南部低渗透油藏油井压裂地质选井优化与应用

《低渗透油藏井网部署的油藏工程方法研究》篇一一、引言随着全球能源需求的持续增长，低渗透油藏的开发变得日益重要。

低渗透油藏因其储层特性，开发难度大，需要精细的井网部署和高效的开发策略。

因此，研究低渗透油藏的井网部署及相应的油藏工程方法，对于提高采收率、降低开发成本、实现可持续发展具有重要意义。

本文旨在探讨低渗透油藏的井网部署策略及其在油藏工程中的应用。

二、低渗透油藏特征低渗透油藏是指渗透率较低的油藏，其储层特性决定了其开发难度。

低渗透油藏的主要特征包括：储层渗透率低、孔隙度小、非均质性强、含油饱和度低等。

这些特征导致油藏开采过程中存在采收率低、产能递减快等问题。

三、井网部署原则针对低渗透油藏的特性，井网部署应遵循以下原则：1. 合理规划井网密度和井距：根据储层特性和产能要求，合理规划井网密度和井距，确保井网能够覆盖整个油藏。

2. 优化井位选择：根据地质资料和储层特性，选择合适的井位，以最大限度地提高采收率。

3. 考虑经济因素：在满足产能要求的前提下，尽量降低开发成本，实现经济效益最大化。

四、油藏工程方法研究针对低渗透油藏的井网部署，可采用以下油藏工程方法进行研究：1. 地质建模与储层评价：通过地质建模和储层评价，了解储层的空间分布、渗透率、孔隙度等参数，为井网部署提供依据。

2. 数值模拟技术：利用数值模拟技术，建立油藏模型，模拟不同井网部署方案下的油藏开采过程，评估各方案的采收率、产能及经济效益。

3. 历史拟合与优化：根据实际生产数据，对历史拟合结果进行优化，调整井网部署方案，提高采收率。

4. 动态监测与调整：通过动态监测技术，实时监测油藏开采过程中的产能变化、压力变化等数据，根据实际情况调整井网部署方案。

五、实例分析以某低渗透油藏为例，采用上述油藏工程方法进行研究。

首先，通过地质建模和储层评价，了解储层的空间分布和特性。

其次，利用数值模拟技术建立油藏模型，模拟不同井网部署方案下的开采过程。

通过历史拟合与优化，确定最佳井网部署方案。

41长庆油田采油三厂靖安油田D油藏位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡中部，无断层发育，属于典型的超低渗的油藏。

随着油田持续开采，油藏开发进入开发中期，开发面临的问题矛盾日益突出，油井长期低产低效问题难以解决[1]。

采用常规压裂措施后产量稳产期短，含水升幅高[2]，无法满足当前阶段的油田生产开发需要，因此，亟需研究新的工艺方法解决当前油井低产低效的现状。

近年来，为了改善井网的水驱效果，长庆油田开始试验了宽带压裂技术，先后在多个油田取得了较好的应用效果[3-5]。

宽带压裂技术是在初次常规压裂的基础上对油藏进行二次重复压裂改造的过程，通过缝端暂堵及缝内多级暂堵技术提高侧向压力梯度，增大了裂缝的侧向波及范围，改变了优势水驱方向，并且通过对堵剂的不断优化，实现了提液控含水、提高单井产量，有效的降低油藏递减速度，为采油三厂中高含水阶段油藏高效开发具有深远的指导意义。

1 宽带压裂技术实施背景1.1 储层物性差，低产低效井占比高靖安油田D油藏北部、东部、西北部物性相对较好，单井产量相对较高，油藏南部、西南部物性较差，单井产量低。

经过统计发现，油藏物性较差部位油井低产低效占比高，为30%。

分析认为，由于储层物性差，导致注采系统主、向侧向井无法形成有效驱替是造成油井低产低效的主要原因。

而宽带压裂技术通过“控制缝长、增加带宽”的思路对储层进行大规模改造，主向裂缝半长控制在110~120m，侧向裂缝带宽控制在50~60m，可以建立超低渗透D油藏井组的有效驱替，实现油藏高效开发。

 1.2 常规压裂效果差，侧向剩余油动用少通过对靖安油田D油藏2018—2021年常规压裂实施效果进行统计。

结果表明：四年内实施常规压裂后油井平均单井日增油0.76t，措施增油水平较低，难以充分动用侧向剩余油；措施后油井含水达60%，含水增幅超过20%，达到21.1%，这对中含水期油藏开发非常不利。

因此需要对常规压裂的工艺参数进行优化，在提高单井增油的基础上控制含水上升幅度，见表1。

新民油田低渗透油藏压裂技术研究摘要：本文针对新民油田低渗透油藏的有效动用问题进行了系统研究，着重介绍了新民油田压裂措施增产规律研究，压裂参数优化设计、不同储层有效改造技术试验；提出了合理压裂改造规模，制定了不同储层针对性改造技术手段，形成了高效增产保障技术手段，对低孔隙、低渗透、低产能的砂岩油藏改造具有一定的指导意义。

关键词：系统评价参数优化现场试验新民油田属于低孔低渗油藏，平均渗透率5.4×10-3um2，平均孔隙度15.2%，平均孔喉半径5.4um，渗流难，存在启动压力，启动压力梯度越大，地层中同一半径处地层压力也越低。

储层特性决定了导流能力差，自然产能低，需要压裂改造。

而重复压裂递减快，效果变差，需要不断进行试验研究，提升压裂增产水平。

一、研究技术思路分析评价历史改造效果，找出适合现开发阶段的增产规律，明确选井选层方向、优化方案设计，提高措施效果和经济效益。

针对不同储层开展相应压裂针对性试验，形成不同储层配套改造技术。

1.区块措施增产效果评价通过措施增产量、低效率两个指标、对区块稳产状况、措施适应性做出评价，明确措施改造主体方向。

2.地层能量与增产量相关性评价用统计方法分析压裂效果和地层能量的关系，评价出目前新民复压层的最佳压力系数为0.75～1.1，最佳压力为9兆帕以上。

3.分层增产效果评价通过对新民油田主体区块各小层历次动用及增油情况分析评价形成三种潜力： 11、12小层为剩余油认识挖潜主力层； 7、9、10为提高增油水平接替层；5、6、8小层为新技术试验储量有效动用试验层。

4.微相与压裂效果相关性评价增油效果受沉积相影响较大，位于河道主体井压裂增产最高、稳产水平好；分流河道增产效果、稳产水平次之；废弃河道和溢岸砂增产效果差、稳产水平低。

在油田开发过程中，应充分考虑油水井所处沉积相，根据不同沉积相，制定不同的储层改造措施和开发技术政策，提高开发效果。

5.改造时机评价改造时机对重压效果影响大，分析新民油田主体区块压后有效井增产情况表明重压增产呈先升后降趋势，压后增产水平在2～3年内降低为零，重压时机20～30个月。

油田井下压裂技术要点分析1油田井下压裂施工技术工艺分析1.1分隔分层压裂工艺作为油田井下压裂施工中较为常用的压裂施工技术，分隔分层压裂工艺的工艺成本较高且工艺流程相对复杂。

封隔器作为该工艺重要设备主要由单封隔型、双封隔型以及滑套型三种。

其中，单封隔型多用于大型油井与中型油井中，主要应用在油井的最下层。

而双封隔型的应用较为广泛，可以适应任何种类的油井，同时，压裂施工受到油井层限制较小。

对于滑套性封隔器来说，则可以用于反复压裂、较深的油井中。

在应用滑套性封隔器压裂过程中，首先应保证压裂机喷砂仪上有滑套，其原因在于能够确保内部压力、压裂较大，能够实现迅速喷射。

现阶段，该项技术应用在国内油田中应用较为广泛。

1.2限流分层压裂工艺当压裂施工技术要求较高且较为复杂时，多采用限流分层压裂工艺。

主要应用于压开层数多、压裂所需压力差异性较强的施工中。

限流分层压裂工艺在实际的应用过程中需要针对具体情况进行高速喷射口的改变，也就是利用随时改变高速喷射口直径的方式有效改变喷射压力，从而进一步提升单位时间内的注入量。

施工时，首先需要采用直径相对较小的喷射口，逐渐提高井下的压力，直到压力高于油井所能承受的最大负荷后，再进行直径的改变，采用较大直径口径的喷射口。

针对不同油井层的压力，确保油井层产生裂缝能够顺利流出原油。

除此之外，对于水平油井来说，限流分层压裂工艺的应用能够依据油层厚度的不同，采取施加不同压力的方式，使得压裂能够纵向产生裂缝，进而提高工艺水平。

但同时，需要注意的是，限流分层压裂工艺往往对高速喷射井口的直径与密度有着较高的要求，所以仅适合满足其条件的油井。

由于局限性较强，在实际应用中受到了制约。

1.3注蜡球选择型压裂工艺在进行油田井下压裂时，注蜡球选择型压裂工艺的施工原理在于改变原有的堵塞剂，并将其更换为注蜡球进行后续的压裂。

一般来说，最先受压的为具有高渗透层的油井，随着蜡球不断封堵高渗透层，会导致井下压力不断增强，一旦压力到达相应程度时，油层便会随之产生裂缝。

是卡钻的风险。

在高速钻进时，易造成PDC 钻头的损坏和定向工具的磨损，主要为螺杆扶正器衬套或旋转导向推靠装置的磨损，PDC 钻头保径齿的破坏，因此，为保护PDC 钻头和定向工具，一般做法是通过降低钻进参数，但导致机械钻速低。

(3)油田不同区域储层压力差异大，油田中部该层位属于低压油藏，北部的Basal Tena 地层压力系数为1.366，属于高压油藏，储层类型为中低孔、中高渗类型，南部区域开发程度低，油藏压力保持良好，接近原始地层压力，在北部和南部钻井井控风险增大，有一定井喷风险。

如果与Napo 组的两套低压油藏同存，会存在高钻井液密度污染损害Napo 组储层的情况，并且容易诱发上喷下漏的问题，需要有针对性的调整井身结构。

(4)Napo 组下部有多套含油砂岩，该层段页岩、灰岩和砂岩交替发育，页岩具有裂缝发育，松散破碎，容易垮塌，产层砂岩孔隙度大，渗透性高，井壁容易堆积较厚泥饼，容易发生压差卡钻。

(5)Napo 、Hollin 地层含高岭石层段的岩石极易水化膨胀，造成井眼缩径失稳，因此，在下入尾管过程中，存在下入困难，甚至未下到预定位置的情况，造成井下风险增高、钻井周期增长等不利。

2 井身结构优化设计2.1 地层必封点确定根据P 油田地质工程特点，结合油田开发需求，参考目前相关工艺技术水平，加上对同区已钻直井、定向井的实钻情况进行研究，分析得出本区块纵向上存在三个必封点：(1)必封点1：井深10～50m 左右。

地表浅层疏松，易窜漏，若长时间浸泡，还可能出现垮塌，造成钻机底座不平稳等风险。

(2)必封点2：Tiyuyacu 组上部。

一方面，上部第三系地层新，欠压实，存在大段泥岩和页岩，易水化膨胀，井壁稳定性差；另一方面，虽然上部泥、页岩层和下部大段砾石层防塌需求高，但二者防塌机理不同，钻井液性能差异大。

因此，将必封点设在Tiyuyacu 组上部，以适时封隔晚第三系高水敏性垮塌层。

(3)必封点3：Napo 组上部。