聚驱不同阶段采出井压裂效果评价
聚合物驱不同阶段低效井的确定及治理措施
聚合 物 驱 不 同 阶段低 效 井 的确 定及 治 理 措 施
亓校 湘
（大 庆 油 田有 限 责任 公 司 第 四采 油 厂 ， 龙 江 大庆 １３ １ 黑 ６ ５ １）
摘
要 ： 投 资 回收 期 内 完 成 单 井 投 资 回 收所 应 达 到 的 累 计 产 油 量标 准 ， 过 聚合 物 驱 不 同 开 发 阶段 生 产 能 力 平 根据 通
回升 后 期 阶 段 ．
１ ２ 确 定 标 准 ．
根据投 资 回收期 内单 井完成单 井投 资 回收所应 达 到 的 累计 产油 量标 准 ， 合单 井 的储层 发 育状 况 结
及 聚驱 不 同阶段 的生产 能力 ， 采用投 资 回收法 定量 确定 注聚初 、 中期 阶段 低效 井．步骤 ： （） １ 根据 各 区块 聚驱 方案 巾所 预测 块完 成投 资 回收所需 聚合 物用量 ， 确定 区块 在单位 聚合 物用 量下 所应 完 成的投 资 回收 ； （） ２ 根据 采 出井 单井有 效厚 度 占区块 总有效 厚度 的 比 例 ， 进一 步确定 区块单 位 聚 合 物用 量 条件 下 ， 该 单 井所应 达到 的 累计 产 油量 标准 ； （ ） 确定 出的结 果相 当于 聚驱各 阶段 的平 均 累计产 油 量 ， ３所 而聚 驱不 同 阶段 开 发效 果 不 同 ， 即产 油情
衡 系 数 平 衡后 ， 为 确 定 聚 合 物 驱 不 同 开 发 阶段 低 效 井 的 标 准 ．同 时 ， 对 低 效 井 成 因 不 同类 型 阶 段 提 ｝ 做 针 “了完 善 注采 关 系 ， 整 部 分 注入 井 的注 入 量 ， 剖 、 调 调 分层 注 聚 ， 高 注 入 井 的 注 入 质 量浓 度 ， 裂改 善 油 层 条 件 、 堵 ｊ 裂 周期 注 聚 ， 提 压 解 １ 井 组 注 采 调 整结 合 ， 水 改 变 液 流 方 向 等 相应 的治 理 措 施 ， 治 理 效 果 显 著 ． 提 高 聚 驱 开 发 效 果 具 有 ・ 的指 导 意 义 ． 堵 其 对 定
南二东二类油层注聚后两驱不同采出井开发效果分析
南二东二类油层注聚后两驱不同采出井开发效果分析【摘要】南二东二类油层自2009年5月开始实施注聚，经历了含水下降期、低含水稳定期，现在处于含水回升阶段，针对聚驱井的变化形势，本文重点分析，水驱井网开采萨ⅱ组二类油层的采出井，即位于水聚同驱区域的采出井的生产形势，希望借此分析得到的经验能够应用于其他区块的开发。
【关键词】二类油层水聚同驱最终采收率1 问题的提出大庆萨尔图油田南二区东部二类地区萨ⅱ组二类油层聚合物驱区块，共有采出井171口，注入井165口。
该井区块于2009年5月27日开始正式注聚，采出井的聚合物浓度在2010年9月份即注聚16个月后，突破200mg/l，而日产油大幅度增加，含水明显下降发生在2009年9月份，见聚时间比见效时间晚了12个月。
根据南二东二类聚驱开发形势，将射开萨ⅱ组的水驱井按照封堵和未封堵、主流线和非主流线等分类了解其生产情况、含聚浓度变化情况。
2 南二东二类油层注聚后两驱变化形势对比2.1 聚驱井的开发效果2.1.1 注入压力上升，注入量下降随着注入时间的增加，注入能力下降，允注压差逐步缩小。
聚驱注入井目前与注聚前对比油压上升3.54mpa，日注入量下降2527m3。
2.1.2 呈现四降两升的趋势，但是含水要高出预计水平日产液、含水、注采比、沉没度等四项指标呈现下降趋势，日产油、含聚浓度呈现上升趋势，在特征曲线上表现出，采出程度达到了标定水平，含水值要高于预测值。
在经历低含水稳定期后，含水值开始呈现平稳回升趋势，产油量下降。
2.2 水聚同驱区域水驱采出井的开发效果2.2.1 产量变化的趋势统计无措施的59口水驱井的生产数据绘制生产曲线得出：水聚驱接触区域日产液量曲线总体呈先上升后下降的趋势，开始时日产油量随注入量的增加呈上升趋势，一段时间后日产油量的值随着注聚强度和注水强度的增加，变化不大基本相同，总体上日产油量变化规律出现上升下降再上升再下降的趋势。
含水规律曲线总体变化趋势是先上升再下降再上升，分析原因是由于水溶液和聚合物溶液流动性强弱不同所造成的，初期注入的聚合物溶液还没有影响到水聚驱接触区域，导致水聚驱接触区域的含水上升，但随着注入孔隙体积倍数的增加聚合物溶液也推进到了水聚驱接触区域，由于聚合物溶液的驱油效率较高，因而又使水聚驱接触区域的含水下降。
压裂效果评价方法分析及目的性探讨
206随着压裂施工技术的不断普及与完善，这项施工技术逐步被应用到各项项目开发与施工中，成为了一项成熟的技术。
尤其是应用在油田开发中，随着油田开发的时间延长，油田市场对于压裂施工的需求逐渐变多，从技术的角度来看，压裂技术由单一的技术手段逐步向综合技术手段转变，在油田开发与勘探中占有很大的地位。
其中，压裂效果评价是对于压裂技术的一项重要评价指标。
这项评价方法是按照科学的程序，从系统的角度对于压裂施工的全过程进行具体的评价与分析，为优化压裂技术提供重要的参考依据。
当前，尽管压裂技术已经取得了广泛的应用，但是技术的经济性与可靠性也是极为重要的，需要不断优化技术，提高压裂能力。
1 压裂效果评价的概述根据我国油、气、水井压力设计评估方法的规定，压裂实施效果的评价包括以下几个方面：压后无助流量、压裂有效期、累计增产量，要求对于整体压裂施工的过程进行系统的评估。
由于压裂效果的影响因素较多，不但有地质条件的客观因素，还有施工过程中人为造成的影响因素，因此对于压裂效果的评价还应该包括以下几个方面：特征分析、施工技术分析、经济效果分析。
2 现有的压裂效果评价方法2.1 裂缝特征分析裂缝特征分析的方法主要用于检验压裂设计与施工目标的符合程度，主要有以下几种方法：首先，可以采用压裂施工曲线法，利用帮助压力与泵注时间的关系进行裂缝的延伸状况分析，也可以通过对于停泵后压力与时间的关系分析来得到裂缝的长度。
其次，还可以使用测井方法，包括井湿测井与声波测井法，用于得到裂缝的高度。
2.2 施工前后的分析在压裂施工前后，需要进行多次测试，主要包括偶极声波测井、井温测井和同位素示踪技术，对于井下的裂缝高度进行评价。
在施工过程的动态检测方面，主要采用倾斜技术、模拟地震技术、大地电位技术等方法，用于评价压裂后形成裂缝的几何参数。
2.3 评价方法的特点以上各种压力效果评价方法，基本具有以下几种特点：这些评价技术大多都通过仪器设备的监控来获取资料，通过对于资料的解释来获取裂缝相关的各种物理参数，进而得出压裂效果的评价结论。
三类油层聚合物驱开发效果分析
类油层聚合物驱开发效果分析
王 敏 大庆油田有限公 司 第三采油厂 试验大 队
警 ≯霸Ｉ 类 层 油 厚 薄 渗 率 ５ １ ５ Ｏ 堂｝ ＿ 三 油 固 层 度 、 透 ３． ％、 ２． ％。 自
低 、非均 质性 强 等原 因 ，聚驱后 表现 出注 入井注
入压 力 高、油层 动用差 、 油井含 水 下降 幅度 小等 致了整个聚驱阶段采油井含水下降幅度小 、提高 问题 。 为进一 步提 高聚 驱 效果 ，试验 中采取 了分 层 、压 裂、解 堵 等综合 调 整措施 ，取 得 了较 好的 效果 。本 文 系统 分析 了影响 两三 结合 开 发效 果的
２３ ．层间矛盾突 出，剖面调整不均 匀
的 匹配 。
液６ ． ×１ ８９ ０ ，占地下孔隙体积０３９ Ｖ，聚 ｍ ．７Ｐ
合物用量３ ２ ／ Ｐ ９ ｍｇ Ｌ Ｖ。 中心井 区累积产油 １ ８ ０ｔ ． ×１ ，阶段采出程度４ １％，提高采收率 ．２
试验 区注入井平均井段在 １０ ５ ｍ，油层之 间
２ ８ ２ ５ ２ ７
层 为高Ｉ Ⅱ油层 ，共有注 采井２ 口，其中注 平面调整 高 ８ 入井 ｌ 口，采 油井 １ 口，中心 井６ ２ ６ 口。平均单
井射 开砂岩 厚度２ ． ｍ，有效 厚度４ ０ ８０ ． ｍ，平 均有效渗透率０ ０ ｌ ｍ 。试验于２ ０ 年１ Ｂ ．５ ０５ ｏ 全面转注４ ０ ０ 万分子量聚 合物 ，２ ０ 年４ ０ ７ 月转注
三
力油 层聚驱调整技术及三类油 层调整技 术相结
３１ ．平面 上 进行注入量、注入浓度的个性化
油层厚度薄、层数多 。渗透率低的现状 导 合 ，编制三类油层的综合调整技术。 采收率低 。试验区含水最低值时， 日产液 １８ ， 调整 ，减缓平面矛盾 ２ｔ ２ ０ 年 调整 了 ｌ井次 ，其 中针对 部分 采 ０９ ８ 日产油 １ ．ｔ ９ ，综 合含水８ ． ％。与注 聚前相 ３ ９１
不同注聚阶段采出井压裂效果评价
维普资讯
不 同注聚 阶段采 出井 压裂 效果 评价 率 ００ ％ ；差 油层 由 于 见效 时 间 晚 ，选 择 在 含 水 回 ．９ 升初期 效果较 好 。
・ ７・ ２
提高 采 收 率 幅 度 为 ０５ ％ ，明 显好 于其 它 时 期 ；在 ．６ 见效期 先对 主力油层 压 裂 ，在 含水 回升期 再对 满足条
善井 区 ；在纵 向上 主要分 布在 大排距行 列井 网条 件下 动用 程 度 低 的 、油 层 发 育 差 、连 通 差 的 葡 Ｉａ １ 、葡
２ 利 用 数 值 模 拟 技 术 优 选 压 裂 时 机 和 层 位
为 优选压 裂时 机与压 裂层位 ，根 据南 二 区东 部注 聚地 区的平均 物性参 数建 立 了 １个 四注一采 的地 质模 型 ，井 区地 质 储 量 ２．３×１ ，孔 隙体 积 ４ ．６× ５２ ０ｔ Ｏ３ １ ０ｍ ，注 入 速 度 ０ １Ｐ ／ ，注 入 浓 度 ｌ０ ｍ ／ ．６ Ｖ ａ Ｏ０ ｇＬ，
聚合物 用量 ５０ ｇＬ ７ ｍ ／ ，采 出井初 始含 水 为 ９． ％， ３５
预测 结果见 表 １ 。
加 ，主力油层 吸水 比例下降 ，差油层 吸水 比例增加。
采 出井 附 近含油饱 和度增 加 ，表 现 为产液 量 、含 水下
从 数值模拟结果 与现场实际资料可得 出如下认 识 ： （ ） 聚驱采 出井主力 油层压 裂应 优选 含水 下 降期 １ 及 含水稳定期进行 ，在含水 回升初期效 果明显变 差。 （ ） 主力 油 层 在 见 效期 压 裂 采 收 率 提 高 幅度 在 ２ ０９ ％ 一 ．６ ，而在 含水 回升期 压裂 仅 能提 高采 收 ．４ ０９ ％
降，产油量大 幅度增加。在这一过程 中，油层发育与 连通状况影响聚合物驱阶段 的剩余油在平面上的分布
聚驱采出井压裂措施研究及效果分析
１７口 。随 着 注 入 聚 合 物 总 量 的增 加 ，注 入 井 的注 入 ８ 能 力 逐 渐 降 低 ，导 致 采 出 井 产 液 量 呈 现 逐 步 下 降 趋
势 ； 同 时 由 于 开 发 目 的 层 的 平 面 、 层 问 矛 盾 以及 断 层 的 遮 挡 作 用 ， 导 致 采 出 井 受 效 不 均 ， 影 响 了 开 发 区 块 的 整 体 聚 驱 效 果 。 因 此 ， 为 改 善 聚 驱 开 发 效 果 ， 提 高
取 了压 裂 措 施 ，经 对 比分 析 ，压 裂 有 效 井 数 为 ４ 口 ， ５
有 效 井 比例 为 ９ ． ％ ，总体 上 取 得 了较 好 效 果 。 ５７
１ ，压 裂 提 高 了 采 出 井 的 产 液 、 产 油 能 力 ， 含 水
下 降 幅 度 较 大
２ 、在含 水 下 降期 和含 水 稳 定 期 ，依 据 聚 驱 井 的 动 态 、静 态 资 料 ，选 择 沉 积 厚 度 大 、油 层 发 育 好 、注 采 完 善 或 比较 完 善且 聚驱 见 效 明显 的 采 出井 进行 压裂
压 裂 效 果 表 明 ：在 不 同 的聚 驱 阶段 对 采 出 井 进 行
月 ） 采 聚 浓 度 ５ ． ｇ Ｌ 压 裂 后 至 ２ ０ ４ ８ｒ ／ ； ａ ０ １年 ｌ ０月 ， 采 聚浓 度 上 升 到 ３ ０ ６ ｍ ／ 。统 计 同期 未 措 施 井 ，采 ５ ． ｇ Ｌ
审校 ：李 发 荣 （ 大庆油 田公司设计院）
聚 浓 度 由 ９ ． ｇ Ｌ上 升 到 ４ ５ ９ ｍ ／ 两 者 采 聚 浓 ４ ２ｍ ／ ７ ， ｇ Ｌ
度变化 情况基本一致 。 ３ ，采 出井 压 裂 提 高 了连 通 注 入 井 的 注 入 能 力 根 据 压 裂 井 区 ３ 口注 人 资 料 统 计 ， 压 后 平 均 单 ３
三类油层聚驱油井压裂效果及影响因素分析
０ ． ２ Ｄ［ “ 。
喇嘛甸 油 田喇 ８ －１ ８ ２ 三 类油 层注 聚试 验 区２ ０ ０ ７ 年３ 月开 始 注聚 ， 开 采高 Ⅱ １ －１ ８ 油层 ， 中心区 采用 五点法 面积 井 网。 注 采 井距 １ ５ ０ ｍ， 平均单 井发 育砂岩 厚 度１ ５ ． ４ ｍ， 有 效 厚度６ ． ２ ｍ， 有 效渗 透率 ０ ． １ ９ ２ Ｄ， 共有 注入 井 ｌ ２ 口， 单采 井 １ ３ 口。 由于试验 区油层 具有 有效 厚度 小 、 表外 储层发 育 、 渗透率 低 、 油层 发育 薄 、 相 变复 杂 及储层 非 均质 性强 等特 点 ， 并 且井 网 四向一 类连通 率 只有 １ ７ ． １ ％， 砂 体 一类 连通率２ ３ ． ５ ％， 因此实 施压裂 改造是改 善三类 油层聚 驱效果 的有 效手段 。 截 止２ ０ １ ２ 年１ ２ 月， 试验 区累 计实 施油 井压 裂６口， 见效 井５ 口， 见 效率 ８ ３ ． ３ ％。 ＝、 影 响三 类油 层压 裂效 果的 主 要因 素 储层砂 体 的沉 积环 境 试 验 区Ｇ１ Ｉ １ －１ ８ 油 层 属于 三角 洲沉 积 ， 主 要 以三 角洲 内外 前缘 相沉 积 为 主， 砂体 构成 复杂 ， 油层平 面形 态为厚 、 薄、 分叉 等多 种组合 ， 这种 复杂性有 利于 对 剩余 油分 布状 况的认 识 和进行 压裂 挖潜 ， 油 井压 裂效果 一般 较好 。 试验 区压 裂６ ｌ ｌ 油井 中， 有 效期最 短２ 个月 ， 最 长２ ３ 个月。 平均 有效 期 １ ５ ． ２ 个月 ， 压 裂井 累 计 增 油５ ６ １ ２ ｔ ， 平均 日增 油 １ ２ ． １ ｔ ， 单井 日增 油２ ． ４ ｔ （ 表１ ） 。 表 １试 验 区６ １压裂 油 井有 效期 和累 计增 油统 计表
二类油层注聚做法及阶段见效规律认识
二类油层注聚做法及阶段见效规律认识摘要:聚合物驱目前成为大庆油田增储上产的重要手段,随着主力油层聚合物驱产量的逐年下降,需要在二类油层开展注聚以实现产量衔接。
本文通过对北一区断东东块二类油层两年多的注聚情况,认真分析主要做法及取得的效果,阶段总结出该区块二类油层注聚见效规律及认识,为今后大面积推广二类油层注聚提供技术储备。
关键词:二类油层做法效果见效规律认识1 基本概况北一区断东东块二类油层上返注聚区块位于大庆萨中开发区北部,北起中十一排,南至中三、东三排,西至断东西块二类上返区块,东至东部过渡带。
该区块于2007年8月份投产,计划投产油水井233口,其中采出井127口(新井119口,利用井8口),注入井106口(新井99口,转井别利用井7口),开采目的层位萨II10-萨III10,采用150m五点法面积井网,拥有注入站3座,即聚中七1#、聚中七2#、中2-2#注入站,于2008年3月注聚,采用1600万中分子量聚合物,目前聚中七1#清水配制清水稀释,聚中七2#、中2-2站为清水配制污水稀释。
注入速度0.25Pv/a,截止目前累计注入聚合物溶液876.8862×104m3,累计注入地下孔隙体积0.5801PV,聚合物用量803.76mg/L.PV。
共有见效井127口,见效比例100%。
2 提高采收率的有效途径2.1 空白水驱阶段合理泄压,保证注聚后聚合物段塞顺利推进空白水驱阶段累计上调参53口、换大泵2口,流压由投产初期的5.40MPa下降到注聚前的3.93MPa,油压由投产初期的9.3MPa下降到注聚前的9.0MPa 。
2.2 含水下降期、含水稳定期:(1)注入井加大跟踪调整力度,保证均衡注入注入井适时适量调整,保证段塞平稳连续注入。
针对注聚过程中表现区块内注入压力不均衡的状况,对方案进行4次大的调整,184井次,占总井数的177%,母液上调1046m3,溶液上调2619m3,配比由1∶2.6上调为1∶2.4,在调整注聚方案过程中,充分考虑注入压力空间,在保证连续注入的前提条件下,将注入浓度采取个性化调整,从单井注聚浓度从833mg/L到2500mg/L,配比从1∶1到1∶5均有分布,满足了各类油层的需要。
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聚驱不同阶段采出井压裂效果评价
【摘要】聚合物驱全过程分为空白水驱、见效期、含水低值期等几个阶段。
为了最大程度挖掘剩余油，聚驱不同各阶段应当根据开发特征、剩余油分布的差异选择相对应的压裂层位、压裂时机和压裂方式。
本文以数值模拟理论为参考，对x区块聚驱工业区的压裂效果进行评价。
【关键词】注聚阶段选层压裂时机压裂方式效果评价
聚合物驱分注聚前期、中期和后期三个阶段。
在聚驱各阶段由于开发特征、剩余油分布的差异使压裂井的选井选层也各有特点。
1 聚驱各阶段的开发特征及剩余油分布
1.1 在注聚前期，即聚前水驱空白阶段和聚驱见效前含水上升阶段
在此阶段，注入孔隙体积为0～0.03pv，动态特征表现为注入井注入压力低，注入液沿早期开发井网开采已形成的大孔道推进，吸水厚度小，吸水比例集中。
采出井附近由于含油饱和度低，表现为高含水。
剩余油在平面上主要分布在原开发井网的分流线和断层附近以及在注入水波及不到的单砂体注采不完善井区；在纵向上主要分布在大排距行列井网条件下动用程度低的、油层发育差、连通差的沉积单元。
1.2 在注聚中期，即聚驱见效后含水下降阶段和低含水稳定阶段注入孔隙体积为0.03～0.2pv时为聚驱见效后含水持续下降阶段；注入孔隙体积为0.2～0.4pv时为聚驱全面见效后低含水稳定
阶段。
在此阶段，注入井注入压力上升，注入剖面得到调整，吸水厚度增加，主力油层吸水比例下降，差油层吸水比例增加。
采出井附近含油饱和度增加，表现为产液量、含水下降，产油量大幅度增加。
在这一过程中，油层发育与连通状况影响聚合物驱阶段的剩余油在平面上的分布和聚驱效果，位于河道主体部位的井区聚驱见效明显，位于河间薄层砂部位的井区聚驱效果一般。
1.3 在注聚后期，即含水回升阶段
一般区块注入孔隙体积大于0.4pv时，进入含水回升阶段，即进入注聚后期。
在此阶段，注入井注入压力上升，注入剖面出现反转，主力油层吸水厚度下降，吸水比例集中，差油层吸水厚度、比例都下降。
采出井含水上升，产油量下降，采聚浓度大幅度提高，聚合物低效循环严重。
平面、层间和层内三大矛盾表现越来越突出。
平面上的剩余油主要富集在井区分流线中部、无采出井点的断层附近、注采不完善部位及在注聚过程中未实施过调剖、压裂等措施改造的井区。
在纵向上油层发育差、连通差的沉积单元。
2 利用数值模拟技术优选压裂时机和层位
为优选压裂时机与压裂层位，根据x块注聚地区的平均物性参数建立四注一采的地质模型，通过数值模拟结果与现场实际资料可得出如下认识：
（1）聚驱采出井主力油层压裂应优选在含水下降期及含水稳定期进行，在含水回升初期效果明显变差。
（2）主力油层在见效期压裂采收率提高幅度高于含水回升期压
裂；差油层由于见效时间晚，选择在含水回升初期效果较好。
（3）在含水回升初期对差油层压裂效果明显好于其它时期；在见效期先对主力油层压裂，在含水回升期再对满足条件的薄差油层进行重复压裂效果更为明显。
3 聚驱各阶段的采出井压裂
注聚后由于渗流阻力增加，导致采出井采液指数下降，又由于聚合物的滤积物堵塞近井地带油层，会使部分油井憋压，形成高压低产。
采取压裂措施可以取得解堵增产的效果。
同时，根据x区块数模理论：聚驱压裂应主要选择在含水下降及稳定期。
另外，从聚驱全过程看，聚驱时间6～7a，而见效高峰期仅1～2a，但产量却占全过程的50%以上，因此，要及时抓住见效时机，充分挖掘措施增油上产潜力，努力延长见效高峰阶段稳产期。
3.1 注聚前期的采出井压裂
在注聚前期，受水驱阶段的影响，采出井含水高且层间矛盾突出，一般不予压裂。
压裂井的数量少，主要是为了解决受钻井污染造成的堵塞和对于低含水井及时压裂增产。
压裂目的层为主力油层。
3.2 注聚中期的采出井压裂
在注聚中期，剩余油已被驱替到采出井的井底，压裂增产效果显著，压裂井比例大，压裂目的层为主力油层和差油层。
选井原则：处于注聚中期的采出井都可以选择。
以x区块y1井为例，含水低值期对主力油层压裂，日增液14t，日增油3.1t，含水下降4.3个百分点。
3.3 注聚后期的采出井压裂
在注聚后期，压裂井的数量少，一般是为完善聚驱效果对仍处于见效期的单井和薄差层进行挖潜。
压裂目的层为处于见效期的差油层，同时避开进入注聚后期的已被水淹的主力油层。
例如：x区块y2井为螺杆泵，历史上从未压裂过。
在2013年4月（处于含水回升期）通过动静态资料和不同注聚时期剩余油的分布规律，选取葡ⅰ3为目的层进行压裂，压裂后日增液37t，日增油18.6t，含水由95.0%下降到50.2%。
压裂后又对连通注入井进行方案上调以延长压裂有效期。
3.4 压裂方式的选择
针对不同压裂方式所适用的油层条件：一般厚度大、渗透率高的主力油层采用多裂缝、宽短缝压裂方式；而层数多、厚度小、渗透率低的差油层多采用多裂缝压裂方式；这两种压裂方式适用于注聚过程中的各个时期。
另外还有一种压裂方式——选择性压裂，通常仅适用于注聚后期，是在隔层条件不够时，为避开被水淹层而采用的。
4 几点认识
（1）及时准确的采取压裂增油措施，可提高聚合物驱开发效果，获得更高经济效益；
（2）聚驱开发过程中，压裂时机主要选择在注聚中期即含水下降期和低含水稳定期；
（3）压裂井的选择以寻找剩余油富集区为目的，应用数值模拟
理论，在聚驱各阶段，其选井、选层和压裂方式存在一定差异。
参考文献
[1] 沈平平，主编.聚合物驱提高采收率技术[m].石油工业出版社，2006
[2] 杨悦.低渗透储层压裂压力分析方法研究进展[j].油气井测试，2013
作者简介
刘世超（1986，6，6-）男，籍贯黑龙江省海伦县，2010年毕业于东北石油大学，现从事聚合物驱动态分析工作。