三塘湖盆地致密油开发技术

采用多控制点、宽靶框、全脱靶工程轨迹设计技术水平井油层平均钻遇率提高到了80%以上。但水平井衰竭式开发产量递减大,在低油价下无法实现效益开发,为此探索补充地层能量开发方式,形成了致密油注水吞吐技术。采用二次井网加密,实现了井间缝网的有效搭接,储量得到了有效动用。优化水平井体积压裂参数和改造模式,投资成本得到有效控制,实现了致密油的效益开发。三塘湖盆地致密油的成功开发对国内同类的开发具有重要的借鉴意义。     

三塘湖凝灰岩储层分段压裂技术研究与应用

吐哈油田三塘湖马56区块条湖组为致密灰岩储层,在裂缝方位和油藏多裂缝预测的基础上,利用滑溜水+弱交联液体系实施大排量、低砂比、沟通天然裂缝的分段压裂技术路线,通过采用前置酸预处理技术、多段塞降阻降滤技术、快速破胶技术、小粒径组合陶粒技术及井下微地震测试技术,三塘湖马56区块致密油藏的水平井多段压裂改造取得突破,为油田的高效开发奠定了基础。     

致密油水平井缝网增能重复压裂技术实践

针对三塘湖盆地马56块致密油采用水平井大规模体积压裂开发方式存在地层能量不足,单井产量下降快,采收率低的问题,在分析致密油水平井体积压裂效果和生产现状的基础上,开展了储层润湿性评价、数值模拟、工艺参数优化等室内基础研究,形成了前期注水补充地层能量,后期实施大排量压裂的缝网增能重复压裂技术,达到动态渗吸排油的目的。现场先导性试验7井次,改造后日产油达到初次压裂日产油的93.5%,增油效果突出,有效改善了区块的开发效果,为致密油水平井重复压裂探索出一条新途径。     

致密油水平井缝网增能重复压裂技术实践

针对三塘湖盆地马56块致密油采用水平井大规模体积压裂开发方式存在地层能量不足,单井产量下降快,采收率低的问题,在分析致密油水平井体积压裂效果和生产现状的基础上,开展了储层润湿性评价、数值模拟、工艺参数优化等室内基础研究,形成了前期注水补充地层能量,后期实施大排量压裂的缝网增能重复压裂技术,达到动态渗吸排油的目的。现场先导性试验7井次,改造后日产油达到初次压裂日产油的93.5%,增油效果突出,有效改善了区块的开发效果,为致密油水平井重复压裂探索出一条新途径。     

致密油水平井分段注采一体化管柱研究

水平井注水吞吐采油是三塘湖盆地致密油区块开发的重要方式.针对水平段合层笼统注水吞吐工艺出现层间吸水不均,低渗透储层储量无法有效动用,以及多轮次吞吐后开发效果变差的突出问题,设计了水平井分段注采一体化管柱,研制了机电一体化智能注采器、高压过电缆封隔器及安全辅助工具等,实现了水平井一趟完井管柱分段注水-分段采油的功能.现场...     

大庆油田致密油藏井网优化技术及应用效果

大庆油田致密油资源丰富,但存在储层致密、单井产量低、开发效益差等问题,为探索致密油有效开发技术,开展了致密油水平井开发现场试验。在精细构造研究基础上,井震结合研究致密油储层分布规律,精细刻画砂体空间展布特征,优选有利布井区。通过致密油储层水平井井网优化研究,形成了致密油藏水平井开发模式及井网优化技术,经过水平井优化设计、现场动态跟踪调整实施及有效的增产改造,取得较好的投产效果,为致密油储层有效开发奠定了基础。     

致密油水平井暂堵转向压裂技术的现场应用

马56区块油层深度为2000~3000米,油层厚度10~40米,岩性复杂,孔隙度8.4~19.1%,渗透率基本小于0.1mD,属于典型的致密油储层。根据地质特征、实际压裂情况及生产历史开展重复压裂潜力评估分析,确定重复压裂能够进一步提高该区块的产量挖潜。对三塘湖马56-1H井实施暂堵转向重复压裂试验后,增产效果显著。马56区块致密油藏的水平井暂堵转向重复压裂改造取得突破,为致密油的高效开发奠定了基础。     

马58H致密油藏水平井分段多簇射孔压裂技术

马58H井是位于三塘湖盆地马朗凹陷马中地层岩性圈闭的水平探井,属致密凝灰岩油藏,具有高孔低渗、小孔喉、非均质性强的特点,水平井段长804 m。为解决该井压裂作业存在的难题,开展了致密油藏水平井分段压裂技术研究。针对低温井压裂液快速破胶难及施工后对致密油储层的伤害问题,研制出配套的超低浓度、低伤害复合压裂液体系,并通过对裂缝条数、裂缝长度、裂缝导流能力的优化、铺砂浓度与导流能力关系优化、簇间距及孔数优化,采用速钻桥塞分段多簇射孔压裂工艺,顺利完成了该井压裂施工。马58H井分段压裂施工总液量7 755.9 m3,总砂量566.3 m3,最高排量11.2 m3/min,压裂后获得日产131 m3的高产油流,为吐哈油田三塘湖致密油高效开发动用探索了一条新途径。     

砂岩致密油水平井压裂开采参数优化设计

随着国内常规油气田开发逐步进入中晚期,并且,在高油价的影响下,油气资源开发正从常规油气向非常规油气开发跨越。虽然水平井加水力压裂是国内外公认开发致密油的最有效手段,但是,对砂岩致密油水平井压裂产量影响因素的研究却较少。利用数值模拟方法,采用精细化网格建立砂岩致密油水平井分段压裂的单井模型,研究了水平井设计参数、水力压裂设计参数及裂缝方位这3个要素对开发过程中产量的影响,对实现砂岩致密油水平井的高效开发具有重要的指导意义。     

旋转导向随钻测井在长庆油田致密油水平井实验区的应用

水平井开发作为提高单井产量的重要手段已在长庆区块普遍应用,但在致密油区块优质、高效地完成薄油层长水平段钻井已成为水平井开发的技术难点。在长庆油田致密油开发实验区,宁平×井应用旋转导向随钻测井技术安全优质地完成该井的测井、定向、导向及解释评价一体化的随钻测控服务,取得了良好的应用效果,为长庆油田致密油水平井开发摸索出了一套系统的解决方案。     

玛湖致密砂砾岩2 000 m水平段水平井优快钻完井技术

准噶尔盆地玛湖斜坡百口泉组致密油为新疆油田公司新发现的大油区,在探索长水平段水平井开发过程中,面临砂砾岩地层可钻性差,地层井壁失稳垮塌严重,漏失复杂情况多,平均单井漏失173 m3,水平段机械钻速仅2.06 m/h,固井难度大等问题。针对以上难点,重点开展了井身结构及井眼轨迹优化、EVOLUTION?类油基钻井液、长水平段小间隙固井技术、砂砾岩难钻地层的钻头选型等钻井提速配套技术研究和实践。在玛131区块成功完钻了2口2 000 m长水平段水平井,钻井周期减少27.7%,下套管顺利,固井质量满足大型分段压裂要求,形成了一套适合玛湖地区致密油经济有效开发的钻完井技术。     

莺歌海盆地高温高压水平气井井控影响因素

水平井是提高莺歌海盆地区域气井产能的重要手段,该区域的高温高压特点严重制约着钻井井控安全。结合水平井渗流理论和多相流理论,建立了高温高压水平井井控压井模型,以莺歌海盆地的一口井为例,模拟分析了高温高压水平井井控的特点。模拟分析结果表明:水平段长度越长,渗透率越大,溢流量越大;水平井具有更大的井涌允量和更长的关井时间; 钻井液密度在该区域高温高压环境下会减小;相同溢流条件下,高温井的井底压力降低更明显;如果使用油基钻井液,溢出气体会溶解到钻井液中,随着向上运移,气体不断析出并且膨胀,导致泥浆池增量在压井后期突然增大。高温高压水平井的井控分析为莺歌海盆地的高效安全开发提供了技术支持。     

大庆油田致密油水平井强抑制防塌水基钻井液技术

针对大庆油田齐家区块致密油水平井钻井过程中存在的井塌、卡钻等问题,在聚磺水基钻井液体系基础上研制出强抑制防塌水基钻井液。室内研究表明,聚合醇和有机硅酸脂的协同抑制作用,可有效降低泥岩、泥页岩水敏性,采用铝基聚合物封堵地层微裂缝,可提高井壁稳定能力。该体系在齐家区块应用5口井,均未出现井壁坍塌和卡钻等事故,平均机械钻速14.5m/h,平均井径扩大率5%,水平段钻进摩阻30~60 k N,有效解决了大庆油田齐家区块致密油藏长水平段水平井钻井中存在的问题,为致密油储层的高效钻进提供了借鉴。     

胜利油区致密砂岩油藏水平井开采技术

胜利油区致密砂岩油藏资源量丰富,总体具有油藏埋藏深、储层厚度薄且孔喉细小、储量丰度低和储层纵向分布零散等特点,直井开发存在产能低、初期产量递减快、效益差的问题.为提高致密砂岩油藏的开发水平,开展了水平井开采技术攻关及试验研究,通过设计优化和施工优化,提升了水平井优快钻井技术,突破了致密油藏产能关;通过完善配套压裂完井管柱、现场注储设备和裂缝监测手段,形成了水平井裸眼分段压裂完井技术.截至2013年3月10日,在胜利油区致密砂岩油藏已实施的水平井中,正常生产井28口,工艺成功率为94.4％,累积产油量为58 602.8t,现场取得了明显的生产效果.     

致密砂岩气藏水平井参数优化

鄂尔多斯盆地致密砂岩气藏总体呈现储层横向变化快、纵向多层发育的地质特征,水平井有效规模开发难度较大。为提高其开发效果,基于对已投产水平井单井控制动态储量、递减率、产能等动态指标的精细评价,从沉积位置、储层厚度、钻遇储层长度、井段位置、轨迹类型、改造方式等方面入手,分析了苏里格气田某区块水平井开发指标的影响因素,并应用灰色关联法定量分析了各参数对水平井产气能力的贡献值。研究结果表明:钻遇储层长度对水平井产能的影响最大,其次是储层位置、沉积微相、储层厚度、轨迹类型,改造方式。结论认为,该区块致密气藏水平井开发设计应遵循以下原则:(1)部署应以心滩和河道中部微相为主;(2)优质砂体厚度大于8 m,横向展布相对稳定;(3)水平段长度在经济效益允许的条件下尽可能长;(4)轨迹类型以平直型为主;(5)改造方式以裸眼封隔器为主。     

昌吉油田致密油长位移丛式水平井钻井技术

美国致密油成功开发的经验表明,适宜的工程技术与“工厂化”运行模式的有机结合是降低开发成本的有效手段。为了进一步降低开发成本,昌吉油田致密油有效开发试验区采用了大井丛平台水平井开发方式,以满足“工厂化”作业模式需要。针对昌吉油田二叠系芦草沟组致密油钻井地质特点,阐述了井身结构优化设计、钻头优选、水平井眼方位选择、三维井眼轨迹优化设计与精细控制、丛式井防碰以及钻井液体系优选等关键技术,通过现场试验,井身结构实现了由四开变三开,机械钻速较前期探井提高了2.46倍,钻井工期缩短了82.75 d,采用常规定向工具满足了1 300~1 800 m水平段三维井眼轨迹控制要求,钻井成本大幅度降低,为该区致密油有效开发创造了有利条件。     

鄂尔多斯盆地页岩油储层应力敏感性分析及水平井返排制度优化

鄂尔多斯盆地长7段页岩油储层具有储层致密、孔隙结构复杂、地层压力系数低的特点,在多年的开发实践中逐渐总结出长水平井、大规模体积压裂的开发方式,与前期定向井或短水平井相比,开发效果获得了大幅提升。而在压裂液的返排过程中,由于页岩油储层的应力敏感特征,储层物性和地层能量将产生巨大变化,进而影响到初期含水下降速度和单井产量。通过改良的应力敏感实验,明确了页岩油压后储层与原始基质储层相比具有更强的应力敏感性,得出了应力敏感作用下的渗透率变化规律,采用数值模拟、现场统计等方法,优化了鄂尔多斯盆地页岩油水平井合理返排强度和返排时间。     

非常规水平井地震导向关键参数分析及预测方法

水平井地震导向以三维地震资料为基础,综合地质、录井、测井和随钻实时地质评价等多种资料,为钻井工程提供靶体预估、趋势预判及风险预警等信息,即包括入靶导向（目标地层埋深预测）和水平钻进导向（地层倾角、小断层和微幅构造预测等）。然而,由于非常规储层地质特征不同,其水平井地震导向的难点或侧重点也不同。以滇黔川五峰—龙马溪组海相页岩气和松辽盆地泉四段致密油水平井地震导向为例,由于页岩分布广、箱体薄、成层性好,其地层埋深、地层倾角及小断层和微幅构造精细预测是难点,也是导向的关键问题;而致密砂岩相对较厚,其地层埋深、地层倾角、小断层和微幅构造在地震导向中的精度要求相对较低。砂体叠置关系复杂,横向变化快,是导致水平井出层的主要因素。所以,准确预测河道砂是其导向的难点和关键问题。根据储层地质特征分析,建立地质模型,通过钻探实例详细分析不同储层地震导向的关键问题,并基于水平井实时钻探的特点,应用动态地震勘探理论,建立“动态速度”,不断提高深度域地震数据精度,以解决页岩气地震导向关键问题;通过建立“动态属性”,不断提高致密砂体预测精度,解决致密油地震导向关键问题。这些手段有助于提高水平钻探效率和甜点钻遇率。