发展采油工程技术提高油田开发水平

一、对高含水阶段提液的探讨 二、对分注工艺技术的探讨 三、对深井及老井重复压裂技术的探讨 四、对提高采收率技术的探讨 1、注水开发油田，大部分油量是在高含水阶段采出来的。 3、根据现有油井生产状况，有通过放大生产压差，提高液量的潜力和条件。 2、每年油田要用 6需要大量投入新井、大修侧钻井费用，目的是增加油量，而油量是通过每个井点采出来的。 提液的理论基础 提液遵循达西定律 从采液（油）指数和含水关系分析 提液的经济可行性分析 在 1秒钟的时间内，在 1个大气压压差下，粘度为 1厘泊的 1立方厘米的流体通过截面积为1平方厘米、长度为 1厘米的地层的渗流能力被称为 1达西。 油田开发的目的就是在经济、技术可行的前提下，获得最大的Q。 在油田开发实践过程中，都是围绕达西定律进行工作的， K、 A、 l、 在一个时间段内的相对稳定，所以着重对放大生产压差提液问题进行讨论。 提液是有条件的，一般来说，在油井开采的不同阶段有不同的要求，在油田开发中后期，由于含水的上升，提液是必须进行的；提液的对象要有经济可行性和技术可行性。 不同含水阶段，采液指数是不同的，而且采液指数变化趋势也不同 存在一个含水值，当含水大于该值时，采液指数快速上升 根据 Q=J*P ，采液指数 据 P ，由于采油指数 通过加大 P 保持 键是：在做好注采关系调整的同时，不失时机的提高各类油层的产液量。 桶05001000150020002500含水当原油价格小于多少时没有提液价值当前油价 30美元 从近年生产情况 看提液的必要性 118302265694 86自喷井 抽油井 电泵井 气举井 73915212733391991年 1992年 1993年 1994年 1995年 1996年 1997年 1998年 1999年 2000年 2001年 2002年60657075808590平均单井核实日产油平均单井核实日产液综合含水1 7 . 21 7 . 51 8 . 11 8 . 81 9 . 11 8 . 91 9 . 62 0 . 01 8 . 01 7 . 31 7 . 31 8 . 23 . 23 . 43 . 33 . 63 . 83 . 73 . 94 . 04 . 45 . 35 . 66 . 46 4 . 8 46 7 . 6 36 9 . 3 67 5 . 5 68 0 . 0 08 0 . 1 0 8 0 . 4 28 0 . 1 08 0 . 8 58 1 . 7 78 0 . 5 78 1 . 4 00 . 05 . 01 0 . 01 5 . 02 0 . 02 5 . 01991年 1992年 1993年 1994年 1995年 1996年 1997年 1998年 1999年 2000年 2001年 2002年0 . 0 01 0 . 0 02 0 . 0 03 0 . 0 04 0 . 0 05 0 . 0 06 0 . 0 07 0 . 0 08 0 . 0 09 0 . 0 0平均单井日产液( t / d )平均单井日产油( t / d )含水（% ）5 4 6 7 3 提液潜力与沉没度 理论研究表明，对脱气原油，保持 180米的沉没度即可，泵吸入口气液比小于 31不影响泵效；过高的沉没度增加了对地层的“回压”，影响了油井的径向渗流 现场的实际经验也表明，保持合理的沉没度而不是沉没度越高越好。通过对卫城现场资料的归纳分析，大致对不同泵型的合理沉没度有了一个认识，对 3800米； 4460米， 5730米 1943190718941890193918971864179717381736164116261371137313401337128612901254113911091148109199757253455455365360761065862958855062990012001500180021001991年 1992年 1993年 1994年 1995年 1996年 1997年 1998年 1999年 2000年 2001年 2002年2004006008001000泵挂深度( m )动液面( m )沉没度( m )为提高泵效应保持较高沉没度，提倡加深 含水达 87%，单井日产油 产液 27吨，实际气液比低 目前油井基本是合采，过高的沉没度增加了对地层的“回压” ，限制了二、三类油藏的开发 测算依据从采油二厂分析 1 0103 0105 0107 0109 0111 0201 0203 0205 0207 02采液指数上升快 200619982004198719811940195619771971 1976198112211238126712721251121212141222119511901169785760737715730769762749782766771100013001600190022000101 0103 0105 0107 0109 0111 0201 0203 0205 0207 02094005006007008009001000泵挂深度 动液面 沉没度269614502335 339140222317212537318165439620100020003000一厂 二厂 三厂 四厂 五厂 六厂 油田抽油机开井数沉没度大于500米的井数全油田沉没度大于500米的井有 962口，占 43%。 二厂沉没度大于 500米的井有 373口，占二厂抽油井的 60% 具备提液经济性 当前油价 30美元 注水开发后油田 面临的问题 7 89 91 93 95 97 99 2001年吸水厚度，%吸水厚度由 78% 下降了 吸水强度与厚度关系 吸水层 不吸水层 其中 : 吸水强度 15m . d 时间 统计 井数 ( 口 ) 层数 (%) 厚度 (%) 层数 (%) 厚度 (%) 层数 (%) 厚度 (%) 吸水量 (%) 2 0 0 1 . 6 492 6 1 . 3 5 9 . 7 3 8 . 7 4 0 . 3 2 0 0 2 . 6 355 6 3 . 7 6 0 . 6 3 6 . 3 3 9 . 4 60%左右厚度不吸水 在吸水的40%中，厚度吸了总水量的 45% 注入水水线日推进速度为初期的 8 60倍 (最快 179m/d) 孔喉半径为原来的 3 15倍 (最大 173m) 示 踪 剂 精 细 描 述 结 果 水淹层厚度为射孔厚度的 平均驱油效率 水洗程度 中等 密 闭 取 芯 分 析 濮检 井 含油饱和度由原始的 均质、物性好、厚度大的油层水洗程度高 岩性致密、物性差的层水洗程度差 水淹层 均匀型水驱油效率 大于 50%， 属强水洗层 混合型水驱油效率 小于 35%, 属弱水淹层 注水 10年 综上所述，注水开发后储层发生了明显变化，吸水厚度下降， 水驱动用程度低， 驱油效率变差。在目前水质达标的基础上，开展好分层注水与调剖工作，改善吸水剖面，提高注水波及体积和效率，提高水驱动用程度是目前最迫切的任务。 各厂分注状况 684600409204181242367564611630648584457515435274224158906 0 . 14 5 . 1423 1 . 61 1 . 41 0 . 41 4 . 72 3 . 93 8 . 53 7 . 24 1 . 44 5 . 14 6 . 94 3 . 65 9 . 16 4 . 35 6 . 16 4 . 450010020030040050060070080084 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 2000 2001 2002 时间分注井数（口）010203040506070分注率（ % ）分注井数总分注率采油一厂历年分注率变化481088163561512449193686887971127 0 . 85 2 . 13 8 . 41 3 . 30 . 30 . 62 8 . 32 6 . 72 1 . 55 . 22 6 . 52 5 . 84 5 . 84 3 . 84 7 . 66 8 . 60204060801001201987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002时间（ a ）井数（口）01020304050607080分注率（ % ）分注井数分注率采油二厂历年分注率变化144118752922782552652492512372131221056437381 2 . 35 3 . 66 1 . 26 9 . 66 2 . 16 5 . 75 0 . 1522 0 . 21 8 . 71 4 . 9245 8 . 44 6 . 27 . 17 . 30501001502002503003501987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002时间（ a ）井数（口）01020304050607080分注率（ % ）分注井数分注率采油三厂历年分注率变化6495 859693124919794857418115613780844 4 . 93 9 . 15 8 . 87 2 . 57 1 . 9 6 9 . 7415 0 . 35 0 . 44 6 . 72 7 . 93 3 . 83 7 . 44 5 . 82 2 . 82 5 . 10204060801001201401601802001987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002时间（ a ）井数（口）01020304050607080分注率（ % ）分注井数分注率采油四厂历年分注率变化202043839327 299142614203007 . 561 . 43 9 . 93 9 . 99 . 41 4 . 72 7 . 62 . 92 7 . 87 . 49 . 72 4 . 701020304050607080901001987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002时间（ a ）井数（口）051015202530354045分注率（ % ）分注井数分注率采油五厂历年分注率变化1650579412414253921610212498947054672 1 . 32 3 . 54 5 . 63 6 . 83 3 . 52 4 . 35 0 . 85 0 . 96 5 . 86 8 . 17 7 . 35 9 . 38 0 . 3114 7 . 24 3 . 50204060801001201401601987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002时间（ a ）井数（口）0102030405060708090分注率（ % ）分注井数分注率采油六厂历年分注率变化31134037393025040534127883 4 . 64 8 . 100194 2 . 34 3 . 16 0 . 95 0 . 61 8 . 64 4 . 36 4 . 54 5 . 31 0 . 49 . 601020304050601987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002时间（ a ）井数（口）010203040506070分注率（ % ）分注井数分注率分 注 井 数 684口 注水井 1923口 开井 1292口 封隔器 分注 548口 注单层 136口 扣除长关及待报废 408口 方案分注井 794口 方案分注率 86% 分注最高压力 隔器最深达 3400米 一级两段 295口 一级一段 122口 两级三段 94口 两级两段 29口 三级三段 8口 封 隔 器 分 注 井 分 类 2526口 23% 封隔器分注井压力分类 现阶段分注工艺技术 管柱工况及 受力分析 注水层段 低压区 封隔器主要受活塞 、 膨胀 和温度 三种效应作用 高压区 高压区 P 1=P 2 活塞效应 管外径面积 P 管内外压差 封隔器座封后胶筒上下存在压差，产生活塞式上推力。 大小 P 压区 高压区 注水层段 (P 22 10胀效应 油管内外存在较大的压差，其作用效果使油管鼓胀而缩短。 大小 注水层段 P 温度效应 注水过程中，温度的变化，使管柱长度发生伸长或缩短。 以上三种作用使管柱产生位移。 1、必须使用锚定技术； 2、提高封隔器承压和耐温性能 高效分注工具研制 114 102 80 102 700 700 150 150 114 100 80 100 20 20 高 性 能 胶 筒 研究 优选特殊橡胶原料及配比 优化加工工艺、注胶方式、硫化温度 优化胶筒端面形状和几何尺寸 胶筒的耐压差性能和密封性能大幅度提高、寿命延长(1300C,35 封隔器 优 化 设 计 改进座封方式，确保压紧力 设计“”型双密封圈 改进密封锥面线及反洗流道 优化钢体结构，实行强制锁紧和解封 采取肩部保护措施 针对水力锚锚爪回收不畅和易卡井问题 防 沉 垢 水 力 锚 设 计 改进、优化了水力锚结构，解决了锚爪回收不畅和卡井问题，提高了水力锚安全性。 高 压 顶 封 分 注 管 柱 管柱组成： 防沉积水力锚 +耐高压差可反洗井撞击式导流器 +单向阀 适用条件： 井深 3500m,单层注水或需套管保护的高压水井。 指标： 3530 112 114水层段 保护层段 在文东、文南等油田应用 121口 ，见到明显效果。 防沉 垢 水力锚 向球座 导流器 偏 配 分 注 管 柱 管柱组成： 水力锚 +仿665击筒 +单向阀 适用条件： 30 指标： 3020 112 114力锚 偏 1 偏 2 偏 3 撞击筒 球座 注水层段 注水层段 注水层段 在注水压力3010口 ，施工效果较好 适用条件： 井深 3500米的深层高压注水井 补偿器 水力锚 偏 1 支撑卡瓦 偏 2 底封球座 筛管 丝堵 补 偿 锚 定 高 压 分 注 管 柱 管柱组成： 补偿器 +水力锚 +偏配+支撑卡瓦 +座 堵 指标： 3530 114注水层段 注水层段 濮城、文明寨、胡状等油田应用 48口井 ，层段合格率 有效期延长 70天 ，最长达 254天 。 小 直 径 封 隔 器 分 注 管 柱 第一种： 10)封隔器 +双向锚 第二种： 4 封隔器 +水力锚 适用条件： 套管内径大于 110 指标： 2525 105 110用条件： 4套管井 指标： 3530 2001年以来，在文、卫、马、胡状等油田应用 17口井 ，施工成功率 100%，平均有效期 284天 在胡状等油田应用 3口井 ，有效期超过 270天 分注效果 项目 时间 卡封分 注井数 (口 ) 增加水 驱储量 (104t) 对应 油井数 (口 ) 见效 油井数 (口 ) 年 增油 (104t) 年 降水 (1042000 233 60 312 001 227 67 125 002 148 54 102 计 608 381 539 水层数： 44% 吸水厚度： 吸水强度： 间 日产液 (t) 日产油 (t) 含水 (%) 自然递减 (%) 综合递减 (%) 分注井数 (口 ) 分注率 (%) 2000 1991 151t 8 001 2150 168t 2 比 +159 +17 14 +寨油田 卫 95块 含油面积 质储量 612 104t， 开发 3、 4 7层系 ,采油速度 马寨油田卫 95块开发指标对比 胡状油田 胡五块 胡状集油田北部，含油面积 质储量 574 104t 胡五块 2000年 2002年开发指标对比表 时间 日注水 ( 分注井 (口 ) 分注率 (%) 日产液 ( 日产油 (t) 含水 (%) 采油速度 (%) 年产油(104t) 337 15 190 158 110 36 651 230 比 +773 +21 +461 +72 存在的主要问题 油田目前累计注采比达 液面应该在井口，可动液面却逐年下降。 1 3 7 31 3 4 01 3 3 71 2 8 61 2 9 01 2 5 41 1 4 31 1 1 81 1 4 91 0 5 11 0 0 61 3 7 11 . 2 11 . 0 3 1 . 0 61 . 1 0 1 . 1 1 1 . 1 41 . 1 5 1 . 1 71 . 1 8 1 . 1 9 1 . 2 0 1 . 2 002 0 04 0 06 0 08 0 01 0 0 01 2 0 01 4 0 01 9 9 1 1 9 9 2 1 9 9 3 1 9 9 4 1 9 9 5 1 9 9 6 1 9 9 7 1 9 9 8 1 9 9 9 2 0 0 0 2 0 0 1 2 0 0 2 时 间动 液 面0 . 00 . 20 . 40 . 60 . 81 . 01 . 21 . 41 . 61 . 82 . 0注 采 比历年动液面和注采比变化情况 注水初期计量工艺 :不过关 ， 计量不准 作业放溢流及回水计量不健全影响： 99年以前，回水计量不完善。文东、文南、桥口等注水压力高的油田，作业放溢流均在 3000别井 6000发数据中未扣除。 层间漏失影响： 自 82年注水开发以来，累计发现套管错断漏失井 220口 ，其中濮城油田就有 86口 。 采出油气水体积计量偏低 边水外溢影响： 濮西实际开发显示有边水外溢 其它因素： 如化验误差、偷油窃气等影响 完善油气水计量，提高准确度 对漏失井下顶封或封堵堵漏 优化注水井井位，尽可能与断层、边部保持一定距离 控制作业放溢流，采取提前关井降压，之后限流量放压 各部门配合进行一次系统核算、调查 井况差制约了多级分注工作的开 展 目前事故水井 721口 ，占总水井1923口 的 其中套损、套变 418口 ，占事故井 58%，影响分注实施。 隔层小于 3m、管外窜槽和斜井较多 (濮城油田就有 142口井 隔层小于 3m) ，很难开展细分注水。 腐蚀影响套管强度， 水井层段射开程度高和二次加密补孔对固井质量影响很大， 部分水井出砂。 文 10洗井、刮蜡、通井等 7项 工序 14趟 管柱后，由于井况问题只得下光管注水，耗时 11天 。 如卫 18两条长 600管最薄处仅 2 分注工具配套完善程度低，不能适应油田分注需要 没有套管内径为 118水井用的锚定补偿器（ 占总井数 15% ） 占总井数 斜大于 37 的斜井分注有待研究配套。 高压注水设备决定了高压分注有效 期 短 套变井小直径工具密封大井眼问题未解决。 往复高压增注泵注水压力 波动大 ,长期的压力波动冲击 造成分注管柱受冲击性载荷 增大。 目前测试方面所做主要工作 推广二次校深、套管短节磁定位 165口 应用井下存储式超声波流量计 137井次 应用地面不投捞测试分注工艺 170口 高压测试手段不配套 ,影响分注措施的实施 高压测试手段不配套 由于耐高压防喷盒、耐高压高温测试仪器、测试仪器入井等问题未解决，无法开展分注调配、吸水剖面测试等检查高压分注效果工作 认识及下步工作方向 波及系数 储量 (%) 主要单元 文 72 72 - 134 、文 13 5 、文 138 、文 184 、文 188 、胡 47 、胡 39 、胡 52 、胡 63 、胡 19 、桥 46 - 50 马 19 东等 文 92 北、文 79 、文 72 、文 99 、庆祖、胡 5 、胡 7 南 、文 25 西 、文 19 、文 38 等 文 101 、文 110 、文 115 、濮 S 2 上2+3、濮S 2 上4 - 7、文 33 、文 95 、文 82 、桥口、徐集、文明寨、文 51 、文东盐间等 文中老三块、文 209 、文 92 南、濮 S 1 、濮 S 2 上1、濮 S 2 下、濮 S 3 、马寨、卫城、文 266 、胡 10 、胡 7 北、马厂等 中原油田水驱波及状况表 重点完善注采井网，通过油层改造和高压注水解决注上水的问题。 开展分注和调整注水结构，提高开发效果。 下步挖潜的主要方向应是波及体积小于 驱动用程度低 对井况有问题的721口 注水井 对层间差异大的注水井 能分注的采用小直径封隔器分注。 无法分注的采用桥塞、填砂或挤堵等措施实施单层注水，达到分注同样效果。 高启动压力层先分层酸化降低启动压差再分注 启动压力低的层先调堵提高启动压力再分注 对夹层小的井 采用双封隔器进行分注 引进大庆细分层注水技术 通过工作可以分层注水 70口 ，增加水驱动用100万吨 。 通过工作可以分层注水 20口 ，增加水驱动用30万吨 。 (1) 研制耐压 45温 140 以上分注工具， 满足高压注水井分注需要； (2) 研制适应套管内径 118种配套分注工 具，满足生产需要； (3) 研制不同直径的 锚定补偿器和封隔器 ，适合 不同直径套管提高分注效果； (4) 研制 斜井分注工具 和配套管柱，满足井斜大 于 37 井的分注需要； (5) 研制 承受冲击性载荷的高压分注管柱 ，延长 高压分注有效期和效果； (6) 研制限制层水嘴材质， 提高水嘴的耐高压差 性能。 井深、低渗透、井距大是造成注水压力高的主要原因。这类地层应首先加密井网，并采取压裂、酸化等降压增注等措施先注上水，其次才是分注问题 高压注水井多为二、三类油藏，油层本身致密，渗透率低。 井网密度太稀，大量能量损失在近井地带。 如濮 42 43块，含油面 积 质储量 226 104 t ， 平 均 孔隙度 13%，渗透率 3 10 油层埋深 3600m，井距 300 350m。 目前注水井 4口 ，平均注水压 力 38注 22不成 配注。 集中力量解决高压分注测试设备不配套和测试仪器耐压耐温问题，为分注措施提供技术支持。目前重点 是组织好采油三厂、采油院、测井公司高压分注测试进入现场试验。 通过上述工作，2003年可分注 232口，增加水驱动用储量 230万吨。 历年压裂工作量307625 660323233 21101002003004005006007001997 1998 1999 2000 2001 2002压裂工艺技术的发展情况 1、基本情况 平均年工作量 393口 998 1999 2000 998 1999 2000 2001 2002单井加砂量提高了 998 1999 2000 2001平均施工砂比提高了 6个百分点 998 1999 2000 2001 2002累计增油(万吨)0100200300400500600700800900单井增油（吨）年； 平均单井累计增油减少了 2、压裂工艺技术的进步与发展 压裂液 性能 有机硼水基冻胶低伤害压裂液体系 粘温性： 160170S 切 2流变性： 150 ， K= N=破胶性能：破胶后粘度小于 残渣含量： 2% 滤失性能： 10 综合伤害：平均伤害率 与早期应用的无机 硼、有机钛、有机 锆植物胶压裂液体 系相比具有的优点： 耐温性能好，耐温从 120 提高到160 对储层伤害率低，平均伤害率由 20降低到 对裂缝导流能力损害低 支撑剂 石英砂 高强度支撑剂 粒径分布 90% ； 体积密度： 视密度： 破碎率： 52 5%， 69 7%； 导流能力： 40m 出的主要依据 中原油田水力压裂下步工作重点是 :深井及老井重复压裂。 油田开发对象向二、三类深层油藏转移 近年来新发现储量主要以深层低渗油气藏为主 老井基本上都进行过水力压裂 配套工艺 重复压裂工艺技术 高砂比压裂技术 大型压裂技术 支撑裂缝处理技术 深层油气藏压裂工艺技术 1、对深井压裂的认识 对压裂 工艺的 要求 高温低伤害压裂液 降低施工压力 提高排量、砂比 提高液体效率，减少储层伤害 造具有高导流能力的长缝 变排量、前置液 低砂比加砂 加砂时逐步增大排量，提高砂比，造长缝使支撑剂有效的支撑在产层 2、采取的工艺对策 压裂前期打砂团，砂团支撑井眼附近 ,裂缝闭合后正式压裂 ,有效降低摩阻 ,确保成功 支撑剂段塞技术 目前使用的支撑剂有三种： 86深 350069深300052深 3000前置液低砂比加砂可有效地充填微裂，降低液体滤失 根据压裂液在地层中的温度和时间不同，逐步加大破胶剂用量，达到快速破胶和强制闭合 强制闭合、分段 破胶技术 采用强制闭合工艺技术，可以减少裂缝尤其是缝口的导流能力损失 采用延缓交联控制交联速度；前置液低砂比加粉砂降滤失，中陶支撑裂缝，尾追粗砂 变粘度、变支撑 剂粒径技术 一方面可以有效地控制施工压力。另一方面能有效地提高裂缝导流能力 变支撑剂粒径一方面可降低摩阻，另一方面使支撑裂缝具有较合理的导流能力分布 预前置液与缝 面处理技术 预前置液采用多种化学技术保护地层，缝面处理剂对压裂液残渣及滤饼的降解率大于70%，比常规破胶相对导流能力提高 40%以上。 通过现场 19口井应用预前置液与缝面处理技术，压裂液返排率达 大型压裂技术 通过小型测试压裂获得液体效率、滤失系数、是否存在天然裂缝、破裂压力、闭合压力和时间、裂缝高度等 修正大型压裂时压裂液特性、施工参数、前置液量、关井时间、支撑剂类型等，以获得最佳施工效果 2001年 0方的大量压裂214口，成功率达 98% 井例 1 白 43 测试压裂：结论：该井地层多裂缝 压裂井段 397315m/5n 设计：合压，排量 4m3/ 加砂 60型压裂采用支撑剂段塞技术，降低滤失量，施工一次成功。 200130022口，成功率 3、应用情况 老井重复压裂工艺技术 中原油田共有采油井 3256口，自实施压裂以来累计施工 5427井次，因此老井基本都是重复压裂。1997年至 2001年共实施老井重复压裂 628井次 ,占总数的 ,压后当年累计增油 重复压裂是指同层的第二次或多次的压 裂，是老油田挖潜增效的主要技术措施 前次压裂未达到预期效果 前次压裂规模不够 前次压裂施工作业造成油层污染 四 条 原 则 油井地层必须有足够能量 1、重复压裂选井选层 重复压裂的关键 选井选层方法 模糊识别原理法 注采井动静态资料对比法 根据现有的注采井动态资料及岩石物性资料，找出潜力井层。 方法简单易用，但只能定性分析。 利用模糊数学方法，用待选井层的参数与标准参数集合对比，贴近系数越大，越利于重复压裂 跨度 （ m） 30效厚度 （ m） 10油饱和度 （ %） 35隙度 （ %） 14水率 （ %） 10层压力系数 出程度 （ %） 10油 （ t） 3合重复压裂井层的特征参数 模糊原理识别法 欧氏贴近度与日增油量的关系图 欧氏贴近度日增油量（吨/天）重复压裂效果好坏与欧氏贴近度成正比，当欧氏贴近度小于 复压裂将基本无效 模糊原理识别法 模拟图 当重复压裂井层压力系数 获得最佳重复压裂效果的区间 2、重复压裂的时机选择 3、重复压裂井层优化设计 重复压裂优化设计的最终目标是获得最佳经济效益。其中计算 最优缝长 是优化设计的重中之重。因为 缝长 是影响压裂施工成本和压后净收益的一个主要参数。 重复压裂井层优化设计 重复压裂支撑缝长与扫油效率和累积产量关系图 42444648505254565860 80 100 120支撑缝长（ m)扫油效率05001000150020002500累积增油量扫油效率（%） 累积增油量（t)累积增油量（ t ）如文 13撑缝长不能超过 98m 重复压裂井层优化 重复压裂井最佳支撑缝长与累积增油量和扫油效率关系 最佳支撑缝长（ m） 累积增油量（ t） 复压后扫油效率（ %） 文 13000 58 白 17 172 62 濮 85028 37 濮 89 076 44 文 13461 53 濮 6443 47 濮 6651 51 文 13079 55 文 13199 57 经优化模拟，各重复压裂井在最佳的支撑缝长下，都能取得较好的重复压裂效果。 典型井例及获得的认识 第 一 次 压 裂 油套混注 投一压二 加砂 35方 砂比 25 累计增油 11185吨 有效期 682天 第 二 次 压 裂 油套混注 投一压二 加砂 52方 砂比 累计增油 7027吨 有效期 203天 井例 2 文 13 三 次 压 裂 增产 机理 剩余可采储量 ,有较大储量基础 改造不彻底 ,有层 间潜力 井段 33192m/16n, 油层巨厚 ,利于重力驱动 规模加大 ,设计缝长 150m， 沟通高压区 ,扩大有效 供油半径 采用 工艺 技术 实施综合 降滤技术 前置液低 砂比加砂 优化前置液 用量 优化泵注 程序 对应水井吸水剖面均匀 ,不易引起油层水淹 油套混注 投一压二 加砂 70/40方 砂比 35 / 破裂压力 期日增油 98t 稳定日增油 累计增油 2979t,有 效期 125天 获得 认识 重视压前评估 ,进行选井选层 ,优化施工工艺 ,储量是基础 ,选井是关键 ,工艺是保障 地层净压力变化会诱导新裂缝的产生 第 三 次 压 裂 加大压裂规模 ,使原裂缝突破低压区与高压区沟通，重复压裂会取得良好效果 一是地层压力变化引起孔隙压力重新分布 ,改变裂缝附近的有效应力场 ,二是初始裂缝的几何尺寸引起地层的变形 ,改变了应力场 重复压裂要突破原有裂缝，沟通远处高压区， 就必须适当增加压裂规模 高压区 1997封15%限流1%投球22%填砂11%分层压裂工艺技术 199731口，占总工作量的 37%，其中投球分压 559口，占分压总数的 卡双封分层压裂工艺技术 油田开发向二、三类油藏转移，水力压裂是主导措施 改造目的层具有较强的针对性，使目的层改造的更彻底 二、标定采收率为 采出程度只有 双封分层压裂工艺技术 卡双封分层压裂为有效地改造二、三类储层提供了技术支撑 分压两层压裂管柱示意图 保护层 第二层 第一层 水力锚 滑套喷砂器 水力锚 座封球座 割缝喷砂器 人工井底 双 封 分 层 压 裂 工 艺 技 术 适用 范围 井斜 35 度 井温 140 套管内径 的层跨度 50m 隔层厚度 10m 破裂压力 80优点 针对性强 ,可进行选择性压裂 管柱结构简单 ,适用范围广 简化作业程序 ,节约施工成本 双封管柱可以返洗 ,便于解封 排量可以达到 / 应用 截止 2002年 11月底 ,应 用 11口 ,一次 成功率 100 井例 3 卫 43一层加砂 35比 排量 裂压力 二层加砂 20比 26，排量 裂 压力 裂井段 n、 n 压后日产液 产油 增油 计增油496t 四、结 论 水力压裂是一项复杂的系统工程，精细地下研究与认识，加强选井选层，做好压裂井的压前