低滲油藏壓裂工藝技術(shù)(共41頁)

1、PAGE PAGE 41低滲油藏(yu cn)壓裂工藝技術(shù)李明志 李鳳霞摘要(zhiyo) 針對(zhndu)中原油田油層埋藏深，高溫低滲，構(gòu)造復(fù)雜等特點，在壓裂液方面介紹了系列水基壓裂液、清潔壓裂液、油基壓裂液的研究及進(jìn)展情況，并在壓前保護(hù)及壓后處理機理研究的基礎(chǔ)上，研制了壓裂預(yù)前置液及支撐裂縫處理劑。在壓裂工藝技術(shù)中，闡述了重復(fù)壓裂、大斜度井壓裂、分層壓裂、CO2泡沫壓裂、區(qū)塊整體壓裂技術(shù)及其配套工藝，并對下步研究提出了攻關(guān)方向。關(guān)鍵詞：壓裂工藝 優(yōu)化設(shè)計 壓裂液 第一作者：李明志 ，教授級高工，生于1962年12月，1983年畢業(yè)于撫順石油學(xué)院油田化學(xué)專業(yè)，畢業(yè)后一直從事采油工程技術(shù)研究

2、與技術(shù)服務(wù)工作。地址：（457001）河南省濮陽市。電話（0393）4898269參考文獻(xiàn)1.劉洪升、王安培：HT-21在鄯善油田的應(yīng)用，鉆井液與完井液，1992.Vol.9（6）。2.劉洪升、王俊英，“HT-21高溫低傷害壓裂液研究”，中原油氣，1990年，第4期。3.盧擁軍，“九十年代國外壓裂液技術(shù)發(fā)展的新動向”，石油與天然氣化工，1998年，第27卷，第2期。4.劉洪升、王俊英、王穩(wěn)桃等高溫延緩型有機硼交聯(lián)劑OB-200合成研究，油田化學(xué)，2003年6月，第2期。5.劉洪升、郎學(xué)軍、張紅等高溫延緩型有機硼OB-200交聯(lián)壓裂液的性能與應(yīng)用，油田化學(xué)，2003年6月，第2期。 中原油田(z

3、hn yun yu tin)低滲油藏壓裂工藝技術(shù)中原油田自1979年正式投入開發(fā)(kif)截至2002年底，東濮凹陷探明含油面積403.0km2，探明(tn mn)石油地質(zhì)儲量53916104t，動用含油面積273.2km2，動用石油地質(zhì)儲量42372104t，可采儲量13911104t，標(biāo)定采收率32.83%。東濮凹陷油層埋藏深，高溫低滲，構(gòu)造復(fù)雜，開采難度大，技術(shù)要求高，在國內(nèi)油田具有代表性。東濮凹陷是基底構(gòu)造背景上發(fā)育起來的新生代沉積盆地，經(jīng)歷了由沉降到抬升兩大沉積旋回的演化，構(gòu)造格局為二洼一隆一斜坡，中央隆起帶為大型復(fù)式油氣聚集帶，形成了多種油藏類型，主要有以下特征：1、油藏類型多。有

4、構(gòu)造簡單斷塊油藏，如濮城油田；有極復(fù)雜斷塊油藏，如文中、文明寨油田；也有氣頂油藏、揮發(fā)性油藏、異常高壓油藏、嚴(yán)重非均質(zhì)油藏、裂縫性油氣藏等特殊類型油藏。2、地層結(jié)構(gòu)比較復(fù)雜。東濮凹陷發(fā)育多套鹽膏層。3、構(gòu)造復(fù)雜、斷塊小。4、深層低滲、高溫、高壓、高鹽。不同埋藏深度地質(zhì)儲量分布表油藏中深(m)地質(zhì)儲量(104t)儲量比例(%)300013541322500-30001310630.92000-25001176127.850011352.7中滲透油藏50-5002450257.8低滲透油藏10-501149927.1特低滲透油藏10523612.4地層溫度高的可達(dá)180，溫度大于90的儲量占65%

5、,大于110儲量占29.2%。不同地層溫度下地質(zhì)儲量分布表地層溫度儲量（104t）儲量占%1101237729.2地層壓力系統(tǒng)較復(fù)雜，有常壓、高壓、異常高壓三個系統(tǒng)。不同壓力系數(shù)下地質(zhì)儲量分布表壓力系數(shù)儲量儲量占%1.5497611.7由于中原油田井深、高壓、高礦化度、儲層敏感性強且復(fù)雜、斷塊復(fù)雜、儲層類型多，面對如此復(fù)雜的地質(zhì)條件，給壓裂改造技術(shù)提出了更高的要求。深層低滲儲層壓裂改造成為制約中原油田發(fā)展的瓶頸技術(shù)。經(jīng)過近幾年的科研攻關(guān)，現(xiàn)已在深井、低滲、復(fù)雜斷塊油氣藏儲層改造中取得突破，形成了適合不同儲層的壓裂液技術(shù)(jsh)；研制開發(fā)了深井高強度支撐劑；形成了壓裂儲層保護(hù)、重復(fù)壓裂、分層壓

6、裂工藝、壓裂優(yōu)化設(shè)計、壓前壓后處理等技術(shù)，這些工藝技術(shù)已成為中原油田儲層壓裂改造的主體技術(shù)。自2000年以來，壓裂作為中原油田的主要開發(fā)(kif)手段，措施量和措施產(chǎn)量占了重要比例。2000年，壓裂307井次，其中(qzhng)新井196井次，累計增油2.11104t，老井109井次，累計增油6.84104t，水井壓裂2井次，累計增注1.56104m3；2001年，壓裂625井次，其中新井221井次，累計增油6.46104t；老井250井次，累計增油13.09104t，水井壓裂6井次，累計增注6.78104m3；2002年，壓裂663井次，其中新井343井次，累計增油5.89104t；老井31

7、5井次，累計增油18.68104t，水井壓裂5井次，累計增注5.98104m3；2003年，壓裂627井次，其中新井278井次，累計增油10.25104t，；老井344井次，累計增油10.61104t，水井壓裂5井次，累計增注4.27104m3。通過(tnggu)“低滲油氣藏壓裂改造(gizo)技術(shù)”的應(yīng)用(yngyng)，新增動用石油地質(zhì)儲量2664萬噸；新增天然氣動用儲量105.8億立方米；新增天然氣可采儲量46.47億立方米；新建產(chǎn)能43.85萬噸；壓裂增產(chǎn)改造技術(shù)已成為中原油田開發(fā)的關(guān)鍵支撐技術(shù)之一，為油田的高效開發(fā)提供了技術(shù)保障，為油田的穩(wěn)產(chǎn)作出了巨大的貢獻(xiàn)，并為國內(nèi)外類似油氣藏的有

8、效開發(fā)提供了技術(shù)支持。 一、優(yōu)化設(shè)計1 壓裂選井選層1.1 注采井動靜態(tài)資料對比分析法在掌握壓裂井層與對應(yīng)注水井層地質(zhì)條件與生產(chǎn)歷史的基礎(chǔ)上，使用油藏現(xiàn)有的生產(chǎn)報表、小層數(shù)據(jù)等資料數(shù)據(jù)，經(jīng)注采井小層對比，找出生產(chǎn)井中相對受效低、動用程度差、但仍具有生產(chǎn)潛力的儲層作為壓裂侯選層。1.2 模糊識別法用模糊識別原理來對壓裂井層進(jìn)行定量選井選層的方法，是在壓裂前儲層評估的基礎(chǔ)上，綜合考慮多種因素的影響，納入歐氏貼邁度，研究出標(biāo)準(zhǔn)模式，克服了壓裂選井選層工作在一定程度上的盲目性，使對儲層的評估由定性到半定量上來，使壓裂選井選層科學(xué)化、程序化。經(jīng)統(tǒng)計壓裂效果與歐氏貼近度的關(guān)系如圖1，由圖1可以看出，壓裂效

9、果的好壞與歐氏貼近度成正比，當(dāng)歐氏貼近度小于0.32時，壓裂無效。2 壓裂時機(shj)研究在壓前評估的基礎(chǔ)上，對壓裂井進(jìn)行壓前培養(yǎng)，調(diào)整注采剖面，使壓裂井獲得有效的地層壓力系數(shù)，對提高壓裂效果具有重要的意義。通過數(shù)值回歸和油藏數(shù)值模擬(mn)，得出中原油田不同區(qū)塊的壓裂有效的地層壓力系數(shù)（見表1）。表1 中原油田不同區(qū)塊壓裂合理壓力(yl)系數(shù)區(qū) 塊文 東文南濮城衛(wèi) 城壓力系數(shù)0.7-1.20.8-1.40.6-1.00.7-1.03 小型測試壓裂通過近幾年的試驗，對部分重點井進(jìn)行了小型測試研究，利用軟件進(jìn)行壓力擬合，分析得出：裂縫延伸壓力、裂縫閉合壓力、射孔孔眼和近井筒摩阻、井底壓力、凈壓

10、力等數(shù)據(jù)，確定了應(yīng)力剖面，在此基礎(chǔ)上，進(jìn)行壓裂施工設(shè)計。實例分析：白58井小型壓裂實踐 小型測試壓裂分析圖2 注入診斷(zhndun)壓裂施工曲線表2 注入(zh r)診斷數(shù)據(jù)表 近井裂縫摩阻(MPa)1.2砂巖閉合壓力(MPa)76.2砂巖閉合壓力梯度(MPa/m)0.02產(chǎn)層滲透率(mD)0.02綜合濾失系數(shù)(m/min1/2)0.0004多裂縫發(fā)育是 主壓裂設(shè)計(shj)的改進(jìn)注入診斷試驗得出流體濾失低，為達(dá)到設(shè)計優(yōu)化，對原始設(shè)計作了如下改動：前置液量由原來的231m3降低至80m3，這樣不僅降低了壓裂液成本，而且還大大地減少了液體對儲層的傷害。為減少多裂縫影響，在泵注前置液過程中加入0

11、.2ppg濃度的支撐劑段塞，前置液后增加0.5ppg濃度的攜砂液40m3。二、壓裂液針對中原油田高溫低滲油氣藏特征，研究了低殘渣成膠劑、高溫延遲交聯(lián)劑、新型降濾失劑、高活性表面活性劑、復(fù)合型粘土穩(wěn)定劑等壓裂入井材料，形成了適合不同儲層溫度需求的系列水基凍膠壓裂液體系以及清潔壓裂液、油基壓裂液。1 系列水基壓裂液1.1 有機硼交聯(lián)凍膠壓裂液1.1.1 熱剪切穩(wěn)定性有機(yuj)硼交聯(lián)壓裂液在115以下熱剪切對粘度的影響(yngxing)幅度較??；125以上，粘度隨著剪切時間(shjin)的延長變化比較明顯，但在剪切2h時，仍保持較高的粘度值，見圖3。由此可知，該壓裂液在135以下具有良好的熱剪切

12、穩(wěn)定性。1.1.2 自動破膠機制應(yīng)用有機硼交聯(lián)的水基凍膠壓裂液在105以上時具有良好的自動破膠性能。在一定條件下，有機硼配位體可通過氧化作用生產(chǎn)一種弱酸，改變了體系的PH值，其結(jié)果是減少了壓裂液交聯(lián)結(jié)合點，并進(jìn)一步引起聚合物降解。有機硼交聯(lián)劑的這一特性對于降解聚合物濾餅和粘滯性流體對地層的損害具有積極的意義。圖4是有機硼交聯(lián)壓裂液在不同溫度下，粘度隨時間的變化關(guān)系曲線，隨著溫度的升高和時間的延長，液體破膠液粘度不斷降低。在高于115時，8h后壓裂液已完全破膠。1.1.3 殘渣含量表3為三種不同類型壓裂液的殘渣(cn zh)含量，結(jié)果表明，在聚合物含量相同的情況下，有機硼交聯(lián)壓裂液中殘渣含量大大

13、低于硼酸鹽與有機鈦交聯(lián)壓裂液。表3 壓裂液殘渣(cn zh)含量數(shù)據(jù)表壓裂液名稱破膠溫度壓裂液PH值水化液PH值殘渣含量mg/l有機硼交聯(lián)壓裂液13511.58.7240硼酸鹽交聯(lián)壓裂液9010.09.8261有機鈦交聯(lián)壓裂液13510.510.2349注：破膠時間(shjin)為20h。1.1.4 濾失性能壓裂液的濾失性能反映了流體在地層條件和高壓作用下控制液體滲流的能力。試驗評價了有機硼交聯(lián)壓裂液的濾失性能（見表4），試驗證實，該壓裂液在3.5MPa壓差和95-135的條件下，具有較低的濾失速度、初濾失量和濾失系數(shù)，其使用溫度和控制濾失能力大大優(yōu)于硼酸鹽交聯(lián)壓裂液。表4 壓裂液濾失性能壓裂

14、液名稱溫度濾失速度10-4m/min初濾失量10-4m3/m2濾失系數(shù) 10-4m/有機硼交聯(lián)壓裂液95 1.160.006.931151.240.007.441251.551.219.271351.641.709.81硼酸鹽交聯(lián)壓裂液902.422.1114.51.2 復(fù)合(fh)交聯(lián)體系壓裂液針對(zhndu)溫度為135150的儲層開發(fā)(kif)了復(fù)合交聯(lián)壓裂液。1.2.1 粘溫性壓裂液在120以下，粘度有上升趨勢，而后不斷下降，最高使用溫度在150。1.2.2 流變性壓裂液在不同溫度下的流變性見表5，壓裂液在高溫下的K值較大，說明有較好的耐溫性。表5 流變性能數(shù)據(jù)表K（PaSn）n12

15、01301401501201301401503.523.493.022.350.3860.4070.4220.4311.2.3 破膠性能壓裂液破膠化水性能數(shù)據(jù)見表6。隨著溫度升高和破膠劑濃度加大，凍膠需要的破膠時間較短，水化液粘度較低。但破膠劑過量時，將導(dǎo)致壓裂液攜砂粘度大幅度下降而影響施工質(zhì)量，因此，應(yīng)根據(jù)施工條件確定合理的用量。表6 破膠化水試驗數(shù)據(jù)粘 破膠時間與 度 破膠劑濃度 (%) 溫度()12h16h24h 0.00 0.001 0.0020.0050.01 0.00 0.001 0.0020.0050.010.00 0.001 0.0020.00513019.768.1911.0

16、25.9325.119.1814013.564.982.6924.2210.159.024.112.1317.738.996.243.4715017.416.213.882.071.4512.784.062.141.399.013.221.731.2.4 壓裂液中殘渣(cn zh)含量該壓裂液按常規(guī)破膠測得的殘渣(cn zh)含量為280mg/L，屬低殘渣(cn zh)液體。1.2.5 與地層流體配伍性壓裂液破膠化水后與文一聯(lián)地層水（礦化度7500080000mg/L）在 1：55：1之間以任何比例混合，均無沉淀生成；與地層原油在1：55：1的比例進(jìn)行攪拌乳化，形成最穩(wěn)定乳化液的油水比為3：1

17、，該乳液在90下恒溫2h，破乳率達(dá)95%以上，具有良好的配伍性。1.3 有機鋯交聯(lián)凍膠壓裂液1.3.1 延緩交聯(lián)性能有機鋯交聯(lián)劑的延緩交聯(lián)能力除受其本身的結(jié)構(gòu)特征決定外，交聯(lián)劑與非離子型植物膠的交聯(lián)反應(yīng)速度還受原膠液pH值、交聯(lián)溫度、交聯(lián)比等因素的控制。(1) 原膠液pH值的影響在實驗溫度為20，交聯(lián)比為100:0.4時，在不同的pH值測得交聯(lián)時間如圖5所示。圖中數(shù)據(jù)表明隨著pH值的增加，交聯(lián)時間縮短，在pH低于11時有較好的延緩交聯(lián)性能。綜合考慮低pH時該體系耐溫性能差，故該交聯(lián)劑的最佳交聯(lián)pH值為911。(2) 溫度(wnd)的影響在交聯(lián)溫度(wnd)高于40時，交聯(lián)速度明顯(mngxin

18、)加快，當(dāng)交聯(lián)溫度在40以下時，ZYDHCA交聯(lián)時間較長(見圖6)。（3）交聯(lián)比的影響交聯(lián)比越小，延緩交聯(lián)時間越長。綜合考慮壓裂液的耐溫性能和攜砂性能要求，合適的交聯(lián)比為100:0.3100:0.5(見圖7)。1.3.2 壓裂液熱剪切穩(wěn)定性能試驗測得表觀粘度隨時間的變化數(shù)據(jù)見表8。由表看出，在160時具有優(yōu)良的熱剪切穩(wěn)定性能。表8 壓裂液熱剪切穩(wěn)定性能試驗數(shù)據(jù)時間 min1102030405090120溫度 80110135145155160160160粘度 mPas4754794834753223012101051.3.3 高溫高壓濾失性能壓裂液在160、3.5MPa下濾失量較低，具有(jy

19、u)良好的控制濾失性能(表9)。表9 壓裂液濾失性能試驗(shyn)數(shù)據(jù)名稱溫度壓差MPa總濾失量mL初濾失m3/m2濾失速度cm/min濾失系數(shù)10-4m/不加降濾劑1603.526.80.0690.0159.19加0.3%降濾劑1603.519.50.0010.0116.981.3.4 壓裂液破膠性能(xngnng)壓裂液破膠性能數(shù)據(jù)見表10，由表說明，該壓裂液在160下恒溫8h以上，可徹底破膠化水。表10 壓裂液破膠性能實驗數(shù)據(jù)時間 h8121624粘度 mPas未徹底破膠8.634.953.721.4 主要技術(shù)特征與技術(shù)先進(jìn)性(1) 改進(jìn)了羥丙基胍膠合成工藝條件，降低了殘渣含量。(2)

20、 開發(fā)了新型有機硼、有機鋯與復(fù)合交聯(lián)劑體系，使壓裂液具有良好的延緩交聯(lián)能力（2.04.0min）和耐高溫（120160）的特點，能適應(yīng)深井大排量高砂比壓裂施工的要求。(3) 通過多種表面活性劑的協(xié)同效應(yīng)，提高了液體的表面活性（表面張力17.022.0mN/m，界面張力0.050.1mN/m），可有效地減小液體返排阻力。(4) 新型(xnxng)油溶性降濾失劑可有效地控制液體濾失（c3=6.0310-4m/min），并對地層(dcng)不造成新的污染。(5) 針對地層粘土化學(xué)組成與特點(tdin)，研究了復(fù)合粘土穩(wěn)定劑的效果，與普通淡水相比，可降低傷害率90%以上。2 清潔壓裂液評價了以A活性劑

21、為主劑的清潔壓裂液，能夠滿足地層溫度110壓裂施工。圖8 A劑配方粘溫數(shù)據(jù) （100） RS-150流變儀圖9 A劑配方粘溫數(shù)據(jù) （110） RS-150流變儀3 油基壓裂液通過原油采樣、室內(nèi)實驗，采用采油一廠文三聯(lián)的原油為基液，油基凍膠的配制，以采油一廠文三聯(lián)原油為基液，加膠凝劑和交聯(lián)劑及其它添加劑，進(jìn)行一次交聯(lián)后放置老化，其主要性能達(dá)到泵送指標(biāo)，加入二次交聯(lián)劑及破膠劑提高其攜砂能力，及時返排。3.1 凝膠劑合成研究了凝膠劑的作用(zuyng)機理，通過實驗分析確定凝膠劑的組分,合成18種凝膠劑樣品。表11 原油(yunyu)、凝膠劑和交聯(lián)劑形成凍膠的粘溫關(guān)系時間(min)102030405

22、0607080溫度()30405060708090100原油+ 凝膠劑 +交聯(lián)劑(mPas)708363210160101908066由于單純的原油、凝膠劑和交聯(lián)劑形成油基凍膠所需的時間較長，二次交聯(lián)的速度較慢，并且(bngqi)所形成的凍膠耐溫性及耐剪切性不能滿足施工要求。3.2 添加劑的研究通過實驗研究確定了活化劑的類型及其用量，目前已合成了兩大系列11個品種激活劑，該激活劑提高了交聯(lián)劑溶液在基液中的擴散速度，提高了凝膠劑與交聯(lián)劑的反應(yīng)速度，改善了凍膠的耐溫性與抗剪切性，交聯(lián)時間2-5min 。在相同條件下加激活劑和不加激活劑的凍膠耐溫性對比，數(shù)據(jù)見表12。表12 在相同條件下耐溫性的對比

23、時間(min)1020304050607080溫度()30405060708090100原油+ 凝膠劑 +交聯(lián)劑 mPas70836321016090908066原油+ 凝膠劑 +交聯(lián)劑+PA+PC7043643751921801501191083.3 熱穩(wěn)定劑合成(hchng)分析研究(ynji)了油基凍膠中熱穩(wěn)定劑的作用機理及主要組分，合成了8種熱穩(wěn)定劑，實驗數(shù)據(jù)表明：油基凍膠的耐溫性能提高了近20。目前合成出效果(xiogu)較好的凝膠劑。原油基壓裂液基液粘度87mPas，在122、170S-1條件下剪切90min粘度達(dá)104mPas；研究出的柴油基壓裂液在122下粘度達(dá)121mPas。

24、表13 在相同條件下國內(nèi)同類產(chǎn)品耐溫性的對比時間(min)1102030405060708090溫度()30405060708090100110122凝膠劑產(chǎn)地凍膠粘度(mPas)PE92(西安)348228130987660535042FAX（江漢）24815915213012811010210092LHPG（勝利）19610793978660453633自合成380256223198190159156122120104由表13看出，凍膠耐溫性較好，凍膠耐溫性能完全能滿足中原油田的壓裂施工要求。3.4 原油中含水率對凝膠劑性能的影響。 實驗結(jié)果表明：原油含水對凍膠性能有影響，當(dāng)原油含水大于6

25、%時，膠液體系中需要(xyo)的交聯(lián)劑有較大的增加，但耐溫性有所下降。在其它條件不變的情況下，(1)原油含水(hn shu)低于6%時，凍膠在原油基壓裂液基液粘度87 mPas，在122、170S-1條件(tiojin)下剪切90min粘度達(dá)104mPas；(2)原油含水在6%時，凍膠在原油基壓裂液基液粘度80 mPas，在120、170S-1條件下剪切90min粘度達(dá)82mPas；(3)原油含水在10%時，凍膠在原油基壓裂液基液粘度62 mPas，在100、170S-1條件下剪切90min粘度達(dá)57mPas。3.5 破膠劑篩選篩選出5種破膠劑進(jìn)行評價，在100、6h使凍膠的粘度4.7mPas

26、，滿足施工要求。3.6 巖心傷害實驗選用中原油田不同區(qū)塊巖心，測定其壓裂前后滲透率的變化，見表14：表14 巖心傷害實驗數(shù)據(jù)名稱巖芯號K氣(10-3m2)K1(10-3m2)K2(10-3m2)傷害率（%）油基壓裂液C3-30.3010.1410.1391.42衛(wèi)43-12.710.8270.8092.18濮84-10.100.0420.0412.38濮84-20.5040.1930.1993.11衛(wèi)43-40.0270.0100.00973.0實驗結(jié)果表明：研究出的油基壓裂液對巖心的傷害較小，傷害率3.6%。3.7 達(dá)到(d do)指標(biāo)交聯(lián)時間(shjin)：3min。油基凍膠耐溫性: 12

27、2，104mPas。破膠時間(shjin)6h。濾失系數(shù)為6.4210-4m/min1/2傷害率為3.11%。根據(jù)室內(nèi)實驗情況和水基壓裂施工經(jīng)驗，初步確定現(xiàn)場施工工藝流程.4 壓裂預(yù)前置液為降低壓裂液對儲層的傷害，研制和開發(fā)了一種新型壓裂預(yù)前置液，通過復(fù)合粘土穩(wěn)定劑、高活性表面活性劑、防乳破乳劑以及添加劑等組份的協(xié)同作用，避免了壓裂液進(jìn)入地層后引起的粘土膨脹、運移、水鎖、賈敏以及乳化堵塞。4.1 與地層原油的配伍性表15 不同時間下破乳率油水比不同時間（h）下破乳率（%）0.51.01.52.02.51:39798-1001:29698-1001:162899598-1002:13854879

28、498-1003:1758693984.2 液體(yt)表面活性表16 液體(yt)表面活性類 型配液水甲2#預(yù)前置液HT-21預(yù)前置液ZYSG-1預(yù)前置液低傷害預(yù)前置液1#2#表面張力(mN/m)72.128.0-30.026.0-27.023.0-24.021.0-22.018.5-19.5界面張力(mN/m)24.875.0-6.02.0-3.00.5-1.00.10.050-0.0604.3 耐酸堿性表17 酸堿度對表面活性的影響(yngxing)PH值1.03.04.06.06.5-7.09.010.012.014.01#表面張力(mN/m)22.8422.4621.9721.642

29、1.6521.6821.7721.7922.04界面張力(mN/m)0.110.0970.0970.0780.0760.0760.0770.0760.0822#表面張力(mN/m)18.718.718.618.218.318.518.418.818.9界面張力(mN/m)0.0590.0560.0560.0560.0540.0570.0570.0570.0614.4 對地層原始滲透率的影響研制的低傷害預(yù)前置液，采用了多種化學(xué)技術(shù)保護(hù)地層，平均傷害率為1.38%，說明該體系具有良好的保護(hù)地層效果。另外，低傷害預(yù)前置液對孔隙喉道還具有一定的疏通作用，使某些巖芯的滲透性增強。4.5 達(dá)到指標(biāo)80下2

30、.5h破乳率98%；表面張力18.5-22.0mN/m、界面張力0.05- 0.1 mN/m；粘土防膨率90%；對地層(dcng)巖心傷害率：5.0%。4.6 性能(xngnng)特點表面活性高，液體(yt)返排阻力小；穩(wěn)定地層粘土效果好；與儲層流體配伍性好；綜合保護(hù)地層能力強。5 支撐裂縫處理劑通過催化劑、增效劑與三元復(fù)合氧化劑的協(xié)同效應(yīng)，在較低的溫度下快速破壞交聯(lián)凍膠結(jié)構(gòu)與聚合物主鏈，有效地溶解壓裂液殘渣以及聚合物濾餅5.1 對壓裂液的降解能力結(jié)果表明，在40下，4hr壓裂液已基本破膠化水，時間增加，粘度仍不斷降低；在60以上2小時，壓裂液已徹底破膠化水，可達(dá)到低溫下快速破膠目的。表18

31、支撐裂縫處理劑破膠化水實驗數(shù)據(jù)溫度()不同時間下水化液粘度(mPaS)2h4h6h8h12h40未破膠4.523.983.581.82601.141.111.071.061.04801.031.031.021.02備注常規(guī)破膠80下,16h水化液粘度3.0-5.0 mPaS5.2 對壓裂液殘渣(cn zh)的影響壓裂液殘渣主要來源于成膠劑中的水不溶物，支撐裂縫(li fng)處理劑可以有效地降解粗纖維素、蛋白質(zhì)、脂肪、灰分等物質(zhì)，使壓裂液殘渣含量大幅度降低。表19 支撐(zh chng)裂縫處理劑對壓裂液殘渣影響的試驗數(shù)據(jù)溫 度()殘渣含量(mg/L)備 注2h4h6h8h12h40480.6

32、470.5337.5285.960579.4398.2223.5217.0195.280446.5203.0194.0175.4132.980952.3776.4651.8592.6常規(guī)破膠劑殘渣降低率(%)78.775.073.177.680下對比數(shù)據(jù)5.3 處理劑對壓裂液濾餅的降解效果采用支撐裂縫處理劑在80下破膠6hr，巖心端面光滑清潔,無任何殘留物存在,說明濾餅已發(fā)生降解，而采用處理劑進(jìn)行破膠后的巖心滲透性得到良好的恢復(fù),傷害率為-0.84%。5.4 對支撐裂縫導(dǎo)流能力的影響采用處理劑進(jìn)行破膠的壓裂液,對支撐劑充填層的滲透性影響較小,導(dǎo)流能力較高。與常規(guī)破膠相比,相對導(dǎo)流能力提高幅度在

33、40%以上.表20 處理劑對導(dǎo)流能力的影響 壓力(MPa) 導(dǎo)流能力（m2cm）名稱40506069地層水57.446.329.722.4常規(guī)破膠壓裂液30.124.918.414.7處理劑破膠壓裂液51.240.826.620.7相對導(dǎo)流能力提高率(%)70.163.944.640.8備 注壓裂液在80下破膠12h5.5 性能(xngnng)特點：可在低溫(dwn)下快速破膠；降低殘渣含量(hnling)70%以上；提高導(dǎo)流能力40%以上；裂縫處理劑適應(yīng)性好。5.6 達(dá)到指標(biāo)濾餅降解率為100%；80下破膠時間2.0h；水化液粘度1.03mPas。三、支撐劑1 高強度支撐劑經(jīng)過研究，研發(fā)的S

34、AT-1支撐劑中試生產(chǎn)高強度支撐劑與美國CARBO和國內(nèi)部分同類產(chǎn)品測試結(jié)果對比如下。1.1 粒徑分布測試粒徑分布率%廠家 1.250.90.630.50.450.355底盤SAT-101.7895.722.210.260.010.CARBOPROP0058.9536.183.650.840.02貴州林海02.1086.7010.740.420.120剛玉陶粒砂00.0287.9311.30.680.070 支撐劑的粒徑分布(fnb)直接與導(dǎo)流能力有關(guān)，在0.630.90mm之間占的比例(bl)越大導(dǎo)流能力也就越高。測試結(jié)果見表21。表21 部分(b fen)支撐劑的粒徑分布1.2 支撐劑的體

35、積密度與視密度表22 支撐劑的體積密度與視密度測試對比表廠家項目SAT-1CARBOPROP貴州林海剛玉陶粒砂體積密度g/cm31.811.971.841.80視密度g/cm33.263.283.393.451.3 支撐劑圓度、球度、濁度與酸溶解度表23 圓度、球度、濁度與酸溶解度測試對比表 廠家項目SAT-1CARBOPROP貴州林海剛玉陶粒砂圓度0.90.90.90.9球度0.90.80.90.9濁度NTU32404236酸腐蝕率%4.424.435.525.631.4 高密度高強度支撐劑破碎率的測試支撐劑破碎率是產(chǎn)品的主要技術(shù)指標(biāo)，它直接影響其導(dǎo)流能力的大小，也反映出支撐劑自身抗壓強度的

36、物理性能。測試結(jié)果見表24。表24 部分支撐劑破碎率的測試結(jié)果 廠家項 目SAT-1CARBOPROP貴州林海剛玉陶粒砂粒徑mm0.450.90.450.90.450.90.450.9破碎率%69MPa3.193.55.43.986MPa5.916.79.086.15在69MPa壓力(yl)下SAT-1陶粒砂比國內(nèi)較好的剛玉陶粒砂支撐劑破碎率低43.9%，比貴州陶粒砂低43.9%。1.5 支撐劑的導(dǎo)流能力(nngl)測試。表25 導(dǎo)流能力(nngl)對比表廠家導(dǎo)流能力um2cm壓力MPaSAT-1CARBOPROP貴州林海剛玉陶粒砂10172.34147.3158.43154.7820154.

37、23110.8136.17127.3630136.2496.3114.78108.9340115.6478.298.2388.005094.4658.581.3871.506071.3846.763.6253.887066.4637.255.4344.262 樹脂包衣支撐劑樹脂包衣支撐劑是利用高分子酚醛樹脂或環(huán)氧樹脂進(jìn)行改性，在高溫狀態(tài)下涂覆在石英砂或陶粒砂支撐劑表面，形成一個堅硬的保護(hù)膜，在高溫下能耐酸、堿、鹽的侵蝕。在物理性能指標(biāo)上降低了支撐劑體積密度、視密度，施工中可提高砂比減少液體用量。并且較大幅度提高了強度，降低了破碎率，提高了導(dǎo)流能力。FMS-1型樹脂包衣支撐劑為單涂層支撐劑，由于

38、樹脂涂層砂的特性改變了支撐劑的接觸方式，即使在高閉合壓力下支撐劑有所破碎，所產(chǎn)生的碎屑包覆在樹脂殼內(nèi)，防止了碎屑、細(xì)粒粉砂的運移，從而提高(t go)支撐劑的高流能力。FMS-2型樹脂包衣支撐劑為雙涂層支撐劑。2型是在1型樹脂層外又增加一層有潛伏性固化劑的樹脂外涂層，以提高支撐劑顆粒間的鍵合作(hzu)用，改變了支撐劑的有序排列規(guī)律，同時與新的裂縫表面也縫合一起，不僅形成了一條高滲透能力的過濾層，穩(wěn)固了裂縫表面，而且支撐劑還具有：（1）對疏松巖層防止支撐劑鑲嵌；（2）對老井生產(chǎn)起到了防砂作用；（3）對壓裂吐砂起到了防護(hù)作用。2.1 產(chǎn)品(chnpn)達(dá)到的技術(shù)指標(biāo)表26 樹脂包衣單涂層石英砂支

39、撐劑測試結(jié)果表支撐劑規(guī)格mm體積密度g/cm3視密度g/cm3濁度NTU酸溶解度%破碎率%長期導(dǎo)流能力um2cm（60MPa、25天）28MPa52MPa69MPa86MPa石英砂（原砂）0450.901.642.641284.646.725.5936.14/無法進(jìn)行測試石英砂（單涂層）1.522.2350.031.02.53.02492石英砂（雙涂層）1.522.24202.753.16.08.02168表27 樹脂包衣單涂層陶粒砂支撐劑測試結(jié)果表支撐劑規(guī) 格mm體 積密 度g/cm3視密度g/cm3濁度NTU酸溶解 度%破碎率%短期導(dǎo)流能力um2cm（60MPa）28MPa52MPa69M

40、Pa86MPa102MPa陶粒砂（原砂）0450.91.602.90744.95/4.21462.57陶粒砂（單涂層）1.642.6592.23/0.050.10.421.10156.1陶粒砂（雙涂層）1.642.35113.35/0.280.792.37/113.62.2 普通(ptng)陶粒砂與FMS樹脂(shzh)包衣砂性能對比2.3 現(xiàn)場(xinchng)試驗文13-92井油藏(yu cn)埋深3150-3750m，施工(sh gng)層段S3中6，井段3206.43225.2m，破裂(pli)壓力59MPa，平均砂比38%，壓前日產(chǎn)液量13.2t，日產(chǎn)油量1.5t，壓后日產(chǎn)液量33.

41、9t，日產(chǎn)油量3.4t，目前繼續(xù)有效。 通過資料分析前兩次壓裂施工后均有返吐砂，井筒內(nèi)井站流量計中有壓裂砂堵塞。本次施工關(guān)井?dāng)U散后放壓探砂面，井筒中沒有返吐砂。 本次施工砂量較大，平均砂比達(dá)到38%，砂子懸浮性好，易帶入地層中，減少攜砂液用量35m3。四、壓裂工藝技術(shù)1 重復(fù)壓裂 1.1 水力壓裂模擬實驗通過水力壓裂模擬實驗，對裂縫的起裂和延伸的過程進(jìn)行監(jiān)測，并且對形成的裂縫進(jìn)行直接觀察，得出重復(fù)壓裂裂縫延伸機理：在生產(chǎn)制度和初次壓裂等的影響下，致使局部地應(yīng)力場發(fā)生變化，當(dāng)水平應(yīng)力差達(dá)到6.57MPa時，重復(fù)壓裂裂縫啟裂及延伸方向不同于初次裂縫，發(fā)生裂縫轉(zhuǎn)向或產(chǎn)生新縫。1.2 重復(fù)壓裂設(shè)計準(zhǔn)則

42、（1）若重復(fù)壓裂產(chǎn)生新縫，優(yōu)化泵注程序，提高砂比，增加裂縫的導(dǎo)流能力，延長有效期。（2）若重復(fù)壓裂不產(chǎn)生新縫，突破原有施工規(guī)模，增加泄油面積。（3）為了增加裂縫寬度，形成高導(dǎo)流和合理的支撐劑剖面，重復(fù)壓裂時使用(shyng)粘度高，攜砂能力強、破膠徹底傷害小的壓裂液，優(yōu)選支撐劑，優(yōu)化加砂程序。1.3 實例(shl)：文13-2771.3.1 文13-277井壓前評估(pn )1.3.1.1 動靜結(jié)合深化油藏認(rèn)識系統(tǒng)地分析壓裂井歷史資料，建立壓裂井史臺帳。通過壓裂井史分析，13-277井由于以下兩種原因可作為大型壓裂改造的對象：非儲層原因造成的首次壓裂效果不理想；井段長、采用投球壓裂，經(jīng)分析施工

43、參數(shù)有一部分層段未壓開。1.3.1.2 加強監(jiān)測和油藏動態(tài)分析工作，把握最佳壓裂時機正確評價實測地層壓力,去偽存真，低滲油藏實測壓力反映的是高滲層壓力，是近井底地帶壓力，不能正確反映目的層的壓力。該井選取地層壓壓力時，通過監(jiān)測和油藏動態(tài)分析，根據(jù)生產(chǎn)井的壓力變化情況和鄰井的壓裂施工壓力，判斷該井的地層壓力系數(shù)，從而掌握壓裂時機。1.3.1.3 儲量基礎(chǔ)分析儲量是基礎(chǔ)，據(jù)計算文13-277井網(wǎng)控制面積0.04km2，井網(wǎng)控制儲量12104t，注采井距300m，已累計采油3.9169104t，剩余可采儲量2.47104t，存在雄厚的儲量基礎(chǔ)。第一次重復(fù)改造存在潛力層，初次壓裂S3中8改造不徹底，存

44、在較大的層間潛力。1.3.1.4 注重油藏(yu cn)動態(tài)分析積極培養(yǎng)壓裂井通過積極的壓前培養(yǎng)的成功例子，對文13-277井也進(jìn)行了分析，根據(jù)上次(shn c)壓裂施工產(chǎn)層剖面分析，采取調(diào)堵的辦法達(dá)到(d do)堵死主力層，啟動差層的目的，重點完善II、III類差層的注采系統(tǒng)，對對應(yīng)水井13-167進(jìn)行調(diào)整注水剖面的工作，增大注水量，獲得成功。1.3.2 判斷產(chǎn)生新縫或裂縫轉(zhuǎn)向第二次至第三次施工前，壓力系數(shù)由1.2到0.75，認(rèn)為該井地層壓力變化較大，極有可能使地應(yīng)力場發(fā)生偏轉(zhuǎn)，導(dǎo)致裂縫偏轉(zhuǎn)， 圖12 中原油田13-277井兩次壓裂裂縫方位迭合示意圖 1.3.3 壓裂效果表28 文13-27

45、7井歷次改造效果表施工日期第一層（m3）第二層（m3）有效期d累計增油t活性水前置液攜砂液砂量砂比%活性水前置液攜砂液砂量砂比%第一次設(shè)計2590130.2石英+陶粒20+1023.0202022522.768211185現(xiàn)場309012020+1025.0252020525.0第二次設(shè)計25150137.54029.1156062.52032.02037027現(xiàn)場26142.0132.04030.3185240.01230.0第三次設(shè)計15160210.87033.215901304030.8繼續(xù)有效9409現(xiàn)場181591997035.0271101274031.51.4 實施(shsh)

46、情況2003年，實施(shsh)重復(fù)壓裂101井次，施工成功率100%，有效率98%，平均單井加砂32m3，平均(pngjn)砂比30.8，單井平均有效期154天，平均單井日增油10.08噸，當(dāng)年平均單井累計增油1024.3噸，共累計增油101465.8噸。重復(fù)壓裂取得了較好的壓裂效果。2 大斜度井壓裂由于斜井破裂及延伸機理不同于直井，加上射孔段跨度、射孔相位角的影響，斜井壓裂易產(chǎn)生多裂縫，根據(jù)多裂縫數(shù)值模擬結(jié)果，在同一凈壓力下這些裂縫的寬度明顯小于相同總高度的一條單裂縫。多裂縫的產(chǎn)生是必然的，會造成支撐劑在攜砂液進(jìn)入裂縫時橋塞在多重裂縫中。為了把多重裂縫的負(fù)面效應(yīng)降到最小，需要把裂縫數(shù)目減少

47、，研究裂縫間的相互作用，在壓裂時使其產(chǎn)生主裂縫，其它裂縫被迫閉合，裂縫體系達(dá)到穩(wěn)定，2.1 降低彎曲摩阻技術(shù)通過對多裂縫的分析，為了降低早期脫砂的危險，確定降低彎曲摩阻的方法，形成了斜井壓集成工藝技術(shù)，即支撐劑段塞技術(shù)、變排量施工技術(shù)、交聯(lián)凍膠段塞技術(shù)及射孔優(yōu)化技術(shù)。在小型測試壓裂的基礎(chǔ)上，確定近井帶摩阻以及地層的濾失特性及滲透率，進(jìn)行優(yōu)化設(shè)計。2.1.1 優(yōu)化射孔技術(shù)對于大斜度井，最小的射孔段長度是用來減少多裂縫(li fng)的有效手段。馬26-4井、新衛(wèi)250井，兩口井壓裂目的層跨度分別為110m、114.2m，對兩口井采取限流射孔方式，減少了射孔段有效長度，保證(bozhng)每條裂縫

48、有效張開和支撐劑的鋪置，取得了較好的效果。文13-428井，施工(sh gng)井段3787.8-3851.3m，井斜為53.04，該井采取變密度射孔技術(shù)，用89-1射孔槍射孔，3787.8-3804.4m井段油層物性一般，確定孔密8個/m，3849.3-3851.3m井段油層厚，物性好，確定孔密16個/m有效的控制縫高的增長，減少了多裂縫。2.1.2 支撐劑段塞技術(shù)在斜井的壓裂施工中，由于產(chǎn)生許多平行的相互競爭的多條裂縫，使得每條裂縫縫寬都非常窄，并且由于平行裂縫之間的相互競爭，改變了相互之間原始的應(yīng)力狀況，使每條裂縫的就地應(yīng)力上升，利用少量的混砂液在正式壓裂之前或之間泵入，目的是對在多裂縫

49、中的次要裂縫脫砂以阻止他們進(jìn)液和延伸，提高主裂縫的延伸，使裂縫寬度足夠大，為壓裂混砂液提供所需的通道。2.1.3 變排量變粘度施工技術(shù)變排量施工技術(shù)就是在打前置液初期以較低的排量注入高粘凍膠液體，待堵塞微裂縫，形成主裂縫后，再提高到設(shè)計排量進(jìn)行壓裂施工。其主要作用是有助于主裂縫的形成，減小多裂縫及彎曲摩阻的影響，保證壓裂的成功率。2.2 典型(dinxng)井例文179-35井井斜為53.04/3530m。壓裂改造(gizo)層位S2下8，井段3843.7-3874.0m，17.2m/8n；壓裂層段的小層數(shù)據(jù)(shj) （89-1無電纜）層位層號井段m砂層厚度m孔數(shù)聲波時差s/m孔隙度%含油飽

50、和度%綜合解釋S2下1-23482.6-3515.611.1m/6n以上層段卡封保護(hù)S2下8683843.7-3845.01.321206.83.40干層693846.4-3849.02.642224.513.946.2油層713852.2-3854.92.743230.614.241.4油層723855.2-3856.41.219225.113.345.6油層733857.4-3860.22.845212.96.50干層753863.7-3866.42.743211.78.116.2干層763870.1-3871.11.016237.45.50干層773871.1-3874.02.94623

51、7.512.745.4油層主要設(shè)計思路及技術(shù)措施： 因為該井斜度為53.04，采用粉陶（0.1150.225mm）2.7m3控制多裂縫產(chǎn)生； 變排量施工。2003年5月14日壓裂施工，破裂壓力75.0MPa，加砂壓力59.9MPa，加砂21m3，施工排量2.5-3.2，3.8-4.2m3/min，砂比28.7，停泵壓力52.2MPa。施工順利。壓后日增油量15.3t，累增油681t。2.3 研究達(dá)到指標(biāo)：形成(xngchng)的配套工藝技術(shù)適應(yīng)(shyng)最大施工井斜57.95；平均(pngjn)砂比27.4，比以前提高4.27；3)前置液用量占總液量44.98，比以前降低了10.34。2.

52、4 實施情況20012003年實施井斜大于35的壓裂井107井次，其中3545的73井次，45以上的34井次，施工最大井斜為60.5/2771m。施工成功率92.9%，有效率100%，平均單井日增油6.3t，單井累增油684.5t。3 分層壓裂針對傳統(tǒng)分層壓裂存在的不足，一次施工層段有限、增加作業(yè)工序及入井液污染地層、難以保證壓開所有的目的層，未被壓開的部分油層反受壓裂液的污染或者壓開的層出現(xiàn)二次進(jìn)液，影響壓裂效果、投球分壓時投球量難以確定等，研究雙封分層壓裂工藝。雙封分層壓裂通過井下管柱組合實現(xiàn)，管柱具有返洗井功能，工具耐高溫、高壓、高鹽，一趟管柱可以施工兩層，可減少作業(yè)施工工序?？朔肚蚍?/p>

53、壓的弊端，是改造長井段、縱向上多非均質(zhì)油層的最有效的手段。經(jīng)過對分層管柱的完善，封隔器雙封工藝已經(jīng)可以達(dá)到如下施工條件：井斜53.04（文179-35）；井溫140 （白41）；適用套管內(nèi)徑118.60-124.26mm；壓裂層段總跨度100m（胡側(cè)7-268）單層跨度(kud)54m （胡側(cè)7-268）；地面(dmin)施工泵壓81.3MPa（白41）；施工(sh gng)排量4.6m3/min。20022003年應(yīng)用卡雙封分層壓裂38井次，有效率94.7，平均單井日增油9.2t，累計增油2.7748104t，平均單井累計增產(chǎn)原油770.8t，部分井仍繼續(xù)有效。4 水井壓裂在分析不同區(qū)塊注水

54、井欠注的主要因素分析基礎(chǔ)上，在分析注水井欠注原因的基礎(chǔ)上，進(jìn)行注水井壓裂選井選層，并結(jié)合注采井生產(chǎn)動態(tài)優(yōu)化水力裂縫參數(shù)，篩選出了注水井壓裂液及用降濾失劑改性淀粉HGDF2；使用濾餅處理劑，加大破膠劑用量，可以清除裂縫的固相和濾餅，有助于壓裂液返排徹底。在實際施工過程中選用粗陶作為注水井壓裂用支撐劑.技術(shù)達(dá)到指標(biāo)：注水壓力降低7MPa；平均單井增注10000m3以上;有效期228天。20012003年應(yīng)用注水井壓裂改造16口井，重點應(yīng)用了適合于注水井壓裂的大砂量、高砂比壓裂體系，應(yīng)用強化破膠和壓裂液濾餅處理技術(shù)，措施有效率100，平均單井日增注46.68m3，累計增注17.03104，平均單井累

55、計增注10643.75m3，其中文203-43井壓前注不進(jìn)水，壓后30MPa下日注水89m3，效果顯著。5 CO2壓裂技術(shù)(jsh)針對(zhndu)低壓、低滲、強水敏地層，進(jìn)行了CO2壓裂技術(shù)(jsh)研究。進(jìn)行施工設(shè)備配套，開展CO2泡沫壓裂壓裂液研究和現(xiàn)場技術(shù)研究，成功地進(jìn)行3批C02泡沫壓裂試驗施工。對壓后的放噴問題提出了建議，嚴(yán)格控制壓后排液速度，制定了放噴管線連接方案，實行針性閥和油嘴聯(lián)合控制放噴，收效明顯。根據(jù)中原油田壓裂施工的成功經(jīng)驗，建議將施工排量提高到3.5m3/min，以確保施工中合理的動態(tài)裂縫形態(tài)和濾失性能，并保證了壓裂施工順利。施工中為了保證四端不走空泵，采用恒定CO

56、2排量，改變壓裂液排量，實行 變泡沫質(zhì)量施工，取得成功。通過研究實施，儀器設(shè)備配套基本完善，二氧化碳泡沫壓裂液先導(dǎo)性室內(nèi)試驗進(jìn)展順利。為了使二氧化碳泡沫壓裂液能更好地進(jìn)行國產(chǎn)化，進(jìn)行了壓裂液流變性測定、壓裂液配方研究、泡沫劑的起泡能力評價等試驗工作，取得了一定的進(jìn)展，CO2泡沫壓裂液的抗溫能力己經(jīng)達(dá)到120。 通過這些井的施工結(jié)果表明，CO2泡沫壓裂具有濾失少、掖體效率高、攜砂性能良好、對油氣層傷害小、返排效果好等優(yōu)點，對深層油氣藏開發(fā)具有重大意義。6 區(qū)塊整體(zhngt)壓裂區(qū)塊整體(zhngt)壓裂是提高低滲油層開發(fā)水平的重要手段，為提高低滲儲層的整體開發(fā)水平，在文13北塊、衛(wèi)360塊、

57、文72沙三中、濮城沙三中6-10推廣了區(qū)塊整體壓裂改造技術(shù)，取得了較好的效果。針對(zhndu)區(qū)塊構(gòu)造，考慮地應(yīng)力場分布及剩余油分布，根據(jù)油藏現(xiàn)有的井網(wǎng)類型和地質(zhì)條件，研究不同裂縫參數(shù)和注采強度對油井產(chǎn)量、油藏開采動態(tài)、采收率和經(jīng)濟效益的影響程度，在此基礎(chǔ)上優(yōu)選適合該油田整體壓裂的水力裂縫參數(shù)，以產(chǎn)油量、采油速度、采收率等多目標(biāo)優(yōu)化整體壓裂方案，進(jìn)行單井實施。文13北塊實施效果：區(qū)塊年產(chǎn)油：2.32104t增加到2.72104t；采油速度0.32提高到0.37；自然遞減：24.09%降低到20.4%。2003年區(qū)塊整體壓裂改造共計87井次，成功率97.7，累計增油66607t，平均單井累計增油765.6t，通過在這些區(qū)塊實施整體壓裂改造，改造目的層開發(fā)效果得到明顯改善。五、配套技術(shù)1、實驗室儀器及配套設(shè)備中原油田分公司自1984年以來，進(jìn)行壓裂施工，目前擁有2000型壓裂車組1套、1400型壓裂車組1套、1000型壓裂車組2套，擁有先進(jìn)的RS300流變儀等設(shè)備儀器28種，50余臺套。中原油田壓裂工藝及監(jiān)測