分层压裂与控水一体化工艺技术研究课件

分层压裂与控水一体化工艺技术研究汇报人：甄建兵完成单位：第三采油厂分层压裂与控水一体化工艺技术研究汇报人：甄建兵一、项目概要二、合同考核指标与实际完成指标的对比三、组织落实情况四、研究试验情况五、解决的技术关键问题及主要创新点六、经费使用情况七、现场应用情况及效益分析八、结论及建议目录一、项目概要目录一、项目概要随着油田开发的不断进行，许多低渗透油田进入含水期，产油量逐渐下降、含水上升，层内层间矛盾日益突出，使油田生产面临着严峻考验，也导致低渗透油藏改造的压裂措施效果变差，给压裂技术提出了新课题，且笼统压裂不能实现选层、分层改造的目的，因此在多层改造时优选层位进行压裂，同时针对高含水井探索提高产油量并控制含水上升的控水压裂工艺技术具有非常重要的意义。一、项目概要随着油田开发的不断进行，许多低渗透油田二、合同考核指标与实际完成指标的对比合同考核指标：1.进行现场压裂施工2口；2.压裂成功率大于90％；3.压裂有效率大于90％；4.控水压裂后含水率下降20％以上。实际完成指标：1.完成现场压裂施工4口；2.压裂成功率100％；3.压裂有效率100％；4.控水压裂后含水率下降27.9％。完成情况：按照项目计划安排，进行各项工艺技术研究和现场实施，完成了合同要求的研究内容及指标。二、合同考核指标与实际完成指标的对比合同考核指标：实际完成指三、组织落实情况

项目确立后，及时成立了项目组，安排技术过硬、现场经验丰富的技术人员承担课题，各项工作组织落实到位，达到了预期目标。目标：通过攻关研究，形成先进有效的针对长井段、多层数且含水较高的油井研究应用分层、控水压裂工艺技术，为第三采油厂所属断块该类井的改造工作提供技术支撑。三、组织落实情况项目确立后，及时成立了项目组，安排技

（一）研究优化出适合低孔、低渗储层改造的低伤害压裂液体系

在压裂液方面，从降低伤害和降低滤失角度优选压裂液各添加剂，并进行诸如配伍、防膨、交联、耐温耐剪切性能测试、滤失及破胶等实验研究。已完善具有良好耐温耐剪切性能、滤失少、携砂能力强、降摩阻、配伍性好、低残渣、易破胶易返排的SRJ速溶胍胶液体体系，从降低伤害角度提高改造效果。四、研究试验情况（一）研究优化出适合低孔、低渗储层改造的低伤害压裂不同植物胶稠化剂主要性能对比表

130℃压裂液配方体系的耐温耐剪切性能名称外观含水率%水不溶物%0.6%（干剂）粘度mPa.s残渣含量mg/LpH值交联性能一级羟丙基胍胶淡黄色粉末10.158.211106507良好，能挑挂特级羟丙基胍胶淡黄色粉末6.256.761054707良好，能挑挂SRJ速溶胍胶淡黄色粉末5.65.35963167良好，能挑挂不同植物胶稠化剂主要性能对比表130℃压裂液配方体系的耐温（二）研究形成了针对低渗、多薄层压裂改造的分层压裂技术（1）分层压裂措施改造方法研究常规多油层全井压裂只能针对其中的某些薄弱层进行改造，而其它大多数层位并未得到改善，往往是得到处理的层位并不是设计层位，因此改造效果受到很大影响，针对上述难题，项目组研究提出了不同条件下的分层压裂技术。（二）研究形成了针对低渗、多薄层压裂改造的分层压裂技术（1）主要根据精细应力剖面解释结果、井筒条件及各层特征优选机械封隔、投球、填砂注灰等配套工艺组合应用，增强分层改造的针对性。主要根据精细应力剖面解释结果、井筒条件及各层特征优选机械封隔（2）调研了国内机械分层现状，提出了机械分层压裂的应力条件

目前国内2层分压管柱比较完善，最多可以实现采用一次作业、四层分压的工艺技术，该技术在四川应用。根据区块特征提出了不同应力与目的层厚度条件下分层改造条件计算图版，为机械封隔技术的优选提供指导。（2）调研了国内机械分层现状，提出了机械分层压裂的应力（3）填砂注灰分层压裂技术

根据施工井层分布特征，进行填砂注灰封堵实现对有效层的分层改造。留416-6井：压裂井段2624.6-2650.0m13.8m/4层射孔井段2624.6-2704.0m出水特征：20、21号层已水淹（2666.0-2704.0m）封堵层位：21、22层分压层位：17-20层填砂注灰参数：（灰面：2650.0m）（3）填砂注灰分层压裂技术根据施工井层分布特征，进行填⑷投球分压方法依据储层所有射开层段之间破裂压力或物性差异特征，首先压开破裂压力较低的层段进行改造，然后再注顶替液时投入堵塞球，将其射孔孔眼暂时堵塞，再提高压力压开破裂压力较高的层段。

①提出了堵球封堵有效性计算方法根据封堵球封堵过程中套管、孔眼条件下流态变化引起的封堵球受力分析，并结合压裂过程中液体自孔眼进入人工裂缝过程中的受力分析，考虑携带液进入射孔孔眼流态的变化、孔眼摩阻和近井筒扭曲摩阻引起的孔眼内外压力差两个主要因素，从而建立了适合储层条件的封堵球座封条件判别和优选方法。⑷投球分压方法依据储层所有射开层段之间破裂压力或物性差

②优选了耐高温、耐高压的封堵球优选出了内核含尼龙的球，外包一层滤丁橡胶（橡胶厚度2mm左右），目的是使其与炮眼更好的密封。封堵球优选参数名称密度g/cm3直径mm耐压差MPa耐蚀度耐温℃封堵球1.182070﹤7无腐蚀148②优选了耐高温、耐高压的封堵球封堵球优选参数名称密度直

封堵孔眼个数对座封条件的关系曲线排量对座封条件的影响

不同液体密度对座封条件的影响不同携带液粘度对座封条件的影响

③提出了提高封堵效率的封堵球、液体体系、施工排量等优选参数图版。根据国内外研究经验分析，封堵有效性主要由以下几个因素决定：1)球体携带液体系的密度；2)投球携带液体系的粘度；3)施工排量；4)封堵孔眼个数。项目组建立了优选图版。封堵孔眼个数对座封条件的关系曲线（三）研究形成了高含水低渗储层稳油控水的液体体系及压裂施工技术

稳水增油改进剂（RPM）是一种新型的聚合物材料，当油水同层时，聚合物分子吸附在储层岩石表面后形成一种选择性屏障，未被吸附的部分可在水中伸展，对水产生摩擦力，降低地层水的渗透性；而油、气通过水膜孔道时，由于未被吸附的分子链不亲油，分子不能在油中伸展，因此对油的流动阻力影响小；而当在油通道中，由于岩石表面吸附胶质、沥青质而不易吸附聚合物分子，而且聚合物在油中不能舒展，不能增加对原油的流动阻力，具有其它物质没有的优势。（1）新型RPM堵水剂（三）研究形成了高含水低渗储层稳油控水的液体体系及压裂施工技堵水剂性能不同配液水对成胶的影响配伍试验

进行了活性水和交联羟丙基胍胶压裂液与RPM的配伍性实验。试验结果显示：RPM与压裂液使用的添加剂配伍性良好，对RPM成胶时间略有影响，但不影响胶体性能。

序号项目指标1外观乳白固体颗粒2密度，，g/cm30.8-1.13暂堵率，%≥90%4恢复率，%≥90%水类型成胶时间胶体状态备注试验室水2min增粘，5min成胶胶弹性好无异常现象配液水38min增粘，48min成胶胶弹性好无异常现象，配伍性好地层水55min增粘，66min成胶胶弹性好无异常现象，配伍性好液体成胶性能活性水与RPM28min增粘，40min成胶，胶弹性好。无异常现象交联羟丙基胍胶压裂液与RPM15min增粘，30min成胶，胶脆。无异常现象堵水剂性能不同配液水对成胶的影响配伍试验进行了活性水

根据地层出水情况，设计了不同针对性解决方式和施工工艺程序。堵水设计参数表(2)控水压裂施工程序序号含水率解决方式1≤70%采用1段堵水剂在前置液前集中注入，然后适当停泵，前置液与堵水剂比例20：1。270—90%采用2段堵水剂在前置液前和结束后集中注入，然后适当停泵，前置液与堵水剂比例15：1。3≥90%采用2段堵水剂在前置液前和结束后集中注入，然后适当停泵，前置液与堵水剂比例10：1。根据地层出水情况，设计了不同针对性解决方式和施工工艺(3)提高堵水成功率的工艺设计技术

根据各层出水特征，在进行堵水的同时进行裂缝缝长、导流能力优化，然后对施工参数优化。主要施工参数包括前置液百分数、排量、砂量、砂比等。(3)提高堵水成功率的工艺设计技术根据各层出水特征，在①前置液百分数利用全三维压裂设计软件（FRACPROPT）,并认为动态比75%较为合理。模拟了在不同滤失系数的假设条件下前置液百分数对裂缝动态比的影响，得出最优的前置液百分数为48-54%。

②排量优化技术

排量的优化对压裂设计至关重要，若排量过小，在同样的储层条件下滤失将增大，降低造缝效率，容易诱发早期砂堵，但有利于控制缝高。若排量过大，则缝高较难控制。因此，项目组提出了变排量施工技术既能充分造缝又能控制缝高。①前置液百分数②排量优化技术③规模和砂比优化。在优化的支撑缝长、裂缝导流能力及其它相关的注入参数后，进行裂缝模拟计算研究最佳的加砂量。分别对比了5m3-60m3等多种加砂量下的裂缝导流能力和缝长计算，优选砂比和规模。平均砂比20-24-26-28%下优化图③规模和砂比优化。在优化的支撑缝长、裂缝导流能力及其它相关

④人工支撑剂控缝高技术对于上下部有水层并且隔层较薄或松软的目的层压裂，由于对缝高不加控制，压后易造成与水层串通，所以选用控缝高技术；下部的水层采用高密度粉砂作为阻挡层，控制裂缝向下延伸；对于水层位于油层上部的，采用低密度微珠控制缝高向上延伸。类型

粒径

密度

上浮(下沉)率

破碎率

上浮转向剂

0.355~0.04mm

0.6~0.7g/cm3

≥95%

≤72%

下沉转向剂

0.18～0.154mm

1.55～1.75g/cm3

≥95%

≤85%

性能参数表④人工支撑剂控缝高技术类型粒径密度上浮(下沉)率破（四）通过裂缝转向分析，研究提出有利于提高剩余油动用程度和扫油效果的裂缝转向压裂技术（1）转向利弊分析

根据井网特征和井组出水情况和剩余油分布特征，分析裂缝延伸方向，如在控水前提下实现裂缝转向有利于提高剩余油动用程度，可采用缝内转向压裂技术。（四）通过裂缝转向分析，研究提出有利于提高剩余油动用程度和扫（2）缝内转向剂优选及比例设计

缝内转向剂（小蜡球）是由多种油溶性物质原料、按不同组份混合配制。其性能如下表：缝内堵剂性能表缝内堵剂尺寸及比例分布表内容溶解时间(h)物理性能煤油原油含水原油软化点滴点比重配方A8.58.52350。C130。C/ml配方B772350。C130。C/ml缝内堵剂粒度组成粒径（mm)0.5-1.01.0-2.02.0-3.03.0-4.04.0-5.0占质量百分数1.02.430.514.521.1（2）缝内转向剂优选及比例设计缝内转向剂（小蜡球）典型应用井例：油井基本数据完钻井深（m）3832.0目前人工井底(m)3765.94投产日期1995.3.10目前灰面位置(m)/生产井段(m)3663.6-3708.0联入(m)4.50原始地层压力（Mpa）37.78油补距(m)3.94目前地层压力（Mpa）21气油比（m3/m3）39.00区块注水压力（Mpa）29硫化氢含量（％）/地层温度（℃）128地层水矿化度(mg/l)16453-34140套管数据类别规格

（mm)钢级壁厚

（mm）内径

（mm）下入深度

（m）水泥返深

（m）表层339.73J559.65320.43267.22地面油层139.7P110/N809.17/7.72121.36/124.263788.862150油层射孔数据及连通情况层位层号射孔井段厚度

（m）渗透率

（md）孔隙度

（%）卡封情况连通注水井射开情况留70-147

…Es3703663.6-3670.06.41.410.9/52

713674.0-3678.04.01.310.1/53

713682.0-3686.44.41.310.1/54

723688.6-3693.44.819.8/55

743705.0-3708.03.05.410.1/55

油井生产状况生产情况层位日期泵径

(mm)泵深

(m)日产液

(t)日产油

(t)含水

(%)动液面

(m)累产油

（104t）累产水

（104m3）初期Es3199503381798.917.417.40

0.03740近期Es3200805382004.267.50100

5.05242.2262

Es3200806382004.266.60.198.5

5.05272.2458

Es3200807382004.262.2098.61366.85.05282.2527

Es3200808382004.2600

1269.75.05282.2527

Es3200809382004.2600

1118.85.05282.2527留70-146：井于1995年3月投产,70-72、74号层合采,初期日产纯油17.4t，2004年6月产量缓慢下降，2008年7月含水升到98%，12日杆断至今。为提高该井产能，进一步进行储层改造，对该井实施控水分层压裂，压裂井段：3663.6-3708.0m，厚度：22.6m/4层。典型应用井例：油井基本数据完钻井深（m）3832.压裂液：速溶胍胶（粉剂）；注入方式：油管注入；施工排量：3.0-4.5m3/min；支撑剂：0.425-0.85mm中密度陶粒35m3；平均砂液比：23-28%。序号施工混砂液基液支撑剂类型阶段砂量砂比累积砂量累计砂交联比排量时间步骤m3m3m3%m3液量m3%m3/minmin1座封井口,试压80MPa,5min不刺不漏为合格2低排量挤入RPM20m3线性胶16.816.8100:0116.83前置液线性胶10投球100个10100:02.54.0冻胶15.025.0100:0.535.0冻胶10.020-40目陶粒0.330.335.0100:0.533.3冻胶15.0//50.0100:0.535.0冻胶10.020-40目陶粒0.550.835.0100:0.533.3冻胶10.0//45.0100:0.533.3冻胶15.020-40目陶粒1.171.965.0100:0.53.54.3冻胶20.0//85.0100:0.53.55.7冻胶10.020-40目陶粒0.992.895.0100:0.53.52.9冻胶20.0//115.0100:0.53.55.7前置液合计151.82.82.8115.042.64携砂液76.720-40目陶粒0.7100.77.0100:0.453.5276.50.9141.614.0100:0.453.521412.82.3183.928.0100:0.453.542018.03.8217.748.0100:0.4452017.84.12311.768.0100:0.44522.819.95.22616.990.8100:0.445.71613.84.02920.9106.8100:0.4441815.34.73125.7124.8100:0.44.5416.216.20.0025.7141.0100:0.44.53.613.510.93.73429.4138.3100:0.354.539.97.82.93732.3141.2100:0.354.52.2携砂液合计164.4145.632.32432.3141.240.55顶替液16.8016.80/6.0合计164.4314.235.02435.0273.089.1备注1)排量要求在1min内“迅速”提升到/min；2)前置液四级段塞采用20-40目粒径陶粒；3)若排量低时地层破裂不明显，施工将根据现场提高前置液和加砂阶段的排量;4）施工随时根据压力调整方案，施工压力过高有砂堵迹象立刻降低砂比，可以瞬间降低到0，调整后如能加砂在继续施工。如不能继续施工，及时顶替。根据施工情况讨论是否进行二次加砂。压裂液：速溶胍胶（粉剂）；注入方式：油管注入；施工排量：3.项目结果东翼缝长（m）85.1西翼缝长（m）78.5裂缝方位（°）61.6裂缝高度（m）50.1产状垂直裂缝实时监测解释结果表裂缝方位、长度图裂缝高度图

09年2月24日，该井按照施工设计完成压裂施工，裂缝实时监测解释此次压裂主裂缝方位为北东向，裂缝总长度为163.6m，两翼相比，裂缝向东翼延伸稍多，裂缝为垂直裂缝，影响高度为（3659.2-3709.3m）50.1m，裂缝穿透所有产层，造缝效果良好。留70-146井压前含水98%，当前日增油5.4t，含水70.1%，年累计增油932t，分压控水一体化工艺应用取得了很好的措施效果。项目结果东翼缝长（m）85.1西翼缝长（五、解决的技术关键问题及主要创新点

1.降低了压裂液对储层的伤害。解决的关键技术：

2.根据精细应力剖面解释结果、井筒条件及各层特征优选配套分层压裂工艺组合。

3.应用新型RPM堵水剂实现了在压裂过程中同步控水。

4.通过应用裂缝转向剂使裂缝转向，提高了剩余油动用程度和扫油效果。五、解决的技术关键问题及主要创新点1.降低了压裂液对储层的创新点：1.依据对不同应力差和不同目的层厚度条件的分析，得出了机械分层压裂所需要的隔层厚度。2.通过分析堵球与压裂液密度、粘度、施工排量、封堵孔眼个数的关系，为增强投球分压措施效果提供了设计依据。3.根据地层出水情况，确立了不同针对性解决方式和施工工艺程序。4.应用不同粒径的转向剂组合，合理实现人工裂缝转向。创新点：1.依据对不同应力差和不同目的层厚度条件的分析，得出六、经费使用情况本项目经费共计30万元，做到了专款专用，使用合理。六、经费使用情况本项目经费共计30万元，做到了专七、现场应用情况及效益分析针对不同具体条件，组合应用配套技术，共完成油井压裂4口。井号主要特点取的措施留18-20多层特征、储层物性差、低产低能低伤害压裂液体系、缝内转向压裂技术留70-146多层特征、高含水、低产低伤害压裂液体系、投球分压、RPM深度堵水留416-2多层特征、储层物性差、低产低能低伤害压裂液体系、填砂和两次投球分层压裂留416-6多层特征、储层物性差、低产低能低伤害压裂液体系、填砂注灰分层压裂实验井及采用的措施技术统计表现场应用情况：七、现场应用情况及效益分析针对不同具体条件，组合应用现场试验实施完成的压裂井措施效果明显，全年累计增油4860t。压裂措施效果对比序号井号措施内容措施前措施后目前目前日增油

（t）累计增油

（t）日产液

（t）日产油

（t）含水

（％）日产液

（t）日产油

（t）含水

（％）日产液

（t）日产油

（t）含水

（％）1留18-20压裂4.23.321.42314.736.111.04.658.01.322502留70-146压裂00

254.283.218.05.470.15.49323留416-2压裂4.73.5724.0118.9618.513.09.031.05.412244留416-6压裂3.41.6751.08.15.5132.05.93.934.02.2454

144860现场试验实施完成的压裂井措施效果明显，全年累计增油4经济效益分析：四口老井压裂累计发生措施费372.39万元；全年累计增油4860t，产值：2611.88×10-4×4860=1269.37万元；效益：（2611.88-478）×10-4×4860=1037.07万元；实施该项目投入：30万元；经济效益：

E＝〔（原油销售价-采油成本）×增油量－措施费－项目投入〕＝〔（2611.88-478）×4860×10-4－372.39－30〕＝634.68（万元）。经济效益分析：四口老井压裂累计发生措施费372.39万元；八、结论及建议结论：通过4口井的现场实施，既有分层压裂技术或控水压裂技术单独应用，也有分层压裂与控水一体化技术，为油田开发配套储层改造工艺技术积累了宝贵的新经验，对华北油田乃至国内低渗透油田储层改造具有一定的借鉴意义，有广泛的推广前景。建议：

1、机械分层压裂优选具有高承压能力、防砂卡管柱装置的封隔器；

2、进一步提升完善堵水工艺技术，提高控水增油效果。八、结论及建议结论：建议：汇报完毕，请各位领导、专家批评指正，谢谢！汇报完毕，请各位领导、专家批评指正，谢谢！分层压裂与控水一体化工艺技术研究汇报人：甄建兵完成单位：第三采油厂分层压裂与控水一体化工艺技术研究汇报人：甄建兵一、项目概要二、合同考核指标与实际完成指标的对比三、组织落实情况四、研究试验情况五、解决的技术关键问题及主要创新点六、经费使用情况七、现场应用情况及效益分析八、结论及建议目录一、项目概要目录一、项目概要随着油田开发的不断进行，许多低渗透油田进入含水期，产油量逐渐下降、含水上升，层内层间矛盾日益突出，使油田生产面临着严峻考验，也导致低渗透油藏改造的压裂措施效果变差，给压裂技术提出了新课题，且笼统压裂不能实现选层、分层改造的目的，因此在多层改造时优选层位进行压裂，同时针对高含水井探索提高产油量并控制含水上升的控水压裂工艺技术具有非常重要的意义。一、项目概要随着油田开发的不断进行，许多低渗透油田二、合同考核指标与实际完成指标的对比合同考核指标：1.进行现场压裂施工2口；2.压裂成功率大于90％；3.压裂有效率大于90％；4.控水压裂后含水率下降20％以上。实际完成指标：1.完成现场压裂施工4口；2.压裂成功率100％；3.压裂有效率100％；4.控水压裂后含水率下降27.9％。完成情况：按照项目计划安排，进行各项工艺技术研究和现场实施，完成了合同要求的研究内容及指标。二、合同考核指标与实际完成指标的对比合同考核指标：实际完成指三、组织落实情况

项目确立后，及时成立了项目组，安排技术过硬、现场经验丰富的技术人员承担课题，各项工作组织落实到位，达到了预期目标。目标：通过攻关研究，形成先进有效的针对长井段、多层数且含水较高的油井研究应用分层、控水压裂工艺技术，为第三采油厂所属断块该类井的改造工作提供技术支撑。三、组织落实情况项目确立后，及时成立了项目组，安排技

（一）研究优化出适合低孔、低渗储层改造的低伤害压裂液体系

在压裂液方面，从降低伤害和降低滤失角度优选压裂液各添加剂，并进行诸如配伍、防膨、交联、耐温耐剪切性能测试、滤失及破胶等实验研究。已完善具有良好耐温耐剪切性能、滤失少、携砂能力强、降摩阻、配伍性好、低残渣、易破胶易返排的SRJ速溶胍胶液体体系，从降低伤害角度提高改造效果。四、研究试验情况（一）研究优化出适合低孔、低渗储层改造的低伤害压裂不同植物胶稠化剂主要性能对比表

130℃压裂液配方体系的耐温耐剪切性能名称外观含水率%水不溶物%0.6%（干剂）粘度mPa.s残渣含量mg/LpH值交联性能一级羟丙基胍胶淡黄色粉末10.158.211106507良好，能挑挂特级羟丙基胍胶淡黄色粉末6.256.761054707良好，能挑挂SRJ速溶胍胶淡黄色粉末5.65.35963167良好，能挑挂不同植物胶稠化剂主要性能对比表130℃压裂液配方体系的耐温（二）研究形成了针对低渗、多薄层压裂改造的分层压裂技术（1）分层压裂措施改造方法研究常规多油层全井压裂只能针对其中的某些薄弱层进行改造，而其它大多数层位并未得到改善，往往是得到处理的层位并不是设计层位，因此改造效果受到很大影响，针对上述难题，项目组研究提出了不同条件下的分层压裂技术。（二）研究形成了针对低渗、多薄层压裂改造的分层压裂技术（1）主要根据精细应力剖面解释结果、井筒条件及各层特征优选机械封隔、投球、填砂注灰等配套工艺组合应用，增强分层改造的针对性。主要根据精细应力剖面解释结果、井筒条件及各层特征优选机械封隔（2）调研了国内机械分层现状，提出了机械分层压裂的应力条件

目前国内2层分压管柱比较完善，最多可以实现采用一次作业、四层分压的工艺技术，该技术在四川应用。根据区块特征提出了不同应力与目的层厚度条件下分层改造条件计算图版，为机械封隔技术的优选提供指导。（2）调研了国内机械分层现状，提出了机械分层压裂的应力（3）填砂注灰分层压裂技术

根据施工井层分布特征，进行填砂注灰封堵实现对有效层的分层改造。留416-6井：压裂井段2624.6-2650.0m13.8m/4层射孔井段2624.6-2704.0m出水特征：20、21号层已水淹（2666.0-2704.0m）封堵层位：21、22层分压层位：17-20层填砂注灰参数：（灰面：2650.0m）（3）填砂注灰分层压裂技术根据施工井层分布特征，进行填⑷投球分压方法依据储层所有射开层段之间破裂压力或物性差异特征，首先压开破裂压力较低的层段进行改造，然后再注顶替液时投入堵塞球，将其射孔孔眼暂时堵塞，再提高压力压开破裂压力较高的层段。

①提出了堵球封堵有效性计算方法根据封堵球封堵过程中套管、孔眼条件下流态变化引起的封堵球受力分析，并结合压裂过程中液体自孔眼进入人工裂缝过程中的受力分析，考虑携带液进入射孔孔眼流态的变化、孔眼摩阻和近井筒扭曲摩阻引起的孔眼内外压力差两个主要因素，从而建立了适合储层条件的封堵球座封条件判别和优选方法。⑷投球分压方法依据储层所有射开层段之间破裂压力或物性差

②优选了耐高温、耐高压的封堵球优选出了内核含尼龙的球，外包一层滤丁橡胶（橡胶厚度2mm左右），目的是使其与炮眼更好的密封。封堵球优选参数名称密度g/cm3直径mm耐压差MPa耐蚀度耐温℃封堵球1.182070﹤7无腐蚀148②优选了耐高温、耐高压的封堵球封堵球优选参数名称密度直

封堵孔眼个数对座封条件的关系曲线排量对座封条件的影响

不同液体密度对座封条件的影响不同携带液粘度对座封条件的影响

③提出了提高封堵效率的封堵球、液体体系、施工排量等优选参数图版。根据国内外研究经验分析，封堵有效性主要由以下几个因素决定：1)球体携带液体系的密度；2)投球携带液体系的粘度；3)施工排量；4)封堵孔眼个数。项目组建立了优选图版。封堵孔眼个数对座封条件的关系曲线（三）研究形成了高含水低渗储层稳油控水的液体体系及压裂施工技术

稳水增油改进剂（RPM）是一种新型的聚合物材料，当油水同层时，聚合物分子吸附在储层岩石表面后形成一种选择性屏障，未被吸附的部分可在水中伸展，对水产生摩擦力，降低地层水的渗透性；而油、气通过水膜孔道时，由于未被吸附的分子链不亲油，分子不能在油中伸展，因此对油的流动阻力影响小；而当在油通道中，由于岩石表面吸附胶质、沥青质而不易吸附聚合物分子，而且聚合物在油中不能舒展，不能增加对原油的流动阻力，具有其它物质没有的优势。（1）新型RPM堵水剂（三）研究形成了高含水低渗储层稳油控水的液体体系及压裂施工技堵水剂性能不同配液水对成胶的影响配伍试验

进行了活性水和交联羟丙基胍胶压裂液与RPM的配伍性实验。试验结果显示：RPM与压裂液使用的添加剂配伍性良好，对RPM成胶时间略有影响，但不影响胶体性能。

序号项目指标1外观乳白固体颗粒2密度，，g/cm30.8-1.13暂堵率，%≥90%4恢复率，%≥90%水类型成胶时间胶体状态备注试验室水2min增粘，5min成胶胶弹性好无异常现象配液水38min增粘，48min成胶胶弹性好无异常现象，配伍性好地层水55min增粘，66min成胶胶弹性好无异常现象，配伍性好液体成胶性能活性水与RPM28min增粘，40min成胶，胶弹性好。无异常现象交联羟丙基胍胶压裂液与RPM15min增粘，30min成胶，胶脆。无异常现象堵水剂性能不同配液水对成胶的影响配伍试验进行了活性水

根据地层出水情况，设计了不同针对性解决方式和施工工艺程序。堵水设计参数表(2)控水压裂施工程序序号含水率解决方式1≤70%采用1段堵水剂在前置液前集中注入，然后适当停泵，前置液与堵水剂比例20：1。270—90%采用2段堵水剂在前置液前和结束后集中注入，然后适当停泵，前置液与堵水剂比例15：1。3≥90%采用2段堵水剂在前置液前和结束后集中注入，然后适当停泵，前置液与堵水剂比例10：1。根据地层出水情况，设计了不同针对性解决方式和施工工艺(3)提高堵水成功率的工艺设计技术

根据各层出水特征，在进行堵水的同时进行裂缝缝长、导流能力优化，然后对施工参数优化。主要施工参数包括前置液百分数、排量、砂量、砂比等。(3)提高堵水成功率的工艺设计技术根据各层出水特征，在①前置液百分数利用全三维压裂设计软件（FRACPROPT）,并认为动态比75%较为合理。模拟了在不同滤失系数的假设条件下前置液百分数对裂缝动态比的影响，得出最优的前置液百分数为48-54%。

②排量优化技术

排量的优化对压裂设计至关重要，若排量过小，在同样的储层条件下滤失将增大，降低造缝效率，容易诱发早期砂堵，但有利于控制缝高。若排量过大，则缝高较难控制。因此，项目组提出了变排量施工技术既能充分造缝又能控制缝高。①前置液百分数②排量优化技术③规模和砂比优化。在优化的支撑缝长、裂缝导流能力及其它相关的注入参数后，进行裂缝模拟计算研究最佳的加砂量。分别对比了5m3-60m3等多种加砂量下的裂缝导流能力和缝长计算，优选砂比和规模。平均砂比20-24-26-28%下优化图③规模和砂比优化。在优化的支撑缝长、裂缝导流能力及其它相关

④人工支撑剂控缝高技术对于上下部有水层并且隔层较薄或松软的目的层压裂，由于对缝高不加控制，压后易造成与水层串通，所以选用控缝高技术；下部的水层采用高密度粉砂作为阻挡层，控制裂缝向下延伸；对于水层位于油层上部的，采用低密度微珠控制缝高向上延伸。类型

粒径

密度

上浮(下沉)率

破碎率

上浮转向剂

0.355~0.04mm

0.6~0.7g/cm3

≥95%

≤72%

下沉转向剂

0.18～0.154mm

1.55～1.75g/cm3

≥95%

≤85%

性能参数表④人工支撑剂控缝高技术类型粒径密度上浮(下沉)率破（四）通过裂缝转向分析，研究提出有利于提高剩余油动用程度和扫油效果的裂缝转向压裂技术（1）转向利弊分析

根据井网特征和井组出水情况和剩余油分布特征，分析裂缝延伸方向，如在控水前提下实现裂缝转向有利于提高剩余油动用程度，可采用缝内转向压裂技术。（四）通过裂缝转向分析，研究提出有利于提高剩余油动用程度和扫（2）缝内转向剂优选及比例设计

缝内转向剂（小蜡球）是由多种油溶性物质原料、按不同组份混合配制。其性能如下表：缝内堵剂性能表缝内堵剂尺寸及比例分布表内容溶解时间(h)物理性能煤油原油含水原油软化点滴点比重配方A8.58.52350。C130。C/ml配方B772350。C130。C/ml缝内堵剂粒度组成粒径（mm)0.5-1.01.0-2.02.0-3.03.0-4.04.0-5.0占质量百分数1.02.430.514.521.1（2）缝内转向剂优选及比例设计缝内转向剂（小蜡球）典型应用井例：油井基本数据完钻井深（m）3832.0目前人工井底(m)3765.94投产日期1995.3.10目前灰面位置(m)/生产井段(m)3663.6-3708.0联入(m)4.50原始地层压力（Mpa）37.78油补距(m)3.94目前地层压力（Mpa）21气油比（m3/m3）39.00区块注水压力（Mpa）29硫化氢含量（％）/地层温度（℃）128地层水矿化度(mg/l)16453-34140套管数据类别规格

（mm)钢级壁厚

（mm）内径

（mm）下入深度

（m）水泥返深

（m）表层339.73J559.65320.43267.22地面油层139.7P110/N809.17/7.72121.36/124.263788.862150油层射孔数据及连通情况层位层号射孔井段厚度

（m）渗透率

（md）孔隙度

（%）卡封情况连通注水井射开情况留70-147

…Es3703663.6-3670.06.41.410.9/52

713674.0-3678.04.01.310.1/53

713682.0-3686.44.41.310.1/54

723688.6-3693.44.819.8/55

743705.0-3708.03.05.410.1/55

油井生产状况生产情况层位日期泵径

(mm)泵深

(m)日产液

(t)日产油

(t)含水

(%)动液面

(m)累产油

（104t）累产水

（104m3）初期Es3199503381798.917.417.40

0.03740近期Es3200805382004.267.50100

5.05242.2262

Es3200806382004.266.60.198.5

5.05272.2458

Es3200807382004.262.2098.61366.85.05282.2527

Es3200808382004.2600

1269.75.05282.2527

Es3200809382004.2600

1118.85.05282.2527留70-146：井于1995年3月投产,70-72、74号层合采,初期日产纯油17.4t，2004年6月产量缓慢下降，2008年7月含水升到98%，12日杆断至今。为提高该井产能，进一步进行储层改造，对该井实施控水分层压裂，压裂井段：3663.6-3708.0m，厚度：22.6m/4层。典型应用井例：油井基本数据完钻井深（m）3832.压裂液：速溶胍胶（粉剂）；注入方式：油管注入；施工排量：3.0-4.5m3/min；支撑剂：0.425-0.85mm中密度陶粒35m3；平均砂液比：23-28%。序号施工混砂液基液支撑剂类型阶段砂量砂比累积砂量累计砂交联比排量时间步骤m3m3m3%m3液量m3%m3/minmin1座封井口,试压80MPa,5min不刺不漏为合格2低排量挤入RPM20m3线性胶16.816.8100:0116.83前置液线性胶10投球100个10100:02.54.0冻胶15.025.0100:0.535.0冻胶10.020-40目陶粒0.330.335.0100:0.533.3冻胶15.0//50.0100:0.535.0冻胶10.020-40目陶粒0.550.835.0100:0.533.3冻胶10.0//45.0100:0.533.3冻胶15.020-40目陶粒1.171.965.0100:0.53.54.3冻胶20.0//85.0100:0.53.55.7冻胶10.020-40目陶粒0.992.895.0100:0.53.52.9冻胶20.0//115.0100:0.53.55.7前置液合计151.82.82.8115.042.64携砂液76.720-40目陶粒0.7100.77.0100:0.453.5276.50.9141.614.0100:0.453.521412.82.3183.928.0100:0.453.542018.03.8217.748.0100:0.4452017.84.12311.768.0100:0.44522.819.95.22616.990.8100:0.445.71613.84.02920.9106.8100:0.4441815.34.73125.7124.8100:0.44.5416.216.20.0025.7141.0100:0.44.53.613.510.93.73429.4138.3100:0.354.539.97.82.93732.3141.2100:0.354.52.2携砂液合计164.4145.632.32432.3141.240.55顶替液16.8016.80/6.0合计164.4314.235.02435.0273.089.1备注1)排量要求在1min内“迅速”提升到/min；2)前置液四级段塞采用20-40目粒径陶粒；3)若排量低时地层破裂不明显，施工将根据现场提高前置液和加砂阶段的排量;4）施工随时根据压力调整方案，施工压力过高有砂堵迹象立刻降低砂比，可以瞬间降低到0，调整后如能加砂在继续施工。如不能继续施工，及时顶替。根据施工情况讨论是否进行二次加砂。压裂液：速溶胍胶（粉剂）；注入方式：油管注入；施工排量：3.项目结果东翼缝长（m）85.1西翼缝长（m）78.5裂缝方位（°）61.6裂缝高度（m）50.1产状垂直裂缝实时监测解释结果表裂缝方位、长度图裂缝高度图

09年2月24日，该井按照施工设计完成压裂施工，裂缝实时监测解释此次压裂主裂缝方位为北