致密油注水吞吐采油技术在吐哈油田的探索

致密油衰竭式开发引起地层能量快速下降,产量递减加快。以致密油体积压裂开发效果和生产特征为基础,结合基础理论研究,创造性地提出致密油注水吞吐开发思路。致密油注水吞吐开发技术具有补充地层能量、重力分异油水置换和渗吸排油的增油机理,可有效补充地层能量和提高单井产量。对注入介质、周期注入量、注入速度、注入压力和闷井时间进行了优化研究,确定了适合致密油油藏注水吞吐施工参数。现场试验验证了注水吞吐的有效性,取得了一定的增产效果。     

中国致密油藏压裂驱油技术进展及发展方向

针对致密储层"注不进、采不出"的难题,提出"压—注—采"一体化作业的压裂驱油技术。梳理中国国内油田低渗致密储层压裂驱油技术发展的4个阶段:基质渗吸-油水置换采油、裂缝—基质动态渗吸采油、缝网压裂-蓄能增渗采油以及压裂驱油-焖井渗吸采油。明确压裂驱油6个方面技术特征:①细分切割体积压裂,提高缝控程度;②近破裂压力注水,形成大量微裂缝,扩大波及体积;③高压力持续注水,增加孔喉尺寸,改善渗流通道;④前置大液量注入,补充地层能量;⑤焖井渗吸置换,提高驱油效果;⑥添加压驱化学剂,增强洗油效率。综合考虑压驱地质特征、作用机理、工艺参数以及配套设施,深度剖析当前中国致密储层改造面临的地质-工程问题,提出压裂驱油未来4个方面技术攻关方向:①加强地质—工程一体化研究,优化油藏工程注采井网布局;②深化水平井立体改造技术,提高致密储层动用水平;③开展压驱技术作用机理研究,助力压驱工艺参数优化;④完善低成本高效率压驱配套技术,助推致密储层开发降本增效。     

致密油水平井缝网增能重复压裂技术实践

针对三塘湖盆地马56块致密油采用水平井大规模体积压裂开发方式存在地层能量不足,单井产量下降快,采收率低的问题,在分析致密油水平井体积压裂效果和生产现状的基础上,开展了储层润湿性评价、数值模拟、工艺参数优化等室内基础研究,形成了前期注水补充地层能量,后期实施大排量压裂的缝网增能重复压裂技术,达到动态渗吸排油的目的。现场先导性试验7井次,改造后日产油达到初次压裂日产油的93.5%,增油效果突出,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。     

致密油水平井缝网增能重复压裂技术实践

针对三塘湖盆地马56块致密油采用水平井大规模体积压裂开发方式存在地层能量不足,单井产量下降快,采收率低的问题,在分析致密油水平井体积压裂效果和生产现状的基础上,开展了储层润湿性评价、数值模拟、工艺参数优化等室内基础研究,形成了前期注水补充地层能量,后期实施大排量压裂的缝网增能重复压裂技术,达到动态渗吸排油的目的。现场先导性试验7井次,改造后日产油达到初次压裂日产油的93.5%,增油效果突出,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。     

致密砂岩油藏能量补充方式评价及优化

针对致密砂岩油藏大规模体积压裂开发后能量补充困难的问题,利用自主设计制作的大型人造三维岩心物理模型和物理模拟实验舱,开展致密砂岩油藏能量补充方式优化研究。实验结果表明:致密砂岩油藏压裂开发过程中,地层能量损耗严重,采取注水或注气的方式可有效进行能量补充;地层中裂缝规模越大,越有利于原油渗流,后续补充能量的传播范围越广,有助于进一步提高原油采收率;从提高驱油效率和扩大波及系数方面优选吞吐渗吸介质,CO₂均优于活性水,CO₂吞吐开发在矿场试验中取得了显著的增油效果,因此,CO₂吞吐作为一种有效的能量补充方式在致密油开发中展现了良好的应用前景。该文分析了致密砂岩储层水平井压裂开发的渗流规律,优选出致密砂岩储层大规模压裂开发后最佳渗吸介质,可为致密砂岩油藏开发设计提供重要的理论依据。     

致密油藏多级压裂水平井同井缝间注采可行性

以大庆油田L致密油藏为例,评价了L致密油藏的压裂改造效果;通过现代产量递减分析和试井分析,总结了生产动态规律;论证了水平井准天然能量、注水吞吐、注CO_2吞吐开发效果。针对致密油藏水平井产量递减快的问题,提出多级压裂水平井同井缝间注采方法,即通过注采分隔装置和注采阀进行同井缝间注采,将井间驱替问题转化为缝间驱替问题。采用数值模拟方法,分别计算了准天然能量衰竭开发、注水吞吐、CO_2吞吐、同井缝间注采4种方式的开发指标。分析结果表明,注水吞吐只能短期内提高累积采油量,不能显著提高采收率;同井缝间注采的产量比CO_2吞吐的产量高、稳产期更长、递减率更小、开发效果更好。进一步提出了致密油藏有效开发方式,即先以准天然能量衰竭式开采,控制地层压力均衡下降,在井底压力降到饱和压力附近时,转入同井缝间异步注采。现场实施时,采用水平井缝间强凝胶封堵完井工艺,即在注采缝之间的水平段射孔、注入强凝胶、封堵套管外侧与岩石连通空间。安装注采分隔装置和配注阀,采用温和注水方式,发挥裂缝的渗吸作用,能控制注入水的快速推进,提高致密油藏产量和采收率。     

大液量注水吞吐技术在致密油藏水平井中的应用

针对致密油藏水平井大规模体积压裂弹性开采后期的油井开发特征,提出了大液量注水吞吐技术,该技术能有效补充地层能量、提高单井产量、增加开采经济效益。首次定义了大液量注水吞吐技术,并从机理、油藏工程、室内实验及数值模拟等方面分别展开了探讨,分析了大液量注水吞吐在开发致密油藏中的优势。利用压力构成图和油藏中注入水残余压力的定义,建立了注水吞吐模型并计算了注水吞吐的临界参数,且将这一结果应用于现场。先导性矿场试验取得了显著的增油效果及经济效益,单井日产油量提高了4.5 t/d,地层压力提高了9.3 MPa,累计产油量增加了1 987 t,投入产出比可达1∶1.74～1∶4.06。研究成果为致密油藏水平井的高效开发提供了一种思路和重要的技术支持。     

胡尖山油田安83长7致密油地层能量补充方式研究

胡尖山油田安83长7致密油藏由于储层致密,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、见效即见水的水驱矛盾,开发效果差。近年来因地制宜,对定向井区重点开展周期注水、空气泡沫驱油、体积压裂不返排闷井扩压等工作,对水平井重点开展吞吐采油、周期注水、异步注采等工作,不断探索地层能量补充方式,均取得一定效果及认识,但总体来说基于毛管吸吮作用和压差机理的按一定注入周期补充能量的渗析采油法对该区致密油开发具有深远意义,在充分结合改造强度、缝网形态等参数情况下实施效果较好,后期可持续扩大实施,并探索改善驱油介质等新方法。     

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。     

新安边油田致密油水平井开发方式及能量补充研究

新安边油田长7油藏属于典型的砂岩致密油藏,位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡西部,有着分布面积广、探明储量大、埋藏适中等特点。但是由于储层致密,导致常规开发(定向井+注水)油藏递减大、有效驱替难建立、注水不见效(见效即见水)、油藏压力保持水平低等矛盾,难以实现效益开发。自2012年以来,通过"水平井+体积压裂"开发模式,加长水平井水平段长度,开展分段多簇大排量、大液量的前期改造方式,增加了储层缝网规模和数量,有效的提高了前期单井产量和稳产时间。并在稳产过程中通过吞吐采油等方式有效的补充了地层能量,减缓了油藏递减。实践证明,"水平井+体积压裂"的改造模式,加上后期合理有效的能量补充方式,能有效改善致密油开发效果,对长庆致密油开发具有一定的借鉴意义。     

安83区页岩油水平井大规模蓄能体积压裂技术

安83区页岩油储层致密,能量补充效果差,早期提高单井产量措施未能获得预期的开发效果。根据前期注水补能探索及重复压裂试验认识,在注水补充地层能量和升级压裂工具的基础上,研究了极限分簇射孔、储层差异化改造和多级动态暂堵等工艺,不仅提高了裂缝复杂程度,同时优化闷井时间,形成了水平井大规模蓄能体积压裂技术。现场试验结果表明,应用该技术后,水平井产量大幅提高,最高单井日产油量为邻井的7倍,措施后生产10个月,单井累计增油量达到2 010.0 t,效果和效益显著提高。该技术可实现同时补充地层能量及有效改造储层,对同类油藏的开发具有一定的技术参考价值。      

庆城油田页岩油水平井压增渗一体化体积压裂技术

庆城油田页岩油储层低压、低脆性指数特征明显,是阻碍体积压裂后建立高效驱替渗流系统的重要因素,为此,研究了压裂、增能和渗吸(压增渗)一体化体积压裂技术.建立了页岩油储层类型精细划分方法;基于长期产液剖面测试所得矿场大数据,优化了不同储层类型改造策略;利用油藏数值模拟方法,优化了压增渗体积压裂技术关键参数.研究表明:Ⅰ+Ⅱ...     

鄂尔多斯盆地页岩油储层应力敏感性分析及水平井返排制度优化

鄂尔多斯盆地长7段页岩油储层具有储层致密、孔隙结构复杂、地层压力系数低的特点,在多年的开发实践中逐渐总结出长水平井、大规模体积压裂的开发方式,与前期定向井或短水平井相比,开发效果获得了大幅提升。而在压裂液的返排过程中,由于页岩油储层的应力敏感特征,储层物性和地层能量将产生巨大变化,进而影响到初期含水下降速度和单井产量。通过改良的应力敏感实验,明确了页岩油压后储层与原始基质储层相比具有更强的应力敏感性,得出了应力敏感作用下的渗透率变化规律,采用数值模拟、现场统计等方法,优化了鄂尔多斯盆地页岩油水平井合理返排强度和返排时间。     

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。     

长庆超低渗透油藏低产水平井重复改造技术研究及应用

受储层致密低压、完井改造程度低、长期注采驱替难以建立等因素影响,鄂尔多斯盆地部分水平井产量递减大而低产。通过对水平井典型注采井网的生产动态进行历史拟合,研究了油藏压力和剩余油分布特征。以扩大储层改造体积、增加裂缝复杂程度、恢复缝网导流、解除深部堵塞和提升地层能量为目的,集成体积压裂与补充能量为一体进行重复改造设计,形成了水平井“高排量注入、两级暂堵升压、多功能压裂液、压后关井扩压”的分段补能体积复压工艺模式和配套的压缩式双封单卡组合管柱。优化施工排量为4~6 m3/min,缝口缝内两级暂堵转向,单段液量为800~1 000 m3,单段压后关井1~2 d。在鄂尔多斯盆地超低渗透油藏开展了5口水平井现场试验,单井补能体积复压5~6段,井均日产油量由1.6 t提高至6.2 t,达到了本井投产初期产量,与同区块常规复压井相比日增油提高了1倍。井组地层能量上升2~4 MPa,1年累计增油量超过1 200 t,与本井初次压裂投产相比年递减率降低38%。该技术对其他非常规储层提高水平井老井产量及最终采出程度有一定的借鉴。     

超低渗透油藏水平井压裂优化及应用

鄂尔多斯盆地超低渗透油藏储层致密、物性差、孔喉细微,是典型的低压、低渗、低丰度油藏,超前注水和水平井分段压裂技术可提高其开发效果.文中以最具代表性的华庆油田长6超低渗透油藏为研究对象,结合注采井网根据水平并段与注水井的相对位置,将常规压裂和体积压裂进行组合设计,在距离水线较近的井段实施小规模压裂,距离水线较远的井段实施大规模体积压裂.该方案的实施,在减小早期水淹风险的同时进一步扩大了储层改造体积,提高了人工裂缝和井网、注水的适配性.同时,开展了8口水平井新型压裂设计的矿场试验,与采用常规压裂设计的邻近水平井相比,试油产量提高20 m3/d左右,投产初期3个月累计产油量提高184t,含水率较低且保持稳定.     

老井重复压裂后产能预测新模型及其应用

致密油藏由于其自然禀赋较差,需要对已压裂过的层段进行二次或更多次压裂,才能维持期望的产量。在重复压裂期间,漏失的部分压裂液会通过渗吸作用将储层中的致密油置换出来,从而提高采收率。目前,考虑渗吸作用对产能影响的研究较少。文章将致密油井控制区域划分为三个渗流区域,基于达西定律,以渗流力学理论为基础,考虑启动压力梯度、重力和毛管力的作用影响,建立了考虑渗吸作用的致密油藏老井重复压裂后产能预测新模型;选取某地区致密油储层10口重复压裂井进行单井产能计算,计算结果与实际生产结果较接近、误差较小;渗吸作用对油井产能影响比较大,渗吸占比在2.97%～12.77%之间,平均值为6.87%。本文研究结果为致密油压裂后产能预测和压裂效果评价提供了参考。     

二氧化碳无水压裂增产机理研究

单井控制范围有限和地层能量补充困难一直是困扰致密油储层开发的关键问题。压裂过程井下微地震数据监测表明,二氧化碳无水压裂改造体积是同等液量常规水基压裂的2.5倍,并能显著增加裂缝的复杂程度。室内实验和压后原油取样分析证实,二氧化碳能够有效降低原油黏度,通过无水压裂施工实现了原油混相,提高了驱油效率。压后地层静压测试显示,压后地层压力较压前有显著提高,具有单井超前补充地层能量的效果。二氧化碳无水压裂技术已在吉林油田成功应用5口致密油井进行了应用,这些井压裂后产油量均较压前有显著提高,平均单井日增油量2.31 t,且施工后邻井产油、产液量均有不同程度的提高。说明了二氧化碳无水压裂增产效果良好,该技术在致密油藏开发中具有广阔的前景。