长垣外围油田直井缝网压裂开发效果初步分析课件.ppt

1、长垣外围油田已开发区直井缝网压裂现场试验进展及认识目 录一、直井缝网压裂现场试验进展二、直井缝网压裂试验效果评价三、缝网形态认识四、直井缝网压裂选井选层标准研究五、下步工作安排长垣外围扶杨油层开发指标目前长垣外围油田萨葡和扶杨油层三类区块地质储量3.66亿吨，占总储量的43.71%，开发效果较差。特别是扶杨油层三类区块目前单井日产油只有0.4t，采油速度0.31%，采出程度4.2%层位类别区块(个)动用地质储量(104t)渗透率(mD)开井数（口）平均单井日产油（t）采出程度(%)采油速度(%)萨葡一类2515830.0 199.792270 1.3 16.1 0.57 二类4913226.0

2、 124.423018 1.3 11.1 0.87 三类5418114.0 31.965180 1.1 10.0 0.91 合计12847170.0 114.21 10468 1.2 12.3 0.78 扶杨一类186558.7 17.67962 0.9 20.7 0.41 二类3211499.8 5.672115 0.9 11.9 0.51 三类4418467.6 1.442889 0.4 4.2 0.31 合计9436526.1 5.975966 0.80 10.1 0.39 注水压力(MPa)视吸水指数(m3/d.MPa)单井产油(t/d)采油速度(%)由于储层致密，难以建立有效驱动体系

3、，开发效果差 为改善已开发低效区块开发效果，2011-2014年开展直井缝网压裂现场试验 2011-2012年在扶余油层葡333区块优选5口井开展先导试验，取得较好效果 2013年优选扶杨油层的葡333、州6、源121-3、树2、茂503、葡萄花油层茂733和高台子油层龙虎泡单采高台子7个区块43口井实施缝网压裂 2014年进一步扩大试验规模在葡463、朝89、州182、古72、树322、东16、台1等9个区块实施40口井大庆油田各区块分布图 2011-2014年共实施88口井，初期平均单井日增油5.4t。其中，2011-2013年在7个区块实施了48口井，平均单井初期日增油4.8t，阶段累增

4、油4.19104t，2014年实施缝网压裂40口井，压裂后初期单井日增油5.9t，目前日增油3.7t，已累积增油7462t长垣外围油田缝网压裂效果统计表压裂 时间(年)区块数(个)压裂井数(口)压裂段数(个)压裂厚度(m)施工规模(m3/m)措施前措施后初期目 前单井累积 增油(t)加砂强度加液强度产液(t/d)产油(t/d)含水(%)采油强度(t/d.m)产液(t/d)产油(t/d)含水(%)采油强度(t/d.m)产液(t/d)产油(t/d)含水(%)采油强度(t/d.m)增油(t/d)2011127.020.26.5 101.7 0.60.600.03 11.9 11.900.59 3.1

5、3.100.15 2.535012012136.318.66.8 198.7 2.40.6 73.20.03 16.9 5.0 70.20.27 5.11.0 79.70.05 0.4189920137433.9 11.3 8.6 499.3 0.9 0.5 49.0 0.04 17.3 5.2 70.1 0.46 5.1 2.1 58.5 0.19 1.7 680 20149402.710.87.1 307.4 1.20.8 34.50.07 15.9 6.7 58.00.62 9.34.5 52.30.42 3.7 187 平均15883.511.57.8 385.2 1.10.6 42.

6、50.0516.5 6.0 63.60.527.03.2 54.30.282.6562区 块开采层位渗透率(mD)压裂时间(年月)压裂井数(口)压裂段数(个)压裂厚度(m)施工规模(m3)措施前措施后初期目 前累积增油(t)砂量 液量 产液(t/d)产油(t/d)含水(%)产液(t/d)产油(t/d)含水(%)产液(t/d)产油(t/d)含水(%)增油(t/d)葡333先导 扶余1.352011201256.6 19.2 129 3039 1.70.6 62.7 14.97.847.84.31.956.7 1.3 12698葡333扶余1.35 201304174.5 13.7 105 658

7、2 1.10.4 64.3 11.0 3.667.15.72.065.7 1.6 11493树2扶杨120130643.3 12.2895827 1.00.7 25.6 22.3 10.3 53.85.1 2.5 50.7 1.8 4729茂733葡萄花 3.820130841.83.6452820 0.50.45.58.43.558.51.6 1.6 3.1 1.2 2228州6扶余1.220130893.98.8100 4880 0.50.34024.65.0 79.87.0 2.3 67.9 2.0 4033单采高台子高台子 0.51 20130832.36.8973458 1.40.6

8、 58.1 15.43.875.64.5 2.2 50.4 1.6 2103茂503扶余0.820130924.5 16.5 120 7411 2.21.5 32.3 43.1 14.7 65.95.7 4.0 29.2 2.5 2461源121-3扶余1.0 20131044.5 14.2 104 6709 0.30.3519.75.0 74.92.3 1.5 37.0 1.2 2202合 计484.1 12.1 100 5367 1.0 0.5 51.4 16.3 5.3 67.5 5.1 2.158.5 1.6 41947长垣外围油田缝网压裂效果统计表1、缝网压裂能较大幅度提高油井产量一

9、是48口压裂井初期单井日产油是措施前的10.6倍，目前是4.2倍二、缝网压裂试验效果评价（一）缝网压裂试验总体效果缝网压裂与普通二次压裂对比柱状图初期增油(t/d)区块增油倍数二是缝网压裂初期单井日增油是普通二次压裂的5.3倍树2区块2013年缝网压裂井生产曲线茂503区块2013年缝网压裂井生产曲线三是缝网压裂后相同生产时间内单井产量高于压裂投产 开采层位区 块压裂井数(口)压裂前压裂后初期压裂后3个月压裂后6个月压裂后9个月日产油(t)采油速度(%)日产油(t)采油速度(%)采油速度倍数日产油(t)采油速度(%)采油速度倍数日产油(t)采油速度(%)采油速度倍数日产油(t)采油速度(%)采

10、油速度倍数扶杨葡333先导50.60.45 7.85.90 13.0 6.1 4.60 10.1 4.3 3.28 7.2 3.0 2.27 5.0 葡333零散130.4 0.38 3.6 3.05 8.0 2.2 1.85 4.9 2.0 1.71 4.5 1.8 1.52 4.0 葡333试验40.4 0.37 4.0 3.72 10.0 3.0 2.79 7.5 4.1 3.81 10.3 3.9 3.63 9.8 州690.3 0.31 5.0 5.22 16.7 2.4 2.54 8.1 1.6 3.76 12.0 2.1 4.93 15.8 树240.7 0.17 10.3 2.

11、48 14.7 5.2 1.25 7.4 3.7 0.89 5.3 3.4 0.82 4.9 茂50321.5 1.66 14.7 16.22 9.8 7.1 7.83 4.7 4.34.75 2.9 4.1 4.53 2.7 源121-340.30.19 5.0 3.17 16.7 2.61.65 8.7 2.0 1.27 6.7 1.5 0.95 5.0 葡萄花茂73340.4 0.52 3.5 4.16 8.1 1.9 2.28 4.4 2.42.86 5.5 1.3 1.55 3.0 高台子 单采高台子30.60.65 3.84.09 6.3 2.3 2.48 3.8 2.32.48

12、3.8 2.7 2.91 4.5 合计480.5 0.39 5.3 4.48 11.5 3.3 2.79 7.2 2.72.28 5.9 2.42.035.2 缝网压裂后初期采油速度在2.0%以上，是压裂前的11.5倍；压裂后3个月采油速度保持在1.0%以上，是压裂前的7.2倍不同储层缝网压裂区块压裂井采油速度统计表 2、缝网压裂后采油速度大幅度提高3、吸水状况和油层动用状况有所改善缝网压裂区块注水强度柱状图缝网压裂区块视吸水指数柱状图注水强度(m3/d.m)视吸水指数(m3/d.MPa)统计压裂井连通的45口注水井，注水强度由压裂前的1.08m3/d.m上升到压裂后的1.25m3/d.m，视

13、吸水指数由压裂前的0.83m3/d.MPa上升到压裂后的0.98m3/d.MPa（1）吸水状况略有改善不同厚度级别采油井压裂前后产液状况对比 根据8口井产液剖面测试资料分析，压后初期产液层数比例提高52.8个百分点，产液砂岩厚度比例提高45.1个百分点，产液有效厚度比例提高40.6个百分点厚度级别 射开厚度压裂前比例压裂后初期比例目前比例差 值层数(个)砂岩(m)有效(m)层数(%)砂岩(%)有效(%)层数(%)砂岩(%)有效(%)层数(%)砂岩(%)有效(%)层数(%)砂岩(%)有效(%)2m1985.163.857.9 63.6 65.2 100 100 100 89.5 91.7 92.

14、5 31.6 28.1 27.3 12m1532.419.633.3 41.7 34.7 100100 100 80.0 81.2 83.2 46.7 39.5 48.5 1m1218.07.750.0 41.1 51.9 83.3 88.9 77.9 66.7 61.1 66.2 16.7 20.0 14.3 纯砂岩910.3/22.2 29.1/100100/33.3 41.7 11.1 12.6 合 计55145.8 91.143.6 53.5 57.5 96.4 98.6 98.1 72.7 82.0 88.3 29.1 28.5 30.8（2）油层动用状况明显改善1、扶杨油层总体效果

15、较好，州6区块效果略差u 初期平均单井增油量高 u 阶段累积增油量高茂503和树2区块缝网压裂平均单井初期增油阶段平均单井累增油（t）茂503和树2区块缝网压裂单井阶段累增油茂503和树2是扶杨油层平均2.49和1.81倍，州6是扶杨的88.7%茂503和树2分别比扶杨平均高589t和291t，州6比扶杨低254t（二）不同储层缝网压裂效果认识初期平均单井日增油（t）扶杨油层主要原因分析 -树2、茂503u 试验井单井剩余可采储量较高u 试验井措施前含水较低u 试验区累注量较高储量（104t）茂503和树2区块试验井单井剩余可采储量措施前平均含水（%）茂503和树2区块试验井单井含水平均单井累

16、注量（104m3）茂503和树2区块试验井单井累注量是扶杨油层平均1.54和2.51倍比扶杨油层平均低27.2和20.5个百分点比扶杨油层平均高6.3104m3和6.95104m3 一是井网与块地应力不匹配，措施后含水高主要原因分析 -州6州6区块井下微地震结果州6区块井网示意图300m60m162m22井号层位裂缝方位长度(m)州扶58-52FII1NE67200FI7NE67214FI4NE67120州扶80-50FI7NE63100FI52NE63110FI43NE63120二是单井剩余可采储量低，部分井措施前高含水储量（104t）茂503和树2区块试验井单井剩余可采储量储量36.6%阶

17、段累增油只有295t井排方向裂缝方向2、茂733区块与自身普通压裂相比效果较好，但与扶杨缝网压裂相比效果略差u 与普通压裂相比，具有初期单井日增油高、累增油高初期平均单井日增油（t）茂733区块缝网压裂平均单井初期增油阶段平均单井累增油（t）各区块缝网压裂单井阶段累增油葡萄花油层初期平均单井日增油（t）u 压裂后初期平均单井日增油量低、阶段累增油相对较低阶段平均单井累增油（t）缝网压裂与普通压裂单井初期增油对比缝网压裂与普通压裂单井阶段累增油对比效果差主要原因是单井厚度薄、单井剩余可采储量较低改造厚度（m）茂733区块试验井单井改造厚度储量（104t）茂733区块试验井单井剩余可采储量对比是扶

18、杨油层试验井平均单井改造厚度的27.1%扶杨试验井平均单井剩余可采储量的68.3%高台子油层试验3口井，初期平均单井日增油3.2t，单井阶段累增油701t，缝网压裂效果相对较好试验区有效厚度等值图3、高台子油层缝网压裂效果相对较好300m300m井网：300m300m大规模压裂油井注水水井采油井大规模压裂油井注水水井采油井阶段平均单井累增油（t）龙虎泡单采高台子区块单井阶段累增油初期平均单井日增油（t）龙虎泡单采高台子区块缝网压裂单井日增油产量递减幅度（%）龙虎泡单采高台子区块产量累积递减幅度曲线高台子油层2011-2013年缝网压裂井递减情况统计表压裂时间(年)压裂井数(口)措施前措施后初期

19、目 前累积增油(t)生产时间(月)递减幅度(%)产液(t/d)产油(t/d)含水(%)产液(t/d)产油(t/d)含水(%)增油(t/d)产液(t/d)产油(t/d)含水(%)增油(t/d)合计 单井 合计 平均 目前 月均201131.4 0.5 67.4 15.3 10.4 32.4 9.9 4.7 2.2 52.8 1.8 8797 2932 105 35.0 78.5 2.2 201222.0 0.9 57.5 14.3 3.9 72.6 3.1 3.7 1.3 64.4 0.5 3901 1951 5628.0 66.7 2.4 2013430.9 0.5 49.0 16.5 5.0

20、 69.5 4.6 5.2 2.1 58.7 1.7 29249 680 486 11.3 57.5 5.1 合计481.0 0.5 51.4 16.3 5.3 67.5 4.8 5.1 2.1 58.5 1.6 41947 874 647 13.5 60.3 4.5 l2011年压裂井：产量递减幅度78.5%，月均递减幅度2.2%l2012年压裂井：产量递减幅度66.7%，月均递减幅度2.4%l2013年压裂井：产量递减幅度57.5%，月均递减幅度5.1%48口缝网压裂井压后平均单井生产时间13.5个月，递减幅度60.3%，月均递减幅度4.5%（三）产量递减规律初步分析与常规压裂相比，缝网压

21、裂产量高、递减快1、缝网压裂递减认识.缝网压裂与普通压裂投产效果对比图 葡333先导试验5口井，压后半年月均递减幅度7.5%，压后1年月均递减幅度4.3%，压后2年月均递减幅度下降到2.9%葡333先导试验5口井缝网压裂后生产曲线缝网压裂井初期递减快，后期逐渐减缓月均递减幅度(%)不同缝网压裂区块产量递减幅度曲线葡333先导试验井递减幅度柱状图 由于缝网压裂在油藏工程领域还是全新的课题，目前还没有一个公式能够对压裂后产量进行预测，为了便于缝网压裂后期产量预测，针对缝网压裂井初期产量递减较快，后期减缓的特点，分为两个阶段分析递减规律日产油（t）压后生产时间（月）缝网压裂后产量分阶段递减示意图第一

22、阶段第二阶段2、压后不同阶段递减规律研究 将实际递减阶段的生产数据，按Arps递减类型关系式 作lgq与t的关系曲线，若成直线关系，则符合指数递减规律 作lgq与Np的关系曲线，若成直线关系，则符合调和递减规律。当无这两类线性关系时，则符合双曲递减规律递减类型递减指数产量与时间关系产量与累积产量关系指数递减n=0lgq=lgqi-0.4342Ditq=qi-DiNP双曲递减 0n1q=qi(1+nDit)-1/nNP=(qin/Di)(1-n)-1(qi1-n-q1-n)调和递减n=1q=qi(1+nDit)-1lgq=lgqi-2.303(Di/qi)NpArps递减类型对比 应用Arps广

23、义递减模型判别缝网压裂井压后初期的产量递减规律，第一阶段递减较快，以指数递减为主，第二阶段递减相对较缓，以调和递减为主第一阶段产量递减类型柱状图第二阶段产量递减类型柱状图weoowroorrBPhESKKqln)(2 根据低渗透油田单井产量公式：（1）其中E为有效驱动因子prrGEwe)(1经推导可得低渗透调和型产量递减公式：1)1()(EtDEqtqioi（2）1、累积增油量预测（四）缝网压裂经济效益评价 但常规Arps递减公式适用于地层压力变化不大，即有效驱动因子E是定值，而缝网压裂后地层压力变化较大，有效驱动因子E是随时间变化的根据葡333区块葡扶182-472多次测压结果计算得到有效驱

24、动因子E生产时间（月）井与缝网距离(m)井筒半径(m)地层压力(MPa)流压(MPa)E10650.13911.040.840.8113650.13911.391.170.8115650.13910.730.880.8020650.1399.971.380.7721650.1399.241.130.7626650.1398.881.220.75葡扶182-472井参数表葡扶182-472井E与时间关系曲线将E带入公式得到改进后的调和型产量递减公式:回归得到：1)8493.00045.0(1)(8493.00045.0()(ttDtqtqioi8493.00045.0tE例如：树98-40和葡扶

25、160-392井缝网压裂井压裂中后期递减缓慢，常规Arps调和型递减曲线预测产量较实际生产数据偏低对于进入递减中后期的井，改进后的调和型递减曲线更接近实际生产数据措施后时间（月）措施后时间（月）日产油（t）利用改进后的调和型产量递减公式对缝网压裂井产量进行计算，符合率为70.46%树98-40井产量递减曲线葡扶160-392井产量递减曲线日产油（t）长垣外围油田缝网压裂累积增油预测表 应用改进后的调和型产量递减公式，对缝网压裂井累积增油量进行了预测，目前平均单井累积增油874t，预测平均单井累积增油将达到1378t油田区 块压裂井数(口)压裂段数(个)压裂厚度(m)施工规模(m3)日增油(t)

26、单井累积增油(t)砂量 液量 初期目前目前预测葡南扶余葡333先导56.6 19.2 129 3039 7.2 1.3 2540 3162葡333174.5 13.7 105 6582 3.2 1.6 676 1233榆树林树243.3 12.2 89 5827 9.6 1.8 1182 1880敖南茂73341.8 3.6 45 2820 3.1 1.2 557 791肇州州693.9 8.8 100 4880 4.7 2.0 448 883龙虎泡单采高台子32.3 6.8 97 3458 3.2 1.6 701 1107头台茂50324.516.5120741113.2 2.5 1231

27、1858肇源源121-344.514.210467094.7 1.2 551 930合 计484.112.110053674.8 1.6 874 1378累积增油分级压裂井数(口)井数比例(%)压裂段数(个)压裂厚度(m)施工规模(m3)措施前措施后初期目 前单井累积增油(t)砂量 液量 产液(t/d)产油(t/d)含水(%)产液(t/d)产油(t/d)含水(%)增油(t/d)产液(t/d)产油(t/d)含水(%)增油(t/d)目前预测600t816.7 2.4 6.8 64 4214 0.8 0.4 54.0 11.2 2.3 79.1 1.9 4.8 0.8 82.9 0.4 259 34

28、7 6001000t1327.1 3.5 10.1 93 5433 0.9 0.4 59.0 13.9 3.6 73.8 3.23.7 1.6 56.2 1.2 525 870 10001500t1327.1 4.8 13.3 105 6254 0.9 0.5 38.9 19.4 5.9 69.6 5.4 5.4 2.1 60.9 1.6 713 1186 15002000t612.4 4.8 14.5 110 5257 1.5 0.6 58.9 15.9 4.8 69.6 4.2 7.3 2.5 66.3 1.9 1208 1899 2000t816.7 5.4 17.0 134 5056

29、1.1 0.6 46.0 21.0 10.5 50.0 9.9 5.4 3.5 36.3 2.9 2066 3158 合计481004.1 12.1 100 5367 1.0 0.5 51.4 16.3 5.3 67.5 4.8 5.12.158.51.6 874 1378 长垣外围油田缝网压裂预测累积增油分级表l预测累积增油分级l累积增油 1.5 时，理论上无法形成缝网形成复杂缝网的应力条件：北美地区页岩油藏当岩石脆性指数大于40%，能够形成缝网，长垣外围油田岩石脆性指数为45%左右岩石脆性与裂缝形态关系（据 Rickman）区 块井网(mm)井数(口)缝网规模(mm)实际缝网是否达到设计井

30、下地面方案设计井下地面井下地面葡33324010043480200缝长(m)缝带宽(m)缝长(m)缝带宽(m)达到未达到24651615533623834157102树23003001/3605208191/茂733300300146002002192257291283654未解释未达到缝长达到州6300601740020019930358984196255495缝长达到缝带宽未达到缝长达到缝带宽未达到单采高台子30030013边井520200角井6002002533513476208347未解释未达到未达到茂5034207015002003704115295未达到源121-335010024

31、350160190508319543259556115缝长达到缝带宽未达到缝长达到缝带宽未达到缝网压裂微地震监测裂缝情况表（二）微地震监测结果表明，缝网压裂能够形成长350m左右、宽70m左右的改造体整体微地震事件密度图整体微地震事件与压裂曲线结合显示树98-38井区井位图树131压力计监测结果树98-38压裂过程中，位于北边120m树131压力上升8MPa，液量上升1.0t葡333区块缝网压裂井及被压穿井分布图葡扶150-372半缝长244m葡扶158-392半缝长191m葡扶154-392半缝长239m葡扶160-452半缝长259m压裂油井裂缝波及井244m191m239m259m 葡3

32、33区块压裂过程中有4口位于主应力方向油井井口冒油，裂缝半长191259m，说明此方向裂缝已波及到相邻油井动态变化 从各区块措施后注水情况来看，由原来的井与井驱替转变为井与改造体间的驱替，根据微地震监测数据，驱替距离由60-424m缩短到32-307m缝网压裂后注水驱替与常规水驱对比图常规水驱缝网压裂后水驱缝网压裂井区临近井区源121-3区块井位图与常规注水相比，缝网压裂缩短了注采井距，视吸水指数增加，提高了波及体积例如源121-3区块缝网压裂后注水驱替与常规水驱注水压力对比图缝网压裂后注水驱替与常规水驱视吸水指数对比图视吸水指数(m3/d.MPa)总井数开井数（口）日注水（m3）油压（MPa

33、）葡333区块措施前后注水状况曲线 例如葡333区块，措施后注水状况有所改善，视吸水指数由0.57m3/d.MPa到0.77m3/d.MPa但仍然无法实现连续注入但措施后仍有区块未建立有效驱替 通过调研、微地震监测及现场动态变化，初步认为缝网压裂能够形成一个较微地震监测结果规模还小的长方形改造体，部分区块还不能实现有效驱替裂缝网络长裂缝网络长裂缝网络宽裂缝网络宽裂缝网络高裂缝网络高裂缝网络裂缝网络走向走向监测结果监测结果485m250m17m北偏东北偏东76葡扶164-352井微地震监测结果表压裂前压裂后四、缝网压裂选井选层标准研究 在明确能够形成压裂缝网的“岩石力学条件”基础上，需要进一步落

34、实缝网压裂可行性的“物质条件”，即单井具有足够的“物质基础”，以保证缝网压裂的经济效益，动静结合单因素分析，建立了压裂选井选层标准单井缝网压裂开发效果分类聚类分析优选评价参数单因素影响分析灰色关联度分析综合评价指标确定缝网压裂选井选层标准研究思路 一是按开发效果对单井缝网压裂井进行了分类类别井数(口)比例(%)压裂段数(个)压裂厚度(m)施工规模压裂前压后初期压后3个月砂量(m3)液量(m3)产液(t/d)产油(t/d)含水(%)产液(t/d)产油(t/d)含水(%)增油(t/d)产液(t/d)产油(t/d)含水(%)增油(t/d)好1531.25 5.2 16.0 118 5444 1.2

35、0.6 54.4 22.2 8.8 60.5 8.2 12.1 5.3 56.0 4.8 中2245.83 4.0 11.3 100 5775 0.9 0.5 43.9 15.2 4.3 71.8 3.8 7.7 3.0 61.1 2.5 差1122.92 2.8 8.5 77 4449 1.0 0.4 59.4 10.4 2.9 72.5 2.5 5.0 1.1 77.6 0.7 合计48100 4.1 12.1 100 5367 1.0 0.5 51.4 16.35.3 67.5 4.8 8.5 3.3 61.1 2.8 缝网压裂井效果分类表 依据2014年评价参数标准，油价90美元/桶、

36、内部收益率12%时，压后3个月、6个月递减幅度按30%、40%考虑，确定了不同油田缝网压裂增油界限，将缝网压裂井按增油级别分为好、中、差三类二是优选了选井选层评价参数参数具有确切物理意义参数能够反映储层质量差异参数能够实现定量化表征l 应用聚类分析方法，优选确定五项评价参数评价参数聚类谱系图优选参数物理意义地层系数（KH）油层性质储层发育规模有效2m以上厚油层数油层垂向厚度宽度300m以上砂体数平面展布范围含油饱和度储层含油性剩余可采储量可采资源量评价参数优选结果l 评价参数优选原则 缝网压裂效果与油层性质密切相关，单井Kh值均19时均能取得较好的开发效果；而Kh 6 时，开发效果均较差l 单

37、井地层系数（Kh值）三是进行了缝网压裂效果影响因素分析单井地层系数与缝网压裂开发效果分类关系图（单井开发效果分类）单井地层系数（mD.m）好中差Kh=19Kh=6n单井钻遇2个以上的厚油层（单层有效厚度2m）开发效果好，产液剖面资料表明，有效厚度2.0m的层产液贡献比例达65.3%（单井开发效果分类）单井钻遇2m以上厚油层数与缝网压裂开发效果分类关系图l储层发育规模2m以上油层数2层缝网压裂井厚度分级产液情况统计表有效厚度分级层数(个)射开厚度(m)日产液砂岩有效产液量(t)比例(%)2m414.43.42.165.3 1-2m352.51.51.027.1 1m142.10.70.77.6

38、合计903.32.21.5100（层）葡扶182-472井FI61相带图 单井钻遇有效厚度2m以上厚油层4个，厚度14.7m，占全井有效厚度的77.0%，2011年7月实施缝网压裂，初期日增油16.9t，目前日增油2.8t，已累积增油4764t，取得了较好的效果葡扶182-472井日产油生产曲线日产油(t)葡扶182-472井分层产液量(t/d)葡扶182-472井FI72相带图层号厚度实例：葡扶182-472井发育2m油层4个，压裂效果好州扶96-54测井解释曲线产量(t/d)含水(%)州扶96-54井压裂后生产曲线 州扶96-54井压裂4个层，砂岩厚度8.6m，有效厚度5.4m，单层有效厚

39、度均小于2.0m，压裂后含水较高，目前日产油仅0.7t，阶段累积增油只有285t，开发效果较差实例：州扶96-54井单层有效厚度均2.0m，压裂效果差2.1/1.52.8/1.60.8/0.7 2.8/1.6n单井钻遇2个以上宽度300m河道砂体，开发效果好单井钻遇宽300m以上河道砂体数与缝网压裂开发效果分类关系图宽度大于300米砂体数(个)实例：茂39-斜74井发育300m砂体4个F34a层相带图F18b层相带图 单井钻遇4个宽度300m河道砂体，2013年10月进行缝网压裂，措施初期日增油20.9t，目前日增油2.8t，累积增油已达1636t，压裂效果较好F21b层相带图压裂前压裂后茂3

40、9-斜74井生产曲线实例：河道砂体宽度300m，压裂效果差 葡扶164-492井压裂5个层，河道砂体宽度均小于300m，2013年4月实施缝网压裂后日产油仅0.4t，效果较差葡扶164-392井FII11相带图葡扶164-392井FI31相带图葡扶164-392井生产曲线压裂后压裂前l储层含油饱和度 分析缝网压裂后初期、3个月、6个月、9个月单井日增油量与储层含油饱和度关系，可以看出储层含油饱和度47%的油井压裂效果较好初期单井日增油与含油饱和度关系图3个月单井日增油与含油饱和度关系图6个月单井日增油与含油饱和度关系图9个月单井日增油与含油饱和度关系图 葡扶162-412井，主力油层为FI71

41、-FI72、FII41-FII42层，含油饱和度均大于60%，2011年11月缝网压裂，措施初期日增油6.9t，压后3个月日增油5.4t，累积增油1796t，措施效果较好葡扶162-412井各层孔渗饱统计表小层号砂岩厚度（m）有效厚度（m）孔隙度（%）渗透率（mD）含油饱和度（%）FI14.4315.43 1.96 66.83 FI72-7110.37.513.88 1.18 60.91 FII1242.711.27 0.50 48.46 FII22.42.412.22 0.68 53.38 FII42-417.8714.40 1.40 63.03 单井34.522.613.09 1.07 5

42、6.61 GR68128深度1565地层FI12RMN130RMG130厚度3.10LLS2.535LLD2.535葡扶162-412井柱状图GR74130深度1655地层FI72RMN130RMG130厚度4.60LLS2.550LLD2.550葡扶162-412井柱状图GR77117深度17451750地层FII4FII42FII5RMN130RMG130厚度6.10LLS2.535LLD2.535葡扶162-412井柱状图实例：含油饱和度47%，压裂效果好葡扶162-412井生产曲线0.1压裂后压裂前实例：含油饱和度47%，压裂效果差小层号砂岩厚度（m）有效厚度（m）孔隙度（%）渗透率（

43、mD）含油饱和度（%）FI122.80.610.6 0.4 44.9 FI323.22.49.9 0.3 40.3 FI412.82.210.7 0.4 45.0 FI724.60.712.8 0.8 56.4 FI736.74.18.7 0.2 32.5 FII114.41.98.1 0.2 28.1 单井24.511.99.98 0.38 40.0 葡扶162-斜352井各层孔渗饱统计表FI73FI32 葡扶162-斜352井，主力层FI32、FI41和FI73，电阻率曲线锯齿状和钟形，含油饱和度均小于47%，2013年5月压裂，初期日增油3.8t，产量递减较快，目前日产油0.3t，含水9

44、4%，累积增油仅476t，措施效果差葡扶162-斜352井生产曲线压裂后压裂前 受储层性质、开发工艺等因素的影响，单井剩余可采储量与开发效果并没有很好的相关性，但从统计分析结果看，单井剩余可采储量不应小于0.32104t（单井开发效果分类）单井剩余可采储量与缝网压裂开发效果分类关系图l单井剩余可采储量单井剩余可采储量（104t）例如树98-38井，单井控制地质储量11.46104t，剩余可采储量2.3104t，是扶杨试验井平均单井剩余可采储量0.82104t的2.8倍，该井2013年6月实施缝网压裂，初期平均单井日增油22.4t，目前日增油4.4t，已累积增油2706t，效果较好实例：剩余可采

45、储量多，压裂效果好树2区块树98-38井井位图 井网：250m250m树98-38井生产曲线22.94.9实例：剩余可采储量少，压裂效果差 例如州扶75-47井，单井控制地质储量0.96104t，剩余可采储量只有0.15104t，是扶杨试验井平均单井剩余可采储量0.82104t的18.3%，该井2013年11月实施缝网压裂，初期平均单井日增油6.8t，但产量递减较快，第二个月就降到1.7t，目前日增油1.3t，已累积增油258t，效果较差州6区块州扶75-47井生产曲线州6区块州扶75-47井井位图6.81.71.3 在单因素分析基础上，应用灰色关联度方法计算单井综合评价指标 灰色关联分析计算

46、各因素与增油量关系Lt(I,o)，确定各因素关联度 关联度归一化得到各因素权系数ai 应用权重计算单井综合评价指标R构建5项参数灰色分析子序列矩阵X，48口井增油量母序列矩阵Y48 5x.52x51x.48 2x.22x21x48 1x.12x11xX综合评价指标计算流程X各因素子序列矩阵；Y增油量母序列矩阵Lt(I,o)子序列与母序列的关联系数ri,o子因素与母因素的关联度R单井综合评价指数；Xi单因素评价参数ai评价参数的权系数；n单因素参数个数多因素综合评价程序界面四是确定了缝网压裂单井综合评价指标48.21YYYY子序列矩阵X：5项因素油层性质油层垂向厚度平面展布范围储层含油性可采资源

47、量母序列矩阵Y：增油量根据单井综合评价指标累积概率分析结果，综合确定指标界限开发效果综合评价指标R好I类0.55中II类0.250.55差III类0.25评价结果缝网压裂单井综合评价指标界限 R0.25缝网压裂选井选层标准的建立为区块及单井优选奠定了基础综合评价指标累积概率分布图缝网压裂选井选层标准：R 0.251、单井Kh值 6mDm3、储层平均含油饱和度 47%4、单井剩余可采储量0.32 104t2、单井发育2个以上有效厚度2m油层、宽度300m河道砂体5、已开发区块优选井距260m350m，排距150200m井网，要求井网与裂缝或最大水平主应力相匹配 五、下步工作安排 1、继续跟踪评价

48、缝网压裂试验效果 2、深化产量递减规律及选井选层标准研究 3、研究复杂缝网地质建模及时变数值模拟技术（1）开展多属性匹配研究，提高储层基质模型精度（2）开展压裂模型动态校准，优化静态裂缝模型参数（3）研究时变数值模拟技术，提高油藏历史拟合精度4、开展缝网压裂后的合理注水政策研究（1）研究缝网压裂后合理注水时机（2）研究不同储层、不同井网、不同压裂规模下注水综合调整技术累积增油分级压裂井数(口)井数比例(%)压裂段数(个)压裂厚度(m)施工规模(m3)措施前措施后初期目 前单井累积增油(t)砂量 液量 产液(t/d)产油(t/d)含水(%)产液(t/d)产油(t/d)含水(%)增油(t/d)产液

49、(t/d)产油(t/d)含水(%)增油(t/d)目前预测1150t2756.3 3.4 10.4 87 5318 0.9 0.4 53.0 14.8 4.0 73.1 3.6 4.1 1.6 60.3 1.2 482 762 11501500t714.6 5.0 11.0 107 6006 0.9 0.5 42.2 17.4 5.0 71.2 4.5 6.7 2.2 67.6 1.7 735 1277 15002000t612.4 4.8 14.5 110 5257 1.5 0.6 58.9 15.9 4.8 69.6 4.2 7.3 2.5 66.3 1.9 1208 1899 2000t8

50、16.7 5.4 17.0 134 5056 1.1 0.6 46.0 21.0 10.5 50.0 9.9 5.4 3.5 36.3 2.9 2066 3158 合计48100 4.1 12.1 100 5367 1.0 0.5 51.4 16.4 5.3 67.5 4.8 5.1 2.1 58.5 1.6 874 1378 长垣外围油田缝网压裂预测累积增油分级表l预测累积增油分级l累积增油1150t：共有27口，比例为56.3%l1150t累积增油1500t：共有7口，比例为14.6%l累积增油1500t：共有14口，比例为29.1%一是措施前含水高-州扶73-49、葡扶164-352、龙