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高效开发低渗透油藏的关键和核心 总被引:4,自引:0,他引:4
低渗透储量在我国原油储量中所占比例愈来愈大,在当前能源紧张的形势下,开发好低渗透油藏十分重要。根据我国大量科学研究和生产实践的经验,高效开发低-特低渗透油藏,要做好八方面工作,特别要抓好整体高效压裂、实行超前注水和科学合理布井三大关键工作。 相似文献
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中国石化低渗透油藏开发状况及前景 总被引:13,自引:6,他引:7
选择渗透率、油藏原始压力和油藏埋藏深度3个指标,结合中国石化已开发的286个低渗透油藏开发单元特点,将低渗透油藏细分并组合为深层高压特低渗透油藏、中深层常压特低渗透油藏、浅层低压特低渗透油藏、深层高压低渗透油藏、中深层常压低渗透油藏和浅层常压低渗透油藏6种主要类型,不同类型油藏开采特征差异较大。提出了加强储层和渗流机理研究、合理加密井网、实施精细注水、应用整体压裂改造和井筒提升技术、实施二氧化碳驱和天然气驱先导试验等改善低渗透油藏开发状况的思路,指出下一步应利用水平井和分支水平井开采各种类型低渗透油藏,提高油藏开发经济效益,开拓中国石化乃至中国低渗透油藏开发前景。 相似文献
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特低渗透油藏井网型式数值模拟研究 总被引:19,自引:4,他引:15
随着国内外大量低渗透油藏储量的开发,人们对低渗透油藏的认识和研究不断深入,传统的三角形井网和方形井网对低渗透油藏的局限性已为人们所共识。针对低渗透油藏的地质特点,结合储集层整体压裂技术与矩形井网的协调配伍,在一定程度上能够改善油田的开发效果。在此基础上,应用数值模拟方法对特低渗透油藏的矩形井网进行研究。 相似文献
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滩坝砂特低渗透油藏小井距注水提高采收率技术研究 总被引:2,自引:0,他引:2
采用大型压裂弹性开发的模式开发滩坝砂特低渗透油藏,突破了产能关,但由于滩坝砂特低渗透油藏物性差,产量递减快,弹性采收率低。因此,为了提高滩坝砂特低渗透油藏的采收率,改善开发效果,在对滩坝砂油藏注水开发可行性研究的基础上,合理优化井网井距,提出在大型压裂弹性开发井网的基础上进行加密转注水开发,取得了显著的效果,研究区采收率由弹性开发的8.9%提高到20%,对同类油藏的开发具有指导意义。 相似文献
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考虑启动压力的菱形井网整体压裂优化设计 总被引:2,自引:0,他引:2
从整体压裂改造的角度分析了正方形反九点面积井网和菱形反九点面积井网的特点,结果表明菱形反九点面积井网更适合低渗透、特低渗透油藏压裂改造。应用数值模拟的方法研究了启动压力梯度对菱形井网压裂井日产油量、累积产油量、含水率、采出程度、地层压力等参数的影响。结果表明,启动压力梯度对低渗、特低渗透油藏各项生产动态指标的影响很大,在生产过程中不能忽略。从整体压裂的角度出发,研究了受启动压力梯度影响的非均质油藏菱形井网最佳井排距,分别以采收率和采油速度为优化目标,得到了不同的优化结果,绘制了相应的理论图版,这些图版可以用来指导低渗透油藏菱形井网的优化设计。在进行井网设计时,应充分考虑到将来进行压裂改造时裂缝走向对油水井的影响,从而避免井网与裂缝不匹配的问题,实现开发压裂一体化设计。 相似文献
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樊31北块特低渗透油藏初始含水率的影响因素 总被引:2,自引:1,他引:1
樊31北块属于特低渗透油藏,其初始含水率要比中高渗透油藏的初始含水率高得多,并且开井生产后含水率会持续下降一段时间。通过分析油藏的地质特征和流体流动的微观机理认为,油藏构造特征、地层沉积特征、钻井和压裂过程造成的水锁效应、贾敏效应、地层微裂缝的动态变化、启动压力梯度和岩石物性特征是引起初始含水率差异的因素,并利用樊31北块的物性参数定量计算了各种因素的影响程度。 相似文献
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安塞特低渗透油藏合理开发井网系统研究 总被引:29,自引:3,他引:26
鄂尔多斯盆地安塞特低渗透油田由于存在天然裂缝或人工压裂裂缝,造成了储集层平面渗透率的方向非均质性。该油田以往采用正方形九点注水开发井网,存在沿裂缝方向油井见效、见水快,而裂缝两侧油井见效差或不见效等问题。以该油田具有代表性的坪桥区特低渗透油藏为例,通过数值模拟研究,对比分析了正方形反九点井网、菱形反九点井网和矩形五点井网的特点和开采效果,并对矩形井网的井排距和井距进行了优化。研究结果表明:在特低渗透油藏开发初期,菱形反九点井网开发效果好于正方形反九点井网,沿裂缝方向线状注水的矩形五点井网更适合特低渗透油藏开发;矩形五点井网可以对油井和注水井进行大型压裂,在提高单井产能和注水波及体积的同时可防止油井暴性水淹,通过适当延长沿裂缝方向的井距(最优井距为450~500m)、缩小垂直裂缝方向的排距(最优排距为150m),可以提高油井均匀受效程度和开发效果。图5表3参2(侯建锋摘) 相似文献
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大牛地气田DP43水平井组的井工厂钻井实践 总被引:1,自引:0,他引:1
丛式水平井组技术能节约大量土地并提高单井产量,已在我国的复杂断块油藏开发中得到应用,但还未见在低渗透气藏开发方面应用的报道。为此,借鉴国内外油田、页岩气藏丛式水平井组开发的成功经验,在相关技术调研和气藏地质研究的基础上,在鄂尔多斯盆地大牛地气田进行了一个井场钻6口水平井的工厂化作业实践:①地面井位布置选用排状正对井网,水平段延伸方向与最小主应力夹角小于30°,相邻同方向井的水平段之间距离为500 m,以满足储层压裂改造裂缝延伸范围的要求;②钻机采用气动滑轨推动整体搬迁,优化井间距离;③由3台钻机一起钻进,每台钻机实施2口井,共同完成6口水平井钻井工作。现场试验结果表明:该丛式井组平均机械钻速达8.28 m/h,同比提高12.8%;平均钻井周期为47.7 d,同比缩短8.79 %;首次实现了集中打井、集中压裂、集中投产的集约化井工厂建设。结论认为:该开发模式可有效实现降本增效,符合超低渗透气藏开发理念,对同类气藏开发具有重要的借鉴意义。 相似文献
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顺9井区志留系碎屑岩储层存在埋藏深、温度高、物性差和底水发育,前期直井压裂后无法获得稳定产能的问题,为此,开展了水平井一体化开发技术研究。按照钻井、完井和压裂一体化设计的思想,水平井方位角设计为137.7°,与最大主应力方向正交,以提高压裂后泄油面积;使用油基钻井液钻进,保证井径规则,便于分段完井工具坐封;优选耐温130℃、耐压差70 MPa的裸眼封隔器,保证分段成功,并将压裂端口置于储层发育段,便于裂缝起裂;通过降低胍胶浓度和优化添加剂用量,形成耐温130℃的低伤害压裂液;采用油藏数值模拟方法优化压裂施工参数,应用常规压裂+人工隔层控缝高技术实现避水高度30 m,控缝高、深穿透压裂,形成顺9井区致密油藏水平井一体化开发关键技术。现场试验表明,水平井压裂后产能较直井提高4倍,2口井累计产油量达1.02×104 m3。水平井一体化开发技术提高了顺9井区致密油藏开发效果,对国内同类致密油藏开发具有一定借鉴意义。 相似文献
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留17断块为留西油田主力油藏,属非常典型的多层低孔低渗透油藏.自1983年投入开发以来,由于井网不适应、井距大等原因,导致水井吸水能力差,油井见效状况差,油藏能量保持水平低,采油速度仅0.8%,采出程度3.94%,开采效果差.针对以上问题,油藏先后采用了裂缝综合研究、整体加密调整、注采系统调整、压裂及重复压裂、解除油层污染等调整措施,油藏开发效果明显改善,采油速度提高到1.92%.目前油藏标定采收率30.7%,油藏采出程度已达20.9%,实现了低渗透油藏的高效开发.为同类型油藏的合理开发提供借鉴. 相似文献
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受储层非均质性等因素的影响,人工裂缝方向可能偏离井网方向.若裂缝参数设计不合理,则会给油田开发带来风险.为此,对低渗透油藏裂缝方向发生偏转时井网与水力裂缝适配性进行了研究.采用流线模拟技术,分析了菱形反九点井网压裂后的渗流场特征.以华庆油田X井区为例,建立了裂缝方向发生偏转时的压裂数值模拟模型,研究了不同井裂缝参数对生产动态的影响.结果表明:当裂缝方向发生偏转时,压裂井网渗流场会发生明显变化,应根据流线分布特点重新划分井组模拟单元;不同井处缝长对生产动态的影响程度不同,且各井裂缝之间存在明显的干扰现象;增加处于裂缝不利方位上的边井处缝长,提高采出程度效果较差,该井处裂缝不易过长,而在一定范围内增加处于裂缝有利方位上的边井和角井处缝长,提高采出程度效果显著,可适当增加其缝长.利用正交试验,优选出裂缝方向发生偏转时与井网相匹配的最佳裂缝参数组合为:1号边井、2号边井和角井处的裂缝穿透比分别为0.3,0.7和0.6,裂缝导流能力为30 μm2· cm. 相似文献