超稠油油藏转小井距蒸汽驱条件及时机

蒸汽驱是稠油油藏经过蒸汽吞吐开采后进一步提高原油采收率的主要热采阶段。但不是说任何时候转驱都可取得较好的效果。笔者系统研究了影响蒸汽驱开采效果的因素:原油粘度、油层有效厚度、纯总厚度比、起始含油饱和度和油层非均质性等,确定出适宜蒸汽驱开采的油藏条件。在分析稠油油藏加密吞吐后油藏条件变化的基础上,利用油藏工程数值模拟技术研究确定出超稠油油藏转小井距蒸汽驱的合理时机。

小井间距双井水溶造腔腔体扩展规律研究

搭建了双井水溶造腔的试验装置,采用室内模型实验的方法研究了不同注水流量和井间距时腔体体积扩展规律。结果表明:(1)排卤口卤水浓度随注水流量的增加而减小,腔体体积随注水流量的增加而增加;注水流量越大,盐岩壁溶蚀速率也越大,注水口溶蚀速率要大于排卤口溶蚀速率。(2)井间距对卤水浓度的影响没有注水流量明显,浓度随井间距的增加缓慢地增长;井间距对溶腔体积的影响也较小,井间距由2 cm增加为4 cm,腔体体积增长了2%,井间距由6 cm增加到8 cm,腔体体积仅仅增长了1.8%;井间距主要影响腔体的扁平程度,井间距越大,腔体形状越扁平。该研究可为现场开展小井间距双井水溶造腔提供指导。

超小井距在复杂断块油藏后期注水开发中的应用

枣园油田枣南孔一段油藏主要含油层位为孔一段的枣IV、V油组,油层平均有效厚度为58.3 m/19层;断块内有17条断层,划分为9个断块区,平均断块面积为0.19 km2。油层连通差,储层物性变化大,平面上注水井吸水状况不均衡,位于构造边部的采油井见不到注水效果,表现为低能低产,剩余油的潜力无法动用。通过室内驱替实验和理论公式计算得出,枣南孔一段油藏构造边部相对低渗区的合理井距为75 m;应用概率公式法、经验公式法及采收率-井网密度关系,计算平均井距75 m时井网水驱控制程度分别达到88.5%和89.6%,可提高最终采收率2.12%。超小井距注水首先在3个井组进行先导性试验,累计增油1 337 t,然后又在5个井组进行推广,受益油井产油量由39.1 t·d-1上升到54.7 t·d-1,增油15.6 t·d-1,累计增油2 172 t,预测油藏最终采收率从30.2%提高到31.3%。

玛湖砾岩致密油“甜点”分类评价及其工程应用

随着全球油气勘探向着深层、隐蔽、非常规拓展,国内的盆地油气勘探工作也不断有新的突破,新疆准噶尔盆地玛湖致密砾岩油藏资源富集,蕴含巨大的规模建产潜力。但是影响油藏渗流能力的因素复杂多样,同时在油藏开发中面临非均质性强,"甜点"的确定和分类评价难度大,两向水平主应力之差大,水力压裂缝形成、扩展机理认识不清,成本高、地质条件复杂等困难,以地质和工程一体化为指导思想,将研究区的地质特征和生产实践紧密结合,制定了针对该类油藏的"甜点"分类评价标准,采用了密切割体积压裂方法,探索了"长水平段、密切割、小井距、大井丛、工厂化"的立体开发技术试验等,形成了一套致密砾岩储层高效开发的技术体系,取得了良好的效果。"甜点"描述精度及三维地质模型精度的提高,显著地提升了钻完井工程效率,水平段轨迹平均调整次数由5次下降为2次,油层钻遇率达到90%以上;玛131井区平均簇间距由67m降至35m,300天平均累计产量增加37.5%。

胜利浅海小井距浅表层大井眼定向钻井技术

胜利浅海CDXA双井组型大型丛式井组浅表层大井眼定向钻井面临以下技术难点:①造斜点浅、地层松软、井眼大,造斜困难;②井数多、井间距小、井眼轨迹交叉分布,防碰和绕障问题突出;③造斜点间距小,需要定向一次成功;④井与井之间套管的磁干扰严重,井眼轨迹监测难度大。施工中灵活选用陀螺单点定向测量方法、有线随钻和MWD无线随钻定向技术对井眼轨迹实施了有效监测,采用特殊设计的动力钻具和有效的导向钻井技术确保了浅表层大井眼定向一次成功;充分利用平台丛式井组特点,施行隔水管、表层及油层交叉作业工艺,提高了钻井效率;采用优质聚合物海水钻井液体系,减少了摩阻,稳定了井壁,保证了电测及起下钻的顺利施工,减少了井下事故的发生;从而达到了安全优质快速钻井的目的。

提高特低渗透油藏注水开发效果方法研究

胜利五号桩油田桩74块属特低渗高温深埋油藏,由于注采井距大,回注污水在炮眼、井筒及地层中结垢严重,导致注采井间难以建立有效的驱动体系和驱动压力梯度。针对注水效果差的问题,在该块采用缩小注采井距、建立行列式注采井网、通过优化钻井泥浆、完井设计,实施软化污水防垢、水力压裂引效等工艺,累积注采比达到1.6∶1,油井动液面回升,取得较好的开发效果。

小井距提高低渗透油藏采收率方案优化研究——以胜利油田桩74-10-2井区为例

胜利油田桩74-10-2井区是特低渗透构造岩性油藏,在开发过程中,由于注采井距大,导致油层压降大,油井供液不足,单井产能低,注水效果不明显,开发效果较差。对该井区进行了调整方案研究,共提出了4个调整方案。结果表明,使用方案2,即当井网的井排方向与主裂缝方向错开45°角左右,井距在140～200m,注采比为1.0～1.1,压力水平保持在25.00～28.00MPa之间时,采收率可以达到28%以上。使用投资回收期法对各调整方案进行经济评价,结果表明调整方案2的投资回收期为4.33年,投资回收时间最短,经济上最合算。因而确定调整方案2为最终选择应用的方案。

小井距压裂防窜机理研究与应用

塔里木盆地克深气田井距小,压裂易窜,造成裂缝相互干扰,严重影响压裂效果,然而邻井压窜机理尚不明确。基于扩展有限元数值方法,研究了储层原地应力场及有效最大、最小水平主应力(SH,Sh)大小、方向的变化范围,分析了子井人工裂缝在扰动应力场中的延伸机理及压窜机理,并据此提出了小井距防窜压裂工艺。结果表明:母井压裂过程中,储层SH,Sh的方向均发生变化,SH,Sh值均减小,且SH值减小幅度更大;母井生产过程中,储层SH,Sh方向的变化范围减小,SH,Sh值变化幅度小;半缝长与压裂液规模呈正相关关系,与压裂液黏度呈负相关关系;储层动用面积与半缝长呈正相关关系。基于该结果,进行了B井现场施工,改造后日产气53.64×104 m3,约是改造前的3.77倍,压裂施工增产效果显著。该研究对于致密砂岩气藏的压窜机理研究、防窜工艺参数优化设计具有一定意义。

特超稠油油藏加密吞吐后转蒸汽驱可行性及矿场试验

分析归纳了河南油田特超稠油油藏主要地质特点 ,综合研究了加密吞吐后油层条件变化及蒸汽驱的开采条件 ,并针对薄层热损失大的特点 ,围绕正常蒸汽驱的形成过程和低压汽驱有利条件 ,研究了浅层特超稠油蒸汽驱的可行性。研究结果表明 :此类油藏转小井距反九点 (或反七点 )蒸汽驱 ,可进一步提高采收率 1 8.4～ 2 7.5个百分点 ;矿场间歇汽驱试验效果较好 ,表明此类油藏转汽驱是可行的。

低渗透油田小井距注CO_2方案优化研究

为解决大情字井油田水驱控制程度低,注水压力高,开采效果差以及长岭气田天然气的脱碳埋存难问题,决定大情字井油田开展小井距CO_2混相驱替试验。为研究CO_2驱油机理,提高注气开发效果,通过数值模拟技术并结合矿场试验,对开发层系划分、井网部署、注入方式、注气速度、气水段塞比以及油井流压等参数进行了优化,确定优化方案如下:确定青一段7、11、12和14小层为注气试验层;采用五点法井网,注采井距为225 m,采用气水交替的方式注入,年注气速度为0.07 HCPV,气水比为1:1,油井流压为12 MPa。经矿场实施结果表明,小井距注CO_2驱替,增油效果明显,并且试验周期短,能有效解决地层压力亏空、水驱见效慢以及砂体控制程度低等问题,并且选择物性相近,具有良好隔层的油层注气,采用气水交替的注入方式可有效抑制小井距易气窜问题,更大程度提高油田采收率。

中高渗油藏水驱后富气混相驱小井距先导试验

世界范围内大多数注气混相驱项目具有井距大、项目实施周期长的特点。为尽早获得该类油藏富气混相驱替规律,提供推广依据,用小井距井组开展先导试验。结合Eclipse组分模拟器,用灰色关联多目标决策模型对井距方案进行了优化,并对日注量、段塞大小、注入方式以及注入层位等注入参数进行了敏感性分析,给出了推荐方案。矿场实施表明,富气驱替效果明显,小井距注采井组可加快试验周期,能充分揭示矿场驱替规律。但油藏渗透性好、剩余油分散,气窜等问题严重,建议采取有利于扩大富气波及体积的非连续性注气技术加以预防和控制。

段北油藏合理井距确定及调整技术对策研究

低渗透率、低流度的段北油藏具有储集层非均质性较强及注水开发效果差的特点。为提高采收率,从合理井距的确定及建立有效注采系统两方面入手,通过实施规模井网加密、分层系开发、储集层改造、建立合理驱动压差等配套调整措施,实现了油藏的有效注水,改善了开发效果。研究结果表明,整体部署、综合调整、配套实施,注重油水井生产措施及储集层改造的有机结合,是低渗透率、低流度油藏开发水平整体提高的重要保障。

超低渗透油藏合理开发技术政策的认识与实践

近年来，随着储量品位的逐年降低，超低渗透油藏的开发成为油田开发的重点。以鄂尔多斯盆地靖安油田大路沟二区油藏为例，通过开展“小井距矩形井网、小水量超前注水、前置酸加砂压裂、合理生产参数”等开发技术政策的探讨，研究提高超低渗透储层开发效果的配套技术，并取得了一些阶段性成果与认识。现场实践表明研究区的合理开发技术政策为：采用小井距矩形部署井网，井排走向与最大主应力方向一致，井排距500m×120m；坚持“小水量、长周期”超前注水政策，超前注水量2600—3000m^3，超前注水天数为140d，压力保持水平达到110％～120％时投产；油井改造推广应用前置酸加砂压裂工艺，针对个别厚油层采用多级加砂压裂工艺技术；采油井流压控制在3．5～4．5MPa，生产压差控制在7．5MPa左右。为鄂尔多斯盆地超低渗透储层的高效开发提供借鉴。

孤东油田孤东281块特低渗油藏开发优化技术研究

孤东油田孤东281块沙河街组三段中亚段(Esm3)油藏是典型的特低孔低渗油藏,具有自然产能低的特点,但压裂后产能得到明显提高,并且有一定的有效期,产量递减符合指数递减规律。孤东281块Esm3油藏天然能量弱,弹性采收率低,并且该油藏属于低含油饱和度油藏,出现多数油井投产即含水的现象。为改变孤东281块采收率低的现状,开展了注水开发可行性评价,经济极限出产及动用厚度分析,合理井型、井网、井距等一系列开发优化技术分析;分析认为该区天然能量开发采收率为10.7%,比注水开发采收率20.6%低,并且注水开发可行性评价结果显示,注水开发具有可行性,在现有的开发政策条件下,经济极限初产为8.6t/d,布井厚度界限确定为8.0m。通过井型、井网、井距分析显示孤东281块方案适宜采用大井距小排距的矩形井网,采用大型压裂仿水平井开发,井距为600m,排距为150m。

盐穴地下储气库小井距双井自然溶通造腔工艺

为了解决盐穴地下储气库单井造腔速度慢、工期长的难题,通过调研盐矿的采卤工艺技术,借鉴盐矿对井开采溶腔的技术思路,提出了"单井建槽、自然溶通、双井对流建腔"的盐穴储气库造腔思路:基于室内对井采卤物理模拟实验,通过双井造腔连通方式与井距实验模拟,对小井距双井造腔自然溶通技术的可行性进行了分析和造腔效果预测,创建了盐穴储气库小井距双井自然溶通造腔工艺,并进行了现场先导性试验和声呐检测。结果表明:(1)利用双井可加快盐穴造腔速度,试验井比单井造腔速度提高了1.7倍;(2)要建造规则、可被检测的盐腔,宜采用小井距、自然溶通的造腔方式;(3)建造单腔有效体积为30×10~4 m^3的模拟预测方案显示,较之于单井造腔,双井造腔可缩短工期25%(约1年)、降低能耗55%左右。结论认为,双井造腔工艺在加快造腔进度、降低能耗方面效果显著,应加快对该工艺的攻关研究与现场试验,以期尽早推广应用。

小井距开发现河油田低渗油藏可行性研究

认为注采井网井距大,水驱控制程度差,采收率偏低是影响胜利油田现河低渗透油藏开发的关键,通过井间密度与水驱控制程度和采收率的关系等分析,提出了现河低渗透油藏开发的合理的井网密度。

南中块西部聚驱后注入方式优化研究

南中块西部于2004年7月份开始注聚,到2009年底该区块聚合物驱开发结束时,聚驱阶段提高采收率11.6%,采出程度只有50.34%,地下仍有近一半的储量没有开采出来。从喇嘛甸油田一类油层直接转入后续水驱区块效果看,无效循环严重,采收率提高幅度只有3.61%。为最大限度地改善区块开发效果,在砂体精细解剖基础上,结合注聚后期剩余油分布特点,开展聚驱后注入方式研究。

小井距调整在低渗透油藏中的研究及应用

为了提高低渗油藏宝浪油田B区块Ⅰ+Ⅱ油组非主力层注水开发效果和剩余油动用程度,针对工区开发中存在的问题,应用渗流力学理论开展了小井距调整可行性论证,在整体部署的基础上选取3个井组进行先导试验,并对实施效果进行了分析。结果表明:①B区块Ⅰ+Ⅱ油组非主力层地质储量为303.29×104 t,采出程度较低,为10.8%,水淹程度相对较低,为36.85%;②小井距试验井网形式为不规则四点法或五点法面积注水井网,井距确定为150~200 m;③3个井组先导试验合计增油8186.9 t,其中宝1315井组效果显著。以上成果认识为挖潜老油田剩余油潜力提供了广阔空间。

玉门油田水平井固井技术

针对玉门油田水平井开发、多级压裂的作业特点,以建立长期有效的层间封隔为目标,通过开展固井材料、水泥环失效分析和固井工艺技术研究,开发了驱油前置液、增韧防窜水泥浆、水泥环完整性评价等固井技术。通过工艺配套和材料集成,形成玉门油田水平井开发固井技术。2015年以来,在玉门油田完成全部水平井固井应用7井次,固井一次合格率为100%,优质井4口。已投产的3口水平井,压裂后平均含水率在30%以下,比同区块的井位明显降低。该技术还在玉门油田小间隙固井推广使用8井次,固井优质率达到了75%。水平井固井技术取得了良好的应用效果,该项技术具有广阔的市场应用前景。

小井距条件下聚驱开发压裂时机研究

通过开展小井距条件小聚驱开发压裂时机研究,给出了压裂选井选层条件。