水平井在克浅109井区稠油油藏中的开发效果分析

利用水平井技术对克钱地区稠油油藏进行开发探索,从开发效果来看,水平井的日产油量明显高于直井.在水平井开发中鱼骨水平井的开发效果也明显优于普通水平井.     

沙丘5井区梧桐沟组油藏开发效果差的原因

沙南油田沙丘5井区开发存在的主要问题是见水前产液稳定,含水低,见水后含水上升快,产油量下降快;油藏自然递战快;地层压力低.造成此问题的主要原因是沙丘5井区储层束缚水饱和度（Swi）、残余油饱和度（Soi）偏高、含油饱和度（So）和可动油饱和度（SOmov）偏低.     

体积压裂水平井蒸汽吞吐过程砂粒运移

在以水平井体积压裂为主的稠油油藏开采过程中,随着油田进入开发中后期,油井出砂日趋严重,油井出砂会严重影响油田的正常生产。因此,对水平井体积压裂蒸汽吞吐过程中的砂砾运移规律进行了深入研究,为应对油井出砂问题提供相关理论支持。利用CFD仿真模拟方法,研究了体积压裂水平井蒸汽吞吐过程中,研究了裂缝压力、入口流量、井斜角以及裂缝数量对水平井内砂床形成的影响以及变化规律。由模拟结果可知：固相体积分数随着裂缝压力的上升呈现出先下降后上升的趋势且在裂缝压力为8MPa的时候井筒出砂量最小;固相体积分数随着入口流量的提升而下降;相同情况下井斜角越小固相体积分数越大;固相体积分数随着裂缝条数的增多而降低。     

鄂尔多斯盆地致密油水平井体积压裂试验区开发特征分析

针对鄂尔多斯盆地西233及庄183两个致密油水平井体积压裂试验区的20口水平井,利用油藏工程理论计算、数值模拟方法研究及矿场开发生产状况分析等方法,进行试验区开发特征分析。结果表明,试验区水平井产量递减模式分为调和递减、指数递减和未递减3种类型;致密油水平井开发生产的特征分为长期稳产型、初期相对稳产型、缓慢递减型3类;工艺改造、驱动能量及流体性质的差异是影响水平井产量变化的3个关键因素。研究后认为,保持合理的水平井初期产量,避免溶解气驱过早出现,可使水平井保持稳产,提高累计产量。     

稠油油藏中水平井试井分析新方法

本文研完了稠油油藏水平井试井中幂律流体的流动规律。利用弹性压力波传播理论,导出了试井计算近似式。并与其它解法进行比较,符合得较好。按该理论方法还可以导出垂直井、压裂井的试井计算式。     

鄂尔多斯盆地长7致密油水平井体积压裂开发效果评价及认识

鄂尔多斯盆地长7致密油水平井衰竭式开发产量递减变化规律可分为3个阶段:一是初期稳产阶段,主要受人工裂缝周围体积压裂未返排液补充能量的影响;二是递减较快阶段,由压裂未返排液能量补充向溶解气驱的转化过程;三是稳定递减阶段,主要受溶解气驱的控制,基本符合双曲递减规律。在这些基本规律认识的基础上,结合现场开发试验效果评价,确定合理的水平井体积压裂衰竭式开发关键技术参数:井距500~600 m,人工裂缝段间距90 m;排量10~12 m3/min,单段入地液量和加砂量分别约为1 100和100 m3;生产流压在初期稳产阶段略大于饱和压力,递减较快阶段略低于饱和压力,稳定递减阶段保持不低于饱和压力的2/3;致密油示范区水平井初期单井产量达到周围定向井的8~10倍;年累积产量达到同样面积直井的1.4~1.8倍,取得了较好的实施效果。     

稠油底水油藏剩余油分布研究及水平井开发调整

秦皇岛32-6油田西区NmⅡ1砂体为稠油底水油藏,经过5年多的定向井开发目前已经进入高含水期开发阶段。首先通过生产动态和生产测井分析油层水淹规律,然后进行精细油藏描述,建立油藏数值模拟模型,研究剩余油分布规律。在搞清油层中剩余油分布规律的基础上,进行了先导试验水平井,先导试验井产量高、无水采油期长,证明以上剩余油分布研究是正确的。最后提出水平井整体加密挖掘NmⅡ1砂体稠油底水油藏井间剩余油的开发调整策略。实际生产证明,NmⅡ1砂体水平井开发调整是成功的,为同类油藏的开发调整提供了生产经验。     

页岩气水平井体积压裂试井压力特征

 页岩气藏普遍采用体积压裂方式开发。通过考虑吸附解吸影响的渗流方程,建立了考虑压裂体体积及展布的水平井渗流模型,分析了不同压裂体体积及展布情况下的压力特征。研究表明:压裂体体积及展布主要影响早期线性流曲线形态特征;压裂体的压裂程度影响着早期线性流持续时间的长短;早期线性流曲线特征受多重因素影响,在对体积压裂进行试井评价时需要综合考虑。     

非常规油气藏水平井体积压裂改造体积计算方法

压裂改造体积(stimulated reservoir volume,SRV)计算是非常规油气藏压裂效果评价、生产动态预测等的关键环节.通过中外文献调研,梳理了SRV的概念、内涵以及目前主流的SRV计算方法,基于此总结了目前SRV计算方法在工业应用中的不适应性,并针对这些不适应性介绍了目前业界提出的SRV替代指标,即有...     

水平井在薄层稠油油藏中的应用

江37稠油试验区作为采油九厂第一个稠油开发试验区,其原油在油层温度下的粘度为18600.0mPa.s,属于典型的稠油。由于原油粘度高,通常采用蒸汽吞吐的方式开采原油。由于区块地质储量低,油层厚度薄,直井开采效果较差。为改善开发效果,试验区开展了水平井蒸汽吞吐试验,取得了较好的试验效果。     

稠油油藏水平井侧向重力水驱技术研究

针对常规水驱开发稠油油藏效果较差的问题,提出了顶部注水水平井侧向重力水驱技术。在水平井注水室内评价实验基础上,分别从纵向和平面上分析了稠油油藏水平井侧向重力水驱的驱油机理,认为侧向重力水驱技术能够充分利用注入水和底水能量,提高油藏纵向动用程度,同时加大油藏的水驱波及系数和局部驱油效率。以某底水稠油油藏为概念模型,对水平井侧向重力水驱注采井网和生产层位进行了优化研究,得到最优的注采井网形式、注采井距和水平段走向,获得不同底水体积大小和韵律特征下生产井无因次避射高度优化图版和无因次射孔井段长度优化图版。为指导同类油藏实施水平井侧向重力水驱井网设计和纵向射孔层段设计提供了标准和依据。     

水平井在姬塬油田铁平7井区的应用效果研究

鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西南部的铁平7井区油藏属于典型的底水发育的低渗透岩性—构造油藏,油藏具有油层厚度较薄,物性较差,单井产能较低的特点.通过对水平井与直井的应用效果分析对比后得出:水平井可以解决边底水突进过快的问题,并可增大泄油面积,提高单井产量,从而显著提高低渗透油藏产能,增加经济效益.     

潜山稠油油藏二次开发研究

针对牛心坨潜山油藏在直井注采开发方式下,存在水窜严重、采收率低的问题,在储层分布研究基础上,开展储层分类综合评价,重新构建油藏地下认识体系.综合运用油藏工程、数值模拟等技术手段,确定利用水平井重新构建油藏注采系统的二次开发思路,纵向上分段部署水平井,实现油藏立体开发.目前先导试验取得较好效果,油井产量是周围直井的2.5倍,水平注水井吸水指数是直井的4.3倍.研究成果为同类型油藏提高采收率提供有效借鉴.     

页岩气藏分段压裂水平井产能分析

页岩气是主要以游离态和吸附态赋存于泥页岩系统中的非常规天然气资源,游离气和吸附气含量是影响页岩气藏水平井产能的关键因素。为了研究游离气和吸附气含量对水平井产能的影响,对含气量确定方法和影响因素进行了综述。在此基础上,利用Eclipse双孔介质和对数间距网格加密方法建立了页岩气藏水平井地质模型。设计5套不同游离气和吸附气含量方案进行模拟计算,将水平井日产气量、累积产气量、游离气和吸附气日产气量、游离气和吸附气采出程度、地层压力分布进行对比分析,明确了页岩气藏游离气和吸附气含量对水平井产能的影响。研究结果表明:随游离气含量增加和吸附气含量降低,水平井日产气量和累积产气量逐渐增加;水平井初期产气量主要由游离气贡献,吸附气主要在气井投产的中后期产出;游离气采出程度远高于吸附气的采出程度,高游离气含量是页岩气藏获得高产的重要前提。     

新召东致密气藏水平井整体压裂技术

新召东井区即将进入规模评价开发阶段,需开展整体压裂研究。以基于弹性开发的气田整体采收率、井组收益率为评价指标,从井组布井方案及单井裂缝参数两个方面进行针对性研究,基于产能模拟明确布井方案及其设计思路,基于裂缝扩展模拟明确整体压裂下单井的裂缝形态。研究表明,考虑储层的非均质性时,布井应向河道沉积中部集中,可有效提高整体产能,相同井距下四井井组的产能可达到五井井组产能的94%;非均匀布井方案可提高整体产能,且井距越大非均匀布井的效果越好。根据研究结论最终确定布井方案为半缝长195m、井距690m、导流能力100mD.m、缝间距50-60m,并通过外侧两井中线的位置进行非均匀布井方案的调整。     

页岩油压裂水平井变导流能力试井模型研究

致密油气、页岩油气等非常规油气资源由于其储层渗透率低,在开采过程中往往采用水平井多级压裂技术来提高单井产量,实现经济开采.基于渗流力学,建立了考虑应力敏感、变裂缝导流能力的裂缝性油气藏多段压裂水平井试井数学模型,通过Laplace和Fourier变换等方法求得模型在Laplace空间下的无因次井底压力解;用Stehfe...     

一种新型稠油水平井注汽方法

针对水平井在注汽过程中,由于水平井段长,吸汽不均致使受热井段短,采收率低的问题,进行稠油水平井均匀注汽技术研究。根据分层注水原理,将单点注汽完善为多点注汽,通过孔眼限流,调整注汽剖面,保证水平段均匀受热,提高加热效率。应用油田统计数据,给出孔眼个数确定数学表达式,根据热学理论,建立水平段蒸汽干度分布模型及地层吸收热量与蒸汽干度降低损失热量平衡方程,确定了注汽孔眼直径,同时在注入工艺上进行改进,保证蒸汽正常注入。目前该技术已成功地在大庆油田第一口稠油水平井中应用,放喷阶段产油为该区块平均单井产油的7.3倍。测温曲线表明,水平段温度分布得到了很好的改善,实现了均匀注汽。     

红河油田水平井分段压裂技术研究

红河油田存在物性差,注水困难等问题,水平井分段压裂已成为其主导开发技术.本文对红河油田压裂液和支撑剂进行优选,并在裂缝和施工参数优化的基础上,现场应用了四种压裂工艺.实践表明,现用的裸眼封隔器压裂工艺效果较好,但不利于后期改造,而套管固井速钻桥塞压裂工艺避免了这一缺点,可大规模推广应用.下步可继续引进新的压裂工艺,为红河油田下一步深入开发和储层改造工艺进一步优化提供技术支撑.     

准噶尔盆地东部致密油水平井钻井液技术研究

准噶尔东部致密油水平井局部非储层井段地层易水化膨胀、分散或剥落掉块,长水平段钻井液携砂和润滑减阻难度大。根据地质工程特征及钻井液技术难点,提出了针对性的钻井液技术对策。通过室内实验对现场常用降失水剂、抑制剂及封堵剂等关键处理剂的评价与优选,进一步简化了钻井液配方;并强化了钾钙基钻井液的抑制和封堵性能,形成了一套适用于准噶尔东部致密油长水平井的钻井液体系。结果表明,该钻井液具有较强的抗盐、抗钙及抗钻屑污染的能力,混油后的钻井液润滑性能可满足长水平段钻井延伸能力的要求,现场应用效果良好。     

盒8致密气储层水平井体积压裂增产影响因素

 体积压裂技术形成以主裂缝为主干的纵横“网状缝”,适合低孔、低渗油气藏的储层改造。基于盒8致密气储层特征,建立应力敏感和井筒摩阻条件下的水平井体积压裂模型,数值模拟不同储层特点,分析地质条件及缝网特征对体积压裂改造效果影响。结果表明,体积压裂水平井可明显改善致密气藏渗流环境,提高单井产能;压力系数、储层渗透率主要影响体积压裂改造效果;储层有效改造体积越大,压后增产越明显;缝网宽长、裂缝导流、裂缝排布等对体积压裂改造增产效果影响依次增大。研究结果为致密气藏体积压裂优化设计和效果评价提供一定的理论依据。