低渗透油田水平井压裂改造技术研究与应用

围绕低渗透油田开发技术问题,为攻克水平井规模应用的瓶颈技术,突破储层改造技术难题,开展了水平井低渗透储层改造技术攻关,包括水平井对低渗透油藏的适应性研究、水平井与井网的匹配关系研究、压裂改造基础研究、水力分段射孔压裂研究、机械分段压裂技术研究、限流压裂技术研究,初步形成了水平井分段压裂配套技术,主体关键技术研究已经取得突破性进展。现场试验63口井,最高单井改造后产量达到相邻直井的4.2倍,取得了很好的改造效果,积累了大量的现场经验,为在低渗透油田大规模应用水平井创造了条件。     

低渗透油藏压裂水平井地质优化设计技术

压裂水平井技术是开发低渗透油藏的优势技术,地质设计是压裂水平井成功的基础。通过数值模拟和油藏工程方法,对水平井与地层应力方向的配置、裂缝间距、裂缝长度和裂缝导流能力进行了优化。结果表明．压裂水平井应垂直于地层最大主应力,合理的裂缝间距为极限控油半径的2倍,无因次裂缝长度为0．5～0．6,不同的储层渗透率具有与之匹配的最佳裂缝导流能力。现场应用压裂水平井6口,日产油均在在10t以上,为相邻直井的2倍以上。     

我国低渗透油气田水平井分段压裂技术取得突破

从中国石油天然气集团公司经过5年的持续攻关、现场试验和规模化应用《,低渗透油气藏水平井增产改造技术与工业化应用》项目取得重大成果,应用水平井分段压裂技术后,平均单井稳定日产量为6.5 t,是周围     

低渗透油田压裂水平井开发井网适应性研究

针对低渗透油田的特点,根据压裂水平井单井油藏工程优化计算的结果,选择12种不同的井网型式,结合数值模拟,以有效单井采出程度为目标,优选出3种与给定低渗透油田相适应的井网型式,即反五点全水平井井网、变形抽稀反九点直井和水平井混合井网以及变形反五点直井和水平井混合井网,为低渗透油田提供一个合理的井网布置开发方案。     

低渗透油层压裂改造技术

介绍了目前国内外采用的深穿透水力压裂、高砂比压裂、泡沫压裂、限流压裂、改变压力的压裂、爆炸压裂、脉冲压裂、水力冲击波压裂、水力化学压裂及注水井无支撑剂压裂技术,供国内低渗透油层改造借鉴。     

基于遗传算法的低渗透气藏水平井压裂参数优化

采用传统的正交设计方法对低渗透气藏水平井压裂进行优化设计,难以涵盖整个最优解搜索空间,优化对象数目的增加也会导致方案数量大幅增加。为了突破这一限制,基于遗传算法建立了新的水平井压裂智能优化设计方法,并编程实现了优化设计的全程自动化。计算结果表明：遗传算法在优化过程中不需要人为干预,大大降低了工作量,采用二进制编码形式替代水平井参数和裂缝参数极大地拓展了最优解搜索空间,算法复杂程度受优化对象数目的影响较小。与传统方法相比,该方法具有很大的优越性和实用价值,值得推广。     

长庆低渗透油田压裂工艺技术

长庆各类油藏普遍具有低渗、低压、低产的地质特点。水力压裂作为关键技术为油田经济、高效开发提供了有力技术支撑。经多年研究及矿场试验,形成了从压裂地质研究－室内试验－压裂液支撑剂优化－优化设计及实施－压裂实时监测控制－压后评估完备的技术模式。技术水平上也由单项工艺发展到整体压裂技术和开发压裂技术。形成了以“安塞、靖安长６特低渗油层压裂改造技术”、“底水油藏储层改造技术”、“浅油层压裂改造技术”等为代表     

低渗透油藏压裂水平井井网优化方法研究

采用压裂水平井井网是开发低渗透油藏的有效手段,但此类井网的缝网参数较多,注水开发使得渗流规律与油水分布更为复杂,诸多参数存在交互作用,井网优化难度增大。针对压裂水平井缝网参数优化过程中面临的问题,按照从局部到整体,从主要到次要的研究思路,分析裂缝半长与裂缝密度对压裂水平井单井产能的影响规律;然后根据裂缝参数技术界限,以最大采出程度和净现值为目标,研究了注采井距、水平段长度、水平井裂缝半长、注水井裂缝半长、排距等缝网参数对目标值的影响规律及相应机理,得出了缝网参数的最优组合,为低渗透油藏压裂水平井网优化提供了方法和借鉴。     

基于电模拟实验的低渗透油藏压裂水平井产能研究

基于水电相似原理,通过电模拟实验,研究了低渗透油藏水平井长度、裂缝长度、裂缝条数与间距、主井筒与裂缝夹角等因素对产能的影响.结果表明:产能随着主井筒长度增大而增大,但增大趋势逐渐变缓;产能随着裂缝间距和裂缝条数的增大而增大,并且均存在一最佳间距和条数匹配值;缝条数较少时,主井筒流入对产能的贡献较大,但随着缝条数的增多,贡献值减小;裂缝长度对产能也有较大影响;裂缝与主井筒成较大夹角时能获得较高产能,最佳角度约为75～90°.分清各因素对产能的影响,可为压裂水平井的设计提供理论指导.     

大庆油田水平井多段压裂技术

水平井多段压裂技术包括套管分流压裂和双封隔器单卡压裂两种方法。介绍了两种方法的工艺原理、设计原则、工具系统的考虑因囊等,并对3口升的应用效果进行了分析。试验证明会管分流压裂施工安全,可大排量高砂比施工地产效果明显,是水平井压裂的首选方法。该技术的特点是在制定完并方案的同时确定出压裂方案,它要求在校长的井段内一次安全完成多个层段压裂施工。双封隔器单卡压裂做为一种储备技术,主要用于开来后期的挖潜。     

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.     

DEMONSTRATION OF REASONABLE WELL CONTROL DEGREE BY SEC REGULATIONS FOR LOW-PERMEABILITY LITHOLOGIC RESERVOIRS IN DAQING OILFIELD

SEC准则是在美国上市的石油公司必须遵循的储量标准.为了适应SEC新准则的变化,建立适合大庆油田地质特点的证实储量评估方法,在分析新准则对证实储量定义的修改、系统总结大庆油田证实未开发储量分布特点的基础上,对比了中、西方储量评估的差异,提出了岩性油藏证实储量面积的圈定思路.通过经验统计方法,论证了不同砂体类型岩性油藏的合理确定性井控程度:三角洲前缘席状砂油藏为小于3 km2/口,油水关系复杂的零散砂体油藏为小于2 km2/口.该研究为大庆油田SEC储量评估中含油面积的圈定提供了参考依据.     

一个新的低渗透气藏气井产能预测公式

低渗透气藏普遍具有低孔、低渗、高含水饱和度的特点，因而往往具有较高的启动压力梯度。目前，在进行低渗透气井产能预测时，多采用常规气藏的产能预测公式，启动压力梯度被忽略，导致预测结果与生产实际存在较大误差。通过大量文献的调研，确认低渗透气藏中启动压力梯度确实存在，并且已逐渐成为产能预测中一个不容忽视的重要影响因素。为此，文章基于对低渗透气藏渗流机理的分析和研究，利用Forchheimer由实验提出的描述气体渗流的压降二次方程，同时考虑启动压力梯度的影响，推导出了适合低渗透气藏的气井产能预测公式，并对其进行了实例计算分析，认为低渗透气藏产能预测中必须考虑启动压力梯度的影响，得到了进行产能预测时一些必要参数的获取方法。     

低渗倾斜边水油藏水平井见水时间预测

现有边水突破时间预测模型都是基于中高渗油藏或不存在地层倾斜角,但实际边水油藏一定存在倾斜角,所以不能忽略由于倾斜角造成的重力作用的影响。基于油水两相渗流力学理论,建立符合实际情况的低渗倾斜边水油藏模型,且推导出低渗倾斜边水油藏水平井见水时间预测公式,其考虑了启动压力梯度、地层倾斜角、油水密度差、水平井到边水距离和水平井射孔长度等因素,并对影响因素进行了逐一分析。实例分析结果表明,与现有的预测边水突破时间计算公式相比,该计算方法预测的低渗倾斜边水突破时间更加接近实际情况。对于研究低渗倾斜边水舌进机理和低渗边水油藏生产管理工作具有重要的指导作用。     

低渗透裂缝性油藏压裂施工工艺技术

裂缝性低渗透油藏由于裂缝的发育程度、 产状、 力学性质及充填性的不同, 在水力压裂中会表现出不同的压力行为。老新地区地层隐性裂缝发育, 是导致压裂施工难度大的主要原因。裂缝性低渗透油藏水力压裂并不需要高砂比, 适当地增加规模, 有效地沟通储层的天然裂缝是保证油井高产稳产的关键。裂缝性低渗透油藏水力压裂需解决的关键性问题是有效控制压裂液向天然裂缝的滤失, 有效的降滤措施（ 加大降滤失剂的量） 、 控制排量施工、 增加前置液量可以提高施工成功率。通过研究, 结合现场施工情况, 对裂缝性低渗透油藏施工机理进行分析, 对施工参数进行优化, 取得了较好的效果。     

低渗透气藏压裂水平井产量计算新模型

水平井多级压裂广泛应用于低渗透气藏的开发.在预测压裂水平气井产能模型中,通常未考虑非达西流效应与气藏压力快速下降的影响.为此,将水力裂缝划分为若干单元,应用气体不稳定渗流理论和势的叠加原理,得到了多条裂缝同时生产时地层中任意一点的压降模型,再结合平面径向流产能公式,同时考虑裂缝内菲达西渗流和气藏压降影响,建立了更为完善的压裂水平气井产能预测新模型.通过实例计算表明:缝长与裂缝条数对气井产量有较大影响;气藏压力的降低会导致水平井产量的快速下降,紊流作用对气井的产量也有较大的影响.多级压裂水平气井产能预测新模型为优选水力裂缝数量、裂缝长度及确定合理生产压差提供了更有效的手段.     

低渗致密气藏压裂水平井产能预测新方法

水平井分段压裂是低渗致密气藏增产改造的关键手段,压裂水平井的产能预测和影响因素分析对气藏的高效开发具有重要指导意义。基于气体流动中的压降分析,通过对地层段、裂缝段、射孔孔眼段和井筒段的压降进行耦合,综合考虑裂缝应力敏感性、孔眼周围气体汇聚效应和井斜角的影响,建立了压裂水平井产能预测新模型,并分析了速度系数、井斜角、应力敏感系数等因素对产能的影响。实例计算表明新模型预测精度较高,便于工程应用。垂直裂缝产量沿井筒呈中部低、端部高的"倒钟形"分布,且跟端方向裂缝产量略高于趾端方向。随速度系数减小,气井产量先增加后稳定不变,增加幅度随裂缝条数增加而加大;气井产量随井斜角增加而增加,且增加幅度随水平段长度增加而加大;生产后期,裂缝应力敏感会显著降低气井产量,应力敏感系数越大,产量越低。     

低渗透气藏产水气井产能评价新方法

存在边水、底水及层间水的低渗透气藏开发到一定程度后会出现气水两相流的情况,由于气水两相流气藏的渗流规律不同于普通低渗透气藏,对此类气藏产能的准确评价成为合理、高效开发的关键。从矿场实际生产情况可知,产水气井在生产时水气质量比难以稳定,如果仍将水气质量比当作定值来分析气井产能就会得出错误的结论。因此,考虑不同工作制度下水气质量比不同,考虑储层应力敏感、启动压力梯度、气体滑脱效应以及表皮污染,基于稳定渗流理论推导出产水气井的产能公式。通过实例计算,新公式计算的无阻流量结果与实际产能测试结果相对误差为3.7%,说明新公式是可靠的。且水气质量比随井底压力减小而增加,说明计算产水气井产量时将水气质量比设为定值并不合理。对敏感性因素分析发现,气井产气量随着滑脱因子增大而增大,而随着启动压力梯度以及应力敏感指数的增大而减小,启动压力梯度对气井产量影响很小,基本可以忽略。