中国致密油藏水平井注水吞吐技术进展与发展趋势

中国致密油藏多采用水平井体积压裂衰竭式开发,水平井产量递减快,一次采收率不足10%。因此,有效补充地层能量是致密油藏体积压裂水平井稳产的关键。注水吞吐是致密油藏水平井的一种有效注水补充能量方法,近年来针对该方法进行了大量的研究和实践。在介绍注水吞吐工艺的基础上,从渗吸采油微观机理以及压力对渗吸排油影响两个方面对注水吞吐机理的研究进展进行了概述,并系统总结了储层性质和工艺参数对注水吞吐采油效果的影响。为了提高注水吞吐的开发效果,目前主要形成了化学处理剂辅助注水吞吐技术、大排量注水强化注水吞吐技术和水平井同井缝间异步注采技术3种改善注水吞吐开发效果的技术。进一步通过总结注水吞吐油藏数值模拟和工艺参数优化的研究成果,分析矿场实践经验,提出了中国致密油藏注水吞吐技术未来发展趋势。     

致密油体积压裂水平井CO2吞吐注采参数优化

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。为此,开展了室内实验与矿场试验,结果表明,CO_2吞吐在致密油藏开发中具有较好的适应性,是提高致密油藏采收率的一项有效措施,CO_2吞吐的注采参数设计直接影响最终吞吐效果。通过水平井A井并结合室内实验数据,进行相关经验公式和数值模拟计算,以增油量和换油率为评价依据,在生产动态分析的基础上,优化了CO_2吞吐时机、注入总量、注入速度等吞吐参数,为实际生产提供依据。     

Y油田长7致密油CO_2吞吐效果认识

Y油田长7致密油自投入开发以来,定向井初期单产仅1.5 t,且递减大。水平井虽初期单产高,但仍存在递减大,注水后多向见水。该区由于储层致密,启动压力梯度高,常规注水开发压力传递较慢,有效驱替系统难建立,加之存在裂缝等优势渗流通道,整体表现出注水不见效、见效即见水、整体开发效果差。近几年通过周期注水、空气泡沫驱、体积压裂、快速吞吐、异步注采、吞吐注水、强注等工作,地层能量得到了有效补充、油井递减得到了减缓,但效果不明显。为了进一步探索地层能量补充方式及改善驱油介质,2017年在该区实施定向井及水平井CO_2吞吐,取得了一定的认识。     

鄂尔多斯盆地长7段致密油合理开发方式探讨

鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7致密油储集层致密,孔隙结构复杂,孔隙度小,渗透率低,储集层微裂缝发育,地层压力系数低,采用丛式井网超前注水开发单井产量低,难以实现有效动用。以鄂尔多斯盆地A井区长7致密油为例,通过物质平衡理论计算、数值模拟方法研究以及矿场实践数据分析,认为水平井体积压裂后单井产量大幅度提高,但采用直井注水、水平井采油的联合井网开发,水平井见注入水风险大,见水比例达到65%;水平井衰竭式开发地层能量下降快,前期单井产量平稳,生产12个月后单井产量递减大,4个月单井产量累计下降50.3%。由此提出了水平井体积压裂后衰竭式开采,待地层能量不足时,运用注水吞吐采油的开发方式,致密油体积压裂水平井注水吞吐第1周期单井日产油量比吞吐前增加78.3%,注水吞吐采油取得初步效果。     

致密油水平井小型注水吞吐技术研究

目前致密油水平井开发过程中,常规注水适应性差,自然能量开发递减大,水平井低产低效,整体采出程度低,迫切需要对水平井有效补能技术进行攻克,来实现恢复单井产能,提高采收率。D1区C7油藏为一个致密油水平井开发单元,受裂缝发育、井间干扰大、注水适配性差等因素影响,长期无注水补能,自然递减持续较高,开发水平低。针对此问题,前期开展了水平井长周期注水吞吐和压裂车快速分段注水吞吐矿场试验,取得了一定效果,但存在注水有效利用低的问题,投入高产出低。通过研究两种试验机理,结合实际情况,摸索出了小型快速注水吞吐技术,增油效果较好,为同类油藏开发具有现实指导意义。     

致密油藏开发特征及开发技术分析

对致密油藏的广义与狭义概念,二者的适用范围进行了阐述,对比常规油藏,分析了致密油藏的开发特征、产生原因及国内致密油藏的开发技术。致密油藏具有明显的开发特征:(1)初期油水同产,含水率稳定,一段时间后含水率下降;(2)油井的动液面随着时间的推移变化很快;(3)致密油藏衰竭式开发时,递减呈"三段式"特征。水平井体积压裂衰竭式开发递减快,一次采收率低,常规注水开发不适用于致密油藏,注水吞吐、体积压裂闷井、重复压裂开发等是现阶段提高致密油藏采收率的重要开发技术。     

致密油体积压裂水平井CO_2吞吐实践与认识

针对致密油体积压裂水平井弹性开发采收率低的问题,运用室内实验和数值模拟方法,以增油量和换油率为评价依据,结合水平井数据,优化了吞吐时机、注入总量、注入速度等吞吐参数。应用CO_2吞吐优化参数,选取YP1-7井进行现场试验,该井累计注入二氧化碳9 900 t,初期日增油17.4 t,增油效果明显。研究表明:致密油水平井体积压裂储层改造体积大、裂缝复杂,吞吐过程中不能实现混相;增膨、降黏是扶余致密油藏CO_2吞吐增产的主要作用因素。该技术在扶余致密油藏开发中具有较好的适应性,是提高致密油藏采收率的一项有效手段。     

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。     

三塘湖盆地条湖组沉凝灰岩致密油有效开发技术

三塘湖盆地中二叠统条湖组沉凝灰岩致密油分布稳定,天然裂缝发育,储集层具中—高孔、特低渗的特征,结合近年来研究区致密油勘探取得的成果,分析有效开发面临的技术性难题;采用水平井+体积压裂技术虽然实现了储量整体动用,但产量递减快,一次采收率低,开发效益差。为探寻类似致密油高效开发技术路线,逐步探索出快速补充地层能量注水吞吐技术,缩小井距,实现井间缝网搭接的缝控储量井网加密技术,加密后,由单井吞吐转向井组渗吸+驱替注水技术。采用以上技术,解决了多井低产的问题,采收率由2.5%逐渐提高至10.2%,采油速度保持在1.0%,达到了相对高效开发的目的,并实现了效益开发。形成的技术理念对类似致密油的有效开发具有借鉴意义。     

三塘湖盆地马中致密油藏注水吞吐探索与实践

三塘湖盆地马郎凹陷马中致密油藏水平井投入开发后,地层压力下降快,自然递减大,投产第1年自然递减超过50%,一次投产采收率低的矛盾凸显,亟需开展提高采收率矿场试验。通过对比分析马中致密油藏储层物性、含油性及岩石润湿性,储层相对润湿指数0.18~0.48,表现为弱亲水-亲水特征,适合注水吞吐,并对注水吞吐机理及影响因素进行了深入分析研究,有效地指导了现场实践,开展先导试验注水吞吐7口井,平均单井日增油10.3 t,平均单井累计增油805 t。注水吞吐已经成为马中致密油藏一种新的有效开发方式,分析认为注水吞吐效果与吞吐水量呈正相关性,当注入压力达到超地层破裂压力吞吐效果较好,水平段轨迹位于油层中上部的井注水吞吐效果好于水平段轨迹位于油层下部的井,但随着注水吞吐轮次的增加效果减弱,下步需要研究多轮次注水吞吐后提高采收率的技术。     

玛湖凹陷致密砾岩油藏CO2异步吞吐提高采收率

CO2具有增能和降黏的特性,CO2异步吞吐是提高致密油藏采收率的有效途径之一,通过注气井组"注—采—焖"相互配合,可提高井间储量动用程度,有望成为准噶尔盆地玛湖凹陷致密砾岩油藏提高采收率的接替技术.综合考虑地层压力、饱和压力及最小混相压力,设计双岩心并联的CO2异步吞吐实验,以明确储集层物性、注采压差和吞吐时机对开发效...     

水平井CO2缝间驱替产能影响因素

致密油藏衰竭式开发产量递减快,能量亏损严重。为探索更有效的开发方式,采用CMG-GEM软件建立水平井CO₂缝间驱替模型,模拟CO₂注入量、注入压力、储集层温度、裂缝间距以及裂缝长度对水平井产能的影响。结果表明：水平井CO₂缝间驱替能够较大程度地增加CO₂波及面积,充分挖掘剩余油,提高开发效果;注入压力为25 MPa时,CO₂注入量应接近且不超过10×10⁴ m³;日产量峰值随注入压力、裂缝间距和裂缝半长的增大而增大;储集层温度为80 ℃时,日产量峰值相对于其他温度较高,储集层温度越高,日产量达到峰值所需的时间越短。     

致密油藏超临界二氧化碳吞吐开发特征实验研究

针对鄂尔多斯盆地致密油藏采油速度快速递减、油藏压力无法保持的问题,探索采用超临界CO2吞吐开发方式开展超临界CO2吞吐长岩心实验研究,探讨了超临界CO2吞吐方式提高致密油采收率的作用机理、开发特征、影响因素等,探究了注气速度、注气相态、N2辅助保压、衰竭压力等重要操作参数对提高致密油采收率的影响.研究表明:超临界CO2...     

吉木萨尔页岩油CO2吞吐方案优化及试验效果评价

针对吉木萨尔页岩储层衰竭式开发采收率低,传统提高采收率措施难以有效增产的问题,提出了CO₂吞吐提高采收率的方法。运用数值模拟方法,建立了工区储层油藏数值模拟模型,依据水平段长度及油层厚度优选了适用于CO₂吞吐的试验井,明确了基质增能对于CO₂吞吐的决定性作用,并对CO₂吞吐的工作制度进行了优化。最终将优化方案应用于现场试验,结果表明:试验井间存在裂缝窜扰,导致CO₂吞吐注入阶段气窜严重,CO₂未充分进入基质置换原油,整体开发效果较差。研究内容对页岩油藏注CO₂吞吐提高采收率具有参考意义,可为调整CO₂吞吐开发方案提供借鉴。     

N2泡沫/CO2复合吞吐提高采收率三维物理模拟试验研究

经CO₂多轮吞吐后,华北某稠油油藏增油效果逐年变差,为进一步改善开发效果,采用N₂泡沫/CO₂复合吞吐提高原油采收率。为明确N₂泡沫/CO₂复合吞吐提高原油采收率机理,通过泡沫体系动、静态性能评价试验,评价了N₂泡沫体系的封堵性能;采用自主研制的三维非均质物理模型开展了N₂泡沫/CO₂复合吞吐室内物理模拟试验,分析了N₂泡沫与CO₂复合提高采收率的效果及其相关机理。试验结果表明,质量分数0.3%的α-烯烃磺酸钠(AOS)和质量分数0.3%的聚丙烯酰胺(HPAM)可形成稳定的泡沫体系,其封堵率达到99.57%,可实现对高渗层的有效封堵。三维试验结果表明,N₂泡沫/CO₂复合吞吐可使采收率提高22.74百分点,吞吐过程中含水率最低可降至2.07%,有效作用期是纯CO₂吞吐的2.5～3.0倍。N₂     

低渗稠油油藏CO2表面活性剂复合吞吐开发——以克拉玛依油田五区南上乌尔禾组油藏为例

克拉玛依油田五区南上乌尔禾组油藏为低孔低渗稠油油藏,储集层物性差,注水开发产量递减快,地层能量保持程度低,后油井全面关停。近年来重新压裂复产,初期效果显著,但产量递减率高。为解决油井低产低效的问题,开展CO₂表面活性剂复合吞吐技术研究,并进行提产试验。在增油机理实验的基础上,应用多组分油藏数值模拟技术,对CO₂表面活性剂复合注入方式及参数进行优化;建立了增产油量随不同吞吐周期注入量、注气速度、焖井时间、开采强度等参数变化的响应关系,确定了复合吞吐的最佳注入参数。矿场实施后,单井自喷达240 d,增产原油630 t,补充地层能量、改善流动性的效果显著,可供同类油藏开发参考。     

二氧化碳混相压裂吞吐实验

针对南堡凹陷高5断块V油组常规水力压裂开发效果不佳的问题,通过开展PVT和岩心混相吞吐实验,明确CO₂混相压裂吞吐提高采收率作用机理,并利用矿场试验进一步验证技术有效性。研究结果表明：在目前地层压力(33.00 MPa)下,CO₂与原油可实现混相,且注入摩尔分数为60%的CO₂后原油体积膨胀41.01%,黏度降低33.08%,密度增加7.28%,表明CO₂对原油具有较好的增溶、膨胀、降黏作用;CO₂混相压裂吞吐采出程度可达到60%以上。试验井CO₂混相压裂吞吐后稳定生产26个月,累计增油2 200 t,原油重质组分得到了有效动用。该研究为低渗及致密油藏效益开发提供了有效技术途径。     

静态参数对板桥油田板南断块CO2吞吐效果影响研究

为改善板桥油田板南断块产能低、含水较高、采出程度低和地层能量不足等问题, 2018年12月对板14-1断块水平井45 H实施CO₂吞吐技术,降水增油效果明显。为了在板南断块推广该技术,进行静态参数对CO₂吞吐效果影响研究。根据板南断块的地质特征,运用油藏数值模拟方法,通过对比不同静态参数下单井累计增油量和换油率,开展储层孔隙度、渗透率、地层原油黏度、水平井长度及避水高度对水平井二氧化碳吞吐效果的影响研究。结果表明,地层原油黏度及水平井避水高度对底水能量活跃的常规稠油油藏CO₂吞吐效果影响较大,储层孔隙度、渗透率和水平井长度的影响较小。对于板南断块,适宜进行CO₂吞吐的区块孔隙度为30%~35%,渗透率（1 300~1 900）×10-3 μm2,地层原油黏度50~65mPa·s,水平井长度200~230 m及水平井避水高度4~6 m。     

稠油油藏多轮次减氧空气吞吐后复合注气增油机理

为了提高稠油油藏注气吞吐生产效果,针对水驱后多轮次减氧空气吞吐接续注入不同气体或不同气体复合的吞吐增油机理认识不清这一实际问题,开展了一维和三维物理模型实验及正对井和反五点井网的数值模拟,采用不同轮次采油量和原油组分对比分析、渗流过程研究等手段,分析了减氧空气、二氧化碳、天然气等不同气体在稠油油藏吞吐过程中的驱油和洗油机理。结果表明：减氧空气吞吐以堵水为主,多轮次后水线容易突破而较快失效;前置二氧化碳段塞后续注入减氧空气的复合吞吐,发挥了堵水和驱替剩余油的协同作用;先注入减氧空气后注入天然气的复合吞吐,溶解了近井区域重质原油组分,起到了增能、降黏和疏通孔隙的多重作用。10轮次的实验和数值模拟综合研究,明确了3种气体及其复合吞吐的增油机理,得到现场实际井的验证,可供类似稠油油藏气体吞吐提高采收率参考。     

裂缝性致密油藏注水吞吐转不稳定水驱开发模拟

为解决裂缝性致密油藏经多轮次吞吐后,产量降低过快的问题,以天然裂缝较为发育的某致密油藏M区块为例,综合考虑基质、天然裂缝和压裂裂缝的物性和压力差异,开展了数值模拟研究,分析了裂缝尖端应力场和裂缝扩展特征.在此基础上,对比分析了注水吞吐、不稳定水驱的开发效果.结果表明,地层压力随注水时间延长逐渐升高,当地层压力高于裂缝开...