水平井技术在薄层低渗透油藏开发中的应用

欢喜岭油田欢2—11—13块为低孔低渗储层，平均油层有效厚度3．9m，利用直井开发钻井成本高、井网密度大、储量控制程度低、开发效果差。水平井开发的可行性论证认为，薄层低渗油藏适合部署水平井，可充分发挥水平井与油层接触面积大、产量高的优势。水平井投产后，单井平均日产油17．9t，是周围直井的9．0倍，达到了改善开发效果的目的，同时为今后同类型油藏开发提供了借鉴和指导。     

让纳若尔低渗薄油层水平井LWD钻井实践与认识

哈萨克斯坦让纳若尔油田Дю区块油藏渗透率低,仅为10 mD,属于特低渗透率油藏,同时该地区油层薄,仅为2~3 m,已钻直井单井产能低,多年来一直未能得到有效开发。为挖掘剩余油潜力,开发低渗难动用储量,同时为提高低渗油藏开发效率,尝试应用水平井钻井技术,并结合导眼钻井、LWD地质导向、地质录井等关键技术,顺利钻成H5147井和H4061井2口水平井,有效保证了水平井段中靶率和油层钻遇率,最终获得较高的单井产能,单井初期日产分别达到89 t和91 t,达到直井初期产能的3倍。其中,导眼钻井有效确定油层深度与厚度,LWD地质导向和地质录井则保证了井眼轨迹在油层中穿行。2口井的产能效果证明了水平井及配套钻井技术在Дю区块的适用性和必要性。     

永8复杂断块油藏水平井地质优化设计

永8块为复杂断块油藏，若全部采用直井开发，不但井网密度大、开采时间长，而且直井防砂后产量低，开发效益不明显。水平井开发的可行性论证认为，出砂的复杂断块油藏适合用水平井开发；水平段应与大断层保持一定的距离且位于正韵律油层的中上部。采用直井和水平井相组合的布井方式，可充分发挥直井钻遇油层层数多和水平井与油层接触面积大、产量高的优势，从而提高复杂断块油藏的开发效果。     

大港油田应用水平井油藏适应性分析

大港油田水平井、侧钻水平井大部分应用于已开发的老油田。水平井较适应的油藏是油层控制程度高、非均质程度低、单层厚度大、直井有一定产能的油藏和生物灰岩油藏及低渗单一薄砂岩油层。实施效果较差油藏是断层多、地层倾角大、油层薄、储层和非储层界线不明显、油藏开采后期油水关系复杂的油藏以及枯竭式开采油藏。     

水平井开发技术在贝中区N1段应用研究

贝中区N1段油层较薄、物性较差,为提高单井产量、改善油藏动用程度、增大井筒与油层接触面积.该区开展了水平井试验研究.文中分析了N1段油层地质特征,探讨了油藏开发水平井的可行性,并结合典型井希3-平1井分析了N1段水平井的开发生产情况.N1段水平井开发生产试验结果表明,水平井产量为周围直井的3～4倍,达到了预期效果,为进一步在该段油层开发水平井提供了依据.     

薄层特稠油油藏水平井地质优化设计--以乐安油田草128块为例

草128块为薄层特稠油油藏,若全部采用直井开发,不但井网密度大、开采时间长,而且直井防砂后产量低,开发效益不明显。水平井开发的可行性论证认为,出砂的薄层特稠油油藏适合水平井开发,水平井段与断层保持一定距离。纵向上位于油层的中上部。采用直井和水平井相结合的开发方式,可发挥直井钻遇油层层数多和水平井与油层接触面积大、能控制更多的地质储量,并且具有减小生产压差、有效抑制边底水锥进的优势。     

水平井在稠油热采油藏中的应用

孤岛油田Ng6稠油油藏储层发育差，油层薄，边底水能量充足，采用直井开发含水上升快、采出程度低。应用水平井和直井联合部署井网进行蒸汽吞吐开发，取得了较好的开发效果，为水平井蒸汽吞吐开发稠油油藏技术的不断发展和完善提供了宝贵的经验。     

块状边水油藏二次高效开发

欢喜岭油田锦612块为高孔高渗型块状边水油藏。采用天然能量开发方式,压力下降快,油层脱气严重,原油黏度增大;运用直井注水开发,油水黏度比较大,平面、纵向注入水锥进现象严重。根据水平井开发可行性研究论证认为,块状边水油藏部署水平井,油井压降速度慢,控锥效果好,产量高,无水采油期长。根据锦612块地质特点,进一步落实构造、油层、隔层及空间展布情况,分析油层厚度、隔层厚度与开发效果的关系,提出“局部细分开发单元,水平井整体开发,直井与水平井组合注水”的“新”二次采油思路。水平井投产后,单井平均产油量30.4t·d-1,区块综合含水率下降12个百分点,达到了改善开发效果的目的,为同类型油藏的高效开发提供了借鉴和指导。     

准噶尔盆地陆梁油田超薄层低阻油藏水平井开发技术

针对准噶尔盆地陆梁油田陆9井区呼图壁河组多层系单砂体刻画难度大、低阻超薄油层识别难度大、水平井实施风险大等诸多开发难点,综合应用地质学、测井、油藏工程、地质建模、录井、水平井地质导向等多学科理论和技术,以砂层组为单元建立了低阻油层电性识别标准,刻画并落实了多层系超薄油层展布形态,结合数值模拟研究成果,确定了水平井开发部署参数,按照"新老直井分注+水平井采油"的方式进行了整体开发部署。通过超薄层水平井精细设计及实施优化,实现了水平井轨迹精确控制。在29个超薄层低阻油藏成功实施57口水平井,平均油层钻遇率达到90.4%,平均单井初期日产油为13.0 t/d,建成产能12.4×10~4t/a,取得了显著效果。该技术的成功实施可为同类油藏的开发提供技术参考。     

延长油田水平井开发模式矿场实践

延长油田位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡和渭北隆起带,油层埋藏浅、地层能量不足,储层微观孔喉配置多样,非均质性极强,油水关系复杂,特低-超低渗储量占总探明储量的85%,开发难度大,平均单井日产油仅为0. 4 t,常规直井无法有效动用,复杂的油藏地质与地面条件决定了要提高油田产量与单井产能,必须采用水平井开发。针对不同类型油藏水平井开发特点,采用浅层水平井弓型轨迹控制技术,边底水差异控水绕锥技术及致密油交错缝网压裂技术,矿场实践表明,水平井开发效果显著,水平井产量是同期常规油井产量的5倍左右,且同期递减率低于常规井,大幅度提高了储量动用程度,实现了难采储量的有效开发,对国内外同类油藏开发具有重要的借鉴意义。     

裸眼水平井多级分段压裂技术在义123-1块的应用

义123-1块目的层埋深3384～3757 m,属中低孔特低渗油藏,采用常规直井压裂开发,产量递减快,效果差。针对埋藏深、温度高、油层多且薄的问题,通过对地质条件的分析,确定了技术的可行性,通过对井眼垂向位置、段间距、压裂规模、裸眼分段工具等的优化以及连续混配型压裂液的研制,形成了水平井裸眼封隔器＋投球滑套多级分段压裂技术,并成功应用于该区块。目前已成功实施12井次,均自喷生产,累计产油32067 t,压后产量达到同区块直井的5～6倍,取得了较好的增产效果。     

水平井开发低渗透油田的渗流特征研究

方法对比分析了低渗透油藏中水平井和垂直井布井系统的压力梯度分布,并利用启动压力梯度理论建立低渗透油藏中水平井和垂直井产量公式。目的为低渗透油藏的水平井开发提供理论依据。结果水平井布井系统可提高低渗透油田的开发水平。结论对于低渗透油藏来说,利用水平井布井系统可使渗流过程尽快地进入拟线性状态,提高驱油效率;在低渗透油田中,计算水平井和垂直井的产量时,应考虑启动压力梯度;通过改善低渗透油藏的储油物性、加大生产压差以及选择合理的井距来提高低渗透油田的单井产量     

大庆长垣特高含水期表外储层独立开发方法

物性和含油性差的表外储层已经成为大庆长垣特高含水阶段水驱挖潜的主要对象,然而常规的井网加密、分层注水等方法开发效果较差。为此,结合表外储层发育特征和分层压裂工艺,提出了表外储层独立开发方法。根据油水井射孔层位和表内、表外储层空间分布特征,设计了“以水定油”和“以油定水”两种独立开发模式,采用多层人造浇铸岩心开展了水驱物理模拟实验,比较了两种模式的采出程度随注入量的变化特征,推导了考虑启动压力梯度和浅层水平压裂裂缝的分层压裂直井产能公式,计算分析了表外储层独立开发的技术政策界限。研究表明：长垣表外储层独立开发“以油定水”模式优于“以水定油”模式,技术极限井距和经济极限厚度分别为228 m和2 m左右。随着表外储层厚度占总射孔厚度比例的增大,采收率先下降后保持平稳,最后又快速上升。矿场应用表明：表外储层独立开发平均单井日产油量3.7 t,开发效果明显优于三次加密。     

深层砂砾岩水平井组立体缝网压裂优化技术

深层致密砂砾岩储层盐227区块为厚层特低渗常压油藏,常规直井压裂效果差、建产难,单一水平井开发难以实现纵向厚层有效动用。借鉴国外页岩气工厂化开发理念,发展了"三层楼"工厂化整体压裂开发模式,即1套层系、3层开发,8口水平井组作为一个整体进行压裂,第一层为3口井,第二层为3口井,第三层为2口井,水平段长900~1 400 m,三层之间纵向跨度为80 m。综合考虑平面上同层井间、纵向上层间裂缝参数匹配,建立层间立体体积缝网,提高储量控制程度。通过优化施工参数,应用新型实时混配压裂液技术,配套泵送桥塞分段压裂工艺、裂缝实时监测技术,完成4个井组8口井87段的集中压裂,裂缝监测显示立体缝网基本形成。工厂化整体压裂平均施工周期比单一水平井压裂缩短50%,单井投产费用减少395.5万元。压裂后单井平均产油量11.8 t/d,为同区块直井的4倍以上,取得了良好的改造效果,为今后同类致密油储层的经济开发积累了经验。      

多靶定向井在张店油田滚动勘探开发中的应用

张店油田为屋脊状层状油藏、纯含油带窄,油层紧贴断层分布,若采用直井开采效果差,无法钻穿钻全所有含油层,利用双靶定向井钻井技术能够较快查明断层遮挡形成的多油层窄油藏,有效地完善注采井网,提高储量动用程度,使张店油田难采储量转化为可动用储量,变低效开发为高效开发。     

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。     

底水油藏水平井临界生产压差研究

在底水油藏水平井开发底水脊进原理的基础上,采用等值渗流阻力法,结合底水驱动垂向临界速度导出了底水油藏开发的临界生产压差计算模型及临界产能的计算方法。分析了垂向渗透率、油水密度差、水平井位置、油水粘度比以及底水锥进高度等参数对临界生产压差的影响,其结果对水平井开发底水油藏确定合理的生产压差具有指导作用,为底水油藏水平井产能设计提供了参考依据。     

大牛地气田产气剖面特征的认识及思考

大牛地气田属典型的低孔、特低渗致密砂岩气藏,自上而下发育七套气层,2012年以前采用直井开发,之后采用水平井开发。为进一步明确水平井不同阶段的各段产气特征,不断优化压裂工艺及合理生产制度,选取部分有代表性直井和水平井,开展产气剖面测试。结果表明,气井生产是逐层段动用、接替开发的动态变化过程,其中多层合采的直井生产一定时间后,主力层会发生转变,渗透率、全烃含量和地质储量是影响转变的主要因素;水平井生产过程中,各段贡献率不一致,建议选取新投产水平井在投产90 d内、投产180～200 d各测试一次、之后每年测试一次,明确水平井全生命周期产出规律。     

水平井技术在新海27块稠油底水油藏开发中的应用

随着油气田开发技术的进步，水平井开采技术日臻完善，并在底水油藏、高角度裂缝性油藏、稠油和低渗透油藏开发中广泛应用，并取得了明显的效果。新海27块东一段是典型的稠油底水油藏，经过10多年的直井开发已进入高含水开发后期，开发调整效果较差，底水锥进严重，含水上升快。在搞清油藏地质特征和剩余油分布规律的基础上，共实施3口水平井，投产后效果很好，初期产能高，含水率低，大大提高了采油速率，取得了良好的经济效益和社会效益。     

水平井技术在临2块馆二段底水油藏开发调整中的应用

随着油田开发技术的进步 ,水平井开采技术日臻完善 ,在生产中获得了明显的经济效益 ,特别是对底水油藏、垂直裂缝油藏、稠油和低渗透油藏。临盘油田临 2块馆二段是典型底水油藏 ,直井开发 2 0多年后已进入高含水开发后期 ,开发调整效果较差 ,底水锥进严重 ,含水上升快。在充分研究该油藏开发特征和剩余油分布规律的基础上 ,共设计了 8口水平井 ,投产后效果很好 ,初产高 ,含水低 ,大大提高了断块的采油速率 ,采收率也由 34.7%提高到 45 .4% ,平均每口井增加可采储量 3.5× 10 4 t ,相当于直井的 3倍多。图 1参 2 (熊敏摘 )