低渗透油田增产技术简介

1、一、缝内转向压裂工艺技术二、稠化水酸性清洁压裂液技术三、油井堵水工艺技术四、其它压裂酸化增产增注技术（一）注水井降压增注技术（一）注水井降压增注技术（二）底水油藏提高单井产量技术（二）底水油藏提高单井产量技术（三）酸性压裂液技术（三）酸性压裂液技术（四）裂缝深部暂堵酸化技术（四）裂缝深部暂堵酸化技术一、缝内转向压裂工艺技术（一）油田老井缝内转向压裂工艺技术技技术术背背景景（1 1）水驱开发，井网间地层）水驱开发，井网间地层压力、剩余油分布不均；压力、剩余油分布不均；（2 2）存在死油区。）存在死油区。技技术术原原理理借助于缝内转向剂的加入和施借助于缝内转向剂的加入和施工参数控制，在主裂缝内产生

2、工参数控制，在主裂缝内产生升压效应，摆脱地应力对裂缝升压效应，摆脱地应力对裂缝方向控制，实现裂缝转向，压方向控制，实现裂缝转向，压开新的支裂缝或沟通更多微裂开新的支裂缝或沟通更多微裂缝，形成不同方位的支裂缝。缝，形成不同方位的支裂缝。缝内转向压裂技术作为长庆低渗透油田老井提高单井产量主要推广应用技缝内转向压裂技术作为长庆低渗透油田老井提高单井产量主要推广应用技术之一，近年来推广应用术之一，近年来推广应用500500多多口井。口井。在长庆安塞、陇东、姬塬等油田老井共应用在长庆安塞、陇东、姬塬等油田老井共应用407407口井，已累计增油口井，已累计增油2222万吨，万吨，平均平均单井增油单井增油5

3、38.8t538.8t，有效天数，有效天数394394天，措施有效率天，措施有效率94.0%94.0%。部分井已取得了部分井已取得了有效天数和累计增油有效天数和累计增油”双过千双过千”的佳绩。的佳绩。长庆油田老井缝内转向重复压裂应用效果长庆油田老井缝内转向重复压裂应用效果2009年重复压裂：11口，日增油1.0t，累计增油1525t。序号井号区块名措施层位措施前目前（09.12）有效天数日增油量(t)累增油量（t)备注日产液日产油含水日产液日产油含水1西31-34白马中长82.75 0.95 59.3 4.241.4260.7269 0.47 231 2剖39-7华152长30.97 0.06

4、 93.0 0.950.188.1255 0.9 239 3董73-55董志长80.64 0.36 33.6 1.791.3510.5209 0.99 168 4剖7-5华152长31.25 0.39 63.0 2.440.9653.9181 0.57 79 5董73-54董志长80.60 0.45 11.4 1.431.0413.3165 0.59 108 6华201-11华201Y86.05 1.15 77.6 19.44.5472.4140 3.39 305 7西31-30白马中长8暂关1.860.6757.8149 0.67 137 8西33-32白马中长83.65 1.81 41.6

5、2.881.573637 01 9西28-24白马中长81.92 0.00 1004.80.8978.372 0.89 54 10西232庄19长81.44 0.3967.9 1.921.1728.670 0.78 62 11西27-23白马中长80.97 0.00 100 6.792.2960.468 2.29 140 （二）油田新井缝内转向压裂技术油田新井低产原因油田新井低产原因（1 1）储层砂体局部变化剧烈，储层平面物性和含油性差异大，压裂）储层砂体局部变化剧烈，储层平面物性和含油性差异大，压裂裂缝可能伸入致密或低含油区域，造成油井低产或不产油。裂缝可能伸入致密或低含油区域，造成油井低产

6、或不产油。（2 2）储层微裂缝发育贯穿砂岩和泥岩层，造成投产压裂时人工裂缝）储层微裂缝发育贯穿砂岩和泥岩层，造成投产压裂时人工裂缝向直接窜向非含油层，而目的层改造程度较低。向直接窜向非含油层，而目的层改造程度较低。 从2002年开始，采用缝内转向压裂技术对投产压裂后产液量低的20口新井进行了重复压裂改造，均达到了提高产量目的。 年度年度油田油田井号井号层位层位初次压裂试油产量初次压裂试油产量重复压裂试油产量重复压裂试油产量投产一年后投产一年后油油m3/d水水m3/d液液m3/d油油t/d液液m3/d油油t/d含水含水2003安塞安塞王王37-028长长60042.026.06.543.447.

7、7坪坪36-192长长61151.024.03.882.234杏杏61-24长长63.783.7810.747.764.684.46.220032003年安塞油田新井缝内转向重复压裂后试油及投产统计表年安塞油田新井缝内转向重复压裂后试油及投产统计表 技术思路：堵老缝、造新缝。技术方法：前置液阶段直接加入转向剂封堵老裂缝，裂缝转向。年度年度井号井号层位层位初次压裂初次压裂 试油产量试油产量重复压裂重复压裂 试油产量试油产量投产一个月投产一个月投产第三个月投产第三个月油油m3/d水水m3/d油油m3/d水水m3/d液液m3/d油油t/d含水含水%液液m3/d油油t/d含水含水%2006地地47-6

8、0长长4+50.62.65.032.012.61.7883.414.11.4987.6堡堡23-45长长4+5006.005.062.9732.23.572.1927.9科科13-26延延9抽空抽空8.705.584.299.766.274.7111.4科科12-28延延9抽空抽空17.102007堡堡25-43长长4+503.4021.65.430.295.24.790.1795.8地地56-67长长4+5034.561.820.938.21.550.8138.2地地57-71长长4+503.2018.93.810.4286.23.530.2990.3官官17-21长长102.83407.7

9、25.658.56.995.2411.8官官15-22长长101.82706.534.955.25.794.469.3官官14-19长长100.622.8011.28.475.79.397.278.9官官21-24长长101.2018.97.720.395.16.590.296.4官官41-18长长101.87.209.157.322.48.5573.72006-20072006-2007年姬塬油田新井缝内转向压裂重复压裂排液数据统计表年姬塬油田新井缝内转向压裂重复压裂排液数据统计表 序号序号井别井别井号井号层位层位试油产量试油产量m3/d目前产量目前产量(2008.11.8)初次压裂初次压裂

10、重复压裂重复压裂油油水水油油水水液液m3/d油油t/d含水含水%1试验井试验井堡堡23-31长长802.93.93.33.751.7445.6对比井对比井堡堡24-30长长87.511.41.880.2484.72试验井试验井堡堡43-41长长4+500.523.44.603.3314.93试验井试验井堡堡23-46长长4+501.816.53.382.5610.74试验井试验井地地93-88长长4+501.334.56.935.467.4对比井对比井地地94-88长长4+525.87.255.746.85试验井试验井地地55-65长长4+502.85.40.560.3821.2对比井对比井地

11、地55-66长长4+519.53.561.5947平均平均试验井试验井5口口01.319.74.913.3819.0 对比井对比井3口口18.3 /4.172.8918.5 20082008年姬塬油田缝内转向重复压裂新井与常规压裂邻井效果对比年姬塬油田缝内转向重复压裂新井与常规压裂邻井效果对比 2008年，在姬源地区低液量新井重复压裂中应用5口井，均达到了提高产量的目的。加转向剂井号井号工艺工艺技术技术加砂量加砂量m m3 3排量排量m m3 3/min/min砂比砂比% %破压破压MPaMPa工作工作压力压力MPaMPa停泵停泵压力压力MPaMPa试油结果试油结果液液(m(m3 3/d)/d

12、)油油( (t/dt/d) )含水含水(%)(%)37-02837-028普通压裂普通压裂35351.81.836.136.129.029.01851856.56.50 00 00 0转向压裂转向压裂18181.0-1.0-1.81.834.234.2无无20.0-23.020.0-23.06.06.0424226.026.0303037-02837-028井重复压裂施工参数及试油产量对比井重复压裂施工参数及试油产量对比 37-02837-028井重复压裂施工压力曲线井重复压裂施工压力曲线 37-028井投产压裂加砂井投产压裂加砂35m3，抽汲不，抽汲不产液，排出总液量产液，排出总液量35m3

13、。通过地质资料分析认为该井物性较好，通过地质资料分析认为该井物性较好，压裂后应具有一定的产能。重复压裂采用压裂后应具有一定的产能。重复压裂采用缝内转向压裂技术，加砂缝内转向压裂技术，加砂18m3，试油日产，试油日产液液42m3/d,日产油日产油26t/d，投产一年后日产，投产一年后日产液液6.5m3/d，日产油，日产油3.4t/d，重复压裂改造，重复压裂改造效果明显。效果明显。实例：实例：37-028层位层位井数井数（口）（口）初次压裂初次压裂转向复压转向复压增油增油m m3 3/d/d投产第一个月投产第一个月投产第三个月投产第三个月油油m m3 3/d/d 水水m m3 3/d/d 油油m

14、m3 3/d/d 水水m m3 3/d/d液液m3/dm3/d油油t/dt/d含水含水 % %液液 m3/dm3/d油油t/dt/d含水含水 % %长长1 15 50 00.90.920.920.94.74.720.920.95.065.063 332.232.23.573.572.192.1927.927.9长长4+54+510101.01.01.41.413.113.12.42.412.112.13.93.91.91.9 42.68 42.68 3.23.21.591.59 41.54 41.54 长长6 65 50 02.42.42.12.14.54.52.12.12.72.71.01.

15、062.062.02.22.21.11.151.651.6长长8 84 40.60.61.51.53.63.61.81.83.03.03.63.61.291.29 61.761.73.63.61.621.6250.950.9平均（平均（2424）0.50.51.51.510.910.93.23.210.410.43.83.81.81.843.743.73.13.11.61.639.339.3 2009年 应用”转向压裂工艺“在低效、复杂井中实施重复压裂，取得了良好的增产效果，成功挽救了24口井。（三）多裂缝压裂工艺技术 超低渗储层岩性致密，原油流动困难，单井产量低下。虽然储层微裂缝较发育，但尺

16、寸微小，不能成为油流通道，压裂过程如何实现对微裂缝的改造和利用是提高产量的关键。在压裂过程中形成一定主裂缝长度后，借助于多次加入缝内转向剂在主裂缝内形成局部堵塞，造成压力波动，使主裂缝附近微裂缝实现开启和延伸，实现对微裂缝的改造和利用。区块区块层位层位类别类别储层电测解释储层电测解释第一个月第一个月第二个月第二个月第三个月第三个月厚度厚度m m视孔视孔% %渗透渗透mDmD液液m3/dm3/d油油t/dt/d含水含水 % %液液 m3/dm3/d油油t/dt/d含水含水 % %液液 m3/dm3/d油油t/dt/d含水含水 % %安塞安塞长长6 6试验（试验（8 8）19.719.712.23

17、12.232.212.213.433.431.891.8935. 2 35. 2 2.882.881.721.7229.74 29.74 2.782.781.571.5733.56 33.56 对比（对比（1111）17.517.511.611.62.162.163.063.061.631.6337.337.32.312.311.311.3133.28 33.28 2.432.431.241.2439.97 39.97 西峰西峰长长8 8试验（试验（3434）16.916.911.2611.261.381.385.365.363.223.2229.329.34.464.462.712.7128

18、.51 28.51 4.064.062.522.5226.98 26.98 对比（对比（4646）18.1118.1112.0312.031.541.544.584.582.142.1445.045.03.723.721.651.6547.82 47.82 3.63.61.541.5449.67 49.67 吴起吴起长长6 6试验（试验（9 9）24.024.012.612.62.02.04.94.92.72.744.944.93.83.82.92.923.723.73.03.02.32.323.323.3对比（对比（1717）21.421.412.512.51.91.94.84.82.42.

19、450.050.03.23.22.52.521.921.92.42.41.91.920.820.8姬塬姬塬 长长4+54+5试验（试验（1818）10.810.812.1712.172.222.225.25.23.23.235.035.06.96.95.55.56.46.46.96.95.25.210.410.4对比（对比（3232）10.510.512.0012.002.262.264.54.53.53.58.78.74.64.63.73.77.37.34.34.33.33.39.39.3试验井试验井17.917.912.112.11.951.955.05.03.03.030.130.14.

20、84.83.33.318.418.44.54.53.13.119.719.7对比井对比井16.916.912.012.01.871.874.44.42.42.436.436.43.83.82.52.523.923.93.63.62.22.227.627.62008-2009年多裂缝压裂工艺已在吴起油田、西峰油田、姬塬油田、安塞油田进行新井投产压裂试验69口井，现场施工成功率95%，投产初期平均单井日增油达到0.8t。u现场应用效果现场应用效果二、稠化水酸性清洁压裂液技术技技术术背背景景 无伤害或负伤害压裂液代表着压裂行业液体发无伤害或负伤害压裂液代表着压裂行业液体发展的方向，目前，清洁压裂液是

21、低伤害压裂液代表展的方向，目前，清洁压裂液是低伤害压裂液代表性体系，但其配液难度大、破胶困难，存在乳化伤性体系，但其配液难度大、破胶困难，存在乳化伤害和润湿反转伤害等缺点，限制了其推广应用。害和润湿反转伤害等缺点，限制了其推广应用。 稠化水酸性清洁压裂液是一项全新技术产品，稠化水酸性清洁压裂液是一项全新技术产品，最大程度地发扬了清洁压裂液的优势，同时弥补了最大程度地发扬了清洁压裂液的优势，同时弥补了清洁压裂液的不足，也是对低渗油气藏改造的一个清洁压裂液的不足，也是对低渗油气藏改造的一个补充。补充。 技术原理技术原理稠化水酸性清洁压裂液是一种以粘稠化水酸性清洁压裂液是一种以粘弹性表面活性剂为主的

22、压裂液体系，弹性表面活性剂为主的压裂液体系，其主要成分其主要成分液态稠化剂液态稠化剂遇水混合即遇水混合即可可快速交联携砂快速交联携砂，不需添加新设备，不需添加新设备可实现可实现连续混配连续混配作业，遇作业，遇原油和地原油和地层水即可破胶层水即可破胶；压裂液可以携带；压裂液可以携带不不同类型和浓度的酸液同类型和浓度的酸液；具有无残渣、；具有无残渣、低伤害和可采用压后不抽汲排液投低伤害和可采用压后不抽汲排液投产等技术特色。目前已开发出产等技术特色。目前已开发出低温低温（ 70 以内）、中高温（以内）、中高温（ 70-120 ）两种压裂液体系。两种压裂液体系。技术指标技术指标可可携带酸携带酸（HCL

23、HCL、HFHF）浓度）浓度1 19 9、有机酸、有机酸1 13 3，实现酸化与加砂压裂联作；，实现酸化与加砂压裂联作；耐温及抗剪切性耐温及抗剪切性：耐温：耐温7575，4040压裂压裂液连续剪切液连续剪切2hr2hr，粘度，粘度100mPa.s100mPa.s，粘度不变，粘度不变化；化；破胶性破胶性：无需添加破胶剂，遇原油和地层：无需添加破胶剂，遇原油和地层水即可破胶，破胶后无残渣，破胶液粘度水即可破胶，破胶后无残渣，破胶液粘度5mPa.s5mPa.s；携砂能力携砂能力：4040、3535砂比，静止状态可砂比，静止状态可悬浮悬浮60min60min以上；以上；岩心伤害率：岩心伤害率：延延9

24、9、长、长2 2、长、长4+54+5和长和长610%610%，长长820%889%89%。 低温稠化剂技术原理及液体性能 2009年上半年，经过室内研发，初步开发出了中高温酸性清洁压裂液体系，并对该压裂液体系进行了评价，结果表明满足中温（60-120 以内）油气井储层加砂压裂改造要求 。 耐温稠化剂LHM-1中高温酸性清洁压裂液 中高温稠化剂技术原理及液体性能技术特点技术特点u现场现场连续混配连续混配，施工组织快捷；，施工组织快捷；u液体液体不腐败不腐败，易于储存和操作；，易于储存和操作；u压裂后，现场压裂后，现场残液少残液少，环保；，环保；u液体携砂性能优良，液体携砂性能优良，可加酸，粘度易

25、于调整，可加酸，粘度易于调整，有助于结合压有助于结合压裂工艺进行储层的针对性改造；裂工艺进行储层的针对性改造；u压裂液压裂液无残渣无残渣，不会出现因残渣堵塞而降低储层和人工裂缝，不会出现因残渣堵塞而降低储层和人工裂缝渗透性，施工后可以不抽汲，减少试油工序。渗透性，施工后可以不抽汲，减少试油工序。u稠化水压裂液体系主要材料为表面活性剂，若产品出现质量稠化水压裂液体系主要材料为表面活性剂，若产品出现质量问题就不能实现加砂施工，便于现场实时质量监督、控制。问题就不能实现加砂施工，便于现场实时质量监督、控制。 稠化水酸性清洁压裂液具有稠化水酸性清洁压裂液具有无需现场配液无需现场配液，压后，压后不用抽汲

26、不用抽汲的技术的技术优势，能够节省大量的时间，缩短试油周期，这对如何提高单井或井优势，能够节省大量的时间，缩短试油周期，这对如何提高单井或井组试油作业效率提供了一个新思路。组试油作业效率提供了一个新思路。快速投产快速投产工工 序序稠化水稠化水胍胶压裂液胍胶压裂液备备 注注压裂施工前压裂施工前备罐，备稠化剂备罐，备稠化剂备罐，洗罐，运送压裂液材料备罐，洗罐，运送压裂液材料至现场配液。至现场配液。胍胶压裂液置放时胍胶压裂液置放时间较长宜变质间较长宜变质压裂施工压裂施工连续混配，设计要求连续混配，设计要求多少，可以配多少多少，可以配多少 按照设计要求施工按照设计要求施工稠化水用量能够依稠化水用量能够

27、依照现场施工实际用照现场施工实际用量来定，不存在液量来定，不存在液体浪费问题体浪费问题压裂施工后压裂施工后冲砂、洗井、投产冲砂、洗井、投产放喷，冲砂、洗井、抽汲取、放喷，冲砂、洗井、抽汲取、投产投产总体评价总体评价从施工前准备、压裂施工过程、后期排液到投产过程，稠化水酸性清洁压裂从施工前准备、压裂施工过程、后期排液到投产过程，稠化水酸性清洁压裂液体系与胍胶压裂液体系对比具有较强的实用性。液体系与胍胶压裂液体系对比具有较强的实用性。施工工序比较施工工序比较 胍胶胍胶稠化水稠化水备注备注备罐时间备罐时间1-2天天1-2天天卡车运输卡车运输清罐时间清罐时间3-4h0h配液时间配液时间10h0h稠化水

28、无需提前配液稠化水无需提前配液压裂时间压裂时间1-1.5h1-1.5h稠化水配液采用现场连续混配，用量能够依稠化水配液采用现场连续混配，用量能够依照现场施工实际用量来定照现场施工实际用量来定排液时间排液时间2-5天天1天天稠化水可不排液，直接投产稠化水可不排液，直接投产合计合计4.5-8天天1.5-3.5天天节约节约3-4天天作业周期比较作业周期比较 采用稠化水酸性清洁压裂液进行施工，与常规措施相比整体可节约采用稠化水酸性清洁压裂液进行施工，与常规措施相比整体可节约试油压裂时间试油压裂时间3-4天天/井。井。1 1、稠化水、稠化水+ +缝内转向压裂工艺缝内转向压裂工艺2 2、稠化水压裂增注技术

29、、稠化水压裂增注技术3 3、稠化水、稠化水+ +控缝高压裂工艺控缝高压裂工艺4 4、稠化水、稠化水+ +缓速酸深度暂堵酸化技术缓速酸深度暂堵酸化技术配套形成多项复合工艺配套形成多项复合工艺 在长庆油田中深井现场试验近30口井，井深20002800m，井温70-80。施工过程中，施工砂量560m3，排量0.82.5m3/min，施工压力平稳，显示了良好的携砂性能。 2006-2009年现场应用井次已达184口，分别分布于安塞油田、靖安油田、西峰油田和姬塬油田，试验井都取得较好的改造效果。现场成功应用了变粘度多级充填压裂工艺、稠化水+控缝高压裂工艺和稠化水+缝内阻垢压裂工艺，取得了一定的改造效果，

30、新思路的提出与应用为低渗透油藏加快改造提供了有益的尝试。综合评价，措施井改造有效率大于90，现场施工成功率大于96%，改造储层深度800m-2800m，储层温度最高80，单井最高加砂超过60m3，最高砂比大于55%。三、油井堵水工艺技术选择性堵水选择性堵水+压裂压裂(酸化酸化)技术技术u 低排量泵注低排量泵注DQDQ凝胶堵剂凝胶堵剂，使该堵剂能进入裂缝端部地层，使该堵剂能进入裂缝端部地层基质孔隙基质孔隙进行封堵；进行封堵；u 交替泵注交替泵注LDNLDN胶体和胶体和LDSLDS高强固化剂高强固化剂（粘度交替变化），（粘度交替变化），封堵裂缝端部部分水串封堵裂缝端部部分水串裂缝通道裂缝通道；u

31、根据实际情况确定顶替量，结束施工。根据实际情况确定顶替量，结束施工。u 压裂（酸化）压裂（酸化）增产改造。增产改造。三叠系特低渗储层油井水淹现象严重。低渗透储层微裂缝发育，且具有三叠系特低渗储层油井水淹现象严重。低渗透储层微裂缝发育，且具有明显的方向性，容易造成注入水沿微裂缝发育方向快速推进，而使油井水淹。明显的方向性，容易造成注入水沿微裂缝发育方向快速推进，而使油井水淹。因此，油井堵水工艺技术是治理低渗透油田裂缝性见水的有效方法。因此，油井堵水工艺技术是治理低渗透油田裂缝性见水的有效方法。图图 裂缝性堵水模拟图裂缝性堵水模拟图 油井堵水工艺技术油井堵水工艺技术 研发研发6种不同功能可控堵剂种

32、不同功能可控堵剂 近井地带裂缝屏蔽与保护近井地带裂缝屏蔽与保护 三级交替注入堵水工艺三级交替注入堵水工艺 堵水井措施后仍有产油量。堵水井措施后仍有产油量。u保留近井地带裂缝采油；保留近井地带裂缝采油；u封堵人工裂缝端部地层和部封堵人工裂缝端部地层和部分人工裂缝通道。分人工裂缝通道。堵水工艺技术分别在采油一厂、二厂、三厂、四厂、六厂老堵水工艺技术分别在采油一厂、二厂、三厂、四厂、六厂老井和新井进行了试验井和新井进行了试验, ,完成完成1818口井施工。口井施工。 堵水措施后，见效方式有两种：一是液量、含水降后增油；堵水措施后，见效方式有两种：一是液量、含水降后增油；二是液量、液面降，含水不变。二

33、是液量、液面降，含水不变。油井堵水技术主要针对裂缝性见水特征明显的井具有较好的适应性。油井堵水技术主要针对裂缝性见水特征明显的井具有较好的适应性。（1）老井应用效果）老井应用效果 序号序号井号井号措施日期措施日期措施前措施前措施后（措施后（0904）液面变化液面变化累计增累计增油油液液m3/d油油t/d含水含水%液液m3/d油油t/d含水含水%堵水前堵水前堵水后堵水后131-332008-6-46.590.2296.02.40.288.2/18.0228-242008-6-128.030.0199.82.280.2388.24601640313.0369-522008-7-8暂关暂关000井口

34、井口164611.0473-552008-7-101.800.3279.10.720.4133.3井口井口164113.0584-622008-7-18暂关暂关2.651.0155.1井口井口1574296.0634-222008-7-219.840.01004.820.9975.9井口井口1311285.071302008-7-2416.130.01001.150.279.1314下封下封51.0885-362008-8-12暂关暂关00100井口井口0(1502)目前水淹目前水淹0.020082008年采油二厂油井堵水效果统计表年采油二厂油井堵水效果统计表2008年，年，油井裂缝性堵水在某

35、油田应用油井裂缝性堵水在某油田应用8口井，口井，已累计增油已累计增油1038t。封堵成功率达到了封堵成功率达到了100%，增油率达到了，增油率达到了87.5%。2009年，采油二厂共计实施油井堵水11口，有效井8口，与堵水前相比：日产液49.6m3，日产油 5.7t，累计增油697t。从降液效果分析：5口降液效果明显，日产液53.7m3/d，平均单井日产液10.7m3/d。从增油效果分析：5口见到明显增油效果，日增油5.55t/d，平均单井日增油1.11t/d。序号序号井号井号完井完井日期日期措施前生产情况措施前生产情况目前生产情况目前生产情况日增油日增油累计累计增油增油备注备注日产液日产液日

36、产油日产油含水含水液面液面日产液日产液日产油日产油含水含水液面液面1 1162-29162-297.01 7.01 18.74 18.74 0.00 0.00 100.0 100.0 井口井口5.75 5.75 0.11 0.11 97.8 97.8 1500 1500 0.11 0.11 18 18 有效有效2 278-5478-548.14 8.14 45.00 45.00 0.00 0.00 100.0 100.0 井口井口24.76 24.76 0.00 0.00 100.0 100.0 井口井口56 56 有效有效3 382-6982-699.02 9.02 3.67 3.67 0.

37、00 0.00 100.0 100.0 795 795 3.90 3.90 1.11 1.11 66.1 66.1 145014501.11 1.11 127 127 有效有效4 427-3327-339.25 9.25 9.16 9.16 0.29 0.29 96.3 96.3 未测出未测出6.37 6.37 0.60 0.60 89.0 89.0 1403 1403 0.31 0.31 62 62 有效有效5 540-3040-3010.16 10.16 10.81 10.81 0.00 0.00 100.0 100.0 井口井口2.93 2.93 1.50 1.50 39.8 39.8

38、135713571.50 1.50 69 69 有效有效6 6254-02254-0210.30 10.30 12.60 12.60 0.00 0.00 100.0 100.0 井口井口2.82 2.82 1.06 1.06 55.7 55.7 115611561.06 1.06 81 81 有效有效7 773-5573-555.24 5.24 0.33 0.33 0.18 0.18 35.4 35.4 1527 1527 1.73 1.73 1.32 1.32 9.2 9.2 151015101.14 1.14 230 230 有效有效8 828-2428-249.28 9.28 1.92

39、1.92 0.16 0.16 90.0 90.0 1488 1488 4.80 4.80 0.90 0.90 77.9 77.9 1425 1425 0.74 0.74 54 54 有效有效9 923-2823-288.07 8.07 8.00 8.00 0.00 0.00 100.0 100.0 704 704 7.80 7.80 0.00 0.00 100.0 100.0 井口井口无效无效101029-0229-029.29 9.29 13.07 13.07 0.00 0.00 100.0 100.0 200 200 13.77 13.77 0.00 0.00 100.0 100.0 井口

40、井口无效无效111169-5469-549.30 9.30 6.33 6.33 0.56 0.56 89.5 89.5 1203 1203 5.35 5.35 0.29 0.29 93.5 93.5 14981498无效无效合计：合计：1111口口129.63 129.63 1.19 1.19 98.9 98.9 986 986 79.98 79.98 6.89 6.89 89.7 89.7 1412 1412 5.97 5.97 697 697 20092009年采油二厂油井堵水效果统计表年采油二厂油井堵水效果统计表 表表 采油三厂新井堵水抽汲效果统计表采油三厂新井堵水抽汲效果统计表井号井号

41、措施措施日期日期措施前措施前措施后措施后日产油日产油m3日产水日产水m3动液面动液面m氯根氯根mg/l日产油日产油m3日产水日产水m3动液面动液面m氯根氯根mg/l58-204.7油花油花45.663021979油花油花22.413501240823-416.21油花油花24井口井口2836020.401450/24-417.182.4018.6井口井口2836013.89.010503598130-299.40.0120.0井口井口212701.8516.8175016489389-139.170.027.9井口井口22074油花油花9.61800-185022414388-1210.60.

42、047.465021395关井侯凝关井侯凝井号井号层位层位投产日投产日期期投产初期投产初期至至2009年年12月月31日日生产生产天数天数平均日平均日产油产油t累计累计产油产油t日产液日产液m3日产油日产油t含水含水%动液面动液面m日产液日产液m3日产油日产油t含水含水%动液面动液面m58-20长长4+55.218.251.2981.617146.701.0382.017262240.97219.223-41长长67.136.330.1497.4井口井口2.160.7061.817721711.60275.824-41长长68.519.410.00100.0井口井口14.130.7493.98

43、491480.5379.24表表 采油三厂新井堵水投产井效果统计表采油三厂新井堵水投产井效果统计表四、其它压裂酸化增产增注技术（一）注水井降压增注技术（二）底水油藏提高单井产量技术（三）酸性压裂液技术（四）裂缝深部暂堵酸化技术u复合酸化解堵降压增注技术复合酸化解堵降压增注技术u稠化水压裂增注技术稠化水压裂增注技术 采用采用酸基清洁压裂液，酸基清洁压裂液，在实现压裂增注和降低储层在实现压裂增注和降低储层伤害的同时，酸液可部分解伤害的同时，酸液可部分解除地层堵塞物，达到压裂、除地层堵塞物，达到压裂、酸化增注双重目的。酸化增注双重目的。 交替泵注交替泵注溶垢剂溶垢剂和和多分子缓速多分子缓速酸酸，中间

44、间隔以，中间间隔以有机沉积膜有机沉积膜，实现，实现溶垢和扩大裂缝渗透率同时，在储溶垢和扩大裂缝渗透率同时，在储层孔隙表面形成一层超低分子膜，层孔隙表面形成一层超低分子膜，减少水驱阻力，降低注水压力。减少水驱阻力，降低注水压力。（一）注水井降压增注技术 随着油田开发的深入，注水井结垢堵塞现象严重，导致注水量减少，注水压力升高，严重影响油井产量和生产安全。其它压裂酸化增产增注技术其它压裂酸化增产增注技术u复合酸化解堵降压增注技术复合酸化解堵降压增注技术 交替泵注交替泵注溶垢剂溶垢剂和和多分子缓速多分子缓速酸酸，中间间隔以，中间间隔以有机沉积膜有机沉积膜，实现，实现溶垢和扩大裂缝渗透率同时，在储溶垢

45、和扩大裂缝渗透率同时，在储层孔隙表面形成一层超低分子膜，层孔隙表面形成一层超低分子膜，减少水驱阻力，降低注水压力。减少水驱阻力，降低注水压力。2008年注水井增注效果统计表年注水井增注效果统计表 20082008年在注水井增注采用裂缝深度酸化和稠化水压裂两种技术，从年在注水井增注采用裂缝深度酸化和稠化水压裂两种技术，从增注效果来看，稠化水增注效果来看，稠化水2 2口井增注效果较好。口井增注效果较好。 20092009年稠化水压裂增注年稠化水压裂增注1010口井，有效率口井，有效率100%100%，平均日增注，平均日增注11.8m11.8m3 3。序序号号井井 号号措施措施 内容内容措施前生产情

46、况措施前生产情况目前目前日增日增累计累计增注增注 (m3)有效有效天数天数 (d)目前目前是否是否有效有效油压油压 (MPa)套压套压 (MPa)实注实注 (m3)油压油压(MPa)套压套压 (MPa)实注实注 (m3)注量注量 (m3)1田田26-16 酸化酸化+稠化水稠化水2019.81620.320.122669478是是2田田20-21酸化酸化2018.32615451947931是是3田田22-21酸化酸化21.5212317.517.535121690189是是4田田27-15酸化酸化20.1202220.320.2264132032是是5柴柴33-43稠化水稠化水注不进注不进9.

47、810.00 36362956 36 是是6盐盐71-38酸化酸化14.814.61015.415.210020310否否其它压裂酸化增产增注技术其它压裂酸化增产增注技术（1 1）底水油藏常规井控缝高压裂工艺技术）底水油藏常规井控缝高压裂工艺技术“三低一小三低一小” ” 压裂模式压裂模式稠化水酸性清洁压裂液稠化水酸性清洁压裂液（低粘、高酸浓度）（低粘、高酸浓度）压裂、酸化压裂、酸化非溶解性下沉剂非溶解性下沉剂 形成人工阻挡层形成人工阻挡层 形成渗透性较差的阻隔层带形成渗透性较差的阻隔层带 控制缝高控制缝高阻碍底水上窜阻碍底水上窜 （2 2）底水油藏高含水井堵水）底水油藏高含水井堵水- -改造技

48、术（正在攻关）改造技术（正在攻关） 选择性堵水剂选择性堵水剂 封堵人工裂缝封堵人工裂缝封堵高渗带封堵高渗带缝内转向压裂缝内转向压裂酸化酸化 造新缝造新缝 （二）底水油藏提高单井产量技术其它压裂酸化增产增注技术其它压裂酸化增产增注技术20062006年，年，在在姬塬油田姬塬油田长长2 2油藏应用油藏应用8 8口井，到口井，到20062006年年1212月，累计增油月，累计增油65006500吨吨，单井日增油，单井日增油6.66t/d6.66t/d，比同期，比同期5 5口常规重复压裂井增产幅度提高口常规重复压裂井增产幅度提高70%70%以上。以上。20072007年年应用应用8 8口井，截至当年年

49、底，日增油口井，截至当年年底，日增油2t/d2t/d以上。以上。20062006年姬源油田长年姬源油田长2 2油层两种重复压裂工艺效果对比表油层两种重复压裂工艺效果对比表压裂工艺压裂工艺井数井数(口口)有效天数有效天数（天）（天）日增油量日增油量 (t)单井累增油单井累增油(t)目前有效率目前有效率(%)控缝高压裂井控缝高压裂井8124.0 6.66 823.6 100常规压裂井常规压裂井5130.4 3.88 506.1 80其它压裂酸化增产增注技术其它压裂酸化增产增注技术实例：盐67-35井长2层 该井长该井长2层初次压裂加砂层初次压裂加砂5m3，试油：油，试油：油45.4m3/d，水，水

50、1.2m3/d。2008年产液年产液0.5 m3/d，结垢严重。采用，结垢严重。采用低粘酸压裂液小型压裂低粘酸压裂液小型压裂，重复压重复压裂后裂后日增油日增油8t/d以上，以上，累计增产累计增产1000t，有效地解决了垢物堵塞对油井产，有效地解决了垢物堵塞对油井产量的影响。量的影响。盐盐67-35井长井长2层测井图层测井图 低粘酸性清洁压裂液常规胍胶压裂液 盐盐67-35井长井长2层重复压裂施工曲线层重复压裂施工曲线 其它压裂酸化增产增注技术其它压裂酸化增产增注技术技术特点技术特点（三）酸性压裂液技术其它压裂酸化增产增注技术其它压裂酸化增产增注技术试验岩心试验岩心1010块，平均伤害率块，平均伤害率1.3%1.3%，部分岩心得到了改善。，部分岩心得到了改善。 井号井号层位层位岩心号岩心号空气渗透率空气渗透率mdmd伤害率伤害率 % %塞塞112112长长2 28 84.934.934.84.8宁宁102102长长2 21-21-28.158.153.73.7宁宁101101长长3 31 14-14-134.034.01010宁宁101101长长3 31 14-24-235.935.94.374.37宁宁1