裂缝型致密油藏分段压裂水平井伤害实验研究

红河油田长8油藏具有典型的低孔特低渗储层特点,储层孔喉细小,天然微裂缝发育,入井液易污染储层。裂缝发育区主要在断层带附近分布。红河油田长8油藏水平井在钻井、完井、压裂过程中,带入许多外来流体,外来流体通过断缝系统侵入储层易产生水锁伤害、粘土膨胀与运移伤害、沉淀堵塞伤害、压裂残渣伤害以及微裂缝发育引起压裂液大量滤失导致砂堵等多种伤害。通过对储层地质特征认识,储层伤害机理及因素分析,从而确定红河油田长8油藏伤害主要以水锁伤害为主。并提出抑制和解除水锁伤害的方法。     

红河油田致密裂缝性油藏水平井分段压裂设计优化

红河油田长8油层组属典型的致密裂缝性油藏,储层基质渗透率低、裂缝发育、非均质性强,水平井钻遇储层物性变化大,要求压裂设计具有差异性和针对性。首先根据实际压裂井,进行压裂改造效果影响因素分析,确定了压裂改造效果的主要影响因素,得出裂缝发育程度是压后产量的主控因素;其次利用油藏数值模拟方法,优化了基质区、裂缝发育区的压裂施工参数,并针对红河油田长8油层组的储层类型,结合三维地震,建立了三维压裂设计思路,针对不同的储层类型形成了不同的压裂设计方法,提高了压裂设计的针对性和有效性,通过现场试验取得了显著的改造效果,对后续红河油田长8油层组及类似油藏的水平井分段压裂改造具有重要的指导意义。     

红河油田分段压裂水平井化学堵水模型评价及参数设计

红河油田长8、长9油藏采用水平井分段压裂开发方式,相比直井单井产量大幅提高,但由于水平井含水上升导致了产油快速下降,寻求一种适合红河油田水平井油藏及井况特点的化学堵水模型对提高高含水井治理效果至关重要。通过分析红河油田水平井出水原因及类型,明确了水平井出水特点,并建立了水平井化学堵水模型;通过室内实验评价及实验结果,设计出化学堵水最佳参数,为红河油田水平井治理提供了技术思路和方法。     

福山油田复杂断块油气藏压裂砂堵原因分析及对策

福山油田属于低孔隙度、低渗透率复杂断块油气藏,通过压裂改造取得了高效开发的显著效果,但是压裂过程中部分井出现砂堵,不仅影响压裂效果还造成了严重的经济损失。针对福山油田压裂施工井的砂堵情况,结合储集层地质特点、压裂设计、测井曲线、压裂施工曲线对产生砂堵的具体原因进行分析,得出储集层泥质含量高、塑性强,斜井、多射孔段近井筒地带易形成多裂缝,井眼距断层近、滤失量变化大,以及压裂目的层与上下隔层地应力差值小、缝高失控是导致福山油田复杂断块油气藏砂堵的主要原因。为减少压裂施工过程中的砂堵现象,提高压裂施工成功率,提出了解决福山油田断块储集层砂堵问题的技术措施,即:以30~50目与20~40目支撑剂粒径组合加入,多级段塞打磨降低多裂缝影响,优化射孔及控缝高和探断层加砂压裂技术。该油田7口井13层压裂施工表明,仅有1层发生砂堵,效果较好。     

定北区块致密气储层水平井压裂参数优化

水平井多级分段压裂是鄂尔多斯北部定北气田致密气藏开发的有效手段。由于储层较深、物性较差,在定北区块盒1气层的前期压裂施工过程中不断出现砂堵和超压的现象,施工成功率低。为了探索前期加砂困难的原因,优化压裂设计,开展了支撑剂导流能力评价实验、支撑剂在裂缝中通过性物理实验和携砂液运移规律数值模拟等研究。实验结果表明,近井多裂缝及动态缝宽与支撑剂粒径不匹配等因素是导致施工加砂困难的主要原因。对定北盒1储层支撑剂体系、施工排量和砂比进行了优化,现场应用6口井45段,施工成功率达到97.8%,解决了定北区块盒1储层水平井压裂加砂困难的问题,提高了压裂效果,为相关致密气储层水平井的压裂工艺提供技术参考。     

红河油田水平井压窜原因分析及防窜对策建议

红河油田天然裂缝比较发育,水平井井网部署较密易导致压裂沟通邻井,造成井间干扰,影响邻井产量。根据红河油田的地质特征,研究压裂窜通机理。结果表明:线性流的渗流速度是径向流渗流速度的7～8倍,储层渗透率、注入压差以及井距是井间沟通的主要因素。同时,通过水平井压窜原因分析提出相应的防窜对策建议,为后期水平井开发提供一定的优化原则。     

红105井压裂砂堵影响因素浅析

砂堵是造成压裂施工失败的最直接原因，尤其是红柳泉油田E3^1油藏的压裂施工中，砂堵的几率较高，而影响砂堵的因素又较复杂，主要包括地层因素、压裂液因素、工程因素、设计因素等．如何有效避免砂堵的产生，一直是压裂设计和压裂施工中感到棘手的难题。针对红柳泉构造红105井复杂的工程地质特征和砂堵特点，根据对压裂施工数据及曲线进行处理的结果，分析评价了该井产生砂堵的原因及各因素不同的影响程度，并针对红柳泉构造E3^1油藏的低渗层、井眼附近摩阻高、滤失系数大等复杂的地质和工程特征，提出了优选射孔层段、段塞降摩阻、粉砂暂堵、高粘液体降滤等提高该区压裂改造成功率的建议。     

腰英台油田裂缝发育储层水平井压裂技术研究

腰英台油田属于低孔特低渗油藏,储层物性条件差,层内、平面非均质性严重,天然裂缝发育,压裂施工难度大,施工成功率低。2012年在腰东地区进行水平井评价,共实施水平井分段压裂4井次(31段),施工成功率54.3%,加砂符合率低。本文通过开展前期压裂施工情况及难点分析,找出的主要问题是储层天然裂缝发育,压裂时容易形成多裂缝,压裂液滤失大导致早期砂堵。为此针对性地开展了水平井完井及压裂方式优化研究、多裂缝控制技术研究和压裂液体系优化研究,形成了适合于裂缝发育储层水平井压裂技术系列,成功解决了腰英台油田裂缝发育储层水平井压裂施工成功率低的问题。增产效果较好,为腰英台油田的高效开发提供了技术支持。     

红河油田长8油藏水平井钻完井技术

红河油田长8油藏埋深2 000m左右,为裂缝性致密砂岩油藏,主体开发方式为水平井配合压裂改造.针对其钻井时易井壁失稳、井漏,压裂、采油作业及后期治理困难等问题,从钻完井角度出发,通过室内实验和现场实践,形成了二级井身结构水平井及其配套的井壁稳定技术、防漏堵漏技术和长裸眼水平段套管固井完井技术.现场应用81口井,钻完井过程中复杂情况大幅减少,与同期三级井身结构水平井相比,平均钻井周期缩短23.62％,平均完井周期缩短27.15％,平均单井钻完井工程费用节约201.9万元,且为压裂、采油后期作业及后期治理提供了便利条件,降本增效效果显著.     

红河油田水平井置胶成坝技术

针对红河油田长8油藏储层致密、裂缝发育导致水平井注水井组水窜严重的问题,进行了水平井置胶成坝技术研究及现场试验。在模拟长8油藏的条件下,以堵剂成胶后的黏度为指标,优化了聚合物冻胶堵水剂的配方,评价了其抗老化性、耐盐性、抗剪切性、封堵性和抗冲刷性。结果表明,聚合物冻胶堵水剂的成胶时间4~10 d可调,耐盐能力达1×105 mg/L,耐Ca2+能力达8 000 mg/L,抗剪切及抗冲刷性能较好,封堵率大于95%。2井次的现场试验结果表明,红河油田水平井注水井组应用水平井置胶成坝技术后,受效井产油量升高,含水率降低,累计增油102 t,含水率由99.0%降至92.3%,有效期超过了217 d。研究与试验表明,采用水平井置胶成坝技术能满足封堵深部注水优势通道的要求,可以解决红河油田水平井注水井组水窜的问题。      

致密油水平井重复压裂技术及现场试验

大庆致密油水平井体积压裂取得了较好效果,但是产量递减较快,部分水平井目前产量较低。为改善这种生产现状,开展了致密油水平井重复压裂现场试验。首先结合地质、工程及生产情况,通过聚类分析方法优选了P34-H6井为重复压裂目标井。利用油藏数值模拟技术评价井间剩余油分布特征,优化补压新缝,采用水平井双封单卡分段压裂工艺对新缝依次进行改造。现场完成压裂施工16段,井下微地震监测结果显示重复压裂后裂缝波及体积明显增大,重复压裂后初期日产液量27.7 t,日产油量7.7 t,取得了较好的增产效果。P34-H6井重复压裂的成功实施对于致密油藏水平井提高开发中后期效果具有重要意义。     

环江油田长8油藏注水井试井曲线类型及渗流规律

环江油田长8油藏位于鄂尔多斯盆地西部,紧邻西缘断裂带,油藏物性差,埋深大,勘探难度大。2008年以来,环江油田长8油藏采用勘探开发一体化思路,实施了菱形反九点注采井网和超前注水的开发方案,应用压裂或酸化储层改造技术,取得了较好的开发效果。本文通过分析环江油田长8油藏注水井试井曲线特征,通过结合试井解释结论与油藏生产动态,总结了注水井渗流规律及储层物性变化情况,对环江油田长8油藏注水开发效果提供了新的评价方法,并为注水开发方案的调整提供依据。     

鄂尔多斯盆地红河油田长8油藏天然裂缝特征及其对开发的影响

鄂尔多斯盆地红河油田长8油藏是典型的致密砂岩油藏,其储层物性差,天然裂缝发育,实践证明,断层、裂缝的发育程度对红河油田油气富集和高效开发具有重要作用。针对红河油田长8储层裂缝的特征、类型、成因进行精细刻画,阐明储层裂缝形成机理和分布规律;通过系统分析长8储层裂缝与油气富集之间的关系,厘清储层裂缝对红河油田长8油藏开发动用的影响。研究表明,红河油田长8储层裂缝发育,但有效性较差;天然裂缝是长8储层的主要储集空间和渗流通道,是控制油井产能的关键因素,也是油藏注水开发效果的重要影响因素。其中,断层端部、断层上盘和断层之间的裂缝发育区是高产有利区。     

低渗透气藏压裂水平井试井曲线特征及影响因素

针对低渗透气藏压裂水平井的实测试井曲线与理论曲线在流态特征及曲线形态方面存在一定差异的问题,基于数学模型绘制试井理论曲线图版,分析了水平段长度、裂缝半长及裂缝条数对试井曲线的影响,结合矿场实例探讨了实测试井曲线与理论曲线差异的原因。研究结果表明,压裂水平井流态可划分为双线性流、径向流、储层线性流、过渡流及系统径向流等5个阶段,与水平井相比,压裂水平井在第一个径向流特征段出现之前具有明显的裂缝双线性流或线性流特征段;压裂裂缝半长越大,前期线性流及裂缝径向流差异明显;水平段越长,裂缝径向流段出现越晚,后期系统径向流段一致。综合分析认为压裂液对近裂缝储层的污染和近井形成的连通缝网是导致现场实测试井曲线与理论曲线差异的主要原因。该分析为压裂水平井试井解释模型的选用提供了依据。     

井下微地震监测技术在玛湖致密油藏MX1水平井重复压裂中的应用

克拉玛依玛湖百口泉组致密油藏储层物性差、非均质性强、地层能量补充不足,初次水力压裂改造规模小,存在很多未改造区域,另外由于射孔位置选择不当、或受限于工艺、材料和工具等作业的很多原因都可能导致该致密油藏水平井初次改造不成功,成为低产井。目前国内外采取暂堵转向重复改造技术来提高这类致密油水平井产量,实现高效开发这类油藏。暂堵转向重复压裂技术提高油井产量的成功关键是精确封堵低压、低产区,在未改造和未完全改造区域开启新的裂缝。微地震监测技术可以准确揭示新缝在压裂过程中的延伸状态、空间展布特征和裂缝几何参数等,进而实时指导现场暂堵施工,增加整个水平段的均匀改造程度,有效提高重复压裂的效率。井下微地震监测技术首次应用在百口泉组致密油藏MX1水平井重复压裂中,微地震监测结果显示,垂直于裸眼水平井的多级新裂缝已成功形成,部分老缝转向后进一步延伸,重复压裂后裂缝网络更加复杂,压后SRV比初次压裂的SRV大。压后日产量从5.1 t/d显著提高到25.1 t/d(重复压裂后一年)。井下微地震监测技术在MX1水平井重复压裂施工中的成功应用对优化该油藏水平井重复压裂具有重要指导意义。     

斜率反转法在杭锦旗区块压裂施工中的应用

鄂尔多斯盆地北部杭锦旗区块的部分连续油管带底封压裂井在施工过程中存在砂堵问题,影响压裂施工周期和成功率。常规的砂堵分析方法在该区块实际施工过程中存在时效性差、指导不及时的问题。根据杭锦旗区块部分砂堵井的压裂施工曲线、压裂施工设计及实际施工参数分析,研究施工过程中泵注压力在支撑剂进入井筒和裂缝期间的变化规律,可预测地层或井筒砂堵,及时指导现场压裂施工作业。结果表明:(1)泵注压力曲线可分为三个阶段,若前期压力下降,中期压力稳定,后期出现压力突升,偏离正常的变化斜率,表明可能产生砂堵,施工压力显示异常,应立即停止加砂采取措施预防;(2)斜率反转法的砂堵特征在杭锦旗区块压裂施工中指示明显,据此现场采取措施,预防了2井次压裂中可能出现砂堵,效果较好;(3)应用表明斜率反转法方法简单,对现场施工快速预判砂堵,指导施工有一定参考价值,在加砂阶段的裂缝净压力变化较小的工况中,方法准确性高。     

拖动管柱水力喷射分段压裂工艺在HH42P1井的现场试验

红河油田长9储层属于低孔、特低渗油藏,该油藏油水关系复杂,勘探开发难度大。区块单井自然产能较高,但含水上升较快,产量递减明显。为了经济有效开发该类难动用油气资源,进一步提高单井产能,针对长9油藏水平井试验区油藏地质及HH42P1井水平井段储层特点,采用拖动管柱水力喷射分段压裂技术进行分段压裂试验。同时利用全三维压裂设计软件对压裂施工程序进行优化,筛选了适合水平井水力喷射分段压裂改造的射孔位置、喷嘴类型及型号、压裂液及支撑剂体系。该井分5段进行了压裂改造,压后增产效果明显,平均日产液量20.15 m3,平均日产油量6.39 t。该工艺与常规加砂压裂工艺相比,不仅降低了油井的含水率,实现了油井增产,而且延长了油井稳产周期,适合在红河油田油水关系复杂的长9储层推广应用。     

致密砂岩油藏水平井多簇压裂技术提高采收率研究及应用

泾河油田常规水平井分段压裂技术改造后初产低、递减速率快的问题。为此,从如何有效沟通天然 裂缝出发,以最大限度地提高压裂改造效果为目标,提出了水平井多簇压裂技术,该技术具有储层改造体积大、裂 缝区带宽、可有效提高沟通天然裂缝的几率等优点。最终确立了适合泾河油田长８油藏的水平井分段多簇压裂技 术。现场试验１２口井１１８段２１１簇,平均初产达８．２ｔ／ｄ,相比单簇提高了３．４倍,投产３个月后平均产量６．１ｔ／ｄ, 相比单簇压裂提高了３．８倍,增产效果明显高。水平井多簇压裂技术最大限度地提高了泾河油田长８油藏改造体 积,对致密低渗砂岩油藏的高效开发具有一定推广价值。     

泾河油田连续油管水力喷砂射孔环空多簇压裂技术

针对泾河油田长8油藏水平井压后初期产量低且递减快的问题,根据连续油管水力喷砂射孔环空多簇压裂的技术原理,结合压裂裂缝诱导应力场分析,对簇间距、射孔参数和施工参数进行了优化,形成了泾河油田长8油藏连续油管水力喷砂射孔环空多簇压裂施工方案:压裂簇间距15~38 m,射孔位置距离天然裂缝5~10 m,射孔喷射速度大于190 m/s,压裂施工排量4~5 m3/min,前置液比例28%~32%,段加砂量25~45 m3,平均砂比25.5%~27.0%。该技术在9口井进行了现场应用,与优化前相比,一次压开成功率提高39.3%;与单簇压裂相比,平均单井产量提高3.5 t/d。应用结果表明,连续油管水力喷砂射孔环空多簇压裂技术能实现低孔、特低渗砂岩油藏的有效开发,具备推广应用价值。      

大液量大排量低砂比滑溜水分段压裂工艺应用实践

随着油田开发的不断深入,南泥湾油田新建产能主要以常规井扩边开发为主,开发效果不理想,平均单井日产油0.4 t。为了提高储量的有效动用程度,开展了水平井压裂开发研究。针对长6储层地质特征,采用减小段间距（60~80 m减小到20 m）、增加簇数（2~3簇增加到5簇）等措施对水平段进行均匀有效的压裂,以增加排量与液量的方式使储层改造体积增大,并开展了现场优化试验。N199平2井现场施工及地面、井下裂缝监测表明,采用大液量大排量低砂比滑溜水分段压裂,利用主体段塞及变粒径加砂方式,入地液量为7 957.9 m3,是其他压裂方式的2.5~3.5倍,油井稳定日产油达到了9.5 t/d,是其他压裂方式的2倍多。现场应用结果表明,优化后的水平井压裂参数合理,大液量大排量低砂比滑溜水分段压裂工艺具有良好的推广应用前景。