特低渗透（精选7篇）
特低渗透 篇1
随着油田开发年限的增长, 生产运行成本不断上升, 特低渗透油田尤其严重, 而节能降耗是降低成本的有效途径之一。下面以头台油田为例对特低渗透油田各系统的节能措施进行探讨。
一、油藏系统部分
1、限压注水
扶余裂缝性储层加密调整后, 由于排距缩小及局部井区注水压力已超过非东西向裂缝开启的压力, 油井水淹风险增大。为保持加密注采系统调整效果, 根据压裂施工曲线的瞬时停泵压力, 结合注水井分层注水指示曲线, 确定限压注水井各层的合理注水压力, 选择最低压力作为该井的合理注水压力。在现场应用中严格控制在该压力下注水, 并针对层间矛盾的差异优化限压注水方案, 采取全井限压注水、全井限压结合主水淹层停注方式, 获得了较好的控压控水效果。此措施可以有效控制非东西向裂缝的开启延伸, 从而控制油井含水上升速度, 减少油田无效产液;同时降低注水压力后, 注水泵电机运载负荷得到降低, 以达到节能降耗目的。
2、机械堵水
机械堵水工艺技术采用由自验封FXZY445-114型封隔器、自验封FXZY341-114型封隔器、DSⅢ型配产器、死堵组成的井壁悬挂式管柱, 管柱与生产管柱脱开, 可以任意多级使用封堵多个高含水层;同时所用封隔器是由两组胶筒组成, 两组胶筒之间有验封机构装置, 检验胶筒密封和管柱密封率, 增加油井堵水的成功率。对管柱情况较差的井可以用水泥将下面水淹层封死;对管柱条件较好但水淹层位不明确的高含水井, 可以采用可调式的封堵。
针对扶余油层主力油层厚度大, 产液量高、含水高的问题, 对油井主力层实施机械堵水, 可以减少无效产液量, 提高非主力层动用程度。
3、水井调剖
针对葡萄花超薄油层见水后含水上升速度较快, 含水超过40%以后, 含水上升率高达10%左右, 自然递减率18%, 稳油控水难度大。2004年开始研究调剖控水技术, 经过不断地优化方案设计, 改进调剖工艺, 目前已形成了一套以水淹机理分析为基础, 针对裂缝水淹和基质水淹设计个性化调剖方案, 同时优化调剖工艺, 结合调前预处理, 实现重复调剖的稳油控水技术, 取得了较好的效果, 大幅度降低了此部分井区的无效产液量。
二、采油系统部分
1、优化抽汲参数
依据“头台油田机采井抽汲参数调整管理办法”, 利用动态控制图及时找出沉没度低于50m、产液量低于3t、有调整潜力的参数偏大井。在保证产液量不变的前提下, 调小参数以保证设备在高效节能区间运行。
2、加强间抽油井管理
随着低渗透油田开发的逐步深入, 油井供液能力变差, 单井产量低, 生产参数已无调整余地。通过油井合理流压研究、优化工作参数后, 可以采取油井间抽措施, 定期抽查间抽机的运行状况, 根据液面恢复速度, 及时调整间抽制度, 减少起抽时间, 降低无效能耗。
3、应用抽油机二次减速节能器
抽油机二次减速节能器可以将冲次从6次/min降为1次、1.5次、1.7次、2次、3次/min, 同时可以减小电机装机功率, 是治理间抽井、低产井、低效井的有效技术措施。
4、应用智能提捞抽油机技术
智能提捞抽油机技术把油管作为泵筒, 采用柔性连续抽油杆, 在捞油抽子下部配重, 通过电机正反转实现提捞, 根据液面深度、液面恢复速度等自动设定合理的间抽时间, 避免干抽, 满足低产采油的需要。在生产过程中可以从下入深度、抽子直径、运行次数三方面探索合理的生产参数。与同排量常规抽油机相比, 日节电80 KWh。
5、更换小电机
通过对配备37KW电机的油井悬点负荷进行计算, 符合同区块典型井 (产液、产油情况能代表此区块井况, 采用18.5或22KW节能电机) 情况的油井, 可以将37KW电机更换为18.5或22KW节能电机。不考虑永磁电机高功率因数、高启动转矩、无转子励磁等特点, 只通过计算空载损耗的减少, 此措施单机组年可节电1.7万KWh。
6、对淘汰、老化机型抽油机进行下偏杠铃改造
淘汰、老化机型抽油机抽油机能耗高的问题, 可用下偏杠铃游梁复合平衡技术解决。下偏是指杠铃的质量中心与过游梁的回转中心的连线与游梁中心水平线下偏一个角度;杠铃是指偏置平衡配重装置状如“杠铃”。与常规抽油机相比, 改造后平衡条件得以改善, 四连杆拉力、减速器和电机的扭矩大幅度下降, 动力臂变长, 游梁中央轴承座上所受的铅垂力下降, 延长了四连杆机构、电机以及减速箱的使用寿命, 节电率可达8%以上。
三、地面工程系统
1、低温集输方面
头台油田通过实施转油站内生产精细化管理, 严格控制转油站内掺水系统掺水量, 在夏季平均单井掺水量控制在0.3m3/h以下, 在冬季平均单井掺水量控制在0.5m3/h以下, 努力降低原油集输系统掺水耗气。
对于采用电热管树状单管流程的油井, 根据室外环境温度情况, 通过井口防盗温控箱调节电热管加热段及保温段运行温度, 使电热管保持在经济且合理的运行状态下, 尽力降低电能的消耗。
2、供配电系统方面
1) 优化设计:从设计源头上全面推广应用节能变压器、永磁电机、低压无功就地补偿装置、注水变频等节能设备, 避免重复建设。
2) 合理分配负荷, 降低线路网损:头台油田部分区块采用电加热集油方式, 随着气温的降低, 电加热负荷逐渐增大。在冬季电加热负荷超过抽油机井负荷, 使该区块线路压降增加。针对此问题, 头台油田电网在冬季运行管理上通过环线采取合理分配线路负荷的方式, 来降低线路网损。
3) 无功补偿技术的应用:针对线路长、变电所无功集中补偿装置容量不足的情况, 采取低压无功就地补偿的方式, 来提高线路的功率因数, 减少线路电压降, 降低线路网损。
四、生产管理方面
1、完善节能管理制度:
依据抓大放小的原则, 完善电量的分区计量, 重点对电能的消耗制定考核办法。以吨油耗电量为基数, 参考每年的自然增长率, 把吨油耗电量纳入各采油区年终考核指标。
2、加强亮化系统控制:
公司厂区、各采油区办公楼亮化系统由原来的每天夜晚都启用, 改为平时不开、节日夜晚启用。
3、加强防窃电工作力度:
每年生产部组织人员对电网周围可能存在窃电的区域进行地毯式检查4-6次, 同时各作业区不定期自查。同时对村屯附近的油井采取将原来380V的变压器更换为660V的变压器与低压电缆架空相结合的措施, 以达到防窃电的目的。
4、加强车辆及成品油的管理.
1) 定车定油:每辆车用油超过定额部分的80%换算成现金从司机当年的年终考核中扣回 (特殊情况除外) , 用油低于定额部分的80%换算成现金在司机当年的年终考核中予以兑现。
2) 在车辆的使用上由原来的定岗定车改为现在的统一派车。这样能减少跑私车现象的发生。
结束语
由于生产成本较高, 特低渗透油田应该坚持先管理后技术的低成本原则, 找准低投入高回报环节开展节能工作。
特低渗透油藏压裂井产能分析 篇2
关键词：低速非线性渗流,垂直压裂井,产能,有限导流能力,保角变换
低渗透岩心驱替实验和开发实践表明:低渗透储层中, 油气渗流不符合达西定律, 即存在启动压力梯度和低速非线性渗流。为表征低渗透储层的渗流特征, 许多学者提出了各种数学模型, 其中主要有拟启动压力梯度模型, 分段模型, 连续模型。上述数学模型都是基于实验数据的函数拟合, 很难清楚地解释低渗透油藏的渗流特征。笔者基于毛细管模型, 结合边界层理论, 推导了考虑启动压力梯度和非线性渗流的低渗透渗流新模型, 该模型形式简单, 拟合精度高, 从根本上解释了启动压力梯度和非线性渗流产生的原因。低渗透油藏由于渗透率比较低, 往往通过水力压裂提高单井产能。低渗透油藏压裂井产能公式的建立大部分是基于等效的椭圆渗流流理论, 且很少考虑裂缝的导流能力。本文应用低速非线性渗流新模型, 运用保角变换推导了低渗透油藏垂直压裂井的产能公式, 为低渗透油藏压裂井的产能评价提供了理论依据。
1 低速非线性渗流新模型
根据毛细管模型和边界层理论建立的低速非线性渗流新模型如下:
2 基于新模型的垂直压裂井产能公式的建立
垂直压裂井生产时, 在地层中产生平面二维椭圆渗流, 形成以裂缝端点为焦点的等压椭圆和双曲线流线族。设基质渗透率为km, 裂缝渗透率为kf, 地层厚度为h, 流体粘度为µ, 裂缝半长为L, 裂缝宽度为w, 泄油半径为er, 泄油边界压力为ep, 井底压力为pw。
取保角变换z=Lcosh (ω) , 该变换将z平面的椭圆区域映射为ω平面宽为π的矩形区域, 将z
平面 (-L, 0) 到 (L, 0) 的裂缝映射为ω平面 (0, 0) 到 (0, ð) 的线段。取裂缝半长为研究对象, 即ω平面的阴影部分, 推导考虑裂缝无限导流能力和有限导流能力的产能公式。
(1) 无限导流能力裂缝产能公式
在ω平面内, 基质渗流速度为:
则产量为:
令 整理上式得:
求解上述一元二次方程得:
对上式积分得裂缝井的产能公式为:
(2) 有限导流能力裂缝产能公式
在ω平面内, η处基质渗流速度为:
对上式积分得η处得产量为:
则裂缝η处得渗流速度为:
得:
对上式求导得:
2 算例分析
取如下数据:基质渗透率为0.5×10-3um2, 裂缝渗透率为2um2, 地层厚度为5m, 流体粘度为5m Pa·s, 裂缝半长为50m, 裂缝宽度为2cm, 泄油半径为200m。图1是不同模型的无限导流能力裂缝产能对比图, 其中达西模型 (1c=0, 2c=0) , 拟启动压力梯度模型 (1c=0.1251MPa/m, 2c=0MPa/m) , 非线性新模型 (c1=0.1403MPa/m, 2c=0.0968MPa/m) 。
从图1可知, 三个模型所预测的产量只有在驱替压差非常小时有区别 (如图1 (a) 所示) , 达西模型预测的产量最高, 非线性渗流新模型次之, 拟启动压力梯度模型最小。随着驱替压差的增大, 三个模型的产量几乎一样 (如图1 (b) 所示) 。这是因为压裂后渗流形式发生改变, 提高了地层中的压力梯度, 使渗流处于低渗透渗流的线性段。
为便于工程应用, 将有限导流能力裂缝的产量用等效井径直井产量公式表示, 即 从上述推导过程分析可知, rwe由无因次裂缝导流能力FCD=kf w/ (km L) , ln (2 er/L) /L, 1c, 2c决定。
图2是非线性新模型无因次裂缝导流能力FCD与无因次等效井径rwe D=rew/L的关系图, 其中1c=0.1403MPa/m, 2c=0.0968MPa/m, ln (2r e/L) /L=2.7726×10-4。从图2可知, 随着FCD增大, rwe D迅速增加, 很快接近无限导流能力。由于低渗透储层渗透率低, 向裂缝的供液能力有限, 裂缝中的压降几乎可以忽略。所以, 一般情况下, 低渗透储层中的压裂裂缝几乎可以认为是无限导流。图3是ln (2 er/L) /L与rwe D关系图, 其中FCD=0.0008, 1c=0.1403MPa/m, 2c=0.0968MPa/m。从图3可知, 随着ln (2 er/L) /L增加, rwe D减小。
3 结论
(1) 基于非线性渗流新模型建立了低渗透无限导流能力和有限导流能力垂直裂缝井产能公式。结果表明, 基于达西模型, 拟启动压力梯度模型和非线性渗流新模型的裂缝井产能只有在驱替压差非常小时有区别, 随着压差的增大, 三个模型的产量几乎一样。所以, 在驱替压差较小时, 需考虑采用低渗透的非线性模型和引入启动压力梯度。
(2) 裂缝井的无因次等效井径rwe D由FCD, ln (2 er/L) /L, 1c, 2c决定。rwe D随FCD增大而增大, 随ln (2 er/L) /L增大而减小。一般情况下, 低渗透储层中的压裂裂缝可以认为无限导流。
参考文献
[1]杨仁锋, 姜瑞忠, 孙君书, 等.低渗透油藏非线性微观渗流机理[J].油气地质与采收率, 2011, 18 (2) :90-93[1]杨仁锋, 姜瑞忠, 孙君书, 等.低渗透油藏非线性微观渗流机理[J].油气地质与采收率, 2011, 18 (2) :90-93
[2]黄延章.低渗透油层非线性渗流特征[J].特种油气藏, 1997, 4 (1) :9-14[2]黄延章.低渗透油层非线性渗流特征[J].特种油气藏, 1997, 4 (1) :9-14
[3]黄延章.低渗透油层渗流机理[M].北京:石油工业出版社, 1998[3]黄延章.低渗透油层渗流机理[M].北京:石油工业出版社, 1998
[4]徐绍良.边界层流体对低渗透油藏渗流特性的影响[J].西安石油大学学报 (自然科学版) , 2007, 22 (2) :26-28[4]徐绍良.边界层流体对低渗透油藏渗流特性的影响[J].西安石油大学学报 (自然科学版) , 2007, 22 (2) :26-28
[5]王学武.特低渗透油藏压裂井产能分析[J].石油天然气学报, 2009, 31 (1) :258-260[5]王学武.特低渗透油藏压裂井产能分析[J].石油天然气学报, 2009, 31 (1) :258-260
特低渗透油田注水开发技术研究 篇3
1.1 岩石学特征
特低渗透油田油藏储层的岩石学特征以低石英、高长石为主, 拥有种类较多的填隙物, 比如绿泥石、浊沸石等。根据地区和油藏层段的不同, 填隙物的组分含量也有所不同。
1.2 粒度分布
在特低渗透油田的油藏粒度分布中, 细砂占最大比例, 其次是砂和粉砂, 这是油藏粒度的最大特征。
1.3 吸水强度
特低渗透油藏具有孔隙较小、毛管力较大的特点。如果特低渗透油藏属于亲水型油藏, 那么油藏毛管力可成为驱油的动力, 增强油藏岩石的吸水强度;如果特低渗透油藏属于亲油型油藏, 那么就会抑制油藏毛管力的作用, 使油藏岩石吸水少, 甚至难以注水。
1.4 孔隙特点
特低渗透油藏的孔隙类型以晶间孔、粒间孔为主。与中、高渗透油藏相比, 特低渗透油藏具有细吼道和微吼道比例大的特点, 所以, 其连通孔隙体积也比中、高渗透油藏大。不同的特低渗透油藏, 其孔隙的连通性也有所不同。
1.5 渗透率的影响因素
与高渗透油藏相比, 特低渗透油藏的孔隙度和渗透率较小, 两者比例关系不明显。特低渗透油藏的渗透率受孔隙度的影响较小。油藏中的微裂缝发育程度是决定特低渗透油藏渗透率的关键因素。
2 特低渗透油田注水开发技术研究
本文以某低渗透油田开发项目为例, 对相关的注水开发技术措施在该油田中的具体应用进行了论述。经过大量的现场试验, 总结出一套较为完善的注水开发技术措施。
2.1 超前注水与同步注水联用
为了进一步解决该油田油层天然能量小、导压性较差的问题, 可以采用超前注水与同步注水联用的方式来保持地层压力, 从而减少渗透率损失。例如, 在该油田的某区块上, 对采用超前注水+同步注水的采油井调查发现, 油井投产5个月后, 采油强度从最初的0.65 t/dm下降至0.49 t/dm, 产量的下降幅度为29.8%~31.4%;而采用滞后注水2~6个月的油井, 采油强度从最初的0.4 t/dm下降至0.32 t/dm, 产量的下降幅度为45.3%~55.1%.由此可见, 与采用滞后注水的油井相比, 采用超前注水+同步注水的油井的产量下降幅度较大, 这充分说明了该方法能够有效提高油井的产量。
2.2 适当提高注采比
在油井初期开采阶段, 通过适当提高注采比, 能够使地层压力和油井的产能获得显著提高。例如, 该油田选择了北块作为试验区, 从2009-06开始注水开发, 注水周期为30个月, 平均注采比达到2.0以上。截至2012-01, 该试验区的地层压力基本恢复至饱和压力, 单井日产量也从原来的2.5 t提高至4.2 t。由此可见, 在油田开发初期, 通过适当提高注采比, 可以有效提高油井的产量。
2.3 分层注水技术
特低渗透油田具有油层数量少、层间渗透性差异大等特点。为了有效解决这一问题, 可采取分层注水技术延缓不同层间的含水上升速度, 提高储量动用程度。具体可从以下几个方面入手: (1) 在新投注井的前期开采阶段, 采用同步分层注水技术, 直接对注采调转井进行分层注水, 减小层间的渗透性差异。新投注井的分层要以砂体发育规模、孔隙连通状况为依据, 结合岩石的吸水性等特点, 确定配注水量, 并保证初期的高注水强度。 (2) 对于老分层井而言, 要对层间采取细分层注水技术, 充分挖掘差油层潜力。细分层注水技术主要适用于厚度大、油层个数少、层间吸水差异大的老分层井。 (3) 对于套管已经严重损坏的注水井, 应当使用体积小、承压高、卡距细的封隔器进行密封, 从而确保采油效率。
2.4 井网加密缩小井距
在油田开发过程中, 井网水驱的控制程度不但直接影响着开发效果, 而且也是采取同步注水采油、保持储层能量的重要基础。当油层内的砂体分布情况一定时, 注采井距与注采井数比是影响水驱控制程度的关键性因素。实践证明, 通过适当缩小注采井距或提高注采井数比, 能够显著提高水驱控制程度, 从而提高油井产能。
2.5 提高注水品质
特低渗透油田储层的渗透能力相对较差, 地层孔隙结构比较复杂, 这对注水的水质提出了较高的要求。为了进一步提高油井产能, 可在开采的过程中提高注入水的质量。一方面, 应当严格按照水质标准对注采井注水, 不断加强对水质处理的控制, 以确保出站水质达到注水要求的标准;另一方面, 要做好水质的保护工作, 例如对注水管线、井下管柱等进行全面防腐处理, 以保证水质在注入油层前不受污染。
2.6 采取周期注水措施
通常情况下, 特低渗透油田油层的非均质性十分严重, 使得油田储层裂缝的形态各异, 且带有明显的方向性。在注水后, 水会快速渗透到高渗透层和油田储层裂缝中, 致使出油层数减少, 进一步加剧了层间矛盾, 造成油层动用程度偏低。为了解决这一问题, 可采用周期注水措施。周期注水主要利用周期性改变注水量和采出量的方式, 使油层间形成不稳定压力场, 促使流体在压力场的作用下重新交换和分布, 增强了毛细管渗吸的作用, 扩大了注水的波及范围, 从而提高了洗油效率和采收率。
3 结束语
总之, 在全球石油紧缺的背景下, 我国在最近几年里加大了对特低渗透油田的开发力度, 这在一定程度上缓解了国内的石油压力。为了进一步加快对特低渗透油田的开发, 应当充分结合特低渗透油田储层的特征, 采取相应的注水技术措施, 提高油田的整体产能, 推动我国油田产业的稳定、持续发展。
摘要：分析了特低渗透油田油藏储层的基本特征, 并在此基础上对特低渗透油田注水开发技术进行了研究, 希望能够对提高特低渗透油田的开采效率和油井产能有所帮助。
关键词：特低渗透油田,注水技术,注采比,分层注水技术
参考文献
[1]王玫珠, 于荣泽, 崔茂蕾, 等.特低渗透纵向非均质油藏周期注水研究新方法[J].科技导报, 2012 (30) .
[2]艾芳.裂缝性特低渗透砂岩油藏注水开发动态特征[J].低渗透油气田, 2012 (10) .
特低渗透 篇4
特低渗透油藏孔喉细小,渗透率低[(1~10)×10-3μm2],渗流阻力大,油井自然产能低甚至无自然产能[1]。目前,特低渗透油藏主要有三种传统的开发方式[1~5]:(1)直井弹性开发。对直井弹性开发来说,为保持单井控制储量规模必然要采取较大的井距,但较大的井距必然造成井间形不成有效驱替,因此基本属单井衰竭式开发,产量递减快,采收率低,经济效益差;(2)小井距注采开发方式。小井距注采开发虽能形成井间驱替,但较大的井网密度必然造成开发投资过大,单控储量太低,加之注水见效后容易发生水淹,开发效益也较差;(3)水平井分段压裂开发方式。近年探索的水平井分段压裂方式尚不能实现注水开发,仍属单井衰竭式开采,加之单井投资较大、技术应用尚待完善,也难实现有效动用。总体上,特低渗油藏效益开发的技术瓶颈尚未取得突破。通过对特地渗透油藏开发技术调研和反复论证,认为要实现特低渗油藏高效开发,就必须立足注水开发;而且注水开发要有效益。要想做到这一点关键在于:一是少打井;二是大幅提高单井产能。要少打井有两种方式,即要么拉大排距,要么拉大井距,而特低渗油藏渗流半径小,拉大排距势必造成储量失控,因此拉大井距成为减少钻井的唯一选择。要保持大井距间有效渗流并有效提高产能,就必须实施大型压裂改造,在井间形成长裂缝渗流通道;要在井间形成较长的裂缝渗流通道,井排需沿地应力方向部署,对排上油、水井实施大型压裂,并要尽可能通过工艺优化,减少次要方向裂缝的产生,迫使主裂缝沿地应力方向尽可能延伸至设计距离,且长时间保持渗流通道作用。关于特地渗透油藏井网形式,目前已有定论即初期采取菱形反九点井网,后期转化为五点法井网[6~11]。这就是说,实现特低渗油藏效益开发关键在于大型压裂技术取得突破,在于实现“定向、定量地造长缝”的大型压裂技术获得突破。为此,本文采用垦利油田富112块沙三下油藏为例,应用stimplan整体压裂优化模拟软件开展了压裂工艺技术优化研究。
1 地质特征
富112块沙三下段储层岩性以泥质粉砂、灰质粉砂、含砾砂岩为主,砂岩碎屑矿物成份以石英、长石、白云石、方解石,含量分别为44%、26.5%、15.5%、14%,以颗粒支撑为主,孔隙喉道不发育,连通性差,晶间孔隙较发育,填隙物中碳酸盐较多。岩心孔隙度为1.6%~15.9%,平均为6.2%;岩心渗透率为0.03×10-3um2~8.07×10-3um2,平均2.82×10-3um2。研究资料表明储层微裂缝发育;纵向上含油井段分布在100m内,小层薄(<4m)、单层有效厚度小(<2m);储量丰度低(16~26×104t/km2)。
2 大型压裂工艺技术研究
2.1 压裂规模优化
为确定合理的压裂规模,利用整体压裂优化模拟软件计算的不同压裂半缝长对油井产量和采出程度的影响,显示随着缝长比的不断增加,油井产量相应增加。但缝长比在0.35-0.40间产量增幅较大、效益最好,此后随缝长增加,产量增幅有限。由此根据最佳缝长比0.35-0.4及产能建设方案500m的设计井距,综合确定最优半缝长为180~200m,加砂规模也由此相应设计为80~120m3。
2.2 裂缝的定向与定量化控制
裂缝的定向与定量化控制是大型压裂工艺技术的核心目标,可分解为裂缝的方位、缝长、缝高等三方面的控制。本次研究以“三控”目标为主导,对压裂及射孔配套工艺进行了配套论证和优化集成。
2.2.1 方位控制
裂缝的定向控制目标,即是在充分抑制多向裂缝产生和延展的前提下,尽可能迫使主裂缝沿地应力方向有效开启并有效延伸,实现造长缝的目的。为达到这个目标,首先需选择具备较大的水平地应力差的油藏环境,其次定向射孔也具有非常有效的定向作用,45°/60°等多相射孔尽管难以避免多向裂缝的产生,但在地应力环境约束下,多向裂缝将很快向地应力方向转向,造成与主裂缝一致的定向结果。
2.2.2 缝长控制
缝长控制是大型压裂技术的技术核心。主要目的是通过有效的工艺组合,促使主裂缝沿地应力方向有效延伸,直至达到设计长度。根据前述优化,本块压裂规模一般较大(半缝长200m,加砂量80-120m3)。为确保大型压裂顺利进行,达到有效的“造长缝”的压裂完井目的,就需要对压裂液、支撑剂和施工工艺进行配套优化。
2.2.2. 1 压裂液优选
根据设计要求,压裂液必须具备下列性能:(1)延迟交联时间适当、低摩阻,便于仿水平井所需的大排量施工顺利进行;(2)有效粘度高、抗滤失,有利于主裂缝的有效形成与延展;(3)粘温性能好,有利于高砂比施工;(4)破胶彻底、返排率高、残渣含量少,有利于延长压裂有效期。
同时,按照经济有效的原则对压裂液进行了筛选。最终优选BJ公司Viking-D压裂液。根据性能测试,该压裂液在未加破胶剂时在120℃高温下能在数小时内保持较高的粘度(100mPa.S)以上;加入不同比例的破胶剂后,能够在宽频时间段内灵活有效地调节破胶时间。同时,该压裂液比常规HPG交联冻胶压裂液粘度高,有利于造长缝和限制缝高;聚合物用量少,能有效减少压裂液残渣与伤害,促进压裂液残渣返排,有利于保护油层;成本也较表面活性剂压裂液低。是相对理想的大型压裂液体系。
2.2.2. 2 支撑剂优选
特低渗透油藏要求压裂支撑剂具有足够的支撑强度。为避免裂缝闭合造成支撑剂破碎,引起导流能力急剧降低,将水平最小主应力值设为压裂裂缝闭合压力。根据统计的停泵压力,计算本区破裂压力梯度0.0144-0.0193MPa/m下,瞬时停泵时储层最小水平主应力在51.0MPa-55.6MPa之间,据此综合确定油井生产过程可能受到的裂缝闭合应力在50MPa~60MPa之间。以此为标准,对常用的十几种陶粒砂粒径组成、球度、圆度、破碎率(52MPa)、破碎率(86MPa)、酸溶度、密度、视密度等性能进行了筛选。研究结果发现大部分国产陶粒在闭合压力在50-60MPa间导流能力多在80×10-3μm2之下,山西阳泉陶粒最好,在80-100×10-3μm2之间。但同等压裂条件下,国外陶粒导流能力均在160×10-3μm2至上,最高可达350×10-3μm2之间。参照SY5108-86部分标准,并考虑技术经济因素,本块选取国外组中性能中等的Carbo-lite陶粒作为压裂支撑剂。
2.2.2. 3 压裂施工优化
为了满足大型压裂需要,还需要对前置细粒段塞技术和大排量施工防砂堵技术等两项压裂施工方式进行了优化。
(1)前置细粒段塞技术。根据压裂总体规模,设计压裂前置泵注一个25m3左右的段塞(2m3左右30/60目较细粒陶粒加入少量交联剂),以疏通液流通道,减少井筒效应,帮助后续大规模段塞顺利进入地层。(2)大排量施工防砂堵技术。为防止大型压裂过程中容易出现的砂堵,有效提高压裂施工质量,降低滤失并提高压裂液利用效率,设计采用大排量施工(6m3/min)技术,并适当提高前置液用量、适当降低砂比等措施。
2.2.3 缝高控制
缝高控制的目的在于抑制人工裂缝的垂向延展,避免压穿邻近储层。为达到这个目标,有效选择“单层夹心饼”式的垂向地应力环境是至关重要的。此外,“窄段射孔技术”也非常有助于抑制裂缝垂向延伸(即控制缝高)。因此,对特低渗透油藏,有必要改变过去全井段射孔的做法,优选渗透率相对高的2m~4m油层段实施射孔。
3 应用情况及效果分析
截止2010年12月,富112块已有3口井实施了大型压裂改造,分别为富115井、富112井、富112斜1井。
方案设计单井加砂量70~128m3,平均89m3,每米加沙量4.5m3/m~13.95m3/m,平均12m3/m;而实际单井加砂量65~125.8m3,平均86m3/m;每米加沙量4.3~12.65m3/m,平均8.26m3/m。方案确定的地应力方向为北东51.6°;而BJ公司实测地应力监测结果为北东55.3°。方案设计平均裂缝半长200m;实测平均半缝长184m。从压裂效果看,基本达到方案设计要求。
富115井、富112井、富112斜1井压裂前平均日产油2.8t,供液不足,只能间开生产;压裂后平均日产油达16.5t,日增油13.8t,比压裂前日产油量平均提高近5.0倍,动液面回升,压裂取得了较好效果。压裂有效期均达2年以上,有效期时间长。
4 结论
(1)实现特低渗油藏效益开发关键在于大型压裂技术取得突破,在于实现“定向、定量地造长缝”的大型压裂技术获得突破。
(2)根据富112块沙三下段油藏储层特点,从压裂规模、压裂的定向与定量化控制等方面进行优化研究.形成了一套适合特低渗储层特征的大型压裂改造工艺技术。
特低渗透 篇5
1 压裂技术难点分析
以油田储层特性为依据, 从而能对其压裂改进技术上进行有效分析:第一, 层薄而多, 而且砂泥岩之间互层发育, 单次改造层数为4-6层, 每层厚度为1.1-5.0m, 对压裂工艺具有较高的要求;第二, 具有较强的应力敏感性, 压裂液的滤失较大, 油田储层微裂缝发育, 加砂困难;第三, 油层上下均存在水层, 油层之间的油水关系复杂, 要求具有较高的缝高, 从而便于对压裂技术的控制。
2 工艺技术
2.1 射孔方案优化设计
针对油田油藏层薄且多的特点, 油田射孔施工中可采用薄层沟通、纵向多层的的和空技术方案和策略, 也就是限流射孔技术, 限流射孔技术能保障油田中压裂中产层较为充分的沟通, 并且可通过孔眼的有限利用控制天然裂缝对于压裂施工的不利影响。由此可以突破近并筒屏蔽, 建立远场裂缝的沟通体系。因为一、二段天然裂缝的发育, 若部队缝高进行游戏哦啊控制, 将造成缝高的过度延伸 (如表1) , DB22与DBl8井在实际缝高上的压裂厚度相差4.4-5.0倍, 但是采用限流射孔技术就能有效的对缝高进行控制, 如表1中D B24井的实际缝高仅仅只有压裂厚度的1.7倍。
2.2 小型压裂分析
根据实验及数据分析, 该油藏储层最大及最小主应力梯度的分布区间比较大, 说明该油藏复杂的特征, DBl3, DBl5及DB23井最小主应力梯度偏大, 说明压裂过程容易出现复杂的裂缝, 如果水平缝与垂直缝共存, 就可能造成水平面滑移, 施工的难度也就加大。DBl3井的小型压裂压降曲线具有压力依赖于滤失的特征, 其天然裂缝的张开压力为26.55MPa, 主裂缝闭合压力为26.44MPa, 压力差为0.11MPa。根据滤失系数与净压力的关系可知, 净压力在2MPa时, 天然裂缝出现多条并逐渐开启, 形成压裂液滤失网络;净压力达到4.16MPa时, 天然裂缝引起的滤失将增加到10倍左右。说明在裂缝延升时将出现天然裂缝行为, 形成大的滤失网络, 而压裂液液体效率仅为8%-13%。根据对小型压裂的结果分析, 该区提前脱砂是因为压裂过程中天然裂缝的发育, 形成复杂的裂缝网络造成的, 并非近井地带“曲折摩阻”导致的, 所以, 加砂压裂过程中, 应将控制天然裂缝形成的过量虑思作为主要的任务。
2.3 双转向控制缝高技术
由于对缝高的控制较为困难, 从而针对改问题研发和新型的油溶性垂向双转向剂。具体实验的结果表明, 转向剂的使用将明显增加隔应力3-4M P a。在该油田采用这项技术的DB34-8-6井, 缝高和产层厚度比值是1.26, 与常规压裂方式的DBl8井缝高与产层比值5.0相比小了很多, 比DB34-8-6井缝高比值高出3.9倍。因此可以得到, 双转向控缝技术在实践中得到了较好的应用效果。
2.4 控缝降滤工艺
通过对岩石力学性质、压裂施工状况以及压降的综合分析可判断得出, 天然裂缝的扩张活动是造成压裂改造失败的主要原因。根据具体的实践表明, 前置液注入阶段使用高砂比的0.224-0.45ram的小陶粒段塞, 能有效控制由于裂缝复杂性形成的过量滤失及天然裂缝导致的过量滤失, 与此同时使用0.09-0.224mm的油溶性降滤剂对裂缝进行二次充填, 这样就可以保证主裂缝的有效压开, 从而有效提高储层压裂施工的成功率 (如图1) 。根据图1可可以看出, 施工初期, 该井存在3-5条的天然裂缝, 但是由于采取控缝降滤工艺, 在施工到80分钟后天然裂缝降低到了1条, 其结果表明裂缝已成为主裂缝。
2.5 压裂参数优化设计
根据模拟分析可知, 在保证天然裂缝与人工裂缝沟通的前提下, 油井裂缝最合适的半长为30~60m, 加砂的强度为2.0-3.0m3/m, 裂缝的导流力为30×10-3-40×10-3μm 2·cm。通过对净压力曲线拟合结果的分析表明, 在支撑剂进入地层的同时, 天然裂缝也在不断的开启, 裂缝数量由3条增至8条, 平均缝宽为1.85mm, 支撑缝宽最大值为2.88ram, 在加砂的过程中将产生临界砂比的问题, 通过实际的分析, 最佳的临界砂比为15%。
3 现场应用
该油田D B l8井油层为间互层、薄隔层, 而且是邻近水层类的油藏, 油田的改造并段距离为2036-2044m, 对油田改造采取优化配套压裂技术, 筛选射孔方案、实施分层应力模拟及双向裂缝控制等多种技术后, 该油井实现了自喷生产, 出油量为34t/d。对DBl8-2-2井采取优化配套压裂技术后, 出油量基本稳定在10t/d。现在, 该区单井平均增产3-4t/d, 累计增产原油5×104t。通过对射孔优化、暂堵、限流压裂、双转向控缝等技术的综合利用, 现场应用60余井次, 使得该油田的压裂有效率及成功率高达85%, 大大降低了压裂的成本。
4 结语
隐式裂缝、天然裂缝发育对低渗透油田的开发是十分有利的条件, 要实现对油田的有效开发, 要求其压裂技术首先要解决天然裂缝与人工裂缝的有效沟通。通过对射孔优化、暂堵、限流压裂、双转向控缝技术的有效利用, 使油田的压裂有效率大大提高, 压裂成本大幅降低, 单井均产油量提高并稳定持续, 原油常量大大的提高。
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特低渗透 篇6
榆树林油田位于松辽盆地北部中央凹陷地区、三肇凹陷东部斜坡地带, 是以岩性和断块为主的复合性油藏, 油层埋藏深度1 600~2 300 m, 储层砂体规模小, 原油物性差, 自然产能低, 属特低渗透油田[3]。目前该油田普遍采用化学法清防蜡、清防垢, 油井用清防蜡剂和清防垢剂基本是开发初期优化的配方。随着开发时间推移、综合含水率的上升、开发区块的增多, 特别是近年来各区块原油物性差别的加大, 需结合区块原油特性及含水状况进行有针对性的药剂优化, 尤其是针对各稠油开发区块及生产中所反映出结蜡、结垢严重的区块。因此, 以配套于这些区块的高效开发为背景, 开展系列实验, 分别评价优化了5种清防蜡剂和5种清防垢剂, 优选出了适用于榆树林油田具有高防蜡率和高防垢率的清防蜡剂及清防垢剂, 从而指导现场试验, 有效降低因蜡、垢卡泵的几率。
1 井筒原油及注入水水质特性
测试了普通井产区 (S86—P60) 、高含水产区 (S90—P56) 、低含水产区 (S86—X35) 、蜡垢沉积严重产区 (S60—39) 及稠油产区 (S100—108) 等5个区块原油的物性及注入水水质特性, 并分析了水质成垢趋势。
1.1 原油物性
5个区块的原油物性分析结果表明, 普通井产区、高含水产区和低含水产区原油的黏度低, 50℃时为10~20 m Pa·s, 含蜡量在20%左右, 析蜡温度约50℃;蜡垢沉积严重产区和稠油产区原油的黏度则较大, 50℃时均大于35 m Pa·s, 含蜡量约为25%, 析蜡温度均高于55℃, 这必然导致生产过程中油井结蜡严重, 对清防蜡技术提出更高要求。
1.2 水质特性及成垢趋势
5个区块注入水水质的矿物离子组成差异并不大, 平均总矿化度约380 mg/L, Ca2+、Mg2+总含量约60 mg/L, 阴离子以HCO3-为主, 具体见表1。
基于矿物离子浓度分析结果, 根据罗兹那 (Ryznar) 所提出稳定指数的概念及水质结垢趋势预测方法[4], 预测了各区块注入水水质的结垢倾向。同时, 采用Valone和Skillern提出的方法预测了水质最大结垢量[5]。预测结果表明, 除“蜡垢沉积严重井区”的水质有“严重结垢”倾向、“可产生少量垢”外, 其他区块注入水水质的总体结垢倾向均为“轻度结垢”、“可产生少量垢”。
2 清防蜡剂和清防垢剂的性能评价
对应于5个生产区块, 选配相应的采油助剂, 编号依次为普通井、高含水井、低含水井、蜡垢沉积严重井及稠油井。其中清防蜡剂均属蜡晶改性型, 通过清除蜡沉积物、改变蜡晶形态而起清防蜡作用;清防垢剂均为多元聚合物型, 通过与成垢阳离子的螯合而达到阻垢目的。
2.1 与油水介质的配伍性
分别将清防蜡剂和清防垢剂按2% (w/w) 和5% (w/w) 的浓度加入到模拟地层水中, 充分搅拌, 观察其溶解性, 并于50℃恒温8 h后, 继续观察有无沉淀、混浊物产生。结果表明, 5种清防垢剂均与地层水相互溶解, 形成透明稳定的溶液, 配伍性良好;对于清防蜡剂, 普通井清防蜡剂能溶于水, 不过互溶性并不理想, 形成白色浑浊状溶液, 其他均与水不相溶解。
同理, 分别将清防蜡剂和清防垢剂按2% (w/w) 和5% (w/w) 的浓度加入到相应基准原油介质中, 充分搅拌, 于50℃恒温2 h, 观察油水分离情况及原油的乳化、结块现象。结果表明, 5种清防蜡剂均与原油互溶, 且不发生油水分离及乳化、结块现象;5种清防垢剂则均不溶解于原油, 静置条件下分层, 当充分搅动时则会形成乳化液。
2.2 清防蜡、清防垢效果评价
2.2.1 清防蜡剂评价
对应于5个区块的基准原油介质, 参照执行SY/T 6300—2009《采油用清防蜡剂技术条件》、Q/SY DQ0828—2006《防蜡剂产品验收和使用效果检验指标及方法》评价了5种清防蜡剂。评价结果表明, 普通井清防蜡剂和低含水井清防蜡剂的溶蜡速率在0.016 g/min以上, 防蜡率和降黏率均超过了30%;高含水井清防蜡剂、蜡垢沉积严重井清防蜡剂及稠油井清防蜡剂的溶蜡速率都在0.016 g/min以上, 但其防蜡率和降黏率均低于30%的技术指标要求。
2.2.2 清防垢剂评价
参照执行SY/T 5673—93《油田用防垢剂性能评定方法》、Q/SY DQ0830—2006《缓蚀防垢剂产品验收和使用效果检验指标及方法》及GB 7476—87《水质钙的测定EDTA滴定法》评价了5种清防垢剂。结果表明, 其中低含水井清防垢剂和蜡垢沉积严重井清防垢剂的防垢率未达到80%的技术指标要求。
3 清防蜡剂和清防垢剂的优选及合理用量确定
鉴于所评价高含水井、蜡垢沉积严重井、稠油井3种清防蜡剂样品及低含水井、蜡垢沉积严重井2种清防垢剂样品的关键性能指标在技术要求范围之外, 进一步对助剂产品进行了改良优选。
经改良后, 3种清防蜡剂的溶蜡速率均大于0.016 g/min, 防蜡率、降黏率均达到30%以上, 且防蜡效果的提高幅度更为显著;2种清防垢剂的防垢率也都超过80%, 满足技术指标要求。
3.1 清防蜡剂用量优化
在对清防蜡剂优选、改良及效果检验的基础上, 分别开展用量优化实验, 比较各区块所选配清防蜡剂在0.25%、0.50%、0.75%、1.00%、1.25%、1.50%、1.75%及2.00%等不同用量时的清防蜡效果。
不同用量时的防蜡率和降黏率评价结果如图1, 可以看出, 用量增加, 清防蜡效果改善, 但当用量成倍增加时, 防蜡率和降黏率指标并不会有倍数的提高, 不过防蜡率的提高幅度要大于降黏率。从用剂成本最低出发, 结合药剂应用浓度与防蜡率、降黏率之间的变化关系特征, 可确定相应清防蜡剂的优化用量, 并按单井产液量1.5 t/d、油井实际生产中以“月”为周期加药进行折算, 相当于表2所列的合理加药量。
任何原油析蜡都遵从共同的规律:它是一个随温度逐渐变化的过程, 并伴有热效应, 对不同原油来说, 析蜡的热特性参数不同, 且具有特征性, 为定量地表征析蜡, 通常可以用析蜡点、析蜡峰温等特征值进行描述[6]。析蜡过程发生后, 在管壁固液界面附近析出的蜡晶将会沉积下来并形成结蜡层, 即为所谓的结蜡[7]。在上述优化用量下, 利用差示扫描量热法 (DSC) [8]进一步分析了加剂对原油析蜡特征的影响, 如图2~图6, 与基础油样的析蜡特征 (图2 (a) ~图6 (a) ) 相比, 优化剂量条件下的原油析蜡温度、析蜡高峰温度均有不同程度降低, 析蜡热焓均有一定的减小, 表明在一定程度上抑制了原油中蜡晶的析出、长大和聚集, 从而也就将阻止油管壁面上的结蜡、沉积。
3.2 清防垢剂用量优化
在对清防垢剂优选、改良及效果检验的基础上, 分别开展用量优化实验, 比较各区块所选配清防垢剂在0.20%、0.50%、0.80%、1.10%、1.40%、1.70%及2.00%等不同用量时的防垢效果。结果如图7, 可以看出, 用量增大, 防垢率提高, 防垢性能变好, 且在低浓度 (<1.0%) 范围内, 提高幅度比较显著。
同样, 从用剂成本最低出发, 结合药剂应用浓度与防垢率之间的变化关系特征, 可确定相应清防垢剂的优化用量, 并按单井产液量1.5 t/d、油井实际生产中以“月”为周期加药进行折算, 相当于表3所列的合理加药量。
4 结论
(1) 含蜡量高、析蜡温度高、流动性差是榆树林油田各主要生产区块原油的普遍性质, 其中以蜡垢沉积严重产区及稠油产区最为突出, 这些特性必然会造成油井生产过程中有严重的结蜡。
(2) 不同开发区块注入水水质的矿物组成差异并不大, 平均总矿化度约380 mg/L, 成垢阳离子 (Ca2+、Mg2+) 含量约60 mg/L, 阴离子以HCO3-为主, 具有“轻度结垢”或“严重结垢”的倾向。
(3) 在与油水介质配伍性分析的基础上, 先后评价并改良优选了适合于5个区块的清防蜡剂及清防垢剂。其中, 清防蜡剂的溶蜡速率指标达到了0.016 g/min以上, 防蜡率及降黏率指标均超过30%, 清防垢剂的防垢率指标大于80%。
(4) 针对各区块基准介质及选配助剂效果的差异, 分别优化确定了清防蜡剂和清防垢剂的加药浓度, 折合二者的现场单井加药量分别需在100 kg/月~400 kg/月和100 kg/月~300 kg/月。
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特低渗透 篇7
正理庄油田樊142块沙三下油藏埋深2800-2900m, 是金家三角洲沿缓坡由南向北推进过程中发生前缘-侧缘滑塌形成的浊积扇体, 储层孔隙度17.1%;渗透率1.5×10-3μm2。主要储集空间为直径7-31μm的微孔隙, 孔喉半径0.228μm, 属典型的中孔特低渗透油藏。整个扇体平均厚度5.4m, 含油面积8.73k m2, 地质储量353×104t, 储量丰度40.41×104t/km2。属典型的低丰度、低品位油藏。
我们在地质、开发、工艺综合研究的基础上, 结合沙三下油藏储量丰度低得地质特点, 提出“仿水平井”开发, 就是要将工艺大型压裂技术发挥到极致, 设计压裂半缝长达到200米, 相当于一口长400米的水平井, 加大采油井距, 提高单井控制储量和产能, 减小油水井排间距, 确保注水见效, 在经济合理井网密度条件下部署井网, 同时还能收到小井距的效果。
2 关键技术及集成研究
2.1“仿水平井”开发适应性评价
该技术适用条件如下: (1) 油藏层系单一且被厚层围岩包裹:根据现有裂缝检测, 上覆围岩厚度至少60m以上, 下伏围岩厚度至少20-30m以上; (2) 低丰度、低-特低渗:储量丰度50×104t/km2以下, 渗透率50×10-3μm2以下。 (3) 油藏须具备一定规模:4m以上厚度区最好在1k m2以上。 (4) 在一定的空间邻域内不存在其它油藏和水层。
地应力适应性评价:我们主要借助压裂软件评价了区内地应力剖面类型, 表明沙三下油藏地应力在剖面上具有油层段低、上下围岩段高的“夹心饼”特征, 应力差5-8MPa。这种“夹心饼式”地应力剖面环境非常有利于裂缝在上下围岩围限下、沿油层内部作长距离横向延伸, 即有利于造长缝。
2.2 地应力/裂缝分布和描述技术研究
地应力/裂缝监测技术有很多, 可包括压裂监测、地球物理资料分析、岩芯实测、应力模拟计算等多类方法。考虑技术的可行性、周期性和性价比, 我们优选“压裂监测法”作为本区地应力/裂缝方位和裂缝长度检测的基本方法。我们只根据5口井地面压裂监测结果结合油层顶面曲率、主断裂走向等信息对应力场进行了描述, 初步确定北块主应力方位为NE63度。
2.3 井网优化设计技术
参考特低渗透油藏注水经验我们认为对排状注水井网来讲, 井排方向沿地应力方向布置能够最有效延长无水采油期, 减缓或防止水窜水淹我们将井排方向设计为最大水平主应力/主裂缝方向, 以最大限度延长油井无水采油期, 有效控制中后期含水上升速度。
排距的确定主要是参考有效渗流半径来确定。根据当前胜利油田地质院低渗透油藏基本理论计算本油藏渗流半径为90-100m。因此排间要形成有效驱替, 距离应控制在2倍的渗流半径之内。由此确定油水排排距为180m, 符合胜利油田特低渗油藏理论极限井距小于200m的一般规律。
井距设计根据最终采收率和井网密度计算公式, 结合工业经济学原理, 确定油价60$/bbl时油井的经济合理井网密度为5.6口/km2 (折算方形井网下井距426m) , 据此计算在既定180m排距下, 井距应为500m, 设计本区排上基本井距500m。
2.4 仿水平井压裂完井技术
2.4.1 压裂规模优化
为确定合理的压裂规模, 利用整体压裂优化模拟软件计算的不同压裂半缝长对油井产量和采出程度的影响, 显示随着缝长比的不断增加, 油井产量相应增加。但缝长比在0.35-0.40间产量增幅较大、效益最好, 此后随缝长增加, 产量增幅有限。由此根据最佳缝长比0.35-0.4及500m设计井距确定最优半缝长为180~200m, 加砂规模也由此相应设计为80~120m3。这与根据前述最优井距500m、渗流半径90m测算的、保持井间完全泄流的最佳半缝长160m-205m的结果基本一致。综合上述分析结果, 确定本区最优压裂半缝长为200m。
2.4.2 裂缝的定向与定量化控制
裂缝控制方面我们重点进行了三个方面工作: (1) 应用定向射孔技术确保多裂缝的产生, 在地应力的约束下裂缝定向控制得到有效保证; (2) 优选BJ公司Viking-D压裂液控制高温下的破胶时间, 是确保缝长的关键工艺配套技术; (3) 在缝高控制方面我们主要优选“单层夹心饼”式的垂向地应力差别大的井段部署大型压裂井。
3 方案实施效果及结论
以上述关键技术研究为基础, 结合精细油藏描述结果, 综合设计了樊142沙三下特低渗油藏仿水平井开发油藏方案, 2010年完钻新井27口, 其中仿水平井19口, 取得了理想的产能建设效果, 具体效果与结论如下:
(1) 单井加砂量平均89m3, 单井加砂强度12m3/m。樊142-1-2块地应力方向为北东63°, 其它储量动用部分地应力方向确定为北东76°, 实测地应力监测结果与方案部署基本一致, 说明地应力监测技术是可靠实用的。
(2) 方案设计平均裂缝半缝长200m, 实测平均半缝长214m, 说明通过地质优选找出纵向上应力集中的夹心饼式的适合造长缝的压裂井段, 通过提高压裂规模是可以加大压裂裂缝的半缝长, 从而提高单井控制的储量范围。
(3) 当年投产的19口仿水平井18口自喷。初期产量457t/d (自喷井为3m m油嘴产量) , 平均单井24.1t/d;年末平均单井日产10.5t/d (13口自喷井为3m m油嘴产量) 。新井当年产油1.981×104t, 平均单井产油1043t, 实现了低丰度、特低渗透油藏高效建产能的目的。
(4) 低丰度、特低渗透油藏通过地质优选, 压裂工艺配套, 井网井距优化, 即使是特低渗透油藏也能获得较高的产能。
摘要：正理庄油田樊142沙三下特低渗透油藏储量丰度低, 常规开发难度大, 经济效益差, 针对该油藏特点我们进行了四项关键核心技术研究, 分别进行了“仿水平井”开发适应性评价, 油藏地应力分布描述技术研究, 油藏方面进行井网优化设计, 工艺技术方面进行定向控制、逢长控制和缝高控制。从该技术现场方案实施后, 沙三下难动储量最终得以高效开发, 从压裂监测的缝长、产量等关键指标均达到了方案设计要求。
关键词：特低渗透,砂岩,仿水平井,压裂,井网
参考文献
[1]李忠兴, 杨克文.特低渗油藏渗流特征及增产技术研究[J].油气井测试, 2003, 12 (3) :21～25.[1]李忠兴, 杨克文.特低渗油藏渗流特征及增产技术研究[J].油气井测试, 2003, 12 (3) :21～25.
[2]2]李阳, 曹刚.胜利油田低渗透砂岩油藏开发技术[J].石油勘探与开发, 2005, 10 (1) z15～18.[2]2]李阳, 曹刚.胜利油田低渗透砂岩油藏开发技术[J].石油勘探与开发, 2005, 10 (1) z15～18.
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