盐家油田盐227特低渗深层砂砾岩长井段水平井立体缝网优化模式

针对特低渗透砂砾岩油藏储层厚度大、物性差、储量动用率低、采收率低的问题,采用长井段水平井分段压裂开发方式,最大程度节约资源,提高经济效益。针对纵向多层水平井的部署,通过压裂裂缝立体缝网优化,既实现对储量控制的最大化,又降低压裂裂缝窜通风险。

超低渗透油藏老井宽带体积压裂缝网参数优化

超低渗透油藏具有储层致密、天然裂缝发育等特征,难以建立有效的注采驱替系统,为提高单井产量,通常采用常规重复压裂,但常规重复压裂仅能增加裂缝长度,提高裂缝导流能力,而不能有效增加裂缝带宽,扩大裂缝侧向波及范围。提出了宽带体积压裂技术理念,即通过在原人工裂缝侧向开启次生裂缝或沟通天然裂缝,增加裂缝带宽,对宽带体积压裂裂缝的合理带宽进行了优化,建立了合理裂缝带宽计算方法,在此基础上采用正交试验方法对主、次裂缝的导流能力,裂缝半长等其他缝网参数进行了优化设计。结果表明:以超低渗透油藏某一井组为例,重复压裂合理裂缝带宽范围为13~46 m,其中G127-160井缝网参数最优方案为主裂缝导流能力0.15μm^2·cm,裂缝半长140 m,裂缝带宽50 m,次裂缝导流能力0.04μm^2·cm,在此方案下模拟的重复压裂可控制含水上升速度,显著提高措施累计产油量。该研究为挖潜超低渗透油藏老井裂缝侧向剩余油提供了技术思路。

超低渗透油藏压裂水平井注采缝网形式研究

为了延长压裂水平井的无水采油期、提高水平井单井产量和采出程度、降低水平井含水上升率,推导了直井注水压裂水平井开采水驱前缘推进距离计算公式,采用油藏数值模拟和油藏工程分析方法,优化了直井水平井注采缝网形式和水平段长度,研究了最优裂缝穿透比和最优排距。研究结果表明,五点法注采井网与七点法注采井网相比,阶段采出程度高、含水上升慢;均匀布缝、哑铃型裂缝和纺锤型裂缝相比,纺锤型裂缝累产量高,采出程度大,在相同采出程度下纺锤型裂缝含水率低,水驱前缘到达纺锤型裂缝的时间长,延长了其无水采油期;超低渗透油藏水平井水平段越短阶段采出程度越高,水平段长度超过500 m后随着长度增加投资回收期增大、净现金流量减小;纺锤型裂缝五点法井网在最优裂缝穿透比为0.7时的最优排距为300 m。

深层低渗透油藏水平井优化设计研究

由于深层低渗透油藏储层渗透能力低且储层发育复杂,开发难度大,为使该类低渗油藏达到经济有效开发,水平井目的层进行了精细预测研究和各项地质参数设计的优化研究。主要通过储层精细对比与划分、精细刻画砂体分布,落实岩性油藏的非均质特征,确定各目的层含油砂体的分布特征。在地质研究成果基础上,利用数模和压裂软件优化设计了低渗油藏水平井分段压裂的各项地质参数:水平井段方位、井段长以及水平井分段压裂条数、裂缝长、裂缝间隔距离和缝网优化等,最终准确设计了水平井轨迹剖面。实际水平井的成功实施证实了研究成果的适用性。

二氧化碳前置蓄能压裂在中深层低渗稠油中的应用

针对准噶尔盆地中深层低渗稠油的开发难点,将体积压裂与CO_(2)驱油技术有机结合,开展CO_(2)前置蓄能压裂提产机理研究及开发关键参数优化。实验表明,CO_(2)前置蓄能压裂有效增加了可流动原油体积,主要的驱油机理为“CO_(2)基质抽提、原油溶胀降黏、裂缝导流”。以准噶尔盆地J井区为例,开展CO_(2)前置蓄能压裂提产试验,与常规压裂相比,投产初期单井日产油量相当,但试验井压力保持程度更高,稳产能力更好,目前累计产油是常规压裂井的1.14倍,预计采收率可以提高3%,为新疆油田数亿吨难动用储量有效开发提供技术支持。