扶杨油层难采储量直井缝网压裂现场专题汇报(终稿修改)
浅析致密油直井缝网压裂初期产能影响因素分析
浅析致密油直井缝网压裂初期产能影响因素分析发布时间：2022-10-10T05:28:28.238Z 来源：《中国科技信息》2022年11期作者：孟祥磊[导读] 缝网压裂技术是大庆油田周边致密油开发中的一项重要技术，孟祥磊（大庆油田有限责任公司井下作业分公司作业二大队黑龙江省大庆市163000）摘要：缝网压裂技术是大庆油田周边致密油开发中的一项重要技术，对其早期产能的影响因素进行深入的探讨，以寻求并改善其压裂效果与经济效益。
利用改进的灰色关联度分析法，对传统数理统计法所得到的初始产能与各影响因子的关联度差异不大的问题进行了修正，并对其进行了修正、预测。
通过分析得出，在不影响地层渗流场的情况下，尽量增加地层压力，增加施工规模，可以有效地改善直井裂缝网压裂的效果。
为致密油直井裂缝网压裂方案的设计及效果评估奠定了基础。
关键词：致密油；直井缝网压裂；初期产能引言致密油是一种低渗透性（小于0.2 mD）的非传统能量，单井通常不具有天然能力，或者其天然能力比工业油流低，必须采用大-等技术方法进行经济开采。
大规模的压裂。
大庆扶余油田的致密油渗透率通常在0.1-2.0 mD范围内。
为了进一步提高大庆油田致密油区块的开发效果，对部分稠油区块进行了直接压裂实验，并对其产前产能进行了估计，并对其影响因素进行了分析。
灰色关联度法是一种较为精确、快捷的资料处理方法。
应用此方法进行灰色关联度的分析与计算，不但能识别出主要的影响因子，而且能为水力压裂方案的优选与选择提供依据。
但格雷的传统关系分析法仅从两条曲线相似度出发，忽视了两条曲线的间距。
所以，当各因子间的数值变化不大时，两个曲线的间距会有很大的影响，在实际中会有一些误差，这就需要我们加以考虑。
基于此，本文结合以往的灰色关联度分析方法，采用改进的灰色关联度模型法，以减少传统的灰色关联分析法的应用风险，采用改进的灰色关联度模型法，以求出缝网压裂后早期产能的主要影响因子，并以实例说明其在实际中的应用效果，可为同类区块的筛选与改善生产提供参考。
难采储量压裂试验进展及取得认识
支撑剂 (m3)
20 35 25 30 110 40 25 65 35 35 25 95 37 25 62 83
施工排量 （m3/min）
5.0~8.0 5.0~8.0 5.0~8.0 5.0~8.0
井底压力M P a
净压力与施工排量关系
微缝系统
70
65
支缝系统
60
55
滑溜水
主缝
50
压裂液
45
0
2
4
6
8
排量m 3/m in
缝网系统示意图
（二）现场施工
1、“工厂化”施工方案
采用“工厂化”施工模式：实现施工连续供水，连续配液，连
续泵注的一体化施工作业模式，简化工艺流程，实现施工时效最大
化，降低施工可控成本
清水 (m3)
210 500 235 450 1395 400 300 700 400 400 235 1035 540 240 780 977.5
携砂液 (m3)
170 250 175 185 780 240 190 430 235 235 170 640 265 170 435 571.3
总液量 (m3)
1 茂Z93-斜28 18.0 13.7
4
5000 110
1700 1710 1720 1730 1740 1750 1760 1770 1780 1790 1800 1810
2 茂Z88-30 10.8 12.2
2
2500
65
3 茂X58-斜28 16.2 14.2
D油田致密储层直井缝网压裂试验
D油田致密储层直井缝网压裂试验作者：金明来源：《石油知识》 2017年第2期摘要：随着油田开发的不断深入。
剩余储量资源品质变差多为致密储层，表现为低孔、低渗、排驱压力大、渗流能力差、单井产量低，常规方式达不到效益开发要求。
通过对压贡资料研究明确了致密储层孔喉结构特点，并开展了缝网压裂试验，探索有效动用方式，结合开发效果分析，认为本井或邻井有效储层发育是缝网压裂取得成功的前提。
关键词：致密储层；孔喉结构；直井；缝网压裂；开发试验1 地质概况吉林D油田位于松辽盆地南部中央坳陷区长岭凹陷中部，从深层泉四段到浅层姚一段宏观构造具有继承性，总体格局为北北东走向的长轴向斜，向斜东西两翼不对称，西翼较陡，东翼较缓。
中、新生代以来，该区长期发育在盆地沉积、沉降轴线上，地层发育较齐全，局部发生过岩浆侵入和火山喷发。
钻井资料揭示，钻遇的地层自下而上为白垩系下统的泉头组四段、青山口组一段、青山口组二段、青山口组三段、姚家组一段、姚家组二加三段、嫩江组一段、嫩江组二段、嫩江组三段、嫩江组四段、嫩江组五段；白垩系上统的四方台组、明水组；第三系的大安组、泰康组和第四系。
其中泉四段～嫩江组为连续沉积。
晚白垩世末，受燕山运动Ⅳ～Ⅴ幕及其以后构造运动的影响，嫩五段和明二段地层不同程度缺失。
青山口组青一、二段泥岩是一套优质烃源岩，在松辽盆地南部分布广泛，大都进入成熟阶段，青山口组泥岩生成的油气除自生自储在高台子油层中外，还可以通过断裂向下运移（倒灌）进入扶杨油层，向上运移进入葡萄花油层。
嫩江组一、二段也是一套优质烃源岩，由于其埋深相对较浅，该套烃源岩成熟范围比青山口组烃源岩小，生成的油气自生自储在黑帝庙油层中。
该油田纵向上发育四套含油层系，包括泉四段扶余油层，青一、青二、青三段高台子油层，姚一段葡萄花油层和嫩四段黑帝庙油层，主力含油层系为青一、二段高台子油层。
青山口组沉积环境为三角洲前缘，青一段储层主要沉积微相为水下分支河道、河口坝；青二段储层主要沉积微相为水下分支河道、河口坝、远砂坝；沉积以西南保康水系和西部通榆水系控制为主，东南部怀德水系控制作用减弱，砂体由西南向东北减薄。
致密油整体缝网压裂技术在杏树岗油田杏69-1井区扶余油层的应用实践
致密油整体缝网压裂技术在杏树岗油田杏69-1井区扶余油层
的应用实践
陈鑫
【期刊名称】《中外能源》
【年(卷),期】2024(29)4
【摘要】针对大庆致密油储层地质条件逐年变差,以及采用常规压裂改造工艺达不到预期增产效果的问题,创新采用整体缝网压裂工艺,主要从地质选层、缝储匹配、液性组合、有效改造4个方面进行方案优化。
依托杏树岗油田杏69-1井区扶余油层“井缝控藏”理念,纵向上通过甜点优选压裂层段,平均单井压裂层数由4层减少至3层。
横向上考虑砂体连通关系,以缝控储量最大为目标,优化施工规模,平均单井液体规模降低16%,支撑剂规模降低31.4%,单井成本降低4.7%。
同时采用变黏压裂液、控缝高工艺,积极推行全链条挖潜增效,实现该井区扶余油层整体缝网压裂效益开发。
现场应用表明,整体缝网压裂技术提高了缝控储量规模,实现了储层改造最大化、缝控储量最大化。
实际平均单井日产油5.7t/d,比设计值提高103%;实际建设产能1.62×10~4t,超额完成22.7%。
【总页数】7页(P69-75)
【作者】陈鑫
【作者单位】中国石油大庆油田有限责任公司
【正文语种】中文
【中图分类】TE3
【相关文献】
1.密井网区井震结合进行沉积微相研究及储层预测方法探讨——以大庆杏树岗油田杏56区为例
2.大庆油田M2区块致密油藏缝网压裂直井初期产能预测
3.大港油田致密油缝网压裂技术首用成功
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大庆外围扶杨油层难采储量优选界限及开发方案
动 体 系 井排 距 界 限 ， 究 形 成 了“ 个 界 限 ” 研 两 以上 Ｉ， Ⅱ类 储 量 井 网 与 压 裂 整 体 优 化 设 计 方 法 ， 肇 源 油 田源 ３ 在 ５等 区 块 注 水 开 发 见 到 了 明显 效 果 。此 外 ， 索 了 Ⅲ类 储 量 采 用 特 殊 结 构 井 、 常 规方 式 开 发 的可 行 性 。 探 非
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第 ２ 第 ４期 ８卷
２０ ０ ６年 ８月
石 油 雾 诒 沾 届
ＰＥＴＲｏＬＥＵ Ｍ ＧＥｏＬｏＧＹ ＆ ＥＸＰＥＲＩ ＥＮＴ Ｍ
Ｖｏ ． ８． ． １ ２ Ｎｏ ４
Ａｕｇ ２０ ．， ０６
文 章 编 号 ：０ １ ６ １ （０ ６ ０ ０ ９ —０ １０ １２ ２ ０ ）４ ３ ９ ５
大 庆 外 围扶 杨 油 层 难 采储 量优 选 界 限及 开发 方 案
周 永 炳 ， 宝文 周 锡 生 崔 ，
（ ． 庆石 油学 院 地 球 科 学 学 院 ， 龙 江 大 庆 １大 黑 １３１ ； ６ ３ ８ ２ 大 庆 油 田有 限责 任 公 司 勘 探 开 发 研 究 院 ， ． 黑龙 江 大 庆 １ ３ １ ） ６ ７ ２
林、 他拉 哈 油 田。
未 开发 储量 分 布 在 裂缝 不 发 育 储 层 中 。朝 阳 沟 、 台及 榆树林 油 田 已开 发 区块 裂 缝 相 对较 差 。研究表 明 ， 扶
杨 油层 天然 裂缝 发 育在 应力 比较 集 中的 正 向构 造
ｌ３ １ ８ｋ ，十 一 五” 其 以后 扶 杨 油 层 仍 然 是 ｌ． ｍ “ 及 大 庆外 围地 区 主要 增 储 上 产 对 象 。 已探 明 油 藏 （ 分布 在松 辽盆 地北 部 中央坳 陷 区长垣 两侧 东 、 田） 西部 凹陷 不 同构 造 岩 相 带 。 国内 外 大量 油 气 勘 探 开 发实践 表 明 ， 盆地 （ 凹陷 ） 内不 同构造 岩相 带之 问 含 油气 丰度 具 有极 大 的差 别［ 。扶 杨 油 层 石 油 富 １ ］ 集 与沉积 物 源分 布 、 部构 造样 式和沉 积 相带演 化 局 等 诸多 因素关 系 密切 ， 以朝 阳沟 、 榆树 林 、 台油 田 头 为 重点 ， 在扶 杨油层 油 藏描 述 和注水 开发 方面前 人 已做 了大 量 的研究 ［ 。近期 ， 者通 过 开展 未 开 ２ ］ 笔 发 储量评 价分 类 ， 合 扶杨 油层 开发 加密 区块效 果 结 分 析 ， 出 了扶杨 油 层 注 水 开 发 、 立 有效 驱 动 的 提 建 储 量优选 “ 两个 界 限” 改善 注水 开 发 效果 的开 发 和 设 计方 法 ， 进一 步明确 了扶 杨 油层 油藏评 价 和攻关
直井压裂裂缝扩展机理调研改后3.5
直井压裂裂缝扩展机理调研水力压裂是油田增产不可或缺的重要措施之一。
影响水力裂缝起裂的主要因素一般有原地应力、孔隙压力、井筒液柱压力、压差下流体的渗滤、地层岩石强度及其他物理力学性质和井壁条件等。
裂缝起裂时受到井壁围岩应力集中的影响, 会在垂直于局部最小主应力方向破裂, 而在井壁应力集中区以外,裂缝受主地应力场控制。
水力裂缝在深部地层一般易形成垂直缝, 而在浅部地层有可能形成水平裂缝。
Dane-shy对射孔地层压裂问题进行了室内模拟实验研究, 结果表明,地层中套管的存在明显地改变了井眼周围的应力分布,加上射孔孔眼和漏失流体的影响, 使得射孔套管井的破裂压力与裸眼井有明显的区别, 套管井的破裂压力明显高于裸眼井, 并且压力大小与射孔孔数、孔眼排列方式和孔眼方位均有关系。
本文将从数模有限元方法，实验方法，编程方法等三个部分对直井压裂裂缝扩展机理进行分析。
第一部分：数模有限元方法介绍裂缝扩展机理的研究与应用研究与应用问题1 天然裂缝地层中垂直井水力裂缝起裂压力模型研究笔者视天然裂缝性井壁地层为连续介质体,根据天然裂缝面的应力状态,分析了直井水力裂缝的起裂压力和方式。
1从岩石本体起裂模型当井内液柱压力增大及井壁岩石所受的周向应力超过岩石的抗拉强度时,岩石本体起裂形成水力裂缝。
直井起裂一般发生在周向应力最小处。
2沿天然裂缝剪切破裂模型假设天然裂缝存在主发育带,其走向和倾向基本保持一定。
可利用弱面模型来研究水力裂缝沿天然裂缝剪切破裂问题。
3沿天然裂缝张性破裂模型设天然裂缝与井壁相交于θ角处,裂缝面上正应力的表达式为和水力裂缝沿天然裂缝张性破裂的准则均可求出。
4天然裂缝性地层水力裂缝起裂压力模型对于天然裂缝性地层,水力裂缝起裂形式可能是以下3种形式中的一种:水力裂缝沿天然裂缝张性起裂;水力裂缝沿天然裂缝剪切破裂;水力裂缝在岩石本体起裂。
对于特定的天然裂缝地层,水力裂缝的起裂方式和起裂压力pf的判别方法为pf=min{pbf,pτf,ptf}5现场应用实例6结论(1)天然裂缝性地层水力裂缝有3种起裂方式:沿天然裂缝面张性起裂,沿天然裂缝面剪切破裂,从岩石本体起裂。
低渗透油田直井缝网压裂效果分析
低渗透油田直井缝网压裂效果分析低渗透油田是指储层渗透率较低的油田，由于地层渗透率低，油气开采受到一定影响。
为了提高低渗透油田的开采率，直井缝网压裂技术被广泛应用。
直井缝网压裂技术是指通过在井筒中设置人工裂缝网状压裂体系，以增加地层裂缝深度和覆盖范围，从而提高油气开采效果。
本文将从直井缝网压裂技术原理、影响因素和效果分析等方面进行探讨。
一、直井缝网压裂技术原理直井缝网压裂技术是一种通过向地层施加高压液体以产生人工裂缝的方法，通过改变地层应力状态，使油气裂缝网络增加，提高油气的渗透性和可采性。
该技术主要包括井下工具、压裂液体、施工参数控制及监测等方面。
井下工具包括裂缝套管、压裂树等，它们主要是通过将高压液体输送至井下形成压裂裂缝。
压裂液体一般由水和一定比例的添加剂组成，添加剂种类繁多，主要包括压裂液体增粘剂、减水剂、保渗剂、破胶剂等，以确保压裂液体能够在地层中产生理想的裂缝效果。
施工参数控制及监测主要指在压裂过程中对液体流量、压力、流量调节、监测与控制等方面进行实时监测和控制，以确保压裂效果。
二、直井缝网压裂技术影响因素直井缝网压裂技术的有效性和效果受到多种因素影响，主要包括地层条件、压裂参数、压裂液体品质等。
地层条件包括地层压力、地层含气量、地层组构等。
地层压力决定了压裂液体的最大承压量，地层含气量决定了压裂裂缝的稳定性和覆盖范围，地层组构决定了地层的渗透性和裂缝网络的形成。
压裂参数包括压裂液体类型、流量、压力、混凝土添加剂等。
压裂液体类型决定了压裂液体的粘度和渗透性，流量和压力决定了施加在地层上的压裂力，混凝土添加剂能够有效提高压裂裂缝稳定性。
压裂液体品质主要包括液体黏度、含固量和水质等，这些因素会影响直井缝网压裂技术的效果与品质。
三、低渗透油田直井缝网压裂效果分析低渗透油田直井缝网压裂技术通过相应的压裂设计和操作，能够明显提高油气开采效果。
压裂技术的主要效果有三个方面：1. 提高油气产量。
由于低渗透油田地层渗透率低，油气开采难度大，通过直井缝网压裂技术能够有效提高裂缝网络的稳定性和覆盖范围，从而提高油气产量。
低渗透油田直井缝网压裂效果分析
低渗透油田直井缝网压裂效果分析1. 引言1.1 研究背景低渗透油田是指地层渗透率较低的油田，由于地层渗透性差，油田开发难度大，资源采收率低，且井网密度高。
针对低渗透油田的特点，直井缝网压裂技术应运而生。
直井缝网压裂技术是将多级裂缝通过特定的网格形式覆盖到整个井网内，以增加有效裂缝面积，提高裂缝的井间传导能力，改善油水流动特性，从而提高低渗透油田采收率。
在当前油田开发中，低渗透油田直井缝网压裂技术已经成为一种重要的增注措施。
关于低渗透油田直井缝网压裂效果仍存在一定的不确定性，需要进一步的研究和探讨。
本研究旨在通过对低渗透油田直井缝网压裂技术的效果进行分析，探究其优势和影响因素，为低渗透油田的有效开发提供参考依据。
【2000字】1.2 研究目的本文旨在通过对低渗透油田直井缝网压裂效果进行深入分析，探究其优势和影响因素，为提高油田开采效率和降低成本提供理论支持。
具体研究目的如下：1. 分析直井缝网压裂技术的原理与特点，探讨其在低渗透油田开发中的应用价值；2. 对低渗透油田的特点进行深入剖析，揭示其对压裂效果的影响机制；3. 深入探究压裂效果受何种因素影响，为优化压裂设计提供依据；4. 通过实验数据分析，验证低渗透油田直井缝网压裂技术的有效性与可行性；5. 基于研究结果，总结低渗透油田直井缝网压裂技术的优势，为未来进一步研究和应用提供参考和展望。
1.3 研究意义低渗透油田直井缝网压裂技术在油田开发中具有重要意义。
通过对该技术进行深入研究，可以提高低渗透油田的开发效率和采收率，减少勘探和生产成本，增加经济效益。
低渗透油田直井缝网压裂技术的应用还可以促进油田可持续开发，延长油田寿命，减少油田对地下水和环境的影响，提高油田的环境友好性。
对低渗透油田直井缝网压裂技术的研究具有重要的战略意义和实践价值，可以为我国油田开发提供技术支撑和保障，促进能源产业的健康发展，为社会经济的可持续发展做出贡献。
通过对低渗透油田直井缝网压裂技术的研究，可以为我国石油工业的进一步发展，资源利用的可持续性和环境保护提供有力支持，具有重要的科学理论和实践意义。
低渗透油田直井缝网压裂效果分析
低渗透油田直井缝网压裂效果分析随着石油勘探与开发的不断深入，油田储量逐渐减少，开发难度也逐渐加大。
在这样的背景下，低渗透油田成为了油气勘探开发的主要方向之一。
然而，低渗透油田开发面临的关键问题在于油层渗透系数低，流动性差，难以有效开发。
传统的油藏开发方法已经不能满足低渗透油田的需求，所以人们开始采用压裂技术来解决这一问题。
本文旨在分析低渗透油田直井缝网压裂技术的效果。
一、低渗透油田常规开发方法存在的问题（1）地层渗透率低，形成效率低。
低渗透油田的渗透率很低，使得油气产量低，开发效率也很低。
（2）钻井和完井技术难度大，成本高。
低渗透油田开发需要采用高压、大流量的注采、压力维持技术，但地层渗透率低，无法承受这样的聚集压力。
此外，开发需要钻井和完井技术，钻井成本高，投资风险大。
（3）水驱或气驱采出率低，时间长。
因为低渗透油田的流动性差，水驱或气驱采出率低，需要很长时间才能采出油气。
二、直井缝网压裂技术直井缝网压裂技术是一种开采低渗透油田的有效方法。
这种技术将压裂、注水、射孔、增产等流程耦合在一起，通过缝网压裂来刺激低渗透油田产生更多的石油。
（1）在直井上冠以密丝式油管井壁裸眼酸化，避免施工过程中土层塌方。
（2）对井下岩石进行连续电测、测井和地震勘探，确认油藏的范围和分布。
（3）压裂前进行钻井，钻探井底的石油储层，并进行评估。
然后铺设泄压管和富集管。
（4）人工射孔，进行压裂，将压裂液注入井下，使油层内的缝隙、细孔和裂隙被填充或扩张，以刺激油气产生。
缝网压裂反应完后，用钻杆钻出压裂材料，清理井眼和井身。
（5）常规采油方法，采取“三点”位移法、井侧流控制法等方式进行采油。
（1）缩短措施期、增大产量。
低渗透油田直井缝网压裂技术能够缩短措施期、增大产量。
压裂后，可以通过实际采油效果来判断压裂效果。
压裂后，初期采油率明显增加。
（2）减小投资风险、丰富玄武岩型低渗透油藏开发方法。
直井缝网压裂技术降低了投资风险，提高了开发效率，适用于玄武岩型低渗透油藏，丰富了低渗透油藏的开发方法。
低渗透油田直井缝网压裂效果分析
低渗透油田直井缝网压裂效果分析随着大庆长垣外围油田的深入开发，低效区块逐渐增多，特别是特低渗透致密储层开发效果逐渐变差，目前常规技术开发效果不明显，如何建立有效驱替，提高单井产量，改善区块开发效果是这些油田亟待解决的问题。
本文分析总结了头台油田直井缝网压裂实施效果和认识，搞清了不同储层、不同缝网规模以及不同注水政策对单井产量变化规模的影响，明确了直井缝网压裂技术的推广潜力，为特低渗透油田开发调整起到指导作用。
标签：低渗透油田；有效驱替；直井缝网压裂我公司已开发头台油田为储层物性差的致密油藏，目前井网条件下难以建立有效驱替体系，注不进采不出问题突出，油井受效差，单井产量低，制约着油田的有效开发，如何经济有效动用这些区块成为亟待解决的问题。
区块进行了重复压裂试验，仅依靠单一的压裂主缝很难取得较好的压裂效果，有效期短，效果不理想。
近年来，大庆长垣外围在扶杨油层特低渗透致密储层开展了直井缝网压裂试验，提高了单井产能，取得了较好的效果，新的压裂技术和开发调整技术的进一步结合，有望成为外围油田提高储层动用程度、提高单井产量、控制递减的有效方式。
为此，2014年优选了储量基数大、开发效果差的A区块扶余油层进行先导性直井缝网压裂试验。
通过直井缝网压裂技术大排量、大液量施工，压开复杂的网状裂缝，扩大裂缝波及体积，提高储层渗流能力，将井与井之间的驱替转变为井与缝网之间的驱替，缩短注采距离，实现有效驱替。
在试验取得较好效果的基础上，开展直井缝网压裂扩大试验。
1区块开发状况头台油田A区块投产以来，虽然不断加强注水调整，但受储层物性差影响，目前井网条件下难以建立有效驱替体系，主要表现在一下几个方面：一是受储层物性影响，区块注水受效差，低效、无效注水比例高。
A区块共有水井136口，累计注采比3.55，无效注水比例高达40%。
二是油井受效差，单井产量低，常规增产增注措施效果差。
A区块2004年投产，初期单井日产油2.0t，目前日产油仅0.4t，注水开发15年，受效井比例38.2%，地层压力9.55MPa，长关和低效井为186口，占油井总数的48.2%。
低渗透油田直井缝网压裂效果分析
低渗透油田直井缝网压裂效果分析低渗透油田直井缝网压裂是一种常用的油田增产技术，通过在直井中安装缝网管道，将压力控制在缝网内部，实现局部压裂，从而提高油层渗透性，增加油井产能。
本文针对低渗透油田直井缝网压裂的效果进行了分析。
一、低渗透油田压裂技术的原理1.压裂液深度可控：由于直井缝网只在井筒的局部区域进行压裂作业，能够很好地控制压裂液的压力和深度，避免了压力过大导致的岩石破坏和破裂带扩散。
2. 压裂效果显著：由于压裂液可以直接在缝网中作用于岩石裂隙，增加油层渗透性，因此压裂效果显著，能够大幅提升油田产能。
3. 降低成本：相比其他压裂方式，直井缝网压裂的操作简单，设备和材料成本较低，可以大幅降低压裂成本。
4. 可重复性好：直井缝网压裂具有可重复性，可以重复进行多次压裂操作，增加油田采收率。
1. 压裂成功率高：由于直井缝网压裂能够通过缝网管道控制压力，良好的建缝能力，因此压裂成功率相对较高，确保了压裂作业的成功率。
2. 产量增加显著：直井缝网压裂作业可以大幅提升油田的产能，有的例子压裂前井产仅为20桶/天，而压裂后产量能够提高至150桶/天。
3. 作业周期短：直井缝网压裂作业周期相比其他压裂方式要短，节省了作业时间和成本。
4. 对井底环境影响小：采用直井缝网压裂的作业方式可以大幅降低对井底环境的影响，避免了大面积的压裂作业带来的环境污染。
低渗透油田直井缝网压裂是一种有效的油田增产技术，随着技术和设备的不断升级，未来有望推广到更多的油田。
其中包括利用自控压裂技术，实现更加精准的压裂，以及使用环保型压裂液，减少作业对环境的影响等方面的技术进展。
总之，低渗透油田直井缝网压裂作业是一种具有广泛应用前景的技术，可以有效地提升油田产能，降低作业成本，有望成为未来油田开发的重要手段。
大庆长垣东部扶杨油层剩余油分布研究
大庆长垣东部扶杨油层剩余油分布研究摘要:大庆长垣东部扶杨油层为多物源体系控制的河流—浅水湖泊三角洲沉积,沉积骨架砂体主要为曲流河、分流河道、水下分流河道,平面上多为条带状分布。
结合储层沉积特点,根据砂体的成因将其划分为大型河道砂体、小型河道砂体及薄层砂;大型河道砂是沉积的主体,对油层起主要控制作用,小型河道砂次之。
随着油田开发的深入,剩余油分布研究已是油田持续生产的重点工作。
关键词:大庆长垣东部扶杨油层剩余油1 区域沉积背景长垣东部扶杨油层主要包括三肇凹陷和朝阳沟地区,受西南、东北和北部多物源体系控制的河流-三角洲沉积,沉积地层为下白垩统泉头组三、四段。
泉头组三、四段发育独具特色的浅水湖泊三角洲相[1],这种浅水湖泊三角洲是由河流注入广阔的滨浅湖区形成的沉积体,在浅水湖泊三角洲的形成发育过程中,以河流作用占绝对优势,而湖泊的影响较小。
因此,三角洲水上、水下分流河道十分发育,河口坝较不发育,无深湖相、半深湖相泥出现。
根据砂体的成因和发育规模将其划分为大型河道砂体、小型河道砂体及薄层砂。
2 剩余油分布控制因素注水油田开发到了中后期阶段,油藏内仍然有50%的可采储量,这部分剩余油将是油田开发的重点和精细挖潜的主要方向[2]。
剩余油分布的综合判断应全面考虑地质因素和开发因素[3]。
2.1 地质因素(1)研究区的某一油层所处的相带位置、砂体成因类型、砂体宏观分布;(2)研究区砂体发育程度,井组中油水井的连通状况、层位差异;(3)砂体沉积构造、韵律性导致的渗透率差异、储层非均质性;(4)研究区区域性地应力方向、裂缝延伸方向以及油水井连通方向与裂缝延伸方向的关系。
2.2 开发因素(1)油水井射孔、压裂状况,砂体的注采完善程度;(2)油水井间距离,油水井排列方式;(3)注水井单层吸水状况、累计吸水量,油井单层产油状况、累计产油量;(4)井网调整、注水方式改变对油层水淹特征的影响。
3 剩余油分布规律分析剩余油分布在静态和动态因素的共同影响下,空间分布变得十分复杂。
扶扬油层CO2泡沫压裂后产能效果分析
扶扬油层CO2泡沫压裂后产能效果分析【摘要】大庆油田扶杨油层有低孔、低渗、埋藏深，孔隙结构复杂，没有明显的油水界面等特点，所以出现常规压裂反排率较低，储层伤害严重等问题，利用co2压裂技术则能提高压裂液返排效果，减少储层伤害。
该技术在大庆油田的现场应用表明，应用co2压裂技术降低了压裂液对储层的伤害，提高了单井产能和压裂效果。
【关键词】co2压裂技术产能反排率现场应用1 前言对于低孔低渗的致密油层，寻求以一种既能减少压裂对地层的伤害，增加反排率，又能够提高压裂效果和产能的压裂方式则尤为重要。
co2泡沫压裂是解决该问题的有效措施之一。
在压裂的过程中，将液态的co2和压裂液混合经井筒送到地层，在井筒和地层条件下，当温度高于31℃时，co2变为气体，并与起泡剂结合形成泡沫，减少滤失量并增加压裂液的返排能量。
在大庆油田扶杨油层低孔低渗透的压裂改造中，压裂液携砂后要尽快排出，尽可能减少压裂液对地层造成的伤害。
采用二氧化碳泡沫压裂技术，降低井筒压裂液密度，使二氧化碳泡沫压裂液完成携砂后具有足够的能量，将压裂液自喷排出，达到快排多排的目的，从而降低压裂液对储层的二次伤害，可以提高低孔低渗透压裂效果。
2 co2泡沫压裂的技术特点co2泡沫压裂有如下技术特点：（1）降低了进入油层的液体量，同时依靠co2增能助排特性，提高排液速度和反排率，减少液体对油气层的伤害而提高产量。
（2）co2压裂时混合液具有粘度高、携砂性能好的特点，有助于提高施工排量。
（3）co2为弱酸性，对控制水敏地层粘土膨胀有一定的作用。
（4）co2溶解性衍生的其他特点，如泡沫压裂液的界面扩张力较水基压裂液明显。
3.1 实验井的基本地质情况本文的两口井均位于位于松辽盆地中央坳陷区大庆长垣杏树岗构造北部，本区青山口组暗色泥岩发育，沉积厚度大，富含有机质，具有较强的生油能力。
杏树岗地区中部组合己投入开发，扶杨油层受北部沉积体系控制，主要发育三角洲分流平原沉积相储层，砂体呈南北条带状，横向连通性较差，厚度一般在20～28m之间，储层类型为孔隙型储层，孔隙度约为8%，渗透率为0.5×10-3μm2，物性条件较好。
东部项目组多缝压裂总结报告
2008年多缝转向压裂技术在七里村采油厂的应用西安奥力石油工程有限公司2008年12月9日一、多缝压裂技术简介水力压裂技术是低渗透油气井增产的主要方式。
通过水力压裂技术，可以改善井底附近的渗流条件，沟通油气储集区和改善油气流动方式，提高油气井的产能。
多缝压裂主要分成两个步骤：1)、首先对新层段采取常规水力压裂，此过程加入一半的设计砂量；2)、常规水力压裂完毕，进行放压，压力释放完毕加入转向剂，将刚压开的新缝进行封堵后，再起泵压开新裂缝。
裂缝转向剂经过地层中的水和压裂液浸泡，溶解，返排出地层，两次压开的裂缝一起生产，大大提高油气井的产量与油气采收率。
七里村采油厂主要是低渗透油气藏，非均质性比较强，地层中存在着大量的天然裂缝，即使对于均质的砂岩油气藏，水力压裂也会形成多条裂缝。
当存在天然裂缝时，裂缝延伸的尖端可能遭遇天然裂缝，根据裂缝的延伸原理，裂缝延伸方向的判断标准是能够产生最大的拉应力，裂缝的实际延伸方向与产生最大拉应力的方向垂直，该方向的剪切应力为0，而天然裂缝正符合这个条件，因此裂缝的端部遭遇天然裂缝时，裂缝优先沿天然裂缝的赋存方向延伸。
这样，液体经过天然裂缝加速延伸并改变延伸方向。
因此，裂缝可能错过与其它射孔孔眼或裂缝相连的机会，造成多个独立裂缝同时延伸的局面。
多条裂缝的存在对于储层加砂改造，对于油气藏的产量、评估及开发优化等提出了挑战，造成了异常高的施工压力和早期砂堵，导致了多条长度较短、缝宽较窄、导流能力低的裂缝，增加了开发成本。
多缝压裂技术是在重复转向压裂技术的基础之上发展起来的一项新型转向压裂技术。
二、多缝压裂理论2.1、流量分流理论多条裂缝同时存在、同时延伸时流量分流遵循两个原则，压力平衡原则与体积平衡原则，也就是Kirchoff第一定律和Kirchoff第二定律]。
多裂缝水力系统的存在物质平衡(Kirchoff第一定律)：式中：Q 为压裂处理的总注入排量，m。
／s；Q，为各条裂缝中的流量，m。
直井同层同步体积压裂技术可行性分析
直井同层同步体积压裂技术可行性分析【摘要】水平井体积压裂技术在大庆油田外围难采储量改造开发中取得了较好的效果，但在纵向上小层多、厚度薄的油层改造中表现出了不适应性，因此提出了直井同层同步体积压裂技术。
本文通过分析直井同层同步体积压裂技术的原理和主要做法，对该技术进行可行性分析，结果表明，能够有效解决水平井不能压裂多层的问题，具有广阔的应用前景。
【关键词】水平井体积压裂直井同层同步体积压裂体积压裂是一种以增加水力裂缝条数，增大裂缝渗流体积为主要特征的新型压裂工艺。
但随着改造开发的深入，水平井体积压裂技术也表现出了不适应性，因此又提出了新的直井同层同步体积压裂技术。
1 体积压裂1.1 体积压裂的概念体积压裂是指通过压裂的方式将可以进行渗流的有效储集体“打碎”，形成网络裂缝，使裂缝壁面与储集基质的接触面积最大，使得油气从任意方向的基质向裂缝渗流的距离最短，极大地提高储层整体渗透率，实现对储层在长、宽、高三维方向的“立体改造”[1]。
1.2 体积压裂改造原理以往研究证实，储层水平应力差异系数大小，决定了压裂形成复杂缝网的难易程度，差异系数越小，越容易形成网状裂缝[2]。
压裂形成网状裂缝的基本条件是：缝内的净压力大于水平最大与最小主应力差[3]。
1.3 体积压裂主要做法针对水平应力差异系数小的储层，应用缝网压裂技术能够达到改造要求。
但针对应力差异系数较大的储层，主要采用水平井体积压裂方式，充分利用多段、多簇压裂的缝间干扰来形成网状裂缝，满足体积改造要求。
1.3.1单井多段奇偶交叉压裂水平井奇偶交叉压裂是先压裂奇数井段，再压裂偶数井段，利用奇数井段压裂后地层存在的高压，对偶数井段部分地层产生应力干扰，降低水平方向最大最小主应力差，甚至造成应力反转，降低水平差异应力系数（kh），促使偶数段压裂时形成网状裂缝，达到体积压裂的改造效果。
1.3.2纵向穿层压裂随着勘探开发的深入，储层厚度变薄，小层数变多，原有水平井体积改造技术已不能满足开发要求，因此研究应用了水平井纵向穿层压裂技术。
长垣外围油田直井缝网压裂开发效果初步分析
茂503
扶余 0.8 201309 2 4.5 16.5 120 7411 2.2 1.5 32.3 43.1 14.7 65.9 5.7 4.0 29.2 2.5 2461
源121-3 扶余 1.0 201310 4 4.5 14.2 104 6709 0.3 0.3 5 19.7 5.0 74.9 2.3 1.5 37.0 1.2 2202
长垣外围油田缝网压裂效果统计表
区块
葡333先导 葡333
开采 层位
扶余 扶余
渗透率 (mD)
1.35 1.35
压裂 时间 (年月)
2011～ 2012
201304
压裂 井数 (口)
5
17
压裂 段数 (个)
6.6
压裂 厚度 (m)
施工规模(m3) 砂量 液量
措施前
产液 产油 含水 (t/d) (t/d) (%)
2.0 65.7
增油 (t/d)
1.3
累积 增油 (t)
12698
1.6 11493
树2
扶杨
1 201306 4 3.3 12.2 89 5827 1.0 0.7 25.6 22.3 10.3 53.8 5.1 2.5 50.7 1.8 4729
茂733 葡萄花 3.8 201308 4 1.8 3.6 45 2820 0.5 0.4 5.5 8.4 3.5 58.5 1.6 1.6 3.1 1.2 2228
6558.7
11499.8
18467.6 36526.1
渗透率 (mD)
199.79 124.42 31.96 114.21 17.67
5.67 1.44 5.97
开井数 （口）
2270 3018 5180 10468 962 2115 2889 5966
低渗油层五点井网水平裂缝直井产能计算方法
低渗油层五点井网水平裂缝直井产能计算方法高大鹏;高玉莹;陈晨;袁贺;刘天宇;孙正龙【期刊名称】《石油钻采工艺》【年(卷),期】2016(038)001【摘要】多层油藏进入特高含水阶段以后，物性、含油性差的低渗油层成为主要挖潜对象，埋深浅的低渗油层人工压裂后容易形成水平裂缝，并且需要考虑启动压力梯度的影响。
为此，分析了五点井网中椭圆水平裂缝诱发的渗流场的特点，综合启动压力梯度造成的压力损失、储层内的物质平衡关系以及压降叠加原理推导得到油水两相的产能计算公式。
以长垣杏树岗油田未水洗的独立型表外储层为例，利用产能公式计算分析了五点井网压裂后水驱开发过程中的产油量、含水率以及采出程度等动态指标。
研究发现：注采井距、裂缝无因次导流能力和初始含油饱和度对压裂水驱开发的产能影响很大；投产后平均单井产油量递减速度很快，扩大井距虽有助于减缓递减但明显降低了采出程度；区块主要的采出阶段是在较强/强水淹（含水率大于60%）时期，并且初始含油饱和度越小，这一时期采出的地质储量占比越大。
【总页数】7页(P77-82,109)【作者】高大鹏;高玉莹;陈晨;袁贺;刘天宇;孙正龙【作者单位】中国石油勘探开发研究院;中国石油大学北京;中国石油大学北京;中国石油勘探开发研究院;中国石油勘探开发研究院;中国石油新疆油田分公司采油一厂【正文语种】中文【中图分类】TE357【相关文献】1.大庆外围扶杨油层组低孔渗储层饱和度计算方法 [J], 张美玲;丛琳;张士奇;孙宝刚2.水平井和分支水平井与直井混合井网产能计算方法 [J], 宋文玲;冯凤萍;赵春森;眭明庆;单春龙3.低渗多油层油藏水平井井网数值模拟优选 [J], 刘德华;龙明4.苏里格低渗气田井网井距计算方法探讨 [J], 张波;李君;赖海涛5.苏里格低渗气田井网井距计算方法探讨 [J], 张波因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
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作业费用 （万元）
408.28 323.76 377.05 221.24 321.56
累计增油（t）
投入产出比 （9.25）
预测累计增 预测投入产
油（t）
出比
591.0
1570
1020.6 602.4
1:0.86
3621 4350
1:2.4
980.0
2487
2569.1
4192
按目前单井投入，则单井增油1335t可回收成本 由于目前大规模缝网压裂处于试验阶段，在工艺及 设备没有完全配套的情况下，初期试验成本偏高。
一、概 述 二、大规模清水压裂技术思路 三、现场试验及效果 四、初步结论与认识 五、下步工作方向
四、初步结论与认识
现场试验证实，扶杨油层通过大规模清水压裂能够获 得较好的压裂增油效果，初期增油为常规压裂的；
应用大规模清水压裂工艺，能够降低扶杨油层有效动 用的下限，薄差储层得以有效动用；
措施效果与施工规模具有直接的相关性，产液强度随施 工规模的增加而增大。
平均
33.2 30.3 35.9 34.7 32.7 31.7 35.3 38.7 32.9 35.9 30.4 38.4
29.0
4.2
27.9
2.4
32.1
3.8
31.2
3.5
28.5
4.2
28.1
3.6
32.1
3.2
34.2
4.5
28.8
4.1
33.5
2.4
27.7
2.7
35.5
2.9
3.35
高27-35井应力分析
井段
最大水平 最小水平应 差值 应力 MPa 力MPa MPa
1630.0-1637.0 1638.4-1648.0 1648.4-1659.6 1660.4-1673.4 1674.0-1681.4 1684.6-1699.4 1700.4-1704.0 1704.6-1742.4 1744.0-1755.0 1755.0-1768.6 1782.4-1817.2
工艺因素：随渗透率
降低，单一裂缝有效渗
流范围降低。
平均日产油 （t/d）
3 2 3个月
1
0
1
6
渗透率5mD时压力场分布 渗透率0.5mD时压力场分布
11
16
21
26
31
36
生产时间（月）
葡南5口井常规压裂投产井生产动态曲线
一、概 述 二、大规模清水压裂技术思路 三、现场试验及效果 四、初步结论与认识 五、下步工作方向
FⅠ62-61号层压裂施工曲线
8.0m3/min
层段3
2.6/2.3 2.2/0.8
层段4
4.8/2.2
层段5
2.8/2.2
层段6
2.2/0.8 3.4/3.2
层段7
2.8/1.7
10
日
5.8
产5 油
t/d 0
2012/4/11
3.5
4.0
检泵
2012/6/10 2012/8/9 2012/10/8
总体思路
以提高单井可采储量，实现“少井高产”为出发点， 通过工艺控制，构造大规模裂缝体系，实现单井初期高 产及长期稳产。
常规压裂示意图
油井 水井
大规模清水压裂示意图
大规模清水压裂技术思路 如何实现高产及稳产？
关键一
ＰO
Ｐw
L
单一裂缝 复杂裂缝
△P
渗流压差
Q
S
渗流面积
降低渗流阻力 增加渗流面积
平均
32.5 31.5 32.1 34.1 35.5 34.1 40.1 33.5 40.5 33.5 35.8
29.0
4.2
28.4
2.4
28.2
3.8
30.6
3.5
31.3
4.2
29.2
3.6
34.7
3.2
29.0
4.5
34.9
4.1
30.5
2.4
32.8
2.7
3.51
扶杨油层水平应力差值小（3-4MPa），通过工艺控制容
➢全井用液3500m3,加砂
120m3
➢最高施工排量8.0m3
➢初期增油5.1t
1840
葡333-462区5口老井施工参数及效果
井号
葡扶182-472 葡扶178-斜512
葡扶162-412 葡扶166-352 葡扶148-372
砂岩厚 有效厚 单层液 初期增油 日前产油 生产时 累计增油 度m 度m 量m3 t/d t/d(9.25) 间(天) （t）
26.3 19.1 300 16.7
4.8
403 2569.1
31.7 21.3 300 5.1
3.0
424 980.0
34.5 22.6 500 7.2
4.0
271 1020.6
18.2 14.5 500 3.7
5.5
156 602.4
29.6 19 500 5.1
4.0
157 591.0
压后初期 8.2t/d
葡
宋
永芳
南
屯 肇州
乐
头台 肇源
榆 树 林
朝阳沟
双城
扶杨油层开发区块分布
扶杨油层储量探明及动用现状
区块 名称
茂801 朝522 朝深2 朝691 朝2东 州201
丰度 ×104/km2
76.0 67.2 65.6 89.4 51.6 40.0
扶杨油层部分区块开采现状
单井日产 油t/d
井网类型 m×m
高扶45-16井区井位示意图
高扶112-斜14井FⅠ7号层压裂施工曲线
压裂2段，最高排量7.3m3/min 单段加砂20m3，最高砂比28% 全井用液1590m3,放喷返排率50% 初期产液13.0m3，产油6.63m3
高扶45-16井区3口新井施工参数及效果
井号
压裂 砂岩厚 有效厚 总用液 加砂量 层段 度m 度m 量m3 m3
葡扶174-412井应力分析
井段
最大水平 最小水平 差值 应力 MPa 应力MPa MPa
1540.0-1545.0 1551.6-1553.5 1555.2-1558.3 1602.7-1605.7 1606.9-1610.0 1610.7-1612.3 1650.9-1053.7 1662.2-1666.1 1672.2-1674.6 1682.4-1683.9 1718.7-1720.9 1752.1-1755.6
0.7
1.7 1.47 2.45
0.1 1.0 0.66
1630 1640 1650 1660 1670 1680 1690 1700 1710 1720 1730 1740 1750 1760 1770 1780 1790 1800 1810 1820
实例：葡扶148-372
葡扶148井-372井地应力解释曲线 葡扶148-372井综合地应力解释剖面图（大庆-井下）
高扶112-斜12井生产动态曲线
100.0
日产油
含水 50.0
2012/8/9
2012/8/19 2012/8/29 2012/9/8 2012/9/18
高扶110-斜12井生产动态曲线
2012/8/29
2012/9/8
日产油
含水
2012/9/18
0.0 2012/9/28
100.0 75.0 50.0 25.0 0.0 2012/9/28
施工 排量 m3/min
初期产 液t/d
初期产 油t/d
高扶112-斜14 2 12.4 10.4 1500 20
7.5 13.0 6.63
高扶112-斜12 1 3.0 2.2 1500 20
7.2
7.0 5.46
高扶110-斜12 2 7.2 5.3 1000 20
7.0 13.0 2.96
平均
扶杨油层难采储量直井压裂 现场试验
井下作业分公司、采油七厂、采油五厂 二○一二年十月
一、概 述 二、大规模清水压裂技术思路 三、现场试验及效果 四、初步结论与认识 五、下步工作方向
一、概述
目前大庆外围扶杨油层已开发油田12个，探明未动用储 量4.16亿吨。主要采用矩形井网开发，共有油水井5676口 ，采出程度11.53％，综合含水41.8％。
投产时日产油 压前日产油
1.52t/d
0.63t/d
目前日增油 4.1t/d
储层改造程度评价 ✓ 小层产液率明显增加
产液率高出20个 百分点以上
常规压裂 压后小层产液率
63%左右
多层大规模压裂 (5口井43个小油层)
4口井的34个油层有 29个层产液
产液率85.3%
✓薄差层得到较好动用
葡扶182-472井产液剖面测试
8 6 4 2 0 2012/7/20
2012/7/30
2012/8/9
2012/8/19 2012/8/29
2012/9/8
100.0
75.0
50.0
日产油
含水
25.0 0.0
2012/9/18 2012/9/28
6.0 4.0 2.0 0.0 2012/7/30
4.0 3.0 2.0 1.0 0.0 2012/8/19
横向：依据砂体不同发育规模确定不同施工规模； 纵向：兼顾非主力油层，提高薄差层改造率。
提高砂体对可采储量的控制程度
配套压裂管柱
技术参数： 工具最大外径：φ115mm 单喷最大加砂量：60m3 管柱最高承压：70MPa 适应井温：120℃ 可实现不动管柱压裂6层