提高安塞油田加密区单井产能工艺试验

安塞油田属开发30年“低压、低渗、低产”老油藏,目前年产300万吨。但近年来随着老区不断加密,地下井网及水驱控制储量不断发生变化,剩余油受裂缝影响主要在侧向富集,剖面上单砂体动用严重不均,II+III类储层动用比例低,为提高加密区产建新井单井产能,本文从射孔段优化、提高裂缝穿透比、增加铺砂浓度、多缝压裂增加泄油面积等方面进行探索,试验了定面射孔+变排量压裂、多级加砂压裂、水力喷射定点压裂等针对不同储层特征的特色工艺对剩余油进行挖潜,结合新型稠化水压裂液体系,结果表明定面射孔+变排量工艺针对上下隔层地应力差值小的薄油层或底水油层,斜井多段压裂在井斜角大、井斜方位有利时针对厚度较大且不具备泥岩隔层遮挡条件油层,多级加砂压裂对于油层厚度大的充分改造,定点射孔压裂对于水洗特征明显且不规则的油井具有较好的工艺适应性和改造优势,因地制宜地选择特色工艺,改造后平均单井初期产能相比同类井常规改造提高0.45t。     

提高表外储层动用程度方法

大庆长垣表外储层相对发育,但动用难度大、整体动用程度不高。为有效提高该类储层动用程度,研究了表外储层的沉积、微观孔隙特征和渗流规律,进一步搞清了影响表外储层开发效果的主要原因及适合的开发方式,并立足现有井网开展了现场试验。结果表明,在油水井对应补孔缩小注采井距的基础上,采取精细控制压裂技术能够使表外储层动用厚度达到80%以上,可提高表外储层采收率3.6百分点。     

喇、萨、杏油田表外储层分类标准

表外储层是砂岩向泥岩演化的过渡性岩相,非均质性强、物性差异大,二次加密调整后部分表外储层仍难以动用。为提高表外储层挖潜程度,基于岩心水洗分析、压汞、测井资料等,以长垣Ⅰ类独立表外、Ⅱ类独立表外储层为研究对象,分析在当前开发条件下表外储层的动用难易程度。通过确定当前开发条件的表外储层分类物性、含油性标准,并采用"岩心刻度测井"技术,优选反映储层特征的测井曲线参数,分区块、油层组建立DLS系列和0.2 m系列测井分类方法。表外单采试验区结果表明:单井的产液强度随射孔厚度中易动用厚度比例的增大而增大;测井解释为难动用的表外储层注入比例较低,注水强度也较低,分类结果和生产动态实际较为吻合。该方法可为表外储层剩余油挖潜提供有效技术支撑。     

新测井系列油层厚度解释电性标准研究

针对大庆长垣三次加密、三次采油 ,分别以薄差油层、表外储层和高含水厚油层为开采对象的实际出发 ,以岩性、含油性、物性和电性具有一致的变化规律为依据 ,利用现有取心井资料研究制定了喇、萨、杏油田新测井系列储油层有效厚度、表外厚度解释电性标准     

苏里格气田储层改造的“三封四压”配套技术

苏里格气田储量丰富,但由于属非均质性极强的致密砂岩气田,呈现出典型的“低渗、低压、低丰度、低产”等特征,经济有效开发的难度非常大,其难动用程度已成为重大难题。为此,针对苏里格气田的“四低”特点,以苏5、桃7区块为攻关对象,从地质分析和工艺研究出发,在掌握储层物性特点的基础上,以“适度规模”压裂理论为裂缝参数的优选原则,以净压力拟合为裂缝延伸的预测手段,以“三封四压”为分层压裂工艺,以支撑剂段塞冲刷为降低近井摩阻的措施,以全程氮气混注为增能助排方法,建立了一套适合该气田储层改造的压裂配套技术。     

页岩气藏加密井压裂时机优化——以四川盆地涪陵页岩气田X1井组为例

加密井的压裂时机直接影响着页岩气藏最终的开发效果。为了有效地指导页岩气藏加密井部署与压裂施工,基于离散裂缝网络模型、有限差分模型及有限元模型,提出了一套页岩气藏加密井压裂时机优化方法 :根据页岩气田开发现状及井网加密需求,系统考虑储层非均质性和天然裂缝发育特征,建立渗流—地质力学耦合条件下四维地应力演化及复杂裂缝扩展的多物理场模型,进而模拟加密井水力裂缝扩展形态、加密井及井组开发效果,最终优选出加密井最佳的压裂时机。以四川盆地涪陵页岩气田X1井组为例,利用该优化方法研究了加密井压裂时机和施工参数对其复杂裂缝扩展形态、单井及井组产能的影响规律。结论认为:①该优化方法能够有效模拟老井生产过程中储层物性及力学状态变化,预测压后产量变化,优选加密井压裂参数及压裂时机;②当加密井射孔簇间距减小、每簇施工液量增大时,水力压裂改造体积、裂缝密度增大,压裂后产量提高,但射孔簇间距过小、每簇施工液量过大时,则有可能会导致分支裂缝串通和重叠,降低压裂液效率、影响压裂后产能;③压裂时机越晚,加密井井筒附近分支裂缝越密集,但改造体积越小、初期产量越低;④当目标井组生产36个月进行加密井压裂时,井组累计页岩气产量最高、开发效果最优。     

西峰油田裂缝性油藏堵水压裂技术研究与应用

针对西峰油田长８储层油井裂缝性水淹的现状,结合储层地质特点、动态开发特征等因素,开展了油
井堵水与缝内转向压裂技术相结合的储层改造试验。单纯堵水后部分油井存在产液量下降,但未实现增油的现
象,单纯转向压裂往往造成沟通出水裂缝,无法实现“降水”的目的。因此,结合堵水和转向压裂各自的技术优势,
提出了堵水压裂联作技术思路,并进行了现场试验,取得了较好效果,实现了“降水增油”的措施目的,验证了新思
路的可行性。     

水平缝四点井网整体压裂裂缝参数优化设计

大庆长垣内部油田经三次加密调整后,部分区块采用四点法面积井网布井,由于井距小、地下油水关系复杂,为了实施水力压裂增产改造,必须选择合适的裂缝参数,以避免油井过早被水淹.为此,针对四点井网以及水力压裂后形成水平裂缝的特点,结合萨南油田表外储层的地质特征,建立了水平缝整体压裂改造后油水井生产动态预测模型,以整体压裂改造后的增产量、采出程度和经济效益为目标,进行了裂缝参数(裂缝半径、导流能力)优化研究.该研究成果在萨南油田实际应用取得了较好的增产效果和经济效益,为这类油田整体压裂改造裂缝参数优化设计提供了理论依据.     

喇萨杏油田表外储层测井分类标准

水洗资料表明,在当前开发条件下,喇萨杏油田部分表外储层难以动用。为提高表外储层剩余油的挖潜程度,基于岩心水洗分析、压汞、测井资料等,以长垣Ⅰ类独立表外、Ⅱ类独立表外层为研究对象,研究在当前开发条件下表外储层的动用难易程度。确定当前开发条件的表外储层分类物性、含油性标准,并采用岩心刻度测井技术,分区块、油层组建立不同系列测井分类方法。通过表外单采试验区表明,单井产液强度随射孔厚度中易动用厚度比例的增大而增大,测井解释为难动用的表外层注入百分比较低,注水强度也较低,分类结果和生产动态实际较为吻合。     

非常规油气藏体积改造技术核心理论与优化设计关键

北美页岩气藏在储层渗透率低至纳达西的情况下仍能实现有效开发,其核心是增大储层改造体积,用技术体系来表征即为“体积改造技术”。“体积改造技术”强调“打碎”储层,使裂缝壁面与储层基质的接触面积最大,在三维方向实现对储层的“立体”改造。针对页岩和致密油气储层的不同特点,界定了“狭义”和“广义”体积改造技术的异同：“狭义”体积改造技术源于对象、技术和验证3个要素（页岩、“水平井钻井+水平井分段压裂”、微地震裂缝诊断）;“广义”体积改造技术是针对致密油气储层提出的水平井多段和直井多层压裂技术方法。两种技术针对的储层对象有所不同,但最终目标是一致的。体积改造技术的核心理论为：1“打碎”储层,形成复杂缝网,“人造”渗透率;2基质中的流体沿裂缝“最短距离”渗流;3大幅度降低基质中油气流动所需驱动压差。进一步提出了满足体积改造技术理论的核心条件为：储层具有明显脆性,天然裂缝与层理发育,最大最小应力差较小。其中脆性指数是岩石发生破裂前的瞬态变化快慢（难易）程度的表征,而体积改造技术优化设计的关键是“逆向设计”方法,以及分簇射孔模式、最优孔数及裂缝间距优化。现场实际研究表明：分簇射孔确保各簇有效开启的最优孔数为40~50个,并可获得最优孔数与排量的关系,以及最优缝间距越小越易实现裂缝转向;同时还给出了孔眼优化、实现应力干扰的最佳裂缝间距、细分切割基质的理论模型与计算结果。体积改造技术对提高非常规油气藏的改造效果有着重要的指导作用。     

特低渗透油藏水驱规律及最佳驱替模式

为了进一步改善特低渗透油藏开发效果，提高水驱采收率，通过大量特低渗透油藏水驱开采特征研究，揭示了特低渗透油藏的水驱规律：在注水开发过程中，特低渗透油藏会首先沿现今最大水平主应力方向注、采井间开启注水动态裂缝，随着注水压力的升高，或将开启与之成最小角度的注采井连线方向裂缝，导致注入水沿裂缝方向注采井无效循环，造成油藏水驱开发效果很差。等值渗流阻力法计算结果也证明了面积驱替径向渗流转为裂缝线性侧向驱替平行流后可大大降低渗流阻力。由此提出了“沿现今最大水平主应力方向注水动态裂缝线性注水、侧向基质驱替”的井网转换模式。井网模式的转换避免了注水动态裂缝导致的注入水无效循环，消除了动态裂缝对储层非均质性的影响，减小了渗流阻力，扩大了水驱波及程度。现场应用效果显著，单井产能增加了一倍，平面波及系数提高了43.2%，水驱采收率提高了19.3%。     

陆9井区薄层底水油藏水驱油规律研究

陆梁油田陆9井区由于受低幅度构造影响,成藏过程中单层(砂层厚度5～10m)未被充满,造成所有的油井同一层内形成上油下水的分布特点。油藏开发初期采用反九点面积注水井网开发,目前已进入中高含水期,采出程度为20%左右,为了挖掘剩余油潜力,应用油藏数值模拟结合实钻穿层井验证方法对薄层底水油藏水驱油规律进行了研究。研究结果表明,陆9井区薄层底水油藏水驱特征为底部水淹型,剩余油呈船底形状分布规律。     

宝浪低渗透油藏裂缝在注水开发中的作用

宝浪低渗透油藏由于受构造及成岩作用的影响,裂缝比较发育,但裂缝分布不均衡,裂缝主要分布在构造轴部、东南部和东北翼大断层附近。裂缝发育区油水井生产特征与不发育区不同,即：注水井吸水能力强,采油井生产能力旺盛,油井水窜严重,方向性比较明显。宝浪低渗透油藏裂缝在油田注水开发中的作用,有利方面是提高油层渗透性;不利方面是裂缝易引起水窜,增大开发难度。注水开发时,要充分发挥有利因素,避免不利因素的影响,提高开发效果。     

低渗透油藏不稳定注水岩心实验及增油机理

根据长庆油田低渗透油藏典型储集层特征,开展并联岩心和双层岩心实验,模拟非均质低渗透油藏不稳定注水驱油效果。由于岩心实验可视性较差,建立层间非均质和层内非均质数值模拟模型,依据渗流场变化,揭示不稳定注水增油机理。结果表明,对于层间非均质储集层,相较于连续注水,不稳定注水能够促进较低渗透层水驱前缘推进,发挥毛细管力驱油作用,提高较低渗透油层采收率,其中短注长停方式的采收率提高幅度最大;对于层内非均质储集层,不稳定注水能够在储集层中产生压力振荡,使较高渗透层和较低渗透层之间发生流体交渗,增大注入水在较低渗透层中的波及,提高较低渗透层采收率,从而提高油藏总采收率。     

腰英台特低渗油藏改善注水开发效果实践与认识

腰英台特低渗裂缝型油藏储层非均质性严重,注水开发特征表现为水驱储量控制程度低,注水压力高,波及体积小,沿高渗透带突进明显,水淹程度高,而在低渗透带剩余油丰富。通过水井重复射孔、油井转注、水平井分段压裂、水井调剖、周期注水等方式有效地改善了其注水开发效果。     

马王庙油田敏感性储层注水开发的经验与教训

马王庙油田含油层位为下第三系新沟咀组下段，储层敏感性较强，注水开发过程中，储层敏感性的表现是随着注水时间的延长，注水压力上升，油层吸水能力下降，注水井周围地层压力不断上升。针对这种现象，在研究储层特征的基础上，模拟矿场注水条件，进行不同条件下的岩心水驱实验。实验结果表明，岩心水驱后，空气渗透率损失10.2%-34.6%，水测渗透率下降80%以上。水驱前后岩心对比测试表明，水驱后孔隙结构变差。通过相同储层、不同区块注水开发效果的对比分析，综合室内研究结果，总结出敏感性储层注水开发的经验和教训。     

牛东火山岩油藏立体注水开发技术与应用

牛东火山岩油藏为异常低温正常压力系统的特殊油藏,具有火山喷发期次多、油藏规模小的特点。储集层裂缝发育,裂缝以低角度缝和水平缝为主;油层垂向跨度大,单层厚度大,非均质性强。油藏开发初期,采用衰竭式开采的单井产量递减率大,开展直井井组注水先导试验,邻井日产油量略有上升,注水见效程度低,水平井注水吞吐先导试验提高采收率幅度有限。针对油藏开发中存在的问题,对注水吞吐、井网调整和压裂进行不断优化,形成了水平井与直井混合立体注水开发技术,可以有效改善火山岩油藏的注水开发效果。后经推广实施,牛东火山岩油藏注水见效比例达44.4%,见效后单井初期平均日增油量为1.7 t,预计提高采收率5.7%,油藏立体注水开发取得了较好效果,可为其他同类型油藏的开发提供借鉴。     

王窑油田西部低渗透油藏正方形反九点井网加密调整物理模拟

王窑油田低渗透油藏开发多采用正方形反九点井网,2009年在其西部开展了井网加密调整试验。为了评价试验区井网加密调整提高采收率的潜力,进行了正方形反九点井网加密调整物理模拟。针对试验区地质特征,通过对比孔隙度、渗透率、驱油效率和孔喉半径等参数,选取与其物性相近的天然砂岩露头,采用树脂封装制作大尺度物理模型开展水驱油实验。根据试验区实际加密调整时机和方式,在水驱油实验过程中进行加密转注调整模拟,研究井网加密调整对开发效果的影响。实验结果表明,试验区经井网加密调整后,提高采收率幅度约为4.97%,若井网加密调整时机晚5 a,提高采收率幅度则降低1.24%。因此,试验区所在区块应尽早实施井网加密调整。     

低渗砂岩油藏水平井开发井网模式优选

水平井开发油藏已成为提高储量控制程度和改善油田开发效果的重要手段,在我国许多油田开始得到普遍应用,根据水平井对油藏的适应条件,大庆、长庆等低渗、特低渗油田将水平井作为提高油井产能和油田产量的主要方式。利用数值模拟方法和矢量化井网概念研究了具有原生裂缝的特低渗油藏应用水平井开发的井网优化模式,以长庆油田元48井区长4＋5油藏为原型展开研究,主要包括井距、井网形式的模拟分析,水驱方向优选等,最后得到合理水平井开发井网形式。研究结果对同类油藏具有实际指导意义。     

安塞特低渗油田注水开发效果分析

根据安塞油田王窑区王１９－４ 井组的静态资料及生产动态资料,分析了油层吸水状况、油井见效及见水时间、产量、动液面及含水等动态变化情况,并进行了产能预测,分析了井组中存在的问题。研究表明井组内注水压力平稳,油层吸水状况良好,注水见效时间快,见效程度高,无水采油期长,大部分油井生产形势平稳,产量下降幅度不大,稳产期较长。王窑区油藏自然能量的最终采收率只有８％ ,而注水后水驱采收率提高到２１．９％ ,体现了长６１ 油层的注水开发效果较好。该研究结果对特低渗油田注水开发提高采收率具有指导意义。