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
4.暂堵转向技术在致密油直井缝网压裂中的应用
5.缝网压裂技术在扶余油层的应用与分析
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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
维普资讯
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。
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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