分析姬塬长8油藏油井压裂增产措施效果

油井压裂是改造低孔低渗油藏储存层的重要手段之一,其可以有效地维持油井产量。从姬塬长8油藏油井压裂的效果来看,分层压裂改造、混合水体积压裂改造以及水力压裂改造等手段都可以有效提高油藏产量,其中混合水体积压裂改造的提升效果最为明显。所以,为了更好地开采油井、提高油井产量,必须大力推广混合水体积压裂改造技术。     

储层“甜点”识别在油田低品位储量有效动用中的应用

盐池地区H区块长8油藏砂体规模大且连片性好,储量规模大,是姬塬油田近年来资源接替、长期稳产的重要建产区块,但由于储层物性因素影响,常规定向井开发效益差。从该区块的储层特征出发,参照长7致密油储层工艺改造的成果和经验,工程地质一体化甜点识别,甜点判识从单因素向多因素转变,优选储层平面上、纵向上以及水平段上"甜点",采用高强度体积压裂进行改造,为后期盘活长8难动用储量提供可靠经验。     

姬塬长8油藏油井压裂增产措施效果分析

油井压裂是低渗低孔油藏稳产的重要储层改造方法。姬塬长8油藏40口油井压裂增产措施结果表明,分层压裂、混合水体积压裂、水力压裂等压裂手段对于低渗低孔油藏具有较好的增产效果,且混合水体积压裂的增产效果最佳,平均单井日增油达到1.7 t。为了确保措施的高效性,混合水体积压裂所优选的油井应具有油层厚度大、储层物性好、无明显水淹区、注水长期不见效等特点。     

姬塬油田高强度压裂改造工艺技术研究

随着油田开发时间的延长,油井产量下降,低产成为制约姬塬油田提高整体产量的最主要因素。目前在三叠系主力油藏中,长2层和长4+5层重复措施井逐年增多,措施效果变差,长6层和长8层油藏埋藏深、物性差,有效驱替系统难以建立,低产低效井多,常规措施效果不明显。本文通过对姬塬油田储层物性、地层能量、油水井间连通性及历年措施改造效果进行研究,充分利用部分油藏天然微裂缝发育的特性,采用"大砂量+大排量+高砂比"的压裂改造思路,最终形成了以增大裂缝穿透比、扩大油层泄油面积、改善油藏开发效果为目的的高强度压裂改造技术。2016年该技术现场应用65口井,取得了较好的增产效果。     

姬塬油田黄36长8低渗透油藏水窜问题研究

姬塬油田黄36长8油藏属低渗透岩性油藏,目前处于开发初期,但油藏含水高,水窜问题突出。针对黄36长8油藏的水淹现状,从储层的非均质性、注采井网与地应力的适应性、油层初期改造、天然裂缝与人工裂缝的影响等方面进行了综合研究,找到了黄36区长8油藏水驱低效开发的问题所在,结合研究提出了改善水驱开发效果的对策和建议,指导下步开发调整。     

姬塬油田L1区块长8油藏西南部水驱改善开发效果技术研究

L1区块作为姬塬地区长8油藏典型区块,2008年建产,目前油藏已进入中含水开发阶段,水驱状况整体良好,但随着开发时间的延长,制约水驱效果的各种因素也逐步凸显,如平面非均质性强,局部微裂缝发育,导致油井见效微弱或不见效,或局部裂缝见水,油藏动用不均,递减指标居高不下。近两年在L1区块做了大量工作,改善水驱效果。此次通过水驱改善开发效果技术研究,总结L1长8油藏西南部的水驱开发特征,评价改善水驱技术的实施效果,最终提出区域中长期单井稳产治理方案。     

姬塬油田长9底水油藏多元复合黏弹酸深部酸化技术研究

姬塬长9油藏油水关系复杂,常规水力压裂或高能气体压裂工艺出现了不适应的情况。在储层综合研究的基础上,研发了一种多元复合黏弹酸酸液体系。在室内优化酸液配方评价基础上,通过施工参数和施工工艺优化,开展深部酸化现场实验5口井。实验表明,黏弹酸深部酸化技术在底水油藏具有控水增油的措施效果,为同类油藏的改造提供了一定的借鉴意义。     

姬塬油田长9油藏酸化提液技术研究

经过近两年注水开发,姬塬油田长9油藏地层能量保持水平已逐步提高,在开发过程中,开始逐步出现堵塞特征,油井产量与储层物性、邻井生产情况不匹配,2013年重点试验了长9油藏酸化提液措施工艺,通过措施效果进行分析研究,总结经验教训,初步摸索出适合长9油藏措施的新思路新方法,为后期油田稳产提供依据.     

姬塬油田黄3长8油藏欠注井治理对策

黄3区块作为姬塬油田重要的增储上产区块之一,其主力开采油层三叠系长8油藏属典型的超低渗透油藏,近年来注水井欠注现象尤为明显。为了有效补充黄3长8油藏地层能量,降低油层产量的递减,通过对长8储层特征、注入水配伍性、井筒治理、注水系统进行研究,从地层、井筒、地面注水系统三方面分析了导致注水井欠注的原因,结合现场实际情况提出相应的治理措施,并对治理效果进行了评价,为下步治理同类油藏提供借鉴。     

胜北深层致密砂岩气藏水平井细分切割体积压裂技术

针对胜北区块深层致密砂岩气藏前期直井压裂效果差、难以实现储量有效动用的问题,吐哈油田从2019年起结合区块储层地质特征,以提高储层改造体积、保证裂缝导流能力、降低压裂施工风险为核心,开展了水平井体积压裂工艺技术研究,形成了以"细分切割分段分簇+大规模体积改造+高温混合压裂液体系+高温可溶桥塞+小粒径组合粒径支撑剂+控制...     

油井化学堵水技术在延长组油层应用与评价

针对油田延长组长2、长6和长10油藏的地质特征,研究不同地质特征区块油井见水原因及规律,优化筛选不同油藏油井堵水工艺技术体系,开展工艺矿场试验,提高油井稳油降水的措施效果,确保油田可持续有效开发。     

应用缝网压裂技术提高G区块开发效果

G区块1998年投入开发,由于储层物性差,油水井间无法建立有效连通,油井供液能力和水井吸水能力快速下降,为此采取了油井普通压裂、水井酸化等常规水驱调整措施,但有效率低且有效期短,目前油水井大批关井或间歇生产,区块处于整体关停状态。为改善G区块开发效果,选取其中一个井组开展缝网压裂试验,借鉴大庆油田致密油开发理念,优化改造规模,优选压裂液和支撑剂。现场实施后,试验井平均日产油2.2 t,动液面得到有效恢复,井组成功复产,取得了较好的效果,且对同类区块开发具有一定的借鉴意义。     

新欢27块整体压裂优化设计

针对新欢27块低压、低渗的特点,研究了采油井、注水井同时压裂的区块整体压裂改造的可行性,建立了相关的油藏、裂缝数学模型,选取反九点注采井网单元,分别对注水井、采油井的裂缝参数进行了模拟优化计算,对影响区块整体开发效果的裂缝参数进行了分析,给出了最佳缝长、导流能力的数值范围.     

三塘湖盆地致密油加密井体积压裂技术研究与实践

三塘湖盆地马56区块致密油前期采取水平井体积压裂改造后,仍有大量的地质储量无法得到有效动用,整体采收率只有3%,各井间和缝间仍有大量剩余油可供挖潜。为了进一步提高区块致密油单井产量以及采收率,在研究和总结国内外致密油藏体积压裂效果的基础上,采取地质工程一体化攻关,针对性地提出了高密度布井+细分切割体积压裂的技术路线,即通过对井网及人工裂缝实施双加密的方式,实现井筒及裂缝对整个储层地质储量的"全覆盖",最大限度提高储层的动用程度。配套形成了井网加密、长水平段钻井、细分切割交错布缝、注水蓄能及低成本体积压裂5项关键技术。现场推广应用41口井,有效率达100%,平均单井日产油26.2t,累计产油量较前期基础井网提高39.7%,实现了效益开发,为区块致密油藏提高单井产量和采收率提供了技术支持。     

超低渗油田井网加密提高采收率对策

姬塬油田G271区长8油藏由于平面和剖面矛盾突出,导致采油速度低、递减增大,剩余油分布复杂。在现有一次井网条件下,常规注采调控措施已很难提高水驱波及体积,2014年以来,通过剩余油平面分布规律,井网优化,在G271长8油藏开展加密调整试验,取得了较好的效果,为同类油藏治理提供了经验。     

庆A区稳产措施效果评价

庆A区长6油藏属于典型的"三低"油藏,前期以超前注水方式开发,主要开采层位长63。本文从该区措施选井标准优化、措施工艺优化出发,介绍了该区2016年措施实施基本情况;结合庆A区地质特征,分析了措施效果影响因素、措施改造对单井与区块开发的作用,提出了下步措施建议,为庆A区持续稳产提供技术支撑。     

致密油藏混合水压裂实例

长Q油组为一套微喉道、特低孔、超低渗的致密储层,传导能力差,适合采用形成复杂裂缝网络的混合水压裂技术。岩石力学与地应力参数的测井数字处理ROCK系统计算了H22井长Q储层的岩石力学参数和脆性指数;采用三维油藏改造体积反演与预测软件通过正交化设计与拟合计算,优化了混合水压裂方案可获得较大的油藏改造体积。现场实施后,试油产量13.42 t/d,是常规交联液压裂的2.07倍,增产效果明显,已经成为长庆油田长Q致密油藏的主体压裂技术。     

区块整体压裂改造技术先导性试验

滨海一区滨深8区块探明石油地质储量3 091.75×104t,占滨海一区总探明石油地质储量的61.1%。为了实现区块整体压裂改造的目的,根据地质开发井网部署,在该区块采用常规井、水平井两种井型共部署6口井,其中常规井5口、水平井1口。针对滨深8区块含油储集层埋藏深、井段长、砂泥岩薄互层、低孔、特低渗、温度高、敏感性强及自然产能低等改造难点,通过室内大量实验研究,优选出了针对性强的压裂工艺及液体体系,经先导性试验,取得了显著的增油效果。     

松辽盆地北部芳198-133区块致密油地质工程一体化压裂实践

大庆油田致密油储层分布广泛,资源潜力巨大,为促进大庆油田致密油藏的有效开发,探索了地质工程一体化的压裂施工模式。以提质增效为核心,通过平台井压裂方案的整体优化,将地质、钻井、压裂、作业施工紧密结合,实现了致密油储层改造规模最大化。采用集约型的工厂化施工方式,现场用工人数缩至26人,占地面积节约77%,利用一套车组完成芳198-133区块9口水平井154段压裂施工,用时仅32天,大幅提升了施工时效;通过该区块的探索应用,形成了一套具有大庆特色的工厂化压裂施工标准。芳198-133区块经过改造后,生产158天,累计产油1.55×10~4m~3,单井平均日产油38.1m~3,相比同区直井措施产量提升14倍,达到了预期的增产效果。通过增能提效,使综合施工成本降低36%,实现了试验区致密油藏整体动用和经济有效开发,对大庆油田其他致密油区块增产改造具有重要的指导和借鉴意义。     

吴旗油田吴410区超低渗油藏超前注水技术量化研究

吴旗油田吴410区长6油藏属于典型的超低渗低压油藏,为了提高油田的开发成果,根据低渗透油田的地质特点并借鉴国内外油田的开发经验,吴410区在2001年投产之初即实行了超前注水技术开发低渗透油田的方法。以超前注水提高产量的机理为依据,从地层压力、水驱效果、压裂试油、储层物性、生产动态等方面探讨了超前注水对吴410区的开发效果,通过总结动、静态特征,探索吴410区超前注水的合理技术政策。