低渗透砂砾岩油藏渗流特征研究——以海拉尔油田贝301区块为例

根据曲线形态和特征值,将贝301区块相渗曲线分为Ⅰ型、Ⅱ型和Ⅲ型3类,分析了其影响因素、特征值的变化规律以及生产特征。结果表明:Ⅰ型表现出孔隙型储层的渗流特征,水相相渗呈上凸形态;Ⅱ型表现出视裂缝型储层的渗流特征,水相相渗呈折线形态;Ⅲ型表现出孔隙型和视裂缝型兼有的复杂渗流特征,水相相渗形态多样;相渗曲线特征值与渗透率之间不存在明显的单调性递增或递减规律。区块生产特征也可相应分为Ⅰ型、Ⅱ型和Ⅲ型3类,Ⅰ型产量递减慢、无水采油期长、含水上升呈下凸形态;Ⅱ型产量递减快、无水采油期短、含水上升呈上凸形态;Ⅲ型初产低、含水上升快、含水上升呈上凸形态;三种类型开发效果依次变差。     

海拉尔油田低产低效区块引效压裂治理技术

海拉尔油田断块油藏地质条件复杂、非均质性强,常规压裂措施效果不理想。为进一步提高低产低效区块整体开发效果,运用压裂工程与油藏地质一体化的研究方法,开展了复杂岩性储层岩石力学参数精细解释,明确了油田开发后期区域动态应力场变化规律;采用非对称全缝长人工裂缝模拟技术,并结合水流优势流场,进一步优化多分支裂缝压裂施工参数,实现油田整体有效动用。现场应用12个区块161口井,油井累计增产18.05×10~4 t,水井累计增注70.90×10~4 m~3,水驱控制程度提高了18.5%,措施效果显著。     

海拉尔油田缝网压裂技术研究与应用

常规压裂以抑制天然裂缝形成的主裂缝为主,但由于双翼对称裂缝分布的局限,裂缝系统控制的泄流面积有限,造成压后初期效果显著、产量递减速度快问题。缝网压裂技术能使裂缝性储层产生足够长并具有较高导流能力的多方向起裂延伸的网状裂缝系统,控制的泄油面积将大幅度增加,充分发挥主裂缝和裂缝网络的增产优势。现场应用结果表明,缝网压裂对海拉尔油田布达特群组低渗透裂缝性储层的增产效果明显。     

海拉尔油田南屯储层压裂施工分析及处理措施

海拉尔油田由于储层埋藏深、地层应力分布不均匀及断层影响,水力压裂压力高,很容易造成砂堵,影响压裂改造效果,为此,采取了一系列压裂施工控制方法降低施工压力,并取得了良好效果。     

薄差储层压裂改造技术在海拉尔油田的应用

海拉尔油田贝中、乌东区块南屯组储层主要以0.5~2.0m的薄差层为主,采用大段合层压裂导致部分层段压不开、压裂效果差。通过实验分析不同岩性岩石力学参数特征,应用复杂岩性储层地应力解释系统,提高不同层段不同岩性地应力解释精度,确定了薄差储层改造合理的细分层标准;采用不动管柱多层细分压裂技术,提高了薄差储层的有效改造程度,增油增注效果明显。     

海拉尔油田混注纤维压裂技术

针对海拉尔油田贝301区块储层欠压严重,压裂施工过程中近井地带大部分支撑剂回流,造成裂缝部分或完全闭合,影响油井压裂效果问题,利用纤维具有物理稳固、可形成空间网状结构的特性,开展了碳纤维防砂技术室内实验及现场试验.研究表明,混注纤维压裂技术,即将碳纤维直接加入到压裂液中是可行的.对比防砂效果,碳纤维与包裹陶粒相近,但碳纤维除具有防砂作用还能够提高压裂液悬砂性能,改善裂缝铺砂剖面、提高改造效果.本次研究对海拉尔油田欠压储层改造提供了技术支撑,为国内相关油田相似储层的压裂改造提供了借鉴.     

乌南油田乌5区块整体压裂优化设计

建立了垂直裂缝井三维两相油藏数值模拟模型,对乌南油田乌5区块反九点井网进行了整体压裂优化设计。模拟结果表明,注水井压裂是提高区块油井产能的关键;边井应适当增加缝长;角井应注重提高导流能力而不宜压长缝。用正交方法设计不同压裂参数组合条件下的开发方案,优选出开发10年经济效益最好的裂缝参数组合:注水井和角井半缝长为59.4m、边井半缝长为89.1m、裂缝导流能力为30μm2·cm。整体压裂技术在现场应用效果较好,为乌5区块的经济高效开发提供了技术保证。     

苏53区块水平井整体开发技术

针对苏里格气田单井产量低、水平井开发无法达到预期效果等问题,运用苏里格地区水平井开发经验,在苏53区块开展水平井整体开发试验。利用数值模拟、地震反演、微地震裂缝监测等技术手段,进行油气富集区优选、整体部署、地质导向、压裂增产等关键技术研究。研究表明:开发区适合采用600 m×1 200 m不规则菱形井网开发,合理水平段长度为1 000~1 200m。目前区块天然气生产能力为20.0×108m3/a,水平井初期平均单井产气量超过8.0×104m3/d。研究成果对致密砂岩气藏水平井整体开发具有指导意义。     

苏53区块东南区压裂水平井井网优化设计

苏53区块自2010年实施水平井整体开发以来,主产区已基本完成井位部署及产能建设,水平井开发正从富集区转向接替区;而东南区储层物性变差,储量丰度减小,原有的井网井距、裂缝参数及压裂方案必然难以继续适应.针对东南区的地质特征,通过气藏精细描述和数值模拟手段,开展了压裂水平井井网优化设计,并优选出最佳井网部署方案:菱形平行...     

大港油田小10-16区块压裂技术研究与应用

小10-16区块主要开采层位枣Ⅳ、枣Ⅴ属于低孔低渗油藏,储层物性较差,若直接投产则产量较低,与地质配产有一定的差距,必须通过压裂改造措施来实现高效经济开发的目的。但这些储层存在井深、温度高、压裂井段长、储层水敏性强等特点,给压裂工艺提出了新的挑战。为确保压裂井的有效改造及实施效果,优化了压裂工艺、压裂液体系,采取液氮助排、压采联作一次管柱等技术,实现了储层多层改造一次性投产,共投产的22口井初期平均日产液24.9m3,日产油20.4t,取得了良好增产效果。     

大庆油田不返排压裂液技术研究及应用

大庆油田低渗透储层水力压裂已经成为增产改造的主体技术,但应用过程中存在压裂废液处理环保压力大、成本高,压裂后不及时返排会对储层造成伤害,影响增注效果等问题。为此,通过技术攻关成功研制了不返排清洁环保压裂液,该压裂液具有低成本、低伤害、油井零外排、水井不返排的技术优势。该技术在大庆油田低渗透储层累计应用154口井,施工成功率100%,其中,88口油井累计增油3.8×10~4 t,66口水井累计增注51.2×10~4 m~3,减少外排压裂液3.2×10~4 m~3,达到了"零污染、零排放"的要求。     

三塘湖凝灰岩储层分段压裂技术研究与应用

吐哈油田三塘湖马56区块条湖组为致密灰岩储层,在裂缝方位和油藏多裂缝预测的基础上,利用滑溜水+弱交联液体系实施大排量、低砂比、沟通天然裂缝的分段压裂技术路线,通过采用前置酸预处理技术、多段塞降阻降滤技术、快速破胶技术、小粒径组合陶粒技术及井下微地震测试技术,三塘湖马56区块致密油藏的水平井多段压裂改造取得突破,为油田的高效开发奠定了基础。     

塔河油田超大规模酸压工艺技术的研究及应用

常规酸压已成塔河油田奥陶系碳酸盐储层改造的主要技术措施,但是常规酸压存在酸蚀裂缝距离短,导流能力有限,难以沟通远处有效储集体等问题,为此,开展了超大规模酸压施工工艺新技术研究,通过酸压工艺与加砂压裂工艺二者的有机组合,有效增加了裂缝缝长,提高了裂缝导流能力.该技术在TH10411井进行了现场应用,根据压后效果评价,该工...     

水平井多井段压裂技术在大港油田的应用

介绍了大港油田水平井中10-73H井喷砂射孔不动管柱分段压裂的实施情况,讨论了设计原则、压裂材料性能要求、压裂参数设计情况和压裂施工情况,该井顺利压裂后取得了良好的增产效果,表明该压裂技术适用于大港油田低渗高压储层的压裂改造。     

低渗透油田多组分前置酸压裂技术研究与应用

多组分前置酸压裂技术主要针对低渗透油田的储层特征,在压裂之前先行挤注低伤害缓速酸液体系,依靠压裂和酸液的酸蚀指进压开地层并使裂缝扩展。本技术主要通过酸液溶蚀提高储层渗透性、抑制粘土矿物膨胀、溶解压裂液滤饼及残胶、酸压缝内填充支撑剂提高导流能力等4个方面的作用来提高改造效果。通过在姬塬油田的现场的试验,措施后,油井产液、产油上升较快,含水平稳,有效率100%,有效期长,平均单井日增油2.35t,取得较好效果,对低渗砂岩储层有较好的适应性,为长庆低渗油田的改造提供了一项新的技术措施。     

川口油田长6油层非交联正电胶水力压裂

根据在川口油田46井区进行了5口井的非交联正电胶水力压裂工艺技术先导性现场试验,从现场压裂施工到压后增产效果来看,该试验取得了显著的增产稳产效果。文章还结合地质特征、施工情况和参数拟合模拟分析探讨了各类因素对增产效果的影响,评价了该项技术对地层的适应性。     

苏53区块致密砂岩气藏水平井分段压裂优化研究

水平井分段压裂是开发低渗难动用储量的重要技术手段,该技术在储集层横向分布稳定,纵向有一定厚度且连续性好的低渗气藏中应用已较为成熟,但在强非均质性气藏中的应用仍有待研究。为此,针对苏53区块低渗致密、低丰度、横向砂体不连续和纵向砂泥岩薄互层显著等特点,通过气藏数值模拟和三维裂缝模拟,对水平井段长度、水平井分压级数、裂缝参数和关键施工参数等进行了优化研究,得到了苏53区块水平井分段压裂优化参数组合。该研究对提高苏里格气田水平井开发效果具有指导意义。     

苏53区块复杂地质条件下水平井入靶技术研究与应用

针对苏53区块区域标志层少,河流相地层岩相变化大,区内完钻井少,微构造发育等特定复杂地质条件,开展了水平井入靶技术研究。通过综合利用方位角规律性变化辅助判断法、地层视厚度差辅助判断法和标志层法等可准确预测目的层顶界深度,适时控制井斜角,可确保水平井准确入靶。该研究成果成功应用于苏53区块,提高了水平井钻井成功率,并对同类型气藏水平井随钻地质导向具有借鉴作用。     

安塞油田水平井水力喷射分段压裂技术研究

安塞油田三叠系存在"低渗、低压、低产"等地质特征,传统压裂工艺一般压裂1～2层,平均单井日产液量3.5 m3左右,单井改造效果较差,且选用直嘴+封隔器的简单压裂管柱施工,施工周期一般在10天左右,施工周期较长。安塞油田引进了水平井水力喷射分段压裂技术,对水平井水力喷射分段压裂机理、水力喷射及分层压裂中诸多参数进行了优化,并在现场进行了试验。2011—2012年此项技术在安塞油田成功应用22井次。该技术施工针对性强,工艺简单方便,适用各种完井方式及固井质量差的井况,为安塞油田及其它区块储层低渗油气藏水平井水力喷射及压裂改造工艺的实施奠定了基础。