1、大慶頭臺(tái)油田開發(fā)有限責(zé)任公司2014年8月頭臺(tái)油田難采儲(chǔ)量壓裂試驗(yàn)進(jìn)展及取得認(rèn)識(shí)目 錄第二部分第四部分第一部分 第三部分頭臺(tái)油田開發(fā)存在的主要問題水平井分段壓裂試驗(yàn)斜直井縫網(wǎng)壓裂試驗(yàn)斜直井清水小縫網(wǎng)壓裂試驗(yàn)第五部分下步工作安排 頭臺(tái)公司主要開發(fā)頭臺(tái)油田扶余油層和永樂油田葡萄花油層，含油面積224.4平方千米，探明地質(zhì)儲(chǔ)量7656.6萬噸 開發(fā)油層探明儲(chǔ)量狀況表 頭臺(tái)公司開發(fā)油層分布圖一、開發(fā)概況 1、儲(chǔ)量動(dòng)用狀況差，儲(chǔ)采比長期較高。受裂縫水淹、儲(chǔ)層發(fā)育差等影響，長關(guān)井及低產(chǎn)低效井比例大，占油井?dāng)?shù)的44.8%兩套水驅(qū)油層油井產(chǎn)量分級(jí)統(tǒng)計(jì)表二、開發(fā)存在的主要問題產(chǎn)量分級(jí) 井?dāng)?shù)(口)比例(%)砂巖(

2、m)有效(m)日產(chǎn)液 (t)日產(chǎn)油 (t)含水 (%)平均單井累產(chǎn)油 (t)備注長關(guān)井0339 21.7 14.0 8.6 2205 無效井0qo0.25306 19.6 11.2 7.0 1.00 0.06 94.0 2389 撈油井102口低效井0.25qo0.454 3.5 8.7 5.3 1.25 0.30 76.0 4076 撈油井4口三類效益0.4qo1503 32.2 12.3 8.1 1.35 0.66 51.1 2990 撈油井17口二類效益1qo2247 15.8 15.6 10.4 2.18 1.32 39.4 4801 一類效益qo2113 7.2 13.6 9.8 4

3、.31 3.05 29.2 4711 合計(jì)合計(jì)1562 100.0 12.6 8.2 1.46 0.73 50.0 3169 2、天然裂縫發(fā)育，暴性水淹現(xiàn)象嚴(yán)重，側(cè)向驅(qū)替作用弱 一是兩套油層天然裂縫發(fā)育，注水一年后92%的東西向油井陸續(xù)水淹油層最大主應(yīng)力最小主應(yīng)力數(shù)值(MPa)方 向數(shù)值(MPa)方 向扶余32-38NE80-11027-300葡萄花32NE8025NW10儲(chǔ)層應(yīng)力分布狀況源12-108井水驅(qū)前緣測試結(jié)果茂加59-90井水驅(qū)前緣測試結(jié)果 二是在212米排距下，二類區(qū)塊注水一年，產(chǎn)量遞減幅度高達(dá)46.9%，兩年后為29.0%；加密到70m排距后老井產(chǎn)量上升仍不明顯212m排距下產(chǎn)

4、量遞減情況統(tǒng)計(jì)表分類井?dāng)?shù)(口)初期注水一年注水兩年日產(chǎn)液(t)日產(chǎn)油(t)含水(%)日產(chǎn)液(t)日產(chǎn)油(t)含水(%)產(chǎn)量遞減幅度(%)日產(chǎn)液(t)日產(chǎn)油(t)含水(%)產(chǎn)量遞減幅度(%)一類616.8 5.7 16.3 5.0 3.5 30.3 38.6 4.3 3.2 26.1 9.8 二類835.2 4.5 12.4 3.2 2.4 24.2 46.9 2.4 1.7 29.6 29.0 三類454.2 3.3 20.6 2.8 1.7 38.7 49.3 2.1 1.0 51.5 39.4 加密排距縮小后受效情況統(tǒng)計(jì)表 3、兩類井開發(fā)差異大，遞減率居高不下。東西向油井液量高、含水高；非

5、東西向油井液量低、含水低東西向井產(chǎn)液量及含水分級(jí)圖非東西向井產(chǎn)液量及含水分級(jí)圖 4、措施潛力小、效益差，常規(guī)措施補(bǔ)產(chǎn)難。單井初期日增油由2008年2.9噸下降到2013年的1.3噸，年度投入產(chǎn)出比由1:7.1下降到1:1.12008-2013年措施效果對比曲線常規(guī)措施效果統(tǒng)計(jì)表措施類型井?dāng)?shù)(口)措施前措施后差值單井年度累計(jì)產(chǎn)油(t)年投入產(chǎn)出比日產(chǎn)液(t)日產(chǎn)油(t)含水(%)日產(chǎn)液(t)日產(chǎn)油(t)含水(%)日產(chǎn)液(t)日產(chǎn)油(t)含水(%)一次壓裂350.80.717.53.222.7 17.4 2.4 2.0 -0.1 1201：1.5二次壓裂260.50.418.50.6 0.5 15

6、.2 0.1 0.1 -3.4 721：0.9轉(zhuǎn)向壓裂501.10.829.92.8 1.6 42.6 1.8 0.9 12.6 961：1.1徑向鉆孔241.60.942.72.4 1.4 40.7 0.8 0.5 -2.0 1111：1.3水平側(cè)鉆101.10.463.63.5 2.1 40.0 2.4 1.7 -23.6 2001：1.12.02.31.71.31.42.97.15.55.93.81.131.1402468200820092010201120122013年份初期單井日產(chǎn)油(t)投入產(chǎn)出比目 錄第二部分第四部分第一部分 第三部分頭臺(tái)油田開發(fā)存在的主要問題水平井分段壓裂試驗(yàn)斜

7、直井縫網(wǎng)壓裂試驗(yàn)斜直井清水小縫網(wǎng)壓裂試驗(yàn)第五部分下步工作安排特低滲透地應(yīng)力差異大微裂縫發(fā)育2013年嘗試應(yīng)用縫網(wǎng)壓裂技術(shù)措施動(dòng)用效果差 通過采用清水造縫、基液攜砂、大排量施工等工藝，提高地層凈壓力，實(shí)現(xiàn)高強(qiáng)度沖擊，形成多向縫網(wǎng)，擴(kuò)大滲流面積，提高單井產(chǎn)量目的常規(guī)壓裂示意圖縫網(wǎng)壓裂示意圖復(fù)雜裂縫單一裂縫針對扶余油層區(qū)塊 茂503茂8井號(hào)茂42-斜75茂39-斜74茂加42-斜731茂39-67茂37-67投產(chǎn)時(shí)間1994年1月2012年7月2012年7月1994年1月1994年1月砂巖厚度(m)27.226.730.43628射開厚度(m)24.826.721.831.817.8射開有效(m)1

8、2.421.218.316.417.8孔隙度(%)10.710.710.712.112.1滲透率(mD)0.80.810.60.6控制含油面積(km2)0.1860.0450.0460.1650.084地質(zhì)儲(chǔ)量(104t)8.2232.9553.0215.6015.802累產(chǎn)油(104t)0.63980.05050.06620.34910.3041累產(chǎn)水(104m3)0.13470.03020.02970.39830.0711采油速度(%)0.46 1.71 2.19 00采出程度(%)7.78 1.71 2.19 7.15.24主力含油層位FI8、F1、F3FI8、FIII4a井網(wǎng)格局線狀井

9、網(wǎng)70m排距線狀井網(wǎng)300300反九點(diǎn)目前地層壓力(MPa)8.3 壓裂投產(chǎn)初期產(chǎn)量較好，但遞減快，目前產(chǎn)量低 改造目的層厚度較大，在平面上發(fā)育穩(wěn)定，含油飽和度較好 滲透率低，現(xiàn)有井網(wǎng)條件下，難以建立起有效驅(qū)動(dòng)體系 固井質(zhì)量良好，試驗(yàn)井地面環(huán)境具備大型壓裂施工條件一、選井情況縫網(wǎng)壓裂井選井情況統(tǒng)計(jì)表施工規(guī)模1500-2000m3/層施工規(guī)模1500m3/層 橫向：依據(jù)砂體不同發(fā)育規(guī)模確定不同施工規(guī)模 縱向：兼顧非主力油層，提高薄差層改造率 提高砂體對可采儲(chǔ)量的控制程度縫網(wǎng)壓裂施工設(shè)計(jì)參數(shù)表 井網(wǎng)：線狀井網(wǎng) 主要開發(fā)層系：FI8、FII1、FII3 平均滲透率：0.810-3m2 有效孔隙度：1

10、0.7% 平均單井初期產(chǎn)油1.7噸 1年后下降到1.0噸以下二、參數(shù)優(yōu)化情況2013年10月現(xiàn)場實(shí)施2口井，為提高地層凈壓力，優(yōu)化注入工序茂42-斜75井F34a層壓裂施工曲線階段工作液作 用一滑溜水粘度越小，縫內(nèi)壓力變化越小，壓力傳導(dǎo)越遠(yuǎn)，便于產(chǎn)生縫網(wǎng)二清水控制縫網(wǎng)形態(tài)，延伸主縫長度三滑溜水進(jìn)一步擴(kuò)大縫網(wǎng)控制體積四改性胍膠（40-70目陶粒）小粒徑支撐劑則更易進(jìn)入到細(xì)小的裂縫中起到支撐作用五改性胍膠（20-40目陶粒）支撐較大的裂縫六替擠液保證最后一批尾砂剛好進(jìn)入裂縫口處就停止施工縫網(wǎng)壓裂現(xiàn)場施工注入工序茂42-斜75井F34a層壓裂施工曲線時(shí)間（小時(shí).分.秒）滑溜水清水滑溜水大粒徑攜砂液替

11、擠液時(shí)間試壓小粒徑攜砂液三、現(xiàn)場施工情況 微地震監(jiān)測顯示：縫網(wǎng)形態(tài)為東西向主裂縫控制下的長方形縫網(wǎng)帶，伴隨開啟NE60支縫及東西向釋放縫鄰井壓力監(jiān)測曲線 地層壓力監(jiān)測顯示：相鄰油水井壓力變化小于0.5兆帕，南北向波及范圍小井號(hào)層位規(guī)模（m3）縫長（m）能量寬度（m）縫高（m）波及體積（104m3）左翼右翼茂42-斜75FIII4a150021119958.18.512.55FII1a-b150020620551.91317.63FI7a150017020084.51022.03FI3a150019019374.81120.2茂39-斜74FIII4a200018819657.8812.21FI

12、I3a150016019853.21216.22FII1b150016724341.2710FI8b200023421163.4917.86FI3a-4a200018425253.71424.87平均1666.719021059.810.317.06裂縫開啟情況統(tǒng)計(jì)表 2013年10月份現(xiàn)場實(shí)施2口井，措施后初期平均單井日增油17.6噸，截止7月底，平均單井日增油2.5噸，平均單井累增油1190噸，目前仍有效四、措施效果跟蹤情況五、對比分析 與外圍廠縫網(wǎng)壓裂井相比，頭臺(tái)油田2口縫網(wǎng)壓裂井，在選井選層上、規(guī)模上優(yōu)于其他單位，壓后生產(chǎn)近300天后，平均單井日增油仍為2.5噸2013年不同采油廠縫網(wǎng)

13、壓裂井措施效果對比表采油廠井?dāng)?shù)(口)平均段數(shù)(個(gè))單井總液量(m3)單井總砂量(m3)平均單井壓裂有效厚度(m)壓前平均單井產(chǎn)量壓后初期平均單井增產(chǎn)目前平均單井增產(chǎn)(7月31日)平均計(jì)產(chǎn)天數(shù)(天)平均單井累計(jì)增油(t)單井施工費(fèi)用(萬元)日產(chǎn)液(t/d)日產(chǎn)油(t/d)含水(%)日增液(t/d)日增油(t/d)日增液(t/d)日增油(t/d)七廠1746541.8110.313.41.20.461.49.93.24.21.4385673.2520.8八廠94 4804.9 99.7 8.8 0.5 0.3 40.0 23.6 4.2 5.51.5237498.7445.8 九廠723000.0

14、62.15.40.60.58.410.03.72.41.4208576.1422.7十廠45 6722.8 103.8 14.2 0.3 0.3 3.3 17.8 4.1 2.11.3245551.7590.4 榆樹林435375.0 89.0 12.2 1.0 0.7 29.2 21.1 9.6 4.62.53361193.6539.1 頭臺(tái)25 7275.0 124.0 16.5 2.3 1.5 33.3 58.0 17.6 3.52.52941190548.7 與常規(guī)壓裂相比，前置液用量增加80倍，施工費(fèi)用增加16.9倍，截止7月底，累計(jì)增油量提高到8.1倍，平均單井返排率達(dá)到77.5%

15、，且持續(xù)有效壓裂工藝壓裂井?dāng)?shù)(口)平均單層前置液用量(m3）排量(m3/min)壓前平均單井產(chǎn)量(t)初期平均單井日增產(chǎn)(t)穩(wěn)定期平均單井日增產(chǎn)(t)平均單井累計(jì)增油(t)措施有效期(天)單井壓裂施工費(fèi)用(萬元)投入產(chǎn)出比備 注液油液油液油常規(guī)壓裂152031.9 1.4 2.31.31.10.7139.122632.51:2.22縫網(wǎng)壓裂2160082.31.557.917.65.23.71190294548.81:0.98持續(xù)有效對 比80倍0.40.125.2倍13.5倍4.7倍5.3倍8.6倍6816.9倍扶余油層縫網(wǎng)壓裂與常規(guī)壓裂措施效果對比表 一是縫網(wǎng)壓裂可實(shí)現(xiàn)高效增產(chǎn)。通過提高

16、人工裂縫的波及范圍，達(dá)到措施后初期單井產(chǎn)量比常規(guī)壓裂提高4.7倍的好效果，提高特低滲透儲(chǔ)層動(dòng)用程度，實(shí)現(xiàn)單井高產(chǎn)的目的縫網(wǎng)壓裂井裂縫情況表常規(guī)壓裂裂縫監(jiān)測成果圖縫網(wǎng)壓裂裂縫監(jiān)測成果圖六、取得的幾點(diǎn)認(rèn)識(shí) 二是具有制約性與優(yōu)勢并存的特點(diǎn)。扶余油層地應(yīng)力差異較大，影響除最大主應(yīng)力方向外的裂縫開啟；但天然裂縫較發(fā)育，有效溝通人工裂縫，能夠?qū)崿F(xiàn)網(wǎng)狀裂縫油田統(tǒng)計(jì)井?dāng)?shù)（口）心長(米)裂縫條數(shù)(條)裂縫頻率(條/米)合 計(jì)扶一組扶二頭臺(tái)382707.51550.0540.0830.039榆樹林343643.0440.0120.0210.008肇州251737.3460.0260.0350.021朝陽溝2523

17、36.11080.0460.0720.044肇源141003.6310.0310.0460.011平均12611425.53840.0340.0530.024大慶外圍各油田裂縫發(fā)育狀況統(tǒng)計(jì)表水平應(yīng)力方向分布圖 三是可推廣至扶余油層加密區(qū)塊。裂縫監(jiān)測結(jié)果表明，縫網(wǎng)壓裂可形成縫半長為20035m的縫網(wǎng)帶，因此扶余油層加密區(qū)塊（排距為70m）也可以開展縫網(wǎng)壓裂 四是存在的主要問題。 地應(yīng)力差異較大，裂縫多呈條帶狀，南北向裂縫波及范圍小； 措施后產(chǎn)量遞減快，注采關(guān)系不完善，地層能量補(bǔ)充不足； 廢液返排量較多，安全環(huán)保壓力大； 施工成本較高，階段性投入產(chǎn)出比低目 錄第二部分第四部分第一部分 第三部分頭臺(tái)

18、油田開發(fā)存在的主要問題水平井分段壓裂試驗(yàn)斜直井縫網(wǎng)壓裂試驗(yàn)斜直井清水小縫網(wǎng)壓裂試驗(yàn)第五部分下步工作安排常規(guī)壓裂的單一縫清水小縫網(wǎng)壓裂的多條分支縫縫網(wǎng)壓裂的復(fù)雜網(wǎng)狀裂縫規(guī)模大，組織施工困難地質(zhì)條件、地面條件等制約因素多嘗試清水小縫網(wǎng)壓裂試驗(yàn)費(fèi)用高，成本回收慢針對縫網(wǎng)壓裂 壓裂液：低磨阻、高濾失性的滑溜水 排 量：盡可能大的排量，最低5m3/min 規(guī) 模：單層100m3左右，強(qiáng)度35m3/m 清水小縫網(wǎng)壓裂參數(shù)設(shè)計(jì) 投產(chǎn)初期產(chǎn)量較好，但遞減快 措施井地質(zhì)條件略差，但附近具有儲(chǔ) 層條件較 好的河道砂體 井排距較小，但注水受效差 固井質(zhì)量良好，具備大排量施工條件選井原則清水小縫網(wǎng)壓裂井措施效果統(tǒng)計(jì)表

19、區(qū)塊序號(hào)井號(hào)起抽日期單層前置液用量(m3)措施前(t)措施后初期(t)7月31日(t)差 值(t)累計(jì)增油(t)壓后投產(chǎn)天數(shù)(d)日產(chǎn)液日產(chǎn)油日產(chǎn)液日產(chǎn)油日產(chǎn)液日產(chǎn)油日增液日增油Y141YJ23-1063.91301.60.93.92.34.12.32.51.42141442YJ24-1053.91001.51.33.73.23.82.52.31.2234.71443Y20-1033.91001.213.63.12.92.51.71.5267.5144Y2014Y56-S1202.221001.31.23.22.92.11.90.80.7165.91595Y56-S1242.19801.10.

20、843.71.41.30.30.5307.1165Y1416Y30-1103.9900.90.84.344.33.93.43.1478.1144T1037T13-S303.91001.51.35.24.82.52.411.1379.61448T12-S253.291000.104.23.42.52.32.42.3321.5124平 均1001.2 0.9 4.0 3.4 3.02.41.81.5296.1146合 計(jì)9.27.332.127.423.619.114.411.82368.4前置液（滑溜水）攜砂液（胍膠）替擠壓力下降，支縫開啟清水小縫網(wǎng)壓裂施工曲線清水小縫網(wǎng)壓裂裂縫監(jiān)測成果一、現(xiàn)場

21、施工情況 一季度在2013年投產(chǎn)的次新井上實(shí)施8口井，初期平均單井日增油2.5噸，截止7月底，平均單井日增油1.5噸，平均單井累計(jì)增油296.1噸，目前仍持續(xù)有效源14區(qū)塊清水小縫網(wǎng)井與同期常規(guī)壓裂投產(chǎn)鄰井產(chǎn)油量對比曲線清水小縫網(wǎng)常規(guī)壓裂常規(guī)壓裂投產(chǎn)清水小縫網(wǎng)壓裂源141區(qū)塊清水小縫網(wǎng)井與同期常規(guī)壓裂投產(chǎn)鄰井產(chǎn)油量對比曲線清水小縫網(wǎng)常規(guī)壓裂常規(guī)壓裂投產(chǎn)清水小縫網(wǎng)壓裂臺(tái)103區(qū)塊清水小縫網(wǎng)井與同期常規(guī)壓裂投產(chǎn)鄰井產(chǎn)油量對比曲線清水小縫網(wǎng)常規(guī)壓裂常規(guī)壓裂投產(chǎn)清水小縫網(wǎng)壓裂 一是措施效果對比。與同區(qū)塊、同期常規(guī)壓裂投產(chǎn)的鄰井對比，實(shí)施清水小縫網(wǎng)壓裂的井總產(chǎn)油量和日產(chǎn)油量都高，效果好二、與常規(guī)壓裂對比

22、分析二是裂縫形態(tài)對比。清水小縫網(wǎng)壓裂井裂縫監(jiān)測結(jié)果顯示，有多條主裂縫產(chǎn)生，并形成多條分支縫清水小縫網(wǎng)與常規(guī)壓裂裂縫形態(tài)對比表井 號(hào)工藝類型排量（m3/min）總液量（m3）總砂量（m3）加液強(qiáng)度（m3/m）加砂強(qiáng)度（m3/m）設(shè)計(jì)縫半長（m）實(shí)際裂縫條數(shù)（條）實(shí)際裂縫長度（m）Y67-S69清水小縫網(wǎng)5-6217.7858.82.2805150-350Y32-S65常規(guī)壓裂2.584.31920.14.51202200Y67-S69井清水小縫網(wǎng)裂縫監(jiān)測成果 Y32-S65井常規(guī)壓裂裂縫監(jiān)測成果 一是經(jīng)濟(jì)效益好。裂縫監(jiān)測結(jié)果顯示，清水小縫網(wǎng)壓裂與常規(guī)壓裂相比，產(chǎn)生的人工主裂縫較多，且能夠產(chǎn)生多條

23、微裂縫；與縫網(wǎng)壓裂相比，產(chǎn)生的分支縫較少，波及體積較小。且清水小縫網(wǎng)壓裂施工費(fèi)用低，措施后3個(gè)月即可收回成本 常規(guī)壓裂 清水小縫網(wǎng)壓裂 縫網(wǎng)壓裂370m84.5m波及體積:22.4104m3三、取得的幾點(diǎn)認(rèn)識(shí) 環(huán)保壓力小。小縫網(wǎng)壓裂工藝施工規(guī)模是大規(guī)模縫網(wǎng)壓裂的0.1倍以下，僅是常規(guī)壓裂的5倍，大幅度降低了壓裂液返排量，有效緩解了壓裂液處理壓力 適用范圍廣。小縫網(wǎng)形成的分支縫少，裂縫控制體積小，不易發(fā)生壓竄現(xiàn)象，更適用于小排距井網(wǎng)壓裂選井要求；而且由于施工規(guī)模小，現(xiàn)場使用車組、設(shè)備少，現(xiàn)場配液無需挖掘蓄水池，對季節(jié)、地面環(huán)境要求低，很大程度擴(kuò)大了選井選層范圍二是技術(shù)優(yōu)勢明顯 經(jīng)濟(jì)效益好。常規(guī)壓

24、裂整體投入產(chǎn)出比1:2.22，大規(guī)模縫網(wǎng)壓裂階段投入產(chǎn)出比1:0.98，清水小縫網(wǎng)壓裂階段投入產(chǎn)出比1:3.28，且持續(xù)有效；措施效益好三是存在的問題 儲(chǔ)層條件較差的井，實(shí)施該項(xiàng)措施效果不理想； 裂縫波及體積與縫網(wǎng)壓裂相差大，施工排量有待進(jìn)一步提高； 斷層附近的措施井，易溝通斷層，限制分支縫的開啟第二部分目 錄第四部分第一部分 第三部分頭臺(tái)油田開發(fā)存在的主要問題水平井分段壓裂試驗(yàn)斜直井縫網(wǎng)壓裂試驗(yàn)斜直井清水小縫網(wǎng)壓裂試驗(yàn)第五部分下步工作安排轉(zhuǎn)變開發(fā)觀念由單純依靠擴(kuò)大開發(fā)規(guī)模向少井高產(chǎn)轉(zhuǎn)變 2013年在葡萄花油層源201區(qū)塊、源141區(qū)塊及臺(tái)103區(qū)塊4口油井開展水平井開發(fā)試驗(yàn)，均采用壓裂方式投

25、產(chǎn)隔層薄，無法分層改造單井產(chǎn)量低，措施動(dòng)用程度差嘗試水平井開發(fā)、壓裂投產(chǎn)試驗(yàn)常規(guī)壓裂裂縫形態(tài)單一PI2PI31PI32PI4橫向裂縫針對葡萄花油層一、地質(zhì)特征及油層鉆遇情況源63-平121設(shè)計(jì)軌跡實(shí)鉆軌跡設(shè)計(jì)軌跡實(shí)鉆軌跡臺(tái)15-平31砂巖鉆遇率81%砂巖鉆遇率72.6%砂巖鉆遇率93%砂巖鉆遇率78.1%水平井地質(zhì)特征統(tǒng)計(jì)表 工藝管柱管柱及工具參數(shù)： 承壓：80MPa 耐溫：100 單趟管柱壓裂段數(shù)15段 單趟管柱最大加砂規(guī)模210m3 最大卡距120m水平井雙封單卡分段壓裂管柱示意圖 選取雙封單卡壓裂管柱。具有改造層段數(shù)無限制，針對性強(qiáng)，可反洗井，管柱結(jié)構(gòu)簡單，安全性高等優(yōu)勢 層段設(shè)計(jì)根據(jù)儲(chǔ)

26、層物性、含油飽和度及鉆遇情況合理劃分壓裂層段。對于靠近斷層或臨近水井的井段，減少壓裂段數(shù)，控制縫半長及規(guī)模源63-平121（10段）源31-平111（10段）臺(tái)15-平31（11段）臺(tái)17-平35（8段）對于泥質(zhì)含量較高層段(自然伽馬值120)，壓前加入適量土酸；對于低壓區(qū)塊的層段，每段加入0.9立方米助排劑，提高返排效率井 號(hào)壓裂時(shí)間段數(shù)(段)鉆遇層位孔隙度(%)滲透率(mD)砂巖厚(m)有效厚度(m)射開長度(m)總液量(m3)總砂量(m3)助排劑用量(m3)土酸用量(m3)排量(m3/min)Y63-P1219.30-10.210PI4-PI319.835.23.22.850.0 133

27、01364-5Y31-P11112.3-12.410PI320.2141.71.450.0 1280132984-5T15-P3112.7-12.811PI4-PI319.6193.31.855.0 13151189.9124-5T17-P354.15-4.168PI4-PI319.2183.42.226.0 2100169154-5平 均9.819.721.62.92.145.31506138.8 規(guī)模參數(shù)4口水平井壓裂施工規(guī)模及參數(shù)統(tǒng)計(jì)表二、壓裂工藝及參數(shù)設(shè)計(jì)情況三、現(xiàn)場施工情況部分層段巖性較差，裂縫難以開啟，但通過多次試壓能夠建立有效裂縫Y31-P111井多次試壓巖性較好，裂縫開啟壓力小

28、，且開啟后有明顯壓降Y63-P121井個(gè)別層段位于油層下部的泥巖層，加酸壓開地層后，出現(xiàn)砂堵跡象T15-P31井砂堵反洗后仍高壓部分層段巖性較差，裂縫難以開啟，但通過多次試壓能夠建立有效裂縫T17-P35井多次試壓 投產(chǎn)初期，平均單井日產(chǎn)油12.4噸，截止7月底，平均單井日產(chǎn)油5.6噸，平均單井累計(jì)產(chǎn)油1924噸 四、應(yīng)用效果 一是與常規(guī)壓裂對比。與同區(qū)塊斜直井常規(guī)壓裂投產(chǎn)相比，水平井壓裂投產(chǎn)可實(shí)現(xiàn)單井產(chǎn)量的成倍增長葡萄花油層水平井壓裂投產(chǎn)與斜直井常規(guī)壓裂投產(chǎn)效果對比表區(qū) 塊油井類型壓裂井?dāng)?shù) (口)初期 平均單井日產(chǎn)量截止7月底平均單井日產(chǎn)量平均單井 累計(jì)產(chǎn)油 (t)投產(chǎn)天數(shù)(天)單井壓裂 施

29、工費(fèi)用(萬元）液(t)油(t)液(t)油(t)源201斜直井24.64.33.83.4977.0 30724.6水平井138.832.614.112.55606.4300230.7 對 比8.4倍7.6倍3.7倍3.7倍5.7倍-79.4倍源141斜直井32.22.11.51.3373.831426.02水平井14.33.12.52.1621.1235202.0 對 比1.9倍1.5倍1.7倍1.6倍1.7倍-797.7倍臺(tái)103斜直井42.42.21.41.3351.326926.8水平井28.87.0 4.64.0734.3169 271.6對 比3.7倍3.2倍 3.3倍3.1倍2.1倍-10010.1倍 二是不同地質(zhì)條件之間對比。儲(chǔ)層條件、油層厚度是影響單井產(chǎn)量的主要因素；水平鉆遇長度、改造段數(shù)、油層泥質(zhì)含量等因素對壓裂效果也具有一定影響五、對比分析 一是水平井壓裂投產(chǎn)，能夠提高單井產(chǎn)量。葡萄花薄差油層水平井分段壓裂投產(chǎn)開發(fā)，可進(jìn)一步溝通難采儲(chǔ)層，能實(shí)現(xiàn)難采區(qū)塊的有效動(dòng)用，達(dá)到少井、高產(chǎn)的目的 二是鉆遇層段物性較差，可嘗試穿層壓裂工藝。在無三維地震解釋資料的前提下，部分鉆遇層段巖性較差，泥質(zhì)含量較高，加酸處理后仍出現(xiàn)壓不開、砂堵等現(xiàn)象，下步建議嘗試應(yīng)用穿層壓裂等工藝 三