坪北油田壓裂工藝技術(shù)探討

1、坪北油田壓裂工藝技術(shù)探討劉曉明坪北油田是典型的特低滲透裂縫性油藏，其主力產(chǎn)層延長組產(chǎn)層主要特點表現(xiàn)為特低滲透、低壓、低產(chǎn)，側(cè)向油井水驅(qū)受效差，嚴重制約著油田的持續(xù)有效開發(fā)。為提高油田采收率，壓裂投產(chǎn)成為該油田開發(fā)不可缺少的改造措施。一、坪北油田概況 1.1 構(gòu)造及巖礦特征坪北油田構(gòu)造位置處于鄂爾多斯盆地東部陜北斜坡中部的坪橋鼻褶帶，為一西傾大單斜，坡度不足1，構(gòu)造線近于南北走向。局部因沉積差異壓實發(fā)育著一些低緩的鼻狀隆起，構(gòu)造對油藏無明顯的控制作用，屬巖性油藏。礦物成分以長石為主，巖石主要成分為長石，石英和巖屑。其中長石（斜長石）最豐富，平均含量51.5%，石英次之，含量約%，地層粘土礦物平均

2、絕對含量2.5%，主要為綠泥石，其次為伊利石，綠泥石平均絕對含量2.3%，平均相對含量91.1%，伊利石平均絕對含量0.2%，平均相對含量8.9%。1.2 儲層物性特征含油層位為三迭系延長組，主要含油小層為C4+52、C61和C62，次為C21、C63。主力油層C4+52、C6110-3m2，10-3m2m，其主要儲油層屬于小孔細喉型，原始地層壓力低，一般為8.3MPa。1.3 地層天然裂縫特征通過對三疊系延長組的野外露頭、儲層巖心、古地磁測定、地應力分析、微地震波裂縫監(jiān)測、脈沖試井、注采動態(tài)分析等多方面研究，表明微裂縫在坪北油田C4+52、C6油藏中是客觀存在的，并且具有一定的規(guī)律性。儲層裂

3、縫的發(fā)育，對油田的開發(fā)起到雙重作用。一方面增加了油層的吸水能力，彌補了滲透率的不足；另一方面導致注入水單向突進，油井含水上升快，水驅(qū)效果差，給油田開發(fā)和后期儲層改造帶來了很大的困難。1.4 壓裂措施效果坪北油田儲層的特性要求采用壓裂改造來增產(chǎn)引效。近年來，壓裂總井次逐年增多，工藝技術(shù)逐年成熟，措施增油也屢創(chuàng)新高。2010年全年，壓裂52井次，49井次有效，工藝成功率100%，工藝有效率94.7%，累計增油15465t（表1），為坪北油田穩(wěn)產(chǎn)上產(chǎn)提供了有力的技術(shù)支持。表1 坪北油田歷年壓裂措施增油量統(tǒng)計年份20062007200820092010增油量（t）3124507786249880154

4、65二、坪北油田整體壓裂坪北油田整體壓裂的主導思路是：以油藏精細描述為基礎，以壓裂工藝改造為主導，優(yōu)化開發(fā)井網(wǎng)、保持地層能量、實現(xiàn)供采平衡開采，實現(xiàn)水力裂縫系統(tǒng)與開發(fā)井網(wǎng)的優(yōu)化配置，提高區(qū)塊產(chǎn)量、采收率。2.1 壓裂工藝技術(shù).1 巖石力學參數(shù)獲取在壓裂施工中，要利用油井的測井資料，計算油層附近地層連續(xù)的應力剖面參數(shù);通過分析地應力剖面條件，確定壓裂施工規(guī)模及施工工藝;用GOHFER2007壓裂軟件獲取儲層各類巖石力學參數(shù)（圖1），調(diào)整施工參數(shù)，以便獲得不同施工參數(shù)條件下的壓裂裂縫幾何型態(tài)，優(yōu)選出最佳裂縫型態(tài)與施工方案，指導現(xiàn)場壓裂施工。以圖1為例，該井總應力剖面圖說明砂巖與泥巖的楊氏模量差距較

5、小，砂巖為18367MPa，泥巖為19976MPa，巖石力學性質(zhì)上差異對控制縫高的作用有限。圖1 某井總應力剖面圖.2 壓裂液體系、支撐劑優(yōu)選通過多年的壓裂研究、室內(nèi)實驗及現(xiàn)場施工，針對不同區(qū)塊、層系的地質(zhì)情況，配套完善了低、中溫壓裂液，形成了以水基壓裂液為主，清潔壓裂液為輔的壓裂液體系（圖2、圖3）。另外由于坪北油田儲層壓力系數(shù)低，老井老層負壓嚴重，壓裂液返排困難，不可避免對地層造成較嚴重的傷害，影響暫堵壓裂措施效果，為提高壓裂液的返排效果，在現(xiàn)有的技術(shù)條件下，通過在壓裂液體系中采用多種表面活性劑復配，以提高壓裂液的返排性能，提高措施井的增產(chǎn)效果。圖2 硼砂交聯(lián)體系抗剪切曲線圖3 優(yōu)選瓜膠基

6、液體系抗剪切曲線同時通過對壓裂液體系在不同溫度、壓力和不同液性下的工作狀況及與支撐劑的結(jié)合情況等進行評價，并通過試驗結(jié)果進行合理改進，優(yōu)選出最適合坪北油田的支撐劑（表2），決定了坪北壓裂工藝優(yōu)選支撐劑的原則：1、石英砂鋪置人工裂縫為主，2、尾追陶粒提高縫口導流能力，3、裂縫性地層采用小粒徑陶粒。表2 支撐劑評價優(yōu)選結(jié)果評價類型試驗結(jié)果支撐劑的粒徑范圍0.63mm，%0.63 -0.355mm，%0.355-0.28mm， %0.28mm， %支撐劑的酸溶解度， %支撐劑的破碎率， %9.3（ 69MPa）支撐劑的濁度， 度支撐劑圓度支撐劑球度支撐劑視密度，g/cm3支撐劑體積密度， g/cm3

7、.3 優(yōu)化、調(diào)整施工參數(shù)優(yōu)化的水力裂縫系統(tǒng)(支撐縫長和導流能力)由現(xiàn)場優(yōu)化的壓裂施工來實現(xiàn)，壓裂施工參數(shù)系統(tǒng)是保障壓裂獲得成功的關鍵，為此，利用Gohfer模擬軟件，對施工排量、前置液量、平均砂液比、裂縫形態(tài)預測等進行了優(yōu)選。a 排量應用地應力剖面數(shù)據(jù)，考察了不同排量對裂縫高度的影響，研究結(jié)果表明，在坪橋地區(qū)油層與隔層間地應力差條件下，當施工排量大于2.5 m3/m in時，縫高延伸明顯加快。研究表明，施工排量應小于2.5 m3/min，3/min的排量控制縫高縱向擴展。b 前置液量利用三維壓裂設計軟件，模擬了不同前置液百分數(shù)對裂縫幾何尺寸的影響。隨著前置液百分比的增加，支撐縫長與造縫半長之比

8、(動態(tài)比)逐步降低。對于新層壓裂，為了施工安全，國內(nèi)外通常采用動態(tài)比80%左右來控制前置液用量。坪橋北區(qū)為低滲透儲層，儲層濾失小，為減少壓裂液傷害儲層，應盡量減少入井液量，同時為施工安全保障，避免造成沉砂情況，前置液百分比優(yōu)化值按動態(tài)比85%90%確定，因此推薦前置液百分數(shù)為15%20%。c 平均砂比平均砂比的選擇不僅要考慮儲層對裂縫導流能力的要求，亦要考慮壓裂設備能力和施工工藝水平。水力裂縫優(yōu)化結(jié)果表明，匹配油藏的最佳裂縫導流能力為30 m2cm。為此，要達到該導流能力，水力裂縫鋪置濃度至少在6.5 kg/m2以上。模擬結(jié)果說明，30%35%的平均砂液比能滿足上述鋪砂濃度的要求，這一砂液比在

9、現(xiàn)場施工中也能夠?qū)崿F(xiàn)的。因此，平均砂液比的優(yōu)選范圍是30%35%。在現(xiàn)場實際施工中，封口砂比最高達75%，達到國內(nèi)較高水平。d 裂縫形態(tài)預測通過GOHFER壓裂優(yōu)化軟件模擬不同施工參數(shù)下P59-121井試油層位的鋪砂濃度剖面，從模擬結(jié)果看人工裂縫縫高得到了有效的控制，對儲層的改造也主要集中在儲層內(nèi)部（圖4）。該井措施后，日產(chǎn)油由壓前的0.5t/d上升到1.6t/d,全年累計增油1085t，措施效果明顯。圖4 P59-121井試油層位鋪砂濃度剖面2.2 油藏工程技術(shù)結(jié)合優(yōu)化合理的開發(fā)井網(wǎng)，最終采用450m150m行列式注采井網(wǎng)（圖5），井排方位NE75，配合優(yōu)化的人工裂縫長度，以獲得最大采收率、

10、采油速度。圖5 坪北行列注采井網(wǎng)低滲透油藏的地質(zhì)特點決定其開發(fā)方式的特殊性,壓裂技術(shù)與油藏工程相結(jié)合能最大限度地發(fā)揮壓裂的技術(shù)潛力。開發(fā)實踐表明：坪北油田整體壓裂工藝是適合坪橋特低滲透油藏開發(fā)的。近年的開發(fā)效果主要體現(xiàn)在1、成功率高，壓裂效果好；2、動態(tài)反應注采井網(wǎng)合理；3、含水上升控制較好；4、整體開發(fā)效果好。三、近年重點研究工作隨著坪北油田的不斷開發(fā)，面臨著穩(wěn)產(chǎn)難度越來越大的困難：一是坪北油田工區(qū)面積有限，獲得新井井位難度很大，新井產(chǎn)能建設受到較大限制；二是主力油層低孔、特低滲、低飽和度，油田年自然遞減率約7.7，穩(wěn)產(chǎn)難度大。因此，近年來針對老井挖潛及新層系的開發(fā)，開展了一系列的研究工作。

11、3.1 重復壓裂工藝技術(shù)油田開發(fā)過程中，由于壓力、溫度等環(huán)境條件的改變，常常會導致結(jié)蠟結(jié)垢而堵塞原有裂縫，同時，還會由于壓力改變和支撐劑失效引起原有壓裂裂縫失效；除此之外，還有由于初次壓裂改造規(guī)模不夠，或者導致支撐裂縫短，或者導致裂縫導流能力低。針對上述情況，在坪北油田進行了對老井老層的重復壓裂改造，進一步延伸原有的水力裂縫或者重新張開已經(jīng)閉合的水力裂縫，提高老井人工裂縫導流能力、提高老井產(chǎn)能。坪北油田主力產(chǎn)層延長組產(chǎn)層主要特點表現(xiàn)為特低滲透、低壓、低產(chǎn)，壓裂投產(chǎn)是該油田開發(fā)不可缺少的改造措施，隨著油田的高效開發(fā)，受油井開采時間的進程和注入水的影響，原始地層壓力和儲層滲流規(guī)律都發(fā)生了一定的變化

12、，并且由于開采時間的延長，裂縫導流能力下降，注采關系不平衡導致油井產(chǎn)量下降或單井產(chǎn)量遞減較快。目前油藏井網(wǎng)完善程度進一步提高，一部分油井處于受控不受效的狀態(tài)，為使受控油井重新見效，提高產(chǎn)能，重復壓裂改造顯得尤為重要。統(tǒng)計效果顯示，常規(guī)重復壓裂取得了一定的增油效果，進一步挖掘老井老層潛力，提高了單井采收率（表3）。表3 歷年重復壓裂效果統(tǒng)計3.2 暫堵壓裂工藝技術(shù)重復壓裂裂縫延伸控制技術(shù)是應用化學暫堵劑使流體在地層中發(fā)生轉(zhuǎn)向，在壓裂中可以暫堵老縫或已加砂縫，從而造出新縫或使壓裂砂在裂縫中均勻分布，主要作用有：縱向剖面的新層啟動；重復壓裂的平面上的裂縫轉(zhuǎn)向；裂縫單向延伸的控制。在2003年起，坪北

13、油田對暫堵壓裂技術(shù)進行了探索和現(xiàn)場試驗。暫堵壓裂的選井選層及工藝技術(shù)，不斷得到發(fā)展和提高，形成了主要以側(cè)向注水不受效油井的壓裂引效為主的暫堵壓裂選井的基本原則，并進行了暫堵壓裂的機理研究以及壓裂液改進，摸索出了一套合理的暫堵劑注入工藝，壓裂管柱得以配套和完善，為暫堵（縫內(nèi)轉(zhuǎn)向）壓裂工藝在坪北油田的大面積推廣應用取得寶貴的經(jīng)驗。暫堵壓裂工藝技術(shù)在坪北油田共進行35井次的現(xiàn)場試驗，在解決坪北油田側(cè)向油井儲層動用程度較差的問題上，取得了一定的效果。3. 坪北油田縫內(nèi)轉(zhuǎn)向技術(shù)可行性對于大多數(shù)儲層而言，應力薄弱點多指天然裂縫(或者微裂縫)，即新縫開啟點。根據(jù)坪北油田裂縫特征研究結(jié)論，認為微裂縫在C4+5

14、、C6油藏中是客觀存在的，并且具有一定的規(guī)律性，即人工裂縫的主要延伸方向為NE7080，天然裂縫主要有兩組，分別是NE2545和NW2045。坪北油田最小水平地應力為21.3MPa，最大、最小水平地應力差值為1.1MPa。藉此計算，天然裂縫開啟的最小縫內(nèi)凈壓力Pnet為1.43MPa，具備實現(xiàn)老縫內(nèi)開啟新縫的條件（表4）。表4 坪橋地區(qū)地應力測定結(jié)果表區(qū)塊層位三向應力值（MPa)凱塞效應法差應變法平均垂向水平最大水平最小垂向水平最大水平最小垂向水平最大水平最小坪橋長625老裂縫在延伸過程中，所遇到的天然裂縫處于開啟狀態(tài)。而加入暫堵劑后縫內(nèi)憋壓，天然裂縫可以順利延伸，成為新裂縫；當縫內(nèi)壓力上升，

15、促使開啟的天然裂縫延伸。計算發(fā)現(xiàn)，坪北油田實現(xiàn)裂縫轉(zhuǎn)向的最小壓力上升值約為3MPa。通過加入暫堵劑憋壓，后期施工壓力滿足或者超過此范圍，且保持穩(wěn)定，則能保證新縫的順利延伸。3. 儲層應力分析，提供選井選層依據(jù)儲隔層應力對暫堵壓裂的效果有著至關重要的影響。若儲隔層應力差小，不利于裂縫在水平方向延伸，不能較好地連通儲層深部的剩余油富集區(qū)，同時也不利于形成裂縫轉(zhuǎn)向的良好環(huán)境，影響重復壓裂效果（圖6）。圖6 應力差的變化對裂縫形態(tài)的影響利用GOHFER壓裂軟件就算分析坪北油田暫堵壓裂井層間應力（表5）可得：上隔層應力平均值(19.7-35.3MPa)，下隔層應力平均值為(21.5-38.4MPa)，油

16、層與下隔層應力差平均值為6.96MPa，油層與上隔層應力差平均值為6.75MPa，最大、小應力差分別15.8MPa、0.6MPa。隔層應力差值越大，暫堵壓裂獲得的增產(chǎn)效果越好，當差值大于6MPa時，增產(chǎn)效果顯著（表6）。表5 坪北油田暫堵壓裂井層間應力分析表 井號射孔井段，m泊松比楊氏模量Biot斷裂韌性應力值 MpaMPa常數(shù)上隔層油層下隔層P27-9318645P31-1011770427P31-9919882P33-9720010P37-8719976P39-10318513P41-8919414P41-89118724P43-9018025表6 暫堵壓裂井隔層應力差與壓裂效果統(tǒng)計井 號

17、油層中部與隔層應力差暫堵壓裂前暫堵壓裂后與下隔層 與上隔層 最小值 日產(chǎn)液 日產(chǎn)油 日產(chǎn)液 日產(chǎn)油 累計產(chǎn)油 MpaMpaMpatttttP61-91P63-89P57-852P57-83P31-99331P69-8544P33-97P51-911P43-90P41-891P77-791P57-88平均值以P57-92和P57-83兩口井的暫堵壓裂效果為例，兩口井在油藏物性基本接近的情況下，隔層應力差有較大的不同，因此，最終的增油效果也有顯著差異（表7）。表7 P57-92和P57-83物性與壓裂效果對比井號施工層位油層井段，m滲透率,md含油飽和度,%孔隙度,%深感應聲波時差隔層應力差，Mp

18、a累計增油，tP57-92C4+525412303232645P57-83C4+5251293014873. 室內(nèi)試驗研究，優(yōu)選暫堵劑暫堵壓裂是在施工過程中實時地向地層中加入控制劑（暫堵劑），該劑為粘彈性的固體小顆粒，遵循流體向阻力最小方向流動的原則，轉(zhuǎn)向劑顆粒進入井筒的炮眼，部分進入地層中的裂縫或高滲層，在炮眼處和高滲透帶產(chǎn)生濾餅橋堵，可以形成高于裂縫破裂壓力的壓差值，使后續(xù)工作液不能向裂縫和高滲透帶進入，從而壓裂液進入高應力區(qū)或新裂縫層，促使新縫的產(chǎn)生和支撐劑的鋪置變化。產(chǎn)生橋堵的轉(zhuǎn)向劑在施工完成后溶于地層水或壓裂液，不對地層產(chǎn)生污染。 室內(nèi)試驗中，分別對暫堵劑的物理性能、暫堵劑油溶性、水

19、溶性等5個方面進行了評價，具體情況如下：a 物理性能評價通過在實驗室內(nèi)對蠟球類暫堵劑進行肉眼觀察，常規(guī)檢測，同時通過儀器對其粒徑進行測量，其物理性能基本如下：蠟球粒子類暫堵劑為白色顆粒，密度：g/cm3，粒徑1-5mm，能在水中分散，無凝聚現(xiàn)象，可形成封堵層。b 蠟球粒子暫堵劑油溶性評價試驗暫堵劑要求有比較好的油溶性，以達到快速排出的目的，避免對儲層造成傷害。因此暫堵劑的油溶率是評價暫堵劑性能的重要指標。蠟球粒子類暫堵劑的核心材料中，包含能夠提供高導流能力的石英砂、粉陶等固體不溶物質(zhì)，評定中，以其包裹物的油溶性為主要評定對象。實驗結(jié)果表明，當溫度在50 -70oC之間時，蠟球粒子在油中溶解速率

20、與溫度變化關系不大，而與時間成正比，溶解時間越長，油溶率越高。坪北油田井溫范圍在50-70oC之間。實驗結(jié)果表明，蠟球粒子類暫堵劑在坪北油田井溫條件下24h溶解率為80-84%，具有較好的油溶性，有利于壓后迅速排出地層。c 蠟球粒子類暫堵劑水溶性試驗暫堵劑在工作過程中，需要保證其與地層流體之間影響較小。進在試驗室內(nèi)，通過稱取一定重量的暫堵劑，分別加入到100ml活性水中，加熱至坪北油田儲層溫度，水溶4-24h，烘干稱量計算暫堵劑水溶率。 實驗結(jié)果表明，暫堵劑在水中24小時的溶解率小于1%，相互影響較小，能較好地滿足坪北油田暫堵壓裂工藝的需要。d 蠟球粒子類暫堵劑在攜帶液中懸浮試驗：在現(xiàn)場施工中

21、，暫堵劑需要能夠被施工液體攜帶進入地層，進行工作，因此要求攜帶液對暫堵劑具有較好地攜帶能力。分別按1%、2%、3%、4%和5%（w/w）的比例加入到0.4%的HPG溶液中，觀察溶液對暫堵劑的懸浮能力。并選擇暫堵劑懸浮能力較好的比例，加入到0.2%、0.3%、0.4%、0.5%等不同濃度溶液，進一步試驗，確定最佳的懸浮液濃度，實驗結(jié)果見（表8）：表8 攜帶液性能評價記錄表時間，h1%2%3%4%5%不分層不分層不分層不分層不分層1不分層不分層不分層不分層不分層4不分層不分層不分層不分層分層12不分層不分層不分層分層分層24分層分層分層分層分層試驗結(jié)果表明，HPG溶液對暫堵劑有較好的懸浮能力，0.

22、4%HPG溶液對2%蠟球粒子類暫堵劑懸浮能力可達24小時。通過對比，分析實驗結(jié)果，認為0.4%HPG+2%蠟球粒子類暫堵劑時，能夠滿足坪北重復壓裂施工要求。e （加入蠟球粒子暫堵劑）攜帶粘度耐剪切性能測試在現(xiàn)場試驗過程中，為保證暫堵劑加入后，施工正常進行，需確定暫堵劑對壓裂液性能的影響程度，在室內(nèi)實驗中，通過在壓裂液中加入2%蠟球類粒子暫堵劑，并對壓裂液進行耐剪切性測試，以了解加入暫堵劑后壓裂液的性能。根據(jù)懸浮試驗結(jié)果，選取合適濃度的攜帶液，再添加2%的蠟球粒子，用RS-600旋轉(zhuǎn)流變儀在60、170s-1條件下測定了攜帶液的耐剪切性能（圖7）。壓裂液配方：基液：%稠化劑+0.5%JW-201

23、交聯(lián)液：0.35%硼砂膠聯(lián)比：100：10 圖7 0.4%HPG+2%蠟球粒子暫堵劑溶液粘度曲線012345t min4045505560657075808590Eta mPas0.4%HPG+2%暫堵劑溶液粘度Eta = f (t)實驗結(jié)果表明，0.4% HPG加入2%的暫堵劑后，在高速剪切狀態(tài)下，溶液粘度基本不變，暫堵劑加入壓裂液后基本上不影響壓裂液性能，能夠保證施工的正常進行。3. 優(yōu)化調(diào)整施工參數(shù)，形成系統(tǒng)的壓裂工藝通過結(jié)合歷年重復壓裂井的措施效果，對重復壓裂施工參數(shù)進行合理優(yōu)化，以達到在壓裂參數(shù)設計上針對性更強，更合理的目的。通過對老區(qū)剩余油分布特情況的不斷了解，在歷年參數(shù)設計經(jīng)驗的

24、基礎上，結(jié)合理論認識，重點對暫堵劑加量、起壓幅度、加砂強度等參數(shù)進行了合理優(yōu)化，確保重復壓裂過程中裂縫能夠在地層中發(fā)生偏轉(zhuǎn)，溝通新的泄油空間。2003-2009年期間，坪北油田共進行了35井次的暫堵壓裂現(xiàn)場試驗，通過對比單井最遠隔層距離、上下隔層應力差，單井最小應力差、暫堵劑的用量、暫堵過程地層起壓、前次加砂強度、暫堵劑加入速度等參數(shù)與日增油的關系，在暫堵壓裂參數(shù)設計方面取得了新的認識，使參數(shù)設計思路更清晰，明確，針對性更強，形成了系統(tǒng)的參數(shù)優(yōu)化方案。表9 暫堵施工參數(shù)優(yōu)化方案有效厚度 m加砂量 m3堵劑用量 kg堵劑加入速度 Kg/min施工排量 m3/min10-15m30-35m3200

25、-3005015-20m35-40m3500-6006020-25m40m3800703. 典型井例P37-99井位于油田北四區(qū)，該井2001年射孔壓裂投產(chǎn)C4+52層，前次壓裂規(guī)模較大，加砂量40m3，施工排量3/min，地層總進液量138m3，措施前日產(chǎn)液0.7t，日產(chǎn)油0.3t，含水52.1%。該井油層有效厚度,厚度較大，且具備重復壓裂選井選層的基本條件，具體表現(xiàn)在以下幾點：（1）P37-99措施前累計產(chǎn)油2433t，按該井所處井區(qū)單井5600t的可采儲量計算，該井的剩余油可采程度為40.6%，剩余油可采程度較高。（2）P37-99所位于比較好的水驅(qū)壞境，其對應的注水井P36-98、P3

26、8-98累積注水量為24985m3，能量補充較好，且水驅(qū)環(huán)境有利于取得較好的效果。（3）有良好的儲隔層條件。，有利與人工裂縫在平面上發(fā)生轉(zhuǎn)向，達到壓裂引效的目的。結(jié)合該井所處井區(qū)的地質(zhì)和開發(fā)情況，選擇該井進行整體暫堵壓裂技術(shù)現(xiàn)場試驗井，在工藝參數(shù)設計上依據(jù)項目研究成果，設計堵劑加量900kg，堵劑加入速度為30-40kg/min，設計起壓幅度為4MPa，加砂量為35m33/min。從該井施工曲線上可以看到，在按照暫堵壓裂工藝參數(shù)設計加入暫堵劑后，裂縫起壓明顯，并且停加暫堵劑后，施工壓裂仍保持在較高水平，未出現(xiàn)下降現(xiàn)象，說明人工裂縫不僅發(fā)生偏轉(zhuǎn)，并且得到充分延伸，獲得較大的新的泄油空間。圖8 P

27、37-99壓裂施工綜合曲線圖該井暫堵壓裂后，產(chǎn)油量大幅度增加，初期產(chǎn)油達到2.7t/d，在該井生產(chǎn)二個月，產(chǎn)量下降到0.8t/d后，轉(zhuǎn)注P36-96對其補孔能量，截止2010.10.25，該井日產(chǎn)量穩(wěn)定在1.2t/d，較措施前提高0.9t/d，效果明顯。2009-2010年共進行6井次暫堵壓裂現(xiàn)場試驗，工藝成功率100%，工藝有效率100%，累計增油685.6t，為老井挖潛提供了有力的技術(shù)保障（表10）。表10 2009-2010暫堵壓裂措施效果統(tǒng)計序號井號措施前措施后生產(chǎn)時間 累積增油，t產(chǎn)液量 產(chǎn)油量 含水 產(chǎn)液量 產(chǎn)油量 含水 dt/dt/d%t/dt/d%1P63-8642253112

28、12P68-8215073P59-89654954P51-832145P37-991066P45-7737合計2283.3 C7-C10壓裂試油坪北油田經(jīng)過12年的開發(fā)，工區(qū)面積已圈定，主力層已動用，油田的持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)必須向深層發(fā)展，尋找接替層。通過滾動、鉆探及試油試采，發(fā)現(xiàn)了新儲層C7-C10。自2007年起，為對其評價認識，共進行過16次壓裂試油，現(xiàn)場施工均較為順利，施工成功率100%。由于該區(qū)塊單砂層沉積微相的識別與劃分有待進一步明確和落實，已知油藏解剖分析不夠, 成藏主控因素有待進一步落實，無法準確優(yōu)選優(yōu)質(zhì)儲層。目前針對該區(qū)塊采用了降低施工排量，控制在2m3/min以下，控制裂縫高度；加大規(guī)模方式施工，加砂強度為有效厚