致密油试验进展及认识课件

1、致密扶余油层开发工作进展及下步工作安排葡333区块生产曲线 第七采油厂扶余油层探明储量图葡47茂801葡42-5葡312葡222-78葡48葡斜89葡46台105葡萄花油田永乐油田动用面积探明未动用面积头台油田 第七采油厂扶余油层探明未开发含油面积218.46km2，地质储量8213.48104t。1997年10月陆续采用压裂投产，初期平均单井日产油1.4吨，到2012年底平均单井日产油0.4吨。在开发中暴露出单井产量低、注水受效差、产量递减速度快等问题 按照“有效上产、科学发展”工作思路，难采储量动用工作按照“加快重大接替技术攻关，不断提升持续发展能力”的要求，针对扶余油层储层物性差、岩性致

2、密导致有效动用难度大等问题，以实现储量有效动用为主线，以“推进现场试验进程、总结开发实用技术”为目标，先后开展了老井直井缝网压裂试验和水平井体积压裂试验，探索难采储量有效动用技术思路目录直井缝网压裂试验进展及认识 水平井体积压裂进展及认识下步工作安排 依托现有注采井网，以实现经济有效开发为目标，按照“应用合适的压裂规模，实现储量动用比例最大化”的思想，优化缝网与井网、砂体配置关系，并根据储层含油性、砂体规模等优化工艺参数试验区缝网与砂体配置关系图FI71分流间滩叠加河道层位：FI71电阻：22.7m伽马：82.1API渗透率：1.39mD砂量：30m3液量：1500m3层位：FI51电阻：8.

3、5 m伽马：91.6API渗透率：0.61mD砂量：25m3液量：1000m3单一河道层位：FI41电阻：19.4 m伽马：85.4API渗透率：1.26mD砂量：30m3液量：1000m31、试验进展及效果 按照“先导性试验确定可行性，零散井确定选井选层标准、完善工艺，整体推广应用”这三个阶段，共完成现场试验32口井试验阶段试验井数(口)压裂段数(个)总砂量(m3)总液量(m3)砂液比(%)压裂有效厚度(m)压 前压后初期目前计产天数(d)累计增油(t)产液(t/d)产油(t/d)日产液(t/d)日产油(t/d)含水(%)日产液(t/d)日产油(t/d)含水(%)先导试验56.6 128.6

4、 3039 4.2319.2 1.65 0.61 14.9 7.8 47.8 3.51.264.58692487 改进完善133.9 100.4 6965 1.4413.6 1.2 0.4 11.3 3.6 68.4 4.51.5 67.1444685 整体应用143.6 106.6 3936 2.7112.1 0.9 0.4 11.1 4.5 59.2 9.1 3.5465.4 133 391.3 先导试验井改进完善井老井缝网压裂试验效果表 在零散试验井基础上，进一步优选井层、优化工艺参数、优化压后返排等，2013年-2014年实施整体压裂14口井，平均单井措施3.6层，有效厚度12.1m，

5、目前单井日增油3.54t，已累计增油391.3t序号井号段数（个）总液量（m3）总砂量（m3）压裂有效厚度（m3）压 前目前计产天数（天）累积增油（t）产液（t/d）产油（t/d）含水（%）产液（t/d）产油（t/d）含水（%）1葡扶166-372430759614.7 1.3 0.1 92.3 24.0 3.3885.9 97217.4 2葡扶168-4123305510011.5 0.7 0.6 14.3 9.64.6451.7 116437.23葡扶168-3722975609.8 0.6 0.5 16.7 11.28.7521.9 113468.754葡扶178-43244120145

6、11.2 1.1 0.1 90.9 13.0 0.9292.9 93151.6 5葡扶180-4123532510513.9 1.4 0.8 42.9 8.42.4371.1 91237.86葡扶180-4524428512511.9 0.8 0.8 0.0 6.65.9410.0 95249 7葡扶182-斜452337909519.3 0.9 0.8 11.1 4.93.6325.9 85297 8葡扶209-79122590478.40.8 0.1 87.5 2.280.4182.0 5743 9葡扶210-79133635758.30.8 0.8 0.0 7.846.2720.0 52

7、200 10葡扶212-791336007510.30.7 0.1 85.7 7.084.7732.6 67221 11葡扶170-斜3924 4280 120 11.7 0.8 0.7 10.0 5.0 3.7924.2 269577.2812葡扶174-3924 4400 135 15.5 1.1 0.4 61.8 6.74.3135.7 266543.9813葡扶174-4325 5490 160 9 0.8 0.1 91.6 8.54.8143.4 2411174.1514葡扶176-4126 6490 155 14 1.2 0.1 91.6 12.31.4588.2 226658.9

8、5平均3.63936.4106.612.1 0.9 0.4 49.7 9.13.9656.4133391.3葡南扶余直井缝网压裂整体试验区效果表葡333区块先导试验井产量递减拟合图（双曲）Qt=6.74（0.0629t+1.1004）-2R2=0.7827葡333区块先导试验井产量递减拟合图（指数）葡333区块整体试验井产量递减拟合图（双曲）Qt=4.8（0.0301t+1.1025）-2R2=0.8562葡333区块整体试验井产量递减拟合图（指数） 先导试验压裂5口井初始递减率为55.6%，2013年完善后压裂10口井初始递减率为38.9%，第三年、第四年递减率分别为33.2%、28.5%产

9、量递减情况分析 预测先导试验5口井有效期42个月，有效期单井累计增油2659t；2013年实施零散压裂13口井有效期35个月，有效期单井累计增油1236t；2013年-2014年实施整体压裂14口井有效期56个月，有效期单井累计增油1752t类别段数（段）总液量（m3）总砂量（m3）压裂有效厚度（m）压 前目前目前有效期（天）目前累计增油（m3）预测平均单井日产液（t）日产油（t）日产液（t）日产油（t）有效期（月）累计增油（t）先导试验井（5口）6.6 3039 129 19.2 1.7 0.6 4.3 1.9 824 2434.5 42 2659 零散试验井（13口）4.0 6965 10

10、0 14.0 1.2 0.4 4.9 1.4 402 635.1 35 1236 整体试验井（14口）3.6 3936 107 12.1 0.9 0.4 10.4 4.1 92 287.5 56 1752 缝网压裂井效果预测表2、取得的认识 认识1：从连续产液剖面监测看，措施后各小层均得到有效改造，随着时间延长，薄差储层仍继续产液但比例逐渐减小，主力油层贡献较为稳定葡扶158-372井产液剖面层号 射开 有效产液（t）含水（%）产液（t）含水（%）产液（t）含水（%）201308012.6085.40%0210，1.60，0.501.9074.20%0310，1.60， 0.500610，1.

11、50，1.105.4085.60%0620，3.60，2.606.1083.00%0710，3.00，2.601.4082.10%0720，1.60，1.103.3085.50%0210，3.40，2.201.1085.50%0310，3.80， 1.401.7084.20%041-051，4.90，3.701412.51627.532.51523.824.851.714.80.4092.60%0.5087.00%产液（t）含水（%）20130310201310221.5077.30%0.8073.80%3.2077.00%3.4078.20%0.7077.10%2.2079.30%0.907

12、8.90%1.6079.90%201403101.0088.80%0.7088.00%3.7086.80%3.5086.60%0.9086.70%2.6086.50%1.1086.40%1.6085.10%认识2：改造油层应以主河道为主，其余类型砂体在厚度2.0m以上、电阻率15 .m以上也可进行压裂类别出液情况统计统计层数出液量第一次第二次第三次出液层数出液层数出液层数主河道762t25128边滩162t32浅河道102t2透镜体82t1缝网压裂井压后产液剖面测试统计表 有效厚度2.0m以上、电阻率均值15.m以上油层压后产液能力更高压后初期各类砂体出液比例均较高；随着生产时间延长，主河道仍

13、是主要产液层，其余砂体压后产液能力逐渐减弱甚至不出液，仍继续出液层的有效厚度基本在2.0m以上电阻率-有效厚度-产液散点关系图电阻率均值(.m)有效厚度(m) 主河道砂体中首选电阻率15.m以上、伽马值90API以下、微电极幅度差0.85.m、声波时差245s/m的层段认识3：扶余油层压裂时能形成缝网并且呈长椭球状分布，这对扶余油层实施缝网压裂开发具有重要指导意义扶余油层水平两相应力差异系数kh介于0.08-0.20之间，平均为0.13，具备产生缝网条件kh0.13，清水压裂0.13kh0.25，工艺控制缩小Kh葡扶160-352井FII1-FII22层(储层改造体积SRV360104m3)井

14、下微地震监测，表明产生了复杂缝网系统在最大主应力方向裂缝较长，最小主应力方向裂缝波及范围相对窄小最大主应力方向老井需要适当控制施工规模，防止邻井被压穿新井需要拉大井间距离对井网已定且已经完钻的新井，在最大主应力方向上的部分层段压裂前需要免射，以拉大井间距离，后期根据实际情况进行补孔油井水井扩大主应力方向注采井距最大主应力方向对未钻井的新区，需要扩大井网，尤其是拉大井间距离，确保最大主应力方向上的井有足够距离，中间的水井压裂后再根据需要射孔M91-S122压前不射孔，压后根据需要再射孔FII11认识4：在现有井网条件下，根据砂体发育规模、油水位置关系确定的单层液量在800-1500方之间较为合理

15、现有的240m100m井网条件限制了施工规模的进一步提高 从解释结果结合生产资料分析，缝网沿最大主应力方向波及200-240m左右，纵向波及50-80m左右从监测结果分析，缝网规模基本实现了对主力砂体的覆盖 液量过大易压穿邻井，影响缝网延伸缝网压裂井施工规模与被压穿井情况统计阶段单层液量规模(m3)试验井周围被压穿油水井(口)先导试验200-5000改进完善1000-23005整体推广500/800/1000/1200/15000认识5：高排量、高液量的“滑溜水-清水-滑溜水”施工工艺是缝网压裂取得好效果的保证，累增油可达到常规井的15倍以上老井常规压裂与缝网压裂效果对比表工艺井 号压裂 段数

16、 压裂有 效厚度 m总砂量 m3总液量 m3砂液比% 施工强度m3/m施工排量m3/min压 前压后初期计产天数 d累计增油 t产液 t/d产油 t/d日产液 t/d日产油 t/d加砂加液常规葡扶174-392212.63025111.95 2.4 19.920.80.82.32.314194.6葡扶176-392213.22414117.02 1.810.72.40.90.91.01.0171.7葡扶171-382411.4345685.99 3.049.82.8-3.20.80.81.11.128636.9葡扶200-721314.84423119.05 3.015.62.8-3.00.6

17、0.63.03.01310葡扶201-741310.9324676.85 2.942.82.8-3.20.70.72.22.2346143.6葡扶199-761415.85226819.40 3.317.02.40.503.00749.2平均313.136 321 11.21 2.724.5/0.7 0.6 2.1 1.6 146.2 49.3 缝网先导 6.619.212930394.236.7 158.3 4-8.31.650.6114.97.8824.22434.5改进3.913.610069651.447.4 512.1 5-8.21.20.411.33.6402635.1推广 3.6

18、12.110739362.718.8 325.3 5-8.50.90.411.14.592.4287.5平均4.213.9107.550232.147.7361.4/1.20.511.84.6332.5764.1认识6：压后延长关井扩散时间，控制流压生产，有利于发挥措施效果压后焖井井口套压随时间变化曲线葡扶210-791井压后生产曲线葡扶168-412井压后生产曲线 压后扩散时间由2小时延长至焖井3-5天，保持微小裂缝仍处于微张状态，使更多滑溜水渗滤到地层中，既提高地层压力又能使油水具有更长的置换时间葡扶164-352井压后生产曲线葡扶168-412产液量稳定，含水逐渐降低，产油逐渐升高测静压

19、油层条件相似的葡扶164-352压后2小时排液，但压后产液量呈下降趋势，含水变化不大，产油量呈下降趋势宜采用较小参数生产使动液面缓慢下降至合理范围(400m左右)下泵后关井一段时间再生产能获得较好产能葡扶166-372井生产曲线葡扶166-372井压后沉没度与流压曲线葡扶168-372井生产曲线产液强度-沉没度关系散点图始终以2.0m2.5次/min生产，动液面缓慢下降，产液量基本稳定，产油逐渐上升，含水下降，目前沉没度稳定在350m左右压后卡泵压力高降压慢供液能力充足处理后产液高产液强度高认识7：通过优化组合施工井组、优化组织，可有效降低投入优化施工井组。在地面条件允许下，将井口距离小于70

20、0m的井归为同一井组，进行井组工厂化施工，实现设备、水源、场地共用，减少施工准备、转场等优化作业运行。每个作业队搬家就位时间相差1-2天，避免同时就位，作业进度相同等待压裂情况，减少无效等停时间由厂作业队负责压前查套、刮削、通井等工作，井下作业队直接下压裂管柱，减少压前准备工作量采油厂负责解决压裂水源，实施远程供水，建议探索远程供液施工施工时间(d)1#井2#井3#井1搬家2准备3下压裂搬家4压裂2层准备5压裂2层下压裂6排液压裂2层搬家7排液压裂2层准备8起压裂排液下压裂9下完井排液压裂2层10起压裂压裂2层11下完井排液12排液13起压裂14下完井3、经济效益评价 2008年，对葡333区

21、块6口扶余油层老井进行了重复压裂改造试验，平均单井累计增油49.3t，单位增油成本1.15万元井 号砂岩有效(m)压 裂 前压裂后初期有效期(d)累积增油(t)有效期内日增油(t)压裂费用(万元)吨油增油投入(万元/吨)投入产出比产液(t)产油(t)含水()产液(t)产油(t)含水()葡扶174-39212.60.80.802.32.30 14194.60.67 78.72 0.83 0.46葡扶176-39213.20.90.901.01.00 171.70.10 44.0725.92 0.01葡扶171-38211.40.80.801.11.10 28636.90.13 49.071.33

22、 0.29葡扶200-72114.80.60.603.03.00 13100.77 56.795.68 0.07葡扶201-74110.90.70.702.22.20 346143.60.42 46.740.33 1.19葡扶199-76115.80.501003.00100 749.20.12 64.086.97 0.06平均13.10.7 0.6 11.6 2.1 1.6 23.7 146.2 49.3 0.34 56.58 1.15 0.342008年葡333区块老井重复压裂试验效果及投入情况统计表 32口试验井平均单井投入费用387.1万元，目前已累计增油764t，单位增油成本0.51

23、万元，阶段投入产出比1:0.76；预计有效期内单井可增油1685t，单位增油成本0.23万元，投入产出比1:1.68目录直井缝网压裂试验进展及认识 水平井体积压裂试验进展及认识下步工作安排1、水平井体积压裂实施情况 共投产13口体积压裂水平井，其中5口为探井，8口为评价井。按照区块划分，9口在葡北垣平1井区，2口在葡南区块，2口在敖包塔油田第七采油厂致密油水平井部署图构造位置：大庆长垣葡萄花构造沉积相类型：浅水河流-三角洲相孔隙度：14.6%渗透率：1.5mD设计层位： F1 、F2、F4部署勘探水平井：5口井水平段长度：1231.6m钻遇砂岩长度：886.8 m砂岩钻遇率：72.0%钻遇油层

24、长度：717.7m油层钻遇率：58.2%初期产量：10.7t目前产量：6.1t累计产油：5038.5t葡47茂801葡42-5葡312葡222-78葡48葡斜89葡46台105葡萄花油田永乐油田动用面积探明未动用面积垣平1葡平2葡平1葡平3敖平1 葡南和敖包塔油田的4口勘探水平井平均单井水平段长度874.5m，钻遇砂岩长度738m，砂岩钻遇率84.4%，钻遇油层长度641.8m，油层钻遇率73.4%。投产初期平均单井日产液18.7t，日产油9.9 t，目前平均单井日产液9.1t，日产油6.1t，累计产油3100t4口勘探水平井生产效果表（8月15日）井号目的层水平段长度（m）钻遇砂岩（m）砂岩

25、钻遇率（%）压裂段数压裂簇数全井加砂量（m3）全井加液量（m3）初期日产液（t）初期日产油（t）目前日产液 （t）目前日产油 （t）累积产量 （t）葡平1FI287768878.4822867846716.410.47.63.34758葡平2FI21221117596.2103077822356.221.515.113.09.15911葡平3FI167742162.2717585.29559.114.74.86.86.0472敖平1FI172366892.4920668719322.39.35.02.91258平均874.573884.48.522.3724.611893.818.79.98.

26、15.3 3100垣平1井区水平井垣平1井区井位图含油面积：11.8km2地质储量：656.93104t主力油层：F4、F6、F1完钻探、评价、开发井：16口平均单井钻遇有效厚度：8.7m获工业油流井数：6口井平均单井日产油：4.5t水平段长度：1200-1500m部署水平井：8口井预测单井日产油：14.7t建成产能：3.97104t 试验区9口水平井平均单井水平段长度1374.2m，钻遇砂岩长度969.2m，砂岩钻遇率70.4%，均采用体积压裂方式投产，投产初期平均单井日产液46.8t，日产油27.1t，含水45.5%，目前平均单井日产液15.0t，日产油9.8t，含水34.7%，沉没度26

27、1.2m垣平1井区水平井生产效果表（8月15日）井号目的层水平段长度（m）钻遇砂岩（m）砂岩钻遇率（%）压裂段数压裂簇数全井加砂量（m3）全井加液量（m3）初期日产液（t）初期日产油（t）目前日产液 （t）目前日产油 （t）累积产量 （t）垣平1FI42660148255.77231079997127.721.218.111.614020垣平1-1FI61626148591.3112214301405973.8 48.7 27.619.33575.6垣平1-2FI380537847.0612680680130.6 16.5 14.39.81298.1垣平1-3FII2113690679.881

28、6770765124.3 19.0 10.86.21018.3垣平1-4FII21468144698.51022820859945.432.718.39.53700.6垣平1-5FI4 99096197.1112111161082544.3 37.2 19.114.53814.9垣平1-6FII1110984976.6714770755665.0 19.510.15.51005.4垣平1-7FI4 154793560.41122797946570.629.810.97.82821.4垣平1-8FI3102728127.4917680793339.1 19.5 6.14.32197.2平均137

29、4.2 969.2 70.4 8.9 18.8 904.7 9206.7 46.8 27.1 15.09.83716.8垣平1井产量递减预测图（双曲）Qt=31.8（0.0249t+1.1165）-2R2=0.7257垣平1井产量递减预测图（指数）双曲递减预测：D1=36.8%，D2=28.4%，D5=18.6%产量递减分析 受储层物性影响，扶余油层产量递减以双曲递减为主，初期递减率在36.8%-54.4%，5年后递减率在18.6%-24.6%垣平1井区2013年投产4口井产量递减预测图（双曲）Qt=20.0（0.073t+1.087）-2R2=0.883垣平1井区2013年投产4口井产量递减

30、预测图（指数）双曲递减预测：D1=54.4%，D2=46.8%，D5=24.6%弹性采收率预测公式：溶解气驱采收率经验公式： 井号井控地质储量（104t）初期日产液（t）初期日产油（t） 目前日产液 （t）目前日产油（t） 目前累积产油量（t）5t以上稳产时间（年）5t以上累计产油量（ 104t ）理论公式测算累计产油量（104t）递减预测累计产油量（104t）同类区块类比预测累计产油量（104t）垣平1-136.96 73.848.727.619.33575.65.61.412.85 2.02 2.69 垣平1-216.69 30.616.514.39.81298.12.40.611.29

31、0.93 1.24 垣平1-325.50 24.319.010.86.21018.33.70.931.97 1.45 1.93 垣平1-434.34 45.432.718.39.53700.64.01.012.65 1.41 1.87 垣平1-526.40 44.337.219.114.53814.94.81.212.04 1.82 2.43 垣平1-628.38 6519.510.15.51005.43.10.782.19 1.10 1.47 垣平1-722.00 70.629.810.97.82821.43.40.861.70 1.23 1.64 垣平1-817.05 39.119.56.

32、14.32197.22.40.611.32 0.85 1.13 平均25.9252.528.714.79.62428.93.70.932.00 1.35 1.80 垣平1井区产油量预测表 综合考虑已投产水平井投产情况，并结合理论公式及同类油田扶余油层水平井递减情况，预测垣平1井区水平井十年累计产油量为1.35104t-1.80104t认识1：钻遇率高、含油性好的井通过合理优化完井工艺，储层得到良好改造，获得高产能垣平1-1井钻遇综合图垣平1-1、垣平1-4、垣平1-5井钻遇综合数据表井号完钻井深（m）水平段长度（m）钻遇砂岩长度（m）含油砂岩（m）砂岩钻遇率（%）油层钻遇率（%）油浸（m）油斑

33、（m）油迹（m）垣平14300266014821158.655.743.6759.232775.4垣平1-1333716261485147991.3 91.0 607730142垣平1-4347314681446143498.5 97.7 1721161101垣平1-5281099096184097.1 84.8 61816260平均3480.0 1686.01343.5 1227.9 79.7 72.8 539.1 595.0 94.6 2、取得的认识2.1垣平1区块水平井的效果分析认识 模拟参数：流压：5MPa 压差：13.2MPa 粘度：7.02mpa.s渗透率：2.31md缝间距离：5

34、0-70m垣平1-1井砂体与裂缝匹配示意图垣平1-5井砂体与裂缝匹配示意图井号完钻井深（m）水平段长度（m）钻遇砂岩长度（m）砂岩钻遇率（%）压裂段数（段）压裂簇数（簇）全井加砂量（m3）全井加液量（m3）初期日产液（t）初期日产油（t）目前日产液 （t）目前日产油 （t）垣平143002660148255.77231079997127.221.218.111.6垣平1-133371626148591.311221430 14307 73.8 48.7 27.619.3垣平1-434731468144698.51022820 8600 45.432.718.39.5垣平1-5281099096

35、197.111211116 10837 44.3 37.2 19.114.5平均3480.0 1686.0 1343.5 79.79.8 22.0 1111.3 10928.8 47.7 35.0 20.8 13.7不同渗透率缝间距优化结果垣平1-1井生产曲线日产液（t）日产油（t）含水（%）流压（MPa）沉没度（m）调小参调大参 垣平1-1井于2014年4月压裂投产，措施11段22簇，加砂1430m3，加液14059m3，初期日产油48.7t，目前日产油19.3t，累计产油3575.6t垣平1-5井指示剂分层产液贡献率曲线层段第一层第二层第三层第四层第五层第六层第七层第八层第九层第十层第十一

36、层自然伽马(API)88/9575/8075/7575/7760/7591/8874/7661/7767/7887/10790电阻率(m)9.215.214.417.716.310.316.315.214.08.35.3储层类型差油层油层油层油层油层差油层油层油层油层差油层差油层砂量(m3)858511611011011011011011011060液量(m3)839.5822.81105.31053.41004.41092.11075.31090.51077.61105.4571.2贡献率（% ）7.85 9.94 9.52 9.05 7.20 8.05 14.79 11.86 9.27 7

37、.61 4.85 产层状况次产主产主产主产次产次产主产主产次产次产次产 从分层产液指示曲线分析，由于各层段储层物性、含油性相近，平面砂体变化较小，各层产液量差异相对较小，在4.85%-14.79%之间认识2：含油性较差的井，通过大规模改造，获得了较高的初期产能，但后期产量仍稳定在较低水平垣平1-6井钻遇综合图井号完钻井深（m）水平段长度（m）钻遇砂岩长度（m）含油砂岩（m）砂岩钻遇率（%）油层钻遇率（%）油浸（m）油斑（m）油迹（m）垣平1-33001113690672379.8 63.6 21345951垣平1-62835110984967976.6 61.2 0393286垣平1-7337

38、2154793592560.4 59.8 0627298平均3069.3 1264.0 896.7 775.7 70.961.4 71.0 493.0 211.7 垣平1-3、垣平1-6、垣平1-7井钻遇综合数据表垣平1-7井生产曲线13/12/3013/11/3114/1/3014/2/3014/3/3014/4/3014/5/3014/6/30日产液（t）日产油（t）含水（%）流压（MPa）沉没度（m）检泵调小参调小参调小参调大参检泵 垣平1-7井于2013年9月压裂投产，措施11段22簇，加砂797m3，加液9465m3，初期日产油29.8t，目前日产油7.8t，累计产油2821.4t，

39、7月6日起测静压井号水平段长度（m）钻遇砂岩（m）砂岩钻遇率（%）压裂段数压裂簇数全井加砂量（m3）全井加液量（m3）初期日产液（t）初期日产油（t）目前日产液 （t）目前日产油 （t）累积产量 （t）垣平1-3113690679.8816770765124.3 19.0 10.86.21018.3垣平1-6110984976.6714770755665.0 19.510.15.51005.4垣平1-7154793560.41122797946570.629.810.97.82821.4平均1264.0 896.7 70.9 8.7 17.3 779822453.3 22.8 10.66.51

40、615.0垣平1-3、垣平1-6、垣平1-7井钻遇综合数据表垣平1-7井指示剂分层产液贡献率曲线层段第一层第二层第三层第四层第五层第六层第七层第八层第九层第十层第十一层自然伽马(API)90120/105120/10080/7573/7375/6558/6265/6568/60/6060/6580/61电阻率(m)13.28.79.313.815.914.716.416.815.414.416.3储层类型干层泥岩穿层泥岩穿层差油层油层油层油层油层油层差油层油层贡献率（% ）2.67 5.92 5.50 5.73 16.16 15.16 8.02 10.46 10.07 3.36 16.96 产

41、层状况微产或不产次产次产次产主产主产次产主产主产次产主产认识3：钻遇率低井，通过对好的含油井段实施大规模改造，虽然初期达到设计产能，但控制储量规模有限，逐步表现出供液不足垣平1-2井钻遇综合图井号完钻井深（m）水平段长度（m）钻遇砂岩长度（m）含油砂岩（m）砂岩钻遇率（%）油层钻遇率（%）油浸（m）油斑（m）油迹（m）垣平1-2254180537833247.0 41.2 1232036垣平1-82800102728121327.4 20.7 999420平均2670.5 916.0 329.5 272.5 36.0 29.7 111.0 148.5 13.0 垣平1-2、垣平1-8井钻遇综合

42、数据表序号层位单段缝数(条)支撑剂（m3 ）排量（m3 /min）平均砂比（%）总液量（m3 ）覆膜砂石英砂砂量酸量基液冻胶合计1第1段220.0 80.0 10011.0 16.4 10.0 31.0935.51006.5 2第2段220.0 80.0 10012.515.9 8.0952.9991.7 3第3段220.0 80.0 10013.015.9 10.0 41.6947.8999.4 4第4段224.096.012013.015.3 17.61172.71207.9 5第5段226.0 104.0 13013.0 15.4 10.51258.41279.4 6第6段226.0 1

43、04.0 13013.0 15.2 14.61272.41301.6 累计：6段1213654468075.594.1 201236539.76786.5 垣平1-2井压裂施工参数表垣平1-2井生产曲线日产液（t）日产油（t）含水（%）流压（MPa）沉没度（m）调小参调小参间抽全日生产 垣平1-2井于2014年4月压裂6段12簇，加砂680m3，加液6801m3，初期日产油16.5t，目前日产油9.8t，累计产油1298.1t滑溜水缝网体积压裂取得了较好效果，应进一步扩大试验规模2.2不同改造工艺措施效果认识井号目的层完钻井深（m）水平段（m）钻遇砂岩（m）含油砂岩（m）钻遇率（%）裂缝条数规

44、模（m3）排量（m3/min）压裂方式加砂加液砂岩油层葡平2FI2299912211175117596.296.2307782297211-13滑溜水缝网垣平1-4FII2347314681446143498.5 97.7 2282085999-11冻胶切割葡平2与垣平1-4钻遇情况及参数对比表目的层试油装机时间（d）累产油（t）日均产油（t）初期目前240天产油（t）日产液(t) 日产油(t)含水(%)日产液(t) 日产油(t)含水(%)累产油日均产油垣平1-418733.240.7 36.115.856.118.39.548.03076.812.8 葡平2382398.463.1 21.5

45、15.527.413.09.130.03648.315.2 葡平2与垣平1-4压裂效果对比表时间日产液（t）日产油（t）含水（%）流压（MPa）沉没度（m）葡平2井生产平稳，产量递减幅度小垣平1-4井递减幅度较大日产油（t）含水（%）流压（MPa）沉没度（m）调小参调小参时间日产液（t）滑轨液压缸井架使用滑道钻机可以快速整体移动垣平1水平井开发试验区压裂工厂化示意图 工厂化施工可提高工作效率，大幅缩短钻井和压裂施工周期、降低开发成本。 钻井：采取平台钻井、钻机整体滑移、统一三开等措施，大大缩短了钻井周期，减少了施工成本，预计平均单井钻井周期可缩短15-20天 压裂：采取井组整体压裂，共用施工场地、储液池、水源井等，大幅度减少了压裂成本，并通过交叉压裂，可以有效缩短施工周期10-15天水平井钻井工厂化施工钻井平台整体滑移2.3工厂化作业认识 水平井开发区块效益测算以垣平1井区为例 油价90$/bbl情况下，测算实际单井投资3500万元，税后内部收益率为4.82%。当单井整体投资降到3000万元/口，税后内部收益率为12.75%类别