致密油藏直井体积压裂储层改造体积的影响因素

基于三叠系长7致密储层地质特征建立直井典型缝网模型,利用数值模拟方法对体积压裂与常规压裂的开发效果进行对比,模拟不同缝网形态、裂缝间距及导流能力对体积压裂储层改造体积(VSR)的影响。结果表明:体积压裂改造方式能够改善油藏的渗流环境,增加储层动用程度,大幅度提高单井产能;储层改造体积越大,压后产量越高;相同改造体积下,开发效果与井筒连通的有效裂缝体积密切相关;裂缝间距及主、次裂缝导流能力对储层改造体积的影响较大。     

致密油藏注水井体积压裂改善注水开发效果技术探讨*

鄂尔多斯盆地致密油藏的开发还处于试验阶段,由于储集层致密,启动压力梯度高,常规注水开发压力传递较慢,有效驱替系统难以建立,加之存在裂缝等优势渗流通道,整体表现出注水不见效,见效即见水的水驱矛盾。应用水驱前缘和示踪剂监测资料,研究了致密油藏开发中的见水特征及原因。改变了以往只在油井压裂开发的经验,优选了一个注水井组,进行注水井体积压裂试验,观察人工压裂后的规律。An83区长7致密油藏,油井为多方向见水,原因是早期地质运行过程中形成的多期裂缝相互叠加,注水井经过体积压裂后,人工裂缝取代天然裂缝成为主要渗流通道,改变了水驱方向,水驱效果得到改善,对油田调整挖潜有重要的指导作用。     

致密油藏注水井体积压裂改善注水开发效果技术

鄂尔多斯盆地致密油藏的开发还处于试验阶段,由于储集层致密,启动压力梯度高,常规注水开发压力传递慢,有效驱替系统难以建立,加之存在裂缝等优势渗流通道,整体表现出注水不见效,见效即见水的水驱矛盾。应用水驱前缘和示踪剂监测资料,研究了致密油藏开发过程中的见水特征及原因。改变了以往只在油井压裂开发的经验,优选了一个注水井组,进行注水井体积压裂试验,观察人工压裂后的生产变化。An83区长7致密油藏,油井为多方向见水,原因是早期地质运行过程中形成的多期裂缝相互叠加,注水井经过体积压裂后,人工裂缝取代天然裂缝成为主要渗流通道,改变了水驱方向,水驱效果得到改善,对油田调整挖潜有重要的指导作用。     

特低-超低渗透油藏分段压裂水平井开采参数优化研究及应用

通过建立水平井分段压裂物理模拟实验进行衰竭式开采、不同注采方式及不同驱替压差的实验研究.结果表明:相同时间内,压裂水平井半缝长为150 m时压力递减快、流速最大,随着裂缝长度增加,压力加快降低;增大压裂规模,水平井衰竭式开采速度加快.在相同驱替压差下,压裂水平井作为采油井时压力梯度高,在此基础上优化水平井开采参数,分析裂缝方位、裂缝形态、裂缝条数、裂缝间距、裂缝导流能力、水平段长度、射孔位置等对水平井开发效果的影响规律,水平段与裂缝近似垂直时开发效果最佳,最佳井网为七点法直井注水平井采井网,适当降低中间裂缝的长度和中间注水井的注水量可以起到稳油控水的作用,间断型纺锤形布缝时补充能量效果最好,优化后的参数与生产实际较好的吻合,优化结果可靠,对特低渗透储层分段压裂水平井开发具有重要的理论和矿场实际意义.     

菱形联合井网整体压裂电模拟实验研究

目前国内大部分油田已处于开发后期,地层能量不断衰竭,了解地层流体的渗流规律、对现有开发井网进行改造,能有效提高地层能量和区块产量。根据现有直井井网的布井方法,考虑水平井压裂的特点,优化设计了菱形联合压裂井网,并运用电模拟的方法,模拟不同井网和裂缝参数对水平井整体压裂井网的渗流规律及产能的影响。结果表明,改进后的菱形联合井网注水压力波及范围扩大,注水效率提高,能明显提高单井产量;裂缝长度增加有利于注水效率的提高,但裂缝过长会造成水驱前缘突进的现象,不利于油井的生产;裂缝方位对注水效率的影响随裂缝长度的增大而增大,且裂缝方位为垂直时注水效果最好。研究成果对水平井菱形联合井网整体压裂设计具有一定指导意义。     

超低渗透致密油藏水平井井网优化技术研究

鄂尔多斯盆地具有丰富的超低渗透油藏资源,开发潜力巨大,但由于其储层物性差、非均质性强等特点,直
井大幅度提高单井产量难度较大。针对超低渗致密储层特点,以建立有效驱替压力系统为目标,利用矿场实践、油藏
工程和数值模拟综合方法对水平井井排方向、井网形式、水平段长度、裂缝参数组合型式和注采井距参数等方面进
行了研究,研究结果表明：以直井与水平井联合布井的交错排状七点井网布井方式、哑铃型布缝、人工压裂缝密度2
条/（100 m）、水平段长度在700∼800 m、注采井距700∼800 m、排距150 m 时,超低渗透致密油藏水平井初期平均单井
产量约为8.0 t/d,达到直井平均单井产量的4 倍左右,研究成果可以指导超低渗透致密油藏的经济、高效开发。     

超低渗透油藏压裂水平井注采缝网形式研究

为了延长压裂水平井的无水采油期、提高水平井单井产量和采出程度、降低水平井含水上升率,推导了直井 注水压裂水平井开采水驱前缘推进距离计算公式,采用油藏数值模拟和油藏工程分析方法,优化了直井水平井注采缝 网形式和水平段长度,研究了最优裂缝穿透比和最优排距。研究结果表明,五点法注采井网与七点法注采井网相比, 阶段采出程度高、含水上升慢;均匀布缝、哑铃型裂缝和纺锤型裂缝相比,纺锤型裂缝累产量高,采出程度大,在相同 采出程度下纺锤型裂缝含水率低,水驱前缘到达纺锤型裂缝的时间长,延长了其无水采油期;超低渗透油藏水平井水 平段越短阶段采出程度越高,水平段长度超过500 m 后随着长度增加投资回收期增大、净现金流量减小;纺锤型裂缝 五点法井网在最优裂缝穿透比为0.7 时的最优排距为300 m。     

肇源南油田直井缝网压裂技术政策论证

致密油藏主要开发方式为缝网压裂,缝网压裂与常规压裂相比,其可行性和施工规模等都有很大的不同;因此缝网压裂技术政策的论证迫在眉睫。从岩石矿物成分、脆性指数、天然裂缝发育程度、压裂液及施工工艺等角度分析肇源南油田缝网压裂的可行性,通过Lord Kelvin点源函数分析直井底压力分布函数,进行直井与压裂井有效驱替系统论证。通过与启动压力梯度对比,确定了直井、压裂井的极限井距。论证肇源南直井缝网压裂规模,确定肇源南油田直井缝网横向波及宽度在60 m左右,单段施工规模必须大于1 500 m~3才能获得较好的改造效果。研究结果为缝网压裂在肇源南油田大面积推广提供了技术指导。     

低渗透油藏直井体积压裂产能评价新模型

体积压裂在低渗透油藏中应用广泛,产能评价是体积压裂优化设计的基础,对提高体积改造效果有重要意义。基于直井体积压裂的复杂裂缝改造特点及流动特征,将储层划分为三个区域:主裂缝区、改造区和未改造区,结合椭圆流与线性流建立了低渗透油藏直井体积压裂的渗流模型。针对低渗透油藏非线性渗流特征,推导出了低渗透油藏直井体积压裂三区耦合产能公式,产能公式计算出来的结果与现场数据对比误差小于6%。依据鄂尔多斯盆地某特低渗透油藏的基本参数,绘制了在不同影响因素下的产能曲线,分析了主裂缝导流能力、改造区体积大小、基质渗透率对产能的影响,结果表明:产能随主裂缝导流能力的增大而提高,生产压差越大提高速率越快;储层压裂改造体积越大,产能越高,但主缝长达到一定值后增产效果不明显;压裂缝与储层条件必须匹配才能达到最佳的增产效果。     

致密油藏水平井井网参数耦合影响分析方法研究

水平井与压裂技术结合是目前致密油藏规模有效开发的重要基础。然而压裂水平井井网由于受到压裂裂缝参数和水平井参数等多因素的耦合影响,因素之间相互关联与干扰,传统的单一因素分析难以定量描述水平井井网对其产能影响的主次顺序和显著程度。因此井网设计难以实现最优化结果。根据实际设计,将井网类型、裂缝形态和水平井长度对采出程度的影响进行正交设计分析。分析所得到的主次关系结果,优选了不同水平井井网类型下裂缝形态和水平井长度的最佳组合方案,并建立了致密油藏水平井井网参数耦合影响分析方法,对于目前正处于探索阶段的致密油藏水平井开发井网具有一定实际指导意义。     

低/特低渗透油藏压裂水平井布缝模式研究

针对目前商业软件模拟低/特低渗透油藏非达西渗流特性的局限性,建立了考虑启动压力梯度、地层应力敏感性及裂缝长期导流能力的三维两相数值模拟模型;并以某低渗透油田的数据为基础,验证了模型的有效性;同时进行了压裂水平井布缝模式分析。压力波及区域及累积产量协同优化结果表明:压裂水平井布缝时应避免缝间干扰;在相同裂缝间距条件下,裂缝对称分布模式波及面积最大、产量最高;其次为裂缝交错分布模式和裂缝不对称分布模式。为了提高低/特低渗透油藏的采收率,应采取维持裂缝长期导流能力、注水补充能量等有效措施。     

扶余油田泉四段裂缝发育特征及其对开发的影响

油田注水开发过程中,天然裂缝水窜具有强烈的普遍性和方向性。准确地认清天然裂缝产状,特别是油层富集部位的裂缝分布特征,无疑是高含水裂缝性低渗透油田进行调整挖潜、提高注水采收率的基础和关键。充分利用现有的密闭取芯、开发动态等资料,对研究区天然裂缝的分布特性进行系统分析之后,深入剖析了裂缝对注水开发的影响机理。研究结果表明,扶余油田泉四段多发育规模小、延伸短的高角度裂缝,裂缝发育方向以东西方向为主;注水开发过程中,由于东西向裂缝发育,注入水迅速沿东西方向裂缝灌通而发生窜流,致使泉四段油层水淹,并在东西向油水井之间易形成剩余油;东西方向注入水体积波及系数小,水驱效果差。     

含裂缝低渗透油藏井网调整平面波及效率研究

合理部署注水开发井网以及研究低渗透油藏的水驱油渗流规律是经济有效地开发低渗透油藏的前提条件。通过对物理模拟结果的灰度处理,对比正方形反九点井网和菱形反九点井网的平面波及效率,优选出适用于含裂缝低渗透油藏开发的基础井网。通过对比正方形反九点井网与菱形反九点井网,发现:含裂缝低渗透砂岩油藏中,菱形反九点面积井网能有效扩大平行于裂缝方向的注采井距,缩小垂直于裂缝方向的注采井距,可有效改善平面上各油井的均匀受效程度,延缓角井水淹时间。开发后期,角井含水较高,基础井网不能满足开发需要时须适时进行加密转注调整。通过对比三种加密调整方式的面积波及系数,优选出适合含裂缝低渗透油藏的加密调整方案,有效指导含裂缝低渗透油藏的开发。     

各向异性油藏菱形反九点井网合理井排距研究

油藏的各向异性对油田开发过程中的井网布置和油井产能具有重要影响,常规规则井网不能很好地适应各向异性油藏,渗透率主方向油井见水时间短,而渗透率侧方向储层水驱效果不佳或油井未见效。为解决该问题,突破传统的常规规则井网形式,根据水驱油的流管法原理和物质平衡方程,构建平面各向异性油藏菱形反九点井网。当边井和角井见水时间相等时,各向异性油藏可以达到均衡驱替的效果。根据各向异性油藏的基本特征,建立了各向异性油藏菱形反九点井网合理注采单元几何参数的定量计算公式,并通过实例对所建立公式进行了验证。在各向异性油藏中,短轴角井井距随着长轴角井井距的增加而增加,随各向异性系数的增加而迅速降低,在各向异性系数为10时,短轴角井井距的减小趋于平缓。新的菱形反九点井网提高了油藏的采出程度和注入水的波及效率,为平面各向异性油藏构建合理的九点井网提供了理论依据。     

致密砂岩油储层裂缝发育特征及其对剩余油挖潜的启示——以鄂尔多斯盆地新安边地区延长组长722段为例

通过岩芯观察、井间示踪剂测试和水驱前缘测试, 研究鄂尔多斯盆地新安边地区长7致密砂岩油储层的裂缝发育特征。结果表明: 1) 新安边地区长7致密砂岩油储层最大水平主应力方向为NE60°~80°, 裂缝类型以高角度缝或垂直缝为主, 裂缝走向为NE75°~85°, 倾角为70°~85°; 2) 动态监测数据分析显示, 研究区致密砂岩油储层广泛发育的微裂缝在增加渗流通道和提高基质渗透率方面发挥了重要作用, 油水易沿裂缝形成窜流, 导致生产井见水较快; 3) 三维地质建模结果显示, 研究区致密砂岩油储层含油饱和度与裂缝发育程度匹配度较高, 可以有效地佐证裂缝对油气储集和成藏的控制作用。     

体积压裂致密油藏注水吞吐产能影响因素

致密油藏储层致密,地层压力系数一般较低,开发非常困难,而注水吞吐对补充油层压力和实现稳产具有明显优势.针对体积压裂致密油藏,采用嵌入式离散裂缝模型描述复杂体积压裂缝网,建立考虑应力敏感和启动压力梯度的致密油藏油水两相渗流模型,并采用有限体积法建立相应的数值求解方法.通过数值模拟方法模拟了12个吞吐轮次下单个压裂段致密油藏的开采过程,分析了基质和裂缝性质对致密油藏注水吞吐开发产能的影响.研究结果表明:当基质渗透率、微裂缝渗透率和微裂缝密度升高时,基质中含水饱和度波及范围变大,累积采油量显著升高;水力裂缝渗透率升高对基质含水饱和度分布影响不大,但累积采油量明显上升,而当水力裂缝上升到一定程度时,累积采油量上升幅度变小.可见基质和裂缝性质对致密油藏注水吞吐开发效果均有显著的影响.     

鄂尔多斯盆地长7致密油储层二氧化碳驱油实验

鄂尔多斯盆地长7致密油储层具有致密和低压的特征,采用常规注水开发存在采收率低的问题,从而制约了致密油的开发效果。针对鄂尔多斯盆地长7致密油储层注水开发采收率低的问题,基于CO_2驱油细管实验、原油流变性测试实验、CO_2浸泡岩心实验以及岩心驱替实验,并结合润湿接触角测试方法和核磁共振成像技术,研究了长7致密油储层CO_2驱油的增产机理。研究结果表明:长7致密油最小混相压力为23.9 MPa,在长7致密油储层CO_2驱过程中,注采井间CO_2非混相驱占主导,在注入井附近局部区域可能出现混相驱;在地层温度压力(75℃,18 MPa)条件下,未溶解CO_2原油的黏度为8.87 mPa·s,溶解CO_2的原油黏度为7.99 mPa·s,其黏度降低幅度为9.9%;CO_2水溶液浸泡24 h后,长7致密砂岩的润湿接触角从66.1°降低到54.0°,亲水性增强;水驱致密砂岩岩心的驱油效率为47.2%,CO_2的驱油效率为71.5%,较水驱提高驱油效率24.3%,且致密砂岩渗透率越高CO_2驱油效果越好。实验证明CO_2驱可以显著提高长7致密油储层的驱油效率,是长7致密油高效开发的重要技术。     

裂缝性致密砂岩油藏渗吸驱油效果影响因素

裂缝性致密砂岩储层物性较差,非均质性强,且发育微裂缝,注水开发效果较差,渗吸驱油作为致密油储层水驱采油的一种主要机理受到越来越多的关注。室内以鄂尔多斯盆地某油田裂缝性致密砂岩储层天然岩心为研究对象,通过自发渗吸实验,评价了原油黏度、注入水矿化度、温度、渗透率、润湿性以及表面活性剂对渗吸驱油效果的影响。结果表明,原油黏度越低,注入水矿化度越低,温度越高,渗透率越大时,渗吸驱油采收率越高;其中润湿性对渗吸采收率的影响最为显著,岩石越亲水,渗吸驱油效果越好;阴离子型表面活性剂ZYL-1能够通过改变岩石表面润湿性和降低油水界面张力来提高渗吸驱油采收率;加入0. 3%ZYL-1后的周期注水最终采收率可以达到45. 6%,远远高于单独水驱时的28. 9%。矿场试验结果表明,注入表面活性剂ZYL-1关井渗吸驱油后,取得了显著的增产效果,说明间歇式周期注水和表面活性剂渗吸驱油相结合的方式能够提高裂缝性致密砂岩油藏的采收率。     

平面非均质油藏水驱开采特征和剩余油分布实验研究

为明确平面非均质性对水驱开采特征和剩余油分布的影响规律,结合冀东油田非均质性强等特点,运用布置饱和度测量电极的平面非均质物理模型,开展不同主流线与渗透率分布之间的夹角对水驱开采特征和剩余油分布的影响研究。实验结果表明:当主流线与渗透率分布夹角增加时,开采时间增加明显,水流通道建立后,孔隙内含水不断增加,油水接触界面也在不断增加,平面波及系数有所上升,见水时间明显延长,产油速度变慢,最终采收率增幅明显;主流线与渗透率分布夹角为0°的模型中,在注入量为0.11 PV时,水开始在采出井突破,当夹角增加到30°时,水突破的注入量为0.35 PV,剩余油主要分布在非均质性引起的驱替死角,渗流阻力较大的局部中低渗带;单一表面活性剂驱并不适用于水窜后的平面非均质油藏,需要采用在强封堵能力调剖体系提高波及系数的基础上提高驱油效率的方式。