X区块扶余油层分步压裂开采技术
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
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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
剂 、 化 剂 等 复 配 而 成 。 中 ， 高 分 子 量 固 其 超 ２ ２ ２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。
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X区块扶余油层分步压裂开采技术
摘要：针对xxx区块扶余油层地质发育特点，应用分布压裂开采技术，优选主力层位采用大规模压裂，在减少压裂层数，降低一次压裂投资的基础上，保证产能达到设计要求。
现场应用效果看，第一批压开有效厚度平均7.5m，初期平均单井日产油1.5t，采油强度0.2t/d.m，产量达到设计要求，取得较好的效果。
关键词：分步压裂有效厚度采油强度
扶余油层剩余未开发区块与三类区块类似，属于较难动用区块。
其中xxx区块平均有效厚度10.1m，平均渗透率0.88md，裂缝较发育，裂缝视密度0.09～0.289条/m，砂体不稳定，发育规模较小，砂体宽度400～500m，油层埋藏较深为1680m，属特低渗透储层。
由于剩余未动用区储量品质较差，要想开发好此类油层，需要探索经济有效开发新模式。
2010年在xxx区块采用分步压裂开采技术，鉴于特低渗透裂缝性油藏储层发育状况层间差异较大的特点，本着最经济有效开发的原则，对油水井对应连通层全部射开，为保证产能，采油井优选2-3层实施压裂投产。
一、区块地质特征概况
xxx区块开发目的层为扶余油层，区内地面海拨130-140m，区域构造位于松辽盆地中央坳陷区朝阳沟阶地西南端头台鼻状构造上，其北部为三肇凹陷，南与扶余隆起带相接。
区内主要发育南北向断层。
砂体主要以条带状分布，发育5-6个油层，层间差异较大，有
效孔隙度变化范围在9.0%～15.8%，平均有效孔隙度10.7%，，空气渗透率变化范围在0.36～5.7md，平均空气渗透率0.88md，属低孔特低渗透储层（表1）。
二、分步压裂开采技术应用
1.优选层位，首次压裂水驱控制程度高，开发效果较好
射孔方面主要以完善单砂体注采关系，提高水驱控制程度为主。
对于采油井根据油层发育状况，对于解释有效厚度的层尽量射开；而对于注水井射开与采油井相连通的油层。
压裂方面根据分步开采试验的要求，单井优选压裂层一般为2个左右，较以往未实施分步开采的压裂井一般要少2～3个层。
对于采油井压裂主要考虑以下四个方面：①对于储层发育好，单层有效厚度大于3m的层在2个以上的井，选择2～3个与注水井连通好的优质层进行大规模压裂。
②对于储层发育较好，但只发育一个单层有效厚度大于3m的井，为保证产能，除压开厚油层外，再选择1个与注水井连通好的优质层进行大规模压裂。
③对于发育薄互层较多的井，合理划分层段，选择与注水井连通好的层进行大规模压裂，全井压裂层数控制在3个以内。
④对于单层厚度薄、全井厚度小（一般小于6m）的井选择3个以内与注水井连通好的优质层进行大规模压裂。
压裂层有效厚度单向连通砂体占总厚度的49.1%，双向连通占29.9%，三向连通占8.2%，水驱控制程度为87.2%，压裂不连通有效厚度占到12.8%，压裂层水驱控制程度较高（表2）。
2.未压裂层段实施超前注水，有利于保持地层能量
未压裂层段主要为薄差层或者连通性差的层段，未压裂层段的注水井正常注水，实现超前注水，保持地层能量，避免压力下降，造成地层能量损失和储层伤害，这部分层为以后挖潜提供了物质基础。
由于扶余油层存在天然裂缝，注水井吸水能力强，注水井原则上不压裂。
相邻yyy区块注水开发近四年，从注水上看，yyy区块吸水能力较强。
注水初期平均单井日注水量50m3，注水压力11.58mpa，注水强度2.8m3/d.m，视吸水指数4.3m3/d.mpa。
注水3年后，平均单井日注水量150m3，注水压力14.0mpa，注水强度7.3m3/d.m，视吸水指数10.7m3/d.mpa，注水强度和视吸水指数分别比储层更好的二类区块高6.0m3/d.m和7.6m3/d.mpa（表4）。
为保证压裂层位生产能力，兼顾搞好差油层的超前注水。
xxx区块注水井与油井压裂层连通层数为104层，占总层数的68.0%，有效厚度304.3m，占总有效厚度的75.2%，总配注量679m3，平均单层配注6.5m3，平均注水强度2.2m3/m；与油井未压裂层连通层数为49层，占总层数的32.0%，有效厚度100.4m，占总有效厚度的24.8%，配注量171m3，平均单层配注3.0m3，平均注水强度1.7m3/m，配注量既能满足连通压裂层的注水开发，又能满足未压裂层的超前注水需要。
目前平均单井日注水17.8m3，注水压力9.2mpa（表5）。
3.优化压裂参数，降低压裂投资
考虑到储层低孔特低渗透特性以及压裂费用，压裂井支撑剂以石
英砂为主，尾追2m3陶粒，为预防地层吐砂，再尾追2m3树脂陶粒。
压裂加砂强度按砂岩厚度确定，按缝半长控制，对于缝半长150m，加砂强度控制在3.8m3/m；对于缝半长120m，加砂强度控制在
3.5m3/m；对于缝半长80～100m，加砂强度控制在3.0m3/m。
从大规模压裂与普通压裂对比结果来看，大规模压裂采油强度要高。
三、结论
对于低渗透油田开发即要考虑产能到位率，还要考虑投资及经济效益。
分布压裂开采技术，不但降低压裂一次投资，还保证产能达到方案设计要求。
同时留有部分潜力，为二次压裂提供基础。
在油田剩余储量区块均为三类区块的情况下，应用分步压裂开采技术，能够使这部分储量得到经济有效开发。
参考文献
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[2]卫秀芬，刚晗.大庆油田压裂工艺技术创新发展与前景展望[j].石油规划设计，2009，23（5）：1-6.
[3] 武志学，郭萍，候光东等. 氮气泡沫压裂液技术在大宁- 吉县地区煤层气井的应用[j].内蒙古石油化工，2012，12（1）：119-121.。