稀油低渗水平井压裂充填完井技术

充填防砂在稠油水平井的开采方面获得了成功应用,水平井压裂充填技t术是在此基础上将充填防砂技术从充填发展到压裂充填,增加了酸洗清除泥饼工艺,并移植到稀油水平井上进行应用。以河南油田泌304区为例进行了研究,水平井压裂充填完井技术综合应用了精细滤砂管完井、酸洗、压裂充填等工艺技术,所有工序通过一趟管就可以完成,施工非常方便,地层污染小。通过安平2井等4口井的实施,产能比同层开采直井提高了3～10倍,且稳产效果好。     

水平井技术在西柳10断块低渗透薄层油藏挖潜中的应用

针对西柳油田典型的低渗透薄层砂岩油藏西柳10断块采用直井生产、单井产量低、开发效果不理想的情况,进行了水平井开采的适应性研究,认为西柳10断块目的层构造平缓、砂体分布稳定、具一定的自然产能,水平井目的层资源潜力大。提出了水平井技术在低渗透薄层油藏挖潜中的应用,从纵向位置优化、水平段长度优化、水平井产能优化等方面进行了水平井油藏工程优化设计,研究了油层有效厚度、水平段长度、渗透率各向异性程度对水平井产能的影响。在西柳10平1井等312井中的应用取得了良好的效果。     

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3.9 m,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17.9 t,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。     

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。     

平湖油气田稀油高渗透底水油藏水平井开发跟踪研究

东海平湖油气田的H2^3 4油藏为块状底水油藏，参数敏感性研究认为：水平井开发H2^3 4油藏效果明显，水平井应沿构造长轴方向布井，长度以600m为宜。设计的A3水平井目前含水36％，日产油423m^3，采油速率为3．5％，处于中含水低速开发阶段。油藏动态跟踪研究与开发实践相结合，可以及时调整和修改开发技术政策，缓解开发矛盾。经过动态跟踪研究对地质模型及开发方案进行调整后，采收率比初期开发方案设计指标提高5．01％。     

出砂冷采技术在稠油和稀油油藏中的应用

出砂冷采技术已成功且大规模地应用于加拿大西部浅层疏松砂岩稠油油藏。近年,这一技术的应用领域又有新的扩展,在储层胶结程度相对较差的深层稀油油藏常规开采高产井中应用再次获得成功。本文将介绍稠油出砂冷采开采特征和机理以及出砂冷采技术在稀油油藏中的应用情况。     

水平井压裂技术在高89块薄互层特低渗透油藏开发中的应用

水平井压裂技术已经成为低渗透油田开发非常有效的开采技术,但对薄互层特低渗透油藏开发的适应性研究相对较少。以高89块典型薄互层特低渗透油藏为例,通过对水平井裂缝特点和裂缝条数优化设计。水平井参数和油藏水平井-直井井网合理选择等的研究,结合油藏实际效果分析。论证了水平井压裂技术在薄互层特低渗透油藏开发的应用效果和前景。     

河南油田老区薄层压裂技术研究

河南油田老区压裂目的层有效厚度仅有2～6m，隔层厚度最小只有2～3m，压裂改造的技术难点在于压裂目的层薄，隔层遮挡能力差，压裂施工容易压窜隔层，加剧老区层间矛盾。通过对影响人工裂缝高度因素研究与分析，研究出了薄层压裂工艺技术，现场实施45口井次，累计增产原油39000t，取得了良好的增产效果。薄层压裂技术为河南油田老区的稳产提供了重要的技术保证。     

河南油田老区薄层压裂技术研究

河南油田老区压裂目的层有效厚度仅有2～6 m,隔层厚度最小只有2～3 m,压裂改造的技术难点在于压裂目的层薄,隔层遮挡能力差,压裂施工容易压窜隔层,加剧老区层间矛盾。通过对影响人工裂缝高度因素研究与分析,研究出了薄层压裂工艺技术,现场实施45口井次,累计增产原油39 000 t,取得了良好的增产效果。薄层压裂技术为河南油田老区的稳产提供了重要的技术保证。     

裂缝型潜山稀油油藏开发技术界限研究

为研究油藏地质参数和注采参数对潜山稀油油藏采收率的影响,以渤海A油田为例,应用Eclipse数值模拟软件,建立概念模型,进行了油藏地质参数对最终采收率的敏感性分析,包括裂缝渗透率、裂缝孔隙度、裂缝倾角、裂缝密度等;同时对注采参数进行了优选,包括井网、注水位置、采液强度。研究结果表明,裂缝越发育油藏采出程度越高,对于裂缝型油藏最优的井网形式为平行交错井网,注水位置应该选在靠近油藏底部,最优水平井长度为800~1 000 m,最优采油速度3%左右。     

低渗透油藏水平井压裂理论及现场工艺探讨

水平井井筒应力分布和岩石破坏准则构成了水平井压裂裂缝起裂数学模型,利用迭代法对模型进行了求解.分析表明,井筒方位角不同,最小水平主应力和垂直主应力对裂缝的起裂压力影响规律不同,在井筒方位角为0时最不容易起裂,而在井筒方位角为90°时最容易起裂.现有的裂缝延伸模型中,全三维裂缝延伸模型计算结果与Fracpro-PT软件计算结果具有很好的一致性,适合水平井压裂裂缝延伸模拟,裂缝间距较长时,多条裂缝延伸模型可以在考虑裂缝之间干扰的基础上结合单裂缝延伸模型建立.现场多条裂缝压裂可以总结为限流法压裂和分段压裂两种,限流法施工相对简单,改造强度相对较小,分段压裂改造强度大,但工具设备和工艺要求高,现场水平井压裂作业时应根据现场情况选择合适的压裂工艺.图4表1参14     

深层页岩气水平井储层压裂改造技术

四川盆地南部深层页岩气资源量大,但由于埋藏深、构造复杂,适于3 500 m以浅页岩气储层的分段体积压裂主体工艺技术在3 500 m以深页岩气储层的压裂改造中出现了不适应性,难以形成复杂缝网。为此,借鉴埋深为3 500 m以浅的页岩气实现规模效益开发的压裂工艺技术,结合深层页岩的构造与储层特征,形成了一套适合于深层复杂构造页岩气水平井的储层改造技术,并在渝西地区深层页岩气井的压裂改造中进行了现场实践。研究结果表明:①天然裂缝综合预测技术实现了对天然裂缝带的精细刻画及天然裂缝发育强度的定量预测,为后续压裂施工优化提供了依据;②在页岩储层可压性评价参数中,脆性指数、缝网扩展能力指数及含气性指数越大,储层可改造潜力越大、气井增产效果越好;③采用大规模前置液工艺,"高强度注液、低孔数、低浓度段塞式加砂"工艺,以及实施暂堵转向的缝网复杂度提升工艺,单井储层增产改造体积(SRV)与产能得到了有效提升。结论认为,所形成的储层改造技术适用于深层页岩气储层的压裂改造作业,可以为同类型页岩气井的压裂施工提供借鉴。     

水平井录井技术研究

本文通过对水平井钻井技术的介绍,提出了水平井录井的技术难点,并针对水平井录井技术难点进行了相应的技术研究,取得了良好的应用效果。     

页岩气水平井动态评价方法

页岩气在储层特征、渗流机理、完井工艺和动态特征等方面有别于常规气藏。我国页岩气开发处于探索阶段，总结国外页岩气井动态规律和评价方法，对国内页岩气井动态评价和工艺措施的制定具有借鉴和参考作用。根据国外页岩气水平井生产实践和研究成果，总结了页岩气水平井流动机理和生产特征，并重点剖析了目前页岩气水平井动态评价方法，包括流动特征的识别、有效裂缝参数的计算和改造范围内动态储量确定。从气井流动特征来看，不稳定线性流是页岩气水平井常表现出的流动特征，利用这一阶段的动态数据就能评价水平井压裂后形成的有效裂缝参数；有些井在线性流之后会出现边界流，表示整个改造范围内总体处于衰竭状态，利用这一特征可以评价改造范围内的动态储量。     

双分支侧钻水平井钻井技术在薄层稠油油藏中的应用

针对高10井区的油藏特点,经过对油藏地质特征的重新认识,利用双分支侧钻水平井技术恢复该井区油井生产能力.在高3-4-17井侧钻后,获得高产工业油气流.在该侧钻水平井实施成功的基础上,在高10井区部署4口水平井,已经成功实施3口,初期日产油平均18t/d,获得较好的经济效益.高3-4-17侧钻水平井的成功实施,促进了开发部署观念的转变.     

肇平3长水平段水平井钻井技术

文章在分析肇平3井施工难点的基础上,进行了井身结构、井眼轨迹和钻具组合的优化,施工中应用旋转导向钻井技术、减摩降扭技术和破坏岩屑床技术,保证了该井的安全施工。     

考虑动能压降的气藏水平井长度优化

动能压降会影响水平气井的产能,传统的水平气井产能公式不考虑动能压降。为了得到水平气井井筒的压降方程,把水平气井水平段看作水平管路,利用气相管流基本方程,得到不同流入剖面条件下井筒中的压力梯度,经过积分得到水平气井跟部和趾部之间的压降方程,进而得到井筒中的流动阻力。根据Joshi公式得到水平气井在水平面和垂直平面上的渗流阻力,再结合井筒中的流动阻力,利用等值渗流阻力法便可得到水平气井的产能公式,再结合Dikken方法最后优选出水平段的长度。     

苏里格气田致密砂岩气藏水平井开发技术及展望

鄂尔多斯盆地苏里格气田具有“低渗透率、低压力、低丰度、薄储层、强非均质性”的特征,单井产量低、压力下降快、稳产难度大、开发难度大。为了实现该气田的有效开发,中国石油长庆油田公司从2001年开始持续攻关,逐渐掌握了该气田致密砂岩气藏储层地质特征精细描述的方法,形成了针对该气田薄层强非均质性致密砂岩储层的水平井开发地质、快速钻井、多段改造等技术系列。水平井有效储层钻遇率已由初期的23％提高到目前的60％以上,单井日产气量超过5×104 m3,是邻近直井的3～5倍,已规模建成水平井整体开发区,实现了气田开发方式的转变,开发水平和开发效益显著提升。苏里格气田低渗透强非均质性致密砂岩气藏水平井开发技术的成功应用,说明了水平井是致密砂岩气有效开发的重要技术,也展示了该气田致密砂岩气藏良好的开发前景。     

吐哈盆地北部山前带深层致密气藏水平井钻井技术

吐哈盆地北部山前带和斜坡区致密气资源前景广阔,水平井技术是实现致密气有效开发的重要途径。但北部山前带水平井钻井中存在高陡构造地层倾角大,直井段井身质量控制困难;大段煤系地层、薄互层等复杂地层发育,井壁稳定性差,坍塌严重、复杂事故频发;深部地层可钻性差,水平段施工钻头破岩效率低,钻井周期长等一系列技术难题。通过优选适合北部山前带水平井的井身结构、井眼轨迹和钻井液体系,开展个性化钻头、煤系地层安全定向钻井、小井眼长水平段旋转地质导向钻井技术攻关和现场应用,形成一套适合于北部山前带致密气藏水平井优快钻井技术系列,达到提高水平井机械钻速、有效缩短钻井周期的目的,为实现致密砂岩气藏的“安全、高效、优质、经济”勘探开发提供强有力的技术支持。     

碳酸盐岩潜山录井快速评价技术

碳酸盐岩潜山是冀中地区油气勘探主要目的层之一,其特点是储集类型复杂、非均质性强.针对碳酸盐岩储层快速识别与储层物性评价开展了研究,完善了碳酸盐岩岩性特征、工程特征储层识别评价方法,建立了功指数储层识别、物性评价方法与评价标准,实现了储层快速识别与评价.在碳酸盐岩潜山多口井中应用取得良好成效,目前储层识别与评价符合率大于85%.为综合录井仪深入推广奠定了良好基础.