现场应用

2021年3月，第一口页岩油井古页**井施工。本井设计分7段压裂，施工采用高粘+低粘+高粘滑溜水注入连续加砂模式。

第一段压裂施工数据曲线

第一段压裂施工数据表

采用长段塞+连续加砂方式施工，前期中粘滑溜水阶段最高砂比17%，后期高粘滑溜水阶段砂比达到30%，显示在高排量条件下压裂液携砂性能良好。第2、3、4段三簇仅射孔18个，虽然能显著提高单孔的进液效率，但孔眼摩阻高，致使压裂施工开始时，排量在4-6m3/min时施工压力达到60Ma左右，加砂极其困难。使用低粘滑溜水+段塞是有效的手段，可以大幅降低裂缝弯曲摩阻，为后续主加砂创造好的条件。

古页**井共注入压裂液5878.12m3 ，压后关井18天开始放喷。初期日产水40- 45m3/d，连续油管钻塞后初期产水量提高至90-150m3/d，并基本保持平稳。返排率 20.29%时见油花，下泵。下泵后产水量30-50m3/d，测试产油量0.4-6m3/d。截至5 月25日累计排液38天，返排率29.4%。

三、微线团调控技术

现场案例

①油藏概况-特低渗、 常压、异常高温、有裂缝的稀油油藏

 储层埋藏较深，平均油层中部深度约1936m，

 采收率22.0%

 平均孔隙度10.39%，

 平均渗透率1.93×10-3um2；

 地下原油粘 度 5.7ma.s；

 平均油层温度100℃，

 地 温梯度4.7℃/100m；

 地层水H值8.0左 右；

 气油比30.13m3/t

②调剖先导试验。

两个井组对应油井10口，日产液36.7t/d，日产油6.7t/d，含水81.8%。井组油井水淹严重，已进入高含水开发阶段。两个井组调剖前开发形势较差，5个月含水上升了9.4%，日产油下降了29.5%。

2口井注入微线团调控剂21t，平均注入压力由14.5↑16Ma，压力上升1.5Ma。

应用效果：对应油井10口，全部见效，见效率100%，与调剖前对比，含水最大下降了24.0%，日产油最大增加了5.7t/d，日产油最大上升了85.07%，投入产出比1:2。

③扩大实验

在先导试验的基础上，决定开展5个井组的扩大试验。5个井组对应油井30口，开井28口，日产液92.8t/d，日产油22.9t/d，含水75.3%，井组4个月含水上升了 4.8%，日产油下降了15.0%，递减较大。

应用效果：5个井组整体效果至目前已有见效井组4个，见效率80%，合计日产液下降6.49吨/日，日产油增加3.7吨/日，增幅15.68%，综合含水下降6.29%。