三塘湖盆地马56区块致密油重复压裂实践

针对三塘湖盆地马56块致密油衰竭式开发引起地层能量下降、单井产量递减较快、采出程度较低的问题。以提高单井最终采收率为目标,开展了致密油重复压裂技术研究。通过地质研究与评价,形成了优选重复压裂"甜点"层段,补充地层能量与暂堵转向压裂工艺相结合的技术思路。在马56区块进行了6井次重复压裂现场应用,压裂后稳定日产油是压裂前的2.24倍,取得了明显的增产效果。该技术组合对致密油藏重复压裂具有重要借鉴意义。     

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。     

三塘湖盆地致密油水平井增能压裂力学机理

重复压裂是三塘湖盆地油藏提高产能和采收率的必备手段.文中通过基于黏聚层单元的有限元数值模拟、室内岩石力学实验、声发射监测和岩石力学屈服破坏准则理论等手段,系统研究了该区块重复压裂改造中的增能力学机理.研究结果表明:增能压裂的核心是提升全局范围内地层孔隙压力,而暂堵转向是局部范围提升已有裂缝内的净压力,二者配合使用,使整...     

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。     

致密油藏直井体积压裂压力分析模型

致密储层基质和裂缝一般表现为强应力敏感性,同时由于储层的致密性,基质和裂缝经常会表现为非稳态窜流特征,影响井底压力曲线的形态和特征,进而影响解释结果。目前国内外尚缺少同时考虑应力敏感及非稳态窜流的井底压力分析模型。参考典型致密油藏体积压裂直井的微地震监测数据,设计体积压裂直井渗流物理模型,同时考虑应力敏感和非稳态窜流,建立体积压裂直井井底压力数学模型并求解,进而获得井底压力的双对数曲线特征。研究结果表明:应力敏感系数αD越大,压力导数曲线上翘幅度越大,压裂未改造区致密油径向流动阶段越不明显;非稳态窜流系数λm越小,窜流出现时间越晚,窜流阶段的下凹幅度越大,窜流渗流过程持续时间越长,压裂区域的裂缝径向渗流过程越弱。该井底压力分析模型应用表明,相较于未考虑应力敏感及非稳态窜流的模型,更能准确地确定压裂区域的半径及相关储层参数,提高致密油藏直井体积压裂相关参数的解释精度,故可推广到致密储层参数反演或试井解释分析中。     

致密油藏体积压裂技术应用

体积压裂技术在北美页岩油气藏的开发中取得了显著的效果。对体积压裂的概念和特点进行了总结,从地质和施工工艺两方面分析了体积压裂缝网形成的影响因素,明确了在不同储集层条件下的体积压裂技术施工要点。数值模拟研究表明,体积压裂的单井产能比常规压裂的单井产能要高得多,且其缝网系统可使压力波及更为均匀,开发效果优势非常明显。针对我国致密油藏特征,提出了从致密油藏成藏机理、压前储集层评价、诱导应力场和裂缝起裂机理等3个方面入手的研究思路,这将对我国致密油藏体积压裂技术的发展,具有一定的参考意义。     

吉林油田致密油藏同步体积压裂技术实践

松辽盆地南部致密油储层致密,单井无自然产能。直井采用常规水力压裂后难以达到效益开发,因此需转变开发模式,开展储层改造技术攻关和现场试验,提高致密储层改造体积及单井产能,实现经济有效开发。针对吉林油田扶余致密油藏,在精细地质研究、储层力学分析和体积压裂工艺评价的基础上,应用平台水平井组开发模式,结合同步体积压裂的体积改造及配套技术,根据大型有限元软件ABAQUS模拟结果,优化同步体积压裂施工方案,在R53区块进行现场试验,获得了高产工业油流,试采产量是同区块直井的4~10倍,为此类致密油藏经济效益动用提供了技术支撑。     

束鹿泥灰岩致密油水平井体积压裂技术研究

冀中泥灰岩致密油储层岩性特殊、地应力异常高,国内外尚无同类储层水平井改造的经验可借鉴。通过对束鹿泥灰岩-砾岩致密油气藏储层特征研究、压前实验分析、酸液配方研究,探索出"酸压与加砂"结合的组合改造工艺和配套的酸液配方体系。经束探1 H、束探2 x两口水平井现场实验表明:该工艺技术既降低了施工风险,又提高了裂缝沟通体积及导流能力,达到了改造后高产稳产的目的。束探1H井压后自喷日产油243.6m3,日产气74121m3,截至目前累计产油量近5000t,该技术为冀中泥灰岩致密油探明储量8000×104t的规模有效开发提供技术支持。     

鄂尔多斯盆地页岩油体积压裂技术实践与发展建议

体积压裂技术可提高鄂尔多斯盆地页岩油单井产量,但低油价条件下仍可能无法实现经济有效开发,原因是体积压裂技术思路、压裂技术模式、压裂参数体系等不够合理.为此,长庆油田根据该盆地延长组长7段页岩油体积压裂矿场实践和室内模拟研究结果,转变了体积压裂技术思路,研究形成了"大井丛、长水平井、细分切割、分簇射孔、可溶球座、变黏滑溜...     

束鹿凹陷致密油复合体积压裂技术

针对制约束鹿凹陷致密油储层改造瓶颈问题,以储层改造为核心,逆向设计,利用物模与数模方法论证体积压裂可行性,优选针对性压裂液体系,形成了提高砾岩-泥灰岩裂缝复杂化程度的清洁酸压与加砂压裂结合的特色体积改造压裂技术:1开展储层脆性、裂缝弱面、两向应力差等体积改造地质条件分析,结合数模结果得出体积压裂的可行性;2开展3种完井方式与5种改造工具的配套优选,形成利于提高排量促进复杂缝网形成的"筛套结合"完井方式;3针对储层超低渗易伤害的特点,进行低伤害酸液和新型液体评价实验,形成与储层配伍和低伤害特点的清洁酸与新型压裂液体系;4针对砾岩、泥灰岩不同岩性,开展清洁转向酸裂缝刻蚀实验,利用岩板进行酸与支撑剂的裂缝导流能力优化,提出砾岩、泥灰岩酸压与加砂压裂相结合的复合改造新工艺;5形成束鹿凹陷致密油改造现场高效施工及压后分层求产的配套技术。通过该种技术在束探1H等3口井15段改造中的综合应用,稳定日产油量由以往的1.2 t/d提高到11.3 t/d。     

鄂尔多斯盆地致密油应力循环压裂技术

鄂尔多斯盆地长7致密油Ⅱ类储层脆性指数低、水平两向应力差较大、天然裂缝不发育,常规混合水压裂难以形成复杂裂缝,单井产量低,为此研发了应力循环压裂技术。通过物模实验明确了该压裂技术增产机理,完成了工艺优化和工具配套。该工艺采用应力循环压裂工具泵注高砂浓度液体,在环空注入净液体,根据压裂过程中地层响应和压力变化,实时控制井底砂浓度和排量,对储层加载循环应力,使储层受到疲劳破坏,实现缝网压裂。现场试验37口井,平均施工规模与常规混合水压裂相当,施工排量仅为常规混合水压裂的一半即可实现多次缝内升压,较对比井有效改造体积增加44.5%,单井日产油量提高1.6 t。     

鄂尔多斯盆地低压致密油层体积压裂探索研究及试验

长庆油田借鉴国外体积压裂理念及改造经验,在鄂尔多斯盆地致密油层(渗透率在0.3mD以下)开展了体积压裂探索研究及试验。分析了体积压裂对储层条件的要求及在盆地致密油层开展体积压裂的可行性,探索了盆地低压致密油层体积压裂工艺设计模式,并初步认识了盆地致密油层体积压裂缝网形态,为国内致密油储层体积压裂设计提供了有益的借鉴。     

苏北盆地页岩油体积压裂技术研究与应用

随着勘探开发技术的不断发展,页岩油不断取得重大突破,以压裂为主要改造措施的开发技术成为页岩油领域研究的热点.苏北盆地泥页岩发育良好,开发潜力巨大,通过对苏北盆地页岩油储层特征分析,按照"主攻甜点,肥瘦兼顾"的整体思路,采用分段体积压裂工艺改造,施工顺利,通过裂缝监测显示,达到了体积压裂造复杂缝的目的,形成了苏北盆地页岩...     

三塘湖盆地马中致密油藏注水吞吐探索与实践

三塘湖盆地马郎凹陷马中致密油藏水平井投入开发后,地层压力下降快,自然递减大,投产第1年自然递减超过50%,一次投产采收率低的矛盾凸显,亟需开展提高采收率矿场试验。通过对比分析马中致密油藏储层物性、含油性及岩石润湿性,储层相对润湿指数0.18~0.48,表现为弱亲水-亲水特征,适合注水吞吐,并对注水吞吐机理及影响因素进行了深入分析研究,有效地指导了现场实践,开展先导试验注水吞吐7口井,平均单井日增油10.3 t,平均单井累计增油805 t。注水吞吐已经成为马中致密油藏一种新的有效开发方式,分析认为注水吞吐效果与吞吐水量呈正相关性,当注入压力达到超地层破裂压力吞吐效果较好,水平段轨迹位于油层中上部的井注水吞吐效果好于水平段轨迹位于油层下部的井,但随着注水吞吐轮次的增加效果减弱,下步需要研究多轮次注水吞吐后提高采收率的技术。     

巴肯致密油地质特征及体积压裂技术研究

近年来,非常规油气资源开发已成为石油行业勘探开发的新趋势,而致密油无疑是非常规资源开发中的亮点。首先,鉴于致密油的定义有广义和狭义之分,通过调研相关文献,确定出致密油的主流概念;其次,以致密油开发较为成功的地区-北美致密油主要作业区Bakken(巴肯)为研究对象,对Bakken组的地质特征,所采取的体积压裂技术以及取得的开发效果进行具体分析,以期对我国致密油资源的开发提供借鉴和参考。     

鄂尔多斯盆地低压致密油藏不同开发方式下的水平井体积压裂实践

鄂尔多斯盆地致密油不同于北美地区致密油,其突出特点是储层压力系数低,并且孔喉及渗流特征
复杂,孔渗条件极差,属于典型的低压致密油藏,前期直井采用传统适度规模压裂技术改造单井产量低,难以实现
经济有效开发。因此开展了自然能量及注水开发补充能量条件下的水平井体积压裂探索实践。文章介绍了综合
应用井下微地震进行水平井体积压裂裂缝评价、体积压裂模拟研究、不同开发条件下的水平井体积压裂缝网匹配
研究及现场试验分析等技术而形成的水平井体积压裂优化方案。现场试验效果分析显示,在低压致密油藏不同开
发方式条件下,实现了体积压裂改造体积的优化控制,并与井网相匹配,取得了较好的开发效果,总体上单井产量
提高８～１０倍,为国内低压致密油资源探索出了一条成功之路。     

大庆油田利用体积压裂技术开采致密砂岩油

<正>大庆油田致密砂岩油资源丰富,但其孔渗条件极差(孔喉半径只有0.01～1.00μm),在未采取增产改造措施的情况下储层基本不出油,采用常规水力压裂也难以达到工业产能指标。为此,该油田试验应用了体积压裂技术,并取得了可喜的效果。体积压裂技术是指,在水力压裂过程中,使天然裂缝不断扩张,脆性岩石产     

致密油体积压裂水平井CO_2吞吐实践与认识

针对致密油体积压裂水平井弹性开发采收率低的问题,运用室内实验和数值模拟方法,以增油量和换油率为评价依据,结合水平井数据,优化了吞吐时机、注入总量、注入速度等吞吐参数。应用CO_2吞吐优化参数,选取YP1-7井进行现场试验,该井累计注入二氧化碳9 900 t,初期日增油17.4 t,增油效果明显。研究表明:致密油水平井体积压裂储层改造体积大、裂缝复杂,吞吐过程中不能实现混相;增膨、降黏是扶余致密油藏CO_2吞吐增产的主要作用因素。该技术在扶余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手段。     

胜利油田致密油储层体积压裂技术及应用

胜利油田致密油储量丰富,储层埋藏深、物性差、岩性复杂,常规压裂后产量低、递减快,开发效益差。通过技术攻关和配套完善,形成了适合于致密油储层的组合缝网压裂等压裂新工艺,在提高改造体积的同时,大幅度提高裂缝导流能力,提高压后效果,并针对纵向多层系油藏特点,形成了水平井多级分段压裂和直斜井多级分段压裂两类改造模式;研发了可以在线连续混配施工的速溶型低浓度瓜尔胶压裂液体系,以及可与地表水、热污水混配、可回收再利用的乳液缔合型压裂液体系,有效解决了大规模连续施工压裂液的配置、水源等问题;同时完善了井工厂实施模式和裂缝监测技术。应用该技术成功开发了Y227、Y22、Y104等致密油区块,大幅度提高了单井产能、延长了有效期,提高了区块开发效益,带动了一批难动用储量投入有效开发,大幅提高了胜利油田致密油藏经济有效动用程度。     

三塘湖盆地沉凝灰岩致密油藏测井评价技术与应用

三塘湖盆地多口探井相继在条湖组沉凝灰岩储集层中获得工业油流,使其成为吐哈油田热点勘探领域。 研究表明：沉凝灰岩的有机碳含量高、厚度大,是良好的烃源岩;储集层岩性除沉凝灰岩外,夹有生物碎屑、炭屑及少量泥质条带,具有一定的沉积特征;储集层孔隙度为 5.5%～24.0%,渗透率普遍小于 0.5 mD,含油饱和度平均在 70%以上,属于大孔隙、特低渗、高含油饱和度的沉凝灰岩致密油藏。通过 Δlog R方法开展烃源岩测井定量评价;以岩石薄片鉴定和全岩矿物分析为基础,通过岩心刻度测井,建立和完善沉凝灰岩与泥岩等的识别方法和评价标准;结合岩心分析、CT 扫描和毛管压力曲线资料开展储集层微观特征研究;利用组合式测井资料开展有效储集层物性评价和孔隙度计算,在岩性油藏整体认识的基础上开展含油性评价。基本形成了一套沉凝灰岩致密油藏测井评价配套技术与方法,在生产中取得了较好的应用效果。