长庆油田特低渗透油藏中高含水井调堵压裂技术

长庆油田特低渗透油藏进入中高含水期后受储层高渗带影响,常规重复压裂存在含水率上升、增产幅度低等问题。为解决该问题,根据典型油藏长期注采开发实际,采用油藏三维地质建模方法,结合加密井生产资料,研究了中高含水油井调堵压裂增产机理,分析了不同调堵压裂参数对油井重复改造效果的影响,提出了“前置调堵控含水、动态多级暂堵压裂提单产”的重复压裂技术思路。通过室内试验,研发了PEG-1凝胶,凝胶主剂质量分数为5%～10%时,可保持较高水平的凝胶强度;优化注入排量为1.5 m3/min,注入量为300～600 m3,可在裂缝深部40～80 m处封堵高渗条带;优化动态多级暂堵压裂技术,缝内净压力提高到5.0 MPa以上,实现了压裂裂缝由低应力区向高应力区扩展,以动用侧向剩余油。现场试验结果表明,实施调堵压裂后单井日产油量平均增加1.07 t,含水率降低9.0百分点,实现了中高含水井重复压裂“增油控水”的目的。该调堵压裂技术为长庆油田特低渗透油藏中高含水井重复改造提供了新的技术途径。      

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.     

一种新型多缝压裂工艺在低渗透油田的应用

随着特低渗透油田的开发,越来越差的低孔渗性储层不断出现,压裂改造提高单井产量的难度加大,为此在降低储层伤害的基础上,结合储层微裂缝发育特征,合理运用酸性清洁压裂液的携酸特性和低黏特性以及加砂阶段的高摩阻段塞,迫使缝内反复升压,有效沟通储层微裂缝,充分发挥其渗流优势,最终提高储层动用程度。2010～2011年在长庆油田累计进行了30口油水井压裂现场试验,油井平均单井日增油1.2t,水井平均日增注22m3,实践证明了这种新型的多缝压裂可以有效提高渗流通道达到增产增注目的。     

安塞油田长6油层端部脱砂压裂试验

长6油层是安塞油田的主力油层，天然微细裂缝比较发育，注水开发以来，采微裂缝影响，部分区块主向油井见效后含水上升快甚至水淹，而侧向油井难以见效，造成区块内产量和压力分布严重不均，影响了开发效果。蜡球暂堵端部脱砂压裂技术可以最大程度地增加油层泄油面积，提高填砂裂缝导流能力，在现场试验取得了明显的效果，为长6油藏侧向油井的重复压裂改造摸索出一条新的路出。     

流线模型模拟优选注水井裂缝参数

保持地层能量开采是保证低渗透油藏稳产高产的关键,低渗油田往往采用注水措施来提高油田的采出程度和采油速度。为了提高注水量和更好地保持地层压力,需要对注水井进行压裂,但是低渗透油藏中注水井压裂会导致油藏非均质性增强或油井水淹,因此模拟压裂与未压裂时注水井的动态,研究低渗透油藏中注水井可否进行压裂是必须的。流线模型具有计算精度高、计算速度快和收敛性好等方面的优势,采用流线模型模拟低渗透油藏注水井的动态,以胜利油田某区块为例对注水井裂缝参数进行优选,取得了良好的优选结果。     

压裂用水溶性暂堵剂的研究与现场应用

缝内转向压裂技术是在水力压裂过程中加入暂堵剂,在水力压裂主裂缝通道内暂时形成桥堵,产生升压效应,从而压开新的支裂缝或沟通更多微裂缝,增大油/水层泄流面积,实现油/水井的增产增注。暂堵剂是缝内转向压裂的关键技术之一,目前在用的大部分为油溶性暂堵剂,不太适用于高含水油井及注水井。本文研制出一种水溶性压裂暂堵剂WSA,对其性能进行了研究,并开展了六口井的现场应用,结果表明,水溶性暂堵剂WSA满足缝内转向压裂工艺要求,取得了良好的增产增注效果。     

低渗-特低渗裂缝性油藏堵水调剖技术

低渗-特低透油田随着长期的注水开发,初期压裂投产开发所形成的复杂人工裂缝成为井组内油井含水升高的主要原因。目前,解决注入水沿裂缝窜流、油井水淹的主要技术为调剖堵水,通过改善注水井吸水剖面,使其能够均匀分布,来达到稳油控水的目的。     

注水井重复压裂裂缝参数优化数值模拟研究

利用数值模拟方法,结合国内某低渗油田某一区块的地层参数,以产量为目标,建立了带有初次压裂和重复压裂裂缝的三维油水两相油藏数值模型,对反九点井网中多井压裂的注水井重复压裂裂缝参数优化进行了数值模拟研究。研究表明,在反九点井网中,注水井的裂缝长度对提高区块的采出程度和产量均有重要影响,通过参数优化,可以大幅提高注水井的注入量和采油井的产量,但注水井重复压裂时应将水平段及垂直段的缝长比控制在合理的范围内。     

动态裂缝是特低渗透油藏注水开发中出现的新的开发地质属性

基于特低渗透油田注水动态特征,提出了动态裂缝概念,探讨其成因机理及对油田开发的影响。动态裂缝是指特低渗透油藏在长期注水过程中,由于注水井近井地带憋压,当井底压力超过岩层破裂、延伸压力,岩石破裂产生的新生裂缝,或原始状态下闭合、充填的天然裂缝被激动、复活所产生的有效裂缝通道。动态裂缝受现今地应力场控制,随着注水量的增长和井底压力的升高,不断向油井方向延展,直至与油井压裂缝连通。位于JA油田同一区块内的L76-60、L88-40密闭取心井组分析表明,动态裂缝改变了特低渗透油藏水驱油渗流特征,加剧了储集层的非均质性,导致剖面动用程度降低,平面上剩余油呈连续或不连续条带状分布在裂缝两侧;动态裂缝的产生、激化延伸与注水压力、注采比以及油、水井改造措施等密切相关。基质孔渗条件可以有效形成基质驱油时,应尽可能减弱高压注水和油、水井改造规模,实现基质驱油。     

疏松砂岩储层自适应高压高速冲刷注水工艺

针对海上高孔高渗疏松砂岩储层注水井注入困难、解堵效果差的生产问题，基于试井测试数据，创新采用复合模型，将储层分区解释，首次提出疏松砂岩储层近井内区、中部存在超过常规解堵半径范围的低渗带的新特征；根据这一特征，借鉴低渗储层高压注水提压增注思路，应用MFrac Suite软件研究了不同储层物性下的裂缝延伸规律，并结合受污染储层的破裂压力、滤失机理以及RFPA-flow岩石力学软件探索了高速冲刷水注水形成的裂缝形态。研究结果表明：疏松砂岩储层高压高速冲刷注水在储层物性条件下形成的裂缝为有利的自适应裂缝，在低渗区裂缝能够得到有效延伸；一旦突破低渗带沟通高渗带，则裂缝难以继续延伸。疏松砂岩储层高速冲刷注水形成的近井多裂缝形态更有利于改善剖面，提高注入能力。该工艺在海上油田成功开展现场试验，降压增注效果显著，基本不增加额外成本，具有推广应用价值。     

白于山长4+5区块整体调剖效果评价

白于山长4+5区块属典型的低渗裂缝型油藏,区块大规模压裂建产使人工裂缝与天然裂缝沟通,开发过程中含水上升速度越来越快,水淹产能损失严重。2010年底区块综合含水达70%,自然递减17.4%,采出程度仅6.1%,开发形势严峻。为改善区块开发效果,2011年在该区开展整体调剖稳油控水治理技术研究与应用。调剖后,14口注水井注水压力平均上升2.8MPa,吸水指示曲线、压降曲线及吸水剖面等测试结果表明裂缝带得到了有效封堵,吸水剖面得到了明显调整和改善,水驱波及体积扩大。区块自然递减降低至14.9%、综合含水和含水上升率分别降低至65.6%和-5.6%,开发指标全面好转。整体调剖显著改善了该区注水开发效果。     

榆树林油田东18井区水井裂缝参数的优化

针对大庆榆树林油田水井压裂方案存在的问题,根据东18井区油藏地质和现有开发井网与裂缝方位,采用eclipse油藏模拟软件和“等效导流能力”方法,进行了多参数下压裂增产增注的油藏模拟计算与分析.结果显示,在储层有效渗透率分别为0.1×10-3,0.3 ×10-3,0.5×10-3和0.8 ×10-3μm2时,水井裂缝长度分别为50.0,37.5,30.0和20.0 m,一类油井分别为80,70,60和50 m,二类油井分别为120,100,90和80 m,三类油井分别为100,90,80和70 m;油、水井裂缝导流能力在20～ 30 μm2·cm.低渗油藏水井裂缝长度应严格控制,以免水窜,要求的导流能力相对较低.模拟井组优化的水井裂缝参数可为榆树林油田水井压裂施工方案提供参考.     

低渗透油藏提高水驱效率技术对策——以胡尖山油田H区长4+5油藏为例

胡尖山油田H区长4+5油藏为鄂尔多斯盆地典型低渗透油藏,低孔、低渗、低压。长4+5油藏为多期河道叠加复合砂体储层,隔夹层发育、非均质性强,多层合采、多层分层注水。经多年开发及井网加密调整后,注水沿高渗带及诱导缝突进,油井多方向见水,水驱开发矛盾突出,水驱开发效率低。通过梳理影响H区长4+5油藏水驱效率提高的关键影响因素,有针对性地采取治理对策,达到提高低渗油藏水驱效率的目的。结果表明,影响研究区油藏水驱效率提高的主要因素为储层砂体连通程度、储层非均质性、水驱后诱导裂缝及高深渗带发育、水驱后储层物性变化及分注井分层注水有效性等。通过采取油水井补孔、单层增注、深部调剖调驱、均衡平面采液、优化分注工艺等治理技术对策,油藏水驱效果得到改善,油藏最终采收率提高,油藏向良性开发转变。     

热烈庆祝河南石油工程技术研究院成立五周年

<正>优化企业设置做精做深采油工程 油田化学研究所 主要从事注水井调剖、深部调驱、油井化学堵水、封窜堵漏技术和油水井化学防砂、防蜡、防垢、降粘等工艺技术的攻关研究及配套应用。攻关配套了聚驱后利用地层残留聚合物深部调驱提高采收率技术,遏制了聚驱后区块产量。 压裂酸化研究所 主要从事油水井压裂、酸化等增产增注工艺技术、油层保护工艺技术的攻关研究和相应方案的设计与监督及压裂、酸化,油层保护材料的研究与应用。首次研究应用了以“砂团”充填低伤害压裂液为特色的低渗透裂缝型储层压裂技术和具有保护岩石骨架作用的新型酸化技术,有效地动用了数千万吨低品位地质储量。 机械采油研究所 主要从事油、气开采举升工艺技术政关研究;油、气井分层开采、水井分注、油水井增产增注措施管柱等井下工具的研制及配套应用;油水井大修工艺及配套工具的研究与应用。首创了以精细细分注水、堵水、改造为主的大厚层精细细分开采技术,实现了夹层0.8m以上的厚油层细分挖潜,有效地动用了特高含水后期的剩余油,现场实施提高采收率3个百分点。     

低渗油藏压裂改造工艺的研究与应用

濮城油田W42、W43断块属于典型的低孔、低渗、非均质油藏,采取常规开发方案无法对其进行经济有效的开采。通过油藏地质特征、开发历程及现状分析,区块油井普遍存在四低现象(产能低、液面低、含水低、采出程度低)。从油藏压裂改造工艺研究出发,对油藏油水井相继实施压裂改造,实施油水井均取得了良好的开发效果,区块油藏开发指标得到明显改善。     

微地震监测技术在吐哈油田西山窑油藏蓄能压裂中的应用

西山窑油藏低孔特低渗储层开发过程中产能低、稳产差,采用大液量施工、补充地层能量、提高地层压力的蓄能压裂工艺方法,以达到扩大储层改造体积、增加流体渗流通道的目的;同时加入暂堵剂对天然裂缝及人工裂缝进行暂堵,迫使裂缝转向,避免单一主裂缝沿高渗通道延伸。蓄能压裂工艺方法是致密油储层改造的新探索,需要准确的压裂效果评价技术,微地震监测技术被广泛用于致密油气储层改造效果评价,具有实时性、准确性的特点,可以评价蓄能压裂工艺改造效果。对致密油储层三口井压裂微地震监测实例进行分析研究表明,微地震监测可以有效识别压裂中天然裂缝影响、评价蓄能压裂工艺储层改造以及暂堵转向工艺效果。     

黄陵油区低孔低渗储层改造配套技术应用及效果分析

黄陵油区延长组长6储层物性差,属低孔、特低渗、低压、低产岩性油层,储层非均质性强,裂缝发育,常规的增产技术改造效果较差。为了提高增产改造效果,分析导致增产改造效果较差的原因,找出适合该区块储层的增产措施。多种增产技术分析机理及现场试验显示,黄陵油区长6储层改造应在主裂缝的基础上沟通更多天然裂缝。现场试验认为,暂堵压裂和组合粒径支撑剂两种改造技术效果较好,可为黄陵油区勘探开发提供参考。     

对低渗油田堵水规律的初步认识

作为低渗油田主要开发手段的压裂,引起的一个棘手问题是油井过早水淹。目前对付水淹的主要措施是堵水。油井单井堵水后,产油量只有小幅度和短时间的增加,而降水幅度和时间则相当可观。对注水井调剖的增油效果优于油井单井堵水。实施综合措施是低渗油田提高增油效果的主要途径,同时应考虑将工作重点转到注水井调剖及井组措施方面来。     

榆树林油田树322井区压裂改造潜力研究

针对大庆榆树林油田树322井区油藏地质和现有开发井网与裂缝方位,利用ECLIPSE油藏模拟软件,进行了多参数下的压裂增产增注的油藏模拟,进而优化了该区进行压裂改造的裂缝参数。结果显示,在储层有效渗透率分别为0.05、0.1、0.2和0.3mD时,一类油井的裂缝长度分别为120、90、45和30m;二类油井的裂缝长度分别为120、90、75和75m;三类油井的裂缝长度分别为120、120、90和90m;水井压裂在上述对应有效渗透率下的裂缝长度分别为60、45、45和30m;裂缝导流能力为20～30μm2.cm。油水井优化裂缝参数条件下的产量预测表明在该区进行整体压裂改造具有巨大潜力,为后期该区开发方案的调整提供了技术支撑;也为该区进行的压裂施工方案设计提供了优化的裂缝参数目标。     

柳北低渗区注水井压裂增注技术

针对柳北低渗区油藏强水敏、强应力敏感性、塑性特点,在对储层进行系统分析研究的基础上,进行了注水井压裂技术及双元黏土防膨压裂液体系研究。该技术使用保护储层的酸性黏土稳定剂复合黏土防膨剂,防止黏土膨胀、扩散和运移带来的伤害。考虑塑性地层对有效支撑裂缝的影响,优化了裂缝长度及加砂强度。利用水井返排控制优化技术,消除应力敏感性对增注效果的影响,从而减小了施工规模,降低了施工成本,提高了水井压裂施工效果。该技术在柳北低渗区的应用,获得了明显的增注效果。