葡萄花油层水平井压裂效果论文
葡萄花油田高含水期重复压裂选井选层方法论文
葡萄花油田高含水期重复压裂选井选层方法论文摘要：油井压裂是一个复杂的过程，必须把井层确定、工艺优选及压前培养、压后保护各个环节紧密结合，综合运用，才能达到好的增油效果。
在油田进入高含水开发期，剩余油分布越来越复杂，用以往选井选层的方法进行压裂，越来越难保证压裂效果，研究新的压裂工艺和优化重复压裂井的选井选层方法是油田稳产的有效保证。
前言对于注水开发的油田，随着开发时间的延长，油田进入中高含水期后，产量递减速度也在加快。
而油井压裂作为改善油层渗流条件、提高油井产量，保证油田稳产的主要措施，在油田开发上起着重要的作用。
但从1995年到2002年间，全厂重复压裂油井井数不断增加，每年重复压裂井数由少时的21口上升到最高时的68口，重复压裂井数最高时，占全厂压裂总井数的40%以上，早投产的地区重复压裂的井数比晚投产地区重复压裂井井数明显增多，而且压裂效果也不是很理想。
统计近年来油井重复压裂效果，2002年以前重复压裂油井平均单井日增油3.0t左右，目前重复压裂油井平均单井日增油1.0t左右，日增油明显减少。
并且，近年来，在重复压裂井的选井选层上，难度也越来越大。
如何利用好现有的资料，达到好的压裂效果，是技术人员要探讨的问题，总结出重复压裂好的经验，也能为今后的油田开发提供宝贵的经验。
1 影响油井重复压裂效果的因素根据现场重复压裂油井的生产动态分析，我们知道影响油井重复压裂效果的因素很多，主要有地质因素、工艺条件以及压裂井的管理等，其中地质因素是压裂井的物质基础，主要有如下三个方面。
1.1 油层条件对重复压裂井的影响压裂作为油井的增产措施，可以提高井筒附近油层的渗透率。
作为增产的油层条件包括：与产量提高幅度密切相关的剩余油或剩余可采储量及影响压裂有效期长短的油层能量是否充足。
葡萄花油层进入中高含水期开采，大部分油井的部分层进入中高含水期，选择低含水厚油层的压裂井减少，而能够压裂的井层主要是中高含水井点的低含水薄油层。
水平井分段压裂技术总结1500字
水平井分段压裂技术总结1500字水平井分段压裂技术是一种通过在水平井井段内使用多级裂缝进行地层压裂改造的方法。
它通过将井段划分为多个小段，并在每个小段上进行裂缝射孔和压裂作业，从而提高油气产能。
本文将对水平井分段压裂技术进行总结。
水平井分段压裂技术的核心思想是将整个井段分为多个小段，并在每个小段上进行裂缝射孔和压裂作业。
这样可以使得裂缝能够更加均匀地分布在整个井段内，提高了裂缝面积和长度，从而提高了井段的产能。
在水平井分段压裂技术中，裂缝射孔和压裂作业的关键是选择合适的射孔位置和压裂参数。
射孔位置的选择应该考虑地层特征、裂缝扩展和井段结构等因素，以确保裂缝能够垂直扩展到地层目标部位。
压裂参数的选择应该考虑地层岩性、孔隙度、渗透率和裂缝面积等因素，以确保裂缝能够有足够的面积和长度，提高产能。
水平井分段压裂技术的优点是能够提高水平井井段的产能。
由于裂缝能够更加均匀地分布在整个井段内，使得裂缝面积和长度得到提高，从而提高了油气的渗透能力，增加了产量。
同时，水平井分段压裂技术还能够降低地层的压力损失和油气的开采成本。
水平井分段压裂技术的实施过程中还存在一些问题和挑战。
首先是射孔和压裂作业的技术难度较大，需要高精度的射孔仪器和压裂设备，以及专业的作业人员。
其次是裂缝的水平扩展和垂直扩展的控制较为困难，需要通过合理的射孔位置和压裂参数的选择来进行控制。
此外，水平井分段压裂技术还存在着一定的环保和地质风险，例如地层变形和油气泄漏等问题。
总之，水平井分段压裂技术是一种通过在水平井井段内使用多级裂缝进行地层压裂改造的方法。
它能够提高井段的产能，降低地层压力损失和油气的开采成本。
然而，实施过程中还存在一些技术难题和挑战，需要进一步的研究和改进。
水平井分段压裂技术应用论文
水平井分段压裂技术的研究与应用摘要：腰英台油田属于低渗透油田类型，直井压裂后开采有”三快三低”特征，即三快包括产量下降速度快，含水上升速度快，自然递减速度快；三低包括开采程度低，开采速度低，开采产能低。
围绕低渗透油田开发技术问题，腰英台油田试验水平井分段压裂改造低渗透储层的应用研究，其中主要包括滑套式封隔器分段压裂的应用研究，水力喷射分段压裂的应用研究，腰英台油田现场试验3口井，压裂改造后单井产量最高达到相邻直井的4.5倍，积累了大量的现场经验，为在低渗透油藏大规模应用水平井创造了条件。
关键词：低渗透油田水平井压裂改造分段压裂一、水平井分段压裂发展历程及技术现状[1]国内从1994年开展了水平井的压裂改造试验研究，国内各油田（大庆油田、胜利油田、吉林油田等）已对多口水平井进行了压裂改造的试验，制约水平井分段压裂的关键技术初步得到突破，分段压裂优化设计、分段压裂工具上基本配套完善，保证了水平井压裂技术在低渗透油气藏的应用[2]。
目前国内水平井分段压裂施工工艺有三种：水力喷射分段压裂技术、双封单卡分段压裂技术、滑套式封隔器分段压裂技术。
二、水力喷射分段压裂技术的应用1.水力喷射分段压裂机理1998年，surjaatmadja提出水力喷射压裂方法，并应用于水平井压裂。
水力喷射分段压裂（hjf）是集射孔、压裂、隔离一体化的增产措施，专用喷射工具产生高速流体穿透套管、岩石，形成孔眼，孔眼底部流体压力增高，超破裂压力起裂，造出单一裂缝（如图1）。
1—引鞋；2—多孔管；3—单流阀；4—扶正器；5—喷枪：6—安全接头；7—套管。
2.水力喷射分段压裂—yb1p1的应用2011年9月18日施工，对yb1p1井2320.8～2781.0m水平段分四段进行压裂改造，施工总时间7.97小时，累入地层液量1206.4m3，累入地层砂量111.1m3，最高砂比22.3%，平均砂比19.45%，排量2.4～2.5m3/min，破裂压力最高68.1mpa，最低21mpa，工作泵压50～66.8mpa。
新站油田葡萄花油层开发特征研究(论文)1
新站油田葡萄花油层开发特征研究范长海(第九采油厂地质大队)摘要：本文针对低渗透的新站油田非均质严重、天然裂缝发育、油藏异常高压的特点，从实际生产出发，认为该油田应根据各井区的地质条件灵活地利用天然能量和选择注水时机，并通过温和注水延迟见水时间，适时压裂提高无水采收率，见水后及时进行注水调整或化学调剖，控制含水上升速度，以提高油田开发效益。
主题词：天然能量 注水时机 压裂时机 采液指数 天然裂缝1.油田概况新站油田位于黑龙江省肇源县新站镇西南，西部和南部边界被嫩江环绕，新站油田构造位置处于松辽盆地北部中央坳陷区新站阶地南部,呈一个向北东方向倾没的鼻状构造，是大安构造向北东方向的延伸部分。
该油田葡萄花层砂体和断层分布较复杂，地层原油粘度1.8mPa.S, 孔隙度（15.0-17.5）%，平均16.5%，空气渗透率（2.4-90）×10-3μm 2, 平均6.5×10-3μm 2，储层非均质性严重，天然裂缝发育，地层压力20.8MPa ，压力系数1.24，属异常高压类油藏。
新站油田在葡萄花油层提交控制储量6454×104t ，圈定含油面积252km 2。
截止2001年9月投入开发的石油地质储量895×104t ，采用反九点法注采井网注水开发，目前注水井78口，日注水1880m 3，采油井263口，日产油604t ，综合含水23.43%。
月注采比1.74。
2.天然能量评价新站油田地饱压差7.8MPa ，且原油物性较好，部分油井投产初期产量较高，具有一定的利用价值。
2.1.新站油田试验区南部天然能量开发效果较好新站油田试验区南部有18口油井依靠天然能量开发，日产油由97年4月份的165t 递减到97年12月份的60t,递减了105t ，平均月递减8.0%，但月递减率逐月明显减小（见表1），平均单井累积产油1134t;地层压力由原始的19.46MPa 下降到13.72MPa ，下降了5.74MPa ，弹性产能545t/Km 2.m.MPa,弹性驱采出程度4.4％，表明该区天然能量较足，具有一定的利用价值,其递减规律符合指数递减规律，见图1。
葡萄花油田中高含水期油井压裂选井选层方法
葡萄花油田中高含水期油井压裂选井选层方法作者：王立新来源：《中国新技术新产品》2011年第17期摘要：随着油田开发的不断深入，葡萄花油田已进入高含水期开采，油井压裂选井选层越来越困难。
为了确保油井压裂的经济效益，提高油井压裂方案符合率，根据近年来的压裂选井选层实践，总结了一套适合葡萄花油田的压裂选井选层方法，即应用西帕切夫水驱曲线结合精细地质研究成果指导压裂选井选层的参考方法。
经实际应用，取得了较好的效果。
关键词：压裂选井选层；西帕切夫曲线；精细地质中图分类号：TE358+.3 文献标识码：A1 葡萄花油田油井压裂现状葡萄花油田于1979年投入开发，属低渗透油田，近几年压裂选井重点由初期连通好、油层厚度大的老油井和一次加密调整井，转移到非均匀二次加密调整井，压裂井的油层条件逐渐变差，重点是扩边井及零星注采关系新完善井。
近几年压裂挖潜对象转向剩余油分散的难采储层，油井压裂效果也逐步变差。
截止目前，葡萄花油田油井共压裂643口，占总井数的64.4％，占正常生产井的70.0％，两次压裂以上的井共205口，重复井数占压裂总井数的32％。
为了保证油井压裂效果，提高方案符合率，需要搞好压裂全过程的质量控制，特别是压裂井选井选层工作。
2 应用西帕切夫水驱特征曲线指导压裂选井选层2.1 水驱曲线的选择西帕切夫水驱特征曲线是由前苏联学者西帕切夫于1981年提出的。
其表达式为：西帕切夫水驱特征曲线在葡萄花地区大量实践应用证明,该曲线主要具有如下特点：（1）适用于陆相沉积、非均质性较强、中等粘度（3-30mPa·s）油田。
（葡萄花油田原油粘度10-11 mPa·s）（2）水驱曲线直线段出现时间较早，一般在含水达到30％即可出现直线段。
（3）西帕切夫曲線可较准确预测油田含水，从而可准确预测各类油井的可采储量。
（4）当油田采取调整措施后，西帕切夫曲线不象甲、乙型曲线发生较大偏移。
（5）西帕切夫曲线的横坐标是累计产液，而不象累计产油有一定的限度，因而避免了所谓水驱曲线后期上翘问题。
论油气田水平井压裂酸化技术
论油气田水平井压裂酸化技术摘要：在进行油气开发的过程中，油藏渗透能力的高低直接决定着原油产出率的大小，油气田水平井压裂酸化技术能够有效提高储能的导流能力和渗透能力，为油气进入井筒提供更大的空间，能够大大提高油气田的资源利用率，特别是对于低渗透储存增产效果显著。
在分析水平井压裂酸化技术的应用难度的基础上，结合自身从事油气井压裂酸化工程经验，探讨了常规油藏水平井压裂酸化技术应用，并最后论述了低渗透油藏水平井压裂酸化技术应用，希望对全面提升油气田水平井压裂酸化技术水平有所帮助。
关键词：油气田开发，水平井技术，压裂酸化1 引言水平井钻探技术是目前全世界范围内被广泛应用的开采技术之一，对提升石油开采效率与质量具有重要的影响。
不同石油开采地区地质状况不同，当存在裂缝时，便会导致出现低渗透现象。
为了保障开采产量，就要进行压裂酸化处理，扩大裂缝，进一步提升整体渗透性。
如今，压裂酸化技术逐渐趋于成熟，对提升石油产量与质量具有极为重要的意义。
2 水平井压裂酸化技术的应用难度水平井压裂酸化技术已经在各个油田进行了较多的现场应用，但是如果地层结构较为复杂，或者地层渗透率极低，那么水平井压裂酸化技术实施难度将会很大。
对于含硫油气藏，实施压裂酸化技术的难度更大，国内部分油气藏含硫严重超标，大量的硫化氢存在于储存中，给施工造成极大安全隐患，大量固体化合物沉淀也阻碍了油气的畅通。
如果油藏岩性较为复杂，纵然油田地质储量较高，但是在实际施工压裂酸化过程中难以达到预期的效果。
对于高温高压油气藏，酸化压裂液无法长时间反应，甚至流通困阻。
上述情况都给水平井压裂酸化技术的现场应用造成困扰，提升了工艺的实施难度。
3 常规油藏水平井压裂酸化技术应用分析为了实现水平井压裂酸化技术在常规油藏中的高效应用，笔者对多种技术进行了分析。
应用较多的是前处理压裂酸化技术，该技术能够使油气藏产生更多更大的缝隙，为油气产出提供通道。
在该技术的使用过程中，首先注入酸化液，对地层岩石进行腐蚀，随后注入压裂液，将地层压裂，建立油气通道。
葡萄花油层水平井压裂效果分析
葡萄花油层水平井压裂效果分析作者：徐加红来源：《中国科技博览》2013年第03期摘要：2002年-2007年9月，水平井也在我厂投入了大批量地开发。
目前共投产油井水平井37口，水井2口。
对于低渗透油气藏来说，仅采用压裂或水平井开发往往达不到预期的开发效果，通过进行水力压裂产生多条裂缝增加水平井产能的途径极具潜力，压裂水平井技术对于开发低渗透储量的动用、提高注水量、提高水平井经济效益等方面有重要意义。
通过分析压前压后的产量变化，得出结论，以此对未来在宋芳屯油田和肇州油田水平井压裂投产或后期压裂增产提出建设性意见，提高区块开发效果，创造出更大的效益。
主题词：水平井压裂裂缝薄互层储量宋芳屯油田肇州油田【中图分类号】TE3571. 水平井开发现状截止2007年9月，第八采油厂先后在升平油田、宋芳屯油田南部、肇州油田15个区块布井65口，已完钻65口井（分支井2口）。
其中升平油田3口、宋芳屯油田南部10口、肇州油田52口，平均单井水平段长度559.1m，平均单井含油砂岩长度298.7m，含油砂岩钻遇率75.4%。
目前已经投产水平井油井37口（州201区块的肇33-平28开采扶余油层试验井），注水井2口，分布在9个区块内。
统计单采葡萄花油层的36口油井，投产初期平均单井日产液18.8t，日产油17.1t，目前平均单井日产液10.3t，日产油8.4t，综合含水18.5%，截止2007年8月底，累积产油153828t，平均单井累积产油4273t；注葡萄花油层水平井投产2口，投注初期平均单井日注水48m3，平均注水压力11.0MPa，目前平均日注水33m3，平均注水压力12.9MPa，累积注水19885m3。
1.2储层特征1.2.1肇州油田在已投产开采葡萄花油层的36口水平井中，有29口井位于肇州油田的9个区块，宋芳屯油田南部的州20区块有7口井。
肇州油田葡萄花油层砂体以席状砂为主，微幅度构造对油水有一定分异作用，造成平面上油水分布复杂，发育三角洲前缘相的席状砂和短条带状沿岸砂坝，储层分布较稳定。
水平井穿层压裂技术研究及应用
水平井穿层压裂技术研究及应用摘要：水平井分段压裂技术是低孔低渗油气藏增产改造的重要手段，由于砂泥岩薄互储层小层多，厚度薄，常规水平井压裂改造方法只能改造单一小层，供液能力有限，导致压后产能低，产能递减快。
针对这个问题，本文提出了水平井穿层压裂技术，并通过理论分析、工艺控制措施参数优化及现场试验，证实了水平井穿层压裂技术的可行性，并在现场试验中取得了较好的效果。
关键词：砂泥岩薄互层水平井穿层压裂水平井分段压裂技术是低孔特低渗油藏增产改造的重要技术手段，在厚油层压裂改造中被广泛应用。
但面对厚度小、小层数多的砂泥岩薄互储层，它的改造效果一般，主要原因是压裂施工仅仅改造了水平段所在的单个小层，由于小层厚度小，地层能量弱，难以形成长期有效供液，导致产量低，递减快。
为了实现同时改造多个小层，本文从水基压裂垂直缝遮挡原理出发，分析穿层压裂技术影响因素，优化压裂施工参数，在现场试验中取得了成功，实现了砂泥岩薄互储层水平井纵向改造多层，为砂泥岩薄互储层改造提供了技术手段。
1裂缝遮挡机理裂缝高度hf是压裂设计中重要参数，影响裂缝高度的主要因素是隔层的遮挡作用，目前砂泥岩隔层遮挡机理主要包括应力遮挡和岩性遮挡。
1.1应力遮挡裂缝高度是由净压力Pnet和边界泥岩层与储层的应力差Δσ所控制，当Pnet 很大程度的大于Δσ时，裂缝延伸几何形态趋于简单的径向或圆形裂缝，并且净压力递减；当Pnet近似等于Δσ时，裂缝高度难于预测，在净压力变化较小时缝高可能会增长，但液体垂向流动时液体粘性引起压力降落又会阻止缝高增长；当Pnet小于0.5倍Δσ时，基本上无裂缝垂向增长，水力裂缝完全限定在储层内[1]。
1.2岩性遮挡在泥岩隔层岩性比较纯、砂泥岩之间过度岩性少的砂泥岩交互层中，岩性遮挡主要作用在砂泥岩界面上，遮挡机理包括界面效应、塑性效应、阻渗效应。
界面效应是裂缝延伸到界面时，由于岩性变化明显，裂缝在岩性界面滑移；塑性效应是裂缝延伸到纯泥岩层后，由于泥岩塑性强，抗压能力强，此时缝内净压力只能导致泥岩层变形但不破裂，阻止裂缝继续向前延伸；阻渗效应是泥岩渗透性差，能有效阻止液体向泥岩层滤失，保持泥岩层为受压状态，避免进入受拉状态而破裂。
松辽盆地宋芳屯油田葡萄花油层高含水油井压裂技术
大庆石油学院学报第23卷 第3期 1999年9月JOURNA L OF DAQI NG PETRO LE UM I NSTIT UTE V ol.23 N o.3 Sept. 1999收稿日期:1999-07-18;审稿人:张兴金 作者简介:徐运亭(1962-),男,工程师,主要从事油田开发地质和油藏工程方面的研究.松辽盆地宋芳屯油田葡萄花油层高含水油井压裂技术徐运亭1,范 旭2,罗中华1,张国良1,雷友忠1(11大庆石油管理局第八采油厂,黑龙江大庆 163514; 21大庆石油学院石油勘探系,黑龙江安达 151400) 摘 要:采用精细地质研究、油藏综合动态分析、数值模拟和经济评价等技术,解决宋芳屯油田葡萄花油层高含水油井的压裂挖潜问题.结果表明:高含水油井存在相当数量有待解放产能的非主力层.当全井含水为40%～80%时,非主力层处于注水受效旺盛期,适宜压裂.压裂层选取标准为厚度大于1.5m 、地层压力大于8.0MPa 、有效渗透率为20×10-3～60×10-3μm 2、水淹层(或高含水层)与压裂层(未水淹)有效渗透率比值为1.5～5.0.高含水油井采用压裂技术开发后,4口压裂井平均单井日增油2.9t Πd ,预计全年增油量可达3084t.关 键 词:宋芳屯油田;葡萄花油层;高含水井;压裂技术;精细地质研究;数值模拟中图分类号:TE357 文献标识码:A 文章编号:1000-1891(1999)03-0082-041 高含水油井压裂配套技术及研究方法111 高含水油井压裂数值模拟技术11111 模型建立油藏地质模型是在油藏描述过程中详细了解储集层岩相类型、沉积砂体的形态和规模、层内和平面非均质性而提出的概念模型基础上加以地质数据化后建立起来的,反映了油藏的基本特征[1].根据葡萄花油层油藏描述结果以及研究需要,地质模型包括上、下两套油层,层间有泥夹层遮挡,无串流,假定上部油层水淹.为了考察压裂层渗透性、厚度以及地层压力的影响,模型设计了5种情况.第1种情况下,两套油层厚度相同(H 1=H 2=3.0m ),有效渗透率不同,上部油层有效渗透率K 1为100×10-3μm 2,下部油层有效渗透率K 2分别为100×10-3,80×10-3,60×10-3,40×10-3,30×10-3,20×10-3和10×10-3μm 2.第2～5种情况下,下部油层厚度H 2分别为2.0,1.5,1.0和0.5m ,其余同第1种情况.11112 模拟结果第1种情况下,由于油层渗透性和地层压力的差异,上、下油层注采状况(相同注水压力下)明显不同.当上、下两套油层有效渗透率比值(K 1ΠK 2)为1.0～1.5(K 2为70×10-3～100×10-3μm 2)时,两套油层含水差异不大,下部油层水淹面积也较大,即使地层压力p >10.0MPa ,压裂后累积增油量仍在最低临界年增油量(200t )附近,压裂效果和效益较差.当K 1ΠK 2为1.5～5.0(K 2为20×10-3～60×10-3μm 2),p ≥8.0MPa 时,下部油层由于渗透性差,水淹面积小,压裂后效果较好,年增油在500～750t 之间.当K 1ΠK 2为5.0～10.0时,上、下油层含水差异增大,下部油层水淹面积相对较小,但由于渗透性差,压裂后注采难度很大,即使地层压力较高,压裂后效果和效益也较差,见图1.在第2～5种情况下,压裂效果随着压裂层厚度H 2减小而依次变差.当H 2=0.5m 时,模拟的最高年增油量低于最低临界年增油量,无经济效益.当H 2=1.0m 时,模拟的最高年增油量在200～400t 之间,见图2.而当压裂前产液量为3.0～15.0t Πd ,压裂后含水小于70%时,其临界年增油量为250～450t.从经济效益角度来看,压裂层H 2=1.0m 时风险较大,应选取H 2≥1.5m 的压裂层.地层压力、有效渗透率和厚度都是高含水油井压裂效果和效益的敏感因素.当所选压裂层H 2≥1.5・28・图1 K 1ΠK 2和地层压力对压裂效果的影响(H 1=H 2=3m)图2 K 1ΠK 2和地层压力对压裂效果的影响(H 1=3m ,H 2=1m )m ,p ≥8.0MPa ,K 2为20×10-3～60×10-3μm 2,水淹层(或高含水层)与压裂层(未水淹)有效渗透率比值K 1ΠK 2为1.5～5.0时,压裂效果较好.K 1ΠK 2≈1时,厚度对高含水油井的压裂效果并不敏感,压裂效果也差得多.112 精细地质研究寻找有利的压裂对象葡萄花油层主要由三角洲分流平原相,三角洲内、外前缘相沉积的砂泥岩互层组成[2].密井网测井曲线邻井对比分析可以将多期叠加的三角洲砂体划分为不同的沉积单元.精细地质研究过程中,采用精细而又具有预测性的描述方法解剖砂体的内部形态和建筑结构,可以识别砂体的成因和发育面貌[3],为建立精细的地质模型和找出高含水层内有利的措施挖潜对象提供指导.升32-20井发育一个PI 3～PI 14小层,为三角洲分流平原相沉积.电阻率、微电极和自然电位曲线均表现出明显的回返特征,分层特征明显.测井资料横向对比分析后,发现其间发育一个薄的泥岩夹层,PI 3和PI 14层是两个不同沉积时期的彼此独立的砂体.PI 3层有效渗透率为140×10-3μm 2,PI 14层为60×10-3μm 2.PI 3层呈现明显的反韵律沉积特征,上部渗透性高于下部.该井1993年见水后含水上升速度较快,1997年底达到90%.根据精细地质研究结果,认为油层高含水是由于PI 3层上部水淹引起的.升32-20井数值模拟结果:K 1ΠK 2为2.3,PI 3和PI 14层厚度为1.4m ,上部地层压力为11.9MPa ,含油饱和度为0.506,小层上部水淹;下部地层压力约为8.3MPa ,含油饱和度为0.604,含水约为29.5%.模拟证实了高含水是由于PI 3层上部水淹造成的,PI 3层下部以及PI 14层动用程度较差,仍为低含水.选定PI 3～PI 14层下部为压裂对象,模拟结果为年增油550t ,平均日增油为1.8t Πd.1998年2月实际压裂时,采用投腊球封高含水部位,压裂低含水部位,取得了较好的增油效果,初期日增油2.7t Πd ,含水下降了21%,截至1998年9月已累积增油556t ,平均日增油2.0t Πd.模拟预测的增油量与压裂后的结果基本相符.与其沉积特征相似的升30-26井投球压裂试验,也取得了较好效果.113 油藏综合动态分析技术与有利的压裂时机受层间非均质性的影响,多数油井主力层先受效见水,含水上升快,油井高含水实质上是主力层高含水.20口井(110个小层)连续产液剖面资料统计,主力层产液量(Q 1)占全井产液量70%左右,当全井含水为40%～60%和60～80%时,主力层含水(W 1)与非主力层含水(W 2)间差异最明显,非主力层产液量(Q 2)分别平均上升了14.6t 和22.4t ,主力层产液量仅分别平均上升了9.4t 和5.2t ,非主力层产液量增加较多,说明是非主力层受效阶段,见图3.无效层和非主力层层数约占总层数的65%,有相当数量的产层有待解放产能.高含水油井压裂应抓住此阶段,找准高含水(水淹)层.芳82-108井1997年底含水上升到72%.动态分析认为PI 4层水淹.数值模拟结果,K 1ΠK 2为2.1,有效厚度4.0m ,地层压力为9.67MPa.PI 4层含水95%左右,其它5个非主力小层动用程度差,含水为22%.・38・第3期 徐运亭等:松辽盆地宋芳屯油田葡萄花油层高含水油井压裂技术模拟预测压裂后增油750t ,平均日增油2.5t Πd.1998年2月针对5个非主力层压裂,效果较好.截至1998年9月累计增油648t ,平均日增油2.4t Πd.114 经济评价技术与临界年增油量确定11411 年增油界限模型根据收入=投资+操作成本费用+税金,在一年内,用压裂年增油回收压裂投资各项费用.R =P C ΔQS P L S J =S ZZ +S J Y +S C J +S ZY S ZZ =R [(1+0.17)Π0.17-0.05]S J Y =0.03S ZZ S C J =0.07S ZZ S ZY =S P L ΔQ ×24ΔQ =[B Y (1-F W 1)Π(1-F W 2)-B Y +T Z +Z S L C ]Π[P C S P L -A -B Π(1-F W 2)-S J ]式中:T Z 为压裂投资;R 为销售收入;P C 为原油价格,按980元Πt 计算;S P L 为商品率,按96.3%计算;S J 为销售税金及附加费;S ZZ 为增值税,税率按17%计算;S J Y 为教育附加费,按3%计算;S C J 为城市建设维护费,按7%计算;S ZY 为资源税,24元Πt ;A 为与油有关费用;B 为与液有关费用;C 为与注水有关费用;Z S L 为注水量;Y 为压裂前产液量;F W 1为压裂前含水;F W 2为压裂后含水;ΔQ 为年累计增油.11412 应用运用该模型,采用1997年实际操作成本参数,计算油井压裂随压裂前产液量、压裂前含水、压裂后含水变化的临界年增油界限.结果显示,随着压裂前产液量增加、含水升高,临界年增油量降低.在压裂后含水70%以前,临界年增油量变化范围不大(250～450t ).压裂后含水超过70%,临界年增油量急剧升高,见图4.当油井压裂前产液量为15.0t ,含水为60%,压裂后含水为90%时,临界年增油量高达1059t.解(层内)动用状况,找准压裂层位.11W 1;21W 2图3 产液剖面特征11F W 1为30%;21F W 1为60%;31F W 1为90%图4 压裂后含水与临界年增油量关系2 高含水井压裂效果以油藏综合动态分析、精细地质研究以及数值模拟结果为指导,1998年在宋芳屯和升平油田选定4口高含水油井压裂改造,开发效果较好,实现了增油降水.4口井合计压开砂岩厚度20.1m ,有效厚度9.7m ,压裂后平均单井日增油2.9t Πd ,截至1998年9月累积增油1959t.含水由压裂前的95%降低到压裂后的72%,芳82-108井含水由71%降低到28%.3 结语(1)高含水油井存在相当数量的有待解放产能的非主力层.当全井含水为40%～80%时,非主力层处于注水受效旺盛期,含水不高,是压裂的有利时机.(2)精细地质研究可以揭示油层内部的非均质性,解释油层纵向上动用状况和水淹程度,指导压裂井(层)的选择.・48・大 庆 石 油 学 院 学 报 第23卷 1999年第3期 徐运亭等:松辽盆地宋芳屯油田葡萄花油层高含水油井压裂技术(3)压裂层选取标准为H2≥1.5m,p≥8.0MPa,K2为20×10-3～60×10-3μm2、水淹层(或高含水层)与压裂层(未水淹)有效渗透率比值K1ΠK2为1.5～5.0.参考文献:[1] 李福垲.黑油和组分模型的应用[M].北京:科学出版社,1996.105～110.[2] 谢铁鹏,庞彦明.宋芳屯、模范屯油田提高钻井成功率技术研究[C].见:大庆油田油藏工程论文集.北京:石油工业出版社,1995.367～376.[3] 赵翰卿,付志国,刘 波.应用精细地质研究准确鉴别古代河流砂体[J].石油勘探与开发,1995,22(2):68～70.液膜型微胶囊调剖技术用化学方法进行调剖堵水,是油田开发后期稳油控水的主要方法之一.但是,随着油田开发的逐渐深入,人们更多认识到只有深部调剖,才能获得更好的增油效果.但是,目前的调剖技术只有单液法和双液法,由于双液法浪费药剂,成本高,且施工麻烦,矿场极少应用;而单液法调剖的最大缺点是成胶时间短,不能实现深部调剖.大庆石油学院提高采收率研究所经过实验研究和理论探讨,把多重乳化技术引入调剖,获得一种既综合了单液法和双液法调剖技术的优点,又克服了各自缺点的新型调剖方法———液膜型微胶囊调剖技术.液膜型微胶囊技术的物质基础是多重乳化,即对于可发生交联反应的2种液体,先把一种反应液(交联剂)分散,包缚隔离液膜(煤油),再把它分散到另一种反应液(被交联剂)中.由于有隔离液膜的阻隔,2种反应液在短期内不发生反应,如同把双液法调剖微元化,变成特殊的单液法调剖,这样,既能保证充分利用药剂、施工简单,又能保证最大限度地延长成胶时间.本项研究对液膜型微胶囊的制备、形成原理、影响成胶效果(成胶时间、胶强度)的因素,作了较为详细的论述和实验研究,并从机理上对实验结果进行了分析.结果表明:(1)WΠO型乳化剂的用量不影响冻胶强度,只对成胶时间有影响,但在用量达到一定值后,影响程度减弱.(2)OΠW型乳化剂不影响成胶时间,只影响冻胶强度,用量多时,冻胶强度下降.以上2种乳化剂的用量都应根据经济因素,综合考虑.(3)交联剂用量对成胶时间及冻胶强度影响最大,有效地调整交联剂用量,可以获得最佳的调剖效果.(4)无机盐的存在可以缩短成胶时间,同时提高冻胶强度,实际应用时必须考虑无机盐的影响.(5)液膜型微胶囊调剖剂可以极大限度地延长成胶时间,如给定的1576配方,在45℃和70℃下,成胶时间可从不使用该技术时的数小时分别延长到数十天和数天以上,且冻胶强度不低于3500mPa・s.此外,通过调整各种化学剂的用量,可以控制成胶时间及冻胶强度.本项研究具有重要的理论意义和实用价值,为深部调剖技术提供了一种新思路和新方法.成果科 贾 辉Abstracts Journal of Daqing Petroleum Institute V ol.23 N o.3 Sept.1999ty reserv oir beds lower than15×10-3μm2occurs,the permeability may be increasingly influenced by the flow rate changes,permeability loss reduced by slurry saturation is great and als o unrecoverable.In order to wipe off mud cont2 amination to reserv oir beds,the marinating periods of reserv oir beds by mud should be lessened and the effective types of hole2shooting bullets are proposed.The rinsing water of weak water sensitivity on reserv oir beds is recommended during water injection development.The injection of recycled underground water in oil field may bring about m oderate to strong water susceptivity.The recycled water should be treated by lowering the contents of suspension and prom oting the cation contents of Ca2+and Mg2+before being injected into the reserv oir beds.The effects of acidization with conv2 entionally used types of acids are poor,resulting in a great deal of decrement in permeability.K ey w ords:S ong fangtun oilfield;Putaohua oil reserv oir;flow rate susceptivity;water susceptivity;salinity susceptiv2 ity;acid susceptivity;mud damage;oil reserv oir protectionFracturing technologies for the oil production w ells with higher w ater content in Putaohua oil reservoir of Songfangtun oilfield,Songliao basinX U Y un2ting1,FAN Xu2,LUO Zhong2hua1,ZH ANG G uo2liang1,LEI Y ou2zhong1(11The Eighth Oil Exploitation Plant,Daqing Petroleum Administration Bureau,Daqing163514,China;21Dept o f Petroleum Prospecting,Daqing Petroleum Institute,Anda,Heilongjiang151400,China)Abstract:With the combination of technologies such as fine investigation of geological features,integrate dynamic analysis for oil reserv oirs,numerical simulation and economic evaluation,this paper focuses on the issue of how to ex2 cavate the potential reserves am ong the oil production wells with higher water content in Putaohua Oil Reserv oir of S ong fangtun oilfield.The investigation shows that there are considerable am ounts of non2main oil reserv oirs which need to be released am ong the oil production wells with higher water content.The treatments of fracturing may be conducted at the appropriate range of40to80percent of total water content in the wells,at which the non2main oil reserv oirs are in the peak of affusion phase but with lower water content.The target fracturing layers should be fit for the criteria of thickness larger than1.5meters,formation pressure higher than8.0MPa,permeability in effect from20×10-3to60×10-3μm2,and at the meantime,the ratio of permeability in effect of flooded layers(or higher water content layers) versus target fracturing layers(or unflooded layers)between1.5and5.0.The g ood results are present in the course of accom plishment of fracturing technologies am ong the oil production wells with higher water content.As for the four fractured production wells,the average increments of daily oil output are2.9t,the total increments of yearly oil output is about3084t.K ey w ords:S ong fangtun Oilfield;Putaohua oil reserv oir;oil production wells with higher water content;fracturing technologies;fine investigation of geological features;numerical simulationOptimization of polycrystalline diamond compact bitLI Shi2bin1,AI Chi1,NI NG Hai2chuan2,CHE N Jian2ge3,MU Wan2jun4(11Dept o f Petroleum Engineering,Daqing Petroleum Institute,Anda,Heilongjiang151400,China;21Well drilling Company No.3,Daqing Petroleum Adiministration,Daqing163514,China;31Daqing Donghua Company,Daqing 165012,China;41Drilling Engineering Department,Daqing Petroleum Administration Bureau,Daqing163453, China)Abstract:Based on indoor experimental results of rock drillability,this paper determines the relationship between the tw o kinds of grading values of rock drillability by PDC bit and roller bit respectively for a certain region of the s outhern S ongliao Basin,gives the suitable strata of the region corresponding to PDC bit and roller bit,and establishes a m odel, on the basis of acoustic well logging data,to determine the grading values of rock drillability.It is possible to perform。
关于水平井分段压裂的研究及探讨
关于水平井分段压裂的研究及探讨【摘要】能源作为现代社会的稀缺资源，直接影响着人们的生产生活，对能源的开发也是极为重要的工程。
在石油储存量较小且渗透性较差的油田内，水平井是较为有效的开发方式。
如果遇到油气层渗流阻力较大、渗透率极低的情况，则需要将其压开数量不等的裂缝，加强油气的渗透性及减少渗流阻力。
本文简单阐述了水平井分段压力技术的原理，各种类型的分段压裂技术，包括封隔器分段压裂、段塞分段压裂、封隔器配合滑套喷砂器分段压裂、水力喷射分段压裂、TAP 分段压裂技术等，为从事能源行业的人员提供一定的技术参考。
【关键词】水平井分段压裂技术研究由于各个油田的地质情况不一样，在开发的过程中许多特殊情况，如低渗透油气藏、稠油油气藏、储量较小、渗透阻力大等情况，需要采用水平井，其优势在于生产效率高、泄油面积大、储量的动用度较高。
为了达到进一步提高水平井的产量，需要对水平井进行压裂，从而形成数量较多的裂缝，提高油气的产量，提升生产效率，但是由于水平井的跨度较大，要达到理想的压裂效果要求分段工具具有性能良好、体积合适、操作性强等特征，才能有效的提高单位油井的油气产量，实现经济效益及资源的充分开发[1]。
1 水平井分段压裂工艺的基本原理水平井压裂后，其裂缝的形状、性能均有所区别，主要和水平井筒轴线方向及地层的主要应力的方向有着较为密切的关系。
该项工艺能够提高产量的原理为压裂使石油的渗流方式发生了改变。
进行压裂处理之前，石油的径向流流线主要处于井底的位置，渗透受到较大的阻力，压裂完成后，径向流流线与裂缝壁面呈平行关系，渗流受到的阻力较小。
裂缝的主要形态有以下几种：①横向裂缝：当水平井筒和主要应力的方向为呈垂直关系时，即会形成横向裂缝；②纵向裂缝：当水平井筒与主要应力的方向呈平行关系时，即会形成纵向裂缝；③扭曲裂缝：当水平井筒和主要应力有一定的角度时，即会构成扭曲裂缝。
压裂后形成的横向裂缝适用于渗透性较差储藏层，其可以明显的促进油井改造。
论水平井分段压裂的研究与探讨
论水平井分段压裂的研究与探讨【摘要】我国开发较早的大型油田相继进入了开采的后期，含水量上升，出油量下降，开采的难度系数增加。
而随着我国国民经济的发展和人们生活水平的提高，对于石油产品的需求量不断的提高，为了适应经济社会的发展，我国的低渗透油田逐渐具有了新的开采需求，尽管低渗透油田地质条件相对较差，开采难度系数较高，但是却蕴含着丰富的石油资源。
而水平井技术是开发薄储层、低渗透油气藏的最佳方式，对于改善油层，提高单井产量具有重要的作用。
本文主要对我国水平井分段压裂进行了研究，旨在更好的开发低渗透油田，增加石油产量，解决我国能源危机。
【关键词】低渗透油田水平井分段压裂研究石油对低渗透油田而言，水力压裂改造是储层增产的重要手段。
随着我国水平井钻井技术发展和建井成本的降低，水平井开发效益在低渗透油田越来越明显。
但是随着水平段长度不断增加，水平井改造难度不断加大。
在水平井段行程多条相互独立的人工裂缝改善渗流条件以提高单井产量已经得到了人们的普遍认同。
1 水平井分段压裂技术的现状我国的低渗透油藏分布在46个油田，探明储量9.44亿吨，动用7.18亿吨，未动用2.68亿吨，采出程度12.5%，采油速度0.51%，单井日油3.3吨，到了2009年的年产油量达到了366*10000吨。
到了“十二五”期间将成为油田稳产上产的重要阵地。
为了提高低渗透、特地渗透油藏储量动用程度和采收率，利用水平井分段压裂在水平井段形成多条相互独立的人工裂缝以改善渗流的条件，提高单井产能。
国内外于20世纪80年代开始研究水平井的压裂增产改造技术，在水力裂缝的起裂、延伸，水平井压后产量预测，水力裂缝条数和裂缝几何尺寸的优化，分段压裂施工工艺技术和井下分隔工具等方面取得了一定的发展，但是总体来说不配套、不完善，尤其是水平井分段压裂搞糟工艺技术和井下分隔工具方面和实际生产需要之间还存在较大的差距，有待进一步加大投入人力、物力攻关研究。
2 水平井压裂造缝机理2.1 水平井压裂遭逢机理水平井亚裂缝分为横向缝、轴向缝、水平缝，不同裂缝的形成主要是取决于储层所受的应力状态。
水平井钻井技术论文范文（2）
水平井钻井技术论文范文(2)水平井钻井技术论文范文篇二浅谈水平井钻井工艺技术摘要：随着油田不断地开发开采，各个油田的储量逐年递减，为了提高石油产量，我们开始开采薄油层，随之而生的是水平井钻井技术。
水平井是利用特殊的井底动力丁具与随钻测量仪器，钻成井斜角大于86度，并保持这一角度钻进一定长度的定向井。
它是21世纪新兴的一门钻井技术，通过近几年不断地实践，人们逐渐掌握并提高了这门新技术，本文结合现场施工中的经验浅谈了水平井施工过程中的一些工艺技术，希望能与大家共享。
关键词：水平井，直井段，斜井段，水平段，钻井液1 前言水平井施工从直径段到水平段，每一个环节都很重要，就好像下棋一样，一着不慎，全盘皆输。
2 大概描述本文从直井段，斜井段，水平段及钻井液4个方面阐述了施工中应该加强责任心，细心施工的地方，以及分析了各个环节需要高度注意的事项及其对于水平井准确入窗的重要性。
3.正文一、直井段水平井直井段的井身轨迹控制原则是防斜打直。
有人认为直井段钻不直影响不大，这种想法是不对的，因为当钻至造斜点KOP时，如果直井段不直，不仅造斜点KOP处有一定井斜角而影响定向造斜的顺利完成，还会因为上部井段的井斜造成的位移影响下一步的井身轨迹控制。
假如KOP处的位移是负位移，为了达到设计要求，会造成在实际施工中需要比设计更大的造斜率和更大的最大井斜角度，•如果是正位移情况恰好相反。
如果KOP处的位移是向设计方向两侧偏离的，这是就将一口两维定向井变成了一口三维定向井了，同时也造成下一步井身轨迹控制的困难。
由于水平井的井身轨迹控制精度要求高，所以水平井直井段的井斜及所形成的位移相对与普通定向井来讲更加严重。
因此，在直井段施工中，加强防斜打直技术措施，采用钟摆钻具组合，使用YSS多点进行监控，而后合理调配钻进参数，使整个直井段的确最大井斜控制在1-2度以内，水平位移小于15米，若发现井斜角偏大，及时吊打纠斜。
一旦发现正位移偏大，应及时采用螺杆钻具纠偏，确保井身质量。
葡萄花油层加密调整技术研究及效果评价
葡萄花油层加密调整技术研究及效果评价摘要：综合分析了大庆油田采油八厂地区已加密区块开发效果，从油藏地质、剩余油、加密方式等方面进行了加密调整技术研究，评价了加密后开发效果，明确了不同油田加密调整界限的经济界限。
关键词：加密调整技术效果评价井网适应性1前言大庆油田采油八厂在升平、永乐、宋芳屯北部三个油田开展了规模较大的加密调整工作，取得了较好的效果，加密井产量由“十五”初期的1.3×104t逐渐上升到2009的11.7×104t，占全厂产量比例的7.6％。
加密后水驱控制程度得到提高，从68.4%提高到72.1%，增加了3.7个百分点。
加密后区块采油速度一般能够提高到1.0％以上。
统计全厂415口加密井，投产初期平均单井日产油 2.3t，初期含水48.9％；一年后单井日产油1.9t，含水55.8％。
其中井网中心加密井稳产期较短，仅7个月；断层附近加密井稳产期8个月；砂体边部加密井稳产期较长，为12个月。
升132加密区块，加密前综合递减率10％左右，加密后递减率36.9％，递减率增大26.9个百分点。
2 加密井布井方式研究大庆油田采油八厂葡萄花油层老井网主要以反九点井网布井为主，部分井网由于后期注采系统调整边角井转注而略有改变。
目前我厂已形成井网中心加密、配合实施断层附近及砂体边部挖潜的加密方式。
其加密方式主要分为以下八种：①断层边部；②完善井网；③主流线上且角井转注；④偏主流线且角井转注；⑤主流线上且无转注井；⑥偏主流线且无转注井；⑦井间加密；⑧排间加密。
结合各油田不同沉积体系和剩余油类型，采取各自相对适宜的加密方式。
大庆油田采油八厂面积较大，管辖各油田有不同的沉积体系和剩余油类型，采取各自相对适宜的加密方式。
一是针对三角洲分流平原相沉积为主的升平油田，河道砂发育为主，主要以井网中心加密为主。
二是针对三角洲内前缘相沉积为主的宋北油田，河道砂及席状砂体均较发育，主要以断层边部及砂体边部加密为主。
关于水平井压裂技术的研究与探讨
关于水平井压裂技术的研究与探讨摘要：在当前油田勘探开发不断深入发展的形势下，水平井已经成为最重要的提高油田生产效益的手段措施之一，水平井技术在我国多个大型油田都得到了广泛的应用。
早在上个世纪80年代，水平井压裂技术就得到了研究与发展，水平井压裂技术对于油田增产具有重要意义。
本文主要介绍了当前水平井压裂技术的研究现状，并在此基础上提出了压裂技术进一步改进与研究的发展方向，旨在通过本文的研究，为我国油田开发提供更多技术上的有益借鉴，促进油田增产增收和经济效益的提高。
关键词：水平井压裂封隔器现状改进一、水平井分段压裂技术的现状关于水平井压裂技术的研究，首先要在认识了解水平井压裂分段技术基础上。
水平井一般具有较长的井段，压裂技术主要目的在于在较短的时间内将其压裂形成多条水力裂缝，并在压裂后进行快速的排液，实现对水平井安全的分段压裂，压裂技术的难点在于如何选择有效的分段压裂技术方法以及井下的封堵工具，经过对国内外水平井压裂技术的研究，笔者在此总结了以下几种水平井压裂技术：1.化学隔离技术在上个世纪末，国内外对化学隔离技术的研究与进步较为明显，在国内外的许多大型油田生产中得到了应用。
该技术的应用主要在套管井中，通过使用液体胶塞和填砂分隔分段压裂技术方法，达到隔离的效果，但是化学隔离的技术在应用上需要较大的成本投入，施工程序复杂、施工期间长，而且对水平井也有较大的损害，应用效果上存在的这些缺陷使得该技术没有进一步的扩大应用与研究发展。
2.机械封隔分段压裂技术机械封隔分段压裂技术也是主要应用于套管井的压裂技术，具体的可以分为机械桥塞技术和封隔器技术，也包括两者的综合应用。
封隔器技术中的环空封隔器技术在应用上已经相对纯熟，在目前我国多地的浅井中都有应用，在浅层油藏资源开发中具有良好的效果，但是应用于深井的方面还有待进一步研究与发展。
3.限流压裂技术限流压裂技术主要是针对具有纵向裂缝的水平井，该技术的应用主要是利用孔眼摩阻产生的调节作用，来实现平衡各个压裂段的压力的效果。
葡萄花油层水平井压裂效果分析
１ ． 水 平井 开发 现状 截止２ ０ ０ ７ 年９ 月， 第 八 采油厂先 后在 升平 油 田、 宋芳 屯油 田南部 、 肇 州油 田 ｌ ５ 个 区块 布井 ６ ５ 口， 已完钻６ ５ 口井 （ ９￣ ９２ ｕ） 。 其 中升 平油 田３ １、 宋 芳 屯油田 南部 １ ０ １、 肇 州油 田５ ２ １ １ ， 平 均单井 水 平段长 度５ ５ ９ ． １ ｍ， 平 均单井 含油 砂岩 长 度２ ９ ８ ． ７ ｍ， 含油 砂岩 钻遇 率７ ５ ． ４ ％。 目前 已经投 产水 平并油 井３ ７ 口（ ￣ １ ２ ０ １ 区块 的肇 ３ ３ － 平２ ８ 开 采扶 余油层 试验 井 ） ， 注水 井２ ２ １ １ ， 分 布在 ９ 个区块 内。 统计 单 采 葡萄 花油 层的 ３ ６ 口油 井 ， 投产初 期平 均单 井 日产 液 １ ８ ． ８ ｔ ， 日产油 １ ７ ． １ ｔ ， 目前 平 均单 井 日产液 ｌ Ｏ ． ３ ｔ ， 日产油 ８ ． ４ ｔ ， 综 合含 水 １ ８ ． ５ ％， 截止 ２ ｏ ｏ ７ ￣８ 月底 ， 累积产 油 １ ５ ３ ８ ２ ８ ｔ ， 平均 单井 累积 产油４ ２ ７ ３ ｔ ， 注 葡萄 花油层 水 平井投 产 ２ 口， 投 注初 期平 均单 井 日注水 ４ ８ ｍ３ ， 平 均注 水压 力 ｌ １ ． ０ ＭＰ ａ ， 目前平 均 日注水 ３ ３ ｍ３ ， 平均 注水 压力１ ２ ． ９ ＭＰ ａ ， 累积 注水 １ ９ ８ ８ ５ ｍ’ 。 １ ． ２储 层特 征 １ ． ２ ． １肇 州油 田 在 已投产 开采 葡萄花 油层 的３ ６ １水 平井 中 ， 有２ ９ 口 井 位于 肇州 油田的９ 个 区块 ， 宋芳 屯油 田南 部的州 ２ ０ 区块有 ７ １ ： １ 井。 肇州 油 田葡萄 花油层 砂体 以席状砂 为主 ， 微 幅度 构造对油 水有一 定分异作 用 ， 造 成平 面上油水分 布复杂 ， 发育 三角 洲前缘 相 的席状 砂 和短条 带状 沿岸 砂坝 ， 储 层分布 较 稳定 。 １ ． ２ ． ２朱芳 屯 油 田南部 宋芳 屯油 田南部 的州２ Ｄ 井 区位 于构 造群位 于宋 芳屯鼻状 构造 整个 井区 内 西高东 低 ， 由西 向东构 造趋 势逐渐 变陡 。 储层 沉积 形成 了水进 三角洲 沉积体 系 的三角 洲 内前 缘沉 积 ， 砂体 以小片 席状砂 沉积 为主 。 该 区块葡 萄花油层 岩心 描 述未 见裂 缝 ， 从 肇州 油 田的开 发情 况看 ， 该 区块 裂缝相对 不 发育 。 １ ． ３ 压 裂试 验取得 成功 水平井 限流法压 裂和分段压 裂工艺技 术实现 了未钻遇层 段的沟通 ， 提高 了 水 平井初 期产 能 。 ２ ０ ０ ３ 年 以来对 １ ２ １开采 葡萄 花油层 水平 井实施 了压 裂投 产 ， 对压 裂层 位及方 式进 行 了优化 ， 其 中８ 口井采 用限流 法压裂 ， ４ １井 采用分 段压 裂。 统计这 ｌ ２ 口井 ， 投产初 期产液 量是 同期 射孔完 井水平 井的２ ． １ －４ ． Ｏ 倍， 日产 油量 平均 高 ｉ ０ ． Ｏ ｃ 左右 。 累 积产 油是 同期射 孔 完井水 平井 的２ ． ５ 倍， 取 得 了很好 的试 验效 果 。 ２ ． 水平井 压 裂后影 响 初期产 能 的因素 ２ ． １两种 压 裂方式 的效果 不同 限流法 压裂 ８ 口井 ， 初期 平均 日产 液２ ３ ． ２ ｔ ， 日产 油 ｌ ９ ． ７ ｔ ， 平均 单井累 积产 油５ ６ ６ ６ ｔ 。 分 段压 裂４ １ ２ １ 井， 初 期平 均 日产液 ３ Ｏ ． ８ ｔ ， 日产油 ２ ８ ． ８ ｔ ， 平 均 单井累 积产 油
葡萄花油田水平缝重复压裂改造技术
根据 现实 生产 中技术 人 员较为 关 心的压 裂数据 进 行全 面分 析 ， 们对 某 些 特定 字 段进 行 数 值 范 围 我
内的查询 ， 例如 可 以作这 样 的查 询 ， 支撑缝 高在ａ —ｂ 之间， 同时 又 满足 支 撑缝 宽 在 ｃ —ｄ之的支持 。 ５ 结 束语 随 着 油 田开 采 难度 加大 ， 不仅 要 求 提 高工 程 采 油技 术 ， 同时 信息 技 术不 断 发 展 也给 工 程 采 油提 供 了机会 ， 用 信息 技 术实 现 工 艺措 施 资 料 的精 细 化 利
管 理不 仅 能提 高 查询 统计 速 度 ， 同时 更 增强 了资 料 分析 正确 率 。
以数 个条 件 并行 查 询 以做 分 析 对 比之 用 ， 时对 符 同 合这 些查 询 条件 下 的 单井 做 出 分类 统 计 ， 不仅 求 出 某 一 项 的总 和或 者 平均 数 据 ， 要计 算 单 层平 均 数 还 值， 涉及 到若 干查 询条 件下 后的二 次查 询 。 上 述 代码 中是 实 现主 表 和层 位 表关 联 ， 且 按 并
响 到该 油 田的整体 开发 效果 。
１ 重复压 裂效 果变 差原 因分 析 经过 研 究得 出 ， 响重 复 压裂 井 压 后效 果 的 因 影 素 主要 有 ： 因 含水 上 升 、 ① 地层 压 力 下 降、 出 程度 采 高 等地质 因素 引起 的重 复压 裂效果 变差 。从工 艺 角 度需 要进 行选 井选 层研 究 ， 定合理 选 井选层 范 围 ， 界
压 裂井 裂缝 失效的 主要 原 因 。 根据 裂缝 失效 的原 因 ， 确定 了增 大施 工规 模 、 酸洗 裂缝 以及 多裂缝 、 开新 缝
压 裂等 项改造 措施 。结合理论 研 究在 葡萄花 油 田现 场试 验 ， 得较 好效 果 。 取 关键 词 ： 平 裂缝 ； 水 重复 压 裂； 井选 层方 法 ； 裂 时机 ； 洗压 裂 选 压 酸 中图 分类号 ： ３ ７ １ ＴＥ ５ ． 文献 标识 码 ： 文章 编号 ：ｏ ６ ７ ８ （ ０ １ １ 一 ｏ Ｏ 一 Ｏ Ａ １ｏ — ９１ ２１ ）３ １５ ３
水平井地质导向技术在松辽盆地葡萄花油层的应用
状砂等微相沉积为主 ， 伴生相有水下分流河道间湾 、 浅 湖 相泥 岩沉 积 ， 由北 向南 砂 岩逐 渐减 薄 ， 在 南 部形 成 大 面积 的前三角洲亚相 的小片席状砂沉积 。砂体横 向沉 积较稳定 ， 厚度较薄 ， 有效一般在 １ ． ０ ｍ左右 ， 地层倾角
较小 ， 一般 ｌ 。 ～３ 。 。岩性 主要 为 深灰 、 绿 灰 色 泥岩 、 泥 质 粉砂岩 、 灰色粉砂岩 、 灰 棕 色 含 油 粉砂 岩 、 细 砂 岩 及 过 渡岩 性 ， 呈 不 等厚 互层 ， 与下 伏 地层 呈假 整 合接 触 。电
及 时判 断 井 眼轨 迹 与 目的 层顶 底 面 的相 互 关 系 ， 指 导
２ 葡萄花油层水平井地质导向关键技术
水平 井 地 质导 向关 键 技 术 主要 包括 着 陆 点前 地层 对比、 预测 （ 靶点对 比） ， 着陆点处轨迹 调整 、 控制 （ 探
层） ， 水平段轨迹 控制 、 调整等方面。由于松辽盆地葡
２ ． １ ． １ ． １ 标志 层对 比法
作者简介 ： 杨世亮 （ １ ９ ８ １ 一 ） ， 男（ 汉族 ） ， 黑龙江七台河人 ， 工程师 ， 现从事水平井录井 资料解 释Ｔ作 。
２ ０ １ ７ 年第 ５ 期
两部 探矿 ｒ 程
选 择 卜 区横 向分 布 范 隔 广 、 厚 度 稳 定 的地 层 作 为 对 比标 志 层 。区域 性 分 布稳 定 的地 层 作 为距 目的层 较
７ ４
西部 探矿 工 程
２ ０ １ ７ 年第５ 期
水 平井地质导 向技术在 松辽盆地葡萄花油层 的应 用
杨 世 亮
（ 大庆钻 探 工程 公 司地 质 录 井一公 司 ， 黑龙 江 大庆 １ ６ ３ ４ １ １ ）
大庆外围油田葡萄花油层水平井压裂技术进展
大庆外围油田葡萄花油层水平井压裂技术进展于海山;王剑;吴错【摘要】水平井压裂技术在薄互层低渗透油藏开发中具有很好的应用前景。
大庆外围油田低丰度葡萄花油层水平井压裂技术经历了限流压裂、双封单卡分段压裂、机械桥塞分段压裂、液体胶塞分段压裂、水力喷射分段压裂和大规模体积压裂六个重要阶段。
针对现有压裂技术自身的特点及其存在的主要问题，结合当前国内外先进水平井压裂技术的应用情况，分析得出水平井压裂技术发展的四种趋势。
%Horizontal well fracturing technology has well application prospect in the development of thin alternating layers of low permeability reservoir. In low abundance Putaohua reservoir of Daqing peripheral oilfields, this technology has undergone six im-portant stages of limited entry fracturing, twin packer single grip staged fracturing, mechanical bridge plug staged fracturing, liquid gel plug staged fracturing, hydraulic jet staged fracturing and massive volume fracturing. Aiming at the feature and the major prob-lems of the existing fracturing technology and combined with the current application of advanced horizontal well fracturing technolo-gy at home and abroad, this paper obtained four tendency of the development of horizontal well fracturing technology by analysis.【期刊名称】《油气藏评价与开发》【年(卷),期】2013(000)002【总页数】6页(P51-56)【关键词】大庆油田;葡萄花油层;低渗透;水平井;压裂技术【作者】于海山;王剑;吴错【作者单位】中国石油大庆油田第八采油厂，黑龙江大庆 163154;中国石油大庆油田第八采油厂，黑龙江大庆 163154;中国石油大庆油田第八采油厂，黑龙江大庆 163154【正文语种】中文【中图分类】TE357.11大庆外围油田葡萄花油层具有丰度低、渗透率低、油层薄、连续性差等特征，直井开发效益差。
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葡萄花油层水平井压裂效果分析摘要：2002年-2007年9月，水平井也在我厂投入了大批量地开发。
目前共投产油井水平井37口，水井2口。
对于低渗透油气藏来说，仅采用压裂或水平井开发往往达不到预期的开发效果，通过进行水力压裂产生多条裂缝增加水平井产能的途径极具潜力，压裂水平井技术对于开发低渗透储量的动用、提高注水量、提高水平井经济效益等方面有重要意义。
通过分析压前压后的产量变化，得出结论，以此对未来在宋芳屯油田和肇州油田水平井压裂投产或后期压裂增产提出建设性意见，提高区块开发效果，创造出更大的效益。
主题词：水平井压裂裂缝薄互层储量宋芳屯油田肇州油田
【中图分类号】te357
1. 水平井开发现状
截止2007年9月，第八采油厂先后在升平油田、宋芳屯油田南部、肇州油田15个区
块布井65口，已完钻65口井（分支井2口）。
其中升平油田3口、宋芳屯油田南部10口、肇州油田52口，平均单井水平段长度559.1m，平均单井含油砂岩长度298.7m，含油砂岩钻遇率75.4%。
目前已经投产水平井油井37口（州201区块的肇33-平28开采扶余油层试验井），注水井2口，分布在9个区块内。
统计单采葡萄花油层的36口油井，投产初期平均单井日产液18.8t，日产油
17.1t，目前平均单井日产液10.3 t，日产油8.4t，综合含水18.5%，截止2007年8月底，累积产油153828t，平均单井累积产油4273t；注葡萄花油层水平井投产2口，投注初期平均单井日注水48m3，平均注水压力11.0mpa，目前平均日注水33m3，平均注水压力12.9mpa，累积注水19885m3。
1.2储层特征
1.2.1肇州油田
在已投产开采葡萄花油层的36口水平井中，有29口井位于肇州油田的9个区块，宋芳屯油田南部的州20区块有7口井。
肇州油田葡萄花油层砂体以席状砂为主，微幅度构造对油水有一定分异作用，造成平面上油水分布复杂，发育三角洲前缘相的席状砂和短条带状沿岸砂坝，储层分布较稳定。
1.2.2宋芳屯油田南部
宋芳屯油田南部的州20井区位于构造群位于宋芳屯鼻状构造整个井区内西高东低，由西向东构造趋势逐渐变陡。
储层沉积形成了水进三角洲沉积体系的三角洲内前缘沉积，砂体以小片席状砂沉积为主。
该区块葡萄花油层岩心描述未见裂缝，从肇州油田的开发情况看，该区块裂缝相对不发育。
1.3压裂试验取得成功
水平井限流法压裂和分段压裂工艺技术实现了未钻遇层段的沟通，提高了水平井初期产能。
2003年以来对12口开采葡萄花油层水平井实施了压裂投产，对压裂层位及方式进行了优化，其中8口
井采用限流法压裂，4口井采用分段压裂。
统计这12口井，投产初期产液量是同期射孔完井水平井的2.1～4.0倍，日产油量平均高10.0t左右。
累积产油是同期射孔完井水平井的2.5倍，取得了很好的试验效果。
2. 水平井压裂后影响初期产能的因素
2.1两种压裂方式的效果不同
限流法压裂8口井，初期平均日产液23.2t，日产油19.7t，平均单井累积产油5666 t。
分段压裂4口井，初期平均日产液30.8t，日产油28.8t，平均单井累积产油2397 t。
对比限流法压裂8口井，平均单井日产液高1.3倍，日产油高1.5倍，同时生产3个月后的产液量递减幅度在20.2%～27.2%波动，规律基本相当。
州20区块内采用分段压裂3口井的初期平均日产液量为24.6 t，日产油量22.1t，分别是限流法压裂4口井的1.2倍、1.5倍。
2.2水平井压裂效果与周围直井注水受效关系
对比州19区块的肇62-平22和州254区块的州52-平70井压后初期产能，二者压裂方式相同，但初期产量相差很大，日产液相差2.4倍，日产油差2.3倍，州52-平70的压裂效果好于肇62-平22。
从同区块水平井周围直井的注水受效看，水平井的压裂效果受地层条件影响较大。
2.3同区块水平井压裂初期产能与构造部位及q0的关系
2.3.1构造位置低井压裂效果较好
肇57-平33和肇57-平35是州11区块的2口水平井，构造位置肇57-平33较低。
于2003年12月份同期限流法压裂投产，2口井的压后裂缝监测结果及现场施工数据基本一致，但是效果相差较大，构造较低的肇57-平33初期日产液日肇57-平35的1.3倍，日产油是1.4倍。
2.3.2压裂后期产量q0受注水受效影响
2口水平井共连通6口水井，于2004年7月转注，发育砂岩厚度平均单井7.0m，有效厚度2.7m，初期平均日注水24m3，压力10.2mpa，注水强度8.89 m3/d.m，截止2007年8月平均累积注水12768 m3，期间经过11次方案调整，目前平均日注水10m3，压力16.4mpa，注水强度3.83 m3/d，井组累积注采比为1.22。
肇57-平33在注水后已经见到明显受效显示，受效后产量分别恢复到初期的70.0%、受效时间为5个月；肇57-平35井未见到受效显示。
肇57平33于2003年12月25日压裂后投产，初期日产液29.6t，日产油27.2t，到2004年10月份，日产液量下降到10.2t，日产油量下降到9.9t，下降幅度分别为70.3%、62.5%，含水稳定在2-3%。
2004年7月份，周围水井投注后，经过4个月的注水，从2004年11月份开始，肇57-平33开始受效，日产液24.0t，日产油22.6t，分别恢复到初期的81.0%、83.0%，含水缓慢上升，取得了较好的注
水开发效果。
肇57-平35于2003年12月23日压裂后投产，投产初期日产液22.1t，日产油19.9t，04年8月20日对其进行重复射孔试验，措施后初期，产量达到了27.7t。
该井共连通4口注水井，由于措施后没有见到明显的受效显示，产量持续下降。
2.4人工裂缝与压裂效果的关系研究
2.4.1裂缝类型与初期产量关系
5口水平井压后裂缝均是垂直缝，其中州52-平70和州78-平71是肇州油田州254区块的井，井筒井眼轨迹为近东西向；肇57-平33和肇57-平35井是肇州油田州11区块的井，井眼轨迹为近南北方向，采用的是限流法压裂投产。
结合肇州油田的地层主应力方向为近东西向的研究结果判断表明：州52-平70和州78-平71压裂后产生的裂缝为横向缝，而肇57-平33和肇57-平35压裂后产生的裂缝为纵向缝。
可见，州52-平70和州78-平71压后初期单井日产液是肇57-平33和肇57-平35的1.7倍，日产油是1.8倍，目前日产液高3.1t，日产油高5.5t
2.4.2裂缝数量对初期产量的影响
一般有3-5 条缝即可接近其最大产量。
裂缝宽度2xf愈小，产量上升愈慢，因而如要获得高产量，需要裂缝数较多。
州52-平70和州78-平71是肇州油田州254区块的井，压裂后产生的裂缝为横向缝，州78-平71共压裂5个层段，产生了5条垂
直裂缝比州52-平70多了4条，平均长度达165.8m。
压后初期日产液、日产油是州52-平70的1.4倍，效果最佳。
3.取得几点认识
3.1对比同区块水平井周围直井受效规律，可见储层物性对压裂后水平井初期产能影响较大，物性差的压裂效果差，但是由于压裂投产水平井较非压裂水平井或直井有更好的效果，因此开发过程在考虑储层物性对水平井开发适应性的同时，对储层物性差的井区可以积极考虑压裂投产。
3.2横向缝效果好于纵向缝，今后在肇州油田布井时，水平井井筒延伸方向应平行于最小主应力方向，即以近东西向为主。
3.3同一区块水平井压后初期产能与构造部位有关，部位较低效果好，但是与q0无关，主要与注水受效有关。
应研究注水受效不明显或无显示的井影响因素，保持压裂效果。
3.4从压裂效果看，分段压裂更适合八厂地区，因此今后应增加分段压裂井比例。
3.5采用不等距裂缝间距，特别是加大外侧裂缝间距对提高压裂水平井的产能是有益的。
对水平井实施人工压裂所产生的裂缝条数不仅影响水平井的产能，同时也影响经济效益。
因此裂缝条数的优化是一个十分重要的问题。
可以看出水平井压裂同时裂缝监测是非常重要的。
3.6soliman 研究认为，如果沿裂缝方向的渗透率（kx）与沿井筒方向的渗透率（ky）相等或比较小，那么裂缝的最佳条数为
3～5 条，如果沿裂缝方向的渗透率比沿井筒方向的渗透率大，那么裂缝的最佳条数将有所增加。
这说明，在优化裂缝条数时要考虑方向渗透率的影响。
[1] 万仁溥。
中国不同类型油藏水平井开采技术。
北京：石油工业出版社，1997
[2]大庆石油地质与开发2005年6月第24卷第6期。