尕斯库勒油田E31油藏砂西区块SXS-4井压裂施工及压后分析
尕斯库勒E_3~1油藏整体调驱效果评价
尕斯库勒E_3~1油藏整体调驱效果评价
佚名
【期刊名称】《内蒙古石油化工》
【年(卷),期】2012(000)015
【摘要】根据P I+FD深部调驱综合决策技术,采用预交联凝胶颗粒和纳米微球对
尕斯库勒E31油藏计注6站进行了整体调驱。
采用压力指数数值模拟、吸水剖面、产量变化、含水变化及水驱特征曲线评价整体调驱效果。
尕斯库勒E31油藏计注
6站整体调驱有效期达到1年以上。
【总页数】2页(P141-142)
【正文语种】中文
【中图分类】TE3
【相关文献】
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中跃;谢义清;赵福麟
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立军;
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4.尕斯库勒N1-N21油藏深部调驱体系室内实验研究 [J], 巨邦庆;施晓雯;杨中建
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尕斯E31油藏减氧空气泡沫驱开发 试验方案经济评价
尕斯E31油藏减氧空气泡沫驱开发试验方案经济评价尕斯库勒油田E31油藏曾经作为青海油田第一大油藏，自1978年试采开发，1989年全面投入注水开发，经历了试采、基础方案实施、加密调整方案实施、局部调整控水稳油、注采井网转换完善六个阶段。
该油藏已保持年产油60万吨以上连续稳产18年，作出了突出贡献。
目前，尕斯E31油藏开发处于高含水期，需要转换开发方式，进一步提高采收率。
该论文结合该油藏开发特点，评价利用减氧空气泡沫驱开发试验利用后的经济效益和风险，为该类油藏增量经济方案的制定提供了经验。
案例数据经过技术处理。
标签：减氧空气泡沫驱;有无对比;增量决策;经济评价1 油田开发现状尕斯库勒油田E31油藏开发至现在年产油60×104t以上已实现了18年稳产，取得了较好的开发效果和巨大的经济效益，目前油藏已进入高含水期。
目前尕斯E31油藏含水已高达86.7%，采出程度43.96%，采油速度0.39%，井口累计注采比0.9。
迫切需要“二三结合”转换开发方式。
为进一步提升老区采收率，使油藏焕发生机，决定开展尕斯E31油藏减氧空气重力驱开发试验。
2 开发方案简介2.1油藏方案按照《油田开发管理纲要》有关要求，参考国内油田注气重力稳定区的做法，结合油藏实际特点，以顶部驱、井型、面积驱、辅助注水综合设计对比方案。
重力稳定驱方案考虑在构造高部位部署注气井;尽量利用老井，降低试验成本。
制定了开发方案，评价期内累计产油量120.37×104t。
2.2新井钻采工程方案钻井工程：新钻8口注气井，新钻8口采油井。
注采井均采用三开井身结构;注气井的生产套管采用气密套管，其中注气井段上界以上100m至人工井底采用13Cr防腐气密套管，配套70MPa套管头;注采井的生产套管采用增韧水泥浆体系固井并返至地面。
采油工程：注采井均采用套管射孔完井;注气井采用气密封隔器密封油套环空，封隔器以下采用L80-13Cr油管，封隔器以上采用P110气密油管且进行防腐涂层处理，油套环空加入防腐保护液，配套70MPa注气井口;采油井采用抽油机-有杆泵举升工艺，配套防气抽油泵、21MPa环空测试采油井口;观察井采用光纤实时动态监测工艺;为防气窜优选了高温抗盐地下发泡剂体系。
青海油田砂西油藏分层压裂技术研究
水力喷射辅助压裂技术
1998年, Surjaatmadja首先提出水力喷射压裂思想和方法,用数值模拟和室内实验方法对其可行性进行了研究,之后进行了现场试验和施工。水力喷射辅助压裂技术[14]将水力喷射作为主要方法,可以沿井段的某一指定位置产生裂缝,在整个裂缝的扩展和发育过程中贯穿着高压差水力喷射,压裂液全部经工作管柱泵入并通过喷射工具作用于地层,喷射出射孔通道和完成裂缝产生及扩展。从环空中泵入的流体主要用以维持环空压力,大部分环空流体用于补充液体的漏失,少部分进入裂缝中。水力喷射辅助压裂工艺与常规压裂方式有相似之处,它将前置液、压裂液和冲洗液从上而下地注入油管内进行压裂工作。从一定程度上可以说,水力喷射辅助压裂是将水力喷射射孔和常规水力压裂结合为一次工艺完成的一种技术。其不同处就是把洁净的无支撑剂液体泵入环空以维持井底环空压力,结合喷射压力和环空压力共同完成压裂工作。因而应优先选择一套可减少流失的性能比较好的液体系统。
从矿物组成来看，经薄片鉴定及X－衍射全岩矿物分析，储层矿物中碎屑部分占60～80％，胶结物占20～40％；其矿物组成为：粘土矿物3～15％，石英30～54.5％，钾长石2～11％，斜长石10～22％，方解石7～11％，白云石0～5.43％，硬石膏0～26％，方沸石0～0.5％，其它0～19％。粘土矿物为伊利石55～74％，绿泥石8～24％，高岭石4～18％，伊蒙混层1～10.75％，不含水敏性强的蒙脱石。
从岩性来看，主要为细砂岩、粉砂岩及中砂岩，底部为砾岩及含砾砂岩。以孔隙－基底胶结为主，次为接触式胶结。储集空间以次生孔隙为主，原生孔隙次之，孔喉直径0.2～24μm，平均6～8μm，主要流动孔喉直径2～10μm。
从物性来看，从Ⅰ油组到Ⅳ油组均逐渐变差，孔隙度14.9～12.5％，平均13.9％，渗透率60～27.2×10-3μm2,平均45×10-3μm2，有效渗透率为26×10-3μm2。油层属中性偏亲水的非润湿性。
尕斯库勒油田E31油藏整体调驱技术的研究与应用
平 均
７ ９
１ ５ ． ７ ３
０ ． ６ ８
１ ４ ． １ ５
１ 调 驱 井 的选 择
地层 越 不 均 质 ， 越 需 要 调 剖 。在 尕 斯 油 藏
地层 的不 均质 性 可用 渗透 率级 差表 示 。为了保 证水 驱油 藏 的采 收率 ， 渗 透 率 级 差 超 过 ３的 地层 就 需要 调剖 ［ ２ ］ 。 由表 １的数 据可 以计 算 出计 注 ６站 渗
表 １ 计 注 ６站 注水 井按 ＰＩ ， ０ ・ 值 排 列 表
油藏 位 于青 海省 柴达 木 盆地
西 部茫 崖坳 陷 尕斯 断 陷 ， 含油面积 ３ ８ ． ７ ｋ ｍ。 ， 地 质
储量 ３ ８ ７ ７ ． ８ １ ×１ ０ ｔ 。油 藏埋 深 ３ １ ７ ８ ～３ ８ ６ ４ ｍ，
８ ２ ９ ３ ｔ ， 提 高采收率 ５ ． ４ ３ 。
［ 关 键词 ］ 尕斯油田 Ｅ 。 油藏； 高温高矿； 整体调驱； 压力指数决策 ［ 中图分 类 号］ ＴＥ ３ ５ ７
尕斯 库 勒油 田
［ 文 献标 识码 ］Ａ
［ 文 章编 号］ １ ６ ７ ３ — ５ ９ ３ ５ （ ２ ０ １ ３ ） Ｏ ｌ 一 ０ ０ ３ ２ — ０ ２
藏开展 区块整 体深 部 凋驱 。 区块 整 体调 驱技 术 由调
驱 决策 、 调 驱剂 、 调 驱剂 注入 和调 驱效 果评 价 等 四项
技术组 成 。尕 斯 Ｅ 油 藏调 驱采 用 ＰＪ 决策技术 ， 以
跃试 ４Байду номын сангаас
４ ５
６ ． ８
０ ． ９ ７
尕斯油田E31油藏整体复合调驱现场试验
尕斯油田E31油藏整体复合调驱现场试验摘要:尕斯油田E31油藏平面上和纵向上的非均质,造成注入水在平面上向生产井方向舌进现象和在纵向上沿高渗层突进现象。
在尕斯库勒油田E31油藏的开展整体、深部的调驱工作,首先应根据吸水剖面了解纵上上注水的不均衡性,根据井间示踪技术了解平面上注水的不均衡性,选取存在大孔道的水井采用预交联颗粒等堵剂进行封堵,解决近井地带的窜通现象,调整并提高注水油压达到一个较高水平后,然后采用聚合物微胶囊调驱剂进行整体、深部调驱,改变地下渗流场,扩大微观、宏观注入水波及体积,改善区块整体水驱开发效果。
关键词: 注水复合调驱预交联颗粒聚合物微胶囊青海油田采油一厂所属尕斯油田E31油藏位于青海省柴达木盆地西部茫崖拗陷尕斯断陷,主要受构造控制,其次受岩性影响。
E31油藏自投入注水到1991年全面注水开发,注水对保持油藏的地层能量,稳定油藏生产起了决定性的作用。
从注水现状看,E31油藏基本达到均衡注水,油田压力已经持续回升;地层能量充足,油井生产稳定正常;但同时在注采中也出现了另一个问题就是见水、含水和水淹对生产的不利影响。
因此下步需要在E31油藏这种低渗、高温高矿油藏条件下进行整体复合调驱,来改善水驱开发效果。
一、尕斯E31油藏的认识及存在的问题尕斯E31 油藏共有油水井278口,其中油井204口,开井173口;现有注水井77口,开井69口。
平均单井日产油6.77t,2007年年核实产油量为51.8052×104t,采油速度 1.34%,累计产油量为1454.0919×104 t,采出程度为37.5%,综合含水为70.0%,含水上升率为2.42%,自然递减为20.86%,综合递减为13.5%;平均单井日注水95.9m3,年注水量为245.0136×104m3,累计注水量为2916.1514×104m3;阶段注采比为 1.36;累积注采比 1.02。
尕斯库勒油田E31油藏长停井恢复治理思路
专业研究・Ｐｒｏｆｅｓｓｉｏｎａｌ Ｒｅｓｅａｒｃｈ112 大陆桥视野·２０１６年第１６期一、油藏简介尕斯库勒油田Ｅ３１油藏位于青海柴达木盆地西部茫崖坳陷尕斯断陷，紧邻花土沟、狮子沟、油砂山和砂西油藏。
尕斯库勒油田Ｅ３１构造为一构造完整、轴向近南北的潜伏背斜构造，闭合高度为４００ｍ，构造轴部较平坦，两翼不对称，东缓（１２°３０＇）西陡（２０°５０＇）。
构造南北长约１２Ｋｍ，东西宽约４Ｋｍ，含油面积３７．４Ｋｍ２，地质储量３８７７．８１×１０４ｔ。
二、长停井分类整理根据２０１６年配产需要，考虑油藏的措施潜力，以完善注采井网、剩余油挖潜为重点，从井间、砂体边部及断层附近剩余油挖潜等方面考虑，２０１６年尕斯Ｅ３１油藏建议长停油井恢复５口，暂缓３口井。
三、长停井单井分析１．跃６－３３井。
跃６－３３井为Ⅰ－Ⅳ层系采油井，射开２８．８ｍ／８层生产。
跃６－３３井于２０１４年６月由于高含水关井至今，该井Ⅱ－１、Ⅱ－２、Ⅲ－５小层剩余油较为富集，具有一定恢复潜力，下步建议补孔Ⅱ－１、Ⅱ－２、Ⅲ－５三个小层恢复生产，同时加强Ⅱ－１小层注水。
２．跃１－３３井。
跃１－３３井为Ⅰ＋Ⅱ层系采油井，射开１９．４ｍ／４层生产。
跃１－３３井于２０１３年８月由于高含水关井至今，通过小层砂体图分析，该井Ⅰ－６受跃１－２２井Ⅰ－６小层注水突进，导致该小层水淹，下步建议堵水Ⅰ－６小层恢复生产；同时分析剩余油及小层砂体图，该井Ⅱ－４小层位于砂体边部，判断该小层具有一定恢复潜力，下步补孔Ⅱ－４小层恢复生产。
３．跃２２井。
跃２２井为Ⅰ－Ⅳ层系采油井，于１９８７年９月投产作业，射开Ⅰ－５、Ⅳ－４小层。
跃２２井于２０１０年１月由于低产关井至今，通过剩余油及小层砂体图分析，该井Ⅰ－４ａ、Ⅰ－５ｂ小层砂体周围一线水井跃３－１井主要吸水层为Ⅳ－５小层，属于有注无采区域，剩余油相对富集，下步建议补孔Ⅰ－４ａ、Ⅰ－５ｂ两个小层恢复正常生产。
尕斯库勒E3 1油藏沉积微相及其对剩余油分布的影响
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程 度 ３３．１ ，综 合 含 水 ５５．６８ ，储 采 比 为 ２．４：１，剩
余 可 采 储 量 采 油 速 度 为 ４１．５ ，可 采 储 量 的 采 出 程
度 为 ８９．１４ ，属 于 稳 产 临 界 型 油 藏 ，已 进 入 中 高 含
水 阶 段 。
２ 沉积 微 相研究
表 ｌ
尕 斯 库勒 油 田 Ｅ。，油 藏 沉 积 微相 及砂 体发 育情 况
沉 积 相 亚 相
微 相
层 组
砂 体发 育 程 度
湖 成
三 角 洲 前 缘
洲，忖
三 角洲
平 原
逼
前 缘滩 地 河 口砂 坝
远 砂 坝 席 状 砂 分 流 河 道
维普资讯
２００７年第 ９期
内蒙 古石 油￣Ｌ＿ｒ－
１０５
尕斯 库勒 Ｅ３１ 油 藏沉 积 微 相 及 其对 剩 余 油 分 布 的 影 响
杨 卫 国 ，董 伟 ，苟永 俊
（１．成 都 理 工 大 学 能 源 学 院 ，四 川 成 都 ６１００５９；２．长 庆 油 田采 油 六 厂 ，陕 西 靖 边 ７１８６０６）
亚 区 ，其 北 端 以 ＸＩ断 层 为 界 ，东 翼 与 扎 哈 凹 陷 相 接 ， 角 洲 前 缘 席 状 砂 微 相 。 中 期 由 于 湖 水 的 退 出而 发 育
南 端 以 阿 拉 尔 断 裂 与 跃 进 二 号 油 田 相 连 ，西 翼 南 端 三 角 洲 平 原 亚 相 ，并 进 一 步 发 育 分 流 河 道 和 泛 滥 汊
尕斯库勒E3 1油藏Ⅰ4小层砂层厚度分布结构特征研究
１ ｌ ４小层储层物性
１．１油 藏概况
尕斯库 勒油 田 Ｅ 构造 为轴 向近南 北 的背斜 构造 ，两翼 不对 称，南北 各有 一个构 造 高点 。储层 为第 三
２ Ｉ ４小层砂层厚度地质统计学分析
２．１ Ｉ ４小层 砂层厚 度 实验变 差 函数 曲２８ 作 者简 介 ：谢 爽 （１９８６一），女 ，新疆 人 ，研 究生 ，主要研 究方 向为油 气藏描 述
２９５
尕斯库勒 Ｅ 油藏 Ｉ４小层砂层厚度分布结构特征研究
表 １ 尕 斯 库 勒 Ｅ。’油藏 Ｉ ４小 层砂 层 厚 度
２０１０年 ９月第 ３０卷 第 ３期
Ｉ￣ｔＪ ＪＩ地质 学报
Ｖｏ１．３０ Ｎｏ．３ Ｓｅｐ，２０１０
尕斯库勒 Ｅ３’油藏 Ｉ ４小层 砂层厚 度分布 结构特征研究
谢 爽 ，董 伟 ，张兴 旺 ，马朝钦 。，聂海峰 ，毛鑫
（１，成都理工大学能源 学院。成都 ６１００５９；２，中石油塔里木油 田分公 司开发事业部哈得作 业区，新疆 库 尔勒 ８４１０００； ３，长 城 钻 探 井 下 作 业 公 司 ，辽 宁 盘 锦 １２４１０７）
摘要 ：以青海尕斯库勒 Ｂ 油藏 Ｉ ４小层为例 ，对该小层砂 层厚度 分布结构特征进行 了研究 ，针 对尕斯库勒 Ｅ， 油 藏 Ｉ ４小 层 砂 层 厚 度 ，利 用 Ｓｕｆｅｒ软 件 开展 空 间分 布 结 构研 究 ，展 布 并绘 制其 分布 图 。
关 键 词 ：油藏 ；厚 度 分 布 ；尕 斯 库 勒 中 图分 类 号 ：Ｐ６１８．４、５ 文 献 标 识 码 ：Ａ 文 章 编 号 ： １００６—０９９５ （２０１０）０３—０２９５—０３
老水平井体积压裂工艺在尕斯库勒油田的应用
老水平井体积压裂工艺在尕斯库勒油田的应用随着油气开发工作的不断深入，油藏开发程度的逐年提高，稳产难度亦愈来愈大，为让老水平井发挥作用，近几年，青海油田开展了尕斯库勒油田老水平井生产现状调研工作，通过工程与地质、技术与需求、科研与现场紧密结合，完成目标井选井及单井方案设计，现场实施2口井，增油效果显著，这项工艺的成功实施，为解决老水平井“射孔井段长、水平段固井质量差、封隔器分层难度大”的难题提供了技术支撑，开创了青海油田老水平井体积压裂先河。
标签：老水平井;体积压裂;尕斯库勒;暂堵转向前言尕斯库勒油田是青海油田的主力油田，经过多年的开发，稳产难度加大，对目前开发水平井生产现状调研发现，位于该油田的水平井初期投产平均日产油6.03吨，但是存在递减快的问题，目前平均单井日产油只有2.83吨，水平井措施改造具有一定挖潜力。
1、老水平井措施改造难点（1）射孔井段长水平井射孔距离长，井况复杂，常规封隔器分层改造难度大，体积压裂施工排量要求高。
（2）水平段固井质量差水平井水平段固井胶结情况差，开发井水平段固井质量测试数据少。
（3）封隔器分层难度大水平井水平段距离长，开发时间较长，开发效益变差，普遍存在含水较高的问题，措施改造需考虑平面邻井生产情况及纵向层位发育情况，避免措施后含水上升。
（4）水平井以往措施改造体积小尕斯库勒油田以往水平井措施改造以水力喷射压裂工艺为主，整体改造体积较小，老水平井体积压裂还有潜力可挖。
2、压裂工艺选择针对水平井射孔长度长、固井质量差、封隔器分层难度大等问题，结合以往水平井体积压裂改造取得的认识，根据尕斯库勒油田储层地质特征、伤害特征，综合地质甜点和工程甜点，以提高措施效果和降低措施成本为出发点，以进一步增大措施改造体积为目标，优选出“大排量、大液量、滑溜水、暂堵转向、组合支撑剂”的体积压裂工艺，提高施工排量、增加施工规模、增大改造体积，改善措施效果，同时结合室内试验、工艺研究以及现场施工经验，优选出适合储层（70-120 ℃、耐70Mpa闭合压力的复合压裂液，其中滑溜水占比不小于50%。
对尕斯库勒油田砂西区块E32油藏压裂工艺的分析建议
对尕斯库勒油田砂西区块E32油藏压裂工艺的分析建议摘要本文通过对尕斯库勒油田砂西区块E32油藏SX-50井压裂设计、现场施工及对施工曲线的分析,初步得到了关于该油藏压裂工艺的结论和建议,为以后油藏的压裂增产提供一定的参考意见。
关键词砂西E32油藏;压裂;分析建议0 引言砂西区块E32油藏目前只有SX-50井生产,且生产时间短,以前没有进行过酸化压裂等措施。
由于油藏开发时间短,地质资料缺乏,没有可参考的数据和经验。
本次对SX-50井的压裂施工是一次对油藏的全新探索,虽然没有成功造缝,但具有积极的借鉴和指导意义。
1 措施前井况SX-50井是砂西油田E31油藏完钻的一口开发井, 2003年12月1日射开I-4小层进行生产,出水20天后计关。
2009年6月向上层调至E32 并射开148号小层后下泵生产,但生产情况一直不好,表现为供液不足,2007年7月开始间抽。
该井压裂前日产油0.31t,含水为49.84%。
压裂层自然伽马表现为低值,且泥质含量相对较低,为泥质粉灰岩。
孔隙度计算值大于11%,电阻率测井值均大于4.0Ω•m,电测解释、气测录井和岩屑录井也表明压裂层段具有一定的含油性。
2 现场施工情况2009年7月31日现场施工,先采用交联盐酸处理,排量1.0~1.5方/分,泵压60MPa,基本保持不变,停泵后压力扩散缓慢。
主压裂开始,泵入水基冻胶,排量3.5方/分,泵压一直呈上升趋势,在前置液70方时打了一段3.5%的段塞。
泵压上升至83MPa时,稍微平稳一些,开始加砂,砂比3.5%,加砂0.35方,提砂比至7%继续加砂,泵压仍一直上升,开始顶替。
顶替过程中泵压上升较快,虽然陆续降排量至0.6方/分,泵压最高仍至90MPa,顶替19.5方,施工结束。
停泵压力60MPa,油压下降缓慢。
排液初期油压24MPa, 8月2日油压2.0MPa,套压0.5MPa,用3.5mm油嘴求产,日产液28.8吨/天。
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尕斯库勒油田E31油藏砂西区块SXS-4井压裂施工及压后分
析
摘要本文通过对砂西区块e31油藏sxs-4井压裂施工及压后软件分析，得到了地层的闭合应力、裂缝形态、储层均质性等基本参数，认识了油藏的潜力，为以后油藏的进一步开发和布井工作提供了参考。
关键词压裂施工；压后分析；优化参数
中图分类号te357 文献标识码a 文章编号 1674-6708（2011）42-0056-03
0 引言
砂西区块e31油藏地质情况复杂，物性差，自投入开发以来，
增产措施较少。
通过对以往有限的压裂资料分析来看，大多数油井虽然自然产能很低，但是经过压裂改造后，增产幅度较大。
为了进一步认识油藏的潜力，在2009年进行了五井次的压裂施工，积累
了一定的现场经验，并通过fracpro-pt软件分析，进一步加深了
对油藏的认识。
1 油藏地质概况
砂西区块e31油藏储层属于中孔中渗-低孔低渗储层类型，平均渗透率为29×10-3um2。
油藏属异常高压力系统、正常温度系统的油藏。
地层压力系数1.64，地温梯度3.2℃/100m。
储层具有相对
较弱的速敏性或无速敏性、弱水敏性、极强的盐敏性、无酸敏，
藏储层表现为弱—中等亲水。
平均杨氏模量22 467.5mpa，泊松比0.273。
岩心胶结较致密，杨氏模量和抗压强度都很高。
2现场施工情况
2.1 设计原则
1）储层温度高，水敏性弱。
水基压裂液价格便宜，耐温耐剪切性能好，滤失低，携砂性能好，能满足施工要求；
2）根据以前的施工曲线分析油藏破裂压力高，尤其是目的层薄的施工井，破裂泵压均超过80mpa。
本次补开隔层，降低施工压力；
3）油藏闭合压力在70mpa左右，选用中密度高强度陶粒作为支撑剂，满足施工需要。
2.2 现场施工情况
2.2.1 压裂施工分析
2009年7月24日现场施工，排量4.0方/分，泵压75mpa压开地层，开缝后泵压一直在73mpa左右，没有下降趋势，在携砂液开始时降排量至3.5方/分，泵压下降至68mpa，整个加砂过程中泵压在65mpa~69mpa波动。
施工共泵入前置液120方，携砂液140方，加砂29方，平均砂比20%，施工成功。
2.2.2 措施后生产情况
该井压裂后自喷排液，进单井罐生产。
10天后转抽，截止2010年5月底平均日产油8.0t，含水60%，较措施前日增油5.0t。
根据温度曲线，储层原始地层温度为137.1℃，计算储层的地温
梯度为3.55℃/100m。
从井底的压力反应特征分析，整个的压裂过程，井底的压力反应相对平稳，没有因为地面施工排量的变化而引起较大的波动，表明储层总体吸液进砂过程相对稳定，储层岩石特征相对均质，这也较利于进行岩石力学的分析及净压力的拟合。
而在施工后期，压力有非常明显的上升爬坡趋势，而压力的上升正对应着高砂比阶段，表明此时，由于砂浓度的提高，受裂缝宽度的影响，储层进砂困难，若进一步施工，存在砂堵风险。
对于该类储层，需要在压裂设计中控制末段砂浓度，避免压裂施工产生砂堵而影响效果。
3 压后分析
3.1 isip分析
该井在施工第80.0min压力平稳，表明在关井后，井底压力比较稳定，停泵后即进行滤失状态。
同时，瞬时关井压力具有明显的高isip梯度（0.0216mpa/m），产生异常高的isip梯度与在压裂施工后期，井底压力提升，地层进液困难，产生砂堵的前期特征有关。
时间（min）
测试压裂泵注#1-瞬时停泵压力曲线-层段#1 2009-7-24
3.2平方根曲线分析
根据平方根曲线分析，井底的闭合应力为75.19mpa，计算闭合应力梯度0.0197mpa/m，计算地面闭合应力为37.97mpa，闭合时间为停泵后第15.1min，携砂液效率为52%，估算的净压力值为
6.98mpa。
由上述的平方根曲线分析的数据可以得到：储层闭合时间为15.1min，表明储层在停泵后15.1min后，支撑剂压实，储层裂缝闭合，在该时间之后，即可以进行放喷排液，此时排液，裂缝不会吐砂，从而降低出砂对于裂缝导流能力的影响。
时间（min）
测试压裂泵注#1-平方根曲线-层段#1 2009-7-24
图4sxs-4井平方根曲线
3.3 g函数曲线分析
g函数时间
测试压裂泵注#1-g-函数曲线-层段#1 2009-7-24
图5sxs-4井g函数曲线
根据g函数曲线分析，井底的闭合应力为75.64mpa，闭合应力梯度0.0198mpa/m，地面闭合应力为33.36mpa，闭合时间为停泵后第10.4min，携砂液效率为45.1%，估算的净压力值为6.54mpa。
裂缝为垂直裂缝，储层闭合时间为10.4min。
g函数的叠加导数曲线（图中绿色曲线），曲线的趋势较好，在关井后初始阶段有上行特征，此后裂缝闭合后，曲线下行，表明在关井初始阶段，有部分微裂缝张开，而由于储层渗透率较高，滤失较快，使净压力下降较快，裂缝很快闭合，微裂缝也随之闭合，g函数曲线随之正常。
从曲线的特征看，该井的孔隙型滤失特征比较明显。
3.4 双对数曲线分析
根据双对数曲线分析，井底的闭合应力为74.54mpa，计算闭合应力梯度0.0196mpa/m，计算地面闭合应力为37.42mpa，闭合时间为停泵后第21min，携砂液效率为70.3%，估算的净压力值为
7.64mpa。
由上述的双对数曲线分析的数据可以得到：
裂缝为垂直裂缝。
储层闭合时间为21min。
双对数曲线的分析结果与平方根曲线分析结果和g函数的分析结果一致。
测试压裂泵注#1-双对数曲线-层段#1 2009-7-24
图6sxs-4井双对数曲线
综合以上4种曲线的分析结果，可以得到以下认识：
1）储层形成的裂缝为垂直裂缝，但裂缝存在高角度裂缝特征，同时，较高的闭合应力梯度可能与产生的两条裂缝相互挤压有关；
2）储层的闭合时间为15min左右；
3）携砂液效率总体为55%左右，由此，通过压裂液的滤失系数反推储层对于压裂液体的有效渗透率为12.5md、31.4md；
4）地层闭合应力梯度0.0197mpa/m，折算地面闭合压力平均为36.25mpa。
地面施工压力曲线显示的地面闭合压力为40mpa，相差3.75mpa。
3.5 净压力拟合曲线
时间（min）
压力拟合-层段#1 2009-7-24
图7sxs-4井净压力拟合曲线
净压力的拟合曲线符合程度非常好，在加砂阶段和压力降落阶段，净压力分析模拟数据基本与实测数据一致，表明储层的基本岩石力学特征与反演的结果符合程度较高，计算模拟的裂缝形态可靠程度较高。
4 结论及建议
1）该井压裂后能自喷一段时间，说明油藏地层能量充足，压裂改造挖潜潜力大；
2）利用fracpro-pt软件对裂缝形态进行分析，得到了更为准确的油藏基础参数和压裂液流变参数；
3）裂缝监测结果表明净压力较高，裂缝高度控制的不好，同时也影响了缝长的延伸，没有达到设计要求。
下一步将优化设计和施工排量，采取缝高控制措施；
4）进一步优化加砂程序，使支撑剂在裂缝内的分布更加适合裂缝状态，尤其是高砂比段支撑剂量的控制；
5）进一步加强工程与地质工作的结合，指导压裂设计施工，提高油藏的开发效果。
参考文献
[1]万仁溥，李志明.压裂酸化技术论文集[d].北京：石油工业出版社，1999.。