基于大数据分析的深层页岩气水平井井距优化新技术——以四川盆地南部泸州区块阳101井区为例

深层页岩气资源丰富,开发前景广阔,其合理的水平井井间距能同时兼顾单井产能最大化及井间储量的充分动用。为了解决深层页岩气现场试验和数值模拟方法在井距优化时投资及时间成本高,误差大,产能预测评价结果代表性不足等问题,以四川盆地南部泸州区块阳101井区为例,在结合数值模拟和大数据分析技术的基础上,基于不同天然裂缝三维地质模型,确定地质工程、压裂工艺条件下具有概率统计意义的压裂裂缝参数范围,并开展不同裂缝参数组合、不同井距条件下随机产能预测;最后综合考虑单井产能、平台采收率及经济效益,明确了最具代表性的合理井距范围。研究结果表明:(1)基于数值模拟与大数据分析的井距优化技术,能较好地解决天然裂缝特征差异性、压裂缝网参数不确定性对井距的影响;(2)网状缝发育区,井间干扰程度相对低,可适当减小井距以提高井间储量动用程度,设计技术经济一体化井距介于300~350 m;(3)单一方向缝发育区,可适当增加井距以保障单井产能,设计技术经济一体化井距介于350~400 m。结论认为,通过大数据的方法进行合理井距优化,是今后页岩气大数据赋能的重要趋势,该新技术在阳101井区页岩气开发实践中应用效果较好,为深层页岩规模效益开发提供了有益参考。

煤层气储层水平井钻井过程中储层伤害机理

煤层气水平井钻井过程中煤储层极易受到钻井液、固相颗粒、钻井压力等因素引起的储层伤害,本文以山西沁水盆地的2#煤层和1#煤层为例,通过室内实验研究了煤储层在钻井过程中的伤害机理。为减少和避免煤层气储层在水平井钻井过程中引起的伤害,提出了相应的预防和保护措施。

适合海上低渗气田水平井固井的柔性水泥浆体系研究

在海上低渗气田开发中,水平井固井技术的应用日益广泛,能够在相对较小的面积内穿越多层油气储层。基于此,此次简单讨论海上低渗气田水平井固井的柔性水泥浆体系研究的重要性和挑战,深入探讨其体系,以供参考。

海上油田水平井蒸汽驱工艺研究与先导试验

为探索海上非常规稠油多轮次热采吞吐后有效接替开发方式,以渤海A油田Bm井组为例首次开展了海上油田水平井蒸汽驱先导试验。针对蒸汽驱开发面临井筒安全控制要求高、汽窜防治难度大、设备吊装摆放困难等问题,开展了水平井蒸汽驱关键工艺研究,包括水平井蒸汽驱注热安全控制工艺、高温堵调工艺等,并试制了一套适用于海上的小型化/分段卧式过热蒸汽锅炉及配套水处理设备。水平井蒸汽驱先导试验项目于2020年6月进行现场实施,过热锅炉及配套水处理设备运行平稳,水平井蒸汽驱井口、井下管柱工具性能稳定,现场通过注入泡沫段塞实现了液流调控和化学堵调增效的目的。截至2022年12月底,先导试验累产油20.70×10^(4)m^(3)、累增油5.97×10^(4)m^(3),取得了良好的增油效果,为后续渤海油田蒸汽驱扩大应用奠定了基础,可为海上稠油热采高效开发提供借鉴。

北美页岩气水平井压裂井间干扰研究现状与启示

多簇布缝加砂压裂、缩短井间距、钻加密井等技术可有效提高页岩气经济开发效益,但同时也增加了水平井压裂时发生井间干扰的几率,从而影响母井、子井的产量,甚至损害井筒的完整性。为缓解川南地区页岩气开发时频发的井间干扰情况,促进规模效益开发,亟须参考借鉴北美井间干扰研究成果。为此,在系统梳理北美页岩气水平井井间干扰机制及干扰形式、诱发井间干扰的地质因素和工程因素的基础上,总结了井间干扰识别技术和预测技术、井间干扰缓解与治理措施,最后结合北美经验和川南地区页岩气特点,从干扰模式、干扰因素、风险识别与治理等方面开展了对比分析。研究结果表明:①加强天然裂缝预测技术攻关,根据天然裂缝发育情况优化井位部署设计,在天然裂缝井段强化差异化压裂参数设计;②优化开发部署设计,尽量确保同一开发单元内的井同步投产,避免因邻井先期投产压力降低进而导致井间干扰情况出现;③需要根据区内地质、工程等特征,建立不同工况下的井间干扰评价指标;④强化开展不同井间距、平台距、施工参数现场试验;⑤加强母井井间干扰复产工艺试验,探索形成有效的排采工艺,以提高排液效果,确保老井尽快复产。结论认为,借鉴北美的井间干扰研究进展和生产经验,结合川南地区页岩气自身的地质、工程条件制订差异化应对措施,对该区页岩气开发政策的制订和工艺技术的优化提供了有益的借鉴。

随钻测井地质导向技术在水平井钻井中的应用

随钻测井(LWD)与地质导向(GC)是近年来正在兴起的一种新型勘探方法,是在钻探的同时,通过与钻孔方向相匹配的随钻设备(含定向仪与随钻设备),获得与钻孔方向相一致的资料,从而实现对储层的岩性与物性的全面评估,从而实现对储层岩性与岩性的有效识别与预测。由于目前钻探技术水平的提高,气相色谱法和液相色谱法已被普遍用于水平井。在此基础上,提出了一种新的测井方法——随钻测井方法。通过对LWD与GC的简单描述,并通过具体工程案例,说明了LWD与GC在水平井施工中的作用,并对今后的工作进行了展望。

水平井钻井井身质量控制监督要点分析

目前我国70%的原油、40%的天然气依托国外进口,所以油气资源的高效开发就显得尤为重要,基于油气高效开发的硬性需求,使得水平井钻井技术在油气开发过程中得到了广泛的应用,通过水平井钻井技术的有效应用,最大程度保证了油气开采的稳定性。在开采过程中,需要做好水平井井身质量控制工作,协调好各环节的对接关系,才能使油气资源开采效率得到有效的保障。基于此,对水平井钻井井身质量控制监督环节进行了较为详尽的概述。

高温潜山大位移水平井钻井技术实践

目标区潜山属典型的裂缝型和裂缝—孔洞型双重介质油气藏,储层裂缝为高角裂缝,为提高裂缝钻遇率,有效沟通裂缝,取得工业油流的突破,对实施水平井该储层进行勘探开发。该潜山水平井采用海油陆采模式,由于潜山面预测误差大、储层埋藏深、井温高、裂缝发育、井底位移大,在钻井施工过程中存在水平井轨迹控制难度大、储层易伤害、易涌易漏等难点。针对该储层钻井施工难点,开展了高温潜山大位移水平井钻井技术的研究与应用,形成了适合于高温潜山大位移水平井的钻井配套技术,实现了该储层的规模有效开发。该技术的成功应用,为裂缝性储层、高温储层、喷漏同层地层的钻井实践提供了参考与借鉴。

地质录井技术在水平井钻井高效施工中的应用

近年来,受国际地缘政治形式和国内经济与社会发展的影响,中国对进口油气资源的依赖愈发加剧,为保证国家能源安全,国内加速了能源勘探开发步伐,为高效开采非常规油气资源,大井丛水平井设计是一种常用的方式,但是钻井过程中存在诸多问题,如密集井丛防碰、“甜点层”入靶及细分层内导向难、井壁失稳风险高、岩屑识别困难等,严重制约了大井丛水平井的高效施工,简述地质录井技术在大井丛高效钻井施工及复杂预防中的作用,对类似井的施工具有指导意义。

海上油田水平井完井防砂工艺技术研究

针对海上油田水平井完井作业防砂工艺技术问题,通过结合我国海上油田水平井开发的应用现状,首先对海上油田水平井出砂的原因进行深入分析,在此基础上,对海上油田水平井完井防砂工艺技术进行研究,为保障海上油田水平井完井作业的顺利开展奠定了基础。防砂技术的应用对于提高完井作业效率以及保障设备的运行安全十分重要,在开展海上油田水平井完井作业的过程中,受到沉积物含量高、地层压力变化、井深过浅、钻井液不当以及油井生产不当等原因的影响,出现出砂问题的概率相对较大,因此,需要从预处理技术、射孔防砂技术、垫层防砂技术、防砂筛管技术以及压裂防砂技术等工艺技术中,选择合理的防砂工艺,达到海上油田水平井完井作业防砂的效果。

北美地区页岩气水平井井距现状及发展趋势

水平井井距是经济高效开发页岩气的核心参数之一,不仅影响单井及平台开发效果,还直接决定整个气藏的储量动用和经济效益。针对北美地区各典型页岩气田水平井井距现状进行了广泛深入调研,分析了北美页岩气井距的发展趋势,梳理了页岩气井距优化的研究进展,得到如下结论:①北美各页岩气水平井井距主要集中在180~420 m之间,以201 m和402 m这2种井距为主;②2011-2017年间北美页岩气井距整体呈现减小趋势,但Marcellus、Utica、Haynesville和Barnett等主要气田的井距值均有所增加;③在小井距开发模式强烈的井间干扰和产量递减影响下,北美页岩气水平井井距存在逆向增大的变化趋势;④井距优化的主要研究方法包括现场先导试验、现场生产数据分析拟合以及数值分析模拟方法,最新研究得出的合理井距范围约为300~400 m。

低渗透油藏水平井联合井网型式研究

随着低渗透油藏储量的不断增加和水平井开发技术的不断进步,水平井在低渗透油藏中的应用逐渐向规模化发展,需要对低渗透油藏水平井的井网型式进行研究。基于低渗透油藏参数,对水平井井网型式进行了研究,结果表明:对于单纯的水平井井网,由于水平井控制面积大,不宜采用注采比过大或者过小的井网型式,平行交错五点井网较佳;而对于水平井和直井联合井网,不同注采比下井网的最终采收率差别不大,而含水率变化差别比较大,直井注水水平井采油的五点井网型式开发效果较好,同时结合分段压裂技术可以有效提高井网的采油速度和采收率;由于水平井水平段较长,水平井和直井井网布井型式更为灵活,对不同的水平井和直井特殊井网型式通过合理优化井距排距,可取得良好的开发效果。

复杂小断块油藏水平井井网开发效果研究

针对复杂小断块油藏地质构造、流体性质、油水系统等特点,通过分析研究水平井与直井夹角、渗透率、有效厚度、水平井段长度、油水粘度比、直井完井井段等因素与注采井距的关系,研究不同条件下直井注水、水平井采油和直井采油、水平井注水2种组合井网的开发规律,找到合理的井网组合形式。研究证明,油藏的采出程度随着渗透率的增加、水平井段的增长、油水粘度比的减小而不断提高,有效厚度对采出程度影响不大。采用直井注水、水平井采油的组合井网可以更充分地发挥直井和水平井的双重优势,极大地提高复杂小断块油藏的采收率。

胜利油田水平井完井技术现状及研究展望

随着水平井在油田开发中应用越来越多,水平井完井技术也成为国内外研究的热点。胜利油田根据自身特点,先后开展了滤饼酸洗工艺、筛管分段技术、水平井砾石充填防砂技术、水平井提高固井质量和安全下入的工具技术、分支水平井完井技术、实体膨胀管和膨胀防砂筛管完井技术等方面的研究,形成了较为完善的水平井完井技术体系,为油田的持续生产奠定了坚实基础。

水平井注采井网优化

为查明水平井注采井网的开发效果及其与传统直井注采井网的区别,采用数值模拟方法研究水平井注采井网部署方案。结果表明:与直井注水相比,水平井注采井网可形成线性驱动,推迟注入水突破时间、提高波及效率、改善油藏开发效果;水平井水平段压力损失影响水平井注水开发效果,平行对应反向井网考虑了压力损失的影响,可有效地克服压力损失造成的注入水局部突进现象,平行交错反向指指井网既考虑了水平段压力损失的影响,又可扩大井网控制面积,为最优的水平井注采井网;对于均质薄层油藏,水平井在油藏中位置的变化对开发效果的影响不明显。水平井注水技术在哈得4薄砂层油藏的开发中起到了降低注入压力、增加注入量、有效保持地层压力的作用,所设计的水平井注采井网应用效果良好。

水平井整体开发井网研究——以大港油区关家堡油田为例

针对大港油区关家堡滩海边际油田特殊的地理位置和油藏特点以及水平井开发的技术难点,在分析油藏地质条件的基础上,对庄海8井区水平井目的层进行了精细描述,建立了以含油单砂体为目标的三维地质模型,并运用油藏数值模拟方法,研究了影响水平井开发效果的各种因素和最佳的井网组合方式,为配套的地面工程建设提供了优化的开发方案,回避了开发风险,缩短了油田开发建设周期,提高了经济效益。

水平井全井段封固双凝防漏水泥浆技术

焦石坝地区是我国第一个非常规页岩气产能示范区。随着勘探开发的不断深入,钻遇水平段漏失井不断增多,且普遍存在承压能力低,压力窗口窄,易发生气窜的现象,严重影响固井质量。为提高易漏页岩气水平井固井质量,研究开发了一套用于水平井全井段封固的双凝防漏堵漏水泥浆,室内对该固井水泥浆体系的性能进行了评价研究。结果表明,该水泥浆不仅具有较高的水泥石强度,同时具有快速的静胶凝强度发展速度和较短的稠化转化时间,表现出较强的防窜效果和良好的堵漏效果,这对于保证固井质量以及后续完井作业具有重要的意义。该水泥浆技术目前已应用于焦石坝水平井固井作业中,成功封固3口水平段漏失严重井,水泥浆全部成功返出地面,候凝48h测井检测结果显示,水平段固井质量为全优质。

碳酸盐岩油藏水平井井网周期性交替注水技术

针对中东碳酸盐岩油藏储集层水平井线性正对注采井网注采流线方向单一导致的采油井含水率高、原油采出程度较低等问题,通过调整注采策略将水平井线性正对井网改为周期性交替注水井网以提高采收率,包括视反七点法井网交替注水、视五点法井网交替注水和周期性差异化交替注水。3种交替注水方式均改变了线性正对井网注采流动及驱替方向,且同一区域在同一个注采周期受到两个不同方向的注水流线驱替,显著提高了注水波及体积并有效动用剩余油,进而提高油藏采收率。3种井网交替注水试验在中东碳酸盐岩油藏取得了较好的开发效果,基于该油田最优交替井网型式优化注采参数,使试验井组平均单井日产油最高增加23.84m3,含水率最高降低18%;可以通过进一步优化交替井网的注采对应关系,使交替后注采井跟端距离较远,从而提高降水增油效果。图12表2参15。

州6水平井试验区整体压裂研究

州6低孔特低渗水平井试验区需压裂完井,因此必须进行整体压裂优化研究。在考虑储层渗透率的应力敏感性和启动压力梯度的情况下,建立了水平井井组的整体压裂优化模型,采用该模型首先对各水平井组进行了单因素优化,之后采用正交方案设计和模糊识别方法得到州6区块最优的水平井整体压裂方案。研究结果表明,水平井各段缝长不同,总体应按两端缝长较长、中间缝长较短设置。将整体压裂方案成果应用到了现场实践,水平井压裂后初期产量为直井的3.4倍,增产效果较好,同时也验证了该模型的合理性。

利用模糊综合决策方法优选水平井完井方式

优选完井方式时应权衡多个技术经济指标,运用模糊数学理论建立各指标的隶属函数,确定其隶属度,并应用系统工程理论中的层次分析方法,确定各指标的权重,通过模糊综合决策模型,将多个指标对优选结果的影响归属到优属度值上定量优选完井方式。优选过程均有数学计算支持,相对于以往的模糊数学方法优选结果更为客观、科学、可靠。敏感性分析结果表明,优选结果对油层厚度、水平段长度、泥饼厚度和完井投资4项因素最为敏感,建议在优选前尽量提高敏感因素的准确度,使优选结果与实际更为相符。