注水新区开发部署研究

SG油田为低渗普通稠油油藏,目前没有有效开发,区块试油试采井生产效果较好,但天然能量产能低、压裂效果突出,需要压裂及补充能量开发。对比相似区块及结合本区块的储层特征,科学部署,形成以注水吞吐为主的生产形式,全面部署,提高区块的采油速度。     

页岩气开发集成压裂装置研制及运用

页岩气是从页岩层中开采出来的天然气,主体位于暗色泥页岩或高碳泥页岩中,页岩气是主体上以吸附或游离状态存在于泥岩、高碳泥岩、页岩及粉砂质岩类夹层中的天然气。美国已经对页岩气的勘探开发有80多年了,且已经实现页岩气进行商业性开采,成为一种重要的天然气资源。我国页岩气正处在起步阶段,随着这几年的大力开发,已经在我国的西南地区形成了涪陵礁石页岩气区块、长宁宜宾页岩气区块、内江威远页岩气区块、自贡荣昌永川页岩气区块,这些区块都实现了较大的产量输出和商业价值。页岩气的生产对地层的压裂最为关键,是能否实现量产的关键。作为压力设备的选用、优化直接关系到压裂成本的控制。采用集成性压裂装置有利于节约压裂成本,减少场地占用空间,减少压裂管线的配备,美观大方,操作简便。通过实验和现场使用,能满足页岩气平台压裂的使用要求,具有广阔的运用前景。     

煤层气储层压裂技术参数确定与规范

通过分析总结国内外相关煤层气储层压裂的技术方法,结合煤层气储层的地质特征,通过实验数据分析和软件模拟计算得出:压裂液选用活性水经济成本低,表面张力可以控制在25~30m N/m,砂液比、裂缝导流能力能够满足开采要求;压裂液中添加浓度为1%的KCL防膨剂,能够改变储层基质的润湿性,减少对储层的伤害程度;天然石英砂支撑剂在30MPa以下时破碎率12%,能够尽可能多的沟通多条割理系统;当闭合压力小于20MPa时,841~2 000μm粒径石英砂导流能力大于420~841μm石英砂导流能力,压裂前期注入420~841μm石英砂,后期适量注入841~2 000μm石英砂,可以提高裂缝的导流能力,减弱支撑剂的回流作用;压裂铺砂浓度不小于10kg/m2;储层压裂的裂缝半长设计在100~120m较为合理,加砂量原则上按射开储层厚度每米6m3计算,砂比平均值大于13%,施工排量5~6m3/min,井口限压50MPa。     

W油田套损井组精控压裂治理技术研究与实践

针对W油田套损井组压裂工艺不成熟,受非均质性强和注采关系不完善等因素影响导致井组难以有效动用的问题,建立了套损井组精细控制压裂治理技术。在层位优选卡段优化、裂缝参数优化、加大加砂规模基础上,完善形成了套损井双封单卡精控压裂工艺,单趟管柱压裂段数由4段升至9段,单层加砂量由80 m³升至200 m³,满足了修复后井径100 mm以上低产油井的压裂需求。在Y开发区A井组开展试验评价,水井压裂后吸水量增加了56 m³/d,动用比例增加42.9%,砂岩厚度动用比例增加45%。A井组周围3口油井压裂后,平均日产液量增加了32.5 t,日产油量增加了8.2 t,增液强度为8.1 t/(d·m)。该井组投入产出比为1∶3.4,累计产生经济效益1 362.2万元。该技术实现了从套损井组工艺管柱、压裂方案优化和油水井配套调整等方面地质工程一体化设计,取得了较好的试验效果,为油田套损井组高效开发提供了重要借鉴。     

一种增能吞吐装备

针对低孔低渗开发区块，探索增能吞吐采油工艺技术。目前采用压裂车组进行作业，作业要求高压、大排量、连续注入，作业压力50～60 MPa，日注入量4500 m3以上。采用压裂车组实施时，存在泵组轮换作业，阀箱组件更换频繁，运维成本高的现状。专用增能吞吐装备可在同等作业要求的前提下，减少机组使用数量，运装方便，井场占地面积小，可长期连续稳定运行，运维成本低。     

UASB处理甲苯氧化废水试验研究

采用UASB反应器处理甲苯氧化废水,接种颗粒污泥,当进水ρ(COD)为6 000 mg/L,运行负荷(以COD计)为6 kg/(m3.d)时,COD去除率达到84%左右,出水ρ(COD)为853~985mg/L,其适宜的运行条件为进水pH值为5~6,ρ(COD)为5 000~6 000 mg/L,水力停留时间为24 h,容积负荷(以COD计)为5~6 kg/(m3.d)。通过对污泥的培养驯化和合理的运行方式,甲苯对厌氧消化的抑制影响可以得到很好的控制。     

四注平-直联合开发井网压裂水平井开发规律研究

为深入研究平-直联合开发井网压裂水平井的开发指标计算与开发规律,结合点源函数建立平-直联合开发压裂水平井的地层压力解公式,追踪生成流线划分流管,基于流管法实现压裂水平井的开发指标计算。给出了平-直联合开发压裂水平井的流线以及压力梯度场图,分析其流线特征以及渗流规律。结合某外围平-直联合开发区块实际情况,以四注井网为例计算了压裂水平井的开发指标,在此基础上分析其开发规律。模拟结果表明:该四注井网产量递减为指数类型,产液量主要分为低含水期下降、中含水期稳定和高含水期回升3个变化阶段,含水上升变化分为低及高含水期采出程度低、中含水期采出程度较高3个阶段。     

坪桥区块油井措施效果分析

坪桥区采取的油井增产性技术措施主要有重复压裂、酸化解堵、补层压裂,侧钻等,措施后有效提高了单井日产油能力,从而有力保障区块整体良好的开发效果。     

苏里格气田苏54区块气水分布特征分析

在地层水化学分析、气水层的识别的基础上,对苏里格气田苏54区块气水的分布特征及分布规律开展深入研究。区块东部基本不产水,其余区域均有地层水的存在,并且在一定程度上具有连片分布的特征。2012年在东部筛选不产水的区域集中,Ⅰ+Ⅱ类井比例达到72.0%,平均无阻流量10.6×104m3/d,2口水平井试气均达百万方,开发效果良好。     

低成本特低渗油藏水平井体积压裂实践

针对牛圈湖区块低压特低渗油藏注水补能驱替开发存在单井产量递减快、高含水率、采出程度低的问题,以提高区块动用程度和低成本高效开发为最终目标,开展了特低渗油藏水平井体积压裂研究与实践。通过地质评价认识、室内研究、数值模拟与现场实践相结合,形成了"高密度布井+密切割"的压裂模式,配套以速钻桥塞分段分簇射孔为主要压裂工艺和以低成本压裂液体系为支撑的技术思路。在牛圈湖区块进行了27井次体积压裂现场应用,单井日增油效果明显,新建产能11.8×104t,实现了该区块效益建产。该技术组合对特低渗油藏低成本高效开发具有一定的借鉴意义。     

镇泾油田红河12P40与HH12P142水平井压窜技术分析

鄂尔多斯盆地镇泾油田红河区块水平井开采原油试验取得一定成效并在该区域广泛推广水平井钻井技术,该技术在红河区块开发钻采过程中,部分水平井在压裂环节总是会出现压窜现象,通过压窜事故追本溯源以结合大量的岩心观察、比对,现场录取资料、压窜井距等多项因素分析,而区块的地层孔隙结构、裂缝发育方向等也是影响钻采开发的因素之一,综合分析得出一些认识,以红河油田延长组长8层为例,水平井开发主要存在裂缝发育区,压裂期间压力过大可能致其压窜。     

吉木萨尔J28块页岩油水平井体积压裂改造参数优化

吉木萨尔J28块芦草沟组页岩油采用水平井体积压裂改造方式实现了区块的有效动用，但存在着投产成本过高、压裂参数不合理、改造效果达不到预期等问题。为提高压裂增产效果，建立数值模拟模型开展压裂关键参数优化研究，并采用正交试验方法和随机森林算法研究影响压后产能的主控因素，研究表明，水平段长度、段间距和用液强度是提高单井产量最主要的3个因素。矿场试验表明：“长水平段+细分切割分段分簇+大规模体积改造”的压裂设计方式取得了较好的增产效果，初期日产液量93.0 m³，日产油量19.3 m³。研究成果对页岩油藏水平井体积压裂设计优化具有指导意义。     

红河油田镇泾区块水平井压裂工艺技术应用研究

通过对镇泾区块储层地质特征的分析研究,建立了裸眼水平井分段压裂参数的力学设计方法。针对不同的水平井完井情况,推荐了相适应的分段压裂改造工艺,对区块未来水平井压裂改造工艺的选择具有借鉴意义。该结论和方法在镇泾区块水平井的分段压裂中取得了成功,压后效果证明了其结论的正确性和方法的有效性。     

西峰油田白马南区长8储层敏感性评价

本文针对西峰油田白马南区长8储层特点,通过实验研究该储层的敏感性,实验结果表明长8储层表现为弱速敏、强水敏、弱盐敏、强酸敏和弱碱敏.根据实验得到的储层敏感性结果,建议储层开发过程中钻井速度不宜过快,钻井液进入储集层的速度应控制在1.5ml/min以下,控制钻井液滤失量,增强滤液抑制性,减少浸泡时间,控制储层流体的pH值在10左右,提高储层改造酸化压裂时酸液返排率,控制采油和注水速度在26.03m/d以下.     

玉门油田深井压裂支撑剂的选择与再认识——覆膜支撑剂导流能力研究

鸭西高应力区块已经成为玉门油田上产稳产的重要区块,为充分发挥该区块的上产贡献,需提高该区块深井压裂效果,进而开展支撑剂充填裂缝导流能力研究。从影响导流能力的储层环境因素(闭合压力、储层温度、铺砂浓度)对青西采油厂三口深井压裂所采用的抗压强度为130MPa覆膜支撑剂进行评价分析,结果表明在任何条件下,该覆膜支撑剂的导流能力远低于86Mpa陶粒,和相关研究存在一定的差别,因此覆膜支撑剂能否用作玉门油田深井压裂支撑剂有待商榷。     

小直径大砂量多层压裂技术在低渗透油田的应用

针对低渗透油田压裂选井、选层困难，压裂效果变差的问题，以提高剩余油措施挖潜为目标，对套损修复井、小井眼井等小直径井压裂技术进行了研究。研究得出：小直径封隔器、喷砂器与压裂管柱的配置适用套管内径大于Φ102 mm、井温小于120℃的套管修复井及小井眼井的压裂，可一趟管柱坐压4层，并根据套损点位置限制设计了4种管柱结构，实现小直径大砂量多层压裂；套损修复井压裂后，初期平均单井日增液2.6 t，日增油2.2 t，增油强度1.3 t/（d·m），含水下降26.0%；小井眼井压裂后，初期平均单井日增液1.8 t，日增油1.6 t，增油强度1.1 t/（d·m），含水下降29.9%；套损修复井与小井眼井所在区域的剩余油分布较重复压裂、转向压裂井所在区域的剩余油更加丰富，措施潜力更为突出。小直径大砂量多层压裂工艺技术拓宽了压裂选井、选层的空间，为大庆长垣外围油田剩余油挖潜提供了有效的技术支撑。     

大庆油田年度首口大型压裂井——英平1井告捷

2013年3月24日,随着英平1井最后一道现场作业工序——活动管柱的完成,大庆油田2013年第一口井大型压裂井压裂施工圆满完成。2013年大规模压裂井口数同比增加近4倍,标志着大庆油田外围勘探开发进入以提高水平井产能为宗旨的"大压裂"时代。英平1井井深1 933 m,位于黑龙江省大庆市杜尔伯特蒙古族自治县腰新乡兴隆村西1.5km,属     

对应精细控制压裂技术在低渗透油藏薄差油层的应用

针对低渗透油田薄差油层薄互层多、连续性差、注采关系不完善等问题,以提高薄差油层有效动用为目标,开展了薄差油层对应精细控制压裂改造技术应用。创新油水井对应精细控制压裂技术应用,将改造方式由单井点常规压裂转变为油水井组同时压裂改造,将改造对象由双封单卡多层段笼统压裂转变为单砂体对应压裂改造,将裂缝形式由常规单缝延伸转变为树枝状裂缝系统,将压裂砂量由常规固定用量转变为单砂体个性化用量。现场试验8个井组,平均单井日增油3.1 t,增油强度1.1 t/(d·m),平均有效期266 d,技术效果明显优越于常规油井单井压裂。通过对应精细控制压裂技术的创新应用,大幅度提高了薄差油层的动用程度,对低渗透油田开发具有重要的指导意义。     

微球调驱技术在欢2-22-5井区研究与应用

锦16兴隆台油层1979年投入注水开发,以2％-3％的采油速度稳产13年,实现区块高速、高效开发,目前已处于特高含水(97％)、高采出程度(50.5％)阶段.为提高区块采收率,优选欢2-22-5井区实施微球调驱试验,见到一定效果,实现阶段增油2563吨.     

复杂断块综合调整技术研究与应用——以法哈牛砂岩油藏为例

法哈牛砂岩油藏由多个小断块构成,构造复杂,非均质性强,难以形成有效的连通系统,经过多年注水开发,目前井况复杂,井内工具多,造成停关井的比例是逐年增高,而且剩余油分布十分复杂,影响了区块的整体开发效果。针对区块剩余油分布规律复杂、认识不清的问题,通过剩余油分析再认识,利用老井侧钻重构井网,完善了注采系统,同时通过单井调剖和压裂等措施手段提高了单井日产水平,整体上实现区块的高效开发。