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鄂尔多斯盆地超低渗透油藏具有低渗、低压、低丰度的特征,采用"五点水平井注采井网+分段压裂"开发,有效提高了初期单井产量。然而,受裂缝间距大、改造规模小、水平段中部能量补充困难及裂缝长期导流能力下降快等因素影响,水平井长期生产产量递减较大。基于典型水平井生产拟合数值模型的压力场和剩余油饱和度场分布,定义了储层改造体积指数、油藏接触面积指数、缝网导流能力指数及地层压力保持指数,并以此表征裂缝网络模型的增产指标。采用新型NF裂缝网络模型,系统对比评价了各指标的增产潜力及其与产量的敏感程度,最终提出了水平井"SRV+Ct+Cd+ps"的体积压裂重复改造优化设计方法。该方法在某区长6超低渗透油藏现场应用后取得较好的增产效果,4口试验井与常规重复压裂相比,单井产量提高50%~70%。 相似文献
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针对低渗透油气田水平井产量递减快的问题,重复压裂技术逐渐成为提高水平井单井产量的主要措施之一。文中对边长30 cm立方体试件开展真三轴重复压裂实验,研究非均匀孔隙压力场对重复压裂裂缝扩展的影响规律。研究表明:老缝长度越长、缝间距越小,新老缝之间的应力干扰越明显,老缝长度增大50%,破裂压力提高14.8%;新老缝间距越小、老缝越长,新缝压裂导致的压力冲击影响越大,新缝越容易沟通老缝;通过数值模拟优化加密缝间距,减弱老缝对新缝扩展的抑制作用,实现水力裂缝有效控制储层体积最大化。该研究揭示了水平井压前补能对新裂缝扩展的影响规律,对水平井重复压裂及压前补能方案设计具有指导意义。 相似文献
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泾河油田致密低渗油藏受储层物性差、非均质性强,以及注水驱替系统难以建立等因素的影响,部分水平井产量递减快、采收率低.重复压裂面临工艺优选、新缝开启与老缝延伸、储层保护等难点.文中研究了初次改造不充分的水平井油藏压力和剩余油分布特征,利用重复压裂与补充地层能量相结合的水平井储能压裂技术,优化重复压裂施工参数,优选压裂液体系和配套压裂管柱,形成增大储层改造体积、补充地层能量、提高油水置换效率的一体化水平井重复压裂技术.在泾河油田致密低渗油藏X井开展重复压裂,优化重复压裂6段16簇,水平段加砂强度和进液强度分别为1.3,15.4 m3/m,是初次压裂的4.2倍和9.1倍,有效改造体积为1.76×106m3.此项技术可为同类致密低渗油藏重复压裂改造提供参考. 相似文献
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长庆油田超低渗透油藏部分水平井初次改造程度低,前期先导试验攻关形成了水平井双封单卡体积压裂技术,然而双封单卡工艺存在起下钻次数多、放喷时间长、管外窜等问题,严重制约现场施工效率。通过压前补能、凝胶降漏、下入?114.3 mm套管、热固树脂环空封固等技术重造新井筒,评价储层增产潜力,优化新老裂缝布缝与裂缝参数,配套研发小直径可溶桥塞,形成了水平井套中套井筒再造重复压裂技术。在CP50-15井进行了现场试验,成功下入1 500 m?114.3 mm套管并进行了环空封固,固井质量良好,采用桥射联作压裂工艺完成了26段压裂,施工效率达到了3段/d,投产后控制放喷生产,日产油由1.9 t升至15.4 t。该技术对提高超低渗透油藏采收率提供了新思路。 相似文献
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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。 相似文献
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五点水平井注采井网+分段压裂开发有效提高了鄂尔多斯盆地超低渗透油藏初期单井产量,但受裂
缝间距大、改造规模小、水平段中部能量补充困难等因素影响,长期生产产量递减较大。文中基于五点井网剩余油
和压力场分布规律,以缩短地层流体渗流距离、减小渗流阻力小为目的,从增加储层改造体积、裂缝与油藏接触面
积、复杂缝网导流能力和区域地层能量水平四个方面出发,形成了水平井“中高排量注入、近井筒+裂缝远端二级
暂堵、组合粒径支撑剂、多功能压裂液、压后关井扩压”的分段重复压裂模式,优化施工排量为5~6m3/min,近井筒
缝口4~6mm暂堵剂一级封堵、裂缝端部2~3mm暂堵剂二级桥堵来提高净压力,单井液量为5000~6000m3,分
段压后关井扩压1~1.5d。该技术在华庆长6超低渗透油藏现场应用后取得较好的增产效果,4口试验井与常规
重复压裂相比,提高单井产量50%~70%,对其他油田的非常规储层提高老井单井产量有一定的借鉴意义。 相似文献
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王发现 《大庆石油地质与开发》2018,(4):171-174
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。 相似文献
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超低渗透油藏水平井压裂裂缝优化需要考虑注采井网、储层物性等因素,综合优化压裂段数、裂缝长度、布缝方式及裂缝导流能力等,只有这些参数达到最优组合,水平井开发才能获得更优的开发效益。结合长庆油田XX超低渗透区块的储层参数,在既定的七点井网和储层特征条件下,将遗传优化算法与PEBI数值模拟运算相结合,考虑压裂水平井的人工裂缝条数、裂缝长度、裂缝宽度及裂缝导流能力对压裂水平井开发效果的影响,优化得出该超低渗区700m水平段的水平井人工压裂参数的最佳组合为:裂缝条数12~14条、裂缝最大半长175m,裂
缝导流能力(350~400)×10-3μm2·m,裂缝宽度0.8~1.3cm。 相似文献
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以华庆油田为代表的超低渗透油藏定向井单井产量低,日产量小于1.0t的低产低效井占56.2%。常规重复压裂压裂后的油井增产效果不理想,具体表现在压裂后增产幅度小、产量递减速度快、有效期短。针对长庆油田华庆区块超低渗透储层油井的重复改造,将混合水体积压裂技术应用于老井重复压裂中,形成了老井混合水体积压裂配套工艺技术,并在考虑井网和注水条件下,进行体积压裂理论与多级暂堵多缝压裂理论的结合研究。室内工艺优化结果和9口井的现场试验表明,措施后油井的平均单井日增油量2.81t。截至目前,平均单井有效生产天数达252天,增产效果显著。该技术的成功实施运用,为超低渗透油藏重复压裂效果的提高提供了有力的依据。 相似文献
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在低渗透气井中,一些井压裂后产量下降明显,为提高气井的生产效果,研究了低渗透气井的重复压裂问题。通过对重复压裂造缝机理的研究,分析出气井初次裂缝、储层孔隙压力等因素对储层应力场的影响,以及重复压裂裂缝重定向的可能性。同时对初次压裂失效的原因进行分析后,对气井重复压裂的压裂液、支撑剂进行了优选,对重复压裂气井的裂缝半长和施工参数进行了优化,从而完善了对气井重复压裂的优化设计。低渗透气井重复压裂工艺技术的发展,将丰富低渗透气藏储层改造的手段,提高低渗透气藏储量的动用程度。 相似文献
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受储层致密低压、完井改造程度低、长期注采驱替难以建立等因素影响,鄂尔多斯盆地部分水平井产量递减大而低产。通过对水平井典型注采井网的生产动态进行历史拟合,研究了油藏压力和剩余油分布特征。以扩大储层改造体积、增加裂缝复杂程度、恢复缝网导流、解除深部堵塞和提升地层能量为目的,集成体积压裂与补充能量为一体进行重复改造设计,形成了水平井“高排量注入、两级暂堵升压、多功能压裂液、压后关井扩压”的分段补能体积复压工艺模式和配套的压缩式双封单卡组合管柱。优化施工排量为4~6 m3/min,缝口缝内两级暂堵转向,单段液量为800~1 000 m3,单段压后关井1~2 d。在鄂尔多斯盆地超低渗透油藏开展了5口水平井现场试验,单井补能体积复压5~6段,井均日产油量由1.6 t提高至6.2 t,达到了本井投产初期产量,与同区块常规复压井相比日增油提高了1倍。井组地层能量上升2~4 MPa,1年累计增油量超过1 200 t,与本井初次压裂投产相比年递减率降低38%。该技术对其他非常规储层提高水平井老井产量及最终采出程度有一定的借鉴。 相似文献
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由于超低渗透砂岩油藏水平井缺乏补充能量的有效手段,为此提出水平井同井缝间轮换注采工艺。该工艺管柱由丢手接头、Y445封隔器、Y341封隔器、单向配注器、单向配产器、脱卡器组成,可实现部分压裂缝注水、部分压裂缝采油,在同一口水平井内实现分段异步注采补能。缝间异步注采增油是水驱、弹性驱、渗吸多种驱动机理综合作用的结果,相比传统的面积注水井网,更容易形成有效驱动。研究表明:水平井同井缝间异步周期注采补能方法采用水力压裂裂缝注水,油藏吸水面积大幅度增加;流场形状由径向渗流转变为线性渗流;缩短注入端与采出端的距离,提高了驱替压力梯度,有效渗透率也随之增大,这些机制综合作用起到了增油的效果。现场试验表明,水平井同井缝间异步周期注采补能方法能有效提升单井产量,可在超低渗砂岩油藏规模推广。 相似文献
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超低渗透油藏具有储层致密、天然裂缝发育等特征,难以建立有效的注采驱替系统,为提高单井产量,通常采用常规重复压裂,但常规重复压裂仅能增加裂缝长度,提高裂缝导流能力,而不能有效增加裂缝带宽,扩大裂缝侧向波及范围。提出了宽带体积压裂技术理念,即通过在原人工裂缝侧向开启次生裂缝或沟通天然裂缝,增加裂缝带宽,对宽带体积压裂裂缝的合理带宽进行了优化,建立了合理裂缝带宽计算方法,在此基础上采用正交试验方法对主、次裂缝的导流能力,裂缝半长等其他缝网参数进行了优化设计。结果表明:以超低渗透油藏某一井组为例,重复压裂合理裂缝带宽范围为13~46 m,其中G127-160井缝网参数最优方案为主裂缝导流能力0.15 μm2 · cm,裂缝半长140 m,裂缝带宽50 m,次裂缝导流能力0.04 μm2 · cm,在此方案下模拟的重复压裂可控制含水上升速度,显著提高措施累计产油量。该研究为挖潜超低渗透油藏老井裂缝侧向剩余油提供了技术思路。 相似文献