致密油藏体积压裂水平井渗流特征与产能预测

致密油藏具有渗流阻力大、半径小,以及岩性致密等特征,一般情况下,单井的实际自然产能是比较低的。体积压裂水平井的实际运用,可进一步改进裂缝渗流径道,储层体积改造增加,致密油藏整体产能大幅度提升。通过对致密油藏地质特征以及缝网形成的基本原理分析了储层流体渗流规律以及缝网实际参数对油藏产能产生的影响,希望能够为致密油藏体积压裂开发提供些许借鉴。     

致密油藏水平井体积压裂产能影响因素及预测方法

致密油是指其覆压基质渗透率≯0.1 m D的砂岩、灰岩等储集油层。与常规油气相比,致密油的储层相对常规油气更致密,资源丰度也远远低于常规油气,但致密油藏含油气面积一般远大于常规油气,并且其"甜点区"常在部分区域集中分布,圈闭对致密油藏控制相对较弱。在常规压裂改造技术条下,单井的试油试采产量极低,且面临动液面下降快、产量递减快的困境,故目前致密油藏多采用长井段的水平井配合大面积的体积压裂的改造方式进行开发。主要介绍了影响致密油藏水平井产能的主要因素,并对其产能预测方法进行了探讨。     

井型适应性评价与优选

B-Z油田是含有边底水的油田,对于边底水油藏来说利用水平井技术可以延缓边底水突进,同时水平井开发增大泄油面积,减小了生产压差。选用三种方法进行井型适应性的评价以及优选。结果证明:在开发初期,利用产能分析的方法进行井型选择,水平井的单井平均日产能为189.10 m3/d,直井的单井平均日产能为65.6 m3/d。从产能分析的结果认为水平井的单井日产能是直井3倍,因此选择水平井作为主要的井型进行生产可以有效的提高单井的产能。利用开发指标分析方法并不能明确的确定出较为合适的井型。在开发进程中应用驱油效率进行井型优选认为直井注水—水平井采油的模式为最优,此时的驱油效率最高为49.4%。因此以水平井为主,直井为辅进行生产可以大大的提高单井产能以提高经济效益。     

致密油藏水力碎裂区是“死油区”

液体与气体的物态差别显示:采收率方面,页岩气藏中非常成功的"广密压裂"(即所谓"体积压裂")不适用于致密油藏。采用广密压裂开发致密油藏实为"远采近甩",而且更为严重的是甩掉后极难收回。业内科研工作者尚未意识到水力碎裂区的原油会被囚禁这一严重不利,仅从能大幅度提高单井产能方面便公认广密压裂为开发致密油藏的有效手段,会对我国致密油藏即将来临的大规模开发造成错误指导。建议探寻不以降低采收率为代价的提高单井产能的开发手段。     

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。     

环空压裂技术在低渗透致密油藏的应用

近年来,随着低渗透致密油藏水平井的大规模开发,水力喷砂射孔压裂技术得到了广泛的应用,单井施工周期得到了有效的缩短,单井产量大幅度提高,但是该项技术在应用过程中,存在喷嘴寿命短、流量较低,而且仅靠单一裂缝很难取得预期的改造效果的问题,如何解决这一难点成为水平井压裂技术发展的关键,根据体积压裂技术原理,提出分簇多段压裂思路,有效的解决了这一难点,为低渗透致密油藏水平井的大规模开发提供了技术支撑。     

渭北油田WB2井区长3致密油藏开发方式探讨

渭北油田WB2井区位于鄂尔多斯盆地南部,长3储集层致密,孔隙结构复杂,储层微裂缝较发育,地层压力系数低,油水粘度比较大,开发难度大。WB2井区长3致密油藏2013年开始进行规模水平井多段压裂后弹性能量开发、直注平采井网注水开发、直注直采矩形井网注水开发、直注直采井网注CO_2非混相驱开发及微生物吞吐开发试验。开发试验表明水平井多段分段压裂后弹性能量投产初产较高,但递减快;直井多段超前注水有助于提高水平井初期产能并减缓水平井递减;直注直采注水开发水淹油井比例高,注水开发过程中应合理控制注水井注水压力、注水强度及油井压裂规模;注CO_2非混相驱及微生物吞吐对提高WB2井区长3致密油藏采收率效果不明显。     

鄂尔多斯盆地胡尖山油田长7致密油藏开发实践与认识

胡尖山长7油藏平均孔隙度仅8.9%，渗透率为0.17mD，属典型的致密油藏，并且天然裂缝较发育，油藏动用难度大，单井产能低，注水不见效。为探索致密油藏有效开发思路，实现长7油藏合理有效开发，该区开展了多项针对性试验，本文主要通过总结开发试验所取得的对油藏认识和开发经验，对油田开发部署调整以及开发政策提出合理性建议。     

致密油水平井筛管失效分析与研究

针对部分致密油藏水平井下泵生产一段时间后,出现的筛管失效影响正常生产的问题,从降低筛管失效风险和油层保护的角度着手研究,对致密油藏水平井生产管柱进行了优化设计。截至目前,现场试验应用7口井,取得了较好效果,对进一步提高致密油藏水平井的开发效益提供借鉴。     

吴起油田致密油藏高效开采技术研究与实践

吴起油田致密油自2006年在寨子河油区勘探发现长8油藏以来,经过多年的发展,目前开发的主力油层有长7、长8、长9及长10,面积、储量达到较大的规模,也取得了一定的效果,在油田开发中占据一定的比例。但是由于地层致密、渗透性差,致密油藏开发存在产量递减快、单井产能差、采出程度低等问题。本文通过分析、研究、总结目前致密油开发的一些成功经验,推广应用范围,从而为下步高效开发致密油提供技术保障。     

长岭气田登娄库气藏压裂技术研究

长岭登娄库组气藏具有储层致密、物性差及可钻性差等开发难点,在通过采用常规射孔以及水平井筛管完井起不到产能开发的需要,为提高该区块气井的单井产能,通过室内实验以及计算机软件模拟论证,最后确立了以小井眼水平井完井,开展大规模压裂的方式进行开发,并通过现场实施,实现了平均单井日产能超过15万方,而其它开发方式最高日产能才2.5万方,为该区块气井以及周围附近致密砂岩的经济有效开发指明了方向.     

应用数理分析法确定致密油压裂水平井产能影响因素主次

水平井大规模压裂已成为提高致密油储层单井产能、保证动用效果的有效技术手段,通过数值模拟方法确定地层渗透率、裂缝长度、裂缝数量和导流数值对产能影响主次,是提高压裂优化设计准确性进而提高产能的保障。由于要进行四种参数、多参数水平值进行正交对比工作量大,本文使用直观分析法和方差分析法进行对比,大幅度减少了数值模拟的工作量,并确定地层渗透率、裂缝长度、裂缝数量和导流数值这4个因素对产能的影响依次减小。     

复杂断块油藏水平井开发技术研究与探讨

近年来随着水平井技术的突破性进展,钻井综合成本的逐年下降以及经济效益的显著提高,水平井在不同油气藏开发中都得到了广泛的应用,目前砂西区块E_3~1油藏仅开始水平井试验阶段。本文在充分论证砂西E_3~1油藏水平井钻探适应性的前提下,通过2口已钻水平井的实例分析,认为油藏具有水平井开发提高单井产量及开发效果的潜力,进而对该区水平井设计原则及井眼轨迹控制方法进行了充分的论述,在部署水平井时要充分了解储层地质特征,从井位论证、设计到施工整个过程都要做好工程与地质的密切配合,及时掌握各类地质信息,综合分析、准确判断,确保地质钻探的成功。     

解析致密油藏开发技术研究进展

目前,石油资源呈现出较为贫乏的一个态势,虽然我国的石油储量较为丰富,但是随着时间的推移和工业的不断发展,也总有枯竭的一天,因此致密油藏的开发,大大缓解了石油匮乏的局面,成为增加石油产量的有效途径。在致密油藏开发的过程中,多是使用水平井分段压裂技术,以提高石油的开采量,并注意降低开发过程中的资金成本,提高经济效益。本文先是对致密油藏进行了概述,又详细阐述了国外致密油藏的分布,最后分析介绍了中国致密油藏开发的地质特征和开发现状。     

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。     

致密油藏长井段多级压裂水平井技术研究

随着国内油田的勘探开发程度深入,致密油藏开发逐渐成为各个油田勘探开发的主要研究阵地,这类型油藏埋藏深、压实紧,原油开发难度大,普通压裂方式无法实现经济有效开发,需要采用多级压裂才能获得一定的工业产量。本文某油田A、B区块为例开展致密油藏长井段多级压裂水平井技术研究通过工具优选、封隔器坐封位置及滑套位置优化、小型测试、分段段数优化、地应力分析、施工排量、施工规模优化等手段对各单井进行了压裂参数优化,使其达到井网布置要求。通过现场效果评价,A、B区块压裂井达到了预期效果,为同类型油藏水平井开发提高了技术支撑。     

致密油藏体积压裂水平井半解析渗流模型分析

致密油藏的地质条件较为特殊,往往会在大规模水力压裂过程中形成了复杂的裂缝网络,进而对油藏渗流规律产生影响。通过应用"星—三角形"变换方法来搭建复杂缝网内渗流模型,以连续性致密油藏体积压裂水平井半解析渗流模型。通过应用致密油藏体积压裂水平井半解析渗流模型,将体积压裂水平井划分为8个不同的渗流阶段,并对体积压裂水平井的渗流规律进行分析,对于影响致密油藏体积压裂水平井的缝间间距、体积缝网渗透率、压裂区体积以及体积压裂区缝网形状等关键性参数进行了敏感性分析,这为未来致密油藏体积压裂水平井的现场应用提供一定的理论依据,还需要进行持续研究。     

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。     

致密油藏直井体积压裂技术研究与应用

吉林油区探明未动用储量超过3亿吨,低渗透资源超过90%,属于典型的致密油藏,现阶段常规压裂技术已无法满足致密油藏经济开发的需求;为提高储层改造程度、增加改造泄流面积、充分发挥单井产能、保证高效效益开发,压裂工作必须改变技术思路、创新技术理念,围绕直井体积压裂改造开展技术攻关与创新,2013年在致密油藏开展了直井体积压裂改造技术研究与应用,通过理论研究及压后效果评估,证明工艺上实现了体积改造,并取得了初步矿场应用效果。     

致密油水平井体积压裂改造工艺的应用

针对某区块储层致密,部分水平井存在钻遇率低、固井差的问题,试验应用水平井体积压裂技术。本文介绍了水平井体积压裂改造机理,针对致密油水平井存在的问题,优化了针对性试验方案,并分析了试验效果。现场试验6口井,微地震监测结果显示,储层实现了体积改造,投产初期单井日产油6.2t,阶段产油1794t,达到了方案设计要求。