安塞油田长6油层端部脱砂压裂试验

安塞油田长6油层的地质特征及油井生产状况显示，该油层存在着含水率上升快、区块内产量和压力分布严重不均等问题，这直接影响了油田的开发效益和最终采收率，对油田稳产造成严重威胁。针对长6油层的特点，采用了蜡球暂堵端部脱砂的压裂改造技术。该技术主要通过在原裂缝内形成新的裂缝和沟通部分天然微裂缝来增加泄油面积，提高裂缝导流能力。现场试验表明，蜡球暂堵端部脱砂重复压裂技术能够解决长6油层侧向井重复压裂改造的难题，使油井产量得到了大幅度的提高，并取得了明显的压裂效果。     

水力裂缝层内爆燃压裂油井产能计算模型

基于水力裂缝层内爆燃压裂技术提高低渗透油田采收率和油井产量的基本设想,利用油藏渗流理论和节点系统分析方法,建立了水力裂缝层内爆燃压裂油井产能计算模型,并分析了水力裂缝和爆燃裂缝参数对油井产能的影响。研究结果表明,在低渗透油藏中,增加水力裂缝的长度比增加水力裂缝的导流能力对油井增产更有利;爆燃裂缝的存在可在水力裂缝增加油井产量的基础上进一步增产,相对于水力压裂油井,爆燃压裂油井增产倍数可达1.55。由此说明,利用水力裂缝层内爆燃压裂技术来提高低渗透油田油井产量是可行的。     

水力裂缝层内爆燃压裂油井产能计算模型

基于水力裂缝层内爆燃压裂技术提高低渗透油田采收率和油井产量的基本设想，利用油藏渗流理论和节点系统分析方法，建立了水力裂缝层内爆燃压裂油井产能计算模型，并分析了水力裂缝和爆燃裂缝参数对油井产能的影响。研究结果表明，在低渗透油藏中，增加水力裂缝的长度比增加水力裂缝的导流能力对油井增产更有利；爆燃裂缝的存在可在水力裂缝增加油井产量的基础上进一步增产，相对于水力压裂油井，爆燃压裂油井增产倍数可达1．55。由此说明，利用水力裂缝层内爆燃压裂技术来提高低渗透油田油井产量是可行的。     

安塞致密砂岩油藏单砂体刻画与压裂改造

安塞油田多期河道叠加致密砂岩油藏开发中后期, 油井含水量升高, 油层有效动用不均, 整体压裂易出现水窜、水淹现象, 已不适应油田现今的生产状况。针对这一问题, 通过对油水井单砂体进行细分和对比, 建立岩体力学模型和三维应力场分布模型, 结合现场压裂施工参数, 开展单砂体全缝长压裂数值模拟。结果表明, 安塞油田多期河道叠加致密砂岩油藏侧向复合砂体内部单砂体间泥质、钙质物性夹层发育, 形成的应力夹层对压裂裂缝的展布有较好的封隔作用, 即使压裂施工过程中隔夹层产生裂缝, 但随着泵压的降低, 张开的裂缝会随之闭合, 支撑剂并没有进入隔夹层中产生有效裂缝, 油层单砂体间有效动用不均, 60%的层有效动用程度较低。由此提出针对小层内动用程度不高的11 口井的单砂体补孔、重复压裂、堵水、隔采等措施, 经过现场实施, 增产效果明显, 平均日增油1.2 t 以上, 最终形成多期河道叠加致密砂岩单砂体细分与压裂改造的技术方法体系, 对今后类似油藏的开发有借鉴意义。     

七里村油田一层多缝压裂工艺设计

通过对七里村油田4口压裂井微地震检测分析,确定该油田水力压裂裂缝为水平缝,适合一层多缝压裂.通过对已压裂的一层一缝、一层两缝和一层三缝的压裂井产量统计分析,结合当前压裂施工工艺,利用以前压裂施工统计数据并配合软件模拟,对一层两缝压裂工艺的裂缝长、施工排量和加砂规模等压裂参数进行优选,最终确定七里村油田最优压裂参数为:裂缝长度35～42 m,加砂规模19.23～27.69 m3,施工排量1.8～2.2 m3/min,携砂液量64.10～92.30 m3等.通过对一层两缝试验井与一层一缝压裂以及优化前的一层两缝压裂井产量比较,结果表明参数优化后一层两缝压裂可以大幅提高油井产量和稳产产量,更适合于七里村油田.     

前置酸压裂技术在低渗透油田中的研究与应用

鄂尔多斯盆地石油开发已步入攻坚啃硬阶段,随着石油勘探开发的不断深入,油田增储上产速度不断加快,致密储层资源量所占比例越来越大。对于采取常规水力压裂改造后的油井,日产量偏低、稳产期短。前置酸压裂技术可以改善井筒、裂缝与地层之间的渗流条件,达到提高单井产量的目的,是油田油井储层改造的新技术。为了证明前置酸压裂技术的增产效果,在靖边油田选取了三口长6储层试验井,并进行了现场试验,实验结果表明该技术可以在低渗透油田中应用且增产效果明显。     

早期注水对压裂改造影响的研究

陕北油田区域构造上位于鄂尔多斯盆地,属于低渗透、特低渗透油田,实施压裂改造可以提高油田的整体开发效益。通过对姚店油田长6油层进行注水压裂改造,油井平均单井日产量提高了234%,稳产时间达3个月以上。研究表明特低渗透油层在注水受效后油层压力开始恢复时,对油层实施压裂,可以提高采收率,获得最好的增产、稳产效果。     

镇原油田长81油藏储层特征与工艺改造

随着鄂尔多斯盆地镇原油田81油藏规模开发和产建区块西进,储层物性变差,单井试排、试采产量下降明显,为提高单井产量,以提高储层改造体积及改善裂缝导流能力为目标的储层改造势在必行。针对长81油藏储层发育特征,参照华庆油田长6油藏储层工艺改造成果和经验,采用斜井多段压裂、定向射孔和混合水体积压裂等新工艺对储层进行改造和适应性分析,结果表明:实施斜井多段压裂技术单井增产13.69%;实施定向射孔技术单井增产19.09%;实施混合水体积压裂技术单井增产效果最显著,可达242%。已开展的现场试验结果,证明针对储层发育特征实施的储层新工艺改造技术,对提高超低渗透油藏开发效果具有重要意义。     

西区油田志丹区块二次压裂工艺技术研究

西区油田属于特低渗透、低压、低产油藏,压裂改造技术是低渗油田开发的关键技术。综合国内外二次压裂方面理论分析、油田实践、室内实验等方面的调研研究意以及前期二次压裂资料分析,认为储层厚度大于8 m、初期产能低于3.5~4 t/d、目前单井产能低于0.8~1.0 t/d、长期注水不受效的低产井适合转向压裂,而单井产能低的其它类型井可采取简单的重复压裂或者多级充填压裂。针对井网,优化出了不同井网位置处油井的二次压裂的裂缝缝长、加砂规模、砂比、排量等参数。2口改进工艺试验井取得了理想的效果。     

海上低渗透油藏水力压裂技术适应性评价?

由于海上低渗透油田比陆上油田具有更高的开发风险,合理的水力压裂改造措施对提高其经济效益起着至关重要的作用。针对南海某低渗透油田新区块建立了压裂改造图版,以评价该区油井的压裂改造技术适应性。研究结果认为：目标油田的油层组Ⅰ和Ⅱ适合采取压裂措施,推荐两层合压;油层组Ⅲ因为下部0.9m紧邻水层,不适合采取压裂措施。若已知该区块开发需要满足的经济产量,还可以根据压裂改造图版进行选井选层。     

下寺湾油田泉65井区长2油藏压裂改造工艺优化研究

泉65井区是一个多油层复合浅层油田,三叠系延长组长2,侏罗系延安组Y7、Y9均获得工业油流。三叠系延长组长2油层组,是泉65井区2010年开发的主力油层,属典型的低压、低渗、低温地层,这种油层浅、低压、低渗、低温的地质特性,决定了压裂增产为其主要的增产方式。三叠系长2油藏油水关系复杂、非均质性较强制约了水力压裂工艺的实施,油层改造是实现高效开采的关键。结合2010年与2006-2009年压裂工艺及施工参数及现场实验基础上进行系统性总结分析,提出了长2油层的压裂改造思路及模式,对于提高低渗透油藏开发具有重要作用。     

新型缝网压裂技术在镇北致密储层的研究与应用

北美非常规油气藏的成功开发为长庆致密油藏改造开辟了新的技术途径。在与北美巴肯致密油藏特征进行对比分析的基础上,指出镇北长X致密储层具有天然裂缝发育、岩石脆性程度高、水平两向应力差适中的特点,具备大规模体积压裂形成复杂网状裂缝的条件。因此,以体积压裂为理念,在该区块开展了的"高排量、大液量、低黏压裂液、小粒径支撑剂"技术模式的新型缝网压裂先导性试验,取得了较好的增产效果,为长庆油田0.3mD以下致密油藏压裂改造积累了重要的经验。     

鄂尔多斯盆地长7致密油体积压裂水平井产能预测研究

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,采用体积压裂后形成复杂缝网系统,水平井单井产量大幅提高。目前的水平井产能公式很难适应于体积压裂水平井产能的预测。以鄂尔多斯盆地长7致密油为例,利用体积压裂水平井与直线无限井排直井的相似性,忽略了水平井筒内流体阻力的影响,将各条压裂缝之间的干扰问题转化为直线无限井排直井之间的干扰问题,依据势的叠加原理,推导出体积压裂水平井稳态产能公式。在推导过程中,考虑了储层的有效厚度、压裂改造后油藏等效渗透率、流体的黏度、水平井水平段长度、压裂段数、压裂段间距和井底流压等因素对水平井产能的影响,使水平井产能计算结果更加合理和符合实际。利用所推导的计算公式,结合鄂尔多斯盆地长7致密油特征,分析了影响水平井产能的几个重要因素,得出了水平井最佳压裂段间距和合理流压,其结果对致密油体积压裂水平井的设计具有一定的指导意义。     

致密砂岩油优质储层形成机理--以鄂尔多斯盆地合水地区长7油层组为例

有别于国内外大多数致密油藏呈异常高压的特征,鄂尔多斯延长组长7油层组(简称长7)致密砂岩油呈异常低压的特征。因此,创新致密砂岩油藏的开发地质研究思路和方法是成功开发鄂尔多斯盆地长7致密砂岩油的前提。文中以鄂尔多斯盆地合水地区长7致密砂岩油为例,研究其储层现状特征、致密化成因和优质储层的形成机理,最终认为合水长7砂岩原始组成中的杂基含量高、塑性岩屑发育、火山灰物质丰富是导致储层致密化的内因,强烈的压实作用与泥质胶结作用是导致长7储层致密化的外因,烃源岩演化过程中的有机酸侵入溶解作用和区域构造应力控制下的破裂作用是长7致密砂岩油藏中存在优质储层的成因机制。研究结论为合水长7致密砂岩油的经济有效开发奠定理论基础,其研究思路和方法对于国内外其他致密油储层评价具有一定的借鉴意义。     

杏子川油田长2、长6储层压裂液配方优化研究

对研究区块现行压裂液配方进行了系统的性能评价,主要存在着压裂液破胶不彻底、返排困难,岩心伤害大等缺点。本文结合储层地质情况,分别优化出了适应于研究区块的长2、长6储层的压裂液配方,并对优化后的体系进行了系统科学的性能评价。优化后的体系,冻胶破胶粘度小于5 mPa·s,表面张力小于28 mN/m,界面张力1 mN/m,岩心伤害率小于30%,属于低伤害压裂液,可以更好的为实际生产服务。     

陕西靖边延长组长_2油层组成藏特征研究

研究陕西靖边地区延长组长2 油层组成藏的特征对指导油田开发和提高经济效益有直接作用 .对区内石油富集条件和油层“四性”关系的研究表明 :其油层的岩性、物性、电性与含油性有明显的相关关系 .区内局部隆起是石油的富集部位 ,其油藏规模为中—小型 ,其产油量较高、含水率亦较高 .区内油层“四性”关系的研究成果对指导油藏开发有重要意义 .     

鄂尔多斯盆地甘谷驿油田低渗透砂岩沉积微相特征及对产量的控制

鄂尔多斯盆地上三叠统长6油层是盆地的主力油层.以盆地东部的甘谷驿油田为例,分析了该油层的沉积微相特征、产量分布特征及其相互关系,认为储层的沉积微相控制油井的产量;研究区(水下)分流河道砂体渗透性好,油井产量高;高产油井在平面上呈条带状分布,与储层的沉积微相展布、渗透率平面展布基本一致.     

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。     

超低渗油气藏非对称压裂数值模拟理论及应用

以鄂尔多斯盆地某采油区延长组的长6油层组为例, 利用测井资料开展地质建模、三维岩石力学场和三维应力场研究, 获得井筒以外空间任一点与压裂密切相关参数的非均质网格节点数值模型。依据岩石破裂准则定量模拟计算出压裂缝的实际展布形态, 建立非对称裂缝空间分布模型, 包括缝高、缝长、缝宽和裂缝的走向。结合生产动态资料, 开展剩余油分布研究, 提出单井重复压裂措施方案。经过现场实施, 日增产原油4吨左右, 效果显著。