聚驱不同阶段采出井压裂效果评价

聚合 物 驱 不 同 阶段低 效 井 的确 定及 治 理 措 施
亓校 湘
（大 庆 油 田有 限 责任 公 司 第 四采 油 厂 ， 龙 江 大庆 １３ １ 黑 ６ ５ １）
摘
要 ： 投 资 回收 期 内 完 成 单 井 投 资 回 收所 应 达 到 的 累 计 产 油 量标 准 ， 过 聚合 物 驱 不 同 开 发 阶段 生 产 能 力 平 根据 通
回升 后 期 阶 段 ．
１ ２ 确 定 标 准 ．
根据投 资 回收期 内单 井完成单 井投 资 回收所应 达 到 的 累计 产油 量标 准 ， 合单 井 的储层 发 育状 况 结
及 聚驱 不 同阶段 的生产 能力 ， 采用投 资 回收法 定量 确定 注聚初 、 中期 阶段 低效 井．步骤 ： （） １ 根据 各 区块 聚驱 方案 巾所 预测 块完 成投 资 回收所需 聚合 物用量 ， 确定 区块 在单位 聚合 物用 量下 所应 完 成的投 资 回收 ； （） ２ 根据 采 出井 单井有 效厚 度 占区块 总有效 厚度 的 比 例 ， 进一 步确定 区块单 位 聚 合 物用 量 条件 下 ， 该 单 井所应 达到 的 累计 产 油量 标准 ； （ ） 确定 出的结 果相 当于 聚驱各 阶段 的平 均 累计产 油 量 ， ３所 而聚 驱不 同 阶段 开 发效 果 不 同 ， 即产 油情
衡 系 数 平 衡后 ， 为 确 定 聚 合 物 驱 不 同 开 发 阶段 低 效 井 的 标 准 ．同 时 ， 对 低 效 井 成 因 不 同类 型 阶 段 提 ｝ 做 针 “了完 善 注采 关 系 ， 整 部 分 注入 井 的注 入 量 ， 剖 、 调 调 分层 注 聚 ， 高 注 入 井 的 注 入 质 量浓 度 ， 裂改 善 油 层 条 件 、 堵 ｊ 裂 周期 注 聚 ， 提 压 解 １ 井 组 注 采 调 整结 合 ， 水 改 变 液 流 方 向 等 相应 的治 理 措 施 ， 治 理 效 果 显 著 ． 提 高 聚 驱 开 发 效 果 具 有 ・ 的指 导 意 义 ． 堵 其 对 定

南二东二类油层注聚后两驱不同采出井开发效果分析【摘要】南二东二类油层自2009年5月开始实施注聚，经历了含水下降期、低含水稳定期，现在处于含水回升阶段，针对聚驱井的变化形势，本文重点分析，水驱井网开采萨ⅱ组二类油层的采出井，即位于水聚同驱区域的采出井的生产形势，希望借此分析得到的经验能够应用于其他区块的开发。

【关键词】二类油层水聚同驱最终采收率1 问题的提出大庆萨尔图油田南二区东部二类地区萨ⅱ组二类油层聚合物驱区块，共有采出井171口，注入井165口。

该井区块于2009年5月27日开始正式注聚，采出井的聚合物浓度在2010年9月份即注聚16个月后，突破200mg/l，而日产油大幅度增加，含水明显下降发生在2009年9月份，见聚时间比见效时间晚了12个月。

根据南二东二类聚驱开发形势，将射开萨ⅱ组的水驱井按照封堵和未封堵、主流线和非主流线等分类了解其生产情况、含聚浓度变化情况。

2 南二东二类油层注聚后两驱变化形势对比2.1 聚驱井的开发效果2.1.1 注入压力上升，注入量下降随着注入时间的增加，注入能力下降，允注压差逐步缩小。

聚驱注入井目前与注聚前对比油压上升3.54mpa，日注入量下降2527m3。

2.1.2 呈现四降两升的趋势，但是含水要高出预计水平日产液、含水、注采比、沉没度等四项指标呈现下降趋势，日产油、含聚浓度呈现上升趋势，在特征曲线上表现出，采出程度达到了标定水平，含水值要高于预测值。

在经历低含水稳定期后，含水值开始呈现平稳回升趋势，产油量下降。

2.2 水聚同驱区域水驱采出井的开发效果2.2.1 产量变化的趋势统计无措施的59口水驱井的生产数据绘制生产曲线得出：水聚驱接触区域日产液量曲线总体呈先上升后下降的趋势，开始时日产油量随注入量的增加呈上升趋势，一段时间后日产油量的值随着注聚强度和注水强度的增加，变化不大基本相同，总体上日产油量变化规律出现上升下降再上升再下降的趋势。

含水规律曲线总体变化趋势是先上升再下降再上升，分析原因是由于水溶液和聚合物溶液流动性强弱不同所造成的，初期注入的聚合物溶液还没有影响到水聚驱接触区域，导致水聚驱接触区域的含水上升，但随着注入孔隙体积倍数的增加聚合物溶液也推进到了水聚驱接触区域，由于聚合物溶液的驱油效率较高，因而又使水聚驱接触区域的含水下降。

206随着压裂施工技术的不断普及与完善，这项施工技术逐步被应用到各项项目开发与施工中，成为了一项成熟的技术。

尤其是应用在油田开发中，随着油田开发的时间延长，油田市场对于压裂施工的需求逐渐变多，从技术的角度来看，压裂技术由单一的技术手段逐步向综合技术手段转变，在油田开发与勘探中占有很大的地位。

其中，压裂效果评价是对于压裂技术的一项重要评价指标。

这项评价方法是按照科学的程序，从系统的角度对于压裂施工的全过程进行具体的评价与分析，为优化压裂技术提供重要的参考依据。

当前，尽管压裂技术已经取得了广泛的应用，但是技术的经济性与可靠性也是极为重要的，需要不断优化技术，提高压裂能力。

1 压裂效果评价的概述根据我国油、气、水井压力设计评估方法的规定，压裂实施效果的评价包括以下几个方面：压后无助流量、压裂有效期、累计增产量，要求对于整体压裂施工的过程进行系统的评估。

由于压裂效果的影响因素较多，不但有地质条件的客观因素，还有施工过程中人为造成的影响因素，因此对于压裂效果的评价还应该包括以下几个方面：特征分析、施工技术分析、经济效果分析。

2 现有的压裂效果评价方法2.1 裂缝特征分析裂缝特征分析的方法主要用于检验压裂设计与施工目标的符合程度，主要有以下几种方法：首先，可以采用压裂施工曲线法，利用帮助压力与泵注时间的关系进行裂缝的延伸状况分析，也可以通过对于停泵后压力与时间的关系分析来得到裂缝的长度。

其次，还可以使用测井方法，包括井湿测井与声波测井法，用于得到裂缝的高度。

2.2 施工前后的分析在压裂施工前后，需要进行多次测试，主要包括偶极声波测井、井温测井和同位素示踪技术，对于井下的裂缝高度进行评价。

在施工过程的动态检测方面，主要采用倾斜技术、模拟地震技术、大地电位技术等方法，用于评价压裂后形成裂缝的几何参数。

2.3 评价方法的特点以上各种压力效果评价方法，基本具有以下几种特点：这些评价技术大多都通过仪器设备的监控来获取资料，通过对于资料的解释来获取裂缝相关的各种物理参数，进而得出压裂效果的评价结论。

目
类油层聚合物驱开发效果分析
王 敏 大庆油田有限公 司 第三采油厂 试验大 队
警 ≯霸Ｉ 类 层 油 厚 薄 渗 率 ５ １ ５ Ｏ 堂｝ ＿ 三 油 固 层 度 、 透 ３． ％、 ２． ％。 自
低 、非均 质性 强 等原 因 ，聚驱后 表现 出注 入井注
入压 力 高、油层 动用差 、 油井含 水 下降 幅度 小等 致了整个聚驱阶段采油井含水下降幅度小 、提高 问题 。 为进一 步提 高聚 驱 效果 ，试验 中采取 了分 层 、压 裂、解 堵 等综合 调 整措施 ，取 得 了较 好的 效果 。本 文 系统 分析 了影响 两三 结合 开 发效 果的
２３ ．层间矛盾突 出，剖面调整不均 匀
的 匹配 。
液６ ． ×１ ８９ ０ ，占地下孔隙体积０３９ Ｖ，聚 ｍ ．７Ｐ
合物用量３ ２ ／ Ｐ ９ ｍｇ Ｌ Ｖ。 中心井 区累积产油 １ ８ ０ｔ ． ×１ ，阶段采出程度４ １％，提高采收率 ．２
试验 区注入井平均井段在 １０ ５ ｍ，油层之 间
２ ８ ２ ５ ２ ７
层 为高Ｉ Ⅱ油层 ，共有注 采井２ 口，其中注 平面调整 高 ８ 入井 ｌ 口，采 油井 １ 口，中心 井６ ２ ６ 口。平均单
井射 开砂岩 厚度２ ． ｍ，有效 厚度４ ０ ８０ ． ｍ，平 均有效渗透率０ ０ ｌ ｍ 。试验于２ ０ 年１ Ｂ ．５ ０５ ｏ 全面转注４ ０ ０ 万分子量聚 合物 ，２ ０ 年４ ０ ７ 月转注
三
力油 层聚驱调整技术及三类油 层调整技 术相结
３１ ．平面 上 进行注入量、注入浓度的个性化
油层厚度薄、层数多 。渗透率低的现状 导 合 ，编制三类油层的综合调整技术。 采收率低 。试验区含水最低值时， 日产液 １８ ， 调整 ，减缓平面矛盾 ２ｔ ２ ０ 年 调整 了 ｌ井次 ，其 中针对 部分 采 ０９ ８ 日产油 １ ．ｔ ９ ，综 合含水８ ． ％。与注 聚前相 ３ ９１

维普资讯
不 同注聚 阶段采 出井 压裂 效果 评价 率 ００ ％ ；差 油层 由 于 见效 时 间 晚 ，选 择 在 含 水 回 ．９ 升初期 效果较 好 。
・ ７・ ２
提高 采 收 率 幅 度 为 ０５ ％ ，明 显好 于其 它 时 期 ；在 ．６ 见效期 先对 主力油层 压 裂 ，在 含水 回升期 再对 满足条
善井 区 ；在纵 向上 主要分 布在 大排距行 列井 网条 件下 动用 程 度 低 的 、油 层 发 育 差 、连 通 差 的 葡 Ｉａ １ 、葡
２ 利 用 数 值 模 拟 技 术 优 选 压 裂 时 机 和 层 位
为 优选压 裂时 机与压 裂层位 ，根 据南 二 区东 部注 聚地 区的平均 物性参 数建 立 了 １个 四注一采 的地 质模 型 ，井 区地 质 储 量 ２．３×１ ，孔 隙体 积 ４ ．６× ５２ ０ｔ Ｏ３ １ ０ｍ ，注 入 速 度 ０ １Ｐ ／ ，注 入 浓 度 ｌ０ ｍ ／ ．６ Ｖ ａ Ｏ０ ｇＬ，
聚合物 用量 ５０ ｇＬ ７ ｍ ／ ，采 出井初 始含 水 为 ９． ％， ３５
预测 结果见 表 １ 。
加 ，主力油层 吸水 比例下降 ，差油层 吸水 比例增加。
采 出井 附 近含油饱 和度增 加 ，表 现 为产液 量 、含 水下
从 数值模拟结果 与现场实际资料可得 出如下认 识 ： （ ） 聚驱采 出井主力 油层压 裂应 优选 含水 下 降期 １ 及 含水稳定期进行 ，在含水 回升初期效 果明显变 差。 （ ） 主力 油 层 在 见 效期 压 裂 采 收 率 提 高 幅度 在 ２ ０９ ％ 一 ．６ ，而在 含水 回升期 压裂 仅 能提 高采 收 ．４ ０９ ％
降，产油量大 幅度增加。在这一过程 中，油层发育与 连通状况影响聚合物驱阶段 的剩余油在平面上的分布

１７口 。随 着 注 入 聚 合 物 总 量 的增 加 ，注 入 井 的注 入 ８ 能 力 逐 渐 降 低 ，导 致 采 出 井 产 液 量 呈 现 逐 步 下 降 趋
势 ； 同 时 由 于 开 发 目 的 层 的 平 面 、 层 问 矛 盾 以及 断 层 的 遮 挡 作 用 ， 导 致 采 出 井 受 效 不 均 ， 影 响 了 开 发 区 块 的 整 体 聚 驱 效 果 。 因 此 ， 为 改 善 聚 驱 开 发 效 果 ， 提 高
取 了压 裂 措 施 ，经 对 比分 析 ，压 裂 有 效 井 数 为 ４ 口 ， ５
有 效 井 比例 为 ９ ． ％ ，总体 上 取 得 了较 好 效 果 。 ５７
１ ，压 裂 提 高 了 采 出 井 的 产 液 、 产 油 能 力 ， 含 水
下 降 幅 度 较 大
２ 、在含 水 下 降期 和含 水 稳 定 期 ，依 据 聚 驱 井 的 动 态 、静 态 资 料 ，选 择 沉 积 厚 度 大 、油 层 发 育 好 、注 采 完 善 或 比较 完 善且 聚驱 见 效 明显 的 采 出井 进行 压裂
压 裂 效 果 表 明 ：在 不 同 的聚 驱 阶段 对 采 出 井 进 行
月 ） 采 聚 浓 度 ５ ． ｇ Ｌ 压 裂 后 至 ２ ０ ４ ８ｒ ／ ； ａ ０ １年 ｌ ０月 ， 采 聚浓 度 上 升 到 ３ ０ ６ ｍ ／ 。统 计 同期 未 措 施 井 ，采 ５ ． ｇ Ｌ
审校 ：李 发 荣 （ 大庆油 田公司设计院）
聚 浓 度 由 ９ ． ｇ Ｌ上 升 到 ４ ５ ９ ｍ ／ 两 者 采 聚 浓 ４ ２ｍ ／ ７ ， ｇ Ｌ
度变化 情况基本一致 。 ３ ，采 出井 压 裂 提 高 了连 通 注 入 井 的 注 入 能 力 根 据 压 裂 井 区 ３ 口注 人 资 料 统 计 ， 压 后 平 均 单 ３

一
０ ． ２ Ｄ［ “ 。
喇嘛甸 油 田喇 ８ －１ ８ ２ 三 类油 层注 聚试 验 区２ ０ ０ ７ 年３ 月开 始 注聚 ， 开 采高 Ⅱ １ －１ ８ 油层 ， 中心区 采用 五点法 面积 井 网。 注 采 井距 １ ５ ０ ｍ， 平均单 井发 育砂岩 厚 度１ ５ ． ４ ｍ， 有 效 厚度６ ． ２ ｍ， 有 效渗 透率 ０ ． １ ９ ２ Ｄ， 共有 注入 井 ｌ ２ 口， 单采 井 １ ３ 口。 由于试验 区油层 具有 有效 厚度 小 、 表外 储层发 育 、 渗透率 低 、 油层 发育 薄 、 相 变复 杂 及储层 非 均质 性强 等特 点 ， 并 且井 网 四向一 类连通 率 只有 １ ７ ． １ ％， 砂 体 一类 连通率２ ３ ． ５ ％， 因此实 施压裂 改造是改 善三类 油层聚 驱效果 的有 效手段 。 截 止２ ０ １ ２ 年１ ２ 月， 试验 区累 计实 施油 井压 裂６口， 见效 井５ 口， 见 效率 ８ ３ ． ３ ％。 ＝、 影 响三 类油 层压 裂效 果的 主 要因 素 储层砂 体 的沉 积环 境 试 验 区Ｇ１ Ｉ １ －１ ８ 油 层 属于 三角 洲沉 积 ， 主 要 以三 角洲 内外 前缘 相沉 积 为 主， 砂体 构成 复杂 ， 油层平 面形 态为厚 、 薄、 分叉 等多 种组合 ， 这种 复杂性有 利于 对 剩余 油分 布状 况的认 识 和进行 压裂 挖潜 ， 油 井压 裂效果 一般 较好 。 试验 区压 裂６ ｌ ｌ 油井 中， 有 效期最 短２ 个月 ， 最 长２ ３ 个月。 平均 有效 期 １ ５ ． ２ 个月 ， 压 裂井 累 计 增 油５ ６ １ ２ ｔ ， 平均 日增 油 １ ２ ． １ ｔ ， 单井 日增 油２ ． ４ ｔ （ 表１ ） 。 表 １试 验 区６ １压裂 油 井有 效期 和累 计增 油统 计表

二类油层注聚做法及阶段见效规律认识摘要:聚合物驱目前成为大庆油田增储上产的重要手段,随着主力油层聚合物驱产量的逐年下降,需要在二类油层开展注聚以实现产量衔接。

本文通过对北一区断东东块二类油层两年多的注聚情况,认真分析主要做法及取得的效果,阶段总结出该区块二类油层注聚见效规律及认识,为今后大面积推广二类油层注聚提供技术储备。

关键词:二类油层做法效果见效规律认识1 基本概况北一区断东东块二类油层上返注聚区块位于大庆萨中开发区北部,北起中十一排,南至中三、东三排,西至断东西块二类上返区块,东至东部过渡带。

该区块于2007年8月份投产,计划投产油水井233口,其中采出井127口(新井119口,利用井8口),注入井106口(新井99口,转井别利用井7口),开采目的层位萨II10-萨III10,采用150m五点法面积井网,拥有注入站3座,即聚中七1#、聚中七2#、中2-2#注入站,于2008年3月注聚,采用1600万中分子量聚合物,目前聚中七1#清水配制清水稀释,聚中七2#、中2-2站为清水配制污水稀释。

注入速度0.25Pv/a,截止目前累计注入聚合物溶液876.8862×104m3,累计注入地下孔隙体积0.5801PV,聚合物用量803.76mg/L.PV。

共有见效井127口,见效比例100%。

2 提高采收率的有效途径2.1 空白水驱阶段合理泄压,保证注聚后聚合物段塞顺利推进空白水驱阶段累计上调参53口、换大泵2口,流压由投产初期的5.40MPa下降到注聚前的3.93MPa,油压由投产初期的9.3MPa下降到注聚前的9.0MPa 。

2.2 含水下降期、含水稳定期:(1)注入井加大跟踪调整力度,保证均衡注入注入井适时适量调整,保证段塞平稳连续注入。

针对注聚过程中表现区块内注入压力不均衡的状况,对方案进行4次大的调整,184井次,占总井数的177%,母液上调1046m3,溶液上调2619m3,配比由1∶2.6上调为1∶2.4,在调整注聚方案过程中,充分考虑注入压力空间,在保证连续注入的前提条件下,将注入浓度采取个性化调整,从单井注聚浓度从833mg/L到2500mg/L,配比从1∶1到1∶5均有分布,满足了各类油层的需要。

ＤＩ ＮＧ Ｈｕ ｉ ｓ ｈ ｕ
（ Ｎ ｏ ． ６ Ｏ ｉ ｌ Ｐ ｒ ｏ ｄ ｕ ｃ ｔ ｉ ｏ ｎ Ｐ ｌ ａ ｎ ｔ ｏ ｆＤ ａ ｑ ｉ ｎ ｇ Ｏ ｉ ｌ ｉｅ ｆ ｌ ｄ Ｃ ｏ ｍ ｐ ａ ｎ ｙ Ｌ ｔ ｄ ． ，Ｄ ａ ｑ ｉ ｎ ｇ １ ６ ３ １ １ ４， Ｃ ｈ ｉ ｎ ａ ）
第３ ２卷 第ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ４期
ＤＯＩ ：１ ０ ． ３ ９ ６ ９ ／ Ｊ ． Ｉ Ｓ Ｓ Ｎ． １ ０ ０ ０ ． ３ ７ ５ ４ ． ２ ０ １ ３ ． ０ ４ ． ０ １ ６
喇 嘛甸 油 田二 类 油层 聚 驱 油 井 压 裂 效 果 预 测 方 法
丁 惠姝
（ 大 庆油 田有 限责 任 公 司 第 六 采 油 厂 ，黑 龙 江 大 庆 １ ６ ３ １ １ ４ ）
Ａｂｓ ｔ ｒ ａ ｃ ｔ ： Ｄｕ ｒ ｉ ｎｇ ｔ ｈ ｅ ｄ ｅ ｖ ｅ ｌ ｏ ｐ ｍｅ ｎ ｔ ｏ ｆ ｔ ｈｅ ｓ ｅ ｃ ｏ ｎ ｄ ａ ｒ ｙ ｏ ｉ ｌ ｒ ｅ ｓ ｅ ｒ ｖ ｏ ｉ ｒ ｓ ｂ ｙ ｐ ｏ ｌ ｙ ｍｅ ｒ ｌｏ ｆ ｏ ｄ ｉ ｎ ｇ ｉ ｎ Ｌ ａ ｍａ ｄ ｉ ａ ｎ Ｏｉ ｌ ｉｅ ｆ ｌ ｄ，ｔ ｈ ｅ ｐ ｒ ｏ ｄ ｕ ｃ ｅ ｒ ｓ ｆ ｒ ａ ｃ ｔ ｕ ｒ ｉ ｎ ｇ ｉ ｓ ｏ ｎ ｅ ｏ ｆ ｔ ｈｅ ｅ ｆ ｆ ｅ ｃ ｔ ｉ ｖ ｅ ｗａ ｙ ｓ ｔ ｏ ｅ ｎ ｓ ｕ ｒ ｅ ｔ ｈ ｅ ｅ ｆ ｆ ｅ ｃ ｔ ｓ ｏ ｆ ｔ ｈ ｅ ｐ ｏ ｌ ｙ ｍｅ ｒ ｌｏ ｆ ｏ ｄ ｉ ｎ ｇ，ｆ ｏ ｒ ｔ ｈ ｅ ｍｅ ｔ ｈ ｏ ｄ ｃ ａ ｎ ｒ ｅ — ｄ ｕ ｃ ｅ ｔ ｈ ｏ ｓ ｅ ｌ ｏ ｗ— ｅ ｆ ｆ ｅ ｃ ｔ ｉ ｖ ｅ ｎ ｅ ｓ ｓ ａ ｎ ｄ ｉ ｎｅ ｆ ｆ ｅ ｃ ｔ ｉ ｖ ｅ ｓ ｔ ｉ ｍｕ ｌ ａ ｔ ｅ ｄ ｗｅ ｌ ｌ ｓ，ａ ｎｄ ｆ ｕ ｒ ｔ ｈｅ ｒ ｍｏ ｒ ｅ ｉ ｎ ｃ ｒ ｅ ａ ｓ ｅ ｔ ｈ ｅ ｅ ｃ ｏ ｎ ｏ ｍｉ ｃ ｂ ｅ ｎｅ ｉ ｆ ｔ ．Ｔａ ｋ ・ ｉ ｎ ｇ ｔ ｈ ｅ ｍａ ｉ ｎ ｉ ｎ ｌｕｅ ｆ ｎ ｃ ｉ ｎ ｇ ｆ ａ ｃ ｔ ｏ ｒ ｓ ｏ ｆ ｆ ｒ ａ ｃ ｔ ｕｒ ｅ ｄ ｅ ｆ ｆ ｅ ｃ ｔ ｓ ａ ｓ ｖ ａ ｒ ｉ ａ ｂ ｌ ｅ，ａ ｎ ｄ ｍｏ ｒ ｅ ｏ ｖ ｅ ｒ ｒ ｅ ｇ ａ ｒ ｄｉ ｎｇ ｔ ｈ ｅ ｔ ｏ ｔ ａ ｌ ａ ｃ ｃ ｕ ｍｕ ｌ ａ ｔ ｅ ｄ ｏ ｉ ｌ ｉ ｎ — ｃ ｒ ｅ ａ ｓ ｅ ｄ ｐ ｒ ｏ ｄ ｕｃ ｔ ｉ ｏ ｎ ａ ｓ ｅ ｖ ａ ｌ ｕ ａ ｔ ｉ ｎ ｇ ｉ ｎ ｄｅ ｘ ｗｈ ｅ ｎ ｔ ｈ ｅ ｆ ｒ ａ ｃ ｔ ｕ ｒ ｉ ｎｇ ｉ ｓ ｉ ｎ ｅ ｆ ｆ ｅ ｃ ｔ ｉ ｖ ｅ，ｔ ｈｅ ｐ ｒ ｅ ｄ ｉ ｃ ｔ ｉ ｎ ｇ ｆ ｏ ｒ ｍｕ ｌ ａ ｏ ｆ ｔ ｈ ｅ ｆ ｒ ａ ｃ ｔ ｕｒ ｅ ｄ

施 的井 数 为 １２ ６口 ， ７ 占总措 施 井 数 的 ７ ． ％ 。统 ５２
以累计增油量 和有效期 为 因变 量 ， 用灰 色关联 分析 运
法 对 自变量与 因变量 的关联程度进行分析 。 选取了 ｌ ７口井 的实 际压 裂数据 （ ２ ， 各个 表 ）将
计 某开 发 区 １１口不 同 时期 压 裂 井 发现 ， 水 下 降 ５ 含 期 和含 水低 值 期措 施初 期 单井 日增 油 １ 以上 ， ０ｔ 累
１ 期
桂东旭 ， ： 等 聚驱油井压裂效果的多元线性 回归预测方法
５ １
因素 …
含水／ ％
含水／ ％
井 日产／ ｔ
橄 井 日产／ ｔ
雕
／ｎ ｒ
渗 …一
… …
％
和度／ ％
压／ ％
３ 压裂效果预测方法的建立
利用 灰色关 联 分 析 的结 果 ， 择 相关 性 较 强 的 选
关键词
聚驱
压裂
影响 因素
效果分析
灰色 关联
多元 线性 回归
中图法分类号
Ｔ ３７ １ ； Ｅ５ ． ４
文献标 志码
Ａ
大庆 油 田聚合 物驱 自 １９ 工业化 推广 以来 ， ９６年 规 模不 断扩 大 ； 水 驱相 比 ， 驱 具 有采 油 速 度 高 、 与 聚
持 续时 间短 的 特点 ｌ Ｊ 】 。在 暂 短 的开 采 时 间 内 ， 如
何 尽可 能多 地采 出地 下原 油 ， 聚 驱 开发 的主 要 是
素较 多 ， 以含水 下 降期 和 含 水 低值 期 压 裂 措施 效 所 果成 为压裂 效果 分析 的重点 和难 点 。
表 １ 某开 发 区注 聚 各 阶 段 措 施 效 果 对 比

大庆油田三次采油技术进展
大庆油田有限责任公司
二OO八年七月
大庆油田自开发初期就提出了开展三次采油实验研究， 1965年在萨北地区开辟了三次采油提高采收率小井距矿场试验 基地。 40多年来，三次采油技术从无到有，从小到大，从弱到强
的发展，经历了探索、创新、实践、发展的曲折过程。先后开
展了聚合物驱、三元复合驱、泡沫复合驱、胶束/聚合物驱、 水气交替注入、热力采油、微生物采油等多项矿场试验，通过
采 收 率 提 高 值
（%）
10
大庆 油田
0
2 5 10 20 30 50 70 100 200 300
采 收 率 提 高 值
(%)
15
10
采 50 收 率 40
(%)
油田
5
30
0
0.2
0.4
0.6
0.8
原油粘度(厘泊)
变异系数，VK
评价指标、方法逐步完善
评价方法 逐步健全
常规手段
布氏粘度计等
稳定性\传导性
660
25.3 123 12.89
640
24.4 126 14.23
559
17.9 91 9.84
4、聚合物驱工业化推广应用
1995年开始了聚合物驱工业化应用
截至2007年：
工业化区块已达: 动用面积: 动用地质储量: 总井数: 累注聚合物干粉: 累积生产原油: 累计增油: 聚合物干粉用量: 区块产油: 41个 368.35 平方公里 7.734亿吨 8238口 76.13万吨 1.008亿吨 5995.3万吨 10.26万吨 926.7万吨
年 产 油
(万吨)
一次井
基础井
大庆油田产量构成

试井分析方法评价压裂效果应用摘要：压裂是目前低渗透油藏投产和措施改造的重要技术手段。

正确地评价压裂效果是勘探开发低渗透油藏的重要工作，过去往往以产量变化来评价压裂效果，但是究竟是什么原因促使产量提高，还有没有潜力再提高或为什么压裂无效果，则缺少定量的评价。

利用试井方法可以在某种程度上解决这些问题。

通过试井资料计算出来的裂缝半长、裂缝传导系数、无因次裂缝传导系数、表皮系数等参数，再结合压力曲线形态特点就可以对压裂效果进行评价。

这也是目前评价压裂效果行之有效的方法。

关键词：压裂压力恢复试井导流能力1. 试井评价方法概述通过对压裂前后不同时期试井曲线特征及解释结果的分析，可以对压裂效果进行较为准确的评价，为油田开发方案的调整提供依据。

矿场实践中，一般有以下几种方法对压裂的过程进行评价和监控：①压裂前压力恢复试井优选压裂井段；②压裂后压力恢复试井评价压裂效果；③压恢试井验证压裂设计模型；④压裂后不同时期压力恢复试井评价压裂液和支撑剂的性能；⑤压裂后干扰试井确定主裂缝的方向。

2. 压裂见效井压力恢复试井曲线分析一般认为，压裂见效有以下几种情况：形成较长的高导流能力的裂缝；形成较长的低导流能力的裂缝；形成短裂缝；虽未形成有效裂缝，但改善了井底附近污染。

对应的压力恢复试井曲线有其显著特点：①形成长裂缝，高导流能力的试井曲线，可以分析得到可靠的渗透率、表皮系数、裂缝半长、无因次导流系数等参数；②形成长裂缝，低导流能力的试井曲线，渗透率、表皮系数等参数需根据压裂前试井分析结果确定，可定性分析裂缝半长、无因次导流系数等参数；为了更好地准确评价压裂效果，建议在压裂前后都进行压力恢复试井；③形成短裂缝的试井曲线，可以分析得到可靠的渗透率、表皮系数、裂缝半长、无因次导流系数等参数；④压裂后近井地带污染得到改善的试井曲线，可分析得到可靠的渗透率、表皮系数等参数。

根据面22-2井压裂后压力恢复试井曲线显示：续流段过后出现1/4斜率直线段，显示出明显的双线性流特征，之后经过渡段出现拟径向流水平段，说明压裂形成了有限导流裂缝。

技 术 和方法 ． 为此 ， 笔者 通过 大平 面 三维 物理模 型 研
究 聚驱 后不 同驱油 方 法 的驱 油 效果 ， 选 出适 合 聚 优
测 定各 点对 应 的 电阻值 ， 电阻值 求 得 该 点 对 应 的 由
剩余油饱和度． 实验模 型如图 １ 所示．
驱 后进 一 步提 高采 收 率 的方 法 ， 量 给 出聚 驱后 不 定 同提高 采收 率方 法 对 不 同层 位 剩余 油 的 动用 情 况 ， 明 确 了聚 驱 后 各 种 提 高 采 收 率 方 法 在 扩 大 波 及 体
２ 实 验 方 案
实验 对 比评 价 ５种 驱 油 体 系 ， 驱 油 体 系 的 ５种 选 用 原则 是 ： 具有 一 定 的黏度 ， ① 能够 有效 调堵 高 渗
收稿 日期 ： ０ １０ —７ ２ １－５２
基金项 目：国家科技重 大专项“ 大型油气 田及煤 层气开发” 批准号 ：０ ８ Ｘ ５ １ ） （ ２０ Ｚ ０ ０ ０ 资助 作者简 介 ： 韩培慧 （９ ３） 男 ， １６ 一 ， 高级工程师 ， 士 ， 博 主要从事提 高原油采收率技术研究 ． － ａｌｈｎ ｈ ｅ ｏｈｎ ・ｏ ｃ Ｅｍ ｉ ａ ｐ ＠ｐｔ ｃｉａ ｃｍ・ａ ： ｒ
网加 密和化 学驱 结合 可进 一 步提 高采 收 率 ， 实验设 计 的 几种驱 油 方法 中， 元复合 体 系驱 油效 果 在 三 最好 ， 驱后 采 收率提 高值 达 到 了 １． ％． 和 度 场 分析 表 明 ， 渗 透 层 主 要 是 通 过 扩 大 波 及 体 聚 ７２ 饱 低 积， 高渗 透层 主要 是 通过提 高驱 油效 率的机 理 来进 一步提 高聚驱 后采 收率 ， 以在 选择 聚驱后 驱 油 所 方 法 时应综 合考 虑扩 大波及体 积 和提 高驱 油效 率 的双 重驱 油机理 ． 关键 词 ： 次聚驱 ； 驱后 化 学驱 ； 一 聚 采收 率 ； 水 率 ； 油饱 和度 含 含

油井压裂效果分析作者：沈丽平来源：《中国石油和化工标准与质量》2013年第16期【摘要】本文主要从工作实际出发，从动态分析出发，主要从周围一线水井的方案调整，一线油井的变化趋势，优选措施井，从油层特性，剩余油分析优选出该井压裂，达到了增产创收的目的。

【关键词】压裂葡萄花高台子水井1 基本情况某井位于萨北开发区纯油区西部，为1981年8月29日投产的一次加密调整井，开采葡萄花和高台子油层层。

全井射开砂岩厚度29.2m，有效厚度9.3m，地层系数0.856μm2·m，原始地层压力为11.71 MPa。

该井于2009年11月断脱关井，关前正常生产日产液3.5t，日产油1.7t，综合含水51.4%，流压2.03MPa，液面751m，2008年12月测得该井地层压力10.51Mpa，总压差-1.2Mpa，2009年断脱关井至2011年2月累积产油5.8301×104t。

周围有两口注水井534井和北036井与该井相连。

从该井开采曲线来看，自投产初期开始含水一直较低，日产液在10t左右，流压在5MPa 左右。

随着开采时间延长，含水逐渐上升，到2009年断脱关井，含水达到51.3%，而产液量降低到3.5t。

2 低产低效原因分析该井共射开25个小层，由于75#和76#断层影响，周围注水井只有2口井在葡I5+6～葡I7和高I的小层为其注水，其他层系则是通过地层本身的能量进行开采。

从开采曲线上看，自投产初期开始产量一直较低，含水也很低，即便经过多年的开发含水也仅是上升至51.3%，累计产油只有5.8301×104t，平均每米砂岩厚度累积产油量为1997t，平均每米有效厚度累积产油量为6269t。

相对同层系的相邻井29井累计产油却达到了14.4659×104t，平均每米砂岩厚度累积产油量为3052t平均每米有效厚度累积产油量为9644t，而两口井的发育状况十分相似，都是受断层影响，注水井点少，存在一定的剩余油。

聚驱不同阶段采出井压裂效果评价【摘要】聚合物驱全过程分为空白水驱、见效期、含水低值期等几个阶段。

为了最大程度挖掘剩余油，聚驱不同各阶段应当根据开发特征、剩余油分布的差异选择相对应的压裂层位、压裂时机和压裂方式。

本文以数值模拟理论为参考，对X区块聚驱工业区的压裂效果进行评价。

【关键词】注聚阶段选层压裂时机压裂方式效果评价聚合物驱分注聚前期、中期和后期三个阶段。

在聚驱各阶段由于开发特征、剩余油分布的差异使压裂井的选井选层也各有特点。

1 聚驱各阶段的开发特征及剩余油分布1.1 在注聚前期，即聚前水驱空白阶段和聚驱见效前含水上升阶段在此阶段，注入孔隙体积为0～0.03PV，动态特征表现为注入井注入压力低，注入液沿早期开发井网开采已形成的大孔道推进，吸水厚度小，吸水比例集中。

采出井附近由于含油饱和度低，表现为高含水。

剩余油在平面上主要分布在原开发井网的分流线和断层附近以及在注入水波及不到的单砂体注采不完善井区；在纵向上主要分布在大排距行列井网条件下动用程度低的、油层发育差、连通差的沉积单元。

1.2 在注聚中期，即聚驱见效后含水下降阶段和低含水稳定阶段注入孔隙体积为0.03～0.2PV时为聚驱见效后含水持续下降阶段；注入孔隙体积为0.2～0.4PV时为聚驱全面见效后低含水稳定阶段。

在此阶段，注入井注入压力上升，注入剖面得到调整，吸水厚度增加，主力油层吸水比例下降，差油层吸水比例增加。

采出井附近含油饱和度增加，表现为产液量、含水下降，产油量大幅度增加。

在这一过程中，油层发育与连通状况影响聚合物驱阶段的剩余油在平面上的分布和聚驱效果，位于河道主体部位的井区聚驱见效明显，位于河间薄层砂部位的井区聚驱效果一般。

1.3 在注聚后期，即含水回升阶段一般区块注入孔隙体积大于0.4PV时，进入含水回升阶段，即进入注聚后期。

在此阶段，注入井注入压力上升，注入剖面出现反转，主力油层吸水厚度下降，吸水比例集中，差油层吸水厚度、比例都下降。

浅谈石油开采施工中压裂后出砂和治理【摘要】随着油田开发时间的延长和开发方式的转变，地层压力上升，生产压差逐渐放大，聚驱井采出液粘度增高，压裂裂缝含砂能力下降，使压后出砂卡泵的现象明显增加，这不仅降低了裂缝的导流能力，影响压后产量，而且会带来一系列的工程问题，严重影响油田的整体开发效果。

【关键词】压裂出砂量开发油水井出砂严重影响压后井的产能，降低压裂的效能，降低经济效益。

吐砂程度低的井对生产影响不大，如果吐砂严重，危害性极大，将导致砂埋油层或井筒砂堵造成油井停产作业、地面和井下设备严重磨蚀砂卡、频繁地冲砂检泵、地面清罐等维修工作量增大，既提高了施工作业成本，又增加了油田管理的难度。

1 压裂防砂工作原理压裂防砂是通过向油层高压（高于地层破裂压力）注入石英砂和树脂砂，在油井近井地带造成微裂缝，将石英砂和树脂砂高压挤入裂缝、地层亏空带，在油层中形成一定厚度的人工滤砂屏障—人工砂桥，从而依靠砂桥实现油井防砂治砂的目的。

2 防砂工艺2.1 普通压裂井出砂的解决压裂井的支撑剂选用，首先要考虑人工裂缝闭合后作用于支撑剂的应力，其次还要根据压裂井增产、增注所需的导流能力，最后要符合压裂工艺的特定要求。

支撑剂的聚集主要依靠流体附着力，压实力、自身重力等作用力来实现，同时也为支撑剂的回流提供契机。

当液体返排时，如果填砂裂缝中的压力梯度过大，支撑剂的压实力降低或拖拽力增大，必将导致支撑剂的回流。

对于普通采出井的防砂问题，采用尾追加入大粒径核桃壳防砂工艺，这种工艺是利用核桃壳自身颗粒的抗压强度和特有的可压缩性，具有摩擦系数大，在裂缝近井筒附近形成“防砂井壁”的功能，起到了压后压裂砂不能返吐入井筒的作用。

2.2 聚驱压裂油井出砂的问题主要出砂机理：（1）采出液粘度增大，返排液携砂能力增强，导致出砂。

（2）聚合物采出井压差增大，造成出砂。

（3）采用短宽缝压裂工艺，压裂后形成裂缝的缝宽大，容易造成出砂。

（4）施工技术方面的问题。

聚驱注入井深部解堵体系的评价摘要：针对聚驱注入井的堵塞物，采取压裂解堵与化学解堵相结合的方法对注聚井进行深部高效解堵。

研制了一种解堵体系，由主剂和润湿反转剂组成。

主剂可以可以高效降解地层中堵塞的聚合物，降解时间为24h左右，适合深部解堵。

润湿反转剂可以降低解堵后聚合物溶液在裂缝附近储层岩心或压裂填砂上的吸附，延长解堵有效期。

对于天然岩心聚驱堵塞后，经过压裂和化学解堵后，解堵率可达85%以上，并且解堵后的注聚堵塞率下降20%以上。

关键词：聚驱堵塞；深部解堵；压裂；化学解堵随着聚驱在油田开发中的应用，聚驱油井堵塞问题越来越严重，导致注入压力升高，聚合物欠注或停注，而且聚驱后期，注入井的堵塞深度增加，解堵难度加大[1]。

目前，单独使用压裂和化学方法皆达不到理想的解堵效果。

为此，实验研制了一种适合压裂后深部解除聚合物堵塞的解堵体系，将压裂解堵[2]与化学解堵[3]相结合。

对堵塞范围较大的井采取压裂作业，通过压裂形成的渗流通道把解堵体系送到地层深处，进行聚驱注入井深部解堵作业。

1 解堵体系的性能评价解堵体系的组成为0.3%主剂+0.2%润湿反转剂。

主剂是由高价铬离子的强氧化剂A和过硫化物B以1:1的比例配制的混合物，主要起到氧化降解聚合物的作用，降解反应速度较慢，适合聚驱深部解堵，降解过程中不会产生气体，安全高效。

润湿反转剂是一种磺酸基表面活性剂，通过润湿反转作用[4]，降低解堵后聚合物在储层岩心上的吸附，延长解堵有效期。

1.1主剂对聚合物溶液的降解效果实验以8000mg/l聚丙烯酰胺的降粘率[5]为评价标准，降粘率越高，主剂对聚合物溶液的降解效果越好。

在40℃水浴中，润湿反转剂用量为0.2%，改变主剂用量，研究其对聚合物溶液的降解效果，如图1所示。

图1 降解主剂用量对聚合物溶液的降解效果由图1可知：随着主剂用量的增加，降粘率逐渐增加，24h后基本达到最大值。

当主剂用量为0.3%时，对聚合物的降解效果最好，24h后降粘率达94.35%。