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会议信息

  • 会议名称：

    2015中国非常规油气论坛

  • 召开年： 2015
  • 召开地： 新疆克拉玛依
  • 会议文集： 2015中国非常规油气论坛论文集
  • 主办单位： 中国石油学会
  • 出版时间： 2015-08-31
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共118条结果
  • 1.

    致密油气藏压裂井不均匀产油部位试井诊断方法

    包量

    摘要：针对现有压裂裂缝试井方法解释的裂缝半长远远小于工程压裂裂缝半长问题,将垂直裂缝考虑为条带源,考虑井筒储集、裂缝分段不均匀产液及裂缝不均匀产液以及水平井分段不均匀产液影响,运用Green函数并结合Newman乘积方法,建立了裂缝分段流量不均匀试井解释新模型以及多段压裂水平井裂缝流量不均匀试井解释新模型.利用数值反演算法计算井底压力,绘制出样板曲线,并分别讨论了裂缝分段流量不均匀对垂直裂缝井底压力的影响以及不同裂缝流量分布不均对多级压裂水平井井底压力的影响.研究结果表明,垂直裂缝分段不均匀产液时,无限导流近井筒线性流段1/2斜率线和最终水平径向流段压力导数0.5水平线之间出现一个斜率不等于1/2的新线性流动段;多段压裂水平井压力导数曲线出现了值为0.5/N的水平段,被称为第一径向流动段.实例应用表明新模型对垂直裂缝井的产液裂缝段诊断及解释、增产措施制定具有重要指导意义.
  • 2.

    关键处理剂加入顺序对钾胺基聚磺钻井液工艺性能的影响研究

    包量

    摘要：研究了降失水剂、抑制剂及包被剂的加入顺序对钾胺基聚磺钻井液流变性、滤失造壁性及抑制性能的影响,得到钻井液处理剂加料的最佳顺序为:降失水剂、30％包被剂、抑制剂、70％包被剂.该配方的表观黏度(AV)为41mPa·s,API滤失量(FLAPI)为3.7mL,动塑比为0.31,页岩滚动回收率为93.48％,线性膨胀率为14.3％.利用激光散射粒度分析仪,分析了不同加料顺序影响钻井液性能的作用机理.结果表明:先加抑制剂钻井液体系的AV约为25mPa·s,FLAPI为6.4～7.0mL,大颗粒含量较高,滤失造壁性能较差;先加包被剂钻井液体系的AV为36.0～39.5mPa·s,FLAPI为5.1～5.5mL,较大与较小粒径颗粒均较少,滤失造壁性能较差;先加降失水剂钻井液体系的AV为35.0～42.5mPa·s,FLAPI为3.6～4.2mL,粒径分布较宽,滤失造壁性能与流变性能均较好.
  • 3.

    鄂尔多斯盆地新安边油田安83区长7致密油水平井开发技术探讨

    包量

    摘要：新安边油田安83区位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡西南部,主要含油层系长722,油藏埋深2190m,平均孔隙度8.9％、渗透率0.17mD,通过不断勘探评价,目前共有三级地质储量1.7亿吨.2011年投入水平井+体积压裂试验后,取得了一定效果,有效解放了致密油储层,开发前景良好,为规模动用致密油奠定了坚实基础,但整体表现出压力保持水平低、注水易见水、自然能量开发递减大的主要矛盾.本文通过分析水平井开发方式、井网井距、改造强度等对水平井递减的影响因素,提出下步开发过程中坚持注水、扩大井距、增大改造强度、增加滞留液量等开发技术政策,并在自然能量开发区开展吞吐采油,有效减缓水平井递减,实现致密油高效开发.
  • 4.

    我国致密气开发技术工程化实现的学习曲线研究

    包量

    摘要：致密气开发技术工程化是规模化商业开发的前提.致密气作为一种新兴的能源,其开发技术极大的区别于常规油气,具有显著的技术学习效应.以往学者定义的技术学习曲线只能描述钻井数量与边际钻井成本变动的关系,并不能反映出致密气开发开发过程中地质、技术以及环境等不确定性问题引发的沉没钻井成本变动.针对这一不足,本研究在界定致密气开发技术工程化实现内涵的基础上,把技术学习对钻井成本的作用途径分为直接的技术规模效应和减小不确定性问题发生可能性,提高钻井成功率,降低沉没钻井成本的间接作用,并分别分析两种途径的作用机理及演化过程.依据涪陵致密气田的实地调研信息和专家访谈数据,刻画并分析了不同开发阶段对应井别的钻井总成本学习曲线,并与传统的技术学习曲线进行了对比分析.研究发现,致密气开发早期相比中后期,技术学习速率更高,钻井成本剧烈变动变动更剧烈,当只考虑技术学习的规模效应,钻井成本变动更为平缓,技术学习对钻井成本的间接作用显著的增大了技术的学习效应.
  • 5.

    致密气井修正等时试井分析新方法

    包量

    摘要：修正等时试井是评价气井产能的重要方法,对低渗透致密气藏,传统修正等时试井分析方法存在不足,计算出的二项式系数经常为负值,无法建立气井的产能方程.基于渗流力学理论,应用压力叠加原理推导出了修正等时试井各测试制度下流动拟压力的表达式,建立了修正等时试井资料分析的新方法.应用新方法分析了苏里格气田气井实际资料,对于传统方法不能处理的资料,新方法可以较好的分析处理,并且计算结果可靠、精度高,满足了低渗透致密气井产能分析的需要.
  • 6.

    影响致密砂岩气藏气井产能的地质因素分析

    包量

    摘要：致密砂岩储层普遍具有低孔、低渗、强非均质性特点,苏里格气田为典型的致密砂岩气藏,不同地质条件下投产气井的生产特征呈现出明显的差异,本文在化验分析数据及渗流实验基础上,结合已投产井静、动态特征进行对比分析,深入剖析储层物性、含气性、储层非均质性等对气井产能的影响,认为:致密砂岩气藏复杂孔喉结构含水导致存在启动压力,渗透率与含水饱和度共同影响气相渗流能力;致密砂岩储层具有较高的原始含水饱和度,存在部分可动水;致密砂岩储层层内非均质性强,生产后期在巨大的压差驱动下,具有高含水饱和度的极低渗透储层中的流体参与流动,致使储层可动水饱和度增大,影响气井产能发挥.对致密砂岩气藏气井产能的影响因素的分析,对致密砂岩气藏不同地质条件的富集区筛选及开发政策优化具有重要的指导意义.
  • 7.

    利用双分支水平井技术探索致密砂砾岩储层有效开发途径

    包量

    摘要：昌德气田,位于黑龙江省大庆市大同区、肇州县及安达市交界处,区域构造位于深层徐家围子断陷西部斜坡带与古中央隆起衔接部,是大庆深层三大气藏之一,1998年提交天然气探明储量117.08×108m3,其中砂砾岩的储量为84.42×108m3(图1).由于砂砾岩储层致密,储层物性差,气井稳产能力差,气田一直没有得到有效开发.2013年6月23日芳深6-平1井导眼井完钻，营四段yc4I层钻遇砂体3个，累计厚度37.7m，其中有效储层2层，厚度18.9m，yc4Ⅱ层钻遇砂体9个，累计厚度107.1m，有效储层1层，厚度27.8米。结果表明yc4I层和yc4Ⅱ层储层发育都比较好，故按照钻井预案三设计执行双分支钻井计划。2013年10月8日芳深6-平1井下分支完钻，完钻井深4876m，水平段长度1340m，钻遇有效储层830.8m，有效储层钻遇率为62%，储层以Ⅲ类为主；开展了15段裸眼分段压裂施工，压入压裂液9764m3，加砂739.5m3，返排出液20%。7.94mm油嘴试气，油压20.38MPa，试气无阻流量为37×104m3/d，取得明显提产效果。2014年2月23日芳深6-平1井上分支开钻，按设计在3447m处入靶，目前定向钻进，进尺4267m，水平段长度817m，井斜89.11°，方位207.56°，水平段气测显示较好，最大值在3～4%之间波动，气测异常段长度达633m，通过压裂后，上分支有望获得较高产气量。芳深6-平1双分支井在致密砂砾岩有效开发方面取得较好的效果，因此，在适合地质条件下，针对致密砂砾岩的开发可以采取水平井和分支井的方式提高产能及储量动用程度。
  • 8.

    浅析天然气水合物的预防和处理

    包量

    • 作者：张伟,
    • 会议名称：2015中国非常规油气论坛
    • 2015年
    摘要：未经处理的天然气中都含有一定的水蒸气,它在一定的条件下会生成冷凝水、冰塞和水合物.水合物是一种笼形晶格包络物,即水分子藉氢键结合成笼形晶格,而气体分子则在范德华力作用下,被包围在晶格的笼形孔中,在一定的温度和压力条件下,由天然气中某些气体组分和液态水形成的白色结晶固体,极易产生堵塞.因些,针对施工中遇到的问题,相应采取了对水合物形成压力的预测,指导电子压力计的起下作业尽可能选择在水合物形成前完成.水合物的预防可通过在井下管柱内注入甲醇和乙二醇或者地面采用加热炉加热的方法来实现.
  • 9.

    大庆气田试气技术配套开发与应用

    包量

    摘要：天然气井试气一直是试油施工的重点和难点.气井试气工艺完善与否,直接影响试油试气资料的准确性.近年来,大庆油田完善了浅层气井试气和高温高压深层气井测试工艺,优化完成了井下工具配套和地面工艺技术配套开发,并在大庆油田各天然气区块取得了良好的应用效果.文章还对试气配套工艺技术的优缺点和适用性进行了分析,并指出大庆油田今后几年需进一步加强在超深井测试、浅层气井防砂技术等方面研究,以适应地质需求.
  • 10.

    大庆深层气藏复杂结构井开发应用效果评价

    包量

    摘要：大庆深层气藏是油田天然气上产的主力气藏,这类气藏储层物性差,地质条件极其复杂多变,采用直井开发需压裂改造,单井产量低,储量动用程度低,大部分井区难以有效动用,难以形成较大的产能规模,有效开发难度大.为了探讨这类气藏的有效开发模式,自2005年起针对这类气藏陆续开展了水平井、分支水平井和老井侧钻水平井等开发试验,目前,水平井已遍布深层气藏各开发井区,应用规模在逐年扩大,共陆续部署水平井和分支水平井等复杂结构井29口,投产10口,取得了明显的增产效果,为提高这类气藏的储量动用程度、新区快速上产和老区挖潜改造提供了技术支撑.开发实践初步证实复杂结构井是提高大庆深层气藏单井产量、储量动用程度和实现气藏高效开发的主体开发技术.
  • 11.

    扶杨油层直井缝网压裂选井选层标准研究

    包量

    摘要：缝网压裂技术是一项新型油藏措施改造技术,效果较好.本文针对大庆长垣外围油田扶杨油层直井缝网压裂效果差异较大的问题,在采油工程选井标准的基础上,通过动静结合,综合研究分析各项油藏工程参数对缝网压裂效果的影响,确定地层系数、含油饱和度、剩余可采储量和措施前综合含水等8项因素对缝网压裂效果影响较大,应用灰色关联法确定了各参数相应权重,确定了主要影响因素,建立了扶杨油层缝网压裂油藏工程选井选层标准,为下步潜力筛选奠定了基础.
  • 12.

    大安油田致密砂岩油藏水平井开发技术

    包量

    摘要：大安油田是吉林油田致密油藏分布规模较大的地区,未动用储量近1亿吨,由于存在储层致密、单井产能低、难以建立注采关系等问题,导致常规开发经济效益差、采收率低,不能实现有效动用.结合该区地质特点,建立应用水平井长水平段加体积压裂的整体开发试验区,取得了良好效果,单井产能大幅度提高,形成了提高单井产量的配套技术—水平井开发技术,探索出了一条实现大安油田致密砂岩油藏有效开发的途径,具有广阔的应用前景,为吉林油田致密油藏的持续规模效益开发提供了技术保障.研究表明，试验区证实裸眼滑套压裂技术更适合大安致密储层。施工压力低，储层改造更加充分，达到了致密油藏水平井体积改造目的。实践表明，油层的暴露程度和压裂段数对水平井产能影响显著。最大可能的增加压裂段数是今后水平井地质、压裂设计追求的目标。为了平衡“提高单井产量和有效降低投资”，追求最大经济效益，开展了不同加砂规模水平井压裂试验，试验表明单段加砂量越大单井产量越高。水平井在生产过程中由于地层出砂以及球、球座的影响，会造成井筒不畅通。保持水平井在生产过程中井筒畅通，是水平井产能得以有效发挥的关键。储层的非均质对致密油藏实现体积改造提出了更高的要求。地质与工程深度结合，更为精细的个性化设计和加强现场管理，是实现压裂方案设计目标的重要保障。实践证明水平井加体积压裂是致密油藏开发的有效技术。水平井单井投资是相应直井的3.6倍，单井产量是直井的4.6倍，与直井相比更具经济优势，随着技术的进一步完善配套，水平井加体积压裂将是致密油藏实现效益开发的有效技术手段。
  • 13.

    潜山提高单井产量配套技术优化与完善

    包量

    摘要：潜山油藏开发目前已跨越了天然能量的膨胀期、进入到地层能量递减期,在油藏开发过程中问题不断暴露,油藏开发条件逐渐变差,稳产并提高单井产量工作势在必行.为此,2014年以来,针对潜山油藏天然能量不足、底水锥进、压力下降、产量递减加剧、油田稳产基础薄弱的现状,开展了提高单井产量的技术研究,剖析单井产量下降原因,从油藏潜力和技术角度,开展了潜山压裂、注气、气举、举升等一系列措施,创新研究了缝高控制、暂堵降滤、油层保护、压裂工艺优化技术，摸索出一套适合潜山压裂改造的新方法。分簇射孔使变质岩潜山储层的压裂改造措施更有针对性，提高了措施有效率。国产化水力喷射压裂工艺在潜山直井的首次应用成功，简化了工艺程序，节省了施工时间，节约了压裂费用。氮气驱先导试验证实，利用氮气压缩系数大、弹性能量大、黏度低的特点，可有效补充地层能量，驱替剩余油，改善厚度低渗透油藏开发效果。
  • 14.

    非凝析气体在双水平井SAGD开发中的应用

    包量

    摘要：曙一区杜84块兴Ⅰ组厚层块状稠油油藏采用双水平井SAGD进行开发,在SAGD开发过程中存在蒸汽外溢、水平段动用不均及注采连通差等问题,开发效果未达到设计指标.研究认为,SAGP是由SAGD演变而来的一种技术,该技术可有效解决水平段动用不均及注采连通差问题,提高油汽比,改善开发效果.实施后,4个双水平井SAGD井组日产油由60t提高到95t,油汽比提高0.01,取得了较好的开发效果.该技术的应用对于提高双水平井SAGD开发效果具有十分重要的现实意义.
  • 15.

    HiWAY压裂技术在雷家致密油储层中的应用

    包量

    摘要：辽河油田雷家地区是近两年辽河油田的重点勘探区块,从岩性上看为泥质白云岩、白云质泥岩,储集空间以孔隙-裂缝型和裂缝型为主,储层渗透率<1mD,孔隙度<10％,具有明显的致密储层特征,这决定了该探区试采前需进行压裂改造措施.前期先后开展3口探井的常规压裂试验,都因储层泥质含量较高(48％)、支撑剂嵌入伤害较大,导流能力损失较大,而造成现场实施效果均不理想,常规压裂技术无法满足开采需求.因此在雷平2井采用HiWAY压裂技术,该技术通过在压裂支撑剂中加入纤维,同时采用脉冲式加砂方式,在裂缝内形成了许多条高速导流通道,较常规压裂具有更高的导流能力,同时配合水平井速钻桥塞分段压裂技术进行现场施工,通过雷平2井现场试验效果看,压后最高日产油达到100t以上,压裂效果显著,初步判断通过该技术可以实现该类储层的有效动用.
  • 16.

    致密储层大规模缝网压裂试验技术研究

    包量

    摘要：扶余油层存在单井产量低、注水受效差、产量递减快、采出程度低等问题,开发效果不理想,未达到经济有效动用目的.为此,开展多层段大规模缝网压裂试验.试验表明:扶余油层的地应力差异系数较小,适合缝网压裂,直接应用滑溜水大排量施工即可实现;滑溜水具有摩阻低、粘度低的特点,容易进入微孔隙,易启裂微缝,而且施工排量越大越有利于产生复杂缝网;采用高排量滑溜水注入,启裂微缝,并使微裂缝延伸;低排量清水注入,保证清水进入微裂缝,在储层中产生多条微裂缝,形成缝网体系;低排量冻胶携砂注入,保证近井地带主缝和微缝有效支撑,提高导流能力;地面微地震监测到两口井分别形成了多条平行裂缝、横切裂缝、斜切裂缝,压裂效果较好,缝网特征明显;产液剖面测试结果显示主力油层采液强度下降;非主力油层采油强度提高,非主力油层初期产量和主力油层相当,但有效期好于主力油层,提高了单井产量.
  • 17.

    深层致密气井一体化技术的研发与应用

    包量

    摘要：大庆油田进入油气勘探开发的中后期阶段以来,深层致密气井的有效开采和动用已经成为油气稳产的重要补充手段.这类致密气藏需要经过压裂后方能投产建产,若仍然采用射孔后,先压井起出射孔管柱再下入压裂管柱的工艺流程,不仅会增加井口控制风险,还将对致密储层造成二次污染.针对深层气井的地质和工程施工特点,大庆油田研发应用了射孔、压裂、完井一体化技术,一趟管柱实现射孔、压裂、求产、完井等多项工序,从而减少对致密地层的污染,降低投产成本,缩短施工周期,实现安全、环保、高效施工.该技术在致密气井XX8-X305上进行了应用,取得了良好的效果.
  • 18.

    非常规油气藏“工厂化”作业模式探讨——以昌吉油田致密油规模有效开发先导试验为例

    包量

    • 作者：江洪,
    • 会议名称：2015中国非常规油气论坛
    • 2015年
    摘要：非常规油气藏开发是未来能源领域发展的趋势,水平井多级体积压裂技术是实现非常规油气藏开采的重要手段.水平井分级越来越多,体积压裂改造理念的推广,单井开发规模急剧上涨,对人力、设备、材料尤其是水资源的消耗随之快速增大.粗放分散的完井方式难以实现非常规油气藏的大规模经济有效开发.“工厂化”作业已经成为非常规油气藏高效率低成本开发的有效模式.通过调研分析国内外“工厂化”作业模式,结合油田地理位置、自然资源,围绕开发技术、生产作业模式和组织管理模式等多个方面,探索适应于本地区的“工厂化”作业模式.提出水平井、大规模分级压裂、“工厂化”作业是实现非常规油气藏规模效益开发的技术基础。“工厂化”钻完井可以减少设备搬迁、拆装等工序，有效缩短钻井周期；钻井液回收利用装置最高可实现60%左右泥浆重复利用，可以有效降低钻井成本。非常规油气藏大规模“工厂化”压裂对供水、供电等辅助设施和资源要求较高，实施前必须针对当地自然环境、资源情况进行适应性设计，确保施工连续进行。性能可靠的连续施工设备是实现“工厂化”压裂作业的物质硬件基础，地面连续供液、连续混配、连续输砂、大排量泵注压裂车组的设备摆放需要适应“工厂化”压裂作业的施工要求，以此来实现“工厂化”压裂作业的流水线生产作业。合理的工作计划、精确的节点控制、稳定的后勤保障、全面的QHSE管理体系，是确保“工厂化”作业连续不断实施，提高作业效率、降低作业成本的管理基础。
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