人工暂堵转向压裂技术提高重复压裂效果ppt课件.ppt

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1、LOGOEdit your company slogan利用人工暂堵转向压裂技术利用人工暂堵转向压裂技术提高重复压裂效果提高重复压裂效果汇报提纲汇报提纲前前 言言 1人工暂堵转向压裂技术简介人工暂堵转向压裂技术简介2现场应用试验情况现场应用试验情况3增产效果增产效果4结论与认识结论与认识5历经历经50 余年勘探开余年勘探开发的新中国第一个大发的新中国第一个大油田和西部第一个千油田和西部第一个千万吨油田，随着勘探万吨油田，随着勘探开发程度的提高，发开发程度的提高，发现新石油储量的难度现新石油储量的难度愈来愈大，提高老油愈来愈大，提高老油田开发水平和效益日田开发水平和效益日益紧迫。益紧迫。1.1.

2、前前 言言背背 景景 有相当部分已投入开有相当部分已投入开发的油藏属低渗透油发的油藏属低渗透油藏，而维持油井正常藏，而维持油井正常生产最主要的增产措生产最主要的增产措施施重复压裂重复压裂，措，措施效果逐年下降，选施效果逐年下降，选井选层难度也越来越井选层难度也越来越大，已不能满足油田大，已不能满足油田开发增产稳油的发展开发增产稳油的发展需要。需要。重新张开原先压重新张开原先压开的裂缝；开的裂缝；有效延伸原有裂有效延伸原有裂缝系统；缝系统；原有裂缝再次充原有裂缝再次充填支撑剂；填支撑剂；压开新裂缝压开新裂缝增产机制增产机制 解决方法解决方法 建立新的油气流动建立新的油气流动通道，提高人工裂通道，

3、提高人工裂缝的导流能力，改缝的导流能力，改变油气层流体渗流变油气层流体渗流驱替规律；驱替规律；扩大、增添新泄油扩大、增添新泄油面积，沟通、动用面积，沟通、动用剩余油富集区和动剩余油富集区和动用程度低甚至未动用程度低甚至未动用储层；用储层；常规老井重复压裂常规老井重复压裂 2.2.人工暂堵转向压裂技术简介人工暂堵转向压裂技术简介单一的老缝重复张开；单一的老缝重复张开；规模太大易水窜；规模太大易水窜；原有裂缝附近区域的地原有裂缝附近区域的地层压力下降、含水上升、层压力下降、含水上升、采出程度升高；采出程度升高； 地层和裂缝壁面渗透率地层和裂缝壁面渗透率下降；下降；存在问题存在问题 重复压裂增产机理

4、重复压裂增产机理2.2.人工暂堵转向压裂技术简介人工暂堵转向压裂技术简介裂缝转向技术基础裂缝转向技术基础人工裂缝总是垂直于最小水平应人工裂缝总是垂直于最小水平应力方向力方向 上产生上产生 油藏开发过程中的多种因素会导油藏开发过程中的多种因素会导致油井附近的应力场发生变化，致油井附近的应力场发生变化，当这种变化达到一定程度时，最当这种变化达到一定程度时，最大和最小主应力方向会发生偏转，大和最小主应力方向会发生偏转，而在局部应力发生变化及一定的而在局部应力发生变化及一定的压裂施工条件下，复压裂缝的延压裂施工条件下，复压裂缝的延伸相对于原有裂缝也可能发生改伸相对于原有裂缝也可能发生改变。变。 创创

5、新新 点点暂堵与优化重复暂堵与优化重复压裂结合：压裂结合：建立建立新的高导流能力油新的高导流能力油气流通道，气流通道，改变油改变油气层流体渗流驱替气层流体渗流驱替规律，规律，更大限度地更大限度地沟通、改造、动用沟通、改造、动用剩余油富集区和动剩余油富集区和动用程度低甚至未动用程度低甚至未动用的储层。用的储层。2.2.人工暂堵转向压裂技术简介人工暂堵转向压裂技术简介暂堵剂：暂堵剂：基于应具有较强的封堵性同时又对地层污染 较小的考虑，选用水溶性的暂堵剂。封堵率及承压强度封堵率及承压强度分散态：分散态：u滤饼厚度1cm时， 21Mpa不能突破；u滤饼厚度1cm时，不能有效形成封堵。预制胶结态：预制胶

6、结态：u滤饼厚度=0.9cm时， 21Mpa不能突破；u滤饼厚度=0.5cm时， 12.3Mpa突破。溶解性及水不溶物溶解性及水不溶物安全性安全性压裂液中溶解性：压裂液中溶解性：u30, 5.5小时内全溶u50, 3小时内全溶u80, 1.2小时内全溶水不溶物：水不溶物：4% 比重：比重：1.21.5g/cm3适应地层温度：适应地层温度： 30140 外观：外观：白或棕褐色颗粒粒径：粒径：37mm主要成分：主要成分：特级胍胶、NaCL以及各种添加剂等。本品及其水溶液对人体无伤害、对环境无污染、不会产生有毒气体。其与油气混合物对人体及皮肤无伤害 。2.2.人工暂堵转向压裂技术简介人工暂堵转向压裂

7、技术简介 地层渗透率下降：地层渗透率下降： 地层压力下降 水敏及微粒运移 多次措施作业施工工艺：施工工艺： 地层压力下降滤失大 高砂比携砂能力强 大排量低摩阻 高返排率快速破胶基液交联破胶应用针对不同温度的“变组分”压裂液配方体系，降低对储层的伤害： 优质稠化剂减少稠化剂用量 优质破乳助排剂提高压裂液返排效率选用优质有机硼交联剂： 可控制调整延迟交联时间，适用不同井深，降低施工摩阻 保证压裂液耐温耐剪切性能，降低滤失且满足高砂比施工的携砂要求。 多重破胶清除滤饼伤害和残胶影响，达到彻底快速破胶目的: 胶囊破胶 追加破胶剂 自动破胶在莫北三工河、八区下乌尔禾、石南21头屯河组油藏进行的现场应用中

8、，施工成功率和有效率均达到100%，同时取得了良好的增产效果。2.2.人工暂堵转向压裂技术简介人工暂堵转向压裂技术简介新疆石英砂支撑剂支撑剂l 基本条件基本条件 - 地层渗透率地层渗透率 - 裂缝导流能力裂缝导流能力l 综合考虑综合考虑 - 价格价格 - 输送条件输送条件 - 货源货源 百口泉油田百口泉油田 - 克拉玛依组克拉玛依组 - 百口泉组百口泉组 彩南油田彩南油田 - 西山窑组西山窑组60.5810.496.434092.5723.3314.3130125.3648.1430.4420162.8684.2962.6210宜兴陶粒新疆石英砂兰州石英砂导 流 能 力(m2cm)闭合压力MP

9、a试验区试验区 2.2.人工暂堵转向压裂技术简介人工暂堵转向压裂技术简介2.2.人工暂堵转向压裂技术简介人工暂堵转向压裂技术简介与常规重复压裂相比与常规重复压裂相比常规重复压裂常规重复压裂 当局部应力变化不足以导致复当局部应力变化不足以导致复压裂缝发生自然转向时，常常压裂缝发生自然转向时，常常是原缝再次加砂，对注入水的是原缝再次加砂，对注入水的驱替效率及地层中孔隙压力分驱替效率及地层中孔隙压力分布的影响有限；布的影响有限； 若规模不够大则无法增加新的若规模不够大则无法增加新的泄油面积，若规模太大又容易泄油面积，若规模太大又容易使裂缝成为水窜通道；使裂缝成为水窜通道； 原缝加砂只可部分恢复老缝导

10、原缝加砂只可部分恢复老缝导流能力。流能力。人工暂堵转向压裂人工暂堵转向压裂 暂堵剂可实现在水平最大地应暂堵剂可实现在水平最大地应力方向上的压力阻挡，力方向上的压力阻挡，改变裂改变裂缝的起裂方位缝的起裂方位，能够在油气层，能够在油气层中打开中打开新新的油气流的油气流通道通道； 相对于原缝加砂，新裂缝相对于原缝加砂，新裂缝增加增加了沟通未动用油气层以及改变了沟通未动用油气层以及改变油气层流体渗流驱替规律，提油气层流体渗流驱替规律，提高注入水驱油效率的高注入水驱油效率的机会机会； 相对于原缝加砂，人工暂堵转相对于原缝加砂，人工暂堵转向压裂所产生的新裂缝具有较向压裂所产生的新裂缝具有较高的导流能力。高

11、的导流能力。与其他与其他封堵技术封堵技术 对比对比地下交联型堵剂：地下交联型堵剂：剂量小达不到所需压力，剂量大会形成新的伤害，虽然可以形成滤饼但地下反应不稳定，达不到所需的强度。油溶性暂堵剂：油溶性暂堵剂：为改性处理的蜡球，耐压强度低，用于应力差值小（13MPa）、微裂缝较发育油层的缝内暂堵。其溶解性受地层含水率及原油性质影响，对地层和裂缝导流能力有伤害；施工时由混砂车加入，对泵车的部件有损伤。炮眼球：炮眼球：(塑料球、尼龙球、橡胶球、钢心橡胶球)易脱落、封堵效果差；若嵌在炮眼处则易产生堵塞，而且不能够自溶。 水溶性暂堵剂：水溶性暂堵剂：主要是封堵近井地主要是封堵近井地带的裂缝和炮眼，改变裂缝

12、起裂方位。带的裂缝和炮眼，改变裂缝起裂方位。封堵率高，承受压差大，压裂后完全溶封堵率高，承受压差大，压裂后完全溶解解于压裂液并随其返排而排出，对地层于压裂液并随其返排而排出，对地层和裂缝几乎无伤害。施工方便，在正式和裂缝几乎无伤害。施工方便，在正式压裂前将预置在油管中的暂堵剂用水泥压裂前将预置在油管中的暂堵剂用水泥车挤入井中即可，对设备无损伤。车挤入井中即可，对设备无损伤。悬浮性堵剂：悬浮性堵剂：因为紊流作用和炮眼变形封堵率只能达到70，不能形成滤饼，难以形成很大的压差阻力。2.2.人工暂堵转向压裂技术简介人工暂堵转向压裂技术简介地面一次交联的颗粒堵地面一次交联的颗粒堵剂剂：自身强度大，但因为

13、在地下很难形成滤饼，同样存在封堵率不好的问题。 3.3.现场应用试验情况现场应用试验情况类型类型井号井号初期产量高，经一次或多次改造，措施前产液初期产量高，经一次或多次改造，措施前产液低低含水含水低低1118 1219 10521118 1219 1052初期产量高，经一次或多次改造，措施前产液初期产量高，经一次或多次改造，措施前产液高高含水含水高高1142 13681142 1368以前压裂跨度大，中低初产，油层改造不够彻底采出程度低以前压裂跨度大，中低初产，油层改造不够彻底采出程度低百百2828现场试验选井：现场试验选井： 2019年年2019年，在百口泉油田的克拉玛依组、百口泉组年，在百

14、口泉油田的克拉玛依组、百口泉组油藏和彩南油田西山窑组油藏进行了油藏和彩南油田西山窑组油藏进行了56口不同类型油井的现场试验。口不同类型油井的现场试验。 百口泉油田百口泉油田 百口泉油田百百口泉油田百2121井区克拉玛依组、百口泉组油藏自上世纪八十年代投入开发，储层非井区克拉玛依组、百口泉组油藏自上世纪八十年代投入开发，储层非均质程度强，无论是岩性、岩矿、物性还是微观孔隙结构均表现出较强的非均质性，储层均质程度强，无论是岩性、岩矿、物性还是微观孔隙结构均表现出较强的非均质性，储层层间和层内矛盾层间和层内矛盾突出。目前老井经多年措施后，可措施井逐步减少，重复压裂选井及增产突出。目前老井经多年措施后

15、，可措施井逐步减少，重复压裂选井及增产难度越来越大。难度越来越大。 百口泉油田试验井基本数据表百口泉油田试验井基本数据表3.3.现场应用试验情况现场应用试验情况分类分类区块区块井号井号备注备注含水含水40%90%90%彩彩9 9C2090C2090、C2019C2019、C2045C2045、C2226C2226、C2237C2237、C113C113、C2213C2213、C2265C2265、C2286C2286除除c1061c1061井外，其余井均物性较好井外，其余井均物性较好且厚度较大，措施前月产液量在且厚度较大，措施前月产液量在250t250t以上，均为水淹井因高含水以上，均为水淹井

16、因高含水关井。关井。 彩彩1010C1061C1061彩南油田彩南油田 彩南油田西山窑组油藏已彩南油田西山窑组油藏已进入中高含水、中高采出程度进入中高含水、中高采出程度阶段，存在的主要问题是压力保持程度低，阶段，存在的主要问题是压力保持程度低，压力场分布极不均匀，油水井间渗流能力差，注采压差不合理，注水井难注入、油井采不出，近压力场分布极不均匀，油水井间渗流能力差，注采压差不合理，注水井难注入、油井采不出，近73.7%73.7%的的油井不能生产或不能连开生产，生产特征表现为低产、低能，高含水、低液量。油井不能生产或不能连开生产，生产特征表现为低产、低能，高含水、低液量。普通的压裂改造后普通的压

17、裂改造后依然表依然表现为现为高含水、中低液量高含水、中低液量的生产特征的生产特征. . 因此，彩南油田西山窑组油藏近几年基本未实施重复压裂改造措施。因此，彩南油田西山窑组油藏近几年基本未实施重复压裂改造措施。20192019年年5 5月月20192019年选择了年选择了5050口口油井利用人工暂堵技术进行重复压裂，以达到避开或部分避开原裂缝，改善油层渗流能力的目的。油井利用人工暂堵技术进行重复压裂，以达到避开或部分避开原裂缝，改善油层渗流能力的目的。 百口泉油田试验井数据表百口泉油田试验井数据表3.3.现场应用试验情况现场应用试验情况施工时的破裂压力和微地震裂缝监测结果表明，正式压裂施工时的破

18、裂压力和微地震裂缝监测结果表明，正式压裂均开启了新缝而不是对原有裂缝的再充填和延伸：均开启了新缝而不是对原有裂缝的再充填和延伸：井口破裂压力：井口破裂压力：除1052、 C120、C2847、C2018及C2327等部分井因亏空漏失严重，井筒不满而导致测试压裂时套压无显示外，其余所有井正式压裂时套管所显示的井口破裂压力均高于测试压裂。以此可以认为投送的高强度暂堵剂有效地在施工过程中封堵了老缝、改变了裂缝的起裂方位而形成了新的人工裂缝。裂缝监测结果：裂缝监测结果：测试压裂与正式压裂的裂缝方位角、倾角的差异证实发生了程度不等的转向，说明正式压裂开启了新缝而不是对原有裂缝的再充填和延伸。裂缝面初始夹

19、角与平均夹角的差异说明暂堵剂改变了新裂缝的起裂方位，但在裂缝的延伸过程中，地应力依然起着主导作用，它控制了裂缝的最终主要延伸方向。裂缝裂缝监测监测井号井号测试压裂测试压裂正式压裂正式压裂排排量量油压油压套压套压排量排量油油压压套压套压c2018c20183.043.0414.2914.290 03.393.3923.8523.854.494.49c120c1202.652.6510.9210.920 02.612.6113.1913.192.072.07c1045c10452.922.9217.5317.530.60.63.123.1228.3128.319.759.75c2873c28732

20、.452.4537.0137.017.377.372.992.9933.9133.9110.9810.98c2847c28472.192.197.847.841.181.183.53.516.0816.084.714.71c2806c28062.242.2418.4318.4312.9412.944.054.0542.3542.3524.3124.31c1286c12862.092.0918.0618.067.847.843.773.7727.6727.678.968.96c2025c20252.032.0320.1120.1111.4911.493.513.5134.8834.8812.83

21、12.83c2327c23272.562.568.528.520 03.73.725.9225.921.351.35c2208c22083.153.1525.1425.144.394.393.33.332.4332.4312.7312.73c2090c20901.851.8543.8243.8216.6816.683.393.3940.3140.3121.0821.08c2019c20191.821.8240.1640.168.738.733.453.4542.2342.2319.2219.22c2045c20451.911.9144.2944.2912.612.63.263.2648.814

22、8.8127.9227.92c2226c22261.611.61282810103.243.2430.1930.1911.7311.73c2237c22371.611.6129.1629.169.19.13.273.2735.4935.4913.813.8c1061c10611.951.9540.4440.447.597.592.972.9730.2430.2411.9311.93井号井号测试压裂测试压裂正式压裂正式压裂排排量量油油压压套压套压排量排量油压油压套压套压121912193.53.537.8237.8220.220.23.023.0242.8142.8123.2523.251118

23、11183.63.630.7930.797.297.293.343.3427.3627.369.829.82136813683.573.57 38.1538.1516.4316.433.463.4635.9635.9614.8914.89114211422.952.95 27.9927.9911.0511.052.492.4932.2732.2711.9811.98百百2828井口无法接套压井口无法接套压10521052亏空严重，井筒不满，亏空严重，井筒不满，井口无压力显示井口无压力显示2.982.9823.2623.266.566.563.3.现场应用试验情况现场应用试验情况施工时的破裂压力

24、的变化表明，施工时的破裂压力的变化表明，正式压裂均开启了新缝：正式压裂均开启了新缝：破裂压力变化：破裂压力变化：井号井号 层位层位深度深度( (米米) ) 压裂次序压裂次序方位角方位角( (度度) ) 倾向倾向倾角倾角( (度度) ) 转向程度转向程度12191219B B2 220182018测试测试北东北东82.482.4东南东南5 5明显明显正式正式北东北东61.561.5东南东南1 1对比对比20.920.9B B3 320492049测试测试北东北东64.264.2东南东南1 1不明显不明显正式正式北东北东59.759.7东南东南3 3对比对比4.54.511181118B B1 1

25、21742174测试测试北东北东69.569.5西北西北1 1明显明显正式正式北东北东60.760.7西北西北2 2对比对比8.88.811421142B B1 121882188测试测试北西北西86.986.90 0明显明显正式正式北东北东82.382.3北北2 2对比对比4.64.613681368S S7 721442144测试测试北东北东70.170.1西北西北1 1明显明显正式正式北东北东82.482.4西北西北5 5对比对比12.312.3百百2828S S8 820862086测试测试北东北东83.483.4西北西北2 2不明显不明显正式正式北东北东79.179.1西北西北0 0

26、对比对比4.34.310521052B B1 123042304测试测试北东北东78.178.1北北5 5明显明显正式正式北西北西86.986.9北北7 7对比对比8.88.82019年百口泉油田暂堵转向压裂裂缝监测数据一览表年百口泉油田暂堵转向压裂裂缝监测数据一览表 3.3.现场应用试验情况现场应用试验情况微地震人工裂缝监测：微地震人工裂缝监测：1219井裂缝监测结果井裂缝监测结果3.3.现场应用试验情况现场应用试验情况2019年彩南油田暂堵转向压裂裂缝监测数据一览表年彩南油田暂堵转向压裂裂缝监测数据一览表 井号井号统计统计方位方位初始初始缝缝面夹面夹角角平均缝平均缝面夹角面夹角倾向倾向倾倾

27、角角解解 释释( (度度) )( (度度) )( (度度) )( (度度) )C2226测试测试 北西北西86.3455.20转向明显，初始转向角度转向明显，初始转向角度45度。度。正式正式 北西北西83.1北北4C2237测试测试 北东北东84.429.421.7北北4转向明显，初始转向角度转向明显，初始转向角度29.4度。度。正式正式 北东北东62.7西北西北1C2025测试测试 北东北东87.03319.7北北2转向明显，初始转向角度转向明显，初始转向角度33度。度。正式正式 北西北西73.3北北1C2090测试测试 北东北东76.636.729.2北北3转向明显，初始转向角度转向明显，

28、初始转向角度36.7度。度。正式正式 北西北西74.2北北3C2847测试测试 北西北西89.344.710.1北北2正式压裂有明显的左旋转向趋势正式压裂有明显的左旋转向趋势正式正式 北西北西79.2北北3C2806测试测试 北东北东79.230.817.7北北2正式压裂有明显的左旋转向趋势正式压裂有明显的左旋转向趋势正式正式 北西北西83.1北北2C1286测试测试 北东北东80.6108.80转向不明显，初始转向角度转向不明显，初始转向角度10度。度。正式正式 北东北东89.40C2019测试测试 北东北东81.7350.2西南西南3右翼转向明显，缝面左旋右翼转向明显，缝面左旋, ,有明显

29、的扩展；左翼转向不有明显的扩展；左翼转向不明显明显正式正式 北东北东81.9西南西南2C2045C2045测试测试北东北东71.771.720207 7西南西南5 5裂缝形态接近，正式压裂约东西向，裂缝形态接近，正式压裂约东西向，5050米后转回原来米后转回原来的方向。东翼前缘有左旋转向趋势，倾角差别较大的方向。东翼前缘有左旋转向趋势，倾角差别较大正式正式北东北东78.778.70 03.3.现场应用试验情况现场应用试验情况c2025井裂缝监测结果井裂缝监测结果3.3.现场应用试验情况现场应用试验情况c2090井裂缝监测结果井裂缝监测结果3.3.现场应用试验情况现场应用试验情况4.4.增产效果

30、增产效果 井号投产年月措施时间措施前水平累积增液量(t)累积增油量(t)累积有效天数(d)失效年月产液(t/d)产油(t/d)10521979.092019.6.410.67.3130553427.520191211181981.04 2019.4.297.34.557810456.520190911421988.102019.6.1182.8185823794780.312191980.08 2019.4.294.44.129962603698.620190713681982.052019.6.17.62.543616784201912百281981.112019.6.21.51.11256

31、1078466.8201905措施井合计23978.023978.08299.08299.02513.72513.7措施井单井平均3996.3 3996.3 1383.2 1383.2 419.0 419.0 百口泉油田暂堵转向压裂效果统计表百口泉油田暂堵转向压裂效果统计表( (至至20192019年年7 7月月) )百口泉油田百口泉油田有效率有效率 平均单井增油量平均单井增油量 93.6100325t1383t4.4.增产效果增产效果井号井号投产投产年月年月措施措施时间时间措施前措施前产液水平产液水平(t/d)措施前措施前产油水平产油水平(t/d)累积累积增液量增液量(t)累积累积增油量增油

32、量(t)累积累积有效天数有效天数(d)失效失效年月年月c2018199405201910230.40.3284165135.6201904c120201901201910170.70.7911865.7201902c1045201904201911090.90.8775615270.1c2873201909201910181.2155563163647.9c2847201908201907071.61.22161299.5201911c2806201906201907081152254786745.6C1009199208201908122.61.8358145136.1C1127199303

33、201908101.21.1197159113.82019.02C2019199406201904103.60.3821042.12019.08C2818201907201904142.51.4670598412.32019.06C2827201906201907121.91.76231161352019.12c1025199201201904150.60.6696420106.52019.02c1114199303201904231.61.658944499.8c2809201905201904152.51.8951711106.6c2845201908201904043.63.445830

34、3117.3c2834201908201906201126318139.7c2850201907201906120.40.430018250.1c1012199208201906151.11.123511848.7c2810201906201906170.30.338123041.4c2812201904201906181.1134219646.3措施井合计措施井合计19031.0 12562.0 3460.1 措施井单井平均措施井单井平均951.6 628.1 173.0 至2019年7月，20口井累积增产原油12562吨，平均单井增油628吨，目前仍有14口井有增油效果。如果不包括2019

35、年进行措施的井，平均单井增油889吨。 彩南油田暂堵转向压裂效果统计表（含水彩南油田暂堵转向压裂效果统计表（含水40%的井）的井）彩南油田暂堵转向压裂效果统计表（含水彩南油田暂堵转向压裂效果统计表（含水4090%的井）的井）4.4.增产效果增产效果 井号井号投产投产年月年月措施措施时间时间措施前措施前产液水平产液水平(t/d)措施前措施前产油水平产油水平(t/d)累积累积增液量增液量(t)累积累积增油量增油量(t)累积累积有效天数有效天数(d)失效失效年月年月c12861993032019081761.52937472290.2201907c2025199310201906245.62.395

36、574281738.2c2327201909201910222.81.10051201902c2208199404201911086.71.7483147163.6201904C102199210201907046.10.864118447.62019.05C2040199306201904123.51.51351151205.92019.1C2110199404201907103.80.710028123.62019.11C2207199404201904145.30.72520921454.6C2221199409201905215.41.447091135423.6C2245199405

37、201905198.9284215121.52019.09C2804201906201908097.51.22805723341.4C2811201906201905180.20.2824638256.32019.03C2851199201201907071.80.43008644361.3彩彩12199201201905201.60.62708845429.7c21181994052019041600000c2256199412201906140.50.364118447.6c2814201906201906160.60.33324344.8c2815201909201906050.20.2

38、2545256.8c2854201910201905260.20.2560447.9c2872201909201906193.11.72495652.1措施井合计措施井合计35423105034257.7措施井单井平均措施井单井平均1771.2525.15212.9至至20192019年年7 7月，月，2020口井累积增产原油口井累积增产原油1050310503吨，平均单井增油吨，平均单井增油525.15525.15吨，目前仍吨，目前仍有有1212口井有增油效果。如果不包括口井有增油效果。如果不包括20192019年进行措施的井，平均单井增油年进行措施的井，平均单井增油716.8716.8吨。

39、吨。 彩南油田暂堵转向压裂效果统计表（含水彩南油田暂堵转向压裂效果统计表（含水90%90%的井）的井）井号井号投产投产年月年月措施措施时间时间措施前水平措施前水平累积累积失效失效年月年月产液产液(t/d)(t/d)产油产油(t/d)(t/d)增液量增液量(t)(t)增油量增油量(t)(t)有效天数有效天数(d)(d)c2090199401201906252.80.2278035119201910c20191993102019081815.50.933065123.3201912c20451994052019081990.2217061201902c2226199404201906226.10.

40、1245234121.5201910c22371994072019102312.62.7638087.3201910c1061200006201911074.3015641481.8201903C113199411201908132.10.1329122.12019.12C22131994102019081430.183052106.52019.12C22651994102019041810.152702287452.8c22862019032019060420.212321757.4措施井合计1861824451232.7措施井单井平均1861 244.5123.3 4.4.增产效果增产效果

41、 所施工的此类所施工的此类1010口井增油效果较差口井增油效果较差, ,仅仅1 1口井（口井（C2265C2265，该井原来低产）效果较好。原因为此，该井原来低产）效果较好。原因为此类井经暂堵压裂并建立高导流能力的渗流通道后，虽然产液能力明显提高，但由于原水淹类井经暂堵压裂并建立高导流能力的渗流通道后，虽然产液能力明显提高，但由于原水淹区域并未被封堵，且较之剩余油富集区域有更强的能量补充和较好的物性条件，故除了有区域并未被封堵，且较之剩余油富集区域有更强的能量补充和较好的物性条件，故除了有明显的增液效果外，几乎都没有增油效果。明显的增液效果外，几乎都没有增油效果。5.5.结论与认识结论与认识

42、u 油藏开发过程中的多种因素会导致油井附近的应力场发生变化，在油藏开发过程中的多种因素会导致油井附近的应力场发生变化，在此基础上，通过此基础上，通过使用暂堵剂使用暂堵剂实现在水平最大地应力方向上的压力阻实现在水平最大地应力方向上的压力阻挡并改变裂缝的起裂方位，挡并改变裂缝的起裂方位，可在重复压裂中实现可在重复压裂中实现压压开新缝和使裂缝开新缝和使裂缝发生转向发生转向，在油气层中打开新的油气流通道，在油气层中打开新的油气流通道，但无法人工控制裂缝但无法人工控制裂缝转向角度和方位转向角度和方位；u 在一定的物质基础（剩余储量和地层能量在一定的物质基础（剩余储量和地层能量) )条件下，相对于常规重复

43、条件下，相对于常规重复压裂的原缝加砂而言，由于压裂的原缝加砂而言，由于人工暂堵转向压裂开启了新缝人工暂堵转向压裂开启了新缝而不是对而不是对原有裂缝的再充填和延伸，具有较高的导流能力，同时原有裂缝的再充填和延伸，具有较高的导流能力，同时增加了沟通增加了沟通未动用油气层未动用油气层以及以及改变油气层流体渗流驱替规律改变油气层流体渗流驱替规律，提高注入水驱油，提高注入水驱油效率的机会，具有较好的增产效果；效率的机会，具有较好的增产效果；5.5.结论与认识结论与认识 3.相当一部分重复压裂油井由于注水不受效，地层亏空严重，需要相当一部分重复压裂油井由于注水不受效，地层亏空严重，需要更大更大的压裂规模的

44、压裂规模使新裂缝穿透原泻油范围，才能达到增产增油的目的，使新裂缝穿透原泻油范围，才能达到增产增油的目的，但同时也但同时也增加了油井过快水淹水窜的风险增加了油井过快水淹水窜的风险；4.水淹井经暂堵压裂水淹井经暂堵压裂并建立高导流能力的渗流通道后，虽然产液能力明并建立高导流能力的渗流通道后，虽然产液能力明显提高，但显提高，但由于原水淹区域并未被封堵由于原水淹区域并未被封堵，且较之剩余油富集区域有，且较之剩余油富集区域有更强的能量补充和较好的物性条件，故除了有明显的增液效果外，更强的能量补充和较好的物性条件，故除了有明显的增液效果外，几乎没有增油效果几乎没有增油效果。 LOGOEdit your c

45、ompany slogan新疆油田公司勘探开发研究院截止07年7月底，百口泉油田试验井与前四年的91口重复压裂井相比，平均单井累积增油量由325吨上升到1383吨，彩南油田试验井也取得了单井平均增油510.2吨的良好增产效果，且目前依然有27口井有增油效果（百口泉1口、彩南26口）。提高措施增油效果提高措施增油效果 提供增产新技术提供增产新技术暂堵与重复压裂结合的人工暂堵转向压裂，是常规重复压裂技术的有效补充和发展，为提高低渗透油气田开发的增产挖潜水平提供了有效的技术手段。使重复压裂缝相对于原有裂缝方位发生偏离、转向，不仅可提高重复压裂增油效果，同时还可以在一定程度上起到改变水驱方向、提高注入水利用率的作用。有利于提高老油田的采收率、开发效益和开发水平。提高油田开发水平提高油田开发水平4.4.增产效果增产效果