致密油水平井体积压裂改造工艺的应用

针对某区块储层致密,部分水平井存在钻遇率低、固井差的问题,试验应用水平井体积压裂技术。本文介绍了水平井体积压裂改造机理,针对致密油水平井存在的问题,优化了针对性试验方案,并分析了试验效果。现场试验6口井,微地震监测结果显示,储层实现了体积改造,投产初期单井日产油6.2t,阶段产油1794t,达到了方案设计要求。     

低渗透油田水平井多段压裂试验与应用

大庆外围低渗油田储层渗透率低,丰度低,厚度薄,直井开发效益差。水平井压裂开发是一种提高低、特低渗透油气藏难动用储量的有效开发手段。朝阳沟油田早期开展过水平井全井限流法压裂试验,但水平井全井限流法压裂存在针对性差,部分储层压不开及小层规模难以控制等问题。为提高水平井压裂的针对性和压裂效果,在低渗透油田某区块开展了水平井多段压裂技术试验,探索提高特低渗透储层单井产量的有效技术手段,为特低渗透难采储量经济有效动用开辟新途径。     

致密油水平井甜点体积压裂技术探索及实践

某油田致密砂岩油气富集,开发潜力大,但储层致密、压力系数低、天然裂缝不发育、砂体跨度大,储层改造面临裂缝启裂难、裂缝复杂程度低、加砂难度大、施工成本高及稳产难度大等问题。针对油藏地质特征及储层改造难点,试验应用水平井甜点体积压裂技术,通过水平段甜点识别、段内小缝间距分簇射孔速钻桥塞分段压裂、连续油管环空加砂压裂及高排量多液性段塞式注入相结合,保证裂缝高效起裂延展;组合应用大砂量加砂工艺与大液量缔合压裂液体系,在改善裂缝纵向及远端支撑剂铺置效果、提高裂缝导流能力的同时,实现地层增能蓄能;配合工厂化压裂作业施工,提高压裂效率、降低储层改造费用;同时择机注水补能,确保水平井投产长期有效。目前该项技术已在我厂致密油区块全面推广应用,累计在3个区块实施20口水平井,改造后水平井增产稳产效果显著提升,有效推动了我厂致密油区块整体高效开发和规模效益动用。     

低渗透水平井多分支缝压裂技术研究与应用

针对某区块储层物性差,油水井间距较小,水平井常规分段压裂后投产效果差,无法达到开发方案设计要求的问题,试验应用水平井缝内分支缝压裂技术,本文介绍了水平井缝内分支缝压裂增产机理、室内优选了高强度暂堵剂,并进行性能评价。现场应用1口井,微地震监测结果显示,各均段均得到有效改造,储层内形成了复杂分支裂缝体系,试验初期日产油8.5t,较设计产油提高54.5%,为薄差储层水平井有效开发提供了技术借鉴。     

水平井压裂技术在低渗透油田的发展及应用

C油田属低渗透油田,目前主要以直井开发为主,进入开发后期后,油田普遍存在着纵向动用不均的矛盾,油井开发效益低。水平井分段压裂是有效改造低渗透油气藏的技术手段,是目前国内外油田研究的热点,代表着采油、采气工艺技术的发展方向。分析了限流法压裂、机械桥塞分段压裂、双封单卡分段压裂等水平井压裂工艺在C油田的应用效果;针对C油田难动用储量主要分布在特低-超低渗油藏的特点,介绍了可控穿层压裂、体积压裂等低渗油藏改造新方法,为提高C油田难采储量经济有效动用提供新思路。     

三塘湖油田水平井压裂工艺技术优化研究与实施

三塘湖油田致密油及火山岩区块,前期直井压裂增产低,稳产期短,经过开展马56致密油区块及牛东火山岩水平井分段压裂工艺技术研究,通过应用水平井加多段压裂,实现了致密油和火山岩储量的有效动用,取得了明显效果,初步形成了以速钻桥塞+分簇射孔为分段手段,采用滑溜水+低浓度瓜胶压裂液的复合压裂工艺,提高单井产量。     

Z油田缝网压裂技术研究与应用

Z油田属于致密油藏,油田渗透率低,常规注水开发无效。选择Z油田A区块,通过实施井网、裂缝、砂体发育规模相匹配的大规模缝网压裂,提高储层渗流能力,缩小等效排距,改善开发效果,探索致密油动用的有效技术。2013年10月完成4口井18个层段压裂施工,压后初期单井日产油4.4t,17个月后单井日产油保持在1.9t,阶段增油1014.4t,区块油层吸水能力保持稳定,地层压力恢复,储层动用状况得到改善,建立起有效驱动体系。     

致密油水平井缝网增能重复压裂技术

随着WQ油田M块致密油水平井衰竭式开发的不断推进,造成地层严重亏空,导致单井产量递减快,采收率低等问题,只有对储层进行大规模改造,才能形成有效渗流。首先,本文通过研究对比注水吞吐和常规体积压裂的现场压裂效果,找出二者在缝网增能中效果不佳的原因。其次,针对二者局限性提出了水平井缝网增能重复压裂技术。最后,在M区块开展了致密油水平井缝网增能重复压裂技术现场先导性试验。结果表明,通过提升工具性能,优化措施工艺,各工序占井时间同比下降24%～57%,压裂作业时效提高14%,单段费用下降21.3%,有效期内可实现净增油3000t,产出投入比达1.2($50),实现效益开发,有效改善了区块的开发效果,为致密油水平井重复压裂探索出一条新途径。     

体积压裂新工艺在吉37井区致密油的应用

吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油层具有岩性致密、储层低孔特低渗、天然裂缝不发育等特点,先导试验区水平井采取各种不同工艺进行体积压裂改造,均未达到经济有效动用效果。如何提高致密油层压裂开发效果,实现该区储量经济有效动用,以满足该类特低渗透油藏开发的需求。通过研究该区地质特征及前期改造特征分析,提出了体积压裂新思路,优化方案设计,筛选了水平井配套压裂工艺。在吉37井区现场应用2口水平井,微地震监测结果显示形成了多压裂缝切割储层,达到了体积改造的目的。2口井压后均获得高产,为致密油层实现大规模开发提供了新思路新方法。     

致密油区块整体缝网压裂改造工艺试验

为实现致密油区块有效动用,提高区块整体开发效果,在致密油A试验区试验应用了整体缝网压裂改造技术,探索致密储层有效改造手段。针对致密油区块F及Y两套层系具有储层致密、层间跨距较大的问题,通过缝网与井网的优化设计、缝网压裂工艺优选以及配套工艺优化,配合工厂化压裂作业施工,满足了试验区致密油储层低伤害、纵向精细化分段改造的要求,确保了储层整体改造效果。     

双封单卡奇偶交叉缝网体积压裂工艺探索应用

针对大庆油田Y51区块低渗透扶余储层物性差、自然产能低,常规压裂改造增产效果差的问题,在Y51-14-P10井开展了水平井双封单卡奇偶段缝网体积压裂工艺现场试验,先压裂奇数段,然后再利用混合压裂工艺对偶数段进行压裂,进行加密布缝,工具完成10段压裂施工。井下微地震监测显示压裂后形成了缝网,压后产油14.2t/d,是周围直井产油量的4倍以上,是同区块压裂水平井的1.4倍,增产效果和经济效益显著,为大庆油田水平井缝网体积压裂积累了经验。     

低渗透油田扶余油层直井缝网压裂增产试验

我厂已动用三类低效区块比例高,地质储量大,目前单井产量较低,常规措施增产效果差,储层未实现有效动用,为提高低效区块开采效果,借鉴国外页岩气成功开发理念,开展了直井缝网压裂增产试验,本文阐述了直井缝网压裂增产机理、缝网形成条件及施工工艺控制方法,通过方案优化,现场共应用22口井,缝网压裂后初期单井日增油是常规重复压裂的2.7倍,相同生产时间内单井产油量高于压裂投产。试验结果表明,该技术有望成为低效区块措施井有效挖潜的主打技术,为今后未动用致密储层有效开发提高技术借鉴。     

渭北油田WB2井区长3致密油藏开发方式探讨

渭北油田WB2井区位于鄂尔多斯盆地南部,长3储集层致密,孔隙结构复杂,储层微裂缝较发育,地层压力系数低,油水粘度比较大,开发难度大。WB2井区长3致密油藏2013年开始进行规模水平井多段压裂后弹性能量开发、直注平采井网注水开发、直注直采矩形井网注水开发、直注直采井网注CO_2非混相驱开发及微生物吞吐开发试验。开发试验表明水平井多段分段压裂后弹性能量投产初产较高,但递减快;直井多段超前注水有助于提高水平井初期产能并减缓水平井递减;直注直采注水开发水淹油井比例高,注水开发过程中应合理控制注水井注水压力、注水强度及油井压裂规模;注CO_2非混相驱及微生物吞吐对提高WB2井区长3致密油藏采收率效果不明显。     

致密储层水平井CO_2吞吐能量补充试验

针对致密储层水平井采用大规模体积压裂改造、弹性开发后期产量递减快,注水开发难以建立有效驱替的实际,为提高致密储层水平井产量,探索试验了CO_2吞吐能量补充技术。通过室内研究及大物模试验,确定了CO_2吞吐增产机理,建立了较精确的地质模型,优化了试验井注入量、注入速度、焖井时间等注入参数。现场试验1口井,初期日增油11.7t,累积生产203天,日增油3.7t,累计增油1150t,达到了较好的增产效果,为致密储层水平井能量补充方式提供了技术借鉴。     

应用水平井技术实现薄层稠油藏的有效动用

欢西油田位于辽河盆地西部凹陷西斜坡南部,其稠油产量约占总产量的3/4,所占比重大。自1979年投入开发至今,已处于蒸汽吞吐开发后期。随着油田动用程度的提高,油田产能建规模逐年减小,已由“十五”期间的141口下降到2011年的25口,直井年产油由1475t下降到890t。近年来通过利用水平井技术,在稠油新区、老区、难采储量区块等区块共投产水平井71口,初期日产油982.7t/d,综合含水为53.1%,已累产油48.28＆#215;104t。通过应用水平井技术,欢西油田储量动用程度得到大幅提高、可采储量增加、经济效益显著,取得了较好的开发效果,为其它类似油藏提供了借鉴,具有广泛的科学指导意义。     

扶余油层有效动用技术对策

针对扶余油层储量丰度低、渗透率低、储层致密,油井常规压裂改造效果不理想,文中提出在扶余油层老井开展多层段大规模缝网压裂、新区开展直井大规模缝网压裂后弹性开采及水平井缝网-体积压裂思路,同时,提出了采用直井五点法矩形井网代替水平井开发的技术思路,对扶余油层的经济有效动用具有重要知道意义。     

X油田致密油藏水平井重复压裂效果分析

X油田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西部,油藏以三角洲前缘亚相水下分流河道微相为主,该油田长7储层受储层物性、压裂裂缝等因素影响,注水开发驱替效果较差,大量剩余油分布于人工裂缝两侧难以动用。本文通过研究X油田试验区的开发现状,从油藏沉积、孔喉、裂缝特征入手,选取试验区进行致密油藏水平井重复压裂,并对压裂效果进行评价,取得了一定的认识。研究表明,试验井水平井实施压后补能,单井补能3000～10000m³,适当降低了压前补液比例,压裂液放喷比例37.8%下降到23.7%,单段返砂量由5m³下降至2m³左右,有效地保持了压裂缝网形态,有利于稳产,同时,合理优化闷井时间,能有效缩短排液期,闷井时间定在40-60较好,有效改善了区块的开发效果,为致密油水平井重复压裂提供新思路。     

复杂结构井在边台北难采储量开发中的应用

边台北潜山区块由于地震资料品质差,原解释精度不够、裂缝发育相对较低,储层物性较差,直井开发效果差等原因一直未投入开发.针对该块开发存在的主要矛盾,部署一口试验井—边台—H1Z取得了较好的开发效果,结合试验井取得的成果,对该块开展了地质特征再认识,在构造落实、油层分布及产能认识的基础上,结合裂缝性油藏的发育特点,整体部署分支水平井19口.目前已完钻15口,日产油为164.2t/d,累计产油15444t,取得了较好的经济效益和社会效益,为同类难采储量区块评价研究提供新的思路.     

精细刻画地质体直平结合高效开发锦612-12-18块

锦612-12-18块兴隆台油层位于欢西油田锦612块西北部,为典型的薄层稠油藏。由于储层平面变化大、井控程度低,储量难以得到有效动用。利用三维地震解释技术,根据波形变化,针对不同砂体采用多种井型进行优化部署各类井位8口。新井投产初期单井平均日产油达16.5t/d,其中多分支水平井日产油高达40.3t/d,成为整个辽河油田薄层稠油开发的一大亮点,区块采油速度也史无前例地达到2.2%,全面实现了区块的高效开发,对同类油藏也具有借鉴意义。     

泾河油田渗吸清洁压裂液体系评价及矿场应用

泾河油田储层具有低孔、低渗、低压的“三低”特点,为致密砂岩油藏,弹性产率低,需通过压裂改造释放油藏产能[1]。胍胶体系压裂液在泾河油田储层改造过程中返排低、难破胶,易造成储层污染,效果并不理想。为提高油井产能,延长稳产期,评价优选出适合泾河致密油藏压裂引效的渗吸驱油清洁压裂液体系,该体系可有效降低储层污染,实现压裂改造与渗吸驱油一体化施工[2]。该技术已经在泾河油田水平井中得到了成功应用,取得了较好的开发效果,为后续泾河油田及同类油藏储层改造提供了新途径。