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以华庆油田为代表的超低渗透油藏定向井单井产量低,日产量小于1.0t的低产低效井占56.2%。常规重复压裂压裂后的油井增产效果不理想,具体表现在压裂后增产幅度小、产量递减速度快、有效期短。针对长庆油田华庆区块超低渗透储层油井的重复改造,将混合水体积压裂技术应用于老井重复压裂中,形成了老井混合水体积压裂配套工艺技术,并在考虑井网和注水条件下,进行体积压裂理论与多级暂堵多缝压裂理论的结合研究。室内工艺优化结果和9口井的现场试验表明,措施后油井的平均单井日增油量2.81t。截至目前,平均单井有效生产天数达252天,增产效果显著。该技术的成功实施运用,为超低渗透油藏重复压裂效果的提高提供了有力的依据。 相似文献
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安塞油田属典型的"低压、低渗、低产"致密砂岩油藏,储层物性差,非均质性强,新投产油井需要通过压裂改造方能建产。随着油田的开发,受闭合压力影响,迫使油井需进行二次或三次压裂改造恢复其生产能力。受选井条件限制,常规增产措施后增油幅度小,压裂后很难形成新的裂缝,导致油井措施后有效期短。以安塞油田杏18-A为例,以"大液量、大排量、大砂量、低砂比"的工艺体系开展了混合水体积压裂先导探索试验,并配合开展了微地震裂缝监测。现场应用结果表明,较常规压裂而言,该工艺形成的裂缝体积增大了126.7%,平均单井日增油提高1.7倍,在储层重复压裂方面表现出明显的改造优势。 相似文献
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鄂尔多斯盆地杭锦旗区块存在致密气藏储层物性较差、单一裂缝无法有效扩大储层改造体积和压裂后初期产量低等问题,为解决这些问题,结合杭锦旗区块下石盒子组储层地质特征,按照“体积压裂”理念,分析了影响混合水体积压裂工艺效果的关键因素,优选了压裂液体系,并进行了施工排量及施工规模优化,形成了适用于杭锦旗区块致密气藏的混合水体积压裂技术。该技术采用滑溜水、线性胶和交联液等不同类型的液体进行交替压裂施工,在开启储层天然裂缝的同时形成了高导流主缝及复杂支缝,实现对储层的立体改造。该技术在杭锦旗区块现场应用了5口井,压裂后平均无阻流量为13.2×104 m3/d,增产效果明显。研究结果表明,致密气藏混合水体积压裂技术解决了杭锦旗区块单一裂缝无法扩大储层改造体积和压裂后产量低的问题,具有较好的推广应用价值。 相似文献
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压裂是低渗油藏改造的主要措施之一,压裂液性能是影响施工后增产效果的一个重要因素。目前陇东油田应用的压裂液主要为水基羟甲基胍胶压裂液,该压裂液存在破胶后有残渣(达3%-10%)、容易腐败、返排率低的缺点,对储层有较大的伤害(伤害率达18%以上)。稠化水清洁压裂液是表面活性剂、酸液和清水按比例混合后达到携砂压裂要求的新型压裂液体系,可以有效降低压裂液对储层的伤害,该体系在三叠系油井试验取得成功后,进一步优化配方,在体罗系油井推广试验,取得了较好的效果,为低渗、特低渗油藏的改造增加一个新的增产途径。 相似文献
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《石油化工应用》2015,(8)
油井重复压裂是低渗透油田保持稳产的一项重要工作。由于常规水力压裂规模小,压裂液返排效率低,导致油井重复压裂增产潜力有限。混合水重复压裂技术是在常规水力压裂的基础上,利用"滑溜水+基液+交联液"代替普通胍胶压裂液,用陶粒代替普通石英砂,通过油溶性控缝暂堵剂堵塞原压裂缝,再采用高排量、大液量、大砂量、低砂比对原射孔段进行二次压裂。通过姬塬地区长8油藏16口井混合水重复压裂实验证明,由于解决了常规水力压裂规模小和返排率的问题,油井增产效果达到了常规水力压裂的3倍;选井时,需优先选择油层厚度大、储层物性好、压力保持水平高、注水长期不见效的井网侧向井,尽量避免混合水重复压裂规模大导致与注水井沟通水淹。 相似文献
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红河油田长9储层属于低孔、特低渗油藏,该油藏油水关系复杂,勘探开发难度大。区块单井自然产能较高,但含水上升较快,产量递减明显。为了经济有效开发该类难动用油气资源,进一步提高单井产能,针对长9油藏水平井试验区油藏地质及HH42P1井水平井段储层特点,采用拖动管柱水力喷射分段压裂技术进行分段压裂试验。同时利用全三维压裂设计软件对压裂施工程序进行优化,筛选了适合水平井水力喷射分段压裂改造的射孔位置、喷嘴类型及型号、压裂液及支撑剂体系。该井分5段进行了压裂改造,压后增产效果明显,平均日产液量20.15 m3,平均日产油量6.39 t。该工艺与常规加砂压裂工艺相比,不仅降低了油井的含水率,实现了油井增产,而且延长了油井稳产周期,适合在红河油田油水关系复杂的长9储层推广应用。 相似文献
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鄂尔多斯盆地东胜气田属于典型的低渗、低孔气藏,气井一般都必须通过压裂改造才能建产,但常规压裂工艺改造技术增产幅度有限。为此,借鉴北美致密储层的开发经验,针对该区块下石盒子组储层的地质特征,按照"体积压裂"理念,开展了混合水体积压裂技术攻关试验。通过混合水压裂,在形成主裂缝的同时,迫使天然裂缝不断扩张,从而形成较大的缝网系统,提高裂缝导流能力,增大压裂改造体积,提高单井产量。该技术在东胜气田JH1井增产效果明显,压后无阻流量25.0×10~4 m~3/d,平均日产气4.8×10~4 m~3,为东胜气田致密气藏的有效开发提供了技术支持。 相似文献
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欧利坨子油田欧31块为厚层状、砂砾岩油藏,储层物性属中孔、低渗储层,针对该块沙三上油藏常规开采油井产能低、依靠天然能量开发产量递减快等问题,通过实施压裂措施改善了低渗透储层的渗流能力,获得一定的产能;通过实施高压注水、水井压裂实现了低渗透油藏注水开发,夯实油藏稳产基础,油藏开发效果得到明显改善.根据储层划分与对比,结合地震资料和储层预测成果,落实了沙三中油藏储层分布.针对沙三中薄层油藏、厚层块状底水油藏,应用水平井技术进一步提高了储层动用程度,区块整体开发效果得到明显改善. 相似文献
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《石油地质与工程》2018,(6)
吐哈油田鲁克沁二叠系油藏表现为强水敏、低孔特低渗、砾石含量高、储层非均质性强等特点,储层原油黏度高达111.3~24 570mPa·s(50℃):同时储层连通性差,注水井常表现为高压欠注或油井端不见效,导致油井自然递减快。为提高措施增产效果,通过对特低渗砂砾岩稠油油藏岩性评价、地应力分析、"注水(活性水)蓄能+压裂"、压裂管柱、压裂液体系及支撑剂组合等方面进行精细研究并开展现场应用,确定了区块压裂主体工艺路线,有效解决了地层亏空自然递减快、管柱沿程摩阻高及稠油流动难度大等问题。2017年现场开展应用17井次,水平井平均单井日增油大于15.0 t,直井压后平均日增油大于10.0 t,应用效果显著。 相似文献
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针对潍北低渗高凝油藏油井产能低、注水状况差等难题,对储层原油特性及储层的敏感性进行了评价研究,进而对油藏堵塞机理及解堵增产技术进行了分析研究,并开展了现场试验。研究表明:该油藏储层水敏比较严重;油藏堵塞机理主要为有机堵塞、水敏堵塞、冷伤害堵塞以及固体颗粒堵塞;对应于油藏的堵塞类型,推荐采用化学溶解和电磁加热、酸压或高能气体压裂及水力压裂进行解堵,同时还应优化入井流体的温度。现场试验表明,井底电磁炉可对准油层加热,解堵效果较好,且油井很少热洗;油井压裂后,可增产3倍以上,增产效果明显;注热水保持油层温度和压力,达到了储层解堵和提高储层吸水能力的目的。 相似文献
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通过对青海七个泉低压、低孔、低渗、强水敏难采油藏储层及砂体特点以及对压裂工艺要求的研究,提出了压裂工艺选井原则,筛选出合适的支撑剂,研制出适应油藏特点的低成本油基压裂液体系配方,优化了油田整体压裂裂缝参数及现场施工参数,形成从选井到措施评估为一体的油基压裂工艺。通过近3年的研究与推广应用,共进行了39井次油基压裂措施作业,措施成功率93%,有效率89.7%,措施平均有效期在600d以上,全油田累计增油4.9854×104t,取得了较好的增产效果和显著的经济效益,为类似油藏的开发提供了成功的经验。 相似文献