Z油田缝网压裂技术研究与应用

Z油田属于致密油藏,油田渗透率低,常规注水开发无效。选择Z油田A区块,通过实施井网、裂缝、砂体发育规模相匹配的大规模缝网压裂,提高储层渗流能力,缩小等效排距,改善开发效果,探索致密油动用的有效技术。2013年10月完成4口井18个层段压裂施工,压后初期单井日产油4.4t,17个月后单井日产油保持在1.9t,阶段增油1014.4t,区块油层吸水能力保持稳定,地层压力恢复,储层动用状况得到改善,建立起有效驱动体系。     

七厂葡南油田葡46区块潜力层分析

大庆外围油田已开发的低渗透油气田储量约5.65亿吨,共有油水井23800多口,是油田实现4000万吨稳产的重要接替区块,主要分布在裂缝不发育的扶杨油层,其埋藏物性已远远低于油田开发的三类储层标准。由于其低孔、低渗、低丰度、低流度的特点,压裂增产效果差、有效期短,注水开发难以建立有效驱动,经济效益差。低渗透油田储量要通过压裂才能得到有效动用。长垣油田纵向分布上百个油层,具有小层多、岩性复杂、储层以及隔层薄等特点,分层压裂难度进一步增大,储层动用难度越来越大。目前外围油田的剩余油分布越来越分散。而且外围油田压裂井选井选层的难度越来越大,压裂井条件越来越差。压裂井中二、三类区块的井数比例增大。压裂井中注水受效程度越来越低。重复压裂井数越来越多。     

X油田薄互层压裂优化的实践与认识

为了尽可能提高X油田薄互油层压裂改造程度,本文利用Procpro PT压裂优化设计软件,分析了储隔层地应力差、施工排量、隔层厚度及加砂方式对薄互层裂缝形态的影响。针对不同类隔层采取针对性优化设计,给出X油田薄互油层的压裂方法。从措施后增油效果上看,2017年薄互油层压裂储层的动用程度大幅度提高,取得了较好的增油效果。     

过渡带区块压裂工艺优选及应用效果

过渡带原油物性具有三高的特点,即含蜡量高、密度高、粘度高。水驱控制程度和多向连通比例需要提高,常规压裂效果一般,油层动用程度偏低。对过渡带的薄差油层进行大规模压裂技术试验,通过压裂液使用量和砂量的增加,来扩大压裂波及体积,改善储层构造条件,从而能够有效改善开发目的层的储层条件,提高小层动用程度,最终获得理想的初期产能。     

油田开发后期压裂改造技术现状及发展方向

压裂改造是油田开发后期增产的主要手段,随着一类油层、三类油层和表外厚层的全面开发,储层剩余油分布更加复杂,薄差储层剩余油动用程度差,压裂改造技术也不断发展。近年来,除了应用普通压裂、限流法压裂、多裂缝压裂、选择性压裂等常规的压裂改造技术以外,试验了对应精控压裂、连续油管水力喷射压裂、长胶筒定位压裂、压裂驱油提高采收率技术、裂缝控砂体压裂技术,均取得了较好的效果。今后还需要根据剩余油挖潜目标的变化,不断试验新工艺,探索新技术,为油田开发后期持续稳产提供技术支撑。     

七里村油田郭813井组体积压裂效果分析

七里村油田是典型的浅埋藏、低压、特低孔、超低渗岩性油藏,随着勘探开发生产的需要,常规压裂的开发模式已不能满足七里村油田的生产需要,因此在技术上必须进行革新,以达到增产的目的。通过对比七里村油田郭813井组常规压裂与体积压裂效果,得出:体积压裂投产效果明显,尤其在投产初期,产量更高,稳产时间更长;在体积压裂工艺下,同时动用多个油层并不能提高单井产能,但是体积压裂改造储层的裂缝规模远大于常规压裂;单纯的裂缝延伸不能提高单井产量,必须有一定的基质储层破碎才能有效提高单井产量。     

低渗透油田水平井多段压裂试验与应用

大庆外围低渗油田储层渗透率低,丰度低,厚度薄,直井开发效益差。水平井压裂开发是一种提高低、特低渗透油气藏难动用储量的有效开发手段。朝阳沟油田早期开展过水平井全井限流法压裂试验,但水平井全井限流法压裂存在针对性差,部分储层压不开及小层规模难以控制等问题。为提高水平井压裂的针对性和压裂效果,在低渗透油田某区块开展了水平井多段压裂技术试验,探索提高特低渗透储层单井产量的有效技术手段,为特低渗透难采储量经济有效动用开辟新途径。     

缝网压裂工艺技术在杏北扶余油井的应用

某开发区扶余油层属于低孔特低渗透储层,由于储层发育差,常规压裂和注水开发难以建立有效驱替,压裂后措施效果差,为此开展了缝网压裂增产试验。通过对扶余油层储层特点、地应力等分析,确定可采用缝网压裂增产技术,通过优选压裂液组合,优化施工参数等方式,提高施工净压力,增加裂缝复杂程度。现场试验2口井,压裂后产液效果比较明显,平均单井初期日产液量15t,为同区块日产液量的2倍,缝网压裂技术为扶余油层产量动用探索了一条新途径。     

低渗透油田扶余油层直井缝网压裂增产试验

我厂已动用三类低效区块比例高,地质储量大,目前单井产量较低,常规措施增产效果差,储层未实现有效动用,为提高低效区块开采效果,借鉴国外页岩气成功开发理念,开展了直井缝网压裂增产试验,本文阐述了直井缝网压裂增产机理、缝网形成条件及施工工艺控制方法,通过方案优化,现场共应用22口井,缝网压裂后初期单井日增油是常规重复压裂的2.7倍,相同生产时间内单井产油量高于压裂投产。试验结果表明,该技术有望成为低效区块措施井有效挖潜的主打技术,为今后未动用致密储层有效开发提高技术借鉴。     

薄差储层对应精细控制压裂方法初探

针对二、三次加密井薄差储层发育差、注采不完善、同时受缝间干扰及难压层影响,导致部分薄差层未得到有效动用的实际情况,提出了薄差储层对应精细控制压裂技术思路。通过将改造模式由常规压裂单井点压裂转向井组油水井对应压裂改造,改造对象由单卡段多层笼统压裂转向单砂体对应压裂改造,施工规模由常规固定加砂量转向根据砂体发育"个性化"优化施工规模,通过对油水井对应单砂体同时进行"个性化"压裂改造,实现完善薄差层注采关系的目标。通过现场试验,取得较好试验效果,初步明确了该技术对于薄差储层精细压裂改造的适用性。     

低渗透扶余油层缝网压裂技术探索及应用

针对大庆外围S油田低渗透扶余油层储层物性差,注水受效差,为改善注水开发效果,提高单井产量,在该油田开展缝网压裂试验,并与常规压裂效果进行对比,探索低渗透扶余油层有效动用方式,同时为同类型油藏的经济有效开发提供技术手段。     

特低渗透油层提高单井产能压裂技术探讨

特低渗透油层储层物性差,储层流体流动启动压力高,砂体发育规模小,常规方法压裂过程对储层伤害较大,压后产能低、效果差,为有效提高压裂改造效果,有必要采取油层保护措施;由于该区开发层系属于扶杨油层,油层裂缝较为发育,总体发育东西向裂缝,根据裂缝特点,本文开展了依照裂缝发育程度优化压裂工艺、施工参数,合理层段划分,提高成功率和效果等方面进行分析研究,并在此基础上,提出了相应的防护措施,在现场实际应用中取得了较好的效果,,为扶杨油层4.16亿吨探明未动用储量的经济有效开发提供技术支撑。     

低渗透油田扶余油层垂直裂缝缝内转向压裂增产试验

朝阳沟油田属于低渗透油田,储层物性差、渗透率低,扶余油层裂缝形态为垂直缝,油井主要采用重复转向压裂技术进行增产,该技术是在压裂过程中,通过封堵射孔炮眼实现裂缝在缝口处转向,增加泄油面积,提高单井产量,但随着重复压裂次数的增加,增产效果逐年变差。为此,在朝阳沟油田扶余油层开展了垂直裂缝缝内转向压裂增产试验,提高低渗透油田单井产量。在直井转向增产机理和适用条件研究的基础上,实内优选了粉末型暂堵剂,实现裂缝的缝内转向,同时优化了暂堵剂用量和施工工艺。现场试验6口井,平均单井初期日增油量3.1t,单井阶段累计增油329t,措施增产效果明显。试验的成功实施为低渗透油田油井剩余油的有效挖潜探索了一条新途径。     

大规模压裂井减少返排量方法研究

由于扶余油层储层物性差,单井产量低、采油速度低、动用程度差及经济效益低等问题。近年来开展大规模压裂保证稳产增产的主要措施,但压裂作业过程中产生的返排液已成为油田主要污染物之一,给生态环境造成极大危害,严重影响企业生产与社会形象,因此如何减少反排量成为油田发展的重点工作之一,本文阐述了从方案设计、压裂液选型、压裂工艺措施等方面减少返排量,有效的缓解了生产压力与环保压力的矛盾。     

大庆油田多薄储层均衡分层压裂改造技术初探

大庆油田三类油层以及表外储层剩余储量资源很大,是未来一个时期油田持续稳产资源接替以及原油生产的主战场。但这类储层小层多、厚度小、隔层薄,以往压裂工艺均不能实现均衡改造。多薄储层均衡分层压裂改造技术通过创新工艺理念、工艺管柱,以及建立精准定位技术,应用连续油管拖动底部封隔器方式自下而上进行逐层细分的方式,实现对每个小层的单卡单压,通过优化裂缝穿透比、优化施工参数,可以精确控制每个小层改造规模和改造程度,实现全井多薄储层的均衡改造,大幅提高了单井产能,降低了产液含水。     

气动力增产技术在XN油田上的应用

在油田开发过程中,由于受油层物性的差异,一些中、低渗透薄差层储量很难得到有效动用,另外受钻井、作业、注水等措施不当影响,油井底附近被污染,导致油井产能降低,而压裂改造措施成本高,很难进行大规模推广。为了探索一种新的储层改造方法,本文描述了气动力增产技术的原理和特点,并在现场进行应用,平均单井增液幅度达到了65.7%,明确了气动力增产技术在XN油田的可行性。     

致密油水平井缝控体积压裂技术攻关与试验

吐哈油田三塘湖马朗凹陷条湖组致密储层属于中孔、特低渗储层,岩心含油饱和度高,实施水平井体积压裂改造,平均日产油13～30t/d,探索出了一条致密油效益开发的途径。但是随着生产过程中地层压力的下降,产量的快速递减,致密油年递减率达到60.2%;二是一次改造累产低,平均单井累产油3935t;三是体积改造仍存在裂缝未控制到区域,有71%的簇低效动用或未动用。针对以上问题,提出缝控体积压裂理念通过优化合理的布井方案和压裂段长、缝距,将井控储量转变为缝控可采储量。通过优化水平段长、井距、缝间距等参数,形成井网及布缝优化技术;通过施工排量、蓄能注入体积、液量、砂量等系列参数优化,形成压裂优化设计技术;现场试验21井次,日产油24.7 t,平均单井有效期> 66 d,累计产油26 371 t。     

弱交联压裂技术在吐哈油田的研究与应用

随着油田进入中高含水期,开发对象由物性较好的储层逐渐向薄、差储层转变,为了进一步挖掘产能,寻找和开采剩余油富集区及未动用的二三类层和前期合层压裂动用差的层(包括重复压裂)。为了降低成本和提高压裂时效,油公司提出了小型压裂技术路线。吐哈油田温米油区针对前期薄层压裂压后含水上升,增产效果不佳的情况下急需寻求一种理想的方式来有效控制裂缝形态,最大限度发掘可动用储量,提出了弱交联体系的小型压裂思路,其主要目的是控制小规模的裂缝形态,防止沟通底水和注水前沿。其主要的特征和技术难点:①具有单层薄、储层非均质性严重,压裂后形成的裂缝有效支撑程度低,②储隔层应力差较小,通过常规工艺参数不易控制裂高,在无明显隔层条件下很容易沟通底水。     

注水井清水压裂技术研究

Y油田储层渗透率低,油水井之间难以建立有效驱替,致使水井注水困难,胍胶压裂对特低渗储层伤害较大,压裂后注水效果较差,通过压裂液岩心伤害实验表明,清水压裂更适合于低渗透油藏水井压裂。为此进行注水井清水压裂技术研究,给出了合理的裂缝参数及施工参数。现场压裂试验表明,水井清水压裂取得了很好的措施效果,平均单井日增注17方,且持续有效。     

杏南开发区油水井对应精细控制压裂初探

针对薄差储层发育差、注采不完善、部分薄差层未得到有效动用的实际情况,提出了薄差储层对应精细控制压裂技术思路,在精细控制压裂理论基础上,紧密结合油水井砂体发育的实际情况,合理选择对应压裂层位,尽可能做到细分单卡,通过油井端压裂,个性化设计单层压裂施工参数,提高薄差层出液能力;对注入端对应砂体压裂改造,降低压力损失,提高渗流能力,实现薄差油层有效动用。但在现场推广阶段如何降低精控压裂井成本费用当前面临的主要问题。本文通过对微地震裂缝监测理论的应用,对压裂卡段的划分进行合理优化,在一定程度上降低了压裂成本,通过现场试验一个井组,初步确定了该技术的适用性。