中国致密油藏水平井注水吞吐技术进展与发展趋势

中国致密油藏多采用水平井体积压裂衰竭式开发,水平井产量递减快,一次采收率不足10%。因此,有效补充地层能量是致密油藏体积压裂水平井稳产的关键。注水吞吐是致密油藏水平井的一种有效注水补充能量方法,近年来针对该方法进行了大量的研究和实践。在介绍注水吞吐工艺的基础上,从渗吸采油微观机理以及压力对渗吸排油影响两个方面对注水吞吐机理的研究进展进行了概述,并系统总结了储层性质和工艺参数对注水吞吐采油效果的影响。为了提高注水吞吐的开发效果,目前主要形成了化学处理剂辅助注水吞吐技术、大排量注水强化注水吞吐技术和水平井同井缝间异步注采技术3种改善注水吞吐开发效果的技术。进一步通过总结注水吞吐油藏数值模拟和工艺参数优化的研究成果,分析矿场实践经验,提出了中国致密油藏注水吞吐技术未来发展趋势。     

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。     

低渗透油藏转变注水开发方式研究 ——以大港油田孔南GD6X1区块为例

低渗透油藏常规注水开发生产井受效程度低、低产低液、经济效益差,传统水驱开发技术已无法适应低渗透油藏经济有效开发的要求,而借鉴致密油体积压裂后衰竭开采的开发方式,虽然可提高单井初期产能,但由于低渗透油藏砂体规模小、地层压力系数低和原油黏度高、气油比低等特点,仍存在产量递减快、累积产油量和采收率低等问题,因此迫切需要调整开发思路,转变注水开发方式。为此,提出了低渗透油藏由径向驱替向线性驱替转变,由连续注水向注水吞吐、异步注采和油水井互换等渗吸采油方式转变,由缩小井距提高水驱动用储量向体积改造提高单井缝控储量转变的3个转变注水开发方式的新思想;创建了全新的“体积压裂+有效驱替+渗吸采油”开发模式,并应用于大港油田孔南GD6X1区块,初步实施效果显著。     

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。     

致密油藏压裂后衰竭开采单井可采储量预测新方法

由于致密油藏的地质特征、渗流特征、开发特征及生产特征均有别于常规油藏,因此亟待建立适应于致密油藏压裂水平井开发的生产动态分析及可采储量预测方法。以致密油藏压裂后的衰竭生产特征为基础,根据油藏工程基本理论,应用物质平衡与动态分析方法提出了一种简便且广泛适用的致密油藏压裂后衰竭开采单井可采储量预测新方法。研究结果表明,在单井最小含水率一定的条件下,单井可采储量采出程度与含水率变化有关。通过绘制关系图版,发现投产初期含水率降低速度较快,随着可采储量采出程度的不断上升,含水率下降速度逐渐减缓,且单井可采储量采出程度及含水率均随最小含水率的减小而降低。当可采储量采出程度为1时,生产井含水率降至最小含水率。以准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组X区块的12口致密油井为例,应用该方法分别预测了单井可采储量,计算了可采储量采出程度,并通过对比其中2口生产井的理论图版曲线与实际生产数据,验证了该预测方法的可靠性及准确性。此外,基于提出的理论与方法,预测了2口实例井的生产动态,并分别得到了累积产油量、累积产水量与含水率之间的生产动态关系曲线,用以评估油井当前生产状态并预测生产趋势。     

致密油藏压裂后衰竭开采单井可采储量预测新方法

由于致密油藏的地质特征、渗流特征、开发特征及生产特征均有别于常规油藏,因此亟待建立适应于致密油藏压裂水平井开发的生产动态分析及可采储量预测方法。以致密油藏压裂后的衰竭生产特征为基础,根据油藏工程基本理论,应用物质平衡与动态分析方法提出了一种简便且广泛适用的致密油藏压裂后衰竭开采单井可采储量预测新方法。研究结果表明,在单井最小含水率一定的条件下,单井可采储量采出程度与含水率变化有关。通过绘制关系图版,发现投产初期含水率降低速度较快,随着可采储量采出程度的不断上升,含水率下降速度逐渐减缓,且单井可采储量采出程度及含水率均随最小含水率的减小而降低。当可采储量采出程度为1时,生产井含水率降至最小含水率。以准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组X区块的12口致密油井为例,应用该方法分别预测了单井可采储量,计算了可采储量采出程度,并通过对比其中2口生产井的理论图版曲线与实际生产数据,验证了该预测方法的可靠性及准确性。此外,基于提出的理论与方法,预测了2口实例井的生产动态,并分别得到了累积产油量、累积产水量与含水率之间的生产动态关系曲线,用以评估油井当前生产状态并预测生产趋势。     

致密油藏提高采收率技术瓶颈与发展策略

致密油藏正在成为全球油气资源勘探开发热点领域。致密油藏开发效益在一定程度上反映了一个国家当代石油勘探开发的技术能力和水平。总体来看，全球范围内致密油藏平均采收率为5%~10%，远低于常规油藏。中国致密油藏地质特征复杂，其开发关键技术尚处于突破前的准备阶段，美国相对成熟的致密油藏开发配套技术不能直接照搬应用。针对中国致密油藏采收率低和相关配套技术发展滞后的现状，概述了致密油藏开发和提高采收率的主要关键技术，剖析了待解决的理论认识与技术瓶颈等问题。分析认为，推行致密油藏开发地质工程、保护改造、增渗增能、洗油驱油"多维一体化"技术思路，协同大型水力压裂储层改造，实施界面修饰注水和储层原油氧化实现有效增能增注，开展多环节、多尺度、多场综合调控油水流动行为，显著增强油水流动能力，将是提高致密油藏采收率及开发综合效益的新途径。     

三塘湖盆地马56区块致密油重复压裂实践

针对三塘湖盆地马56块致密油衰竭式开发引起地层能量下降、单井产量递减较快、采出程度较低的问题。以提高单井最终采收率为目标,开展了致密油重复压裂技术研究。通过地质研究与评价,形成了优选重复压裂"甜点"层段,补充地层能量与暂堵转向压裂工艺相结合的技术思路。在马56区块进行了6井次重复压裂现场应用,压裂后稳定日产油是压裂前的2.24倍,取得了明显的增产效果。该技术组合对致密油藏重复压裂具有重要借鉴意义。     

H油田超低渗岩性油藏有效注水方式探索

H油田长8岩性油藏位于鄂尔多斯盆地西南缘,储层致密,天然裂缝发育,采用水平井开发产量递减快,急需开展裂缝性致密油藏注水提高采收率探索。     

超低渗油藏低效注水区块节能增效应用研究

A区长4+5油藏为典型的超低渗砂岩油藏,储层致密且非均质性强,常规水驱效果差,属于典型的低效注水区块。针对该油藏的地质特征、开发现状和效益情况,按照试验-扩大-规模应用的思路,利用周期注水技术改善开发效果,通过不断探索和优化周期注水制度,对应井组含水率下降、产能上升,降水稳油效果明显,表明周期注水能有效降低注采比,减少吨油耗水量,提高经济效益和最终采收率,取得了明显的节能增效作用,为同类型油藏持续效益开发提供参考。