低渗透油田增产技术简介模板.pptx

低渗透油田增产改造技术低渗透油田增产改造技术 长庆油田油气藏普遍呈现长庆油田油气藏普遍呈现长庆油田油气藏普遍呈现长庆油田油气藏普遍呈现低孔、低压、低渗低孔、低压、低渗低孔、低压、低渗低孔、低压、低渗特点，压裂、特点，压裂、特点，压裂、特点，压裂、酸化改造是油气井完井投产的主要方式。酸化改造是油气井完井投产的主要方式。酸化改造是油气井完井投产的主要方式。酸化改造是油气井完井投产的主要方式。近年来，随着长庆油田大发展，可动用储层更具近年来，随着长庆油田大发展，可动用储层更具近年来，随着长庆油田大发展，可动用储层更具近年来，随着长庆油田大发展，可动用储层更具“三低三低三低三低”特特特特点，要求完井技术进一步创新，提高油层改造效果。点，要求完井技术进一步创新，提高油层改造效果。点，要求完井技术进一步创新，提高油层改造效果。点，要求完井技术进一步创新，提高油层改造效果。立足长庆低渗储层条件，研究立足长庆低渗储层条件，研究立足长庆低渗储层条件，研究立足长庆低渗储层条件，研究开发多项针对低渗储层的增产开发多项针对低渗储层的增产开发多项针对低渗储层的增产开发多项针对低渗储层的增产改造工艺及配套技术改造工艺及配套技术改造工艺及配套技术改造工艺及配套技术，取得良好的增产效果。，取得良好的增产效果。，取得良好的增产效果。，取得良好的增产效果。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）水水驱驱开开发发，井井网网间间地地层层压力、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。缝内转向压裂工艺技术缝内转向压裂工艺技术缝内转向压裂工艺技术缝内转向压裂工艺技术缝缝内内转转向向压压裂裂技技术术作作为为长长庆庆低低渗渗透透油油田田老老井井提提高高单单井井产产量量主主要要推推广广应应用用技技术之一，近年来推广应用术之一，近年来推广应用500500多多口井。口井。在在长长庆庆安安塞塞、陇陇东东、姬姬塬塬等等油油田田老老井井共共应应用用407407口口井井，已已累累计计增增油油2222万万吨吨，平平均均单单井井增增油油538.8t538.8t，有有效效天天数数394394天天，措措施施有有效效率率94.0%94.0%。部部分分井井已已取取得得了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缝内转向压裂应用效果缝内转向压裂应用效果缝内转向压裂应用效果缝内转向压裂应用效果缝内转向压裂工艺技术缝内转向压裂工艺技术缝内转向压裂工艺技术缝内转向压裂工艺技术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 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 41.62.881.573637 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 缝内转向压裂工艺技术缝内转向压裂工艺技术缝内转向压裂工艺技术缝内转向压裂工艺技术（二）油田新井缝内转向压裂技术近近几几年年来来，长长庆庆油油田田每每年年总总有有5%5100mPa.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 9、长、长2 2、长、长4+54+5和长和长610%610%，长，长820%889%89%。稠化水酸性清洁压裂液技术稠化水酸性清洁压裂液技术稠化水酸性清洁压裂液技术稠化水酸性清洁压裂液技术 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技术稠化水酸性清洁压裂液技术稠化水酸性清洁压裂液技术稠化水酸性清洁压裂液技术 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。快速投产快速投产稠化水酸性清洁压裂液技术稠化水酸性清洁压裂液技术稠化水酸性清洁压裂液技术稠化水酸性清洁压裂液技术工工 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 稠化水酸性清洁压裂液技术稠化水酸性清洁压裂液技术稠化水酸性清洁压裂液技术稠化水酸性清洁压裂液技术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。稠化水酸性清洁压裂液技术稠化水酸性清洁压裂液技术稠化水酸性清洁压裂液技术稠化水酸性清洁压裂液技术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、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稠化水酸性清洁压裂液技术稠化水酸性清洁压裂液技术稠化水酸性清洁压裂液技术稠化水酸性清洁压裂液技术 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。稠化水酸性清洁压裂液技术稠化水酸性清洁压裂液技术稠化水酸性清洁压裂液技术稠化水酸性清洁压裂液技术 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，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%。稠化水酸性清洁压裂液技术稠化水酸性清洁压裂液技术稠化水酸性清洁压裂液技术稠化水酸性清洁压裂液技术三、油井堵水工艺技术裂缝性出水井裂缝性出水井选择性堵水选择性堵水+压裂压裂(酸化酸化)技术技术裂缝性出裂缝性出水井封堵水井封堵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。三三叠叠系系特特低低渗渗储储层层油油井井水水淹淹现现象象严严重重。低低渗渗透透储储层层微微裂裂缝缝发发育育，且且具具有有明明显显的的方方向向性性，容容易易造造成成注注入入水水沿沿微微裂裂缝缝发发育育方方向向快快速速推推进进，而而使使油油井井水水淹淹。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。1 1、技术背景、技术背景、技术背景、技术背景2 2、技术思路与方法、技术思路与方法、技术思路与方法、技术思路与方法油水井堵水技术油水井堵水技术油水井堵水技术油水井堵水技术油水井堵水技术油水井堵水技术图图 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。技术特点技术特点技术特点技术特点u保留近井地带裂缝采油；保留近井地带裂缝采油；u封封堵堵人人工工裂裂缝缝端端部部地地层层和和部部分分人工裂缝通道。人工裂缝通道。技术目的技术目的技术目的技术目的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。3 3、技术应用效果、技术应用效果、技术应用效果、技术应用效果（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 0.00 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 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 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9.61800-185022414388-1210.60.047.465021395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14.130.7493.98491480.5379.24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 采采用用酸酸基基清清洁洁压压裂裂液液，在在实实现现压压裂裂增增注注和和降降低低储储层层伤伤害害的的同同时时，酸酸液液可可部部分分解解除除地地层层堵堵塞塞物物，达达到到压压裂裂、酸化增注双重目的。酸化增注双重目的。交交替替泵泵注注溶溶垢垢剂剂和和多多分分子子缓缓速速酸酸，中中间间间间隔隔以以有有机机沉沉积积膜膜，实实现现溶溶垢垢和和扩扩大大裂裂缝缝渗渗透透率率同同时时，在在储储层层孔孔隙隙表表面面形形成成一一层层超超低低分分子子膜膜，减减少少水水驱驱阻阻力，降低注水压力。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。1 1、技术背景、技术背景、技术背景、技术背景2 2、技术思路与方法、技术思路与方法、技术思路与方法、技术思路与方法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 交交替替泵泵注注溶溶垢垢剂剂和和多多分分子子缓缓速速酸酸，中中间间间间隔隔以以有有机机沉沉积积膜膜，实实现现溶溶垢垢和和扩扩大大裂裂缝缝渗渗透透率率同同时时，在在储储层层孔孔隙隙表表面面形形成成一一层层超超低低分分子子膜膜，减减少少水水驱驱阻阻力，降低注水压力。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9.810.00 36362956 36 是是6盐盐71-38酸化酸化14.814.61015.415.210020310否否3 3、应用效果、应用效果、应用效果、应用效果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、技术原理、技术原理、技术原理、技术原理（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，在在姬姬塬塬油油田田长长2 2油油藏藏应应用用8 8口口井井，到到20062006年年1212月月，累累计计增增油油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 3.88 506.1 802 2、控制缝高压裂技术应用效果、控制缝高压裂技术应用效果、控制缝高压裂技术应用效果、控制缝高压裂技术应用效果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l l增稠剂为有机合成材料，清洁增稠剂为有机合成材料，清洁增稠剂为有机合成材料，清洁增稠剂为有机合成材料，清洁无残渣无残渣无残渣无残渣，降低了破胶液滞留伤害，较好的保护，降低了破胶液滞留伤害，较好的保护，降低了破胶液滞留伤害，较好的保护，降低了破胶液滞留伤害，较好的保护了油气层；了油气层；了油气层；了油气层；l l温度温度温度温度90909090下具有良好的携砂能力；下具有良好的携砂能力；下具有良好的携砂能力；下具有良好的携砂能力；l l压裂液体系携带压裂液体系携带压裂液体系携带压裂液体系携带3-10%HCl,3-10%HCl,3-10%HCl,3-10%HCl,实现了酸化和压裂真正意义上的联作。实现了酸化和压裂真正意义上的联作。实现了酸化和压裂真正意义上的联作。实现了酸化和压裂真正意义上的联作。技术特点技术特点（三）酸性压裂液技术 酸冻胶压裂液体系是将一定浓度（酸冻胶压裂液体系是将一定浓度（酸冻胶压裂液体系是将一定浓度（酸冻胶压裂液体系是将一定浓度（3-10%3-10%3-10%3-10%）盐酸采用酸性增稠剂）盐酸采用酸性增稠剂）盐酸采用酸性增稠剂）盐酸采用酸性增稠剂和交联剂经增稠和交联而成的冻胶压裂液。和交联剂经增稠和交联而成的冻胶压裂液。和交联剂经增稠和交联而成的冻胶压裂液。和交联剂经增稠和交联而成的冻胶压裂液。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102102长长2 23 32-12-124.624.62.562.56塞塞227227长长2 21 12-12-129.029.0-1.06-1.06塞塞227227长长2 21 12-22-225.125.1-6.3-6.3定定31-231-2长长2 23-12/35-13-12/35-110.610.64.14.1化化101101长长2 21011018.78.74.144.14杨杨44441010延延9 944-1044-1092.692.60.60.6岩心伤害评价试验岩心伤害评价试验其它压裂酸化增产增注技术其它压裂酸化增产增注技术 2008年-2009年，共计进行了20口井的现场试验，主要层位为长2、延9层，其中采油四厂施工19口井，截止当年年底，累计增油4344.62t；采油三厂柳30-50井措施后，有效天数559天，截止09年底累计增油721t,继续有效。u现场应用效果现场应用效果序号井 号措施前生产情况截止当年年底增产效果日产液(m3)日产油(t)含水(%)日产液(m3)日产油(t)含水(%)日增(t)累增(t)有效(d)1路33-294.6 2.2 45.4 4.6 2.4 41.7 0.2 31.21542化134-364.2 1.4 61.4 12.4 4.7 55.4 3.3 687.12553化128-322.6 1.0 53.6 7.5 3.0 52.2 2.0 293.0 2074化122-324.1 1.5 57.5 2.7 0.7 68.9 0.0 1.27.05化96-372.3 0.8 57.5 10.8 4.3 52.5 3.5 719.22096化112-302.4 0.8 62.6 2.2 0.7 64.4 0.0 10.127.07化122-294.4 1.1 70.0 5.9 1.2 76.0 0.1 29.61508化132-321.9 1.0 40.3 5.7 1.6 66.3 0.7 46.4679杨44-101.4 0.5 60.4 2.3 0.4 80.5 0.0 16.96710于44-350.2 0.0 73.7 2.7 1.1 53.5 1.0 209.315411于43-331.4 0.8 36.4 0.8 0.3 59.1 0.0 0.01平均2.7 1.0 53.7 5.2 1.9 54.5 0.9 184.9116（五）酸性压裂液技术（五）酸性压裂液技术（五）酸性压裂液技术（五）酸性压裂液技术（五）酸性压裂液技术（五）酸性压裂液技术井号措施前截止当年年底日增t累计增油t有效天数日产液m3/d日产油t/d含水%日产液m3/d日产油t/d含水%化101-343.21.836.19.5626.24.21119.6217化130-343.31.934.213.12.478.92.2581.1216化133-310.30.155.61.10.367.90.268.3212化122-274.21.460.83.6166.2055.9124化13-613.30.968.23.50.776.400.89路36-257.32.659.112.9555.12.5398.4233路46-173.620.9470.27.942.76601.8286.5956路43-195.72.8542.56.671.770.600/平均/合计3.871.5653.347.292.4862.661、372310.69106720092009年采油四厂酸性压裂液措施效果表年采油四厂酸性压裂液措施效果表措施前措施后初期截止2009年年底生产天数d有效天数d平均日增油量t累增油量t日产液m3日产油t含水%日产液m3日产油t含水%日产液m3日产油t含水%5.410.9779.010.661.9178.99.322.1572.95605591.30721.0柳柳30-5030-50井措施效果表井措施效果表（五）酸性压裂液技术（五）酸性压裂液技术（五）酸性压裂液技术（五）酸性压裂液技术（五）酸性压裂液技术（五）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技技术术原原理理应用深度缓速酸和稠化水粘弹性冻胶暂堵液两种液体体系应用深度缓速酸和稠化水粘弹性冻胶暂堵液两种液体体系应用深度缓速酸和稠化水粘弹性冻胶暂堵液两种液体体系应用深度缓速酸和稠化水粘弹性冻胶暂堵液两种液体体系交替多级注入，实现对低渗储层中人工裂缝的综合处理，交替多级注入，实现对低渗储层中人工裂缝的综合处理，交替多级注入，实现对低渗储层中人工裂缝的综合处理，交替多级注入，实现对低渗储层中人工裂缝的综合处理，该工艺一方面可以提高压裂裂缝导流能力、解除裂缝壁面该工艺一方面可以提高压裂裂缝导流能力、解除裂缝壁面该工艺一方面可以提高压裂裂缝导流能力、解除裂缝壁面该工艺一方面可以提高压裂裂缝导流能力、解除裂缝壁面伤害；另一方面，在施工过程中，可以提高裂缝缝内施工伤害；另一方面，在施工过程中，可以提高裂缝缝内施工伤害；另一方面，在施工过程中，可以提高裂缝缝内施工伤害；另一方面，在施工过程中，可以提高裂缝缝内施工压力，并产生压力脉冲，从而有可能造成微裂缝的开启，压力，并产生压力脉冲，从而有可能造成微裂缝的开启，压力，并产生压力脉冲，从而有可能造成微裂缝的开启，压力，并产生压力脉冲，从而有可能造成微裂缝的开启，从而提高单井产能。从而提高单井产能。从而提高单井产能。从而提高单井产能。适用范围适用范围针对低渗透储层水力油井压裂填砂裂缝堵塞针对低渗透储层水力油井压裂填砂裂缝堵塞其它压裂酸化增产增注技术其它压裂酸化增产增注技术