X区块扶余油层分步压裂开采技术

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肇源—裕民地区扶余油层录井显示特征及压裂效果分析

主要有以下几方面：（１）该区原油相对密度在０．８６～０．８９之间，粘度在
３０￣７０ｍＰａ·Ｓ之间，油质较重，原油的流动性差。（２）该区地层压力低，扶、杨油层的地压系数仅在
Ｏ．８５。左右，地层处于欠压状态，储层能量低，流体不易
７２
西部探矿工程
２０１６年第３期
肇源一裕民地区扶余油层录井显示特征及压裂效果分析
大庆市大庆钻探工程公司地质录井一公司，黑龙江大庆１６３４１１）
摘要：近年来，肇源一裕民地区的勘探力度不断加大，老井复查也取得了较好效果，有多口老井于扶杨油层获较高产的工业油流。但近２年来新钻井的试油效果却不尽如人意。针对这一情况进行了分析，从含油产状、含油厚度、含油性、物性等几方面确定了油层的解释标准，在此基础上对新、老井的压裂效果进行了分析，从原油性质、地层压力、储层物性等几方面阐述了影响压裂效果的原因，并对下一步工作提出了建议。关键词：肇源一裕民；扶杨油层；录井显示特征；影响因素；压裂效果中图分类号：ＴＥｌ５文献标识码：Ａ文章编号：１ｏ０４—５７１６（２０１６）０３—００７２－０４
松辽盆地是我国东北部一个大型的中、新生代陆相沉积盆地。盆地共分为５个一级构造单元：西部斜坡区、中央坳陷区、北部倾没区、东南隆起区、东北隆起区。其中中央坳陷区为主要勘探区，其中划分为若干二级构造单元。

2023年油田技术员述职报告

2023年油田技术员述职报告2023年油田技术员述职报告1尊敬的领导：您好！我叫__，6月毕业于____x大学，7月份分配到____公司，9月到10月，先后在井下作业三大队和井下修井一大队实习。

通过一年时间的实习，在实习单位领导和同事的帮助和关系下，我迅速熟悉并掌握了井下作业的主要技术，从作业队压裂前准备工作到大修井技术，通过一年的实习，让我从一名毕业大学生成为一名合格的石油工人。

实习结束后，10月我来到了________队。

在这个崭新的集体中，我向前辈们学习新的技术，很快熟悉了井下压裂液的配制工艺和流程，并达到了独立上岗操作的要求。

在__x队工作期间，在队长和技术员的细心指导下，我进一步学习了自动化配液装置的结构和配制原理。

让我更加了解自动化配液的技术。

为我今后的工作和学习奠定了坚实基础。

4月，随着工作的需要我来到配液x队第一次接触了大型压裂。

采油x厂大规模压裂施工期间，我掌握了简易配液设备的操作。

同年6月，厂领导高度重视大规模压裂施工，引进了自动化联系配液设备，这套设备在____井压裂施工中得到了应用，在配液施工过程中，我不断熟悉新设备的各项技术，了解配液的工艺流程和工作原理，在工作之余与厂家的工程师们交流学习，更为详细的了解设备的技术参数和设置。

为配制不同种类压裂液提供了全面的技术支持。

初，在得到厂领导的信任下。

我担任了配液一队技术员这一职务，负责________设备在大型压裂施工中的维护和保养工作。

这使我肩上的.单子更重，这种无形的压力也化作我不断前行的动力。

分公司大规模压裂业务不断扩大，由13年的69口猛增至260口，越是在这样的环境下，越能锻炼我的工作能力。

在配液过程中，严把质量关。

雅阁按照配液指导书进行配制施工。

施工现场与地质大队，采油研究院等相关单位勤沟通，对现场配制出的压裂液进行跟踪化验，保证完成每一口井的压裂液配制施工任务。

在时间紧，任务重，设备长时间不间断运行的情况下，组织班组人员，对设备定期进行维护保养，做到设备施工期间完好无故障。

扶余油田扶余油层与杨大城子油层分层开采试验研究

扶余油田扶余油层与杨大城子油层分层开采试验研究张微【摘要】扶余油田杨大城子油层2004年根据三维地震解释成果新增了探明石油地质储量,但其一直与扶余油层合采,由于沉积环境和物性的差异,合采层间干扰大,杨大城子油层产能不能有效发挥.通过对杨大城子油层的动用状况、生产动态情况、资源潜力等进行分析评价,明确了扶杨分采的可行性,并成功开辟了扶杨分采试验区,在此基础上,明确了扶余油田扶杨分采的潜力,并逐步扩大实施,为扶余油田二次开发奠定了基础.【期刊名称】《长江大学学报（自然版）理工卷》【年(卷),期】2012(009)008【总页数】3页(P89-90,106)【关键词】扶余油田;扶余油层;杨大城子油层;分层开采【作者】张微【作者单位】中石油吉林油田分公司勘探开发研究院,吉林松原138000【正文语种】中文【中图分类】TE355扶余油田于1973年开始全面注水开发，自1982～2002年进行了2次加密调整，2003年开始进行第3次综合调整，2007年年产油量达到百万吨水平，并持续稳产了4年，但调整难度也逐渐增大，稳产面临严重挑战。

杨大城子油层具有较高的探明石油地质储量，由于沉积环境和物性的差异，杨大城子与扶余油层合采层间干扰大，杨大城子油层产能不能有效发挥。

为了使杨大城子油层能够得到充分动用，开展了扶余、杨大城子油层分层开采试验研究，明确出单独动用杨大城子油层具有可行性，开辟了东16-2分采先导试验区，在试验区取得的认识的基础上，明确了全区扶杨分采的潜力。

实现了杨大城子油层的充分动用，对扶余油田的百万吨持续稳产具有重要的意义。

扶余油田杨大城子油层位于扶余Ⅲ号构造，构造是被断层复杂化的穹窿背斜，沉积环境为曲流河沉积，孔隙度23%，渗透率110×10-3μm2，为岩性-断块油气藏。

1.1 杨大城子油层动用不充分1)杨大城子油层动用不充分，油层认识程度低扶余油田综合调整以前，杨大城子油层钻遇井较少，对储层认识程度较低，2002年综合调整以来，尤其是2004年整体提交探明储量以来，逐步开始重视杨大城子油层开发，新井钻遇程度提高，完钻到杨大城子油层的新井共计4234口，主要集中在Ⅴ-Ⅷ砂组。

扶余油田外围区块生物胶降黏压裂技术试验

扶余油田外围区块生物胶降黏压裂技术试验何增军;宋成立;马胜军;王凤宇;王永忠;陈存玉【期刊名称】《中外能源》【年(卷),期】2024(29)3【摘要】扶余油田外围区块原油密度大、黏度高、凝固点高、含蜡量高,采用常规胍胶携砂压裂技术无法有效开采,压裂投产后初期产量较低,达不到效益产能,外围区块基本处于未开发动用状态。

为此,研发了生物胶降黏剂体系与压裂工程技术相配套的降黏压裂技术,并进行了实验评价。

评价结果显示,该生物胶具有降凝、降黏、防蜡、乳化、驱油等性能,可显著提高原油流动性。

现场试验分为生物胶降黏加砂压裂和生物胶降黏不加砂压裂两种技术方式,共在扶余外围及稠油区块累计实施45口井。

前置液胍胶造主裂缝+支撑剂+生物胶降黏剂+支撑剂+后置液降黏剂的技术方法应用在新投产的外围及稠油区块,对比老区内部,在储层物性变差的条件下,投产后产油量超设计产能1.6倍,是老区内部的1.4倍。

生物胶降黏不加砂压裂技术主要应用在老井二次压裂或多轮次压裂稠油区块或黏度上升井层,同等条件下对比,黏度由压裂前的70mPa·s下降到25mPa·s,增产量是同区块常规压裂的1.3倍。

【总页数】5页(P57-61)【作者】何增军;宋成立;马胜军;王凤宇;王永忠;陈存玉【作者单位】中国石油吉林油田分公司;天津圣君宇生物技术集团有限公司【正文语种】中文【中图分类】TE3【相关文献】1.利用浅层大平台钻井技术挖潜扶余油田压覆区储量——以城平12区块为例2.低渗透油田蓄能整体压裂技术研究——以吉林油田外围井区为例3.氧化破胶-絮凝过滤工艺降黏处理压裂返排液的研究4.延长油田生物酶压裂破胶技术研究因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。

大庆油田敖南区块扶余油层致密油提高采收率潜力评价

断块油气田FAULT-BLOCK OIL & GAS FIELD 第28卷第1期2021年1月doi: 10.6056/dkyqt202101009大庆油田敖南区块扶余油层致密油提高采收率潜力评价唐维宇1,尚云志2, James J. Sheng 1.3，王秀坤#,邹枫4"1.中国石油大学(北京)非常规油气科学技术研究院，北京102249；2•中国石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院，黑龙江大庆163712；3•得克萨斯理工大学Bob L. Herd 石油工程系，美国得克萨斯州拉伯克43111 ；4.中国石化中原油田分公司工程技术管理部，河南濮阳457001)基金项目：国家自然科学基金项目“页岩油藏空气氧化热破裂机制研究”(51974334)；中国博士后科学基金项目“基于微流控芯片及数字岩石物理的致密油藏两相渗流研究"(2019M660933)；中国石油大学(北京)科研基金项目(2462018YJRC001)摘要在致密油藏中，何种提高采收率技术可以取得更好的效果尚不明确'针对此问题，文中建立了由2条半缝组成的注采单元，借此对注水与注气在驱替和吞吐2种开发方式下的提高采收率潜力进行了分析，并研究了基质渗透率、注采间距对最终采收率的影响'结果表明：由于气体的注入性较强，因此注气的开发效果优于注水；对于基质渗透率为1.00X 10-3(Jim 2的储层，气驱的采收率较高；对于基质渗透率为0.10x 10-3 (Jim 2和0.01 X 10-3 (Jim 2的储层，吞吐的开发效果更好；在基质渗透率为0.10X 10-3 i m 2的条件下，注采间距对吞吐的影响较大，随着注采间距的减小，采收率增加明显，但注采间距对驱替的影响则较小'研究结果为大庆油田外围致密油藏进一步的开发方式提供了选择和理论支持'同时，对于致密油藏开发效果较好的吞吐开发方式，在布井和压裂时应充分考虑注采间距对采收率的影响，合理施工，以将效益最大化'关键词致密油：提高采收率；数值模拟；注气；注水中图分类号：TE327文献标志码：AEvaluation of the EOR potential of the Fuyu tight oil reservoir in Aonan area of Daqing OilfieldTANG Weiyu 1, SHANG Yunzhi 2, James J. Sheng 气 WANG Xiukun 1, ZOU Feng 4(l.Unconventional Petroleum Research Institute, China University of Petroleum, Beijing 102249, China; 2.Exploration and Development Research Institute of Daqing Oilfield Co. Ltd., Daqing 163712, China; 3.Bob L. Herd Department of PetroleumEngineering, Texas Tech University, Lubbock 43111, USA; 4«Department of Engineering and Technology Management, ZhongyuanOilfield Company, SINOPEC, Puyang 457001, China)Abstract ： It is still not clear which EOR techniques can get better effect in tight reservoir. To solve this problem, an injection production unit consisting of two half -fractures is established to analyze the EOR potential of water and gas injection under the modes of displacement and huff and puff, and to study the effects of matrix permeability and injection -production spacing on thefinal recovery. The results show that the development effect of gas injection is better than water injection because gas has a higher injectivity. When the permeability is 1.00X 10"3 (i m 2, the recovery of gas flooding is higher; when the permeability is 0.10x 10-3 (i m 2 and 0.01 X 10-3 |i m 2, more oil can be produced by huff and puff process. Under the condition of matrix permeability of 0.10x 10-3 |i m 2, the injection -production spacing has a great influence on the huff and puff process, and the recovery factor increases obviously with the decrease of the spacing, but the effect on displacement is small. The research results provide the choice and theoretical supportfor the further development of tight oil reservoirs in the periphery of Daqing. Meanwhile, for the huff and puff process, which have a better performance in tight oil reservoir development, the influence of different fracture spacing on oil recovery should be fully considered during well layout and fracturing, so as to maximize the benefits by reasonable operation.Key words ： tight reservoir; enhanced oil recovery; numerical -------------------------------------simulation ; g as injection; water injection收稿日期：2020-06-29；改回日期：2020-10-28o常规油藏的储层物性较好，储量巨大且开发难度较低,是油气资源勘探开发的重点。

油水井分层开采水泥封层工艺技术设计

油水井分层开采水泥封层工艺技术设计一、油田开发特点及分层开采方式吉林油田扶余采油厂主要开采层位扶余油层和杨大成油层，以扶余油层为主力开发油层，油层层系特点是多层系，层间矛盾突出为特点，开发开采难度大。

部分油水井地质开发迫切需求实现分层开采，主要分层开发特点大体有三个方面需求，即封上采下；封下采上和封中间采两头等。

二、井下部分工艺管柱设计原理和特点（一）、封上采下1、设计原理：用桥塞封隔器作为分层工具将下部油分开，然后填砂将至上部油层射孔底界，将桥塞封隔器打捞头掩埋。

然后再目的层以上30米下入注水泥封堵管柱。

（见图所示）2、特点：结构简单；不易水泥卡钻；成功率高；水泥塞少；替量便于掌握。

（二）、封中间采上下1、采用封上采下工艺管柱设计（1）、原理：同上（2）、特点：适用于中间层与顶层之间隔层大于20米左右；替量掌握稍难一些。

2、采用双封工艺管柱设计（1）、原理：采用双封中间夹一定压注射器，将管柱下至预计封堵井段。

注封层水泥至设计量后关井候凝3小时左右，然后起出固井管柱。

（2）、特点：适用于中间层与上下层之间隔层小；封堵层射孔井段厚度小连续性好。

（三）、封下采上1、桥塞封隔器人工造井底法（1）、原理：将下部油层填砂掩埋，在下部油层上部隔层部位下入桥塞封隔器作为各层工具。

（2）、特点：操作简便；成本低；可再利用。

2、水泥封固人工造井底法（1）、原理：下空管柱至人工井底，循环注水泥浆，注入预定数量水泥浆后上提管柱至下部油层射孔顶界位置，清水循环替出上部多余的水泥浆，最后关井候凝。

（2）、特点：操作简便；占井周期短，适用于下部油层压力低。

3、挤注水泥浆人工造井底法（1）、原理：下注水泥管柱至下部油层射孔顶界位置，然后注水泥浆进行封固。

注够设计水泥浆后清水等量替置，关井候凝24小时，最后起出固井管柱。

（见图所示）（2）、特点：有足够隔层；下部油层井底压力较高的油井；注水井等。

三、地面试压验收部分装置原理和特点（一）、注水井单井支干线试压验收装置原理和特点。

油水井调剖技术在H75区块扶余油藏实施效果认识

向，向上的发育程度、横注采连同程度，集层沉积微相，石物理相、集层裂缝橱，储岩储流体流动单元等油藏特征的基础上，注水井对和油井进行普通调剖、和深度调配，向上起到深部液流转向作用，大幅度提高水驱波及面积和洗油效率，横较对整个油藏的稳油控水起到较大作用，施调剖效果显著。实关键词：渗透油藏波及系数驱油效率调割低中图分类号：Ｅ４Ｔ３５文献标识码：Ａ文章编号：６４０８（０ｏｏ（）Ｏ６－１１７ — ９ｘ２１）３ｃ－０８０红岗北油田构造位置处于松辽盆地南２调驱技术是综合治理油藏水驱矛盾的核窜进通道。段：展梯度封堵段塞，Ｃ扩扩大封堵范围，成堵水的有效补偿。段：压增形Ｄ承部中央坳陷区红岗阶地红岗构造北部，处心于大安凹陷西翼。地震Ｔ２射层构造图２１调剖剂机理从反．强堵水段塞，护堵水整体段塞。段：保Ｅ深部保保看，岗北油田构造上总体呈西高东低的红膨胀凝胶调剖剂主要由超高分子量抗驱替，持近井地带的渗流能力，证堵水
剂、化剂等复配而成。中，高分子量固其超２２２膨胀凝胶堵水剂封水效果明显、．．抗盐聚合物分子有梳型抗盐结构，电性封堵性能稳定正

水力喷射压裂技术在敖南、扶余低渗透储层的研究与应用

100内蒙古石油化工2014年第6期水力喷射压裂技术在敖南、扶余低渗透储层的研究与应用朱金丹(大庆油田第九采油厂T程技术大队，黑龙江大庆163853)摘要：敖南油田葡萄花油层和扶余油层属低、特低渗透储层，常规压裂投产效果并未达到预期指标，单井产能较低，许多层段未被压裂措施改造而维持着表皮伤害。

针对以上问题，本文研究应用了一种利用水射流独特性质的对储层进行改造新技术，其比常规射孔弹射孔简单、效果好、孔眼周围无压实带，射孔深度大，减少了射孔需油管传输过程。

关键词：水力喷射l低渗透l储层改造}增产措施中图分类号：TE357．1十4文献标识码：A文章编号：1006--7981(2014)06—010卜02某厂敖南油田葡萄花油层，平均渗透率13．4×i0_3／zm2，属低渗透储层l扶余油层，平均渗透率为1．35×10_3肛m2，属于特低渗透储层。

该厂压裂投产油井主要集中在这两个区块。

从目前来看，常规压裂投产效果并未达到预期指标，单井产能较低。

低产井主要归因于储层低渗、非均质性，近井污染或表皮损害以及无效的改造技术。

水力喷射压裂与常规射孔机械分层压裂相比较，在分层压裂施工时优势明显。

首先，在射孔上，水力喷砂射孔比常规射孔弹射孔简单便捷、安全、效果好、射孔深度大、减少了射孔需油管传输的麻烦。

其次，在压裂时水力喷射压裂靠高压射流自封，不需对已压开的其他井段进行封隔，可以直接对目的井段进行射孔压裂，而以往在分层压裂施工时，必须对已施工的井段进行下机械分隔工具封隔，才能进行下一步施工。

1水力喷射压裂技术原理特点水力喷射压裂技术结合了水力射孔和水力压裂的新型增产工艺。

该工艺由三个过程共同完成，水力喷砂射孔、水力压裂(通过普通油管或连续油管)以及环空挤压(通过另外一个泵)。

通过安装在施工管柱上的水力喷射工具，利用水击作用在地层形成一个(或多个)喷射孔道，从而在近井地带产生微裂缝，裂缝产生后环空增加一定压力使产生的微裂缝得以延伸，实现水力喷射压裂。

扶余地区老井压裂思路的改变_孙丽华

扶余地区老井压裂思路的改变孙丽华，蒋子龙（大庆钻探工程公司井下作业工程公司工艺研究所，吉林松原　１３８０００）摘　要：随着扶余地区开采年限的不断增加，油田在开发过程中各种矛盾不断出现，而且这些矛盾在逐年加剧，老井采油量也在逐年递减，要稳产增产，必须打破以往的压裂理念，有突破才能有变化，原有的压裂强度和压裂参数要有质的变化，才能满足油田的发展趋势，进而使老井稳产增产。

关键词：老井；压裂；强度；参数；思路中图分类号：ＴＥ３５７．１文献标识码：Ａ文章编号：１００６—７９８１（２０１５）２３、２４—００６１—０２１　扶余地区开发现状１．１　扶余地区存在的问题扶余油田经历了４０多年的开发，与所有较大型油田开发的过程相似，由上产阶段到稳产，最后进入高含水期的递减阶段，油田存在的问题越来越多。

油田目前存在的主要问题包括以下几个方面：１．１．１　油田进入开发后期，稳产的物质基础薄弱，稳产难度大扶余油田目前综合含水已达到９０％，可采储量采出程度已达到８０％多，剩余可采储量不多，老井基本不具备稳产条件，而后备储量严重不足。

１．１．２　措施潜力不足，措施效果逐年变差措施增油是扶余油田稳产的重要组成部分，每年措施总井次都占总开发井数的７０％以上，这样的措施工作量使油田内可供今后开采的井、层严重不足。

由于没有好的井层可供挖潜，使措施效果逐年变差。

压裂仍然是主体措施，但随着新井品味下降，可供来年动用潜力层逐年减少，压裂施工井数逐年减少，综合调整以来递减率较大。

主要原因：①密井网条件下无效水循环严重，含水上升过快，配套注水技术对策没有跟上密井网要求。

②当年新井、措施年末产量构成比例较大（３４－２５％），导致第二年递减率大。

１．１．３　井网系统不完善，调整区块存在干扰扶余油田从９３年开始进行大规模加密调整，但随着调整的进一步深入，暴露出了油水井数比例失调，井间存在干扰问题。

１．２　扶余地区压裂难点扶余地区井网密度大、小井距、井排近，压裂支撑缝长受到了一定限制，增加了压裂改造的难度；层间遮挡能力较差，增加了裂缝在储层内有效延伸的难度；储层水洗程度不均，降低了合理压裂规模确定的准确性；断层附近应力复杂，压裂设计规模有待研究探索；层间、层内矛盾突出，增加了细分层压裂的难度。

扶余油田东16-2区块扶杨油层沉积相研究

扶余油田东16-2区块扶杨油层沉积相研究扶余油田位于吉林省松原市宁江区境内,依托美丽富饶的松花江江畔。

研究区东16-2区域构造位于松辽盆地南部中央凹陷区东缘,扶新隆起带的扶余三号构造上,是一个被断层复杂化的多高点穹隆背斜,属于裂缝性低渗透构造砂岩油藏。

油藏埋深浅,平均埋藏深度为325-540米。

研究区东16-2区位于扶余油田东部,目的层扶余和杨大城子油层--扶杨油层,即下白垩统泉三、泉四段。

东西两侧为断层遮挡。

储层具有砂体厚度薄、侧向连通性差、中孔中低渗、强非均质、含油丰度低特征,油藏主要受构造控制。

研究区面积3.04km2,泉三段地层的油层温度为31.5℃,压力系数为1.06,原始地层压力为4.4MPa。

油层正常的压力系统,饱和压力为3.6MPa。

地质储量为1184.1×104t,可采储量为390.7×104t,扶余油层主力油层是4、7、8、10、11、12小层,杨大城子油层主力油层是14、16、19、21、24、25小层,物性差异大,油层孔隙度主要分布在22-30%,渗透率主要分布20-200×10-3μm2,平均原始含油饱和度为72%。

截至2011年12月全区有钻井496口,油井357口,水井139口,综合含水92.17%,可采储量采出程度72.9%,油田经过30多年的注水开发,含水率日益增高,正面临严峻的开发形势。

无论在哪个阶段,油藏精细描述均是建立在合理的小层划分与对比的基础上。

本文通过扶余油田东16-2区块泉四、泉三段小层划分对比的详细解析,彰示小层划分对比的原则方法,由老的杨大城子油层的六个砂组到新的扶余油层的四个砂组,而具体的又把泉头组三段的扶余油层划分出来了十三个小层以及泉头组四段的杨大城子油层划分出来了十七个小层；从小层对比的剖面图中可以看的出来,各个小层在厚度变化上不是很大,剖面连线比较平坦,这说明东16-2区块整体沉积环境应该是较稳定的。

在对本区的目的层的小层进行的划分之后,为了更好的跟上生产节奏,又总结出五种单砂体的平面识别方法,即：河道之间的薄层砂沉积、河道与河道在高程上的区别、河道在演变中厚度的不同、河道的侧向叠加、河道由厚变薄再变厚；两种剖面识别方法,即：泥质间断面与钙质间断面。

红岗北扶余油藏重复压裂初步探索

红岗北扶余油藏重复压裂初步探索摘要：红岗北扶余油藏在2005年全面投入开发，油井初产较高，但面临产量递减幅度大、稳产难度大等问题。

为了高效开发油田，在区域地层压力恢复、注水状况良好的条件下，开展大规模重复压裂的时机日益成熟。

重复压裂技术方面的探索研究，将为红岗北油藏稳产、上产奠定坚实的技术基石。

主题词：重复压裂技术；稳产；对策1、问题的提出红岗北扶余油藏在2005年全面投入开发，油井初产较高，但是后期产量递减幅度大，为了稳定产量，必须对其进行相应改造。

从投产至今，还没有大规模进行过重复压裂，目前区域地层压力有所恢复，重复压裂的时机日益成熟。

1.1 产量递减大，稳产形势严峻红岗北扶余油藏自2006年开发以来，递减形势比较严峻，两年期间产量递减了近30%左右。

1.2 没有规模实施过重复压裂，压裂时机急需深入研究随着地层能量的恢复，重复压裂时机也日趋成熟，在2008年11月选取了两口井进行重复压裂，但是效果差，基本不增油。

要取得重复压裂效果的突破，必须进行深入、细致的研究。

2、稳产技术对策2.1、重复压裂前做好产能定位依据红岗北油藏渗透率与产液强度的关系曲线，推算理论产液量，以判断重复压裂前产液潜力发挥状况。

分析4口重复压裂井，结果表明：重复压裂前，实际产业量已经达到理论值，地层潜力得到充分发挥，这也是重复压裂后，基本不增液的原因。

2.2、地层能量充足是重复压裂效果的保障2.3、分层压裂效果优于混层合压井合层笼统压裂时，对上部储层改造不够充分，且部分压裂砂进入隔层，减小油层加砂强度。

2.4、增加有效导流面是储层改造的主攻方向重复压裂是保持低渗透油田油井经济生产的重要手段，常规同井同层重复压裂存在如下问题：一是只能张开老裂缝，可部分恢复老缝导流能力，但对注采井网注入水的驱替体积及地层中孔隙压力分布形式的影响是有限的；二是对进入中高含水开发期的油田来说，由于地层的非均质性，水力压裂对注入水具有引效作用，常规增大施工规模有可能导致重复压裂后施工井的含水率急剧上升。

扶余油田浅层水平井采油工艺配套技术研究

扶余油田浅层水平井采油工艺配套技术研究摘要：水平井技术目前已日趋成熟，并得到广泛应用。

2004年以来，在吉林扶余油田实施了一批水平井。

该油田水平井由于储层浅（400～550m之间）、斜井段长且水平位移大（斜井段长300m ，A点水平位移200m）、全角变化率大（10°/30m）、储层渗透率相对较高，为充分发挥水平井的技术优势，需要对水平段实施大段打开条件下的有效改造等特点及需求，给储层压裂改造和举升工作带来很大难度。

为此，在储层压裂改造方面研究应用了适于分段压裂改造的工艺管柱，满足了长井段压裂的需求；提出了以减阻、扶正和防磨为主的有杆泵举升技术对策，解决了下泵在井斜70度以内的水平井、大位移井有效举升问题，为水平井技术在吉林油田的大规模应用奠定了基础，同时也为国内相似条件下水平井应用提供了借鉴经验。

关键词：扶余油田；浅层水平井；压裂；封隔器；举升；防磨设计随着水平井技术的不断成熟配套，近来年获得较大规模的发展，已成为油田开发中的一项主体体技术，被广泛应用于稠油油田、低渗透油田、老油田的挖潜当中。

但就目前国内应用情况看，该项技术多应于中深井的开采，储层压裂改造多以限流法实现、流体举升设备一般未下到斜井段，对于浅层需进行大段改造、斜井段举升的实际需求，则没有开展这方面的试验与应用。

1 问题的提出2004年以来，吉林扶余油田产能建设受地面条件的限制，需进行部分水平井的钻井工作。

受储层埋藏深度的限制（埋深在400～600m之间），形成了具有吉林油田特点的“浅层水平井”这一井眼状况，即斜井段的长度要远远大于直井段长度，而且具有井斜变化快（狗腿度可达8～15°/30m）的特点；同时，针对扶余油田的储层特点，为进一步发挥水平井技术优势，需对水平井实施大井段（每段30m以上）的分段压裂改造。

因此，如何采取必要的技术措施，使这类井获得有效的压裂与举升，是目前采油工艺技术面临的首要任务。

2 浅层水平井采油工艺技术实施的难点2.1扶余油田浅层水平井的特点与以往水平井相比，2004年以来吉林油田所完成的水平井具有以下特点：一是“井浅、位移大”，所钻水平井储层埋藏浅，在400-550m之间，水平位大，水平位移达到500n 左右。

扶余油田东16—2扶杨发育区开发技术对策

扶余油田东16—2扶杨发育区开发技术对策【摘要】扶余油田开发主要层系为扶余、杨大城子油层，为合层开采。

由于扶杨油层储层、流体、能量差别均较大，导致扶杨油层共同开发层间干扰严重。

2009年应用油藏精细描述研究成果，针对扶杨合采区存在的主要问题，重构地下体系，在东16-2区块开展了扶杨两套井网试验，并取得了较好的开发效果。

杨大城子油层砂岩钻遇率由调整前的40%提高到目前90%。

平均单井产能得到了大幅提高。

该项技术的成功，为扶余油田乃至国内类似区块的开发具有一定的指导意义。

【关键词】扶余油田扶杨分采单砂体1 试验区在开发过程中存在的问题1.1 油藏井点损失严重，开发效果难以提高从油藏开发状况及高产区块对比分析表明，开发单元油水井生产状况及其井网形式对油藏开发也有一定程度的影响。

通过对D16-2区块油水井井况调查结果表明，在399口油水井中，可再利用生产油水井仅135口，占油藏总井数50.9%。

其中包括套变生产井（φ≥95mm）在内可利用油井143口，可利用水井60口，分别占油水53.6%和45.5%，反映出油水井利用率低、井点损失严重。

油藏可利用油水井平面分布极不规则，造成局部井区有采无注、有注无采和注采失衡。

1.2 合采抑制杨大城子油藏，油藏产能难以发挥多年开发实践及油藏综合研究表明，分属不同沉积环境的扶余油田扶余油层和杨大城子油层除储层物性有明显差异外，受成藏因素控制，油藏压力、原油物性等也存在明显不同。

在合层开发过程中，严重抑制了杨大城子油藏的产能发挥。

如D+2-03井自2004年投产杨大城子油藏16、17、21小层后，在单采该层的8个月内，油井产量由初期的0.8t/d缓慢上升至2.8t/d，期间含水保持稳定，平均17%，开采效果较好。

在2005年3月动用扶余油层后，含水由17%大幅度上升至94%，而产油量由2.8t/d下降至0.5t，降低幅度达82%。

尽管该井此后多次实施产能措施作业，但油井产量再未恢复，长期保持高含水、低产油开采状态。

松辽盆地长10区块扶余油层源外斜坡区油成藏规律

集成藏；３距三肇油源区越近越有利于聚集成藏．（）关键词：１长Ｏ区块；余油层；油分布规律；藏模式；主控因素；断裂密集带扶成文献标识码：Ａ文章编号：００—１９（０００１０８１２１）４—０２ —００３４
由辉
（大庆油田有限责任公司第一采油厂，黑龙江大庆１３０６００）
摘
要：过油藏解剖分析及其与成藏条件空间匹配关系，长１通对Ｏ区块扶余油层油分布成藏模式和主控因素进行
研究．结果表明：ｌ长Ｏ区块扶余油层油主要分布ＦＩ油层组，面上，断裂密集带分布，构造低部位至构造高部位含平沿由油层位由多变少；面上，油下水主要分布在断裂密集带北部，水中油下水和上水中气、下水主要分布在断裂密集剖上上油带南部．油运聚成藏模式为三肇凹陷青一段源岩生成的油在超压作用下通过源断裂向扶杨油层 “ 灌 ” 移，倒运在浮力作用
下通过２个断裂密集带输导通道向长ｌＯ区块侧向运移，要在断块和断层岩性等圈闭中聚集成藏．油成藏与分布主要主
受到３个因素的控制：１（）２个断裂密集带分布控制着油聚集区域；２断裂密集带内断层一岩性和断块圈闭有利于油聚（）

扶余油田热采分层注汽技术研究

扶余油田热采分层注汽技术研究摘要：针对扶余油田类稠油油藏采收率低，难采储量一直没有寻找到有效动用方法，热采井受能量制约，热采后产量递减较快，老井多轮吞吐后地层能量下降，近井地带剩余油减少，通过对多轮热采影响因素分析，总结选热采选井技术方法，优化热采施工参数，分层注汽工艺配套技术研究，解决热采井效果逐轮变差的现状，形成提高热采效果的技术对策和相关配套技术，实现扶余油田类稠油油藏未动用储量资源的有效开发。

关键词：类稠油;分层热采;多轮吞吐;注汽参数1研究的目的及意义扶余油田类稠油地质储量为**万吨，采收率仅为**%，未动用资源潜力大。

目前类稠油油藏采出程度低，开发水平低，难采储量一直没有寻找到有效动用方法，形不成开发规模，制约油田进一步发展。

2热采分层注汽技术研究研究思路是以提高稠油油藏采收率为目标，针对扶余油田多轮热采增油效果变差问题，通过对历年多轮热采井影响因素进行分析，从地质选井及优化施工参数等多方面进行研究，形成了热采分层注汽技术，在保证热采效果的同时提高经济效益，解决热采瓶颈问题，为扶余油田稳产上产提供有力技术支撑。

重点强化了油藏地质认识，针对不同特点的井提出不同地质需求。

强化油藏储层非均质认识和各砂体渗透率非均质性状况，明确剩余油分布规律，针对前几轮热采中吸气差异大的层位进行工艺参数优化，实施分层注汽技术。

2.1剩余油认识间隔时间、轮次决定了近井带剩余油的富集程度。

间隔时间越长，能量恢复越好，越多的剩余油通过渗析作用及注水被驱替到油井。

轮次越多，近井带残余油饱和度越低，能量越低，纵向采出程度差异越大。

2.2汽驱前缘认识注汽井蒸汽的主要扩散方位为东西向或近东西向及顺物源方向，与主力砂体的分布具有对应性。

注汽井蒸汽的主要扩散范围和方位与采油井形，成的注采关系的分布具有对应性。

波及长度约为20-80米不等。

为减水计量误差，首先对油井产液间歇，代表性计量时间的确定尤为关键。

2.3层间非均质性认识两套层必须渗透率差异较大，分层累产差异较大。

扶余油田不同开发方式原油性质的变化

扶余油田不同开发方式原油性质的变化作者：石乔木，李韬，董晓玲来源：《石油知识》 2018年第1期石乔木1 李韬1 董晓玲2（1.长江大学地球物理与石油资源学院湖北武汉 430100；2.中油吉林油田分公司勘探开发研究院吉林松原 138000）摘要：收集整理了扶余油田自开发以来近50年的原油分析资料，利用高压物性资料回归方程，利用50℃下地面脱气原油粘度、粘温测试资料、经验公式等方法确定了扶余油田不同开发阶段的原油粘度，明确原油性质的变化规律，为评价注水开发效果及转变开发方式提高采收率提供科学依据。

类似油田可借鉴使用。

关键词：原油性质；注水开发；蒸汽吞吐；粘温特性前言扶余油田油藏类型为在大型穹隆构造背景控制下受一定岩性因素影响的构造油藏，油藏埋深280～500m，平均孔隙度为24.2%，渗透率为180×10-3μm2，原始含油饱和度为73%。

属中孔、中渗储层。

经历了近50年的开发，五个开发阶段，即溶解气驱开发上产阶段、注水初期稳产降产阶段、一次调整稳产降产阶段、二次调整稳产降产阶段和三次调整稳产降产阶段。

目前不同区块开发效果差异较大，基本处于特高含水开发时期，油田面临着如何进一步改善开发效果，转变开发方式提高采收率的瓶颈问题。

扶余油田各区块原油性质差异大，不同的开发方式也会导致原油粘度发生变化。

为了进一步认清扶余油田流体性质的变化，为开发决策提供科学依据，本论文分溶解气驱开发、注水开发、蒸汽吞吐开发阶段对原油性质进行研究。

1 原油基本性质1.1原油基本性质收集到30口井高压物性分析资料，扶余油田原始油气比17.4m3/t，地下粘度23.3～104.9mPa.s，体积系数为1.046，脱气原油密度0.868g/cm3，凝固点19.2℃，含蜡量17.1%，胶质+沥青17.04%。

数据显示扶余油田从中区、西区到东区，原油粘度明显升高，油藏条件下原油粘度由22.1 mPa.s上升到50.9mPa.s，原油组份中的含蜡量、沥青质和胶质含量也有逐渐升高的趋势。

扶余油田改善高含水区块开发效果的措施

扶余油田改善高含水区块开发效果的措施
刘沛玲
【期刊名称】《大庆石油地质与开发》
【年(卷),期】2009(028)004
【摘要】扶余油田是一个已开发40多年的老油田,先后经历了三次大的井网调整,井距和排距减小,综合含水上升速度很快,有的区块目前含水已经达到90.5%,开发中的三大矛盾越来越突出,压裂和堵水这些常规措施由于受多种因素的影响,越来越满足不了开发的需要,油田上产和稳产难度很大.以典型井组为例,通过对动、静态资料充分分析,根据井组目前存在的问题结合油田开发调整技术的发展,实施了新的调整措施.措施效果表明,注水井调剖、油井反向调剖、封堵后重射高产液层、永久性封堵高含水高产液层等措施能够有效调整油田开发中三大矛盾.因此,对于水驱开发老油田在高含水开发阶段仅靠单一的措施不能改善开发效果,只有堵水、压裂等常规调整措施与油水井调剖等多种措施相结合,进行层内挖潜,控制层内局部强水淹和区块综合含水上升速度,才能达到稳产及减缓油田产量递减的目的.
【总页数】4页(P68-71)
【作者】刘沛玲
【作者单位】吉林油田分公司扶余采油厂,吉林,松原,138000
【正文语种】中文
【中图分类】TE323
【相关文献】
1.多元化开发改善海26复杂断块高含水期开发效果 [J], 陈珍男
2.高含水开发后期改善油藏开发效果方法探讨 [J], 王丽华;胡庆霞;花育红;李顺凯;张洪惠
3.石油地质工程中高含水期油田注水开发的改善措施分析 [J], 李博文
4.石油地质工程中改善高含水期油田注水开发的措施 [J], 左智强
5.高含水期油田注水开发的改善措施与分析——评《高含水期油田开发地质分析》[J], 李智; 孙恒博; 王奇; 董晓渊
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油田井下压裂技术的分类与发展探讨

195“十一五”以来，延长油田大力实施提高单井油气日产量，井下作业业务得到快速发展。

延长油田不断加大科技投入，通过自主创新和引进、消化、吸收及再创新，试油测试、压裂酸化等主体技术得到快速发展。

压裂酸化是油气勘探开发工作中的重要环节，是有效动用储量的重要手段。

随着石油天然气勘探开发难度的加大，页岩、煤层等非常规油气项目的陆续启动，以及不断深化改革、持续重组，技术取得了较大突破，形成了完整的技术序列，压裂酸化业务得到快速发展，核心竞争力和服务保障能力显著增强，能满足目前勘探开发的需要，已成为提高单井产量“牛鼻子”工程的重要抓手，为公司油气增储上产发挥了重要作用。

1 国内外油田井下压裂技术发展历程1947年诞生水力压裂，主要使用油基压裂液，凝固汽油、原油；1953年开始使用水作为压裂液；1957年发现了瓜尔胶，产生了现代压裂液化学；1962年使用交联的瓜胶压裂液；1964年使用破胶剂，1970开发高温交联剂，提高压裂液黏度而降低浓度，改善温度的限制，1980年代以后，开发延迟交联技术降低摩阻，此后泡沫压裂液、乳化压裂液也开始大范围应用。

1990年代为了降低聚合物残渣，控制压裂液黏度的降解，开发了延迟释放破胶剂和聚合物特性酶，并开发了新的稠化剂如粘弹表面活性剂；2000年以清洁压裂液（VES）和低分子瓜尔胶水基压裂液为主；2010年以页岩气和致密油等非常规油气开发为主，开发与应用了滑溜水压裂液、低浓度压裂液和速溶压裂等新技术，见图1。

2 油气田井下压裂技术发展历程经过60余年的发展，压裂技术在压裂液、支撑剂、压裂工艺都得到了迅速发展，压裂规模从小型化向大型化发展，压裂层数从单层向多层发展，压裂井型从直井向水平井发展，形成了直井分层压裂、水平井分段压裂、重复压裂、同步压裂、平台式多井“工厂化”压裂技术等多种压裂技术及配套工艺，储层改造效果大大加强。

早期的原油、凝胶油，发展到目前的水基、油基、醇基、泡沫、乳化压裂液五大类，低、中、高温系列齐全的胍胶有机硼、有机锆压裂液体系和清洁压裂液体系、超高温合成聚合物压裂液、无残渣纤维素压裂液、无水压裂液（LPG、干法CO 2）等。

高能气体压裂技术在扶余油田的应用

高能气体压裂技术在扶余油田的应用摘要：随着扶余油田进入开发后期，许多老井近井地带污染严重，影响产能的发挥，由于油井老井井况差，普通水力压裂无法满足油田开发后期的需要，而与水力压裂相比高能气体压裂（以下简称HEGF）是国内增产，增注一项逐渐成熟的工艺技术措施。

受井况限制很小，在分析高能气体压裂增产机理的基础上，在开发过程中总结了几点选井选层的原则，为更好的应用高能气体压裂做好地质基础。

关键词：扶余油田高能气体压裂水力压裂目前扶余油田开采已经进入到二次采油的过程中，原油中重质成分含量增大，无机颗粒运移发生频繁，油井近井带易形成有机沉淀与无机颗粒交互淤积的复相堵塞物。

随着开采的时间增加套变井数也在增加，单纯的依靠常规压裂已经无法满足油田增产稳产的需求。

高能气体压裂（Hight Energy Gas fiacturing简称HEGF）又称可控脉冲压裂（CPF），也称气动脉冲加载（DGPL）、多缝径向压裂（MRF）、特定脉冲压裂（TPF）、其实质是燃烧压裂（BF）。

该工艺过程是以火药燃烧后瞬间产生高温、高压气体，在井筒周围造成多条辐射状裂缝，从而使油层中的天然裂缝与井筒沟通起来，增大油层范围内的供油面积，提高油层渗透率，以提高采收率和油、气产量。

1、高能气体压裂原理1.1 压裂增产机理简介高能气体压裂是一种新兴的为提高天然油气井产量的工艺技术。

所用发射药或推进剂的升压速度得当，对于高爆速炸药压裂（压力上升时间≤0.1ms），在井筒周围产生压碎区，岩石压碎区可能减少与周围油层的联系对于水力压裂，增压非常缓慢（压力上升时间≥lms）。

高能气体压裂（压力上升时间在0.1一lms范围之内），从井筒发出沿地应力方向的四条或八条主要裂缝。

三种不同压裂方式的峰压值，压力上升时间（达到峰压需要的时间）和压力持续时间是截然不同的，因此加压速度也不同。

高能气体压裂产生的压力和压力持续作用时间介于爆炸压裂和水力压裂之间，作用单位时间短，工作峰值压力一般都在10OMPa左右，它远远小于爆炸压裂的峰值压力。