远优于直井,水平井在平面上的布局,在低采油速度下对开采效果影响较大,而在高采油速度下则影响不明显,地层的Ｋｖ／Ｋｈ值对水平井开采效果影响明显。     

致密气藏压裂水平井产能计算方法

致密气藏开发普遍采用多段压裂水平井的开发模式。为了准确评价致密气藏压裂水平井产能并确定气井的合理配产,实现气井高效开发,基于保角变换理论和气水两相渗流理论,同时将基质有效渗透率作为变量来考虑压裂施工和气井产水对储层有效渗透率的影响,建立了压裂水平井气液两相产能方程。通过实际生产数据验证,结果表明：无因次泄气边界大于0.55时,气井生产压差随配产增加呈下凹型快速增长;相同气井产能条件下,水气比越大气井所需生产压差越大;水平段方向与K_y方向平行时,渗透率各向异性程度K_y/K_x越大,相同产气量时的生产压差越小;水平段与渗透率主值方向的夹角θ < 30°时,相同产气量条件下的气井生产压差几乎不变。因此,从降低压裂水平井储层压力损失的角度来考虑,布井时必须充分考虑渗透率各向异性程度和水平井水平段方向的影响,同时注意控制气井配产和采取必要的控水排水措施,以便达到更好的开发效果。     

水平井多级多缝加砂压裂技术研究与应用

川西低渗透气藏存在异常高压、储层品质差、气井控制半径小、产量递减快、气藏整体采收率低等问题,难动用储量占有较大的比例.直井开发效益差,无法实现效益开发.水平井分段压裂开发是低渗透气藏实现提高单井产能的重要手段.文章在水平井分段压裂适应性分析及人工裂缝参数优化的基础上,针对川西低渗透气藏工程地质特征,通过对工具改进和工艺的优化,创造性的将常规水平井分段压裂与限流压裂技术相结合,形成水平井多级多缝加砂压裂工艺.XS21-4H和XS21-11H井等14口井的现场试验对比结果分析表明,多级多缝压裂工艺在节约施工成本的同时,大大提高了加砂压裂改造效果,单井最高增产倍比达到6.7倍,经济效益显著,具有较好的现场推广价值.     

胡尖山油田安83区块超低渗油藏井网适应性分析

胡尖山油田安83区块长7油藏是以"三低"(低压、低渗、低产)为特征的典型特低渗透油田,资源潜力大,目前控制地质储量1.3亿吨,但储量丰度底,隔夹层较发育,储层物性差,开发难度大,投产井单井产能低。本论文通过对该地区的构造特征、沉积相特征、油藏特征、及所采用的6种不同开发试验井网井排距(矩形、菱形反九点、正方形、水压裂、水平井等井网)的试油、试采、工艺改造措施等进行分析对比,探索出一套适合长7油藏合理的开发技术政策,认为水平井井网在胡尖山油田长7油藏开发中有更好的适应性,为胡尖山油田的快速上产提供了强有力的支撑和保障。