注水井压裂调剖设计方法研究

对于低渗透油田 ,主要通过水力压裂提高油水井的增产增注能力 ,区块经过整体压裂改造后 ,水力裂缝参数将对油水井的产量起决定性作用。对于多油层非均质油藏 ,层间差异会导致吸水剖面不均匀 ,影响水驱效率。对需要经过压裂再投注的注水井 ,建立了压裂后预测注水井注入量的数值模型 ,分析了各层注入量与地层物性、裂缝参数和注入压力的关系。研究结果表明 ,通过合理地设计裂缝参数 ,可以减缓层间矛盾 ,改善吸水剖面。现场试验 8口井 ,其中 6口井进行了吸水剖面测试 ,全井达到配注方案的有 4口井 ,说明该方法对多油层非均质油藏注水井的调剖具有一定的应用价值。     

注水井压裂调剖设计方法研究

对对低渗透油田,主要通过水力压裂提高油水井的增产增注能力,区块经过整体压裂改造后,水力裂缝参数将对油不井的产量起决定性作用。对于多油层非均质油藏,层间差异会导致吸水剖面不均匀,影响水驱效率。对需要经过压裂再投注的注水井,建立了压裂后预测注水井注入量的数值模拟,分析了各层注入量与地层物性、裂缝参数和注水压力的关系。研究结果表明,通过合理地设计裂缝参数,可以缓层间矛盾,改善吸水剖面。现场试验８口井,其     

姬黄37区提高单井产量对策研究

姬黄37区长6油藏属于低孔、低渗、低产的油藏,针对其开发过程中出现的含水上升快、高含水油井增多、单井产量递减严重的情况,从地质、开发两方面分析产生的原因有储层物性差、非均质性强、注水时机不当、单砂层注采关系不完善、个别井区注入水单向突进严重及地层堵塞等,对此提出针对性的治理措施有压裂改变渗流方式、超前注水增加地层能量、精细注水改善水驱、化学堵水治理裂缝、改善注水水质防止污染、化堵调剖进行解堵等,达到了降低产量递减的目的.措施井平均单井日增油达1.35 t.     

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。     

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。     

吸水剖面资料在低渗透油藏开发中的应用

在低渗透性油藏的注水开发过程中,由于存在层间、层内、平面的三大矛盾,以及裂缝的存在,注入水主要沿着渗透性较好的方向单向突进,而相对低渗透层则吸水量较少或不吸水,对应油井变化是含水上升快和难以见到注水效果两极差异。利用吸水剖面测试技术,结合油水井动、静态资料可以从纵向上和横向上了解油层的吸水状况、水驱方向和注水波及特征。结合相关资料能对油水井作出及时的调整措施,达到提高注水效率和区块稳产的目的。     

吸水剖面资料在低渗透油藏开发中的应用

在低渗透性油藏的注水开发过程中,由于存在层间、层内、平面的三大矛盾,以及裂缝的存在,注入水主要沿着渗透性较好的方向单向突进,而相对低渗透层则吸水量较少或不吸水,对应油井变化是含水上升快和难以见到注水效果两极差异。利用吸水剖面测试技术,结合油水井动、静态资料可以从纵向上和横向上了解油层的吸水状况、水驱方向和注水波及特征。结合相关资料能对油水井作出及时的调整措施,达到提高注水效率和区块稳产的目的。     

裂缝性油藏注水井动态渗吸数学模型及特征分析

为分析渗吸作用对注水井驱油效果的影响,将裂缝性油藏分别用双孔单渗模型和双孔双渗模型进行描述,结合渗吸经验公式与一维B-L水驱油理论,建立了2种裂缝性油藏注水井动态渗吸数学模型,并采用Laplace变换与反演方法进行解析求解。分析了2种裂缝性油藏模型的动态渗吸特征。结果表明:当不考虑渗吸作用时,注入水沿裂缝突进较快,驱油效果较差。渗吸作用可以有效控制注入水在裂缝中的突进。随渗吸强度系数的增加,油水两相区的扩大速度变慢,含水上升速度变缓,裂缝中的水能够充分进入基质,驱替出更多的原油。裂缝系统中的原油主要靠水的驱动作用采出,而基质中的原油主要靠渗吸作用驱出,渗吸作用是裂缝性亲水油藏水驱油的主要动力。     

分段多簇压裂水平井渗流特征及产能分布规律

为了直观反映分段多簇压裂水平井渗流特征,在优选了水平井合理压裂段数的基础上,利用流线模拟方法,研究了分段多簇压裂水平井流线场、压力场及饱和度场分布特征,分析了裂缝产能的分布规律.研究表明:整个渗流区域先后经历了裂缝附近线性流、裂缝附近拟径向流和油水井连通后的拟径向流3个渗流阶段;剩余油一部分分布在压裂裂缝段与段之间的低压区无法驱替,另一部分则分布在注水井与注水井之间的压力平衡区;端部外侧缝汇集着大多数流线,是水平井产油/液的主要来源;水平井端部裂缝见水早,含水上升快.     

地层塑性对水力压裂裂缝扩展影响的数值模拟

在具有塑性特征的地层中,岩石的塑性变形对水力压裂裂缝形态的影响显著,传统压裂模型大多未考虑塑性对裂缝起裂和延伸的影响。因此,考虑地层岩石弹塑性变形、黏性压裂液流动与裂缝扩展的非线性耦合,建立了弹塑性地层中压裂裂缝扩展的数值计算模型,对弹塑性地层中压裂裂缝扩展行为进行了数值模拟研究,探索塑性变形对裂缝扩展特性的影响。结果表明弹塑性地层裂缝扩展过程中裂缝尖端附近会产生显著的塑性变形,与仅考虑弹性的计算结果相比,压裂地层所需的裂缝扩展压力更高,且形成的裂缝相对更短、更宽。通过数值模拟计算,分析了地层岩石强度、压裂液黏度及注入速率对地层中压裂裂缝扩展的影响,表明地层强度对裂缝扩展行为影响显著,强度越低,塑性变形程度越大,裂缝扩展压力越高,同时裂缝长度越短,宽度越宽。压裂液黏度对裂缝扩展影响相对较小,而在总注入流量相同的情况下,压裂液注入速率对裂缝扩展的影响不明显。     

地层塑性对水力压裂裂缝扩展的影响

在具有塑性特征的地层中,岩石的塑性变形对水力压裂裂缝形态的影响显著,传统压裂模型大多未考虑塑性对裂缝起裂和延伸的影响。因此,考虑地层岩石弹塑性变形、粘性压裂液流动与裂缝扩展的非线性耦合,建立了弹塑性地层中压裂裂缝扩展的数值计算模型,对弹塑性地层中压裂裂缝扩展行为进行了数值模拟研究,探索了塑性变形对裂缝扩展特性的影响。结果表明弹塑性地层裂缝扩展过程中裂缝尖端附近会产生显著的塑性变形,与仅考虑弹性的计算结果相比,压裂地层所需的裂缝扩展压力更高,且形成的裂缝相对更短、更宽。通过数值模拟计算,分析了地层岩石强度、压裂液粘度及注入速率对地层中压裂裂缝扩展的影响,表明地层强度对裂缝扩展行为影响显著,强度越低,塑性变形程度越大,裂缝扩展压力越高,同时裂缝长度越短,宽度越宽。压裂液粘度对裂缝扩展影响相对较小,而在总注入流量相同的情况下,压裂液注入速率对裂缝扩展的影响不明显。     

低渗油藏水井压裂增注优化研究

为了改善低渗油藏注水井吸水状况,提高低渗油藏水驱开发效果,利用裂缝-油藏耦合技术建立油、水两相三维油藏裂缝数值模拟器,利用此模拟器模拟研究了不同条件下水井压裂对注采井组开发效果的影响,并利用正交方差分析方法对水井压裂增注效果的主要影响因素进行了显著性评价.以胜利油田史深100低渗透断块油藏为例,提出综合效果评价参数,对实际油藏注水井压裂参数设计进行了优化.研究结果为低渗透油藏注水井压裂设计和增注效果评价提供了一种研究手段,对于提高低渗透油田注水效果具有实际意义.     

一种用于多级压裂水平井判别来水方向的多井干扰压力分析方法

为了确定直井注水、水平井采油的联合井网井间连通情况,建立考虑裂缝非均匀产液的多级压裂水平井多井干扰试井解释模型,运用Green函数、Newman乘积法得到井底压力解,绘制无量纲压力和压力导数典型曲线图版,进行参数敏感性分析。多级压裂水平井多井干扰试井模型典型曲线划分为7个流动阶段,其中在系统干扰流阶段,压力导数曲线下降,且注水井的注水量越大,其下降程度越大,当周围注水井的总注水量小于多级压裂水平井产量时,压力导数曲线呈阶梯状下降特征,最终表现为一条水平直线段,当周围注水井的总注水量大于观测井产量时,压力导数曲线将一直下降,呈现下掉特征;注水井到多级压裂水平井的距离越近,系统干扰流阶段持续的时间越长。实例应用表明,提出的模型能够确定注采井间连通情况、判别多级压裂水平井来水方向,指导油田开发措施的制定。     

三类油层压裂驱油技术设计及效果研究

大庆油田三类油层的高效开发技术研究是保障油田高产稳产的关键。针对萨中开发区三类油层砂体类型多、储层物性差，在开发过程中采出程度低、剩余油零散、吸附量大，化学驱难度大等问题，提出了"压裂驱油"技术，通过压裂造长缝形成高速通道，将高效驱油剂经裂缝快速送至剩余油富集部位，边压裂造缝边沿程上下滤失，减少化学剂与地层之间接触时间和接触距离，以降低注入过程中化学剂性能的沿程损失，提高利用效率，增强驱油效果。现场试验表明，三类油层工艺上能够实现压裂驱油注入，且试注井组见到驱油效果，可推广应用于萨中开发区萨葡三类和高台子三类油层，作为增产增注技术快速挖潜零散井点剩余油。     

低渗透油藏多分支裂缝压力动态分析

复合应用水力压裂和高能气压裂等多种压裂改造技术开采低渗透油藏,在近井地带形成不受地应力控制的多分支裂缝。基于渗流理论和叠加原理,分析了未穿透储层的多分支裂缝的渗流规律,再利用Green函数和Newman乘积法求得其地层压力解析解,这是一种新的计算多裂缝地层压力的方法,可避免复杂的推导过程。研究表明:未穿透储层的多分支裂缝的井底压力随渗透率、孔隙度的增大而减小,但减小的幅度逐渐减小,且地层渗透率对井底压力的影响更明显;裂缝长度越长,相邻裂缝长度差距越小,裂缝分布越不均匀,裂缝间相互干扰作用越严重。所以在一定经济范围内,裂缝长度存在最优值,裂缝分布越均匀改造效果越好。该研究成果对油气藏的压裂改造设计具有实际指导意义。     

变导流能力下压裂井生产动态研究

人工裂缝长期导流能力随时间变化,据此建立了考虑人工裂缝长期导流能力变化的数学模型。应用数值模拟方法研究长期导流能力变化对地层压力场及流场分布和压裂井产能的影响。数模结果表明:裂缝长期导流能力的损失,会导致地层流体更多地通过井底附近的裂缝流入井底,优化了裂缝内的流场,减缓了压裂井产能递减速率;其他情况相同时,裂缝半长越长,裂缝长期导流能力的损失对压裂井产能的影响越大。     

外围油田覆膜砂控水压裂技术适应性探讨

针对葡萄花储层开发中后期中高含水井,常规措施压裂后经常出现大幅度增液,而增油幅度较小甚至不增油,即便压裂后达到了预期增油效果,其含水上升速度也较快,有效期难于控制。结合大庆油田外围地层裂缝走向、渗透率、油层发育等情况以及井层压前产液、含水等状况,开展了现场试验,通过压裂工艺将覆膜砂携至裂缝中,生产时形成一条高含油饱和带,实现覆膜砂对油水流动能力的选择,达到具有堵水不堵油特性。通过近几年效果跟踪统计,分析其增油降水的效果及适应性,该技术可有效提高油井压裂后油层动用程度,降低油井采出液的含水率,拓宽压裂选井选层范围。     

多层火驱过程中火线位置预测与调控方法

多层火驱技术在辽河油田薄互层油藏实现规模应用,取得较好的开发效果,但由于注入空气易沿单向、单层突进,火线波及规律认识难度大,火线位置的预测与调控成为提高火驱开发效果的关键。以杜66块为例,分析了多层火驱开发过程中存在的问题,针对其井段长、油层多、平面非均质性强等特点,在物质平衡法的基础上,结合生产动态和吸气剖面监测,建立了预测多层火驱火线位置的方法。以该方法作为矿场火驱开发中火线调控的理论依据,分析了生产井关井控气、气窜封堵和注气井分层注气等措施的实际应用效果。结果表明,通过控制突进区生产井的尾气排量,可抑制火线单向突进,调整火线形状,提高平面波及程度;采用分层注气技术,可改善注气井吸气状况,实现对注入空气在各油层中合理分配,提高油藏纵向动用程度,控制各层火线推进速度保持一致。     

超低渗油田蓄能重复压裂增能机理

鄂尔多斯盆地华庆超低渗油藏地层压力系数低,老井长期生产后近井区域地层能量亏空严重,制约了重复压裂转向裂缝的扩展,造成油井稳产时间短。蓄能重复压裂能有效补充地层能量,但压裂增能机理不明,地层压力提升幅度和规律不清。本文在分析地质和开发特征基础上,通过地质油藏精细建模和油藏数值模拟,研究了闷井期间井底压力演化、裂缝和基质内压力传播规律,以及注入量和闷井时间等因素对蓄能效果和产量的影响,从微观角度揭示了关井期间压裂增能机理,为现场“压裂—增能—驱油”工艺优化提供理论指导。     

喇萨杏油田特高含水期最低允许流压界限研究

针对喇萨杏油田特高含水期注水开发的特点,将注水系统、油藏系统和采油系统作为一个整体,结合注采平衡原理,给出了给定注水压力条件下最低允许流压的经验公式。应用该公式,结合注水井吸水能力及采油井产液能力的变化规律,可对不同注水压力、不同地层压力保持水平及不同含水率时的最低允许流压进行测算,为油田开发调整和规划编制提供依据。研究表明,最低允许流压随含水率升高而降低的传统认识只是一个特例,其变化规律还与注采能力、油水井数比等有关。对喇萨杏油田SZ开发区来说,为满足特高含水期的提液要求,须通过注采系统调整进一步降低油水井数比,增加注水井注水量。过度降低采油井井底流压将导致地层压力下降,影响最终水驱开发效果。提出的最低允许流压经验公式形式简单,参数易于收集,对特高含水期开发调整政策的制定具有很好的指导意义。