【摘 要】
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长8油藏是姬塬油田增储上产的主力油藏,但由于储层埋藏深,物性相对较差,渗流能力差,油井普遍低产低效,如何提高单井产量是该油藏面临的难题,为了探索新的重复压裂技术,近年来开展混合水体积压裂新工艺实验,通过现场应用取得了重大突破,压裂后能够增大泄油面积,提高储量动用程度,建立有效驱替压力系统,促使油井见效,本文主要从该工艺特点、影响因素、适应性分析及实施效果评价,进一步探索低渗透油藏提高单井产能的新途
【机 构】
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中国石油长庆油田分公司第五采油厂,陕西西安710200
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长8油藏是姬塬油田增储上产的主力油藏,但由于储层埋藏深,物性相对较差,渗流能力差,油井普遍低产低效,如何提高单井产量是该油藏面临的难题,为了探索新的重复压裂技术,近年来开展混合水体积压裂新工艺实验,通过现场应用取得了重大突破,压裂后能够增大泄油面积,提高储量动用程度,建立有效驱替压力系统,促使油井见效,本文主要从该工艺特点、影响因素、适应性分析及实施效果评价,进一步探索低渗透油藏提高单井产能的新途径.混合水体积压裂能够增大泄油面积，提高储量动用程度，同时改善渗流状况，建立的有效驱替压力系统，促使油井见效，可以大幅度提高单井产能。体积压裂缝网形成的影响因素包括地质因素和施工工艺因素。在不同的地质条件下，能够达到最优开发效果的施工工艺各有差异。选层选井措施成功的前提，地层能量是措施的基础，合理的工艺参数是措施成功的关键，地层压力保持水平在85％-120%措施效果较好，要结合地质特征及开发动态合理优化参数，措施规模过小，措施效果不理想，规模过大会造成含水上升。在低渗透油藏成为开发热点的今天，混合水压裂技术必将成为突破开发瓶颈的关键技术。
其他文献
随着郝坨梁油田进入高含水开发后期,油井采出液的物性发生了较大的变化,为降低油井集油温度或采用不加热集输工艺创造了条件.本文结合郝坨梁油田的生产现状,分析了采用最低温度集油或不加热集输的必要性,通过现场基本数据实测,对实现控温或不加热集油的可行性进行了探讨,以达到减少加热设备,降低油田生产成本和节能降耗的目的.
通过应用伯努利方程能量平衡关系,研究C区块注水系统能耗及压损分布情况,计算合适的注水半径及配水分布方案,提出了调整与优化该系统注水压力的方法.
D区块长8油藏2013年产建结束,随着2013-2014年注水政策的调整,驱替系统逐渐建立.本文对油藏分部位储层物性、含油性及剖面非均质性分析,认识油藏地质特征,结合油藏的见效、见水特征,压力和水驱状况,总结油藏开发规律,对油藏分部位合理开发技术政策进行研究,明确油藏下步治理措施及稳产方向.
姬塬油田黄D1-D2油藏平均孔隙度8.13％,渗透率0.26 mD,属于典型的特低渗透油藏.由于储层物性差、渗流能力差,油井普遍低产低效,随开发时间推移,采油指数快速下降,原油产量急剧降低,2013-2014年该区开展了混合水体积压裂新工艺试验,取得了良好效果,有效提高了单井产量和油藏最终采收率,本文从技术原理及特点、适应性研究和实施效果进行总结评价,探索提高特低渗透油藏单井产量的新思路、新途径.
随着油田进入中高含水期,产液量和产水量不断增加,输送能耗及处理费用也逐年增大,且部分早期建成的各种站场在流程和布局上不适应油田的生产和发展,站内设备老化、工艺流程复杂,维护工作量大,末端集中处理站点(化子坪联合站)逐渐出现原油处理、加热、采出水处理、回注等能力不满足的问题.通过理论分析、校核计算、现场优化调整,逐步探索出一种"上游供注、下游减负"地面工艺模式,解决了油田高含水期集输系统存在的矛盾.
油田开发处于中后期,对油水运动规律的认识尤为重要.本文应用数值模拟Eclipse软件中的流线模型(FrontSim)技术,对常规井网和水平井网的渗流规律进行探讨,根据模拟不同时间三维可视化模型的变化,描述油水井之间的渗流关系,指导油藏开发技术的调整.
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H57区块作为姬塬地区长8油藏典型区块,自2007年建产以来,先后经历了试验建产、规模开发及目前的稳产阶段,油藏已进入中含水开发阶段,水驱状况整体较好,但随着开发时间的延长,仍然存在制约水驱效果的各种因素,物性差异、剖面矛盾、平面矛盾、层间矛盾逐步凸显,因此针对姬塬油田H57区块长8油藏开展水驱特征研究,摸清水驱特征及影响因素,提高水驱效率,制定有效的改善水驱特征对策显得尤为重要.