致密油水平井小型注水吞吐技术研究

目前致密油水平井开发过程中,常规注水适应性差,自然能量开发递减大,水平井低产低效,整体采出程度低,迫切需要对水平井有效补能技术进行攻克,来实现恢复单井产能,提高采收率。D1区C7油藏为一个致密油水平井开发单元,受裂缝发育、井间干扰大、注水适配性差等因素影响,长期无注水补能,自然递减持续较高,开发水平低。针对此问题,前期开展了水平井长周期注水吞吐和压裂车快速分段注水吞吐矿场试验,取得了一定效果,但存在注水有效利用低的问题,投入高产出低。通过研究两种试验机理,结合实际情况,摸索出了小型快速注水吞吐技术,增油效果较好,为同类油藏开发具有现实指导意义。     

致密油体积压裂水平井CO2吞吐注采参数优化

致密油体积压裂水平井天然能量开发产量递减快,地层能量不足,采收率低。为此,开展了室内实验与矿场试验,结果表明,CO_2吞吐在致密油藏开发中具有较好的适应性,是提高致密油藏采收率的一项有效措施,CO_2吞吐的注采参数设计直接影响最终吞吐效果。通过水平井A井并结合室内实验数据,进行相关经验公式和数值模拟计算,以增油量和换油率为评价依据,在生产动态分析的基础上,优化了CO_2吞吐时机、注入总量、注入速度等吞吐参数,为实际生产提供依据。     

致密油藏多级压裂水平井同井缝间注采可行性

以大庆油田L致密油藏为例,评价了L致密油藏的压裂改造效果;通过现代产量递减分析和试井分析,总结了生产动态规律;论证了水平井准天然能量、注水吞吐、注CO_2吞吐开发效果。针对致密油藏水平井产量递减快的问题,提出多级压裂水平井同井缝间注采方法,即通过注采分隔装置和注采阀进行同井缝间注采,将井间驱替问题转化为缝间驱替问题。采用数值模拟方法,分别计算了准天然能量衰竭开发、注水吞吐、CO_2吞吐、同井缝间注采4种方式的开发指标。分析结果表明,注水吞吐只能短期内提高累积采油量,不能显著提高采收率;同井缝间注采的产量比CO_2吞吐的产量高、稳产期更长、递减率更小、开发效果更好。进一步提出了致密油藏有效开发方式,即先以准天然能量衰竭式开采,控制地层压力均衡下降,在井底压力降到饱和压力附近时,转入同井缝间异步注采。现场实施时,采用水平井缝间强凝胶封堵完井工艺,即在注采缝之间的水平段射孔、注入强凝胶、封堵套管外侧与岩石连通空间。安装注采分隔装置和配注阀,采用温和注水方式,发挥裂缝的渗吸作用,能控制注入水的快速推进,提高致密油藏产量和采收率。     

致密油藏分段压裂水平井注二氧化碳吞吐物理模拟

通过建立大模型多点升温和测量方法与CO₂吞吐回压控制及测量实验方法,研发了大型露头致密岩样分段压裂水平井注CO₂吞吐物理模拟实验系统;通过建立饱和含气模拟油的物理模拟实验方法和大模型抽真空饱和水的物理模拟实验方法,创建了分段压裂水平井注CO₂吞吐物理模拟实验方法。在此基础上,针对中国致密油藏储层特性,进行了致密油藏分段压裂水平井注CO₂吞吐方式的探索研究。研究结果表明:分段压裂水平井注CO₂吞吐物理模拟实验方法能够较好地描述注入CO₂在致密油藏分段压裂水平井吞吐的渗流动态,CO₂吞吐开发方式能够有效地提高致密油藏的动用程度。在模拟的区块中,CO₂吞吐后的最终采出程度要比弹性驱的采出程度高12.5%,该研究成果将对致密油藏的有效开发提供一定技术支持。     

安83水平井智能分段注水工艺研究与试验

目前国内水平井注水技术仍处于探索阶段,尚存在一些技术问题,如水平段封隔器密封性能有待提高,配套测调工艺成本还需控制以及需降低后期起管柱遇阻风险等。为此,在充分借鉴国内外油田水平井分段注水技术的基础上,开发了水平井智能配水器和注水封隔器等关键工具及配套仪器,形成了水平井智能分段注水工艺技术,并在安83水平井开展了2段智能分注先导性试验。室内和现场试验结果表明:该技术工艺可靠,智能配水器和注水封隔器密封性能良好,满足致密油吞吐要求。研究结果可为提高安83区块致密油的开发效率提供参考。     

稠油天然气吞吐注采一体化技术研究

针对吐玉克油田稠油注天然气吞吐过程中,管柱的气密封性不能满足高压注气安全要求、每个吞吐周期的注气投产需要进行换管柱作业等问题,设计了以注采一体化井口和井下气密封管柱为主的注采一体化配套管柱。既保证了杆柱悬挂的密封性,又满足了50MPa高压注气需求和注气吞吐后的生产需要,实现了注气和转抽作业工序的直接转换,大幅度降低了作业成本,减少了对油层的二次伤害。现场应用的2口井生产正常,已累计增油339t,取得了很好的效果。     

铁边城地区致密油特点及开发方式浅析

鄂尔多斯盆地姬塬油田铁边城地区三叠系延长组长7致密油发育广泛,纵向上砂体厚度大,隔夹层发育;平面上单砂体延伸小,连通性差。储层岩性以岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主,渗透率低,孔喉半径小,以纳米级喉道为主。油藏采用"直井采油+注水井注水"方式开发,单井产量低,稳产期短,通过采用"水平井+体积压裂+吞吐注采"开发方式有效缓解了致密油单井产量低、易水淹等问题,为致密油有效开发提供了借鉴。     

新安边油田致密油水平井开发方式及能量补充研究

新安边油田长7油藏属于典型的砂岩致密油藏,位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡西部,有着分布面积广、探明储量大、埋藏适中等特点。但是由于储层致密,导致常规开发(定向井+注水)油藏递减大、有效驱替难建立、注水不见效(见效即见水)、油藏压力保持水平低等矛盾,难以实现效益开发。自2012年以来,通过"水平井+体积压裂"开发模式,加长水平井水平段长度,开展分段多簇大排量、大液量的前期改造方式,增加了储层缝网规模和数量,有效的提高了前期单井产量和稳产时间。并在稳产过程中通过吞吐采油等方式有效的补充了地层能量,减缓了油藏递减。实践证明,"水平井+体积压裂"的改造模式,加上后期合理有效的能量补充方式,能有效改善致密油开发效果,对长庆致密油开发具有一定的借鉴意义。     

三塘湖盆地致密油开发技术

采用多控制点、宽靶框、全脱靶工程轨迹设计技术水平井油层平均钻遇率提高到了80%以上。但水平井衰竭式开发产量递减大,在低油价下无法实现效益开发,为此探索补充地层能量开发方式,形成了致密油注水吞吐技术。采用二次井网加密,实现了井间缝网的有效搭接,储量得到了有效动用。优化水平井体积压裂参数和改造模式,投资成本得到有效控制,实现了致密油的效益开发。三塘湖盆地致密油的成功开发对国内同类的开发具有重要的借鉴意义。     

致密油水平井压裂返排液回注处理技术研究与应用

压裂返排液的成分复杂,粘度高、危害性大。针对压裂返排液处理难度大,成本高的特点,结合国内外压裂返排液回注处理技术,大庆油田研究了气浮除油→化学絮凝→磁分离→沉降工艺流程的磁分离处理技术。结合试油生产分散不固定的特点,加工了撬装式处理设备。通过该技术的现场应用,该处理工艺相对简单、成本低、效果好,处理后的水能够达到大庆油田联合站回注指标,实现了就近拉运至联合站进行回注地层。     

胡尖山油田安83长7致密油地层能量补充方式研究

胡尖山油田安83长7致密油藏由于储层致密,启动压力梯度高,常规注水开发压力传递较慢,有效驱替系统难建立,加之存在裂缝等优势渗流通道,整体表现出注水不见效、见效即见水的水驱矛盾,开发效果差。近年来因地制宜,对定向井区重点开展周期注水、空气泡沫驱油、体积压裂不返排闷井扩压等工作,对水平井重点开展吞吐采油、周期注水、异步注采等工作,不断探索地层能量补充方式,均取得一定效果及认识,但总体来说基于毛管吸吮作用和压差机理的按一定注入周期补充能量的渗析采油法对该区致密油开发具有深远意义,在充分结合改造强度、缝网形态等参数情况下实施效果较好,后期可持续扩大实施,并探索改善驱油介质等新方法。     

河南油田超稠油水平井注采工艺优化

2011年,河南油田陆续投产了20口超稠油水平井,受黏度高影响,开发效果不理想,与同类油藏直井产状相当,较特稠油水平井效果差。分析认为常规水平井注采工艺不适合超稠油水平井开发,2013年采取了“地层降黏、井下管柱、井筒举升”3方面的优化措施,取得了明显的效果和认识,为今后该类油藏水平井开发提供了技术借鉴。     

水平井注采井网和注采参数优化研究

水平井注采井网开发低渗透、薄层油藏可以增大注水量、降低注水压力、有效保持地层压力、提高油藏的采出程度。结合M油田油藏地质特征,应用数值模拟和经济评价方法对该油田的水平井注采井网类型、方向、排距以及转注时机与注采比等开发指标进行优化,达到经济、高效地开发目的。结果表明,水平井注采结构采用完全正对排状井网可获得较好的开发效果,优化后的井距为100 m,水平井与最大主渗方向呈45°夹角,注采井排距为300 m,地层压力水平在85%以上时注水保压,推荐注采比为1.0。研究方法和研究结果可为同类型油藏水平井注采井网部署提供参考依据,具有很好的借鉴意义。     

水平井注采井网优化

为查明水平井注采井网的开发效果及其与传统直井注采井网的区别，采用数值模拟方法研究水平井注采井网部署方案。结果表明：与直井注水相比，水平井注采井网可形成线性驱动，推迟注入水突破时间、提高波及效率、改善油藏开发效果；水平井水平段压力损失影响水平井注水开发效果，平行对应反向井网考虑了压力损失的影响，可有效地克服压力损失造成的注入水局部突进现象，平行交错反向指指井网既考虑了水平段压力损失的影响，又可扩大井网控制面积，为最优的水平井注采井网；对于均质薄层油藏，水平井在油藏中位置的变化对开发效果的影响不明显。水平井注水技术在哈得4薄砂层油藏的开发中起到了降低注入压力、增加注入量、有效保持地层压力的作用，所设计的水平井注采井网应用效果良好。图13表4参31     

鄂尔多斯盆地致密油水平井体积压裂优化设计

鄂尔多斯盆地长7致密油储层致密、油藏低压。储层天然微裂缝发育程度和岩石脆性评价表明,盆地致密油储层物性对水平井分段体积压裂具有良好的适应性。以提高水平井多段压裂井网形式和布缝的匹配性为目的,优化了与注采井网相适配的施工参数,结果表明,实现体积压裂的排量为4~8 m3/min,单段砂量40~80 m3,入地液量300~700 m3,并形成了"低黏液体造缝、高黏液体携砂、组合粒径支撑剂、不同排量注入"的混合压裂设计模式。矿场井下微地震监测对比了体积压裂与常规压裂对裂缝扩展形态的影响,结果显示致密储层采用体积压裂的改造体积和复杂指数是常规压裂的2倍左右,且与井网适配性良好。通过开展致密油开发矿场先导性试验,水平井单井初期产量达到8~10 t/d,第1年累计产油量达2 000 t左右,且无裂缝性见水井,证明对于鄂尔多斯盆地的致密油开发,采用水平井五点井网+混合水体积压裂可以获得较高的单井产量和良好的开发效益。该项技术对其他油田的非常规储层开发有一定的借鉴意义。     

鄂尔多斯盆地南部致密油藏水平井分段压裂技术

鄂尔多斯盆地南部中生界油藏资源丰富,但储层物性差、非均质性强,部分区块微裂缝发育,压裂改造是经济有效开发的主要途径。华北分公司通过不断攻关、试验和研究,初步形成了针对不同储层类型的水平井分段压裂设计优化技术、不同完井方式下的分段压裂工艺配套技术和配套的低伤害压裂液体系。文中对鄂尔多斯盆地南部致密油藏水平井分段压裂技术现状进行了阐述,并针对致密油藏的储层特点及水平井分段压裂的技术难点提出了今后研究的方向,对切实提高致密油藏水平井分段压裂改造效果具有重要的指导意义。     

春风油田浅层超稠油注采一体化技术应用研究

针对春风油田沙湾组储层埋藏浅、出砂严重、原油黏度高的特点,集成应用了绕丝充填、水平井、氮气、降黏剂、蒸汽、注采一体化技术,注采一体化技术就是稠油热采井蒸汽吞吐转周时不动管柱,上提光杆注汽,下放光杆采油。配套研发了双级热采光杆、大斜度抽油泵、抽油泵纠偏装置、热采井口保护装置。以往稠油转周注汽时需要上作业重新防砂、检换泵。春风油田防砂质量较高,转周时一般不需要重复防砂。另一方面,通过以井筒隔热、均匀注汽管柱、大斜度注采一体化泵为特色的注采一体化技术,提高了热效率,有效避免了转周作业时的冷伤害,充分利用热能,最大程度避免热损失,同时减少作业800井次,降低作业成本。