超低渗透油藏水平井压裂优化及应用

超低渗透油藏一般具有孔喉细和渗透率低等特征,导致其出油率特别低。为提升油井石油开采率,采用水平套管井口以压裂的方式形成裂缝,增加油藏的面积增进储油层和井筒之间液体流通的连接性,将大大提升石油的开采率。因此笔者对水平井压裂裂缝进行阐述,分析在实际中的运用探讨超低渗透油藏水平井压裂技术优化形式。     

低渗透油藏压裂水平井产能预测

低渗透油藏是基质渗透率较低的油藏,一般指的是低渗透的砂岩油藏。在我国,根据实际生产特征,按照油层平均渗透率的大小,把低渗透储层划分为三类:一般低渗透层、特低渗透储层、超低渗透储层。其中一般低渗透层属于常规油藏,特低渗透和超低渗透油藏属于非常规油藏。储石油企业在开发低渗透油藏过程中最常用到的技术就是压裂水平井。压裂水平井产能预测对压裂水平井的优化设计、开发效果的提升具有重要推动作用。对水平井压裂不仅能够获得较好的经济效益,而且还能够全面了解岩性、油藏特性,更深入准确的评价油藏。本文首先论述了低渗透油藏压裂水平井半解析的产能预测方法,其次对影响压裂水平井产能的因素进行了分析。     

超低渗透油藏M区块多段压裂水平井产能影响因素研究

根据超低渗透油藏M区块的地质条件和物性,应用非线性渗流模型,结合实际情况分析对比超低渗透油藏M区块不同含水率和不同种类井的流入动态曲线,幵研究了不同裂缝和不同井距的流入动态曲线,确定了决定水平井产油能力的因素。研究结果表明:油水相对渗透率试验结果表明,M区块储层具有启动压力梯度,动水饱和度低,油水互相渗透共同区域较小。超低渗透油藏M区块含水率、井网类型、裂缝数量和井距对产油能力影响较大。其中,含水率为10%、中心压裂水平井采用矩形井网、裂缝数为5和井距80 m的条件下超低渗透油藏M区块产能最优。     

大庆油田实验水平井试井分析

致密砂岩储层由于其储层物性差的原因无法创造可观的经济效益。正当国内外各大油田一筹莫展之际,多级压裂水平井开采技术给石油行业带来了希望,现如今这项新兴技术已经在致密储层展开试验,并且逐渐步入正轨。实验结果表明,多级压裂水平井开采技术在开采致密砂岩储层有着良好的效果。多级压裂水平井开采技术用于开发致密砂岩油藏具有重大优势,其优势体现在不仅具有水平井开发优点,还兼具人工压裂的长处。在进行多级压裂之前应将致密砂岩油藏多级裂缝水平井的油藏与裂缝参数计算出来。本文通过计算数据证实了多级压裂水平井试井解释模型具有正确性和实用性。     

鄂尔多斯盆地裂缝性超低渗透油藏水淹规律及水窜治理

超低渗透储层在鄂尔多斯盆地广泛发育,但注水开发效果差,要么不见效、单井产能低,要么快速水淹、水窜。本文通过对裂缝性超低渗透砂岩水淹主控因素及裂缝性超低渗透储层水窜控制与治理措施的分析,认为注水不见效是因为储层基质的超低渗透率、非达西渗流特征及微相边界障碍共同造成的;早期水淹水窜是因为天然裂缝的高渗透性、人工裂缝延伸方向的不确定性及缝长设计不尽合理造成的。对于超低渗透油藏,本文建议淘汰常规注水开发方式,采用大排量/暂堵缝网压裂或者水平井网/多段压裂,在衰竭式开发后期,进行润湿反转+注水吞吐等非常规手段来实现高效开发。     

水力喷射压裂在大牛地的应用

<正>针对低渗透油田的开发问题,水平井钻井技术发展和建井成本的降低,使得水平井技术成为有效开采低渗透油藏重要手段之一。而原有的封隔器分层压裂技术对常规水平井(特别是长裸眼水平井)不适用,会带来多余的多重压裂裂缝,获得的裂缝常常仅出现在水平段两端,大部分水平井段得不到改造,且其施工过程需要机械封隔装置,施工时间长。本文中所介绍的水力喷射压裂技术     

水平井水力喷射分段压裂在南翼山油田的应用

南翼山油田属于低渗透油藏,由于储层低渗,自然产能低,产量下降快,压裂增产措施是提高油井单井产量和油田产能的最主要手段,2012年针对南翼山低渗透油藏水平井的开采现状,开展了水力喷射分段压裂施工,通过7口水平井的现场应用结果表明,水力喷射分段压裂工艺在南翼山油田具有较强的适应性,单井产量得到了大幅度提高,具有较好的研究和应用效果。     

敖南油田水平井压裂改造试验

敖南油田属于低渗透油藏,水平井的自然产能很低,不经压裂得不到较理想的产量。水平井压裂作为水平井增产措施之一,能压开地层形成裂缝,沟通储层,减缓近井地带油层污染,特别是提高低渗储层水平井产量,使低渗边际油藏得到经济开发。根据压裂施工方案优化结果,成功实现了16口井的现场压裂试验,取得了较好的试验效果,为类似油藏的有效开发提供了良好的技术借鉴和技术支撑。     

低渗透油藏注水开发存在问题分析

针对目前低渗透油田注水开发存在注水井注入压力上升快、吸水能力变差,采油井产量下降快、采收率低的一些突出问题,分析了产生这些问题的主要原因。研究表明,由于注入水水质问题、储层的敏感性、开采过程中储层有效应力增加以及低渗透油藏过度压裂造成注入水沿裂缝窜流等是造成低渗透油藏注水开发效果差的主要原因,并且储层伤害具有动态性、叠加性和不可恢复性。低渗透油藏注水开发中,应注重注水水质精细处理和注入水与地层水的配伍性,合理控制注采速度,保持地层能量,优化压裂方案,避免因过度压裂引起的注入水窜流,不能有效地开采基质中的剩余油。     

华庆油田山156区水平井开发影响因素研究

华庆油田山156区于2012年开始试验水平井开发,主要开采层位为长6,通过水平井采油——直井注水,直井采油——直井注水2种开发方式。本文通过对山156区特地渗透油藏储层特征研究及初期储层改造方式研究结合水平井开发效果,分析出影响特地渗透砂岩油藏水平井开发效果的主要影响因素。     

致密砂岩油藏多级压裂水平井试井分析

多级压裂水平井开采技术集成水平井和人工压裂的开发优势,成为有效开发致密砂岩油藏的重要技术手段。如何确定致密砂岩油藏多级压裂水平井的油藏和裂缝参数是亟待解决的问题,试井分析是获取油藏和裂缝参数的重要手段。本文以不稳定渗流理论为基础,建立了考虑裂缝属性、裂缝间距和全段射孔的多级压裂水平井试井模型;完成了对一口多级压裂水平井实测资料的试井分析,并与微破裂影像资料分析对比,验证了多级压裂水平井试井解释模型的正确性和实用性。Duhamelp WD WDj WDkp p     

低渗透油藏增产改造及保护技术探究

低渗透油藏在中国油气产量的构成中所占的比例逐年上升,其所扮演的角色也日益重要,其开发技术一直是我国石油产业的攻关重点。压裂改造是改善低渗透储层物性的比较有效的方法,对于不同的井层,应使用不同的压裂工艺。对于低渗透储层而言,多分支井技术、地震裂缝成像和裂缝诊断技术、新型压裂技术等都是低渗透油藏增产改造的有效方法。同时,在油田开发过程中,油藏保护也逐渐引起人们的重视。注水、注气以及压裂改造油层等技术是目前油藏开发和保护所采用的主要技术手段。     

孔隙型地热储层提高回灌率数值模拟研究

地热能是一种绿色低碳、可循环利用的可再生能源。笔者针对目前地热回灌率普遍较低的问题,建立数值模拟概念模型,在垂直井一注两采和水平井注水垂直井开采两种回灌模式下,通过对已伤害储层进行增压回灌、压裂回灌及压裂后增压回灌三种提高回灌率的方式进行了模拟,并从压力场、回灌率、采收率和总产热量四个方面进行对比分析。模拟结果表明,垂直井一注两采回灌模式下,应优先选择压裂后增压到20MPa的回灌方案,其次选择压裂回灌方案;水平井注水垂直井开采回灌模式下,应优先选择压裂后增压到18MPa的回灌方案,其次选择压裂回灌方案。对优选的四种回灌方案进行对比分析,结果表明,为了满足回灌率及提高储层压力的要求,同时降低回灌压力,应优先选择水平井注水垂直井开采且压裂后增压到18MPa的回灌方案,回灌率可达到100%;其次为了满足采收率和总产热量的需要,选择垂直井一注两采且压裂后增压到20MPa的回灌方案,回灌率可达到99%。     

基岩的水力喷射压裂技术研究与应用

跃进油田东高点基岩储量预测比较困难,而基岩风化壳主要以裂缝层储油为主;水力喷射压裂技术是利用水射流的独特性质进行储层改造的新技术,其具有不使用任何机械密封装置即可实现一段或多段分层压低渗透油藏直井和水平井。采用水力喷射对基岩进行压裂,通过实验和现场对压裂液、支撑剂、管柱组合等进行优化,使其适合于改造基岩储层,提高单井产量。     

压裂斜井模型分析

斜井是生产井段与地层界面的法线的夹角界于0°和90°之间的各种倾斜角度的井,也就是除了直井和水平井以外的各种井。目前,斜井不仅用于海底油藏开发,陆上油田也广泛应用,现代油气藏开采主要是通过钻斜井来实现的。但对于低渗透油气藏,仅采用斜井开发往往达不到所预期效果,为此,通过进行水力压裂产生多条裂缝增加斜井产能的途径极具潜力,水力压裂和斜井相结合形成了压裂斜井技术。     

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。     

火烧山油田筛管完井水平井压裂技术研究与应用

火烧山油田H1油藏南部物性条件差,砂体呈透镜状分布,常规井网难以有效开采,针对这一特点,共在H1油藏南部布置6口水平井进行衰竭式开采。从筛管完井水平井分段压裂技术切入,论证了火烧山油田特低渗裂缝性砂岩油藏大规模体积压裂的适应性;并开展适合筛管完井水平井改造的多级暂堵重复压裂技术研究,通过多级暂堵的方式实现对水平段段间转向,激活原有天然裂缝,产生新的人工裂缝,从而形成复杂缝网,扩大泻油面积,提高水平井产量。重点研究H1油藏南部天然裂缝发育和地应力分布对体积压裂造缝机理的影响,以及相配套的分段分簇方案、压裂参数及暂堵工艺技术。最终通过微地震监测对压裂后的储层改造程度和总SRV进行评估。     

低渗透油藏开采技术工艺

低渗透油藏因其具有低压、低产、低丰度的基本特点而通常被称为三低油藏;主要表现为渗透率较低且孔径较小,油气水渗透阻力较大,注水效率慢,因而低渗透油藏一般开发难度系数较大。本文结合当前国内的实际开发经验和技术,从井网设计与调整完善到注水开发以及后期的压裂、酸化等方面介绍了低渗透油藏开发过程中实际应用到的开采经验和成熟技术。通过各项开采技术工艺的配合使用,实现了采收率的大幅度提高,有效地开采动用低渗透油藏。     

低渗透油藏提高采收率分析研究

低渗透储层具有较强的开采价值,但同时也要考虑到其储层条件差、原油一般不压不流,对开采造成较大困难,因此需要采取酸化、压裂等作业提高采收效果,其中压裂措施不仅可以提高原油的流动通道,同时还能解决近井地带的污染。压裂技术一般可以采用多种方式进行,可以对有开发潜力的储层重复压裂,也可先封堵原油的裂缝,再进行压裂措施,改变裂缝方向,以提高流体的渗流通道;酸化措施可以解决近井及远井地带因钻井及其他作业造成的储层污染,同时对储层改造有积极影响。因此,对低渗透储层进行酸化、压裂等增产措施有助于提高其采收率,增大开发价值。     

水力喷射压裂技术在七棵树油田的应用

水力喷射压裂是集射孔、压裂、隔离一体化的新型增产改造技术,适用于低渗透油藏直井、水平井的增产改造,是低渗透油藏压裂增产的一种有效方法。为了提高特低渗储量的动用程度和单井日产水平,七棵树油田进行水平井开发试验,采用水力喷射分段压裂技术,大幅提高了单井产能,取得了良好的增产效果。