低渗透油藏压裂水平井产能预测研究

对水平井产能优化预测方法进行了理论分析,现有的数学模型和评价方法不考虑启动压力梯度和压敏效应对压裂水平井产能的影响,在低渗透油藏中是不合理的。本文提供了一个考虑启动压力梯度和压敏效应的方法,更加精确地预测低渗透油藏中压裂水平井的产能,并研究分析启动压力梯度、压缩系数和裂缝参数等对产能的影响。结果表明,启动压力梯度越大,对压裂水平井的产能影响越大。因此,建立低渗透油藏压裂水平井产能模型时,必须考虑启动压力梯度参数。综合压缩系数越大,对压裂水平井产能影响越大,压降越大,其综合压缩系数对产能的影响越大。因此,弹性开采油藏,需要对生产压差进行可行性优化设计,裂缝的最佳条数是4~5条,裂缝长度约120m。     

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。     

流动单元分析法在低渗透油藏压裂中的应用

水力压裂是开发低渗透油藏的有效增产措施。桩74块低渗透，平面上相带和物性变化大，为了提高压裂效果和裂缝数值模拟的精确度，优选出合理的裂缝参数，压裂时需要充分考虑其非均质性。本文针对桩74块的特点，应用流动单元分析法，将储层分为四类流动单元，结合数值模拟方法，优选裂缝参数，现场取得了较好的开发效果，对于改善低渗透油田的开发效果，有着十分重要的意义。     

水力喷射增产工艺技术研究进展

在一般低渗透油田,水力压裂技术可作为一项行之有效的增产改造技术,而在一些多产层、产层间距较大的油田,常规水力压裂技术进行逐层压裂难以实现。水力喷射压裂技术与常规水力压裂技术有所不同,该技术是高速水射流技术与常规的水力压裂相结合的产物,其具有自封隔的特点,无需其他机械封隔,能准确造缝,并能与常规酸化技术相结合,实现定点酸压。因此,水力喷射压裂及其相关配套技术正成为低渗透油田经济开发的有力手段。     

文东深层低渗透油藏提高注水开发效果研究

文东油田为深层渗透油藏,具有断块复杂、深层低渗透、高压高温、高地层水矿化度等特点,使注水压力高,水驱动用程度低,注水工艺技术要求高,产量递减快。采用配套注水工艺技术能有效提高低渗油藏注水开发效果。这种配套注水工艺技术包括污水净化处理工艺技术、降压增注工艺技术、高压注水工艺技术与高压分注工具的研制改进等,它们为提高注水开发效果提供技术支撑。     

等效连续介质模型在低渗透油藏的适应性分析

形成裂缝网络的裂缝性油气藏可用Kazemi模型、Warren-Root模型和De Swaan模型进行描述,而没有形成裂缝网络的局部裂缝发育油藏就不适合应用这3种模型.针对低渗透油藏存在的局部裂缝特征,利用平行板理论、张量原理和等值渗流阻力原理,建立了裂缝区的等效连续介质模型,在等效连续介质模型的基础上,建立了低渗透油藏三维数值模型,并用黑油模拟程序进行实例计算.研究结果表明:等效连续介质模型可以应用到具有局部裂缝的低渗透油藏数值模拟和动态预测中.     

纤维在低渗透油藏压裂控砂中的应用试验

为了有效克服江汉油区低渗透、超低渗透致密砂岩油藏压裂返排出砂现象,开展纤维控砂压裂技术研究。该研究通过在加砂后期阶段将纤维与支撑剂混合注入地层的纤维控砂技术先导试验,获得了使支撑剂固定在油藏原来位置而流体则能畅通地流动,有效防止支撑剂在排液过程中、采油初期阶段随流体返出的良好工程效果,并获得压后油井增产稳产的地质效果。基于支撑剂导流影响验证试验成果,推定该技术可应用于页岩气井压裂,助力页岩气绿色生产。     

低渗透油藏改善开发效果研究与实践

舍女寺油田孔二段油藏空气渗透率26.7×10-3 μm2,开发过程中存在储层物性差、注水困难、注采井网不完善、油藏低速低效开采等问题.为此,开展了孔二段低渗油藏改善开发效果的4项研究,即提高水驱控制程度、合理驱动压力梯度、小井距加密提高连通程度和非主流线井压裂.实施后舍女寺油田孔二段油藏采油速度从0.81%上升到0.92%,最终采收率从14.8%提高到26.1%,增加可采储量38×104 t,为同类型油藏提供了改善开发效果的技术对策.     

江汉油区低渗透裂缝性油藏压裂工艺技术研究

裂缝性油藏分为张性天然裂缝油藏、闭合裂缝油藏、复杂裂缝油藏,由于裂缝的发育程度、裂缝产状、裂缝力学性质、裂缝充填性的不同,在压裂施工中所采取的工艺手段也不相同。经过对江汉油区新沟嘴组低渗透裂缝性油藏的两次压裂施工,为江汉油区提供低渗透裂缝性油藏压裂增产实践经验。     

长武地区低渗透油层损害因素与增产措施研究

长武地区三叠系延长组油层具有低孔隙度、低渗透率和多种敏感性的特点,导致开采难度大。分析了延长组油层的敏感性特征和对储层的损害因素,提出了酸化处理的优选配方和防护措施,为提高长武地区低渗透油层的整体工业生产能力提供科学依据。     

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复合解堵技术研究

由于坪北油田储层物性差,孔隙度低,渗透率低,主要属于小孔细喉道,开采过程中很容易受到伤害,并造成油井近井地层的堵塞,从而使油井在措施后的较短时间内产量下滑。从地层堵塞的原因入手,综合考虑影响地层堵塞的各种因素采用合理的酸化解堵工艺,取得较好的现场应用效果。     

巴什托高压低渗油藏完井工艺研究及应用

巴什托石炭系巴楚组油藏油层中部压力系数为1.97,属超高压地层。其渗透率分布范围为(0.01～1000)×10-3μm2,峰值区间为(1～10)×10-3μm2,平均值12.89×10-3μm2,为低渗油藏。在低渗透率条件下,射孔能量释放空间小,射孔压力不能够得到快速扩散,管柱震动大,封隔器易失封。通过对BK9井射孔工艺及完井管柱进行优化,确保了试油一次成功,为同类高压低渗油藏的完井工艺提供了技术依据。     

坪北油田长7-长9油组特低渗透油层解释与应用

坪北油田长7-长9油组特低渗透油层与浅层的长4+5和长6油层有很大的不同,不能沿用老的解释标准。从分析长7-长9油组油藏特征及含油特点入手,研究测井解释模型,建立了孔隙度解释、渗透率解释、含油饱和度等测井解释模型;采用最小孔喉半径法、岩心含油产状法及试油试采法等研究手段,对油层有效厚度物性下限进行研究,确定了油层有效厚度物性下限标准及测井解释标准,以此为基础,进行了老井复查工作,重新解释油层293.6m/81层。     

低渗透裂缝性油藏注水突进特征分析——以八区下乌尔禾组油藏为例

八区下乌尔禾组油藏裂缝发育,尤其是垂向上的裂缝延伸高度较大。实验区内4个井组的井间示踪剂监测结果表明,示踪剂产出持续时间短,产出曲线尖而陡,注入水主要沿东西方向上的井排突进,甚至推进到二线和三线油井,且推进速度快,注水波及系数较小。注采井之间主要靠裂缝进行连通,且注采井之间的裂缝发育的规模和类型差异较大,注采井之间裂缝连通的条数从1条到几条不等,裂缝在不同层位之间的沟通作用致使层间窜流显像普遍存在。当注采井之间没有裂缝连通时,注入水就会聚集在注水井井底附近形成一个新的水体。     

深层低渗透油藏大幅提高水驱采收率开发实践

王场油田潜43油组是江汉盆地潜江组含油面积与地质储量最大的一个低渗透油藏,埋藏深、油层薄、物性差。通过不断深化地质认识,依托大型压裂、深抽配套、高压注水、水平井等工艺技术进步,实施细分层调整与精细注水开发,油藏在产量大幅递减后又重新实现了大幅上产与稳产,标定采收率提高了10.65个百分点,2014年底达到44.05%,实现了低渗透油藏的高效开发,为同类型油藏提高采收率提供了借鉴。     

红河油田特低渗透油藏经济举升工艺研究与应用

红河油田低渗透特低渗油藏机械采油有突出问题。以油藏和油井条件为基础,经过生产参数优化设计、防断脱防偏磨、节能降耗等先进成熟技术的集成和创新,对杆管柱、地面设备进行优选匹配,实施井机械采油免修期大幅延长,机采效率显著提高,生产成本明显降低,大幅提高了经济效益,达到了经济举升工艺研究的目的。     

安塞油田坪北区低渗透油藏加密调整增产目标

安塞油田坪北区油层渗透率特低,具有微裂缝,油井产量低等特点,为此,增加了油藏开发中的难度;另一方面,由于油层的埋深浅、分布稳定、原油粘度低的优势,又有利于钻井增产措施的实施和生产管理。     

低孔低渗气藏测井识别方法的应用研究

低孔低渗油气藏一直是储层测井评价中的一个难点问题。锦旗工区根据岩性、物性以及含油气性的关系,采用侵入特性、孔隙度曲线重叠、含气指示、声波速度比值等方法进行低孔低渗气藏的识别。锦旗地区面积大,气水关系复杂,应充分利用各种测井资料,采用多种方法开展流体性质分析,进行综合判别。从应用效果来看,孔隙度重叠,含气指示方法最为可靠。