鄂尔多斯盆地致密油藏水平井二次压裂技术研究

为寻找鄂尔多斯盆地致密油藏低产水平井的有效增产方法,文中利用数学模型和数值模拟方法,建立多应力场耦合的二次压裂扩展模型,开展二次压裂裂缝延伸及扩展规律研究,基于以上研究,开展水平井二次压裂工艺及参数优化研究.结果表明,水平井二次压裂裂缝转向受水平两向应力差值、初次压裂缝长、第二次压裂缝内净压力影响较大;大规模、高排量多...     

鄂尔多斯盆地南部致密油藏水平井分段压裂技术

鄂尔多斯盆地南部中生界油藏资源丰富,但储层物性差、非均质性强,部分区块微裂缝发育,压裂改造是经济有效开发的主要途径。华北分公司通过不断攻关、试验和研究,初步形成了针对不同储层类型的水平井分段压裂设计优化技术、不同完井方式下的分段压裂工艺配套技术和配套的低伤害压裂液体系。文中对鄂尔多斯盆地南部致密油藏水平井分段压裂技术现状进行了阐述,并针对致密油藏的储层特点及水平井分段压裂的技术难点提出了今后研究的方向,对切实提高致密油藏水平井分段压裂改造效果具有重要的指导意义。     

鄂尔多斯盆地致密油水平井体积压裂优化设计

鄂尔多斯盆地长7致密油储层致密、油藏低压。储层天然微裂缝发育程度和岩石脆性评价表明,盆地致密油储层物性对水平井分段体积压裂具有良好的适应性。以提高水平井多段压裂井网形式和布缝的匹配性为目的,优化了与注采井网相适配的施工参数,结果表明,实现体积压裂的排量为4~8 m3/min,单段砂量40~80 m3,入地液量300~700 m3,并形成了"低黏液体造缝、高黏液体携砂、组合粒径支撑剂、不同排量注入"的混合压裂设计模式。矿场井下微地震监测对比了体积压裂与常规压裂对裂缝扩展形态的影响,结果显示致密储层采用体积压裂的改造体积和复杂指数是常规压裂的2倍左右,且与井网适配性良好。通过开展致密油开发矿场先导性试验,水平井单井初期产量达到8~10 t/d,第1年累计产油量达2 000 t左右,且无裂缝性见水井,证明对于鄂尔多斯盆地的致密油开发,采用水平井五点井网+混合水体积压裂可以获得较高的单井产量和良好的开发效益。该项技术对其他油田的非常规储层开发有一定的借鉴意义。     

鄂尔多斯盆地长7致密油藏特征

以鄂尔多斯盆地长7致密油藏为例,运用地质统计和对比分析方法,定量表征了长7致密油藏特征。研究表明,长7油藏填隙物含量高,成熟度中等,以微孔隙为主,喉道半径极细,表现为亲油和高残余油饱和度特征,存在较强的应力敏感性和较高的启动压力梯度。可以考虑采用注入改性水改变油藏岩石表面润湿性、注气和超前注水保持油藏压力相对稳定的方式有效开发致密油藏,利用长水平井体积压裂技术增加油藏接触面积。     

三塘湖致密油长水平段水平井钻井技术

三塘湖盆地致密油勘探开发前景广阔,水平井技术是实现该区有效开发的重要手段。从分析三塘湖致密油水平井钻井难点出发,开展了以井身结构优化及剖面设计、个性化钻头优选、低成本高效轨迹控制、提高水平段储层钻遇率及优质高效钻井液等关键技术为核心的攻关研究,形成了适应三塘湖致密油水平井优快钻进的配套技术系列,并在芦101等5口井进行了成功推广应用,提速效果显著。     

致密油藏压裂水平井生产动态分析方法

致密油藏中流体存在着多种流动特性,包括线性流、径向流、复合线性流,复合径向流等。文章介绍了一种利用生产动态分析方法来判断压裂水平井流动特性的方法,并提出一套相关的判断流程和步骤。通过对北美巴肯致密油田600多口在产井的实例分析,指出绝大部分油井表现出裂缝向井筒线性流动的特性,同时很多油井的生产表现出双重介质的特征。     

AN 区块致密油藏低产水平井裂缝诊断方法

常规测试技术难以评价鄂尔多斯盆地AN 区块致密油藏低产水平井长期生产状态下的各段裂缝状况。为准确掌握低产水平井措施前各段裂缝关键信息,设计了压缩式双封单卡管柱,获取水平井分段变排量挤注压力和关井后压降数据,应用裂缝挤注指示曲线、瞬时停泵压力和裂缝扩散压力综合评价水平井初次改造充分性、射孔孔眼堵塞情况,并求取水平井分段油藏压力和产量。在AN 区块致密油藏水平井开展了测试及分析,结果表明该裂缝诊断方法可判识分段裂缝的初次改造程度、孔眼堵塞情况,且3 种油藏压力分析方法计算结果基本一致,可相互验证。诊断结果为措施潜力井段筛选、工艺优选及参数优化提供指导。对开展了诊断测试的4 口致密油藏低产水平井实施重复改造,与未测试的措施水平井相比单井产量提高了70%。该方法对其他非常规储层低产水平井措施前的裂缝诊断具有一定的借鉴意义。     

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。     

鄂尔多斯盆地致密油的定义

致密油是继页岩气之后全球非常规油气勘探开发的又一新热点,被中国石油界广泛关注,但目前对致密油的定义还存在诸多分歧。基于鄂尔多斯盆地延长组致密油特征分析,从致密储层物性、可动流体等方面对致密油定义进行深入研究,综合勘探开发成果确定延长组致密油渗透率界限,进而探讨致密油的定义标准。研究结果表明,鄂尔多斯盆地延长组致密油成藏条件良好,主力层系为长6、长7、长8及长9油层组,盆地中部及南部深湖相沉积发育区是最有利的致密油勘探区。综合分析测井、物性、可动流体、主流喉道半径、启动压力梯度、原油粘度、压力系数以及试油试采等资料,提出利用致密油储层六参数法对鄂尔多斯盆地延长组储层分类标准进行调整,将延长组致密油渗透率界定为小于0.5×10-3 μm2,主要包括致密砂岩油和页岩油。其他盆地或油田应结合实际地质特征及勘探开发实践对致密油进行定义。     

鄂尔多斯盆地致密油、页岩油特征及资源潜力

长庆油田对渗透率为0.3～1mD的超低渗透油藏已实现了规模有效开发。考虑到鄂尔多斯盆地石油勘探开发实际,将储集层地面空气渗透率小于0.3mD,赋存于油页岩及其互层共生的致密砂岩储层中,石油未经过大规模长距离运移的油藏称为致密油,包括致密砂岩油和页岩油2大类。延长组致密油主要发育于半深湖-深湖相区,以延长组7段（简称长7）油层组油页岩、致密砂岩和湖盆中部的延长组6段（简称长6）油层组致密砂岩最为典型。致密油具有分布范围广,烃源岩条件优越,砂岩储层致密,孔喉结构复杂,物性差,含油饱和度高,原油性质好,油藏压力系数低的特点。纳米级孔喉系统广泛发育是致密油储集体连续油气聚集的根本特征,延长组致密砂岩储层中大多数连通的孔喉直径大于临界孔喉直径,满足油气在致密储层中运移的条件。根据致密油层与生油岩层的接触关系,确定了3种致密油储集层类型：①致密块状砂岩储层;②砂岩-泥岩互层型储层;③油页岩型致密储层。鄂尔多斯盆地长6和长7油层组致密油分布广泛,初步预测致密油总资源量约30×10⁸t,其中长7油层组页岩油资源量超过10×10⁸t,长7油层组致密砂岩油资源量约9×10⁸t,长6油层组致密砂岩油资源量约11×10⁸t。致密油资源是长庆油田实现年产油气当量5000×10⁴t并长期稳产较为现实的石油接替资源。     

三塘湖盆地致密油水平井增能压裂力学机理

重复压裂是三塘湖盆地油藏提高产能和采收率的必备手段.文中通过基于黏聚层单元的有限元数值模拟、室内岩石力学实验、声发射监测和岩石力学屈服破坏准则理论等手段,系统研究了该区块重复压裂改造中的增能力学机理.研究结果表明:增能压裂的核心是提升全局范围内地层孔隙压力,而暂堵转向是局部范围提升已有裂缝内的净压力,二者配合使用,使整...     

水平井开发致密油效果评价及有利区预测

随着产能建设的快速推进,剩余储量的品质逐年变差,按照新思路、新技术、新模式的要求,以提高单井产量和降低成本为主线,2013年本厂集成创新采用“水平井＋体积压裂”开发致密油,在盐31区长6、吴464区长7、黄36区长8油藏开展攻关试验,以优化水平井井网、体积压裂等核心技术取得很大突破,大幅度提高了单井产量,拓宽了增储上产新领域,不仅三级储量得到有效动用,同时新增潜力储量12 868万吨,实现了本厂致密油藏规模建产高效开发.     

致密油多级压裂水平井井网参数分级优化

为改善致密油的开发效果，以经济净现值最大化为优化目标，提出了先优化单井裂缝参数，再优化井网参数的分级优化策略，建立了致密油多级压裂水平井井网参数分级优化数学模型。考虑基质中流体的非线性渗流，基质和压裂缝的应力敏感特性，基于嵌入离散裂缝模型建立了致密油藏数值模拟方法；利用耦合协方差矩阵自适应进化策略算法对数学模型进行求解，提出了致密油多级压裂水平井井网参数分级优化方法。与整体优化相比，新的分级优化策略可以在不降低优化结果准确性的基础上提高寻优效率。若不考虑基质中流体的非线性渗流，基质和压裂缝渗透率的应力敏感特性，则优化结果不具有矿场指导意义。     

致密油藏长段水平井防漏堵漏技术

吐哈盆地三塘湖油田西峡沟构造带二叠系条湖组地层为裂缝性油藏,钻井开发过程中恶性井漏频繁发生。为了解决三塘湖油田马49区块致密油藏的恶性井漏难题,在分析马49区块已钻井的井漏原因的基础上,开发了一种凝胶复合防漏堵漏技术,研究了凝胶复合防漏堵漏体系对水平井的配伍性、可泵性、抗温性和承压能力,并报道了该体系的现场应用效果。研究表明,所配制的凝胶复合防漏堵漏体系与水平井的配伍性良好;该体系的成胶时间为30 min,可泵性良好;该体系具有较强的抗温性能,在100℃老化不同时间后的凝胶复合防漏堵漏浆侵入砂床的深度变化不大;该体系具有良好的封堵承压能力,在静态/动态情况下均可在宽度为1数3 mm缝隙中形成有效封堵层。凝胶复合防漏堵漏技术成功解决了马49区块致密油藏恶性漏失难题,比同区块平均漏失量减低94.57%,堵漏损失时间节约89.51%,钻井周期节约37.26%,实现了钻井提速提效的目的。     

致密油藏体积压裂水平井压力特征

为研究致密油藏水平井体积压裂改造后的储层和渗流特征,文中建立了考虑基质应力敏感性的体积压裂水平井复合试井模型。内区为压裂改造区,由多级压裂水力裂缝与双孔介质模型共同表征;外区为非改造区,由单孔介质模型表征。应用叠加原理、Laplace变换、Stehfest数值反演和摄动变换技术进行求解,得到了体积压裂水平井试井模型的井底压力特征曲线。研究结果表明,体积压裂水平井的渗流可以划分为裂缝双线性流、垂直于裂缝的线性流、裂缝拟径向流等7个特征阶段。敏感性参数分析表明,致密储层的应力敏感特征在试井解释中不可忽视,渗透率模数、储容比、窜流系数、水力裂缝条数和水力裂缝导流能力对压力和压力导数特征曲线会产生较大的影响。     

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。     

鄂尔多斯盆地三叠系长7致密油藏开发技术探讨

胡尖山地区长7层新出现出油井点多,油层连续性好,油藏规模大的特征,展现出良好的勘探开发前景,是长庆油田在该区的主力区块.该区长7油藏平均孔隙度8.9％,渗透率0.19 mD,属致密油藏,2010年开始进行开发试验,暴露出注水有效驱替系统难建立,递减快,单井产能低,油井见水等问题.本文通过对比分析近年进行的多项开发试验效果,着重从水平井井网形势、储层改造参数等角度对该区长7油藏开发技术进行探讨.     

鄂尔多斯盆地南部致密油藏水平井智能分采技术研究与试验

为解决鄂尔多斯盆地南部致密油藏水平井大规模压裂开发以后面临的低产、低液和低效问题,进一步描述油藏动态、提高开发效果,通过评估低效水平井的潜力,制定了可行的解决方案和复产措施,基于远程智能控制原理,研制了高性能井下智能开关器,应用机电一体化手段将智能微电子技术应用于生产管柱中,形成了低成本且工序简单的智能分采技术,并基于多封隔器组合管柱力学效应计算方法,对智能分采管柱的变形量及卡水过程中所受的载荷进行了计算,以确保封隔器不会出现移动失效的问题。5口井的现场试验表明,该技术能够有效采集生产数据,降低含水率、提高产量,并且具有施工成本低和调层方便等优点,可以为致密油藏水平井控水稳油高效开发提供有效的技术支撑。      

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。