纯梁地区滩坝砂特低渗透薄互层油藏勘探与开发实践

纯梁地区油藏类型以低渗透砂岩开发管理单元为主,主要分布在纯化及正理庄油田,累计探明低渗透地质储量1.2亿t,占动用地质储量的55.2%,年产油量58万t,占整个油区的2/3左右。尤其是"十五"末以来新增的探明储量多以滩坝砂特低渗透薄互层油藏类型为主,经过多年的勘探开发探索及实践,陆续开展了大型压裂弹性开采、小井距注水开发试验、细分层系开发、水平井分段压裂、CO2混相驱,仿水平井压裂重建矢量井网等,为特低渗透油藏开发积累了大量宝贵的经验,其中虽然也有个别不成功的个案,但多数试验取得了较好的现场应用效果,为纯梁油区实现"百万吨原油生产基地"做出了巨大的贡献。笔者通过总结纯梁地区低渗透薄互层油藏的不同开发技术和效果,总结成功及失败的教训,对指导此类油藏的开发,进一步提高特低渗透油藏储量动用率及采收率具有较强的借鉴意义。     

水平井分段压裂技术在非常规油气藏的应用

江苏油田Q7断块为典型的低渗薄层低丰度油藏,自然产能低甚至无产能,一般需要采取储层改造措施;直井控制储量小,产能递减快,开发难度大,常规水平井开发受油藏物性、厚度等条件限制,而实施水平井分段压裂,可提高水平井产能,从而大幅度提高非常规油气藏控制储量,实现有效开发。     

浅析页岩气水平井分段压裂技术

我国具有丰富的页岩气储量,页岩气的开采对于保证我国能源安全具有重要意义。就当前的情况而言,我国在页岩气开采方面技术水平还不够高,由于页岩气储层致密性别受较大的因素影响,导致应用传统的开发方法,开采的效率较低,而成本较高,为了解决这一问题,需要对页岩气的开采技术进行进一步的研究,基于此本文对页岩气水平井分段压裂技术进行了探讨。     

低渗油田开发中水平井分段压裂技术的运用

低渗透油田在我国油田的开发中,具有非常重要的价值。低渗透油田原油产量低,且随着开采时间的增加,低渗透油田的开采成本也会逐渐上升,这就在很大程度上影响低渗透油田开发的经济效益。以低渗透油田的开发为研究对象,对低渗油田开发中水平井分段压裂技术的运用进行了详细的研究和论述,具有始终重要的现实价值。     

低渗油田开发中水平井分段压裂技术的运用

低渗透油田在我国油田的开发中,具有非常重要的价值。低渗透油田原油产量低,且随着开采时间的增加,低渗透油田的开采成本也会逐渐上升,这就在很大程度上影响低渗透油田开发的经济效益。以低渗透油田的开发为研究对象,对低渗油田开发中水平井分段压裂技术的运用进行了详细的研究和论述,具有始终重要的现实价值。     

水平井分段压裂技术及其应用

水平井分段压裂工艺技术为改善水平井水平段渗流条件、提高单井产量提供了技术支持。本文从我国水平井分段压裂技术的发展现状入手,以应用最为广泛的裸眼水平井封隔器分级压裂技术为重点,以该技术在长庆油田苏里格气田苏75区块的现场应用为例,对水平井压裂技术及其现场应用情况进行了分析与总结。     

水平井分段压裂技术现状及发展

水平井分段压裂技术如今已经成为低渗致密油气储层改造的一种有力工具,该压裂技术的广泛应用对于我国石油资源的开发具有极其重要的促进意义,能够实现我国油田的稳产增产.基于此,本文从水平井的技术优势及压裂增产原理出发,简要阐述了水平井分段压裂工艺技术的现状以及未来的发展趋势,从而更好地推进我国油田的高效开发.     

浅谈水平井水力喷射分段压裂技术在青海油田的应用

压裂改造是油气井储层改造增产的主要措施,水平井水力喷射分段压裂技术是提高低渗透油藏产能的主要技术手段。文章阐述了该技术在青海油田的现场应用,对比表明,对于水平井该技术可有效缩短施工周期、安全可靠性高、作业成本低,是目前国际上低渗透油气储层改造的研究热点之一。     

水平井分段压裂技术在歧北斜坡低渗储层的应用

歧北斜坡区油藏埋深大、孔隙度低、渗透率低、自然产量很低;近年的勘探开发中还没有形成有效的手段提高储层产量。文章通过分析歧北斜坡区BS1601H井采用封隔器分段压裂技术成功实施对致密储层的改造,并且获得高产;对大港油田低孔低渗储层改造具有一定的借鉴意义。     

致密砂岩水平井分段加砂压裂改造技术

目前在油气藏的开发过程中,水平井技术比直井技术有着更好的经济效益。但这在油气藏的开发过程中,水平井的施工中存在很多的风险因素。这些风险因素容易降低施工的成功率,。所以,为了改进致密砂岩在气藏水平井分段加砂压裂的改造技术,本文简单的叙述了加砂压裂改造技术,并对气藏模型进行了一系列的分析,进而阐明了钻井与完井的实施过程及相关因素的识别和控制过程,在合理的的基础工作上,提高了水平井段加砂压裂的成功率。     

水平井分段压裂裂缝间距优化技术研究

在水平井分段压裂设计中,裂缝间距的选取是一项十分重要的内容。针对目前裂缝间距选择方法不完善的问题,从极限泄油半径、产能模拟、岩石可压性、压裂工艺特点、储层厚度等方面进行了研究,得到五种优化裂缝间距的方法,可为现场应用提供理论参考。     

水平井分段多簇压裂技术影响因素

随着社会经济的高速发展,石油资源的需求不断提高,油田开采项目持续增多,对油田开采过程中的工艺技术提出了更高的要求。在许多油田作业当中会选择使用水平井分段多簇压裂技术,作为一种新近研发出来的工艺,在实际的应用过程中,要对有关使用规范和影响因素进行探索,从而保证效益的提升。本篇论文针对油田项目当中,水平井分段多簇压裂技术的影响因素进行探讨,希望能够为这一技术应用价值的体现提供参考。     

水平井分段多簇压裂技术的影响因素

应用水平井分段多簇压裂技术开展油田开采作业中,可提升油藏的开采质量和开采效率,该技术手段适用于致密低渗透油藏的开发工作中,虽然其技术性先进,改变了传统条件的束缚,提升了油井的开采效率,但是实际应用中,影响因素也较多,为降低这些因素的影响,实现油田开采的预期效益,必须分析影响因素,针对性的解决,本文就此展开论述分析。     

特低渗透砂岩油藏“仿水平井”开发配套技术

正理庄油田樊142沙三下特低渗透油藏储量丰度低,常规开发难度大,经济效益差,针对该油藏特点我们进行了四项关键核心技术研究,分别进行了"仿水平井"开发适应性评价,油藏地应力分布描述技术研究,油藏方面进行井网优化设计,工艺技术方面进行定向控制、逢长控制和缝高控制。从该技术现场方案实施后,沙三下难动储量最终得以高效开发,从压裂监测的缝长、产量等关键指标均达到了方案设计要求。     

水平井水力喷射分段压裂技术研究与应用

水平井分段压裂技术是提高低渗透油藏产能的主要技术手段。低渗透油藏水平井不动管柱分段压裂工艺技术研究,开展了水力喷射辅助压裂施工工艺及工艺参数优化的研究、射孔与压裂联作工艺管柱设计与优化研究,形成了水平井不动管柱水力喷砂射孔分段喷射压裂工艺,该技术利用喷射液的水力自密封原理对各层段进行隔离分段,通过投球实现一次管柱分2至3段的射孔与压裂联作工艺。现场成功实验表明,该技术达到了推广条件,建议推广应用。     

低渗透油藏水平井分段压裂改造技术研究与应用

低渗透油藏具有孔隙度、低渗透率、低储量丰度“三低”特征,实施水平井开发自然产能低,需要进行储层压裂改造才能获得较高产能,因此水平井完井方式、井身结构、射孔参数等均需要与分段压裂改造工艺相匹配,才能实现低渗透储量有效动用。本文以J区块为例,对水平井完井方式、油井套管尺寸及类型、射孔方式及参数、水平井压裂改造工艺技术等开展研究,现场应用25口井,平均单井初期日产油20 t,阶段累产油1.2万t,取得较好生产效果,所取得成果和认识可为同类型油藏提供借鉴经验。     

水平井封隔器分段压裂技术在油气田的应用

近年来,随着生产生活领域的油气资源需求量显著增加,油气田开发项目明显增多,其开发力度显著增大,在开采工艺和技术越发进步的过程中,油气田的开发效率和产量都大大提高,创造了巨大的效益。随着新型开采工艺和技术的进步,油气田开发中可选择的技术和工具越来越多,很多的油气田中均采用的是水平井封隔器分段压裂技术。基于此,本文从封隔器的特点出发,分析了水平井分段压裂技术的具体应用,有利于这一开采工艺的推广和应用。     

单家寺稠油油藏水平井开发提高储量动用率研究与应用

针对单家寺油田稠油油藏近几年水平井应用范围不断扩大而不同类型稠油油藏水平井部署界限不明确的问题,运用数值模拟方法,对水平井部署时应注意的几个关键问题进行了较深入的研究。结果表明,不同油品性质油藏的部署设计结果有明显差别,薄层普通稠油井距较大,水平井极限厚度3米左右,水平井纵向位置在油层中部偏下;随着原油粘度的增加,井距逐渐缩小,水平井部署下限厚度逐步增加,粘度超过10×10^4mPa·s的特超稠油水平井井距至少50米,下限厚度15米,同时根据开发方式不同,水平井纵向位置不同。通过在单家寺油田稠油油藏中的应用,取得了较好的效果。     

水平井分段多簇压裂技术影响因素研究

青海油田所处的柴达木盆地属典型的低渗透油藏,并且受地形地貌影响,开发难度较大。而水平井可有效增大泄油面积,提高单井产量,并且随着钻井成本的降低,水平井应用也越来越广泛,利用水平井开发并进行分段多簇压裂逐步成为青海油田低渗透油藏精细开发的重要技术保障,并取得了良好效果,实现了低渗透油田高效开发,保证了青海油田的可持续发展,逐步成为青海油田稳产、上产、超产的有力保障。本文以青海油田低渗透油藏水平井分段多簇压裂技术开发实践为研究对象,为水平井分段多簇压裂的渗流规律及影响因素进行了阐述。     

特低渗透油藏中高含水期提高采收率技术研究及应用

卫城油田卫 81块是典型的特低渗复杂断块砂岩油藏 ,于 1 984年投入开发 ,目前已进入中高含水期 ,但其因储层物性且层间非均质严重 ,水驱动用状况差异大。为提高水驱采收率 ,近两年针对油藏特点和开发中存在的主要问题 ,开展了特低渗油藏提高采收率技术研究 ,通过主要技术的应用推广 ,卫 81块水驱控制储量、水驱动用储量逐年增加 ,自然递减由 2 9.1 2 %减缓到 2 1 .1 3 % ,水驱采收率由 1 9.86 %提高到 3 5 .86 % ,可采储量增加 1 1 6万吨 ,区块含水上升率 0 .81 ,采油速度1 .0 6 %。对指导类似油藏的开发具有较好的借鉴意义。