青海一厂2005年酸化压裂年终总结一、1E油藏酸化32005年1E油藏酸化施工27井次，增油16715吨，其中土酸酸化13井次，增油5255.73吨；固体硝酸酸化12井次，增油11459.3吨，自转相酸酸化2井次，增油230.4吨。

1、施工情况对比前几年的施工情况，施工压力逐年下降。

比如5-8井2002年、2004年和2005年都进行了酸化，排量都在1.0-1.2方／分，但2002年最高施工压力为45MPa，2004年为40MPa，2005年为37MPa（见图）。

11-9井2004年施工排量0.3-0.6方，最高施工压力49MPa，2005年施工排量0.5-0.7方，最高施工压力为34.4MPa。

图 5-8井施工压力对比这一方面说明地层能量不足，油藏的压力在不断下降，从地质设计上也可以看出，措施井的压力系数大多都在1.0以下。

另一方面给返排带来困难，施工结束后所有的井几乎都无法自行返排，只能下泵抽汲排液，通常需要等待1-2天才能正常起抽，对地层造成了严重的二次污染，影响施工效果。

2、增油效果从整体增油效果来看也是逐年变差，其中固体硝酸酸化效果较好，与2004年增油效果相当。

但土酸酸化效果较差，2004年土酸酸化12井次，增油28538.6吨，其中新32井增油8207.4吨，有5口井增油在1000-2000吨之间，两口新投井增油10107.1吨。

而2005年土酸酸化13井次，增油5255.7吨，只有9-33新投井增油1072.4吨，新深5-5井平均日增油11吨，但生产时间短，其他井增油都在1000吨以下。

下表是2004与2005年措施增油效果对比统计：2004与2005年酸化措施增油效果对比分析如下：（1）、经过多年的施工，选井存在很大的困难，有些井多次重复作业，措施效果不好。

如5-8井，该井2002年6月进行过固体硝酸酸化,平均日增油8.0吨，效果较好，2004年4月进行过土酸酸化,施工后平均日增油8.0吨,效果也很好，且本次施工前还在酸化有效期内,因此本次酸化采用固体硝酸体系,同时适当加大了硝酸用量,4月4日施工,排量1.0-1.2方/分,最高施工压力37 Mpa，整个施工期间压力变化不大，施工后效果也不好。

由于施工前油井生产稳定，施工过程中压力变化也不大，说明该井应该不存在严重的污染，类似井最好不上措施。

（2）、有些井是主要针对非主力小层进行措施，物性差，增油潜力小。

如1-32井，该井产液能力低的原因是Ⅳ-5小层虽为油层，但岩性为砾岩，非均质性强，物性差。

补射的Ⅳ-1、3小层物性也较差。

考虑到油层有效厚度为17.4米且非均质性强，采用自转向酸酸化。

施工过程中压力变化明显，停泵后压力扩散很快，12分种后已由35MPa降至8 MPa。

同时该井措施前日产液2方，含水96％，施工后日产液47方，仍然高含水，9月分补孔。

1-32井酸化层物性（3）、有些措施井由于处在油藏边缘，物性差，或施工前即高含水，导致施工后高含水，出现增液不增油的现象。

如1-21井，酸化施工前打水泥塞封堵出水层位Ⅳ-4小层，酸化Ⅲ-7、Ⅳ-1小层，其中Ⅳ-1小层为差油层。

采用固体硝酸体系，酸化后该井含水仍高达96％，现在周期采油，未能达到最佳效果。

一方面从施工前生产情况看，该井处于油藏边缘，投产后即高含水，封堵出水层酸化其他两层后，产液量反而比施工前有所降低，仍是高含水，应该是与油层的物性差和产油能力有关。

再如新投的1-33井，该井射开的Ⅳ-1、Ⅲ-4小层均为差油层，物性差，孔隙度为9％，渗透率仅为8×10-3μm2，产水率为50％，采用土酸体系酸化，施工排量0.3-0.6方，最高施工压力50MPa，施工过程中压力变化明显。

施工后由于含水高达96％进行了堵水。

1-33井酸化层段物性1-21井酸化层段物性(4)、固体硝酸酸化效果较好。

自从2002年开始推广以来，已经进行了35井次的施工，施工成功率100％，有效率达到92％以上，且单井增油量大，尤其是对于污染严重、油较稠的井效果更好，应该在1E油藏继续推广应用。

如2-34井：该井进行过多次酸化，2004年压3裂失败,产液量很少,压裂液破胶后残渣滞留地层时间太长,对地层造成了较大的污染,因此采用固体硝酸体系，以求解除压裂液污染及地层的其它堵塞，同时结合堵水措施封堵出水层，施工后平均日增油8.3吨，含水由95％降至60％，酸化堵水效果较好。

(5)、1E油藏目前地层能量不足，综合含水高，措施难度大，现有的酸液体系在有些井3上都已经应用过，但效果仍是不好，如5-8井，所也应当加强对酸液体系的改进和新技术的储备、引进工作，更加适应油田的开发现状和发展。

二、压裂2005年压裂施工共计16井次，增油9463.9吨。

其中水基压裂4井次，增油3812.8吨，清洁压裂液压裂2井次，增油1447.2吨；油基压裂6井次，增油1270.8吨；酸压1井次，增油1278.8吨；乳化压裂3井次，增油1423.9吨。

1、近几年水基压裂施工效果较差，一方面是由于地质情况复杂，比如6024井，该井施工前供液不好，为提高Ⅱ-3、4小层的渗流能力提高产量，进行压裂作业。

2005年5月9日施工，整个施工过程正常，施工后平均日产油2吨，仍供液不好。

该井返排时油压高达20多MPa，刚开始放喷时见油，后来全部是水，下泵生产后供液不好，后证明是压开高压水层。

另一方面有些井地层能量亏空严重，导致压裂液滤失严重，造缝窄，加砂困难，达不到设计要求，影响施工效果。

如2-2井重复压裂施工，在加砂过程中施工压力由57 Mpa瞬间降至51 Mpa，致使加砂困难，在砂比达到20％时无法顶替（见图）。

4-2井施工时压力71 Mpa 时压开地层，然后瞬间降至57 Mpa，又在4分中内降至43 Mpa，导致压裂液漏失快，造缝窄。

在加砂过程中当砂比升至25％时压力开始上升，至43.4 Mpa时停止加砂进行顶替，顶替时压力急剧上升至93 Mpa无法继续顶替(见图)。

图 2-2井第一次压裂施工曲线（2005.4.15）4-2井压裂施工曲线2、油基压裂作为花土沟油田的增产措施，效果较好。

其中2000年和2001年施工的井有三口井至今有效，三口井有效期超过20个月（见图），这也说明花土沟油田的注水见到了成效，地层能量得到了补充。

2002年施工的三口井无效，一方面是压裂层段粘土含量较高，影响施工效果。

同时由于压裂液摩阻高，导致施工压力高，未能达到设计砂比，通过改进施工管柱和优化配方解决了这一问题。

自2000年立项至2005年我们在花土沟油田共进行了21井次油基压裂施工，施工成功率100％，有效率81％，截止2005年11月底共计增油37300吨，取得了较好的经济和社会效益，应继续推广应用。

图花土沟油田油基压裂效果显著井增油统计2005年施工效果较好，其中XN8-3-3井施工后效果较差，有效期只有3个月。

一方面该井加砂后压力出现上升趋势，所以待第一段低砂比进入地层后开始提第二段砂比，此后压力一直上升较快，在16％砂比进入地层后压力升高趋势加大，将砂比提至25％开始顶替，没有达到设计要求，平均砂比只有14％。

另一方面压裂层段共有三个小层，粘土含量高，分别为100％、40％、45％，施工后陶粒嵌入地层，降低了裂缝的导流能力，影响了施工效果。

3、乳化压裂施工效果较好。

乳化压裂液兼具水基压裂液和油基压裂液的优点，具有流变性好、低滤失、液体效率高、携砂能力强等优点，施工摩阻虽比水基压裂液高，但比油基压裂液低得多，除了在121N N -油藏应用外，2005年还在花土沟油田和油砂山油矿进行了推广应用，取得了较好的增油效果，适宜进一步推广应用。

如中222-3井，施工前干抽现象严重，平均日产油0.3吨左右，含水23％。

施工后平均日产油3.2吨，初期日产油6吨，但由于地层能量不足，产量下降较快，估计有效期较短，这就需要加强注水工作，补充地层能量。

再如S2-2-2下斜井，施工前干抽，施工后平均日产油5.6吨，效果较好。

图 中222-3井施工后日产油4、清洁压裂液应用效果较好。

清洁压裂液主要是由稠化剂稀释而成，体系具有低伤害、施工摩阻低、配液方便、液体效率高等特点，2005年在121N N -油藏和油砂山进行了应用，。

现取得了较好的效果，应进一步推广试用。

如775井，该井进行过多次措施和检泵作业，对地层造成了较大的伤害，施工前周期采油。

整个施工过程压力较低，分析应该是地层亏空严重，压力系数（0.65），施工后平均日产油5.7吨，效果较好。

如中285井，该井2003年6月和2004年6月进行泡沫酸化，措施效果不明显，施工前周期采油。

压裂施工过程中压力较低，停泵后压力扩散很快，施工后平均日产油2.2吨，效果较好。

775井压裂施工曲线5、2005年酸压施工1口井，但施工过程中窜至同井场同层开采的一口井，增油效果较好。

该井施工前待液，由于改造层位为藻灰岩油层,试油认为有一定的出油能力,故对这两层进行酸压改造。

在泵入稠化酸后升高短节有轻微刺漏,同时油压也在下降,在降至20 Mpa时刺漏严重，同井场旁边的一口油井也有刺漏现象，停止施工整改后以0.7方／分的排量将剩余的稠化酸和闭合酸泵入地层，施工结束。

施工后平均日产油6.2吨，从2005年10月起含水上升至90％，日产油下降。

N6-52-4井施工曲线三、建议：1、乳化压裂液兼具水基压裂液和油基压裂液的优点，不但在尕斯中浅层适用，2005年在油砂山油矿和花土沟油田也进行了现场试验，取得了较好的效果，建议进一步推广应用。

2、充足的地层能量是措施效果和有效期的保证，对于地层能量严重不足的井尽量不干。

3、在施工过程中采油树和油管出现过刺漏现象，试压和探伤不合格，建议加强协调工作。

4、近几年重复措施的井较多，建议引进新的工艺和体系。

5、由于地层压力低，施工后无法返排，影响施工效果，建议引进合适的返排工艺。

6、在花土沟压裂选井时应注意措施井及附近油井小层开采情况，避免发生N6-52-4井和S2-7斜井的情况。