摘要:

在调研国内外特低渗透油田井网部署现状的基础上,结合大庆油田现有井网开发实际,分析影响大庆外围特低渗透油藏开发效果的主要因素.通过设计不同井网系统参数与人工裂缝参数的组合方案,使用油藏数值模拟方法,对各种不同裂缝组系(在有利扫油方位)与井网的组合关系所预测的单井产量、含水、采出程度,以及所预测的投资回收期等进行综合衡量,获得井排距与水力裂缝缝长、导流能力等匹配的最佳方案.压裂、注水、采油整体优化方法在大庆肇源油田源121区块应用,取得了较好的效果.

摘要:

大庆油田累计套损井近万口,为了动用这些压裂程度低、剩余油相对富集的潜力井,开展了多级大规模压裂工艺研究.通过有限元软件分析胶筒肩部角度、长度与应力之间的关系,并通过油浸实验验证了胶筒在大形变下的耐温承压性能;应用自编软件优化调整关键部件尺寸,设计了工艺配套工具.最终确定了小直径封隔器胶筒肩部角度50°,长度550 mm;小直径喷砂器能够针对套管内径大于 ?104 mm的套损井进行施工,工艺覆盖率提升至70％;新型锚定工具可确保工具通过套损点并使管柱稳定;双功能防喷封隔器能够实现目的层封隔及油管防喷.现场试验结果表明,该工艺及配套工具能够用于套损井压裂,单趟管柱可压裂5层,砂量289 m3,初步实现了套损井大规模压裂施工.

摘要:

致密砂岩油藏大规模压裂水平井可采储量是评价水平井开发经济效益的关键,而水平井累计产油及最终采收率与单井控制可采储量有关.利用产量递减法、采油速度法和试井解释3种方法估算了大庆外围T1试验区致密油藏大规模压裂水平井可采储量.结果表明:致密油水平井大规模压裂获得较高产量,但产量递减快,平均采油速度由第1年的2.4％降到第3年的1.1％,66.78％的可采储量在前3年采出;产量递减法和采油速度法预测单井平均可采储量分别为1.31×104t和1.28×104t,解析试井法预测单井平均可采储量为1.11×104t.3种方法预测得到的单井可采储量可作为大规模压力水平井开发效果重要指标和选井依据,对可采储量低的井,建议在精细地质和工程一体化研究基础上,采取有针对性重复压裂和能量补充等措施,进一步改善开发效果.

摘要:

X油田特低渗透油藏储层平均埋藏深度2300 m,平均渗透率仅为2.1 mD,在开发过程中多数断块单井日注水低于15 m3,采油速度低于0.3%,严重制约该类油藏的规模上产.为实现该类储层的有效注水开发,引入了大规模压裂技术,在对大规模压裂提高单井产量及缩小注采井距主要机理研究的基础上,进行了压后水驱动态模拟,确定了大规模压裂井具有初期产量高、注水受效快、见效后含水上升快的水驱开发特征.针对压后水驱开发特征,提出了"邻井错层、隔井同层"的压裂方式及压后提压与周期注水相结合的注水能量补充方法.研究表明:大规模压裂技术可使单井产量提高至常规压裂的2.0倍,通过压裂设计及注水补充能量方式的优化可使水驱采收率提高至26%,实现了特低渗透油藏的有效注水开发.

摘要:

为了解决致密储层在开发中存在的注水井吸水能力低、油井单井产量低、递减快等问题,在海拉尔盆地B油田优选12口油井,开展了多层段大规模压裂技术试验.该技术通过扩大裂缝与油藏的接触面积,增大井筒与地层的连通能力,提高压裂效果.试验结果表明:通过可降解纤维网络加砂工艺,优选陶粒和覆膜砂作为支撑剂,滑溜水为前置液,冻胶为携砂液,能够形成3~4条分支缝,波及体积是常规压裂的3~5倍;大规模压裂后,油井产液层数比例、产液厚度比例和产量等均有较大幅度的提高;周边注水井的吸水量和视吸水指数增加,开发状况得到明显改善;单井控制储量、单层厚度大于2m的储层所占比例、储层物性、地层能量保持水平以及压裂施工规模等对大规模压裂技术的增产影响较大.该研究成果对实现海拉尔油田及其他类似油田的高产、稳产具有十分重要的意义.

摘要:

海拉尔盆地断块多、储层低渗透、物性条件复杂,由于非均质性强导致井网条件下常规压裂单一裂缝效果差.以完善注采关系和形成有效驱动体系为目标,基于对复杂岩性储层应力场变化规律的认识,研究了缝内转向形成多裂缝机理.通过优化转向裂缝条数与尺寸,应用缝内暂堵工艺方法,形成了大规模缝内转向压裂技术.该技术主要特点是能够扩大裂缝与油藏的接触面积,增大井筒与地层的连通能力,增强压裂效果.现场试验井压后平均单井增油6.6 t/d,同时水井降压增注效果明显,形成了完善的注采关系.