欢60块难采储量二次评价

以沉积特征研究、储层物性分析和直井开发效果评价为基础,对欢60块油井井况差、油井利用率低、整体采出程度低等问题进行分析,确定可以利用水平井泄油面积大、生产压差小,并能够防砂、抑制边底水的优势,充分动用该块难采储量,提高区块采出程度.已投产水平井开发效果证实,水平并吞吐技术是目前技术条件下唯一可能有效动用欢60块难采储量的开发技术.该技术的成功应用,将为辽河油田难采储量的有效开发提供一定的参考和借鉴.     

边台潜山油藏地质特征研究及水平井开发部署

边台北潜山由于储层渗透性差,直井开发单井产能低,区块采油速度、采出程度极低,效果较差,为沈阳油田难采储量区块之一.为了对该潜山进行有效开发,在进行构造解释、储层特征、隔层、产能特征、裂缝预测等研究的基础上,部署了第1口试验鱼骨型水平井--边台-H1Z井.在试验井取得成功的基础上,结合边台油田的油藏性质,进行水平井整体部署,取得了较好效果,实现了难采储量的有效开发.     

徐深气田火山岩气藏水平井开发应用效果

徐深气田火山岩气藏属于深层特低渗透气藏,采用单一直井开发单井产量低,大部分井区难以有效动用。为了探讨这类气藏的有效开发模式,从2005年开始了水平井开发试验研究,逐步建立了徐深气田火山岩气藏水平井开发优化设计技术和水平井随钻地质导向技术,发展完善了火山岩气藏水平井钻井和压裂等配套工艺技术。水平井已成为徐深气田火山岩气藏开发井的首选井型,取得了明显的应用效果。通过对比分析水平井与直井的开发动态特征,对水平井开发应用效果进行了详细评价。开发实践表明,水平井技术是提高徐深气田火山岩气藏单井产量、储量动用程度和实现气藏高效开发的主体开发技术。     

陆梁油田白垩系薄层、边底水浅层气藏的滚动勘探开发

陆梁油田陆9井区白垩系油气藏整体呈现出低幅度、多层系、薄层边底水和"一砂一藏"的特点。经过应用气藏精细描述,对白垩系浅层气藏进行了单砂层精细划分与对比,开展了单砂体气层展布、气水关系、储量计算等研究。在此基础上,实施开发部署,并经论证分析,提出采用水平井与直井联合开发薄层底水浅层气藏的开发模式,取得了较好的生产效果,证明利用水平井技术开发薄层边、底水气藏是可行的,从而摸索出一条有效开发此类薄层边底水气藏的新途径。     

孝泉地区致密砂岩气藏水平井产能评价研究

孝泉气田勘探开发主要层位为侏罗系蓬莱镇组和沙溪庙组,储层砂体为三角洲前缘的分流河道沉积,属于典型的低孔致密储层.由于基质物性较差,以往直井产能低,储量基本未动用,近期水平评价井实施分段压裂工艺技术取得较好效果,为指导下一步开发井位部署及难采储量的高效开发,根据已有系统试井和测试资料对一点法产能经验公式进行修正,得到适合该气藏的水平井无阻流量计算公式,研究了水平井产能特征.通过分析影响水平井产能的因素,认识到储层品质、裂缝发育程度、含水饱和度、井间干扰与储层改造效果均对产能有重要影响.储层优质,裂缝发育,含水饱和度低,未受到邻井生产干扰,储层伤害小,压裂液返排率高,水平井往往具有较高产能.     

致密砂岩气藏井型优化方法

苏里格气田发育致密砂岩储层,具有典型的低渗、低压、低丰度、低产特征,井网井型的优化是有效提高其单井控制储量和气藏采收率的关键技术。针对直井和水平井不同的开发特点,剖析已开发区生产现状,形成了不同井型地质参数对比、生产指标分析和经济指标评价的井型优化方法;同时在选定目标区域应用气藏数值模拟技术,对不同井型井网进行指标模拟分析。结果表明:水平井单井控制面积和储量是直井的210%~260%,3年期单位压降产量是直井的480%~590%,5年期累计产气量为直井的350%~450%;水平井比直井采收率高、投资回收期短、递减率高、生产周期短,但存在储量损失,部署混合井网可使采收率和总利润较好平衡,实现气藏高效开发。此研究成果对致密砂岩气井开发指标对比和气井井型选择具有指导意义。     

利用水平井开发克拉玛依油田六东区克下组稠油油藏难动用储量

克拉玛依油田六东区克下组Ⅲ类砾岩稠油油藏投入开发30余年,已进入蒸汽吞吐开采后期,油田生产面临产油量低、含水高的严峻形势.通过开展剩余出油气井点调查和油藏地质研究,发现受地形、地貌影响,部分优质储量因直井无法开采成为难动用储量.通过运用地层对比、储层预测等技术手段,落实难动用区油层发育情况,开展水平井开发可行性研究;应用油藏数值模拟技术,优选水平井开发注采参数.在钻井、生产过程中大力应用水平井地质导向、动态监测等新技术,使该区位于基地及水塘下面的难动用优质储量得到有效开发.     

平直联合开发井区地面工程优化

大庆西部外围古龙南地区属于低渗透油藏,采用直井开发难以建立有效驱替,单井产量低,开发效果差。近年来,随着水平井开发技术的引入,在茂15-1水平井直井联合开发区块,构建以井网井型优化为基础、可控穿层压裂为关键、地面优化简化为支撑、高效组织管理为保障的水平井高效开发模式,使难采储量得以动用。其中,针对水平井直井联合开发特点,通过对地面建设方案的优化简化,实现了产能投资最省和用工配置最少的目标,为类似区块整体地面设计提供了参考。     

水平井体积压裂技术研究与应用

M区块边部区域储量品位低,直井常规压裂开发效果差,储量动用状况差,为此开展水平井体积压裂技术研究,包括体积压裂所需地质条件、体积压裂适应性分析、水平井部署参数优化等,指导3口水平井部署实施,平均单井日产油15吨以上,阶段累增油3.2万吨,提高采收率1.25%,实现难采储量有效动用,低油价下实现降本增效目的。     

大牛地气田产气剖面特征的认识及思考

大牛地气田属典型的低孔、特低渗致密砂岩气藏,自上而下发育七套气层,2012年以前采用直井开发,之后采用水平井开发。为进一步明确水平井不同阶段的各段产气特征,不断优化压裂工艺及合理生产制度,选取部分有代表性直井和水平井,开展产气剖面测试。结果表明,气井生产是逐层段动用、接替开发的动态变化过程,其中多层合采的直井生产一定时间后,主力层会发生转变,渗透率、全烃含量和地质储量是影响转变的主要因素;水平井生产过程中,各段贡献率不一致,建议选取新投产水平井在投产90 d内、投产180～200 d各测试一次、之后每年测试一次,明确水平井全生命周期产出规律。     

水平井多级多缝加砂压裂技术研究与应用

川西低渗透气藏存在异常高压、储层品质差、气井控制半径小、产量递减快、气藏整体采收率低等问题,难动用储量占有较大的比例.直井开发效益差,无法实现效益开发.水平井分段压裂开发是低渗透气藏实现提高单井产能的重要手段.文章在水平井分段压裂适应性分析及人工裂缝参数优化的基础上,针对川西低渗透气藏工程地质特征,通过对工具改进和工艺的优化,创造性的将常规水平井分段压裂与限流压裂技术相结合,形成水平井多级多缝加砂压裂工艺.XS21-4H和XS21-11H井等14口井的现场试验对比结果分析表明,多级多缝压裂工艺在节约施工成本的同时,大大提高了加砂压裂改造效果,单井最高增产倍比达到6.7倍,经济效益显著,具有较好的现场推广价值.     

苏里格气田水平井整体开发技术优势与条件制约——以苏53区块为例

苏里格气田是典型的低渗、低压、低丰度岩性气藏,单井产量低,建井数量多,直井开发经济效益较差。为提高单井产量,改善气田开发效果,进一步提高开发效益,转换开发方式,开展气藏水平井开发技术攻关,取得了阶段性成果。在苏53区块开展水平井整体开发试验,利用水平井整体开发建成10.0×108m3/a天然气生产能力,是苏里格气田唯一的水平井整体开发建设的区块。由于受到气藏埋藏深、储层非均质性强、气水关系复杂、经济技术条件等因素影响,继续扩大气田水平井整体开发规模受到制约。通过有利条件与不利因素的分析研究,可以促进水平井整体开发技术的推广,更多地应用于类似气藏的开发。     

气顶底水油藏水平井垂向位置确定模型及应用

为了控制油井气窜和水锥,提高油藏开发效果,需要准确判断不同类型气顶底水油藏水平井合理的垂向位置。在分析不同类型气顶底水油藏生产特征的基础上,利用气体状态方程、物质平衡方程将气顶能量和底水能量与油环中水平井垂向位置建立联系,推导出水平井垂向位置关于气顶指数、水体倍数和油藏压力的数学模型。该模型能够利用气顶指数、水体倍数的相对大小来确定水平井合理的垂向位置,同时为了便于钻完井施工,给出了不同气顶底水油藏的最合理的水平井垂向位置。数值模拟试验及实例验证结果表明,根据气顶指数和水体倍数的相对大小来确定水平井在油环中垂向位置的方法对油藏具体几何形状没有限制和要求,具有较好的适用性。      

海上水平井开发在DF气田的应用

DF气田是中国海上第一个自营大气田。该气田开发所面临的主要困难是储量规模和叠合含气面积大,但储量丰度低;储层非均质性很强,储层物性为中孔、中低渗或为低阻气层;气藏类型为边、低水气藏,以中、低产能为主。为此,提出在DF气田采用水平井开发,研究了水平井开发所具有的突出优势和需运用的关键技术。通过综合研究和加强随钻分析及生产管理,运用相关关键技术把DF气田水平井开发的优势转化成实实在在的效果。该气田全部27口水平井的实钻资料、投产测试结果以及投产后的生产数据表明:其设计、实施和生产均满足ODP要求,可实现向下游用户长期稳定供气。     

致密气藏水平井多级多段压裂新技术及应用

XC气田JS气藏是川西侏罗系低渗致密气藏的典型代表,为使难动用储量通过水平井技术得到经济有效的开发,试验探索了不同钻井方式、不同完井方式、不同改造方式下的增产效果,并最终认为套管封隔器分级压裂是提高水平井效果的必须技术。但是随着产能对水平井分段数逐步提高的需求,由于滑套极差等因素影响,在139.7mm套管内分段数仅能达到7～10级。针对该情况,通过在封隔器分级压裂的每级间采用限流压裂工艺,提出了水平井多级多段压裂新技术,该技术能在现有技术的基础上有效提高了水平井的分段压裂数。水平井多级多段压裂新技术在XC气田JS难动用储量层实施8口井,平均单井获得天然气无阻流量19.4846×104m3/d,是邻井直井压裂增产的7.97倍,是以往封隔器常规分段压裂效果的1.9倍,增产效果明显提高。该技术在采用较少封隔器的情况下可以提高水平井分段数,而不会增加井下工具成本,同时可以降低施工风险。目前该技术在水平井中已经实现了15段的分段数,通过该技术的应用,139.7mm套管内水平井的分段数可由目前的7～10段提高到20～30段,该新技术的应用将对水平井开发非常规天然气技术提供有益的参考。     

水平井技术在苏10区块的应用

为改善苏里格气田开发效果,提高区块采收率,达到降低开采成本、合理高效开发的目的,针对苏里格气田直井开发中存在的问题及水平井实施中的技术难点,开展了河流相沉积气藏水平井技术攻关与研究。现场实施4口水平井,完钻水平段平均长度为800 m,分段压裂后投产,日产气为邻近直井产量的5～10倍,生产效果较好。该研究为苏里格气田实现少井高效开发提供了良好的途径和科学依据。     

开窗侧钻水平井技术在克拉美丽火山岩气藏的应用

开窗侧钻水平井技术是石油勘探、开发过程中,为提高探井成功率和油气采收率,增加老井产能的重要手段。它是利用低产、停产井和套变井的部分井筒以及完好的地面设备,在原来的井筒上开窗,通过控制井眼延伸,向地下油气层进行钻进,并最终钻达新的目的层的钻井技术。该技术在新疆克拉美丽气田的成功应用,解决了储层动用程度低、单井稳产周期短、底水锥进速度快及普通增产措施效率低等难题。为下一步火山岩气藏拓宽气井增产途径和套管开窗侧钻水平井的推广应用奠定良好的基础,为气藏中后期开发提供技术支撑。     

产量不稳定法评价水平气井动态储量

水平井技术作为提高气田采收率的一项重要技术,已开始在各大气田广泛应用。动态储量是确定气井合理产能和井网密度的重要依据,是编制气田整体开发方案的基础。因此,对水平气井动态储量进行评价,对于高效开发气田、优化井网、缩短开发周期至关重要。为此,提出了一种评价水平气井动态储量的新方法——产量不稳定法。采用该方法只需要日常的生产历史数据就可以简单、直接、快速地计算动态储量,并且可以免去昂贵的试井测试。该方法是在建立圆形封闭气藏水平井不稳态流数学模型的基础上,应用积分变换等方法求得模型的Laplace空间解,再通过Steh-fest反演算法绘制水平气井的产量递减典型曲线图版。最后用实例说明了水平气井递减典型曲线图版的应用过程。结果表明:产量不稳定法可以很好地计算水平井的动态储量且精度较高。     

新场气田沙溪庙组气藏JS21气层水平井开发效果评价

通过对新场气田上沙溪庙组气藏JS12致密砂岩气层水平井加砂压裂改造后气井的天然气测试产量、单井产气量、单位压降采出天然气量、气井动态储量等气层动态指标与同层的直井或定向井进行对比分析认为,水平井加砂压裂后测试产量较高、稳定产量是直井或定向井的2.45倍、单位压降的采气量明显高于直井或定向井、单井控制的动态储量是直井或定向井的3.6倍,水平井开发效果明显优于直井或定向井,说明水平井加砂压裂改造后达到了最大限度增大致密砂岩储层泄气面积的目的。水平井压裂井段增长、压裂规模增大、单井产量增加的同时,产水量也相应增加,同一区域水平井的产水量是直井或定向井的2～80倍,水气比是直井或定向井的2～5倍;水平井排水采气效果较差,受井筒条件的影响,目前仍缺乏有效的排水采气工艺技术,有待今后探索试验。