致密储层水平井CO_2吞吐能量补充试验

针对致密储层水平井采用大规模体积压裂改造、弹性开发后期产量递减快,注水开发难以建立有效驱替的实际,为提高致密储层水平井产量,探索试验了CO_2吞吐能量补充技术。通过室内研究及大物模试验,确定了CO_2吞吐增产机理,建立了较精确的地质模型,优化了试验井注入量、注入速度、焖井时间等注入参数。现场试验1口井,初期日增油11.7t,累积生产203天,日增油3.7t,累计增油1150t,达到了较好的增产效果,为致密储层水平井能量补充方式提供了技术借鉴。     

致密油体积压裂水平井CO2吞吐注采参数研究及应用

近年来,新疆油田在环玛湖地区致密油气藏的勘探开发取得了可喜进展,但开发中面临着致密油体积压裂水平井天然能量开发产量递减快,地层能量不足,采收率低等挑战,针对致密油体积压裂水平井弹性开发采收率低的问题,开展了室内研究与矿场试验,以增油量为评价依据,优化了吞吐时机、注入方式、注入量、注入速度等吞吐参数,选取Ma HW001井进行现场试验,增油效果明显。研究表明:增膨、降黏是致密油藏CO2吞吐增产的主要作用因素;优化CO2吞吐注采参数,其最优参数组合为“CO2+顶替水段塞”组合注入,注气速度为1 2 0～1 6 0t/d,注入压力为15MPa以内,焖井60～80天。水平井体积压裂后,采用CO2吞吐增油效果明显,实现了该区致密油提高采收率的初步突破,同时对类似致密油藏增产提供了重要的指导意义。     

WB长3超低渗油藏水平井开发稳产对策研究

WB长3超低渗致密油藏渗流阻力大、压力传导能力差,开发难度大。超低渗油藏水平井注水开发尚无成熟的经验,水平井弹性开采,产量递减较快,单井稳产难度大,采收率低。本文研究了该井区水平井含水变化规律、递减特征和地层能量变化特征等生产动态特征。通过对比研究不同的开发方式,提出段内多点注水和超前注水是有效控制水平井递减的有效的稳产对策,还通过分析提出了合理的注水参数,有效预防了油井过早水淹。     

扶余油层有效动用技术对策

针对扶余油层储量丰度低、渗透率低、储层致密,油井常规压裂改造效果不理想,文中提出在扶余油层老井开展多层段大规模缝网压裂、新区开展直井大规模缝网压裂后弹性开采及水平井缝网-体积压裂思路,同时,提出了采用直井五点法矩形井网代替水平井开发的技术思路,对扶余油层的经济有效动用具有重要知道意义。     

水平井分段式冲砂洗井与吞吐采油技术研究

水平井体积压裂开发模的研究与推广在致密油藏开发中取得了较高初产,但是采用万方液千方砂的开发模式不仅造成后期水平段易砂堵,且产量递减快,采收率低,经济效益差。致密油藏体积压裂水平井后期稳产开发已成为目前研究的热点和重点。本文根据水平井冲砂洗井与吞吐采油工艺原理,开展了致密油藏水平井分段式洗井与吞吐采油工艺技术可行性研究,实现了水平井冲砂洗井与吞吐采油两种工艺技术有机结合,不仅整体缩短了施工程序和时间,而且有效避免了水平井洗井过程中大井斜段易砂卡风险,实现了补充地层能量的目的,并在现场应用中取得较好效果。     

挥发性油藏CO2混相驱数值模拟研究

X_(52)油藏在目前开发过程中存在地层压力低,地层亏空严重,产量下降快,递减幅度大,天然能量开发已进入中高含水期,水淹严重,大量剩余油以残余油形式滞留与地层中,继续靠边水驱替或人工注水驱很难改善开发效果等一系列问题。为了进一步提高开发效果,进行了CO_2混相驱数值模拟研究,优化了注采井网井距、注采方式、注入速度、注采比、注入方式等注采参数,预测了最佳开采方案。数值模拟研究表明,选择在油藏构造高部位采用水气交替方式注入CO_2,能在构造环部形成新的油气富集带,机理清楚,工艺相对简单,开发效果好,是一种值得推广的高水淹挥发性油藏三次采油方式。     

特低渗浅层油藏二氧化碳驱技术矿场试验

渭北油田属于典型的"低压、低渗、低孔、低温、油藏埋深浅"致密油藏,储层地质条件差,地层导压能力弱,注水开发效果差,结合渭北油田的这些特征,探讨了二氧化碳非混相驱在渭北油田开展的可行性。通过在渭北油田东北部的WB1-1井组开展二氧化碳非混相驱矿场试验,研究二氧化碳非混相驱在渭北特低渗致密油藏提高采收率的可行性。结果表明:WB1-1井组四口油井均见到了注气效果,日产油量均有所增加,因此,在渭北特低渗透致密油藏开展注二氧化碳非混相驱提高采收率是可行的,尤其是针对通过注水开发难以建立起有效驱动体系的区块,这种方法提高采收率更加有效。     

数值模拟方法论证深层致密油藏二氧化碳驱关键注入参数

HZ区块阜三段油藏为封闭-半封闭层状未饱和复杂断块油藏,油藏埋藏深,属典型深层致密油藏。地层原油饱和压力低,为天然弹性能量驱动。试采显示油藏天然能量不足,地层压降快,单井产能低,储量难以有效动用。以HZ阜三段油藏为实例,应用油藏工程方法和油藏数值模拟技术,对HZ区块阜三段深层致密油藏进行了CO_2驱参数优化,优选出了CO_2驱方式及关键注入参数,并对推荐开发方式下的主要开发指标进行了预测。研究结果显示,针对HZ区块低渗多层复杂断块油藏开发模式可采用直井或大斜度井压裂开发,推荐采用4注12采的注CO_2驱井网进行开采。预测末期年产油1.36×10~4m~3,采油速度0.68%。采出程度为21.40%。     

改善加密区水平井蒸汽吞吐效果对策研究

受油藏条件及直井蒸汽吞吐开采方式的制约,辽河油田杜84块超稠油开发已进入高轮递减阶段,为缓解此矛盾,开始了水平井加密井网试验,利用水平井加密原直井井网挖掘井间剩余油,以提高采收率。目前加密水平井开发规模逐渐扩大,如何改善加密水平井的蒸汽吞吐效果成为突出问题。本文以曙一区杜84块超稠油水平井为例,研究认为井间剩余油的分布、水平段流体的流动状态、油层非均质性与汽窜和水平井段长度等因素影响了加密水平井的开采效果,利用合理优化水平井注采参数、调整注汽管柱在水平段下深、高温调剖、三元复合吞吐技术、直井与水平井间的多井整体蒸汽吞吐等方法改善加密水平井的蒸汽吞吐效果,进而提高超稠油油藏采收率。     

大路沟油区长2油藏注水开发对策研究

大路沟油田长2油藏，地层能量不足、局部注采井网不完善、注采剖面问题突出、长停井及低产低效井比例高。共有注水井30口，控制油井72口，水驱储量控制程度为71.0%。长2油藏油水井比例达到2.9:1,整体注采井网较完善。长2目前地层压力保持水平、含水上升率均较低，需要加强注水补充地层能量，长2油藏预测采收率分别为22%。在前期大量地质研究的基础上，制定注水开发对策。     

双河油区产量动态特征及低产成因分析

经多年开发双河油区长6油藏地层压力下降,产量持续递减,严重制约了油藏的有效开发。以Arps产量递减方法为基础对研究区产量递减规律及其递减原因进行分析研究,结果表明,双河油区长6油层组产量递减属于双曲线递减,注水量下降及供液不足是产量递减的主要原因。同时针对近年来低产低效井比例逐年增加的现状,从地质、开发等因素对低产低效井成因进行分析,针对储层物性差,天然能量较弱,注采井距偏大,注采对应率低。提出了4种相应的调整对策：整体压裂,加强注水,减小注采井距,增加注水井及注水井补孔压裂。这对于减缓油田产量递减,提高油田原油采收率,改善开发效果具有重要意义。     

宁东油田水平井注水开发研究

应用水平井开发油藏,可以增加单井控制储量和单井产能,但水平井注水开发仍然不同于常规井网开发,需要合适的注采井网,合理的注采参数以确保取得较好的开发效果~([1])。宁东26井区延安组延5油藏为低压低渗边水油藏,利用水平井通过合理的井网部署,注水后加强精细注采管理,对注水受效特征进行分析,明确主流线方向,以此为依据,理论联系实际,确定合理的注采比,采油速度,生产压差等参数。宁东26井区延5油藏通过水平井开发取得了较好的开发效果,预测最终采收率在30%,成为水平井开发取得较好开发效果的典型例子。     

合水地区致密油油藏注水井转采实施效果分析

致密油是继页岩气之后全球非常规油气勘探开发的又一新热点,被中国石油界广泛关注。研究表明,鄂尔多斯盆地延长组致密油成藏条件良好,主力层系为长6、长7油层组,盆地中部及南部深湖相沉积发育区是最有利的致密油勘探区。合水地区致密油油藏发育,储层物性差,具有显著的低渗、低压、低产特征,近年来通过水平井大规模体积压裂取得了较高的初产,但油井呈现出初产高、递减大、注水不见效、裂缝性见水的突出问题。对合水地区开展了致密油油藏注水井转采措施效果分析和探究,认为有必要对注采响应关系明显、裂缝性含水上升突出、注水长期不见效的井组内注水井实施转采措施,以提高油层动用程度。     

超低渗油藏水平井水驱见效规律研究

长庆油田鄂尔多斯盆地长6～长8油藏为典型的超低渗透油藏,在水平井注水开发过程中表现出与直井截然不同的开发特征。本文主要致力于明确超低渗透油藏水平井水驱见效的规律。基于长庆油田典型的三种超低渗透储层,结合统计分析和数值模拟的方法,发现水平井边缝易受效、中缝难受效,注水受效后,油井转为稳产或缓慢递减,总体产量呈现分段递减的特征;同时,短水平井段、小注采单元条件下开发,注水见效程度更好。这为油田生产指标的预测和开发政策的调整提供了依据。     

差异化开发实现樊144块滩坝砂储量有效动用

滩坝砂油藏存在埋藏深、层薄而多,无自然产能、弹性开发递减快、采收率低,注采井网确定难度大等特点,根据正理庄油田樊144块不同井区储层物性特点,分别实施了小井距注水开发、大型压裂仿水平井注水开发和弹性开发三种开发方式,根据开发方式不同,分别实施了针对性调配方式。通过对比分析,小井距注水开发效果最好,弹性开发效果采收率最低。     

致密油水平井缝网增能重复压裂技术

随着WQ油田M块致密油水平井衰竭式开发的不断推进,造成地层严重亏空,导致单井产量递减快,采收率低等问题,只有对储层进行大规模改造,才能形成有效渗流。首先,本文通过研究对比注水吞吐和常规体积压裂的现场压裂效果,找出二者在缝网增能中效果不佳的原因。其次,针对二者局限性提出了水平井缝网增能重复压裂技术。最后,在M区块开展了致密油水平井缝网增能重复压裂技术现场先导性试验。结果表明,通过提升工具性能,优化措施工艺,各工序占井时间同比下降24%～57%,压裂作业时效提高14%,单段费用下降21.3%,有效期内可实现净增油3000t,产出投入比达1.2($50),实现效益开发,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。     

高246块水平井侧向重力水驱试验认识

高246块莲花油层属于厚层块状砂砾岩底水稠油油藏。1977年投入开发,先后经历天然能量、蒸汽吞吐、常规注水及水平井二次开发四个阶段,开发效果逐渐变差,为了提高区块储量动用程度,改善水驱效果,实现高效开发,决定水平井二次开发阶段实施水平井先期生产,后期注水与直井生产相结合的生产方式合理开发。2008年7月采用100～150m类反九点注采井网,开展水平井侧向重力水驱试验,试验区开发效果取得明显改善。     

X油田A83C7页岩油储层高效开发技术评价与分析

A83C7油藏属于典型的致密页岩油藏,孔隙度和渗透率低,常规注水开发,表现出导压不导流,见效即见水的特征,有效压力驱替系统建立缓慢,开发难度大,且随着开发时间的延长,出现单井产量递减快,开发效益逐渐变差,通过多年的开发试验,采取多种注水井网和多种能量补充方式开发,开发效果和效益均较差,急需通过改变开发方式来提高单井产量。本文旨在通过对A83区水平井历年不同规模的压裂效果进行评价,对比各类压裂措施效果,确定地层能量是保障措施效果的关键因素,水平井规模体积压裂是提高单井产量的有效手段,为页岩油储层高效开发提供技术依据。     

深化油藏认识 搞好油藏改造

濮城油田沙二上 4-7油藏注采井网不完善 ,井况差 ,层间差异大 ,油层物性差 ,为此进行剩余油研究 ,确定剩余油集中分布在断层边角 ,注采井网不完善的井区 ,通过油井转注完善注采井网。对油井进行压裂改造 ,提高油藏水驱控制程度     

直罗油田大东沟井区长2油藏井网井距评价及储量预测

长2油藏为直罗油田大东沟井区的主力开采油藏,属于裂缝性低渗透油藏,产量递减快,需依靠注水来保持地层压力进行开采,论证得到长2油藏进行注水开发是可行的,计算合理的井网密度和极限注采井距,进而确定合适的井网形式,最后进行采收率预测并确定可采储量。