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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。 相似文献
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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。 相似文献
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致密油藏体积压裂技术应用 总被引:3,自引:0,他引:3
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。 相似文献
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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。 相似文献
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束鹿凹陷致密油复合体积压裂技术 总被引:7,自引:1,他引:6
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。 相似文献
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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。 相似文献
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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。 相似文献
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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。 相似文献
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侯广 《大庆石油地质与开发》2018,(3):163-167
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。 相似文献
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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。 相似文献
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三塘湖盆地沉凝灰岩致密油藏测井评价技术与应用 总被引:1,自引:0,他引:1
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。 相似文献