临兴致密砂岩气藏直井缝网压裂可行性定量分析

目前,临兴致密砂岩气藏主要采取直井压裂,但压后产量普遍达不到预期效果,对此,需要借鉴页岩气藏缝网压裂的成功经验,以探索直井缝网压裂是否可行。根据缝网形成的理论条件,对临兴致密砂岩气藏直井缝网压裂可行性进行了定量分析。分析了临兴致密砂岩气藏天然裂缝发育情况、地应力差异和岩石矿物组成等储层物理特征,认为该气藏具有实现缝网压裂的客观条件。同时,从水力压裂工艺方面,根据压裂诱导应力的计算结果,并与地层水平主应力差进行了对比,认为采取合理的缝内暂堵转向后,能够实现直井缝网压裂。上述2个方面的分析表明直井缝网压裂完全可行,这将为致密砂岩气藏的高效开发提供重要的技术支撑。     

高温裂缝性凝析气藏压裂技术研究

针对安棚深层系特低孔特低渗高温裂缝性凝析气藏压裂的难点,研究确定了压裂液配方。根据压裂裂缝温度场模拟计算结果,研究了变浓度压裂液优化设计技术,既可保证压裂施工携砂的需要,又可实现压裂液的迅速破胶和快速返排,避免对储层的伤害;研究了在前置液中段塞式加入粉陶降滤技术,解决了压裂过程中砂堵的难题,从而保证压裂效果。通过压裂设计优化及配套斜率式加砂和裂缝强制闭合技术,提高气井的产能。现场应用后取得了明显的增产增储效果,为安棚深层系凝析气藏的开采提供了技术支撑。     

低渗气藏数值模拟产能评价法研究

产能测试是评价气藏产能的最直接手段,但对于低渗气藏的气井,较难获得准确的产能。为了能有效地对该类气井进行产能评价,笔者通过研究,建立了一种低渗气藏产能评价的新方法,即数值模拟产能评价法。该方法是利用精细的地质建模、油藏数值模拟及产能评价相结合的一体化方法。该方法通过实践应用,能快速对低渗气藏的产能做出基本评价,为低渗气藏的产能评价提供一种新的手段。     

生产测井技术在低产水凝析气藏出水层位识别中的综合应用

气井出水导致单井产气量急剧下降,降低气藏的采收率。及时有效识别气井出水点,封堵出水层位,对控水增气及提高气藏采收率至关重要。东海地区为凝析气藏,单井产气量高,产水量低(10m~3/d左右),常规生产测井资料无明显出水特征,不能识别出水层位。当储层压力低于露点压力时,凝析气藏存在反凝析现象,进一步加大气藏出水识别的难度。生产测井技术是识别气井出水的有效手段之一,针对东海地区油气藏开发中存在的难题,通过对东海地区多口井生产测井资料深入分析,总结出一套适合东海地区的低产水凝析气藏出水层位识别方法。基于东海油气藏特征及地层水类型,提出了通过自然伽马对比法、温度测井法、产出剖面测井与饱和度测井技术结合的方法综合识别出水层位。研究结果表明,当气藏水型为氯化钙等高矿化度地层水时,可以通过对比生产测井自然伽马与裸眼井自然伽马曲线准确识别出水层位;在边底水自然水驱的气藏中,温度曲线可以较好地识别出水层位;饱和度测井可通过监测气藏含气饱和度变化识别出水层位。这3种方法都有一定的适用条件,出水层位识别需结合气藏实际开发情况,选择符合区域规律的方法。     

裂缝性特低渗透砂岩油田注水开发调整对策——以大庆长垣外围他拉哈油田英51区块为例

裂缝性特低渗透砂岩油田普遍存在压裂井含水上升快、层间矛盾突出,而未压裂井难受效、产量递减快的特点。以大庆长垣外围他拉哈油田英51区块为例,通过油田生产动态分析及静态裂缝研究,提出了裂缝性特低渗透砂岩油田注水开发调整的几点建议。     

苏里格低渗气藏水平井压参数优化分析

为了保证水平井开发效果，达到提高气藏产能和采收率的目的，以区域地质特征为基础，通过数值模拟的手段，建立单井数值模型，对苏里格气田苏6井区压裂水平井裂缝参数，包括裂缝半长、裂缝间距、裂缝条数和裂缝夹角等影响因素进行了优化研究。研究结果表明，总体而言，产量随着裂缝长度、间距、数量和夹角的增加而增加；裂缝长度大干120m以后，产量增加的幅度明显变缓，建议裂缝半长在50-60m之间，裂缝间距250m，6条裂缝且两端裂缝位置应使边界距离至少大于裂缝间距；在同等裂缝长度下，供给区域小，产能较高；在无预知裂缝方位情况下分段压裂的间距要求不小于设计缝长。     

海拉尔盆地复杂断块油藏不同岩性储层开发调整技术

结合海拉尔盆地储层地质特征和开发现状,分析了其不同岩性储层开发中存在的问题。海拉尔盆地属于复杂断块油藏,具有含油面积小、断块破碎、构造倾角大、扇三角洲沉积、非均质性强、油层变化快等地质特点,储层岩性包含砂砾岩、裂缝性潜山、含凝灰质砂岩及特低渗透致密砂岩储层。投入开发以来,受复杂地质条件影响,砂砾岩油藏含水上升快、潜山油藏底水锥进快,含凝灰质储层特低渗及致密砂岩储层水井注入困难,难以建立有效驱动体系。针对不同岩性储层暴露的开发矛盾,以油藏精细描述为指导,实施井网加密、注聚调剖、周期注水、注CO_2混相驱及大规模压裂等调整对策。通过近10年开发调整,改善了海拉尔盆地复杂断块油藏开发效果,形成了一套适合海拉尔盆地复杂断块油藏不同岩性储层的综合调整技术。     

盘古梁长6油藏见效见水特征分析

盘古梁长6油藏是一个特低渗、低压、低丰度的"三低"岩性油藏,天然微裂缝和人工压裂裂缝发育,随着开发的不断深入,油藏进入中含水开发阶段,含水上升速度加快,主侧向井矛盾加剧,持续稳产难度加大。结合油藏地质特征与生产特征,该油藏见效特征规律分3种类型(上升型、稳定型、见水型),以见效稳定型为主。见水特征规律为大部分油井含水处于较低水平,产能较高,但伴随着含水率的升高,单井日产油量逐渐减小,且下降幅度较大。分析见水原因主要包括:裂缝沟通造成主向井含水快速上升;高渗带的影响;由于物性不均造成水驱不均,导致油井见水;中部高采出程度井含水上升;产液强度偏大造成含水上升。通过研究中含水开发阶段的见效见水特征并制定相应的治理对策,对油藏持续稳产具有重要意义。     

重复压裂裂缝转向技术在头台油田的应用

头台油田属于特低渗透油田,大部分井都要压裂投产,随着开发的进行,老井产量递减很快,往往需要重复压裂,但重复压裂只是延伸原有老裂缝,增油效果差。利用重复压裂裂缝转向技术对老井进行改造可以取得很好效果。阐述重复压裂裂缝转向的技术原理,并进行了现场压裂试验。现场压裂试验表明,该技术可以取得良好的增产效果。     

徐深气田钻井设计的优化

结合徐深气田火山岩气藏的地质特征,提出了钻井施工中井壁稳定性差、裂缝发育造成的漏失严重、储层高含的CO2气体易腐蚀套管及钻井作业条件苛刻等技术难点。徐深气田营城组安全钻进的密度窗口很窄,控压钻井更适合于控制井涌、井漏现象,从而提高了井控安全性。通过从控压钻井设计、井身结构、钻井液体系、提速工具等方面优化钻井设计,2015年徐深气田的7口设计井节省费用3000余万元,这对今后徐深气田的开发有一定的指导意义。     

致密砂岩气藏压裂液体系对储层基质伤害性能评价

致密砂岩气藏由于其低孔低渗的储层特性,必须通过压裂增产措施才能实现其经济产能。以延安气田山西组致密砂岩气藏为研究对象,探讨了致密砂岩气藏压裂液评价方法,并进行了压裂液滤液对储层岩石基质渗透率伤害率和压裂液伤害后核磁共振测试试验;研究中基于压裂液与地层流体及工作液的配伍性研究,对压裂液的乳化率和残渣进行了测定,筛选出了3种适用于延安气田致密气高效开发的压裂液体系。基于岩心伤害测试评价和核磁共振测试评价表明,羟丙基胍胶(一级)弱碱性压裂液体系、羟甲基羟丙基胍胶酸性压裂液体系、黏弹性表面活性剂VES体系虽均能满足延安气田压裂液作业要求,但是对比其他2种压裂液体系,羟丙基胍胶(一级)弱碱性压裂液体系具有低伤害、低残渣和高返排的优势,建议采用羟丙基胍胶(一级)弱碱性压裂液体系作为延长致密砂岩气藏储层改造的工作液体系,为该油田储层保护和有效开发提供支持。     

低渗储层微观特征对压裂产能的影响分析

通过A气田已压裂井储层岩石学特征、孔渗物性特征、孔隙及喉道类型、孔隙结构类型等储层特征及压汞和气水相渗等资料,研究了储层特征对压裂效果的影响,明确了渗透率决定压后产能、含水饱和度决定压后产水的规律。低渗储层渗透率主要受粒度、填隙物、微观孔隙结构和成岩作用等方面的影响。分析结果表明,当储层的含水饱和度接近相渗分析的束缚水饱和度时,压后产大水的可能性不大;含气饱和度接近相渗分析的残余气饱和度时,压后以产水为主。为提高A气田低渗气藏压裂效果,压裂选层时应重视渗透率、含水饱和度的求取。     

特低渗透油藏水平井整体压裂裂缝参数优化

在特低渗透油藏水平井分段压裂数值模拟过程中,模型网格对压裂缝的描述精度直接影响了模拟仿真程度。采用整体PEBI网格方法,以牛圈湖油田东Ⅱ井区为例,进行了水平井整体压裂开发井组油、水井裂缝匹配关系以及裂缝半长和导流能力的优化研究。研究发现,压裂缝的导流能力与裂缝半长综合影响油井产能,但两者作用阶段存在差异;在低导流阶段,油井产能主要受裂缝导流能力影响,受裂缝半长影响较小;而高导流阶段,油井产能主要受见水快慢影响,即受注水井裂缝端部间压力梯度的影响。     

低渗透油藏非达西自发渗吸模型研究

我国的低渗透油藏分布广、储量大,但物性较差,开采难度较大。自发渗吸可促进裂缝中的水吸入基质从而驱替原油,是水力压裂后形成的裂缝性低渗油藏重要的采油机理。现有模型仅研究了线性渗流下的自发渗吸理论,在前人研究的基础上,考虑非达西效应和启动压力梯度,通过对塑性管流方程进行改进,建立了针对低渗透油气藏的自发渗吸模型,并对该模型进行求解。对比发现,在低渗条件下,新模型相较于Washburn等人基于达西定律推导的常规自发渗吸模型更能体现低渗非线性特征,对分析水驱油影响因素、提高水驱采收率具有重要意义。     

半潜式平台压裂测试技术创新与实践

由于海上平台作业空间和承重受限,高压及设备多、大、重所带来的安全性和可操作性低以及潮差对半潜式平台升沉等因素影响,在海上平台对低孔低渗油气藏进行储层压裂改造面临很大困难和挑战。惠州XX-2井是中海油的第一口压裂测试油井,通过该井压裂测试的成功实施,形成了压裂管柱补偿技术、压裂管柱重复试压技术、压裂测试施工配套技术和地面出砂处理技术等一系列技术创新与应用,为海上半潜式平台进行储层压裂改造测试作业提供了实践经验,对突破海上低孔低渗油气藏的勘探开发具有重要意义。     

厚层非均质气藏避水方案研究

海上某气田W气藏为一厚度超过100m的边水气藏,储层非均质性强,平面及纵向上物性差异均较大。由于厚层非均质水驱气藏的特殊性,目前有关制定该类气藏开发技术方案中如何避水的经验或方法相对较少。研究主要从开发井井型选择、开发井井位和射孔层段、采气速度等方面进行了优化研究,结果表明实现W厚层非均质气藏有效避水措施主要有:选用直井与大斜度井相结合的井型;保持气藏西侧定向井距内含气边界距离600~1000m,避射气藏底部1/5~1/3层段;控制构造高部位开发井的采气速度在6.5%~7.5%,边部位开发井采气速度在3%~4%。     

低渗透油田水平井快速找水技术研究与应用

长庆油田水平井通过压裂改造的技术攻关,单井产量提高至定向井的3倍以上,已成为低渗透油田转变开发方式的重要技术手段。但受非均质程度、裂缝展布、边底水分布等因素影响,水平井部分井段水淹,含水快速上升、单井产量突降,严重影响水平井开发效益。针对上述问题,攻关研究形成了井下取样找水技术和单封拖动管柱找水技术,实现了多段压裂水平井快速低成本找水,为水平井控水增油措施提供了可靠依据。     

基于多元线性回归的开发井绝对无阻流量预测

对于新钻开发井,气井绝对无阻流量的大小是决定新钻井能否实施的关键指标,所以准确、快捷地预测气井绝对无阻流量对于气藏储量动用、提高采收率具有重要意义.目前绝对无阻流量是通过气井投产后采用稳定试井获得,对于未钻的井现场多数采用类比法,但精度低,影响钻井决策.针对绝对无阻流量预测的问题,首先开展了绝对无阻流量影响因素的渗流理论分析以及与实际生产动态特征的相关性分析,以此为基础,利用多元线性回归方法开展了绝对无阻流量与各地质参数的定量关系研究,建立了新钻开发井绝对无阻流量与不同参数的预测模型,并对不同模型进行了统计学检验以及实例检验.结果表明,影响绝对无阻流量的主要因素主要有地层系数(kh)、地层压力(pe)、孔隙度(φ)、动态储量等,各因变量之间不存在共线性,建立的4种模型中以kh、pe两个参数建立的预测模型在对新钻开发井的实际预测中精度较高,预测模型中需要的参数kh、pe在现场生产中也容易获得,计算方法简单快捷,解决了新钻开发井快速预测问题,为新钻开发井是否实施提供了依据,因此,该方法对气藏打开发井、特别是低渗透气藏后期补打开发井的决策中具有一定的实践意义.     

彭水地区地应力方位与页岩气水平井轨迹走向关系研究

水平井是有效降低页岩气开发成本、最大化改造页岩储层的钻井技术。水平井压裂形成的缝网体系主要受储层天然裂缝与人工裂缝的夹角、岩石力学性质、水平井主应力方位、水平应力压差等因素的控制。选择最小水平主应力方向钻探水平井，能在压裂时形成较为复杂的网状裂缝，提高产量。本文以彭水页岩气区块为例，通过不同地应力方位测定和计算了最大主地应力方位，并以此为依据确定水平井钻探方位。钻探及压裂实践证明，采取该方法实施的水平井在页岩储层体积改造中有较好效果，在国内率先获得了3．8万方产量．拉开了中国页岩气水平井开发的序幕。     

靖南丛式井快优钻井技术研究

G66-14井组是靖南区块近年来最大的井场,共布井3口,其中含1口探井和2口定向井。针对该区块地质难点,结合普遍缺乏定向井施工经验的实际情况,提出丛式井快优钻井技术,施工过程中通过优选钻具组合、钻头和螺杆、细化轨迹控制、预防井下复杂以及严格井控管理等技术措施,实现了安全、快速、优质和高效钻井。以高桥25-88井为例,实施定向井轨迹控制,精确中靶,井身质量合格。