特低渗透油藏压裂水平井与直井联合开采井网产能预测新方法

压裂水平井与直井联合开采是有效开发特低渗透油藏的主要手段。压裂水平井产能是决定特低渗油藏开发成败的关键技术指标;但目前能够准确快速获得特低渗透油藏水平井与直井联合开采的压裂水平井产能的方法很少。基于此,采用当量井径模型与叠加原理结合,联合经典面积井网的产能计算公式;并考虑特低渗透油藏非线性对渗透率进行修正,最终得到压裂直井与压裂水平井联合井网的产能计算公式。最后通过实例验证,该公式具有计算简单、结果可靠的特点,适合现场产能快速评价。     

二次加砂压裂技术在海上低孔渗砂岩气藏的应用

东海低渗储层具有埋藏深、温度高、边底水发育、平台空间小等特点,采用传统加砂压裂方式初期产量低、压后压降快、有效产能低,无法满足海上经济有效开发的需求。因此,基于平台化压裂的技术瓶颈,开展二次加砂压裂增产机理及适应性评估,通过技术优化研究,确定了二次加砂压裂施工排量、加砂规模、二次加砂比例、中途停泵时间等关键参数,优选评价了压裂液和支撑剂材料,并评估了平台空间综合利用,形成了一种适合海上低渗平台开发的增产技术。DX-B5井的实施效果表明:二次加砂压裂技术首次应用于海上低渗油气田,并取得显著的增产效果,相比邻井初期产量增加了2倍,累计产量增加了3倍,针对类似储层条件的油气井,可推广应用于东海及国内其他海域的低渗储层增产开发。     

沁水盆地南部煤层气井生产历史拟合与井网优化研究

以煤储层地质特征和煤层气井生产数据为依据,以沁水盆地南部3口典型压裂直井为例,利用COMET3数值模拟软件对3口煤层气井排采数据进行了反演,确定了煤层气储层的渗透率与含气量等重要的储层参数和工程参数,探讨了煤层气井产能影响因素的敏感性,提供了研究区单井低产能部位煤层气井网部署及优化方案。研究表明：绝对渗透率变化对煤层气单井产能的影响最为显著,相对渗透率曲线形态、含气饱和度与Langumir常数对单井产能的影响依次减弱;井网井距的合理布置可以有效形成区域压降、提高单井产能;研究区低产井周围宜采用煤储层裂隙发     

低压油藏超前注水矿场试验研究

牛圈湖油田西山窑油藏是低孔特低渗低压油藏,油井自然产能低,通过压裂、水平井技术不能有微提高单井产量,达不到经济开发的要求。随着近几年研究的深入,决定以超前注水为主体思路,对牛圈湖西山窑油藏的开发开展重点评价,通过超前注水,提高地层压力系数,辅助水平井、压裂等增产措施,提高单井产量,单井初期产量从1.8t／d提高到11t／d,产能提高了6.1倍,达到经济界限要求,使难采储量得到经济有效动用,为三塘湖盆地低压油藏储量升级动用奠定了基础。     

AL-F1防砂剂在延长油田浅层压裂中的防砂效果评价

针对延长油田七里村采油厂压裂井存在间歇性出砂而导致砂卡泵等事故而影响油井正常生产的问题,通过对低温浅层压裂井出砂原因的分析,优选出了适合七里村采油厂压裂井的防砂技术——AL-F1防砂剂缝内防砂技术.室内评价了AL-F1防砂剂的导流能力及防运移性能,并通过6井次现场试验考察了AL-F1防砂剂的压裂防砂效果.室内性能评价和现场试验表明,AL-F1防砂剂在七里村采油厂压裂井上的防砂效果较好,完全适用于延长油田低温、低产、间歇出砂压裂井的防砂控制.     

水平注水井和垂直采油井联合井网产能计算

针对长庆低渗油藏,水平井从单井开发逐渐转为水平井和直井联合井网开发中直井产能研究较少的问题,从实际开发需要出发,以水平注水井和垂直采油井联合五点井网为例,运用保角变换、镜像反映法以及复势叠加原理,理论上推导出联合井网中直井的产能方程,运用数值模拟方法对联合井网的直井产能进行了模拟计算。将理论计算公式和数值模拟结果相结合,引入修正系数对计算公式进行修正,方程修正后计算值和油田实际产能基本一致。同时研究了水平井长度对井网产能的影响。对水平井联合井网开发油田有一定指导意义。     

乌里雅斯太凹陷压裂选井选层研究

乌里雅斯太凹陷砂砾岩油藏具有储层敏感性强、微裂缝发育、隔层应力低、射孔投产后产能低以及压裂后效果相差悬殊等特点。如何准确、定量优选出最具潜力的压裂井层已成为该油藏开发的瓶颈。根据对前期压裂井资料的统计分析,选取了地层系数、孔隙度、含油饱和度等地质参数以及排量、前置液百分数、加砂强度等工程参数作为影响压裂效果的主要因素,建立了压裂井的专家数据库。利用回归分析和BP神经网络对3口待压裂井进行了优选。实践表明,各影响因素与压裂效果之间存在非线性关系,线性回归不能满足优选压裂井的需要;二次回归和神经网络方法的拟合误差为0,预测误差不超过2%,可以满足现场压裂选井选层的需要。     

水平井在定边油田长7致密油藏的开发效果分析

定边油田长7油藏是典型的"三低"即低压、低渗、低产油藏,具有连续性好、规模大的特征,初步估算含油面积约300 km~2,储量估算约1×10~8t。本研究主要针对常规井网难以有效动用致密油藏的问题,采用不同井网试验效果分析,总结优选适合本区域的水平井注采井网。研究认为:水平井开发是目前开发致密油藏最有利的开发方式,其中水平井七点井网、交错七点井网、五点井网应用效果较好。同时,对水平井的注水开发、天然能量开发以及注水吞吐3种不同开发方式,进行效果分析,为后期定边油田长7致密油藏规模建产提供了参考。     

A井区梧桐沟组稠油油藏水平井体积压裂开发论证

A井区梧桐沟组稠油油藏具有埋藏深、中孔、低渗等特点,地层原油具有高黏度、高密度、中等含蜡量等特点,属于难动用储量。由于原油流度低,渗流困难,导致单井自然产能低,衰竭式或注水开发适应性差;由于油藏埋藏深度大,导致热采措施中井筒热损严重,经济效益差。为了改善本区开发效果,在中国类似稠油油藏压裂经验的基础上,结合该区前期直井压裂效果分析,论证了采用水平井体积压裂开发本区的必要性及可行性,采用了有限元压裂数值模拟技术优化了压裂规模、裂缝导流能力等参数,选取典型井组预测水平井体积压裂实际开发效果,单井衰竭开采15 a,累产油达23 031 t。     

油井反向调驱(堵水)技术在低渗油田中的应用

为提高因天然裂缝或压裂裂缝造成注入水沿裂缝方向指进导致油井含水上升的水淹油井的采收率,采用适合高渗油层和裂缝性低渗油藏封堵大孔道的反向调驱(堵水)技术,对高含水油井进行反向调驱(堵水),在靖边采油厂实施矿场试验井4口,单井平均含水率从95.6%降至53.65%,单井平均日产油从0.115 t上升至1.32 t,累计增油2870.9 t,投入产出比为1∶3.1,达到增油降水的目的,对提高水淹井的利用率和油田的产能具有重要意义。     

春10区块水平井蒸汽吞吐注采参数优化

稠油油藏具有储量丰富,物性差,粘度高的特点,经过多年的蒸汽吞吐技术开发,出现储层综合含水率提高,油气比降低和汽窜等现象,导致开发效果较差,储层动用程度降低。因此研究不同影响因素对开发效果的影响,合理优化注采参数对超稠油油藏有效开发具有指导意义。本文通过对春10区块油藏地质条件的研究,运用正交试验法,研究影响开发效果的因素显著性为：注汽强度、水平段长度、油层厚度、产液速度、粘度、渗透率;运用数值模拟方法,对春10区块内的水平井注采参数进行优化、优选,确定出水平段长度50米的注汽强度最佳范围21～25t/m?d;最佳采注比0.8～1.2;水平段长度150米的注汽强度最佳范围11～15t/m?d,最佳采注比0.9～1.2等注采参数指标,对现场生产具有指导意义。     

出砂冷采技术在低周期蒸汽吞吐井中的应用

研究了应用稠油出砂冷采技术对地层原油含有溶解气的各类疏松砂岩稠油油藏进行冷采 ,以获得较高的原油产量的技术 .施工中对稠油井采用强力射孔技术和设计精良的螺杆泵系统 ,通过以砂带油方式开采稠油 ,实现稠油冷采 ;在河南油田得了较好的效果 .单井产量一般可达 3～ 5 0 t/d,是常规降压开采的数十倍至数百倍 ,日产油比蒸汽吞吐提高 1～ 3倍 ,采收率一般可达 8%～ 2 0 % .稠油出砂冷采技术对地层原油中含有溶解气的疏松砂岩稠油油藏具有广泛的适应性 .将出砂冷采技术应用于低周期蒸汽吞吐井中 ,进一步拓宽了稠油出砂冷采技术应用领域     

川西老区中浅层新型泡排药剂研发与应用

川西老区中浅层气井已总体处于低压低产阶段，井口压力低于1 MPa占比76.13%，产量低于0.2$\times$10$^4$m$^3$/d占比57.14%，80.62%的气井已介入泡排工艺，但泡排工艺效果逐渐变差。针对高含凝析油气井泡排效果差、低压低产气井泡排低效及积液与乳化并存致气井治理难度大等问题，研发了3种新型SCU系列泡排剂。通过建立CHSB—SDS—PFBS三元表面活性剂体系，研发了高抗凝析油泡排药剂SCU—2，可将气液表面张力降低至26.73 mN/m，抗凝析油含量达50%；优选反应体系及催化剂，研发了自生能量型泡排药剂SCU—3，可在井筒发生化学反应生成N$_2$，并释放热量，提高低压低产井泡沫举升效率；优选复合酸与抗油性表面活性剂复配，研发了净化与排液一体化药剂SCU—6，同等浓度下降黏能力优于常规净化剂，起泡能力优于常规泡排剂。SCU系列药剂应用138口井，有效率89.73%，增产天然气774$\times$10$^4$m$^3$。新药剂拓展了泡排工艺技术的应用范围，具有良好推广应用前景。     

特低渗透储层提高水驱油效率实验研究

西峰油田长 8储层渗透率低 ,物性差 ,属特低渗储层 ,常规注水驱油效率低 .在注入水中加入表面活性剂后 ,最终驱油效率比水驱有较大幅度的提高 ( 2 6.6% ) ;水驱压力同样对特低渗透储层岩心驱油效率有显著影响 ,对于空气渗透率大于 1× 1 0 -3 μm2 的岩心 ,水驱压力的提高使水相相对渗透率大幅上升 ,即储层容易发生水窜 ,导致驱油效率上升不多或下降 ;对于空气渗透率小于 1×1 0 -3 μm2的岩心则相反 ,水驱压力的提高不会导致水相相对渗透率上升 ,驱油效率提高幅度较大     

鼠李糖脂的复配驱油体系及现场试验

用鼠李糖脂复配体系对大庆油田采油七厂葡北三断块进行生物表面活性剂驱油技术研究及现场试验。结果表明:鼠李糖脂的复配驱油体系在有效质量分数(0.125%～1.0%)低而宽的范围内,与葡北油水之间的界面张力大幅下降(10-2mN/m数量级);在模拟油层渗透率的天然岩心上注入0.5VP(VP为孔隙体积)的鼠李糖脂复配驱油体系,采收率比水驱提高7.9%～9.3%;13个月驱油累积增油2014 t,平均单井增油224 t,日产油量由试验前的1.5t上升到1.85 t,含水率最低下降1.5%,投入产出比达到1∶2.4。     

老井侧钻技术在高含水期增油挖潜的研究

以东濮凹陷胡状 -庆祖油田为例 ,介绍了利用老井测钻技术挖掘高含水期剩余油的方法 .根据严重非均质性油藏高含水期开发特点 ,将剩余油分为储层型、构造型及注采不完善型 3种 .基于胡状 -庆祖油田地质构造复杂、断层多、断块小、剩余油分布大多呈零星片状分布 ,且多为中、低渗层 ,近几年井况恶化严重 ,油藏埋深浅等原因 ,确定侧钻的工艺主要为开窗侧钻和拔套侧钻两种 .相应部署实施了换井底恢复储量型、挖掘储层剩余油型及挖掘构造剩余油型 3种侧钻井类型 .共实施了2 1口井 ,取得单井平均产液 2 7.1 t/d,产油 1 0 .6t/d,单井增油 7.9t/d.实践表明 ,老井侧钻技术在挖潜增油应用中是有效的 .     

底水油藏水平井开发影响因素研究

利用水平井技术可有效控制底水油藏普遍存在的水锥问题,然而这一技术受油藏地质条件、操作参数等许多因素影响。本文以江苏油田永安25区块为例,详细研究了不同油藏参数、操作参数等对原油产量的影响。研究结果表明,水平井产量随水体倍数、油层厚度、平面渗透率的增加而不断增加;对于该地区,合适的避水高度为0.3h～0.4h;合适的采液速度为130m3/d;合理的提液时机在含水率达到50%～60%时。     

电加热工艺在孤岛油田的应用

为提高电加热采油工艺应用效果 ,研究了常规抽油井及各类电加热井的井筒温度分布曲线 .通过对各类井筒温度分布曲线的综合分析得出 :在电加热工艺选井方面 ,对高凝、高含蜡油井 ,应选择液量在 4 0 m3/ d以下且含水较低的井 ;而对于稠油井应选择供液能力较好且含水较低的井 .在选择加热方式、加热功率及加热深度时 ,应根据油井工况综合分析 ,结合各类电加热方式的不同特点 ,依据井筒温度分布曲线 ,合理设计各类电加热井的工作参数 .应用技术的研究与应用 ,较好解决了稠油及高凝高含蜡油的开采问题 .     

烟道气双注采油工艺研究

为改善油区断块开发效果对开发方式进行了优化 ,确定烟道气驱为最佳开采方式 .即将烟气与高压含油污水混合 ,同时从油管注入油层 ,并建成一套注入系统装置 .试验表明 :处理注入烟气这套装置用于不干扰锅炉正常燃烧条件下烟气采集 ;将温度降低 1 40～ 1 6 0℃以满足压缩机入口条件 ;利用旋流子进行离心和纤维过滤 ,将 95 %～ 98%的烟尘滤除 ;脱水之后使其露点降到 - 2 0℃以达到深度除水 ;两级压缩以达到油层要求的注气压力 1 5 MPa;加入泡沫剂或缓蚀剂等 ,以满足油层所需药量及药压 .现场生产初步验证 ,注烟气的效果介于注 CO2 气和注 N2 气之间 .在单纯蒸汽吞吐已不能产油时 ,经烟道气双注后 ,原油日产量达到 2 6 t,取得明显效果 .     

西峰油田特低渗弱亲油储层微观水驱油特征

目的研究特低渗弱亲油储层水驱油过程、水驱油效率及其影响因素。方法运用岩心实验和真实砂岩模型实验研究方法。结果西峰油田特低渗弱亲油储层微观水驱油效率平均49．3％，无水期驱油效率21．3％；孔隙中水主要是以活塞式驱油为主，非活塞式驱油少见；微观残余油主要以绕流和油膜形式存在；提高注水压力可使该类储层微观水驱油效率提高12％，并且当注水倍数大于2PV时对最终水驱油效率影响不大；表面活性剂能够提高此类储层的微观水驱油效率10％左右。结论弱亲油储层与亲水、弱亲水、中性特低渗储层的微观水驱油效率相当或无显著的差别，但无水期微观水驱油效率明显低于亲水性储层；孔隙结构是决定特低渗储层微观水驱油效率的主要因素。