胡尖山油田A17区块暂堵转向压裂技术研究

A17油藏低孔、低渗,物性差,非均质性强,储层裂缝发育,重复改造时,主向油井极易沟通对应注水井,导致油井水淹,区块内产量和压力分布严重不均,部分侧向油井长期不见效,区块油井整体处于低产低效状态。通过研究缝内转向压裂技术,先向地层内挤注暂堵剂,主要是增加高渗带流动阻力,对高渗带进行封堵,使后续的压裂能量能够在低渗含油区改造形成新的裂缝,提高低渗区的泄油面积,同时避免沟通主向方向的注水井,提高单井产能,为进一步提高其他三叠系油藏压裂技术研究提供了宝贵经验。     

低渗透油藏中高含水油井提高单井产量技术研究与应用

长庆油田储层属于典型的低渗透,需要注水进行开发,随着开发时间的延长,部分区块进入开发中后期,油井含水不断上升,给油井增产改造带来了很大困难。本文通过对长庆低渗透储层特征、开发现状、见水原因分析的基础上,通过室内研究,形成了注水井深部调剖、油井堵水、堵水压裂、裂缝深部暂堵酸化等中高含水油井提高单井产量技术。目前在现场应用61口井,取得了较好的措施效果,为长庆油田低渗透储层中高含水油井提高单井量进行了有力探索。     

特低渗透砂岩油藏暂堵转向压裂技术研究及应用

针对特低渗主力油藏进入中高含水开发期,水驱特征及剩余油分布更加复杂,油井含水上升速度加快,通过常规压裂技术挖潜剩余油,容易引起含水大幅上升。因此,在见水原因分析研究的基础上,开展了暂堵转向重复压裂配套技术研究,在现场应用中取得了良好的控水增油效果,为中高含水期低产井的治理提供了方向和依据,对长6油藏的稳产工作具有深远的积极意义。     

宽带压裂技术在低渗透油藏中高含水井的应用

针对低渗透油藏中高含水井常规重复压裂改造后含水大幅上升,效益变差的问题,提出侧向宽带压裂技术,配套了纤维类、油溶类、水溶类三种暂堵剂;考虑摩阻变化计算了最小升压幅度、明确了暂堵时机、施工排量、液体类型等改造参数,形成了动态多级暂堵、低黏液体造缝、多粒径支撑剂支撑的工艺思路,并通过井下微地震监测,证明了宽带压裂动用侧向剩余油的思路是可行的,为低渗透油藏中高含水期的高效开发提供了借鉴。     

低渗透底水油藏井控堵水技术研究与应用

针对低渗透底水油藏中高含水井见水特征,建立了以水油比导数曲线判断底水井水淹类型的油井底水水淹判别模型,指导底水油井见水特征分析。为提高底水油藏中高含水井控堵水针对性,形成了两种特色的底水油藏控水增产方法,建立了考虑人工裂缝影响的堵剂用量优化计算方法。配套研发了低黏度凝胶堵剂和纳米高强堵剂,其中低黏度凝胶堵剂成胶强度大于30 000 mPa·s(80℃,1.5 s^-1),纳米复合高强堵剂抗压强度大于28 MPa(70℃,养护72 h),两种堵剂复合作用可有效提高堵水成功率。2018年该技术在姬塬油田成功开展了现场试验,试验井措施后增油1.66 t/d,含水下降9.4%,取得了较好的控水增油效果。该技术为低渗透底水油藏中高含水井的增产稳产探索了一条新途径,具有较高的推广应用价值。     

低渗-特低渗裂缝性油藏堵水调剖技术

低渗-特低透油田随着长期的注水开发,初期压裂投产开发所形成的复杂人工裂缝成为井组内油井含水升高的主要原因。目前,解决注入水沿裂缝窜流、油井水淹的主要技术为调剖堵水,通过改善注水井吸水剖面,使其能够均匀分布,来达到稳油控水的目的。     

暂堵压裂造多缝工艺技术在姬塬油田的研究与应用

姬塬油田属超低渗储层,随着开发时间的延长、采出程度的增大、剖面矛盾的加剧,油藏含水上升速度加快。低产低效井和高含水井已是制约姬塬油田剩余油挖潜的主要因素。近年来通过酸化、水力压裂、补孔改层等重复改造措施,恢复油井产能,其中常规水力压裂改造工艺占比最大。但常规水力压裂改造措施含水上升风险大,不能有效控制缝长、造多缝,因此不能有效挖潜剩余油。本文,首先从裂缝转向机理及姬塬油田油藏地应力适应性分析出发,得出可实现裂缝转向形成复杂缝网的方法;其次分析姬塬油田暂堵工艺不同模式的适应性及裂缝扩展特征;最后现场试验表明暂堵压裂重复造多缝技术能有效抑制含水的上升,提高单井产能,对姬塬油田剩余油有效的开采具有重大意义。     

江汉油田低伤害调剖技术进展

调剖技术已成为中高含水油藏改善水驱开发效果,提高采收率的有效技术手段。在实际生产中,常存在堵剂与地层特性或孔隙特征不配伍、堵剂自身易污染地层的问题。通过近几年的研究,先后开发了适用于高温、高盐低渗透裂缝性油藏的预交联颗粒凝胶深部调剖技术和适用于特低渗透油藏的地下合成复合调剖技术,并针对地层特点研究了相应的施工工艺。经过矿场实验证明该类技术可靠、有效。     

超低渗油藏老井体积压裂技术研究与应用

近年来,超低渗透油藏开发普遍面临储层致密和注水不见效导致的油井连片低产问题。文章在剖析储层地质特征和油藏开发现状的基础上,结合注水井网和剩余油分布特征,利用数值模拟和生产动态等方法进行了地应力变化研究和增产潜力分析,提出了油井以增加裂缝带宽为主要目标的体积压裂设计思路,形成了"全程多级暂堵+体积改造"相结合的重复压裂工艺。现场应用表明,增油量是常规重复压裂效果的2倍以上,且后续稳产效果明显,为超低渗透油藏提高单井产量提供了技术借鉴。     

堵水调剖技术在濮城油田沙三油藏的应用

濮城沙三段属非均质性油藏，开发过程中经多次压裂改造，地层裂缝发育，含水上升速度加快，开发效果变差。通过应用优化设计技术和PI决策专家系统研究，开发了盐酸-硅酸钠、氯化钙-硅酸钠近解远调堵剂、水泥复合堵剂、钙土体系等高强度微裂缝和大孔道堵剂，以及YH103系列、FD系列、STP-01系列、油井水泥等油井堵水堵剂。通过水井施工工艺技术、水井多段塞封堵技术、油井找水工艺技术、油井分层封堵等配套工艺技术的应用，改善了油藏开发效果，提高了注入水波及系数。     

超低渗储层混合水体积压裂重复改造技术研究与现场试验

以华庆油田为代表的超低渗透油藏定向井单井产量低,日产量小于1.0t的低产低效井占56.2%。常规重复压裂压裂后的油井增产效果不理想,具体表现在压裂后增产幅度小、产量递减速度快、有效期短。针对长庆油田华庆区块超低渗透储层油井的重复改造,将混合水体积压裂技术应用于老井重复压裂中,形成了老井混合水体积压裂配套工艺技术,并在考虑井网和注水条件下,进行体积压裂理论与多级暂堵多缝压裂理论的结合研究。室内工艺优化结果和9口井的现场试验表明,措施后油井的平均单井日增油量2.81t。截至目前,平均单井有效生产天数达252天,增产效果显著。该技术的成功实施运用,为超低渗透油藏重复压裂效果的提高提供了有力的依据。     

华北油田裂缝性油藏的堵水实践

华北油田裂缝性灰岩油藏的油井堵水,无论是应用规模、施工井次,还是增油减水效果,在中国陆上油田都是名列前茅的,油藏不同时期的堵水技术值得其他油田借鉴。本文就华北油田裂缝性灰岩油藏中低含水阶段、中高含水阶段、高含水阶段和高含水后期开发阶段的油井化学堵水基本模式进行了总结论述。多年来的堵水实践表明,油井堵水是调整产液剖面、改善油藏内部裂缝系统和孔隙介质的油水渗流状况,提高油井产量和油藏开发水平必不可少的重要措施之一。尤其是油田开发后期该项技术更具有强大的生命力。     

哥伦比亚圣湖油田稠油油藏增产技术

针对哥伦比亚圣湖油田稠油油藏开发进入中后期,存在老井产量递减率大、新井产能不足、热采效果变差、高含水率井增多、增产措施效果不明显等问题,在通过室内试验优选发泡剂和氮气与蒸汽注入比的基础上,对泡沫调剖工艺和氮气辅助蒸汽吞吐工艺进行了优化;通过分析生产情况,制定了适应不同区块的稠油注汽转周最优时机图版;进行了高含水率水平井堵水试验。泡沫调剖8井次,平均单井日增油4.4 t,累计增油4 575 t,预计增油超8 000 t;氮气辅助蒸汽吞吐井11井次,平均单井日增油2.4 t,累计增油3 124 t,预计增油超5 000 t;Girasol区块实施优化转周后,周期递减率由18.5%降至15.0%,三个月累计增油5 680 t;A9井堵水后,含水率由100%降至65%,增油303 t。现场应用结果表明,以上增产技术措施适用于圣湖油田稠油油藏,应用以后存在的问题得到了解决,且增产效果显著。      

油井重复压裂工艺技术研究

重复压裂工艺技术是低渗透油田增加单井产量,确保油田稳产,提高经济效益的关键手段。文中对长庆低渗透油田的产量递减因素进行了详细的分析,认为地层压力下降会引起孔隙度下降,含水饱和度上升。并结合近几年重复压裂工艺的现场实践,提出了重复压裂井的选井条件;（１）初次压裂规模小的井;（２）初次压裂失败的井;（３）初次压裂产生了伤害的井;（４）初次压裂工艺落后的井,如裂缝导流能力低;（５）地层压力保持在原始压力     

中原油田高含水井堵水界限研究

从油井堵水对油藏开发可能造成影响的主要方面入手,分析研究了高含水井的堵水时机,封堵层的最低含水界限一般控制在94％－95％,选择井网注采或油层非均质性造成油层平面矛盾较大的油进行堵水,结合中原油田的具体情况,提出了高含水井层的堵水界限和实施堵水的具体条件。     

吉木萨尔页岩油老井重复压裂技术研究与应用

新疆油田分公司吉木萨尔页岩油芦草沟组储层具有低孔低渗、边底水不发育、油层薄且层理面发育、油质稠等特征。前期通过裸眼封隔器完井分级压裂改造技术实现了部分单井新投高产,但对裸眼封隔器完井水平井的重复压裂改造缺乏有效工艺。针对以上问题,开展了多级暂堵重复压裂技术研究。通过对影响技术关键的暂堵剂进行实验研究,发现暂堵剂A具有抗压60 MPa以上、6天内溶解率在3%以下等优点。筛选出的暂堵剂A配套重复压裂工艺现场试验效果较好,典型井吉XXX_H实施井压后,自喷生产日产油量47.5 t。该技术打破了认为裸眼封隔器水平井不能重复压裂的传统观点,为国内外同类油藏和同类工艺提供了借鉴。      

长庆油田宽带压裂储层产能模型及渗流规律研究

长庆油田超低渗透油藏具有储层致密、物性差和非均质性强等特征,采用宽带压裂技术提高了开发效果,实现了增油降水的目的,但目前仍缺乏理论产能模型,存在对水驱机理认识不清的问题。为了准确评价长庆油田宽带压裂改造的增产作用,进一步揭示油水渗流规律,基于油水两相流体的流动形态,将注水井的渗流物理场划分为主裂缝内线性流、宽带区椭圆流和基质区圆形径向流等3个区域;根据等值渗流阻力法,建立了菱形反九点井网宽带压裂非达西渗流的产能模型;以实际井组为例,采用数值计算方法,计算分析了宽带区的带宽及等效渗透率对井网产能的影响,探究了日产液量的变化规律。研究结果表明,宽带压裂技术可显著提高井网的日产油量、采出程度和日产液量,可扩大侧向波及体积,改善水驱的均匀性,提高井网的产能。该研究成果为油田现场优化宽带压裂技术应用提供了理论支持。     

阿南油田中高含水期重复压裂的研究与应用

针对二连油田阿南油藏中高含水期(51%~72%)重复压裂(以下简称复压)难见成效(施工泵压高、砂液比低及有效期短(尤其是多次复压时))的问题,提出了一套适用于该油藏的复压技术体系。包括选准复压井层、选好复压时机、优化复压设计、制定高砂比和强制闭合的工艺措施、严格的质量控制以及复压前后的注采匹配等内容。其核心是,使用现有常规数据,并借助油藏地质、油藏工程与压裂工程相结合的研究方法,选准井层,选好时机;应用高砂比和强制闭合的技术;以及注、采、压配套技术进步。经现场实施6口井,日产油量由压前的2.7t 增加到8.1t, 综合含水则由60%降为40%,平均14d 回收了复压成本,6口井复压后累计生产608d 统计,已累积增油3252t, 累计创收236万元,并继续有效。实现了该油藏控水稳油,综合治理的开发要求,提高了整体复压工作水平,取得了好的经济效益。     

重复压裂技术研究与应用

针对中原油田油藏特点,研究了低渗透油藏的老井重复压裂技术,运用压前评估技术,提出了复压井选层原则,同时研究了运用模糊数学方法进行选层,根据储层特点及上次失效原因,提出了重复压裂时机的确定方法,研究应用了提高复效果的高砂液比施工技术,在此基础上进行了重复压裂优化设计,根据实验室试验结果,选用了有机硼交联改性胍胶水基压裂液体系及低密度高强度支撑剂,现场实施10口井,施工成功率100％,有效率90％,达到了稳油控水的目的,对老油区的改造起到了积极作用,展现了良好的应用前景。