低渗透油层非达西渗流单井产能计算

低渗透油层渗流阻力大,存在启动压力梯度,常规的单井产能计算方法难以适用于低渗透油层油井。合理计算和评价低渗透油层油井产能,科学分析产能的影响因素,对于提高低渗透油层开发效果具有重要意义。运用渗流理论,根据低渗透油层的渗流物理特征,考虑非达西渗流特征,结合计算机辅助计算,推导了低渗透油层平面径向流和一源一汇注采井之间压力分布及产能计算公式,分析了压力分布特征及产能影响因素。由于低渗透油藏油井大部分压裂求产和投产,因此利用坐标变换方法推导了低渗透油藏直井、压裂直井的单井产能公式。产能公式可对低渗透油藏油井产能进行定量评价和影响因素分析,为提高单井产能及油田开发效果提供理论依据。     

混合水体积压裂技术在低渗透油藏中的应用

低渗透油藏由于储层物性差,渗流能力差,油井普遍低产低效,如何提高单井产量是低渗透油藏面临的难题,因此为探索低渗透油藏提高单井产量的有效手段,开展了混合水体积压裂新工艺试验,通过现场应用取得了重大突破,有效增大了泄油面积,提高了单井产能,本文主要从该工艺特点、适用务件及实施效果进行总结评价,旨在进一步探索低渗透油藏提高单井产量的新途径。     

安塞油田提高水平井单井产能技术探索

水平井开采技术是提高低渗透、超低渗透油藏单井产能的主要手段之一,在安塞特低渗油田得到了推广应用。近几年安塞低渗透油田在开采过程中出现了产能下降、含水上升等问题,为此,在分析影响因素的基础上,开展了水平井机械堵水、水力喷射压裂、酸化等提高单井产能工艺技术探索与应用,取得了良好的增产效果。     

水平井分段压裂在特低渗透油藏开发中的应用研究

低渗透油田是指油层储层渗透率低、丰度低、单井产能低的油田,而特低渗透油藏又要比低渗透油藏在油层储层的渗透率、丰度、单井产能方面更低。从我国现阶段油田开发的现状来看,特低渗透油藏的开发有着十分重要的意义。本文从目前特低渗透油藏开发的现状出发,阐述了水平井分段压裂技术概念,紧接着又分析了水平井分段压裂参数优化技术,最后在前文的基础上详细探讨了水平井分段压裂工艺技术与工具,并提出了几点技术的建议,希望能够为今后相关内容的研究提供一定的参考依据。     

低渗透油藏单井产能预测新方法

准确预测低渗透油藏的单井产能是合理开发低渗透油藏的重要决策依据。根据长庆油田低渗透油藏的孔渗特征,利用数值模拟方法对影响产能的储集层因素进行了敏感性计算,通过正交分析确定出单井产能与油层厚度、渗透率以及含油饱和度的关系,提出多因素的单井产能预测公式。经实际验证,方法简便、可靠。     

水平井压裂技术在低渗透油田开发中的研究与应用

吉林油田4.6×108 t探明未动用储量中,低渗透油藏超过90%,但产量普遍较低,为改变低渗透油藏"多井低产"的局面,开展低渗透油藏水平井开发试验,目前在新木油田庙130-4区块采取水平井整体开发的方式,有效地通过水平井分段压裂配套技术提高单井产能,产量为同区块直井产量的2～3倍,通过试验解决了类似储层单井产量低、开发效果差的问题.     

水平井分段压裂技术优化研究

低渗透水平井分段压裂增产改造技术是开发低渗油层,增加单井控制储量、提高单井产能的一项重大技术。对压裂工艺参数进行研究分析,开展水平分段压裂技术优化研究。     

低渗透油藏侧钻水平井小井眼分段多簇压裂技术

针对低渗透水驱砂岩油藏中的水淹油井利用老井筒开窗侧钻?88.9 mm水平井后,储层无法进行分段压裂来提高单井产能的难点,在研究井网部署和剩余油分布特征的基础上,采用数值模拟方法,研究了不同裂缝密度和压裂段数对油井产能和含水率的影响。室内模拟和现场测试结果表明,裂缝密度为4～6 条/100m、裂缝长度100～120 m时,油井控水增油效果较好;采用“卡封护套”压裂管柱和小直径可溶桥塞分段多簇压裂工艺,可以实现各压裂段之间的有效封隔,并能提高施工效率。小井眼侧钻水平井分段多簇压裂技术的现场施工效果较好,为低渗透油藏进行类似水淹油井恢复单井产能和提高油藏最终采收率提供了技术支持。      

高压深层低渗透储层改造技术的研究与应用

水力压裂是目前国内外高压深层低渗透油气藏开发的主要技术之一，能够有效改善低渗透油气藏的渗流条件，提高单井产量，但是对于裂缝影响比较显著的注水开发油气藏，实践证明严重的储层非均质性和天然裂缝是控制这类油气藏油井产能的重要因素，故常规的单井压裂技术并不能取得理想的效果。文章针对研究区块为高压深层低渗透油藏的储层特征和实际情况，在室内理论研究的基础上，研究了深层低渗透储层整体压裂改造数值模拟、深层低渗透油气田压裂配套技术、压裂优化设计、实施监测和评估技术，进一步深入和完善了裂缝性深层低渗透油气藏整体压裂改造的配套技术。在此基础上，研制了OGFRACS三维压裂优化设计软件。该研究通过现场实施，增产效果显著，从而也验证了本研究比单井压裂设计更加合理和科学。     

有限导流能力垂直缝压裂井单井泄油区域确定

水力压裂技术是提高低渗透油藏开采效益的有效措施.众所周知,由于水力压裂裂缝的作用,压裂井周围的泄油区域不再是圆形而是椭圆形,加之低渗透油藏普遍存在启动压力现象,使得该椭圆泄油区域随生产时间的增加逐渐增大并且趋于某一极限不再变化.因此建立了考虑启动压力的有限导流能力垂直缝压裂单井数值模型,在研究流度、地层渗透率、裂缝参数、生产压差、地层综合压缩系数等对压裂井达到拟稳定状态的时间、压裂井单井椭圆泄油区域的大小和形状的影响基础上,建立了快速确定单井极限椭圆泄油区域的BP人工神经网络模型,计算得到单井极限椭圆泄油面积和油藏最大极限井网密度,为低渗透油藏井网部署打下基础.     

整体压裂井网与裂缝优化设计新方法

建立了既适用于常规低渗透油藏也适用于复杂断块低渗透油藏的压裂井网和裂缝优化模型,以压裂井对油藏的波及系数最大、死油区最小为目标,充分考虑压裂裂缝与井网的优化匹配,结合油藏数值模拟的方法,通过选取采出程度较高、平均单井产油量较高、油藏综合含水率较低的井网部署方案来达到对压裂井参数的优化,从而获得适合油藏实际情况的井网类型和裂缝参数的最佳组合方案。在此基础上系统研究了地层最大水平主应力方向和单井椭圆泄油区域对低渗透油藏井网部署的影响。首次对复杂断块低渗透油藏不规则井网的部署以及整体压裂开发方案的设计进行了研究,进一步完善了低渗透油藏整体压裂开发方案的设计理论。该方法应用于大庆油田和渤海某油田试验区整体压裂开发方案的设计中,取得了较好的生产效益。     

压裂技术在渤南油田低渗透储层改造中的应用

渤南油田沙三段储层物性差、渗透率低,投产后自然产能低。为了提高压裂井增油效果和效益,针对开发后期油藏平面及层间水淹状况和剩余油分布特征,开展了压裂配套技术改进和优化设计,通过压裂液、支撑剂材料及用量优化、压裂设计模拟技术、粉陶降滤技术、高砂比压裂技术和控缝高压裂技术的应用,取得显著成效,老井压裂后平均单井日增油量7.7t,累计增油1596t。压裂技术的改进及优化,对提高渤南油田压裂效果和原油采收率具有重要意义,对其它低渗透油藏具有指导借鉴作用。     

低渗透油藏垂直裂缝井产量递减曲线研究

针对低渗透油藏进行水力压裂后形成的有限导流垂直裂缝,利用质量守恒和椭圆流法建立了考虑启动压力梯度低渗透油藏椭圆流数学模型.应用拉普拉斯变换求得低渗透油藏有限导流垂直裂缝井无因次产量表达式.运用Stefest数值反演分析了影响低渗透油藏有限导流垂直裂缝井产能的诸多因素.结果表明,裂缝表皮和无因次导流能力对垂直裂缝井产能的影响主要集中在生产早、中期.随着生产时间的推移,启动压力梯度对产能的影响越来越明显,压裂低渗透油藏开采后期应该考虑启动压力梯度对产能的影响.     

低渗透油藏转变注水开发方式研究 ——以大港油田孔南GD6X1区块为例

低渗透油藏常规注水开发生产井受效程度低、低产低液、经济效益差,传统水驱开发技术已无法适应低渗透油藏经济有效开发的要求,而借鉴致密油体积压裂后衰竭开采的开发方式,虽然可提高单井初期产能,但由于低渗透油藏砂体规模小、地层压力系数低和原油黏度高、气油比低等特点,仍存在产量递减快、累积产油量和采收率低等问题,因此迫切需要调整开发思路,转变注水开发方式。为此,提出了低渗透油藏由径向驱替向线性驱替转变,由连续注水向注水吞吐、异步注采和油水井互换等渗吸采油方式转变,由缩小井距提高水驱动用储量向体积改造提高单井缝控储量转变的3个转变注水开发方式的新思想;创建了全新的“体积压裂+有效驱替+渗吸采油”开发模式,并应用于大港油田孔南GD6X1区块,初步实施效果显著。     

低渗透油藏压裂水平井产能的预测研究

一个可靠可行的方法来预测和优化压裂水平井产能,对于油藏开发方案设计来说至关重要。然而,现有的数学模型和评价方法不考虑启动压力梯度和压敏效应对压裂水平井产能的影响,在低渗透油藏中是不合理的。本文的目的是提供一个考虑启动压力梯度和压敏效应的方法,更加精确的预测低渗透油藏中压裂水平井的产能,并研究分析启动压力梯度、压缩系数和裂缝参数等对产能的影响。本文为油藏工程师,提供了一种可靠实用的预测和优化低渗透油藏中的压裂水平井产能的方法。     

水平井限流压裂技术的研究与尝试

针对牛圈湖西山窑油藏低孔、低渗、低压油藏,直井单井产能低的特点,开展水平井限流压裂技术研究。在牛平10—12井进行压裂工艺及配套技术现场试验,成功实现了对四段射孔段的大规模改造。压后油井单井初期产能7．8m^3／d,是周围直井产量的3倍,达到了设计效果。     

低渗透油藏综合评价技术

大港油田南部官984地区孔二2油组属低渗透油藏,由于该断块构造落实程度低,储层物性差,油井自然产能低,一直未能投入开发.2004年老井复查,对该块重新进行了构造精细解释,结合储层、测井、油藏特征及油藏工程综合研究,认为该断块具有有利的油气富集条件,先后在该地区部署评价井2口,压裂后获高产油流,在此基础上编制了整体开发方案.经整体压裂获得了较高的单井产能,实现了整体探明整装投产.     

基于新模型低渗透油藏产能研究

针对低渗透油藏非线性渗流模型的缺陷和产能评价方面的不足,文中基于低渗透非线性渗流理论,从泊稷叶公式出发,考虑流体屈服应力和吸附边界层的影响,建立了具有理论基础的低渗透油藏非线性渗流新模型。基于新的渗流模型,考虑压力敏感效应、启动压力梯度的影响,建立了一种适用于定压边界的低渗透油藏直井产能评价数值模型,并对其影响因素进行分析。研究表明:随着水驱前缘位置的增大,产能提高很快,且受生产压差的控制,同一水驱前缘位置下,产能与生产压差近似为线性正相关,压力敏感系数越小,产能越高;保持适当的生产压差,减小渗透率对压力的敏感性,有助于提高单井产能;启动压力梯度越小,产能越高,采用压裂或超前注水,可减小或"消除"储层启动压力梯度的影响。     

压裂技术在欢东-双油田的应用研究

欢东－双油田是辽河盆地西部的一个低渗透油藏，具有渗透性差、油层薄、单井自然产能低等特点。压裂实验在该油藏取得了很好的效果，对该区块的增产稳产起到了重要作用。文中介绍了适合于该区块的几项压裂工艺技术，详细分析了影响压裂效果的各方面原因。提出了实施压裂措施的注意事项。     

英西地区复杂应力条件下油藏体积压裂可行性

英西地区下干柴沟组上段油藏具有整体含油、局部高产的特征,直井开发效果差、自然产能低,受地质认识和工程技术影响,历经30 a的滚动勘探评价,始终未能实现有效开发。因此,拟通过水平井体积压裂技术研究与应用,提高改造体积、增大泄油面积、降低生产压差,从而实现高效开发。在储集层地质特征分析的基础上,开展体积压裂可行性评价和复杂地应力条件下的裂缝延伸模拟。研究表明,英西地区下干柴沟组上段油藏储集层微裂缝发育,岩石具有一定脆性,储集空间复杂,流度比低,地应力条件复杂,通过采用大排量、大液量、高滑溜水比例、缝内暂堵的水平井体积压裂技术,形成了复杂裂缝系统,实现提高单井产量和改善开发效果的目标,证实了水平井体积压裂是英西地区下干柴沟组上段油藏开发的有效途径。