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非常规油气
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双月刊

非常规油气/Journal Unconventional Oil & Gas
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    超低渗油藏水平井井间干扰影响因素分析及井距优化

    任佳伟白晓虎卜军王飞...
    79-88页
    查看更多>>摘要：鄂尔多斯盆地超低渗油藏开发已进入中期,新井加密和老井重复压裂已成为区域采收率提高的重要手段,体现出井间距持续变小,压裂规模持续增长的趋势,导致出现井间干扰程度高以及单井产量快速递减等问题.为解决井间干扰程度评价及预防控制等问题,利用油藏数值模拟方法,建立了水平井组数值模拟模型,评价单井及井组压裂改造后动用范围,开展井间干扰程度影响因素分析.结果表明:基质渗透率及天然裂缝渗透率越高,单井压裂规模越大,井间距越小,井间干扰程度越明显.单井EUR和区块整体采收率存在最佳匹配关系,需要优化合理井距来平衡区块采收率和单井累积产量的关系.以上研究结果可为井距优化及重复压裂技术应用提供有效指导.

    华庆油田超低渗油藏水平井井间干扰井距优化

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    长庆油田页岩油实现规模效益开发

    中国石油新闻中心
    88页
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    枯竭油藏型储气库库容量化室内实验研究

    丁洋洋秦正山何勇明刘文龙...
    89-96页
    查看更多>>摘要：在油藏改建地下储气库时,为了研究不同初始含水饱和度对库容的影响,利用实际矿场岩心开展了不同初始含水饱和度条件下气驱油水多轮次注采实验,分析了不同初始含水饱和度下气驱油水后的驱替效率及建库效果.结果表明,低含水饱和度条件下,油相的相对渗透率显著高于水相而更易被驱替出,因此主要通过气驱油来提高储气空间;中、高含水饱和度时,水相更易被驱替出,储气空间的提高逐渐由被驱替出的原油体积贡献转向于由驱替出的水相体积贡献.相同注采轮次下,由于储层岩石水湿及渗吸作用,高初始含水饱和度时的剩余水饱和度增大,气驱油水总的驱替效率降低,储气库的注采能力和库容相对减小;储层初始含水饱和度增大会降低气驱油水的驱替效率,不利于提高原油采收率及储气库扩容;初始含水饱和度越高,储气库达容时间越久,建库初期的注采能力越低.该研究成果可为油藏型储气库注采能力评价和库容分析提供指导.

    枯竭油藏储气库含水饱和度多轮次注采实验驱替效率储气空间

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    致密油起伏水平井多段裂缝非均匀流入规律研究

    魏杰李小雪崔旭瑶王倩...
    97-105页
    查看更多>>摘要：裂缝走向和水平井轨迹对致密油产能影响较大.为揭示井眼轨迹起伏和水力裂缝形态对致密油产能的影响机理,建立了1套考虑水平段起伏压裂的水平井产能模型.分别建立起伏井眼轨迹多段井模型和致密油藏非达西渗流模型,通过MRST顺序隐式耦合框架实现了井筒流动与储层渗流的耦合,采用Newton-Raphson方法迭代求解产能的计算.基于该模型,开展了起伏水平井非均匀流入规律研究,结果表明:1)非对称裂缝的渗流阶段越早进入径向流,改造区内的流体流动越不充分;2)裂缝偏转时,流体渗流阶段转换差异随偏转角度增大而增加,尤其当偏转角度增大至75°～90°时,早期径向流会逐渐消失;3)当井的曲率小于井长时,井产能较大,而当曲率半径大于4倍的井弦长时,产能显著减少.以上针对起伏水平井非均匀流入规律的成果认识对致密油开采过程中的井轨迹设计以及压裂设计具有重要的指导意义.

    起伏井筒致密油藏多段压裂产能模拟

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    一种适用于延长油田长7页岩油水平井产量预测的改进经验模型

    李留杰唐后军郭粉转杨宏拓...
    106-114页
    查看更多>>摘要：延长油田长7陆相页岩油水平井产量前期快速递减、后期缓慢递减.在采用常见的页岩油气经验模型YM-SEPD和Duong法拟合月产和累产数据的基础上,通过定义"截距累产",引入新的中间变量,在线性拟合中间变量时将拟合月产改为拟合累产,提出了 一种新的改进Duong模型,并与另外一种改进Duong模型(WK-Duong模型)进行了对比.结果表明:1)YM-SEPD和Duong模型受月产数据波动影响较大,其中YM-SEPD累产拟合误差的正负值随时间的增加而改变,而Duong模型拟合误差逐渐增大;2)采用WK-Duong模型拟合关键参数q1时,认为拟合直线截距为0,与延长油田陆相页岩油实际生产情况不符,影响拟合精度;3)新的改进Duong法通过拟合累产与相关参数关系,减小了月产数据波动对线性拟合的影响,优化了后续求解过程,与其他几种方法相比拟合精度最高.改进后的Duong方法可用于准确拟合和预测延长油田长7页岩油水平井产量,对陆相页岩油的产量评价具有参考意义.

    延长油田长7陆相页岩油产量预测经验模型改进Duong模型

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    吴起油田楼坊坪油区深层含油层系开发井网密度研究

    赵阳高胜利张小奇马涛...
    115-120页
    查看更多>>摘要：为了合理高效地开发未动用的长8和长9油层,需要确定1套合理的井网系统,以便积累经验,指导吴起油田其他深层含油区域进行高效合理开发.根据不同流度下井网密度与采收率的相关性,研究区长8和长9油层的井网密度为6.8 口井/km2;实际上,延长油田西部三叠系已开发油田的井网密度为9.2～18.0 口井/km2.考虑到新老井网的衔接,确定长8和长9油层开发井网密度宜在10～15 口井/km2,以300 m井距部署井网密度较为适合;在分析研究区最大主应力与裂缝走向的基础上,尽可能在原有300 m×300 m正方形井网的基础上进行井网布置,以继承原有井网;采用300×30 0正方形反九点布井,采用反九点法注水.以上成果对整个吴起油田深层油藏开发具有一定的指导价值.

    井网密度长9油层楼坊坪油区吴起油田

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    广域电磁法压裂监测技术在致密砂岩气藏中的应用——以川中金秋气田为例

    颜晓华黄佳李芳书
    121-134页
    查看更多>>摘要：广域电磁法压裂监测技术通过监测压裂液注入地层后产生的电性变化引起的电磁响应,获取电磁时间差分异常,反映压裂液波及范围,进而分析缝网特征.该文介绍了广域电磁法压裂监测的基本原理及监测方式;为了搞清压裂改造效果,以川中金秋气田为例,针对裂缝形态及扩展规律难以精准描述的问题,开展了广域电磁压裂监测.监测结果表明:1)金秋气田两侧压裂裂缝缝长合计超过300 m,波及面积大,整体改造效果较好,但各簇之间存在较强的非均质性;2)致密砂岩压裂时,产生数条主缝,之后一直沿着主缝方向不断扩张与延伸,最终压裂裂缝都呈现数个尖峰状突进的形态,且孔隙度和脆性指数越大,裂缝扩展更容易,波及长度更大;3)裂缝特征与簇孔、段长、簇间距、用液强度及加砂强度等施工参数有关,金秋气田合理的簇间距为9～10 m,合理的段长为80～100 m,合理的用液强度为16.5m3/m,合理的加砂强度为5.0～6.0t/m.以上研究结果可指导后期压裂施工工艺进行优化调整.

    广域电磁法压裂监测波及范围实时指导工艺优化

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    陇东地区深井钻井循环温度预测及应用分析

    王瑞陈子豪李录科李伟峰...
    135-143页
    查看更多>>摘要：长庆油田陇东地区部分天然气井深度约为5 000 m,相应的地层温度会超过130 ℃.然而随着该地区对深层油气、非常规油气以及页岩气等资源的不断开发,高温已成为钻井作业的重要制约因素.为了防范井下高温可能引发的工程事故,构建了一个二维钻井循环温度预测模型,对井筒温度特性进行了分析,并为钻井液和钻井工具的选择提供了理论支持.研究结果表明:1)在开始泵送循环的初期,井口温度迅速升高,井底温度迅速下降,之后的1.5h内,井口和井底温度变化逐渐趋缓;2)在相同的井深下,随着循环时间的增加,井筒内的钻柱内钻井液温度和环空内钻井液温度逐渐下降,同时相应位置的环空内钻井液温度和钻柱内钻井液温度也下降;3)在预测的温度范围内,对该井的3种钻井液体系进行了表观黏度和塑性黏度实验,结果显示黏度的变化受温度影响较大;4)在预测的温度范围内,以三元乙橡胶为研究对象,随着老化时间的增加以及温度的升高,橡胶密封圈的厚度逐渐减小,硬度逐渐增加,压缩永久变化率也逐渐增加.该预测模型的预测结果与实际生产相符,为设计和选型提供了有价值的指导,具有重要的研究意义.

    陇东地区深井钻井温度预测钻井温度

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    吴起油田长7页岩油层钻井液优化研究

    高攀明陈峰谢颖宗亭良...
    144-151页
    查看更多>>摘要：吴起油田长7页岩油层在钻井过程中易发生大规模井壁掉块,这是影响吴起区块长7页岩油水平井钻井提效和综合录井效果的主要原因.为解决页岩失稳问题,利用岩心观察、扫描电镜和X射线衍射分析等实验设备,分析了长7页岩的微观特征和理化特性.研究表明:通过扫描电镜观察,长7页岩微裂缝发育,黏土矿物比例较高,高岭石相对占比为37.56％,遇水易泥化破碎;伊利石和伊/蒙混层接近50％,岩层膨胀压力大,井壁不稳定,在钻井过程中需要注重油层保护;针对吴起地区长7页岩提出了强封堵强抑制的聚合物钻井液的技术对策.钻井液配方为4％膨润土+适量烧碱+适量纯碱+0.3％(HV-CMC)+2％(NH4-HPAN)+2％(WNP-2)+5％PTGE+1％超细碳酸钙+3％纳米碳酸钙+荞麦皮+重晶石.评价表明,该体系老化后黏度和切力小,塑性黏度为16 mPa·s,动塑比为0.44;滤失量和润滑性满足现场要求,API失水3.8mL,摩擦系数为0.614;岩屑回收率高,达到98.3％,渗透恢复率高,配液污染前后性能稳定.该研究成果对吴起区块水平井的实施具有一定的参考价值.

    吴起油田掉块页岩钻井液优选性能评价现场应用

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    四川盆地致密气水平井钻井关键技术

    刘明许鹏陈述夏林...
    152-159页
    查看更多>>摘要：为搞清四川盆地致密水平井钻井工程技术难点,针对致密气水平井井眼轨迹设计复杂、地层易坍塌掉块、卡钻风险高、下套管困难以及钻井周期慢等技术难点,开展了地层压力预测及应力分析、井眼轨迹设计优化、钻井参数及钻井设备优选、优化钻井液体系及参数、下套管模拟预测和套管强度校核等多方面工作.研究结果表明:1)西南致密气水平井地层坍塌压力为1.55～1.60 g/cm3,当水平段钻井方位约为105°及15°时井壁稳定性较好,有益后期储层压裂改造;2)采用"双二维"轨迹设计,钻具组合扭矩降低15％以上,摩阻降低20％以上,定向钻井速度可提高45％以上;3)钻机配套DQ50DBS型顶部驱动装置,配置2～3台1600HP钻井泵和NC52非标钻杆,钻井排量控制在35 1/s以上,可保证井眼清洁度及携岩效率;4)使用白油基钻井液体系的同时加入"刚性粒子+树脂纤维+沥青胶粒"措施进行封堵,可保证井壁稳定;5)优选P110钢级、10.54 mm壁厚完井套管并采用旋转方式下入,在满足后期压裂施工的同时,降低套管下入摩阻12％以上.上述成果认识对加快四川盆地致密气勘探开发进程具有指导意义.

    致密气水平井勘探开发一体化钻井关键技术

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