低渗透油藏压裂水平井井网形式研究

目的 针对七点井网水平井段腰部见水风险大,注水技术政策制定难度大等问题,提出了改进的水平井七点井网形式。方法 在低渗透油藏压裂水平井五点井网、七点井网的渗流机理、缝网匹配关系、压力保持水平及开发效果分析基础上,进一步总结了五点、七点井网的优势及存在的问题。在此基础上,提出改进的水平井七点井网形式。结果 直井注水-水平井采油的五点、七点井网形式,其控制端呈纺锤形裂缝布放模式,地层压力保持水平较高;水平井平行正对排列七点井网存在腰部注水井见水风险大、腰部与端部注水井差异配注等问题;水平井交错排列、且增大水平井段腰部注水井间距的新七点井网地层压力水平高于原七点井网。结论 改进的七点井网能有效降低七点井网水平井段腰部注水线上见水风险,简化了注水技术政策,能够延长水平井无水采油期、提升整体开发效果。     

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。     

特低渗透裂缝性油藏超前注水井网评价方法

大庆油田外围某特低渗透试验区天然裂缝发育,微裂缝一方面可以增大油、水渗流能力,另一方面会加剧注入水窜流,认清裂缝发育特低渗透油藏超前注水的水平井井网部署对开发效果的影响是很有必要的。考虑特低渗透油藏非线性渗流规律,对微裂缝采用等效渗流介质理论,运用室内岩心分析数据和数值模拟的方法,探讨了超前注水水平井井网部署。根据井网与微裂缝匹配关系,建立12套模拟模型。通过分析各方案采出程度与含水率关系、地层压力保持水平和压力梯度场分布,明确了各方案的开发效果和适应性。分析结果表明水平井井筒垂直于最大主应力方向井网开发效果好。七点水平井网开发效果好,应优化井距以驱动注水井间的原油。九点井网见水快,应合理设计注水井位置,避免过早见水。水平井五点井网不适用于该地区。     

超低渗致密砂岩油藏水平井井网优化研究——以西峰油田长8油藏为例

鄂尔多斯盆地西峰油田长8油藏是典型的超低渗致密砂岩油藏,油水关系复杂。若全部采用直井开发,不但井网密度大,开采时间长,而且直井见水后产量低,容易造成大面积裂缝性水淹,开发效益不明显。针对该类油藏特点和开发中存在的问题,通过分析研究不同井排方向、井网形式、布缝方式、水平段长度、人工裂缝密度、井距和排距对注水开发效果的影响,进行了水平井井网的优化。研究证明,鄂尔多斯盆地西峰油田庄19区块长8超低渗透油藏应用水平井开采时,采用五点井网、纺锤形布缝、水平段方位应垂直于最大主应力方向,水平段最佳长度为400~500 m,能取得较好的开发效果和经济效益。同时,采用大排量混合水体积压裂工艺和水力喷砂分段压裂工艺均会取得良好开发效果。     

延长油田滞后注水区注水开发特征及效果

 延长油田地理位置处于黄土高原之中,水资源匮乏,地面条件恶劣,早期开发未实施注水,且井网很不规则.为高效开发石油资源,近年采取补救性注水开发,取得了显著的增油效果,但也暴露了很多问题.本文通过注水区产量、含水、地层压力、注水压力、注采比及采收率分析,研究了延长低渗透油田注水开发特征,评价注水开发效果及注水参数的适应性.不同的油藏性质表现出不同的注水开发特征,反映了对不同注水技术政策的需求.延安组底水油藏和弱底水发育的延长组长2油藏,储层物性相对较好,渗透率在2.0×10^-3—80×10^-3μm²之间,在温和注水条件下,储层流体以孔隙渗流为主,注水各向受效均衡,油田原有不规则井网基本适应.延长组长6油藏为裂缝性岩性油藏,储层物性差,渗透率在0.3×10^-3—2.0×10^-3μm²之间,注水开发受储层裂缝及砂体展布方向影响较大,油田原有不规则井网注水适应性差,方向性含水上升快,后期调整困难,沿裂缝强化注水方式很难在老井区实施.指出针对长6油藏不规则井网,常规堵水、调剖措施将是改善注水开发效果的有效途径,并提出增加注水井的“多点少注”的注水开发方式的设想.针对长6油藏纵向多油层复合连片的特点,提出分层注水的必要性.     

鄂尔多斯盆地致密油藏天然裂缝与人工裂缝特征及开发意义

裂缝特征参数是致密油藏开发方式及井网优化的依据;针对致密油藏体积压裂下如何确定开发方式,通过对矿场测试的人工裂缝、天然裂缝和地应力方向采用高斯函数拟合,研究三者之间优势方向的耦合关系。针对致密油藏体积压裂人工裂缝有效参数的认识,提出以自然能量开发井网为研究对象,依据人工压裂缝控制区域和非控制区域压力变化规律的差异性,通过建立水平井分区渗流模型及拟合水平井生产数据,确定人工裂缝有效缝长;在此基础上,建立典型井精细地质模型及数值模型,对比不同裂缝有效宽度下数值模拟平均单段产量与实际统计单段平均产量,观察水平检查井取芯结果。结果表明:人工裂缝的优势方向与地应力优势方向基本一致;地应力的优势方向与天然裂缝优势方向差异较大的致密油藏,采用准自然能量开发,基本一致或差异小的致密油藏,具有注水补充能量的潜力;人工裂缝平均有效宽度小于等于10 m。     

超低渗油藏超前注水井网适应性研究

B153区长63油藏属超低渗油藏,单井产量低、产量递减速度快、稳产困难,目前采用超前注水的开发方式,但是效果不明显,单井产量并未明显提高。利用油藏工程与数值模拟方法,结合该区目前采用的井排距组合及井网类型,分析了超前注水开发效果不理想的原因。认为:目前井距过大,注入水只起到稳压并未起到驱油的作用,应适当加密调整;计算得到其合理井距为258 m,排距为152 m;井网类型建议初期选择方形反九点井网,后期调整为五点井网。研究为具有类似特征的油藏能够采用合理的井网井距进行有效开发提供了借鉴。     

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。     

扎哈泉油田扎11井区上新统下油砂山组低渗透油藏注采井网适应性评价

柴达木盆地扎哈泉油田扎11井区上新统下油砂山组(N_2~1)油藏存在地层压力保持水平低、产量递减快、注水见效差异大、开发效果差等问题。针对此问题从井网型式、井网密度、水驱储量控制程度与动用程度、压力保持水平、产液(油)能力、注水见效差异性等方面进行井网适应性评价。评价结果表明,扎11井区N_2~1油藏采用的280 m正方形反九点井网适应性较差,是开发效果变差的主要原因。在此基础上,提出了构建单砂体注采井网、局部加密调整、注采井组缝网压裂等一系列具有针对性的调整方案,在现场实施证实方案可行,效果明显,对同类油藏有参考意义。     

西峰油田白马区长8油藏地质特征及开发对策

目的对西峰油田白马区长8油藏地质特征制定合适的开发对策,使其得到有效开发。方法采用油藏工程计算、数值模拟、室内化验分析和现场试验确定有效的开发对策。结果合理的井网系统、注水时机和添加剂的采用,使白马区获得了较好的开发效果。结论采用菱形反九点井网实施超前注水开发,并在注入水中添加黏土稳定剂和润湿性反转剂可以改善长8油藏的开发效果。     

平行水平井网水驱剩余油分布规律实验研究

海洋油田狭窄的开发环境与高开发成本,促进了水平井开发方式在海上油田注水开发中广泛应用.针对中国海上油田储层多为三角洲碎屑岩沉积,储层非均质性强,目前采用平行水平井网注水开发效果欠佳,大量剩余油存在的实际情况,采用水驱油物理模拟实验方法,研究了驱替速度和储层非均质性对平行水平井网水驱剩余油分布规律的影响.实验结果表明,均...     

点坝内部构型与井网匹配性研究

基于港东油田构型地质模型,开展了曲流河点坝侧积层与注采井网的匹配性研究,分别研究了直井、水平井
及侧钻水平井的井网模式对开发效果的影响。研究表明：在采用排状注采井网的情况下,注采井数比低、井排垂直侧
积层的注采井网开发效果好。水平井开发时,水平段与侧积层正交时将会取得最佳的开发效果。采用侧钻水平井挖潜
时,水平井段与注水井间应保持一定距离,本次研究中,注水井和水平井之间相隔3 个侧积层且水平井段与侧积层成
45 度角斜交时剩余油挖潜效果最好。根据研究区的研究成果,分别从注采井网完善、水平井及侧钻水平挖潜3 个方面
将研究成果进行了应用,取得了较好的增油效果。     

水平井注水开发碳酸盐油藏实践

阿曼Daleel油田是低渗碳酸盐油藏.在衰竭式开发之后.选择用水平井注水技术来实现其二次开发.作为一种高效的油气田开采技术.水平井注水技术对低渗透油田的开发效果有可极大的改善作用.虽然水平井注水较直井注水具有上述的优势.但它并不是万能的.先导注水试验表明,水平井注水能增大注入量,降低油井气油比.降低注入压力.增大了产油量,与配套水平产油井生产效果良好.精确地质导向技术确保水平钻井的成功,最大限度地确保钻井的成功率.阿曼相邻油田有利用裸眼井分支井和水平井进行注水开发取得成功的经验,油田采用裸眼完井方法进行注水开采完井.考虑油田的气举规模.注水开发后用电泵采油更合适.规模应用水平井注水及其相关配套技术在阿曼Daleel油田取得了良好的效果.     

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。     

反九点菱形注采井网的边角关系

鄂尔多斯盆地油藏属低渗透油藏,在长6特低渗致密岩性油藏中,注水开发时的孔隙结构和裂缝方向直接影响水驱油效果及注水开发的最终采收率。研究表明,拉长主裂缝方向上注水井到采油井的距离,缩短非主裂缝方向注水井到采油井的距离,可以提高注水开发效果,反九点菱形井网比反九点正方形井网最终采收率可提高3个百分点。     

水平注水井与直井联合井网见水时间研究

为了寻求一种简单、有效的计算水平注水井与直井联合井网的见水时间的方法,将水平井简化为具有等效井筒半径的直井,考虑水平井与直井联合布井水驱油的非活塞性,运用等值渗流阻力法将渗流区划分为3个阻力区,推导出了五点法、七点法和九点法水平井与直井联合井网的油井见水时间的计算公式和修正公式。计算结果表明,井网的见水时间随水平井长度的增加而缩短;相同的井距和生产条件下,五点法井网的见水时间要长于九点法和七点法井网;随水平井与水平方向夹角的增大,五点法井网的见水时间缩短,七点法井网的见水时间先增加后缩短,九点法井网的见水时间增加;油藏和流体参数对井网见水时间影响不大。     

水平注水井与直井联合井网见水时间研究

为了寻求一种简单、有效的计算水平注水井与直井联合井网的见水时间的方法，将水平井简化为具有等效井筒半径的直井，考虑水平井与直井联合布井水驱油的非活塞性，运用等值渗流阻力法将渗流区划分为3个阻力区，推导出了五点法、七点法和九点法水平井与直井联合井网的油井见水时间的计算公式和修正公式。计算结果表明，井网的见水时间随水平井长度的增加而缩短；相同的井距和生产条件下，五点法井网的见水时间要长于九点法和七点法井网；随水平井与水平方向夹角的增大，五点法井网的见水时间缩短，七点法井网的见水时间先增加后缩短，九点法井网的见水时间增加；油藏和流体参数对井网见水时间影响不大。     

鄂尔多斯盆地长7致密油储渗特征及分类评价研究

在前人对鄂尔多斯盆地长7致密油储层特征研究的基础上,为了更好地确定合理致密油开发技术政策,按照全面和简洁的储层分类原则,筛选了有效孔隙度、有效吼道半径、可动油饱和度和启动压力梯度4项关键参数表征长7致密油的储渗特征;通过恒速压汞、启动压力梯度和可动油饱和度测试实验,建立有效孔隙度、有效吼道半径、可动油饱和度和启动压力梯度与储层渗透率的定量关系。依据将含油性评价和渗流能力评价相结合的原则,构建了致密油四元分类系数新方法。依据该方法,将四元分类系数值在1. 6～2. 3的分类为致密油Ⅰ类,在0～1. 6的分类为致密油Ⅱ类,在-3. 0～0的分类为致密油Ⅲ类。结合致密油不同类型水驱极限流动距离,初步形成了致密油Ⅰ类采用五点井网注水开发,致密油Ⅱ类初期采用自然能量开发,后期注水吞吐;致密油Ⅲ类初期采用自然能量开发,后期注气吞吐的3种开发方式。近年来,鄂尔多斯盆地长7致密油主要动用Ⅰ+Ⅱ类,均取得了较好的实施效果。