鄂尔多斯盆地致密油藏水平井开发井网论证

鄂尔多斯盆地致密油藏资源丰富,勘探开发潜力大,其特点适合采用水平井体积压裂法来开采。文
章以华池－南梁地区山１５６井区长６致密油藏为例,对其水平井开发井网进行论证。开发实践证实,当采用水平
井体积压裂法开采长６致密油藏时,初期单井产量高,增产倍数大。由于储层中存在着大量的缝网结构,在采用水
平井开采长６致密油藏时,注水井排方向与裂缝方向平行,且水平段方向与裂缝方向垂直时,水驱波及体积大,开
发效果好;当采用直井注水＋水平井采油的开采模式时,合理的水平段长度为６００～８００ｍ,此时,采用七点法注采
井网的开发效果好;七点法井网的合理井距为７００～８００ｍ、排距为１００～１５０ｍ。文章得出的结论可以为鄂尔多斯
盆地致密油藏水平井开发提供技术参数。     

致密油储层体积压裂工厂化作业在大庆油田的研究和应用

随着水平井多段体积压裂和直井缝网压裂技术的进步,大规模压裂作业任务日趋繁重,面临占用资源多、组织难度大、常规压裂施工模式效率低等矛盾。为了提高压裂施工效率,降低成本,减少对环境的影响,优选垣平1、龙26、齐平2井区,按照"水平井+体积压裂+工厂化作业"的开发思路开展水平井体积压裂现场开发试验。通过优化作业模式、优化工艺设计,有效降低了致密油开发投资,为大庆油田致密油储量提档升级和经济有效开发起到了重要指导和借鉴作用。     

直井与水平井的产能对比

油藏开采可以选用直井,也可以选用水平井,可以对油井进行压裂,也可以不进行压裂。矿场上选用何种增产措施,除了要考虑成本之外,还要考虑措施的增产效果。分油井压裂与不压裂2种情形,对比了直井与水平井的产能,同时通过计算示例分析了泄油面积、储集层厚度、压裂裂缝条数、储集层渗透率和原油黏度对增产效果的影响。研究表明:普通水平井的增产效果不如压裂直井;厚油层适合采用直井开发,薄油层适合采用水平井开发;增大泄油面积不能有效提高油井产能,但能延长稳产期;增加压裂裂缝条数能显著提高水平井产能,体积压裂及多级压裂均是水平井的有效增产途径;未压裂水平井的增产效果十分有限;中高渗透油藏可以采用任意油井开发,而低渗透油藏则必须采用压裂水平井开发;中低黏度油藏可以采用任意油井开发,而高黏度油藏或稠油油藏则必须借助于热力采油。研究结果可为矿场上选择油井类型及增产措施提供参考。     

吉林油田致密油藏同步体积压裂技术实践

松辽盆地南部致密油储层致密,单井无自然产能。直井采用常规水力压裂后难以达到效益开发,因此需转变开发模式,开展储层改造技术攻关和现场试验,提高致密储层改造体积及单井产能,实现经济有效开发。针对吉林油田扶余致密油藏,在精细地质研究、储层力学分析和体积压裂工艺评价的基础上,应用平台水平井组开发模式,结合同步体积压裂的体积改造及配套技术,根据大型有限元软件ABAQUS模拟结果,优化同步体积压裂施工方案,在R53区块进行现场试验,获得了高产工业油流,试采产量是同区块直井的4~10倍,为此类致密油藏经济效益动用提供了技术支撑。     

基于示功图探究抽油机井产量计算

多级压裂水平井开采技术既有水平井的优点,同时兼具人工压裂的开发长处,成为有效开发致密砂岩油藏的重要技术手段。本文基于不稳定渗流理论建立了多级压裂水平井试井模型,模型考虑了裂缝属性、裂缝间距和全段射孔的。选取一口多级压裂水平井进行试井分析,并通过对比微破裂影像资料证实级压裂水平井试井解释模型的正确性和实用性。     

顺9井区致密油藏水平井一体化开发技术

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。      

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。     

辽河油田雷家致密油储层改造研究

辽河油田雷家地区泥质白云岩储层常规试油与压裂后低产、低效,为了在雷家地区致密油储层勘探上取得突破,通过直井的资料录取、分析、实验、储层改造尝试,逐步总结出从钻井到储层改造初见成效的方法。保证水平井钻完井顺利完成,增加套管头抗压级别,实现速钻桥塞分簇射孔联作,采用Hiway技术进行套管压裂改造等,获得了水平井储层改造增产效果的突破。因此,在该地区继续采用水平井完井,进行多级压裂改造储层,进而获得区域上勘探开发的规模储量。     

松辽盆地北部致密油水平井技术及勘探实践

松辽盆地北部中浅层具有形成大规模、连续型致密油藏的有利地质条件,青山口组烃源岩内部和下部分别发育高台子和扶余2套致密油层,具有很大的资源潜力,但应用常规技术难以有效开发动用。大庆油田按照"预探先行、储备技术、评价跟进"思路积极探索致密油藏勘探开发模式,在建立扶余、高台子油层致密油资源精细分类评价,以及"甜点"识别方法的基础上,秉承"水平井+大规模体积压裂"理念,形成了"三优二精一配套"的水平井设计、钻探跟踪及增产改造技术。在致密油水平井段钻探长度、油层钻遇率、压裂方式、压裂段数、压裂规模等方面取得了突破性进展,水平井提产效果显著。针对扶余和高台子油层特定的致密储层地质条件,优选有利区块,通过个性化井网设计和尝试工厂化作业模式,初步建立了3个水平井开发试验区,为松辽盆地北部致密油全面有效开发积累了经验。     

长井段深层致密凝析气藏多段压裂工艺技术

中原油田东濮凹陷深层致密凝析气藏分布较广,主要为大段砂泥岩互层、单层厚砂体型,由于岩性致密,储层物性差,一般压裂投产,但应用常规压裂技术动用难度大、开发效果差,多层多段压裂是动用该类储层的核心技术.为推动致密油凝析气藏开发,研究优化设计、储层保护技术,引进多层压裂完井体系,在长井段水平井分段压裂获得成功,并拓展应用于直井、定向井,改变了逐层压裂的开发模式,实现了深层致密凝析气藏的有效动用.     

致密油藏体积压裂水平井开发效果

基于致密油藏储层特征和体积压裂微地震监测资料,通过水电模拟实验研究了不同井型的渗流场特征,利用油藏数值模拟方法从井间压力梯度分布、单井产能及采出程度等方面对不同井型的开发效果进行了评价,论证了体积压裂水平井开发致密油藏的可行性,并首次分析了压裂改造体积大小和储层综合改造因子对体积压裂水平井产能的影响,在此基础上开展了合理井网形式优选。研究表明:体积压裂可以大幅度减小近井区域渗流阻力,体积压裂水平井产能明显高于水平井及常规压裂水平井,动用范围大、采出程度高;水平井井网油水井间驱替压力梯度大,开发效果优于直井—水平井联合井网,但含水上升相对较快;储层压裂改造体积大小和储层综合改造因子与体积压裂水平井产能呈正相关关系,储层压裂改造体积越大,储层综合改造因子越大,产能越高。     

致密油直井多层缝网压裂产能预测方法

大庆油田垂向多层发育、主力层不突出的致密油储层,采用直井细分层大规模缝网压裂的开发方式取得了较好的生产效果。针对直井缝网压裂产能预测方法不成熟、常规计算方法误差较大的问题,结合致密油储层地质特征和渗流特征,通过裂缝基质流动耦合求解,建立一种考虑储层垂向非均质性的致密油直井多层缝网压裂产能预测方法。与实际产量对比,该方法预测符合率可达90%以上。该方法对于指导致密油开发方案编制以及理论研究具有重要意义。     

致密砂岩油藏水平井可采储量估算方法

致密砂岩油藏大规模压裂水平井可采储量是评价水平井开发经济效益的关键,而水平井累计产油及最终采收率与单井控制可采储量有关。利用产量递减法、采油速度法和试井解释3种方法估算了大庆外围T1试验区致密油藏大规模压裂水平井可采储量。结果表明:致密油水平井大规模压裂获得较高产量,但产量递减快,平均采油速度由第1年的2.4%降到第3年的1.1%,66.78%的可采储量在前3年采出;产量递减法和采油速度法预测单井平均可采储量分别为1.31×104t和1.28×104t,解析试井法预测单井平均可采储量为1.11×104t。3种方法预测得到的单井可采储量可作为大规模压力水平井开发效果重要指标和选井依据,对可采储量低的井,建议在精细地质和工程一体化研究基础上,采取有针对性重复压裂和能量补充等措施,进一步改善开发效果。     

松辽盆地致密砂岩气藏水平井多级压裂的现场实践〖HTF〗——以长深D平2井为例

松辽盆地南部长岭气田下白垩统登娄库组致密砂岩气藏具有储层埋藏深、温度高、物性差、地应力高的特点,采用水平井开发和常规的直井压裂开发均难以实现稳产。为最大限度地增加泄油气面积、提高储层动用程度、提高单井产量,在长深D平2井开展了水平井多级压裂开发现场实践：采用裸眼封隔器滑套10级大规模压裂,优化应用压前小型压裂测试、井下微地震和地面电位法压裂监测技术,对10级人工裂缝方位及几何形态进行实时监测。目前,长深D平2裸眼井多级压裂工艺技术的突破,创造了水平井深层气井压裂级数最多、压裂规模最大、平均砂比最高等3项中石油压裂新纪录,并取得了“生产压力高、产量高”的良好效果。该井压裂施工的成功,表明了水平井应用裸眼完井套管压裂具有明显的技术优势,为类似长岭1号气田登娄库组致密砂岩气藏水平井压裂开发提供了有力的技术保障。     

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。     

大规模压裂返排液地面处理方案设想

大庆外围油田致密油水平井采用大规模压裂天然能量开发模式开采,经大规模体积压裂后将产生大量压裂返排液,若直接进入联合站内的五合一脱水系统及污水处理系统,将严重影响系统正常运行。从压裂返排液的特性研究出发,提出自然降解、化学药剂处理,以及回收、回注等多种处理方案,为进一步完善大规模压裂开发地面配套工艺提供技术支撑。     

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。     

致密气藏复杂裂缝压裂技术

大庆油田深层致密砂砾岩储层直井采用常规凝胶加砂压裂技术施工13口井,存在施工规模大、压裂后产量低的问题。分析认为由于储层致密,有效渗流距离短且应力差大,压裂形成单一裂缝,导致改造体积较小。因此,结合储层岩石脆性高的特点,利用水平井人工裂缝的相互干扰来降低应力差,并采用复杂裂缝压裂工艺扩大裂缝改造体积,提高单井产能。通过参数对比,水平井施工规模为直井7.8倍,压裂后产量是直井的17倍。应用情况表明该压裂增产工艺技术可行,为致密气储层的高效勘探开发提供了有力的技术支持。     

鄂尔多斯盆地低压致密油藏不同开发方式下的水平井体积压裂实践

鄂尔多斯盆地致密油不同于北美地区致密油,其突出特点是储层压力系数低,并且孔喉及渗流特征
复杂,孔渗条件极差,属于典型的低压致密油藏,前期直井采用传统适度规模压裂技术改造单井产量低,难以实现
经济有效开发。因此开展了自然能量及注水开发补充能量条件下的水平井体积压裂探索实践。文章介绍了综合
应用井下微地震进行水平井体积压裂裂缝评价、体积压裂模拟研究、不同开发条件下的水平井体积压裂缝网匹配
研究及现场试验分析等技术而形成的水平井体积压裂优化方案。现场试验效果分析显示,在低压致密油藏不同开
发方式条件下,实现了体积压裂改造体积的优化控制,并与井网相匹配,取得了较好的开发效果,总体上单井产量
提高８～１０倍,为国内低压致密油资源探索出了一条成功之路。     

致密油水平井体积压裂工厂化作业模式研究

摘要：随着全球油气公司逐步加大对致密油气藏、页岩气藏等非常规油气藏实施勘探开发力度,水平井压裂技术目前己成为提高非常规油气田开发综合效益的主体技术。而致密油气的高效开发离不开水平井压裂增产技术。目前,水平井压裂增产技术也逐步向多级分段压裂、大规模分段多簇的“体积压裂”的趋势发展,工厂化作业已经成为致密油气高效率低成本开发的模式。通过研究致密油水平井体积压裂改造技术的发展趋势,分析国内外体积压裂工艺的完井方式、储层改造方式和工厂化的作业模式,围绕致密油开发技术、生产作业模式和组织管理模式等多个方面形成可复制的标准开发模式和规范,为国内各油田水平井体积压裂“工厂化”技术模式的设计和选择提供依据和参考。