特低渗透裂缝型油藏矩形井网开发的实践

首次采用井排平行于人工裂缝延伸方向、排距 1 5 0 m、井距 45 0 m的矩形井网对安塞油田坪桥北区特低渗透裂缝型油藏进行了注水开发部署 .注水开发试验表明 ,井网部署合理 ,人工裂缝是影响注水开发的主要因素     

裂缝在吉林两井低渗透砂岩油田开发中的作用

在研究吉林两井低渗透砂岩油田裂缝分布特征与发育规律的基础上，探讨了裂缝对该区油气富集规律、可动流体饱和度分布、渗流作用、开发井网部署、注水效果和压裂缝展布等方面的影响。结果表明；该区主要发育4组高角度构造裂缝，由于各组裂缝密度及现应力场影响下的开度不同，引起裂缝渗透各向异性。随着裂缝密度增大，油气的富集程度和可动流体饱和度增高。在注水开发中，由于裂缝的高渗透性、渗透率非均质性和压力敏感性特征，影响油田开发方案的部署。天然裂缝控制了整个渗流系统，人工压裂缝主要起改善东西向渗流通道的作用。各组天然裂缝及其渗透性的综合评价，是该低渗透砂岩油田合理开发的主要地质依据。     

裂缝在吉林两井低渗透砂岩油田开发中的作用

在研究吉林两井低渗透砂岩油田裂缝分布特征与发育规律的基础上 ,探讨了裂缝对该区油气富集规律、可动流体饱和度分布、渗流作用、开发井网部署、注水效果和压裂缝展布等方面的影响 .结果表明 :该区主要发育 4组高角度构造裂缝 ,由于各组裂缝密度及现应力场影响下的开度不同 ,引起裂缝渗透率各向异性 .随着裂缝密度增大 ,油气的富集程度和可动流体饱和度增高 .在注水开发中 ,由于裂缝的高渗透性、渗透率非均质性和压力敏感性特征 ,影响油田开发方案的部署 .天然裂缝控制了整个渗流系统 ,人工压裂缝主要起改善东西向渗流通道的作用 .各组天然裂缝及其渗透性的综合评价 ,是该低渗透砂岩油田合理开发的主要地质依据     

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。     

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。     

低渗储层非线性渗流规律对油田开发的影响分析

以室内岩芯实验为基础,建立了五点井网非均质地质模型。应用研制的特低渗透油藏非线性渗流数值模拟软件研究非线性渗流规律对油田开发的影响。将考虑储层非线性渗流规律和达西渗流规律的模拟结果进行对比分析。研究结果表明:非线性渗流规律降低了储层的吸水能力,加剧了储层非均质性对开发的影响,降低了油田的整体开发效果。渗透率较低非线性程度较强储层水驱效果变差,油井见水时间滞后,含水率低;注水沿人工裂缝方向推进速度与达西渗流模拟结果相差不大,垂直人工裂缝方向推进速度变慢。低渗透油田开发及合理井网部署需考虑非线性渗流规律。     

下寺湾油田延长组储层裂缝特征及对注水开发影响

为了明确下寺湾油田延长组储层裂缝发育特征,提高高产裂缝井勘探及注水开发效果,通过岩芯、显微薄片多尺度裂缝描述及常规测井裂缝识别,并结合注水开发动态,分析储层裂缝特征及其注水开发影响。研究表明:下寺湾油田延长组储层裂缝发育,微裂缝面孔率约占0.5%~1%,以高角度未充填张性构造裂缝为主,主要分布在柴窑及美泉一带;裂缝在各个层位均有发育,且自下而上具有很好的连续性;主要发育三组裂缝,其中以北东80°最为发育,造成注水见效快,见水快,水淹快。通过以上研究认为控制主方向裂缝的注水强度、周期注水、井网优化,最终形成不等井距的沿裂缝线状注水井网是裂缝发育区注水开发和改善特低渗储层注水开发效果的综合调整方向。     

南泥湾油田长4+5,长6油藏裂缝监测应用研究

南泥湾油田长4+5、长6储层属于特低渗、低压油藏,压裂是油藏开发最主要的措施。通过在南泥湾油田长4+5、长6储层选取有代表性的20口压裂井进行水力压裂裂缝检测及井下压力-温度检测,确定压裂裂缝的形态、方位、高度、产状及压裂液的滤失系数、液体效率等,为南泥湾油田压裂评价及注水开发工作提供依据,同时也为其它区域的开发井网部署、压裂参数优化、扩边勘探、旧井转注等工作提供依据。     

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。     

CK油田C42井区人工裂缝对注水开发效果的影响分析

CK油田属于低渗透油田,由于储层孔喉细小,物性差,渗透率低,必须进行压裂改造,使其产生具有足够有效长度和高导流能力的人工裂缝,从而形成相对高产储层.该文以C42井区为例,首先采用动态分析法评价了人工裂缝对注水开发效果的影响,在此基础上对该地区裂缝开启压力进行研究,研究结果将对此类油田的开发有一定的指导意义.     

鄯善油田裂缝体系及对注水开发效果的影响

目的 为较好地开发鄯善油田,研究了裂缝对油田开发的影响。方法在研究鄯善油田宏观裂缝和微观裂缝特征的基础上,采用岩心古地磁定向和倾角测井解释。结果确定了该区裂缝方位主要为NE和NW向,是燕山构造运动时期形成的;分析了天然裂缝的有效性,探讨了天然裂缝对人工压裂的影响,认为NW向天然裂缝与现今最大水平主应力方位夹角很小,压裂裂缝主要沿NW向开裂;最后分析了裂缝对注水的影响。结论在布井时应避免沿天然裂缝和最大水平主应力方向布置注采井,注水压力应低于地层破裂压力。     

含裂缝低渗透油藏井网调整平面波及效率研究

合理部署注水开发井网以及研究低渗透油藏的水驱油渗流规律是经济有效地开发低渗透油藏的前提条件。通过对物理模拟结果的灰度处理,对比正方形反九点井网和菱形反九点井网的平面波及效率,优选出适用于含裂缝低渗透油藏开发的基础井网。通过对比正方形反九点井网与菱形反九点井网,发现:含裂缝低渗透砂岩油藏中,菱形反九点面积井网能有效扩大平行于裂缝方向的注采井距,缩小垂直于裂缝方向的注采井距,可有效改善平面上各油井的均匀受效程度,延缓角井水淹时间。开发后期,角井含水较高,基础井网不能满足开发需要时须适时进行加密转注调整。通过对比三种加密调整方式的面积波及系数,优选出适合含裂缝低渗透油藏的加密调整方案,有效指导含裂缝低渗透油藏的开发。     

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。     

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。     

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。     

页岩油藏“密切割”体积改造产能影响因素分析

密切割"水平井体积改造是开发页岩油藏的有效手段，裂缝间距和井距是"密切割"水平井体积改造设计的关键环节。基于Comsol建立了离散裂缝网络数值模型，对"密切割"体积改造油藏进行仿真模拟，研究了裂缝间距、井距、裂缝复杂程度对增产效果的影响。结果表明，针对目标油藏，裂缝间距由30 m缩短至10 m，单井累计产量可提高到原来的1.63倍；布置加密井，将井距从400 m缩短至200 m，目标储层年产量可提高51.17%；生产初期，复杂缝单井比简单缝单井90 d累计产量高39.80%。鉴于人工裂缝呈现非均匀充填的特征，采用等效加密方法表征的裂缝无法反映这一特点，研究了远端无支撑裂缝对改造效果的影响，发现远端无支撑裂缝对单井年产量的影响可达4.38%。"密切割"水力压裂矿场试验显示，采用细分切割的方法缩小裂缝间距，能够有效地提高油井产能，单井年产油可提高79.70%。     

低渗透油藏改善注水开发策略研究

王广、西区、东区、黄场油田低渗透油藏,发育北东和北西两个方向的自然裂缝和人工裂缝,影响了注入水的推进规律,使得在裂缝不同部位的油水井呈现出不同的注水开发特征,产生了不同的开发效果。通过早期注水,掌握合理的注采比及不稳定注水、高压注水等工艺,提高了油藏的产量和采收率,收到较好的开发效果。     

延安地区长6油层组裂缝特征研究

目的了解延安地区长6油层组裂缝特征及其对油田开发的影响。方法采用野外观察、井间示踪剂、动态注水、压裂等方法进行裂缝识别研究。结果该地区裂缝主要方向为NE向,EW向次之;砂岩厚度和裂缝密度成负相关关系;生产井排方向应垂直裂缝走向,布井时在平行裂缝走向应加大井距,垂直裂缝走向缩小井排距离,避免裂缝对其他生产井的弱效作用。结论注水压力应低于地层压力且注水井不要压裂;裂缝可对垂直其方向的生产井减弱注水效果,造成部分井水淹。     

玛湖致密砾岩油藏注烃类气混相驱油藏数值模拟

玛湖凹陷地区衰竭式开发直井初产高、递减快,常规注水开发不适应,通过注烃类气转换开发方式,可以大幅提高采收率。利用细管法测定注气试验区最小混相压力为41.71 MPa,玛湖地区目前地层压力条件下普遍可以实现混相驱;根据玛湖地区储层特征及地质力学参数,同时将天然裂缝及人工描述参与模拟,优化裂缝展布形态,建立了三维压裂缝网模型;基于压后缝网模型开展布井方式、注气速度及气驱油藏动用规律研究。结果表明,水力压裂平均缝网长轴173.90 m,最长846.90 m,短轴6.44 m;采油井部署井轨迹距顶2/3厚位置,气体波及范围更大;以维持混相为目标优化注气量,设计前10 a水平井单井日注气5.5×10⁴ m³,后10 a日注气4.0×10⁴ m³,试验区采收率可达22.5%;注入烃类会优先沿着采油井压后长压裂缝驱替,优先动用该区域原油,造成注气波及范围不均匀;随着烃类气体的注入,沿驱替前沿原油黏度大幅降低,同时,由于注入烃类气体与原油发生混相,通过蒸发气驱作用,注气5 a后采油井SRV范围内剩余原油黏度明显增大。此研究可以有效指导玛湖注烃类气体提高采收率试验现场开发技术政策制定。     

砾岩油藏裂缝特征及其对开发效果的影响——以克拉玛依油田八区下乌尔禾组油藏为例

 针对克拉玛依油田八区下乌尔禾组油藏裂缝分布复杂、孔隙度低、非均质性强的特点,综合岩心、测井、生产动态资料分析油藏裂缝特征、控制因素及其对油藏开发效果的影响,提出了裂缝型砾岩油藏开发调整的措施建议。首先从岩心及成像测井资料分析入手,确定了砾岩储层发育的裂缝类型及特征。然后通过分析区域构造演化、应力场变化及沉积岩石类型与裂缝形成的关系,揭示了裂缝形成的主要控制因素,确定了裂缝主要走向,总结了裂缝的分布规律及平面展布形态。最后结合注采井组的生产动态资料,分析了裂缝对开发效果的影响,提出了裂缝型砾岩油藏在注采井网调整、加密井设计、注水参数选取等方面的技术政策。分析结果表明,裂缝的发育程度和分布规律既是油气富集程度和油井产能高低控制因素,又是导致油藏水淹水窜、高含水开发的主要因素。而采用注采井排与裂缝走向的夹角在45°左右、低注水量的小井距五点法线状注水的井网方式可以有效提高特低-低渗透裂缝型砾岩油藏的开发效果,具有一定的应用推广价值。