匯報提綱前言1人工暫堵轉(zhuǎn)向壓裂技術(shù)簡介2現(xiàn)場應用試驗情況3增產(chǎn)效果4結(jié)論與認識5匯報提綱前言1人工暫堵轉(zhuǎn)向壓裂技術(shù)簡介2現(xiàn)場應用試1歷經(jīng)50

余年勘探開發(fā)的新中國第一個大油田和西部第一個千萬噸油田，隨著勘探開發(fā)程度的提高，發(fā)現(xiàn)新石油儲量的難度愈來愈大，提高老油田開發(fā)水平和效益日益緊迫。1.前言背景有相當部分已投入開發(fā)的油藏屬低滲透油藏，而維持油井正常生產(chǎn)最主要的增產(chǎn)措施——重復壓裂，措施效果逐年下降，選井選層難度也越來越大，已不能滿足油田開發(fā)增產(chǎn)穩(wěn)油的發(fā)展需要。歷經(jīng)50余年勘探開發(fā)的新中國第一個大油田和西部第一個千萬噸2重新張開原先壓開的裂縫；有效延伸原有裂縫系統(tǒng)；原有裂縫再次充填支撐劑；壓開新裂縫增產(chǎn)機制解決方法建立新的油氣流動通道，提高人工裂縫的導流能力，改變油氣層流體滲流驅(qū)替規(guī)律；擴大、增添新泄油面積，溝通、動用剩余油富集區(qū)和動用程度低甚至未動用儲層；常規(guī)老井重復壓裂2.人工暫堵轉(zhuǎn)向壓裂技術(shù)簡介單一的老縫重復張開；規(guī)模太大易水竄；原有裂縫附近區(qū)域的地層壓力下降、含水上升、采出程度升高；

地層和裂縫壁面滲透率下降；存在問題

重復壓裂增產(chǎn)機理重新張開原先壓開的裂縫；增產(chǎn)機制解決方法建立新的油氣流動32.人工暫堵轉(zhuǎn)向壓裂技術(shù)簡介裂縫轉(zhuǎn)向技術(shù)基礎人工裂縫總是垂直于最小水平應力方向

上產(chǎn)生

油藏開發(fā)過程中的多種因素會導致油井附近的應力場發(fā)生變化，當這種變化達到一定程度時，最大和最小主應力方向會發(fā)生偏轉(zhuǎn)，而在局部應力發(fā)生變化及一定的壓裂施工條件下，復壓裂縫的延伸相對于原有裂縫也可能發(fā)生改變。2.人工暫堵轉(zhuǎn)向壓裂技術(shù)簡介裂縫轉(zhuǎn)向技術(shù)基礎人工裂縫總是垂直4方法在壓裂過程中實時加入暫堵劑，以暫堵老縫或已加砂縫，通過破裂壓力、裂縫延伸壓力的變化使流體發(fā)生轉(zhuǎn)向，從而造出新縫。原理在舊縫張開后，基于流體遵循向阻力最小方向流動的原則，暫堵劑顆粒會隨壓裂液進入與原有裂縫或高滲透層連通的炮眼，在炮眼處和高滲透帶聚集產(chǎn)生高強度的濾餅橋堵，使后續(xù)壓裂液不能進入裂縫和高滲透帶，這必然會在一定程度上升高井底壓力，在一定的水平兩向應力差條件下，產(chǎn)生二次破裂進而改變裂縫起裂方位以產(chǎn)生新縫。創(chuàng)新點暫堵與優(yōu)化重復壓裂結(jié)合：建立新的高導流能力油氣流通道，改變油氣層流體滲流驅(qū)替規(guī)律，更大限度地溝通、改造、動用剩余油富集區(qū)和動用程度低甚至未動用的儲層。2.人工暫堵轉(zhuǎn)向壓裂技術(shù)簡介方法在壓裂過程中實時加入暫堵劑，以暫堵老縫或已加砂縫，通過破5暫堵劑：基于應具有較強的封堵性同時又對地層污染較小的考慮，選用水溶性的暫堵劑。封堵率及承壓強度分散態(tài)：濾餅厚度＞1cm時，21Mpa不能突破；濾餅厚度＜1cm時，不能有效形成封堵。預制膠結(jié)態(tài)：濾餅厚度=0.9cm時，21Mpa不能突破；濾餅厚度=0.5cm時，12.3Mpa突破。溶解性及水不溶物安全性壓裂液中溶解性：30℃,5.5小時內(nèi)全溶50℃,3小時內(nèi)全溶80℃,1.2小時內(nèi)全溶水不溶物：<4%

比重：1.2～1.5g/cm3適應地層溫度：

30～140℃外觀：白或棕褐色顆粒粒徑：3～7mm主要成分：特級胍膠、NaCL以及各種添加劑等。本品及其水溶液對人體無傷害、對環(huán)境無污染、不會產(chǎn)生有毒氣體。其與油氣混合物對人體及皮膚無傷害。2.人工暫堵轉(zhuǎn)向壓裂技術(shù)簡介暫堵劑：基于應具有較強的封堵性同時又對地層污染封堵率及承壓強6

地層滲透率下降：地層壓力下降水敏及微粒運移多次措施作業(yè)施工工藝：地層壓力下降→濾失大高砂比→攜砂能力強大排量→低摩阻高返排率→快速破膠低傷害水基胍膠壓裂液基液交聯(lián)破膠應用針對不同溫度的“變組分”壓裂液配方體系，降低對儲層的傷害：優(yōu)質(zhì)稠化劑減少稠化劑用量優(yōu)質(zhì)破乳助排劑提高壓裂液返排效率選用優(yōu)質(zhì)有機硼交聯(lián)劑：可控制調(diào)整延遲交聯(lián)時間，適用不同井深，降低施工摩阻保證壓裂液耐溫耐剪切性能，降低濾失且滿足高砂比施工的攜砂要求。多重破膠清除濾餅傷害和殘膠影響，達到徹底快速破膠目的:膠囊破膠追加破膠劑自動破膠在莫北三工河、八區(qū)下烏爾禾、石南21頭屯河組油藏進行的現(xiàn)場應用中，施工成功率和有效率均達到100%，同時取得了良好的增產(chǎn)效果。2.人工暫堵轉(zhuǎn)向壓裂技術(shù)簡介地層滲透率下降：低傷害水基胍膠壓裂液基液交聯(lián)破膠應用針對不7新疆石英砂支撐劑基本條件-地層滲透率-裂縫導流能力綜合考慮-價格-輸送條件-貨源百口泉油田

-克拉瑪依組-百口泉組彩南油田

-西山窯組60.5810.496.434092.5723.3314.3130125.3648.1430.4420162.8684.2962.6210宜興陶粒新疆石英砂蘭州石英砂導流能力(μm2·cm)閉合壓力MPa試驗區(qū)2.人工暫堵轉(zhuǎn)向壓裂技術(shù)簡介新疆支撐劑基本條件綜合考慮百口泉油田60.5810.4982.人工暫堵轉(zhuǎn)向壓裂技術(shù)簡介與常規(guī)重復壓裂相比常規(guī)重復壓裂

當局部應力變化不足以導致復壓裂縫發(fā)生自然轉(zhuǎn)向時，常常是原縫再次加砂，對注入水的驅(qū)替效率及地層中孔隙壓力分布的影響有限；若規(guī)模不夠大則無法增加新的泄油面積，若規(guī)模太大又容易使裂縫成為水竄通道；原縫加砂只可部分恢復老縫導流能力。人工暫堵轉(zhuǎn)向壓裂暫堵劑可實現(xiàn)在水平最大地應力方向上的壓力阻擋，改變裂縫的起裂方位，能夠在油氣層中打開新的油氣流通道；相對于原縫加砂，新裂縫增加了溝通未動用油氣層以及改變油氣層流體滲流驅(qū)替規(guī)律，提高注入水驅(qū)油效率的機會；相對于原縫加砂，人工暫堵轉(zhuǎn)向壓裂所產(chǎn)生的新裂縫具有較高的導流能力。2.人工暫堵轉(zhuǎn)向壓裂技術(shù)簡介與常規(guī)重復壓裂相比常規(guī)重復壓裂9與其他封堵技術(shù)對比地下交聯(lián)型堵劑：劑量小達不到所需壓力，劑量大會形成新的傷害，雖然可以形成濾餅但地下反應不穩(wěn)定，達不到所需的強度。油溶性暫堵劑：為改性處理的蠟球，耐壓強度低，用于應力差值小（1－3MPa）、微裂縫較發(fā)育油層的縫內(nèi)暫堵。其溶解性受地層含水率及原油性質(zhì)影響，對地層和裂縫導流能力有傷害；施工時由混砂車加入，對泵車的部件有損傷。炮眼球：(塑料球、尼龍球、橡膠球、鋼心橡膠球)易脫落、封堵效果差；若嵌在炮眼處則易產(chǎn)生堵塞，而且不能夠自溶。水溶性暫堵劑：主要是封堵近井地帶的裂縫和炮眼，改變裂縫起裂方位。封堵率高，承受壓差大，壓裂后完全溶解于壓裂液并隨其返排而排出，對地層和裂縫幾乎無傷害。施工方便，在正式壓裂前將預置在油管中的暫堵劑用水泥車擠入井中即可，對設備無損傷。懸浮性堵劑：因為紊流作用和炮眼變形封堵率只能達到70％，不能形成濾餅，難以形成很大的壓差阻力。2.人工暫堵轉(zhuǎn)向壓裂技術(shù)簡介地面一次交聯(lián)的顆粒堵劑：自身強度大，但因為在地下很難形成濾餅，同樣存在封堵率不好的問題。與其他地下交聯(lián)型堵劑：劑量小達不到所需壓力，劑量大會形成新的103.現(xiàn)場應用試驗情況類型井號初期產(chǎn)量高，經(jīng)一次或多次改造，措施前產(chǎn)液低含水低111812191052初期產(chǎn)量高，經(jīng)一次或多次改造，措施前產(chǎn)液高含水高11421368以前壓裂跨度大，中低初產(chǎn)，油層改造不夠徹底采出程度低百28現(xiàn)場試驗選井：2019年～2019年，在百口泉油田的克拉瑪依組、百口泉組油藏和彩南油田西山窯組油藏進行了56口不同類型油井的現(xiàn)場試驗。

⑴百口泉油田百口泉油田百21井區(qū)克拉瑪依組、百口泉組油藏自上世紀八十年代投入開發(fā)，儲層非均質(zhì)程度強，無論是巖性、巖礦、物性還是微觀孔隙結(jié)構(gòu)均表現(xiàn)出較強的非均質(zhì)性，儲層層間和層內(nèi)矛盾突出。目前老井經(jīng)多年措施后，可措施井逐步減少，重復壓裂選井及增產(chǎn)難度越來越大。百口泉油田試驗井基本數(shù)據(jù)表3.現(xiàn)場應用試驗情況類型井號初期產(chǎn)量高，經(jīng)一次或多次改造，措113.現(xiàn)場應用試驗情況分類區(qū)塊井號備注含水<40%彩9C2018、C2019措施前供液差，都為空抽控制（間開）井彩10C120、C1045、C2873、C2847、C1009、C2818、C2827、C1025、C2809、C2845、C2834、C1012、C2810、C2812、C2850彩參2C2806、C1127、C1114含水40～90%彩9C1286、C2025、C2327、C2208、C102、C2040、C2110、C2207、C2221、C2245、彩12、C2256、C2118物性較好、砂體厚度較大，除C2327井虧空較嚴重外，其余井均有一定的地層能量彩10C2811、C2851、C2814、C2815、C2854、C2872彩參2C2804含水>90%彩9C2090、C2019、C2045、C2226、C2237、C113、C2213、C2265、C2286除c1061井外，其余井均物性較好且厚度較大，措施前月產(chǎn)液量在250t以上，均為水淹井因高含水關(guān)井。彩10C1061⑵彩南油田

彩南油田西山窯組油藏已進入中高含水、中高采出程度階段，存在的主要問題是壓力保持程度低，壓力場分布極不均勻，油水井間滲流能力差，注采壓差不合理，注水井難注入、油井采不出，近73.7%的油井不能生產(chǎn)或不能連開生產(chǎn)，生產(chǎn)特征表現(xiàn)為低產(chǎn)、低能，高含水、低液量。普通的壓裂改造后依然表現(xiàn)為高含水、中低液量的生產(chǎn)特征.因此，彩南油田西山窯組油藏近幾年基本未實施重復壓裂改造措施。2019年5月～2019年選擇了50口油井利用人工暫堵技術(shù)進行重復壓裂，以達到避開或部分避開原裂縫，改善油層滲流能力的目的。

百口泉油田試驗井數(shù)據(jù)表3.現(xiàn)場應用試驗情況分類區(qū)塊井號備注含水<40%彩9C201123.現(xiàn)場應用試驗情況施工時的破裂壓力和微地震裂縫監(jiān)測結(jié)果表明，正式壓裂均開啟了新縫而不是對原有裂縫的再充填和延伸：井口破裂壓力：除1052、C120、C2847、C2018及C2327等部分井因虧空漏失嚴重，井筒不滿而導致測試壓裂時套壓無顯示外，其余所有井正式壓裂時套管所顯示的井口破裂壓力均高于測試壓裂。以此可以認為投送的高強度暫堵劑有效地在施工過程中封堵了老縫、改變了裂縫的起裂方位而形成了新的人工裂縫。裂縫監(jiān)測結(jié)果：測試壓裂與正式壓裂的裂縫方位角、傾角的差異證實發(fā)生了程度不等的轉(zhuǎn)向，說明正式壓裂開啟了新縫而不是對原有裂縫的再充填和延伸。裂縫面初始夾角與平均夾角的差異說明暫堵劑改變了新裂縫的起裂方位，但在裂縫的延伸過程中，地應力依然起著主導作用，它控制了裂縫的最終主要延伸方向。裂縫監(jiān)測3.現(xiàn)場應用試驗情況施工時的破裂壓力和微地震裂縫監(jiān)測結(jié)果表明13井號測試壓裂正式壓裂排量油壓套壓排量油壓套壓c20183.0414.2903.3923.854.49c1202.6510.9202.6113.192.07c10452.9217.530.63.1228.319.75c28732.4537.017.372.9933.9110.98c28472.197.841.183.516.084.71c28062.2418.4312.944.0542.3524.31c12862.0918.067.843.7727.678.96c20252.0320.1111.493.5134.8812.83c23272.568.5203.725.921.35c22083.1525.144.393.332.4312.73c20901.8543.8216.683.3940.3121.08c20191.8240.168.733.4542.2319.22c20451.9144.2912.63.2648.8127.92c22261.6128103.2430.1911.73c22371.6129.169.13.2735.4913.8c10611.9540.447.592.9730.2411.93井號測試壓裂正式壓裂排量油壓套壓排量油壓套壓12193.537.8220.23.0242.8123.2511183.630.797.293.3427.369.8213683.5738.1516.433.4635.9614.8911422.9527.9911.052.4932.2711.98百28井口無法接套壓1052虧空嚴重，井筒不滿，井口無壓力顯示2.9823.266.563.現(xiàn)場應用試驗情況施工時的破裂壓力的變化表明，正式壓裂均開啟了新縫：破裂壓力變化：井號測試壓裂正式壓裂排量油壓套壓排量油壓套壓c20183.014井號層位深度(米)

壓裂次序方位角(度)

傾向傾角(度)

轉(zhuǎn)向程度1219B22018測試北東82.4東南5明顯正式北東61.5東南1對比20.9

B32049測試北東64.2東南1不明顯正式北東59.7東南3對比4.5

1118B12174測試北東69.5西北1明顯正式北東60.7西北2對比8.8

1142B12188測試北西86.9

0明顯正式北東82.3北2對比4.6

1368S72144測試北東70.1西北1明顯正式北東82.4西北5對比12.3

百28S82086測試北東83.4西北2不明顯正式北東79.1西北0對比4.3

1052B12304測試北東78.1北5明顯正式北西86.9北7對比8.8

2019年百口泉油田暫堵轉(zhuǎn)向壓裂裂縫監(jiān)測數(shù)據(jù)一覽表3.現(xiàn)場應用試驗情況微地震人工裂縫監(jiān)測：井號層位深度(米)壓裂次序方位角(度)傾向傾角(度)轉(zhuǎn)151219井裂縫監(jiān)測結(jié)果3.現(xiàn)場應用試驗情況1219井裂縫監(jiān)測結(jié)果3.現(xiàn)場應用試驗情況162019年彩南油田暫堵轉(zhuǎn)向壓裂裂縫監(jiān)測數(shù)據(jù)一覽表井號統(tǒng)計方位初始縫面夾角平均縫面夾角傾向傾角解釋(度)(度)(度)(度)C2226測試北西86.3455.2

0轉(zhuǎn)向明顯，初始轉(zhuǎn)向角度45度。正式北西83.1北4C2237測試北東84.429.421.7北4轉(zhuǎn)向明顯，初始轉(zhuǎn)向角度29.4度。正式北東62.7西北1C2025測試北東87.03319.7北2轉(zhuǎn)向明顯，初始轉(zhuǎn)向角度33度。正式北西73.3北1C2090測試北東76.636.729.2北3轉(zhuǎn)向明顯，初始轉(zhuǎn)向角度36.7度。正式北西74.2北3C2847測試北西89.344.710.1北2正式壓裂有明顯的左旋轉(zhuǎn)向趨勢正式北西79.2北3C2806測試北東79.230.817.7北2正式壓裂有明顯的左旋轉(zhuǎn)向趨勢正式北西83.1北2C1286測試北東80.6108.8

0轉(zhuǎn)向不明顯，初始轉(zhuǎn)向角度10度。正式北東89.4

0C2019測試北東81.7350.2西南3右翼轉(zhuǎn)向明顯，縫面左旋,有明顯的擴展；左翼轉(zhuǎn)向不明顯正式北東81.9西南2C2045測試北東71.7207西南5裂縫形態(tài)接近，正式壓裂約東西向，50米后轉(zhuǎn)回原來的方向。東翼前緣有左旋轉(zhuǎn)向趨勢，傾角差別較大正式北東78.7

03.現(xiàn)場應用試驗情況2019年彩南油田暫堵轉(zhuǎn)向壓裂裂縫監(jiān)測數(shù)據(jù)一覽表井號統(tǒng)計初17c2025井裂縫監(jiān)測結(jié)果3.現(xiàn)場應用試驗情況c2025井裂縫監(jiān)測結(jié)果3.現(xiàn)場應用試驗情況18c2090井裂縫監(jiān)測結(jié)果3.現(xiàn)場應用試驗情況c2090井裂縫監(jiān)測結(jié)果3.現(xiàn)場應用試驗情況194.增產(chǎn)效果

井號投產(chǎn)年月措施時間措施前水平累積增液量(t)累積增油量(t)累積有效天數(shù)(d)失效年月產(chǎn)液(t/d)產(chǎn)油(t/d)10521979.092019.6.410.67.3130553427.520191211181981.042019.4.297.34.557810456.520190911421988.102019.6.1182.8185823794780.312191980.082019.4.294.44.129962603698.620190713681982.052019.6.17.62.543616784201912百281981.112019.6.21.51.112561078466.8201905措施井合計23978.08299.02513.7措施井單井平均3996.31383.2419.0百口泉油田暫堵轉(zhuǎn)向壓裂效果統(tǒng)計表(至2019年7月)百口泉油田轉(zhuǎn)向壓裂前4年重復壓裂有效率平均單井增油量93.6％100％325t1383t4.增產(chǎn)效果井號投產(chǎn)措施措施前水平累積累積累積失效產(chǎn)液產(chǎn)油204.增產(chǎn)效果彩南油田暫堵轉(zhuǎn)向壓裂效果統(tǒng)計表（含水＜40%的井）井號投產(chǎn)年月措施時間措施前產(chǎn)液水平(t/d)措施前產(chǎn)油水平(t/d)累積增液量(t)累積增油量(t)累積有效天數(shù)(d)失效年月c2018199405201910230.40.3284165135.6201904c120201901201910170.70.7911865.7201902c1045201904201911090.90.8775615270.1c2873201909201910181.2155563163647.9c2847201908201907071.61.22161299.5201911c2806201906201907081152254786745.6C1009199208201908122.61.8358145136.1

C1127199303201908101.21.1197159113.82019.02C2019199406201904103.60.3821042.12019.08C2818201907201904142.51.4670598412.32019.06C2827201906201907121.91.76231161352019.12c1025199201201904150.60.6696420106.52019.02c1114199303201904231.61.658944499.8

c2809201905201904152.51.8951711106.6

c2845201908201904043.63.4458303117.3

c2834201908201906201126318139.7

c2850201907201906120.40.430018250.1

c1012199208201906151.11.123511848.7

c2810201906201906170.30.338123041.4

c2812201904201906181.1134219646.3

措施井合計19031.012562.03460.1措施井單井平均951.6628.1173.0

至2019年7月，20口井累積增產(chǎn)原油12562噸，平均單井增油628噸，目前仍有14口井有增油效果。如果不包括2019年進行措施的井，平均單井增油889噸。彩南油田暫堵轉(zhuǎn)向壓裂效果統(tǒng)計表（含水＜40%的井）4.增產(chǎn)效果彩南油田暫堵轉(zhuǎn)向壓裂效果統(tǒng)計表（含水＜40%的井21彩南油田暫堵轉(zhuǎn)向壓裂效果統(tǒng)計表（含水40～90%的井）4.增產(chǎn)效果

井號投產(chǎn)年月措施時間措施前產(chǎn)液水平(t/d)措施前產(chǎn)油水平(t/d)累積增液量(t)累積增油量(t)累積有效天數(shù)(d)失效年月c12861993032019081761.52937472290.2201907c2025199310201906245.62.395574281738.2c2327201909201910222.81.10051201902c2208199404201911086.71.7483147163.6201904C102199210201907046.10.864118447.62019.05C2040199306201904123.51.51351151205.92019.1C2110199404201907103.80.710028123.62019.11C2207199404201904145.30.72520921454.6C2221199409201905215.41.447091135423.6C2245199405201905198.9284215121.52019.09C2804201906201908097.51.22805723341.4C2811201906201905180.20.2824638256.32019.03C2851199201201907071.80.43008644361.3彩12199201201905201.60.62708845429.7c21181994052019041600000c2256199412201906140.50.364118447.6c2814201906201906160.60.33324344.8c2815201909201906050.20.22545256.8c2854201910201905260.20.2560447.9c2872201909201906193.11.72495652.1措施井合計35423105034257.7措施井單井平均1771.2525.15212.9至2019年7月，20口井累積增產(chǎn)原油10503噸，平均單井增油525.15噸，目前仍有12口井有增油效果。如果不包括2019年進行措施的井，平均單井增油716.8噸。彩南油田暫堵轉(zhuǎn)向壓裂效果統(tǒng)計表（含水40～90%的井）4.增22彩南油田暫堵轉(zhuǎn)向壓裂效果統(tǒng)計表（含水＞90%的井）井號投產(chǎn)年月措施時間措施前水平累積失效年月產(chǎn)液(t/d)產(chǎn)油(t/d)增液量(t)增油量(t)有效天數(shù)(d)c2090199401201906252.80.2278035119201910c20191993102019081815.50.933065123.3201912c20451994052019081990.2217061201902c2226199404201906226.10.1245234121.5201910c22371994072019102312.62.7638087.3201910c1061200006201911074.3015641481.8201903C113199411201908132.10.1329122.12019.12C22131994102019081430.183052106.52019.12C22651994102019041810.152702287452.8

c22862019032019060420.212321757.4

措施井合計1861824451232.7措施井單井平均1861244.5123.34.增產(chǎn)效果

所施工的此類10口井增油效果較差,僅1口井（C2265，該井原來低產(chǎn)）效果較好。原因為此類井經(jīng)暫堵壓裂并建立高導流能力的滲流通道后，雖然產(chǎn)液能力明顯提高，但由于原水淹區(qū)域并未被封堵，且較之剩余油富集區(qū)域有更強的能量補充和較好的物性條件，故除了有明顯的增液效果外，幾乎都沒有增油效果。彩南油田暫堵轉(zhuǎn)向壓裂效果統(tǒng)計表（含水＞90%的井）井號投產(chǎn)措235.結(jié)論與認識

油藏開發(fā)過程中的多種因素會導致油井附近的應力場發(fā)生變化，在此基礎上，通過使用暫堵劑實現(xiàn)在水平最大地應力方向上的壓力阻擋并改變裂縫的起裂方位，可在重復壓裂中實現(xiàn)壓開新縫和使裂縫發(fā)生轉(zhuǎn)向，在油氣層中打開新的油氣流通道，但無法人工控制裂縫轉(zhuǎn)向角度和方位；在一定的物質(zhì)基礎（剩余儲量和地層能量)條件下，相對于常規(guī)重復壓裂的原縫加砂而言，由于人工暫堵轉(zhuǎn)向壓裂開啟了新縫而不是對原有裂縫的再充填和延伸，具有較高的導流能力，同時增加了溝通未動用油氣層以及改變油氣層流體滲流驅(qū)替規(guī)律，提高注入水驅(qū)油效率的機會，具有較好的增產(chǎn)效果；5.結(jié)論與認識油藏開發(fā)過程中的多種因素會導致油井附近的應力245.結(jié)論與認識

3.相當一部分重復壓裂油井由于注水不受效，地層虧空嚴重，需要更大的壓裂規(guī)模使新裂縫穿透原瀉油范圍，才能達到增產(chǎn)增油的目的，但同時也增加了油井過快水淹水竄的風險；4.水淹井經(jīng)暫堵壓裂并建立高導流能力的滲流通道后，雖然產(chǎn)液能力明顯提高，但由于原水淹區(qū)域并未被封堵，且較之剩余油富集區(qū)域有更強的能量補充和較好的物性條件，故除了有明顯的增液效果外，幾乎沒有增油效果。

5.結(jié)論與認識3.相當一部分重復壓裂油井由于注水不受效，地25謝謝大家!請各位專家多提寶貴意見新疆油田公司勘探開發(fā)研究院Edityourcompanyslogan謝謝大家!請各位專家多提寶貴意見新疆油田公司勘探開發(fā)研究院E26截止07年7月底，百口泉油田試驗井與前四年的91口重復壓裂井相比，平均單井累積增油量由325噸上升到1383噸，彩南油田試驗井也取得了單井平均增油510.2噸的良好增產(chǎn)效果，且目前依然有27口井有增油效果（百口泉1口、彩南26口）。提高措施增油效果提供增產(chǎn)新技術(shù)暫堵與重復壓裂結(jié)合的人工暫堵轉(zhuǎn)向壓裂，是常規(guī)重復壓裂技術(shù)的有效補充和發(fā)展，為提高低滲透油氣田開發(fā)的增產(chǎn)挖潛水平提供了有效的技術(shù)手段。使重復壓裂縫相對于原有裂縫方位發(fā)生偏離、轉(zhuǎn)向，不僅可提高重復壓裂增油效果，同時還可以在一定程度上起到改變水驅(qū)方向、提高注入水利用率的作用。有利于提高老油田的采收率、開發(fā)效益和開發(fā)水平。提高油田開發(fā)水平4.增產(chǎn)效果

截止07年7月底，百口泉油田試驗井與前四年的91口重復壓裂井27人工暫堵轉(zhuǎn)向壓裂技術(shù)提高重復壓裂效果課件28人工暫堵轉(zhuǎn)向壓裂技術(shù)提高重復壓裂效果課件29人工暫堵轉(zhuǎn)向壓裂技術(shù)提高重復壓裂效果課件30人工暫堵轉(zhuǎn)向壓裂技術(shù)提高重復壓裂效果課件31

Thankyou拯畏怖汾關(guān)爐烹霉躲渠早膘岸緬蘭輛坐蔬光膊列板哮瞥疹傻俘源拯割宜跟三叉神經(jīng)痛-治療三叉神經(jīng)痛-治療拯畏怖汾關(guān)爐烹霉躲渠早膘岸緬蘭輛坐蔬光膊列板哮瞥疹32

拯畏怖汾關(guān)爐烹霉躲渠早膘岸緬蘭輛坐蔬光膊列板哮瞥疹傻俘源拯割宜跟三叉神經(jīng)痛-治療三叉神經(jīng)痛-治療拯畏怖汾關(guān)爐烹霉躲渠早膘岸緬蘭輛坐蔬光膊列板哮瞥疹33匯報提綱前言1人工暫堵轉(zhuǎn)向壓裂技術(shù)簡介2現(xiàn)場應用試驗情況3增產(chǎn)效果4結(jié)論與認識5匯報提綱前言1人工暫堵轉(zhuǎn)向壓裂技術(shù)簡介2現(xiàn)場應用試34歷經(jīng)50

余年勘探開發(fā)的新中國第一個大油田和西部第一個千萬噸油田，隨著勘探開發(fā)程度的提高，發(fā)現(xiàn)新石油儲量的難度愈來愈大，提高老油田開發(fā)水平和效益日益緊迫。1.前言背景有相當部分已投入開發(fā)的油藏屬低滲透油藏，而維持油井正常生產(chǎn)最主要的增產(chǎn)措施——重復壓裂，措施效果逐年下降，選井選層難度也越來越大，已不能滿足油田開發(fā)增產(chǎn)穩(wěn)油的發(fā)展需要。歷經(jīng)50余年勘探開發(fā)的新中國第一個大油田和西部第一個千萬噸35重新張開原先壓開的裂縫；有效延伸原有裂縫系統(tǒng)；原有裂縫再次充填支撐劑；壓開新裂縫增產(chǎn)機制解決方法建立新的油氣流動通道，提高人工裂縫的導流能力，改變油氣層流體滲流驅(qū)替規(guī)律；擴大、增添新泄油面積，溝通、動用剩余油富集區(qū)和動用程度低甚至未動用儲層；常規(guī)老井重復壓裂2.人工暫堵轉(zhuǎn)向壓裂技術(shù)簡介單一的老縫重復張開；規(guī)模太大易水竄；原有裂縫附近區(qū)域的地層壓力下降、含水上升、采出程度升高；

地層和裂縫壁面滲透率下降；存在問題

重復壓裂增產(chǎn)機理重新張開原先壓開的裂縫；增產(chǎn)機制解決方法建立新的油氣流動362.人工暫堵轉(zhuǎn)向壓裂技術(shù)簡介裂縫轉(zhuǎn)向技術(shù)基礎人工裂縫總是垂直于最小水平應力方向

上產(chǎn)生

油藏開發(fā)過程中的多種因素會導致油井附近的應力場發(fā)生變化，當這種變化達到一定程度時，最大和最小主應力方向會發(fā)生偏轉(zhuǎn)，而在局部應力發(fā)生變化及一定的壓裂施工條件下，復壓裂縫的延伸相對于原有裂縫也可能發(fā)生改變。2.人工暫堵轉(zhuǎn)向壓裂技術(shù)簡介裂縫轉(zhuǎn)向技術(shù)基礎人工裂縫總是垂直37方法在壓裂過程中實時加入暫堵劑，以暫堵老縫或已加砂縫，通過破裂壓力、裂縫延伸壓力的變化使流體發(fā)生轉(zhuǎn)向，從而造出新縫。原理在舊縫張開后，基于流體遵循向阻力最小方向流動的原則，暫堵劑顆粒會隨壓裂液進入與原有裂縫或高滲透層連通的炮眼，在炮眼處和高滲透帶聚集產(chǎn)生高強度的濾餅橋堵，使后續(xù)壓裂液不能進入裂縫和高滲透帶，這必然會在一定程度上升高井底壓力，在一定的水平兩向應力差條件下，產(chǎn)生二次破裂進而改變裂縫起裂方位以產(chǎn)生新縫。創(chuàng)新點暫堵與優(yōu)化重復壓裂結(jié)合：建立新的高導流能力油氣流通道，改變油氣層流體滲流驅(qū)替規(guī)律，更大限度地溝通、改造、動用剩余油富集區(qū)和動用程度低甚至未動用的儲層。2.人工暫堵轉(zhuǎn)向壓裂技術(shù)簡介方法在壓裂過程中實時加入暫堵劑，以暫堵老縫或已加砂縫，通過破38暫堵劑：基于應具有較強的封堵性同時又對地層污染較小的考慮，選用水溶性的暫堵劑。封堵率及承壓強度分散態(tài)：濾餅厚度＞1cm時，21Mpa不能突破；濾餅厚度＜1cm時，不能有效形成封堵。預制膠結(jié)態(tài)：濾餅厚度=0.9cm時，21Mpa不能突破；濾餅厚度=0.5cm時，12.3Mpa突破。溶解性及水不溶物安全性壓裂液中溶解性：30℃,5.5小時內(nèi)全溶50℃,3小時內(nèi)全溶80℃,1.2小時內(nèi)全溶水不溶物：<4%

比重：1.2～1.5g/cm3適應地層溫度：

30～140℃外觀：白或棕褐色顆粒粒徑：3～7mm主要成分：特級胍膠、NaCL以及各種添加劑等。本品及其水溶液對人體無傷害、對環(huán)境無污染、不會產(chǎn)生有毒氣體。其與油氣混合物對人體及皮膚無傷害。2.人工暫堵轉(zhuǎn)向壓裂技術(shù)簡介暫堵劑：基于應具有較強的封堵性同時又對地層污染封堵率及承壓強39

地層滲透率下降：地層壓力下降水敏及微粒運移多次措施作業(yè)施工工藝：地層壓力下降→濾失大高砂比→攜砂能力強大排量→低摩阻高返排率→快速破膠低傷害水基胍膠壓裂液基液交聯(lián)破膠應用針對不同溫度的“變組分”壓裂液配方體系，降低對儲層的傷害：優(yōu)質(zhì)稠化劑減少稠化劑用量優(yōu)質(zhì)破乳助排劑提高壓裂液返排效率選用優(yōu)質(zhì)有機硼交聯(lián)劑：可控制調(diào)整延遲交聯(lián)時間，適用不同井深，降低施工摩阻保證壓裂液耐溫耐剪切性能，降低濾失且滿足高砂比施工的攜砂要求。多重破膠清除濾餅傷害和殘膠影響，達到徹底快速破膠目的:膠囊破膠追加破膠劑自動破膠在莫北三工河、八區(qū)下烏爾禾、石南21頭屯河組油藏進行的現(xiàn)場應用中，施工成功率和有效率均達到100%，同時取得了良好的增產(chǎn)效果。2.人工暫堵轉(zhuǎn)向壓裂技術(shù)簡介地層滲透率下降：低傷害水基胍膠壓裂液基液交聯(lián)破膠應用針對不40新疆石英砂支撐劑基本條件-地層滲透率-裂縫導流能力綜合考慮-價格-輸送條件-貨源百口泉油田

-克拉瑪依組-百口泉組彩南油田

-西山窯組60.5810.496.434092.5723.3314.3130125.3648.1430.4420162.8684.2962.6210宜興陶粒新疆石英砂蘭州石英砂導流能力(μm2·cm)閉合壓力MPa試驗區(qū)2.人工暫堵轉(zhuǎn)向壓裂技術(shù)簡介新疆支撐劑基本條件綜合考慮百口泉油田60.5810.49412.人工暫堵轉(zhuǎn)向壓裂技術(shù)簡介與常規(guī)重復壓裂相比常規(guī)重復壓裂

當局部應力變化不足以導致復壓裂縫發(fā)生自然轉(zhuǎn)向時，常常是原縫再次加砂，對注入水的驅(qū)替效率及地層中孔隙壓力分布的影響有限；若規(guī)模不夠大則無法增加新的泄油面積，若規(guī)模太大又容易使裂縫成為水竄通道；原縫加砂只可部分恢復老縫導流能力。人工暫堵轉(zhuǎn)向壓裂暫堵劑可實現(xiàn)在水平最大地應力方向上的壓力阻擋，改變裂縫的起裂方位，能夠在油氣層中打開新的油氣流通道；相對于原縫加砂，新裂縫增加了溝通未動用油氣層以及改變油氣層流體滲流驅(qū)替規(guī)律，提高注入水驅(qū)油效率的機會；相對于原縫加砂，人工暫堵轉(zhuǎn)向壓裂所產(chǎn)生的新裂縫具有較高的導流能力。2.人工暫堵轉(zhuǎn)向壓裂技術(shù)簡介與常規(guī)重復壓裂相比常規(guī)重復壓裂42與其他封堵技術(shù)對比地下交聯(lián)型堵劑：劑量小達不到所需壓力，劑量大會形成新的傷害，雖然可以形成濾餅但地下反應不穩(wěn)定，達不到所需的強度。油溶性暫堵劑：為改性處理的蠟球，耐壓強度低，用于應力差值?。?－3MPa）、微裂縫較發(fā)育油層的縫內(nèi)暫堵。其溶解性受地層含水率及原油性質(zhì)影響，對地層和裂縫導流能力有傷害；施工時由混砂車加入，對泵車的部件有損傷。炮眼球：(塑料球、尼龍球、橡膠球、鋼心橡膠球)易脫落、封堵效果差；若嵌在炮眼處則易產(chǎn)生堵塞，而且不能夠自溶。水溶性暫堵劑：主要是封堵近井地帶的裂縫和炮眼，改變裂縫起裂方位。封堵率高，承受壓差大，壓裂后完全溶解于壓裂液并隨其返排而排出，對地層和裂縫幾乎無傷害。施工方便，在正式壓裂前將預置在油管中的暫堵劑用水泥車擠入井中即可，對設備無損傷。懸浮性堵劑：因為紊流作用和炮眼變形封堵率只能達到70％，不能形成濾餅，難以形成很大的壓差阻力。2.人工暫堵轉(zhuǎn)向壓裂技術(shù)簡介地面一次交聯(lián)的顆粒堵劑：自身強度大，但因為在地下很難形成濾餅，同樣存在封堵率不好的問題。與其他地下交聯(lián)型堵劑：劑量小達不到所需壓力，劑量大會形成新的433.現(xiàn)場應用試驗情況類型井號初期產(chǎn)量高，經(jīng)一次或多次改造，措施前產(chǎn)液低含水低111812191052初期產(chǎn)量高，經(jīng)一次或多次改造，措施前產(chǎn)液高含水高11421368以前壓裂跨度大，中低初產(chǎn)，油層改造不夠徹底采出程度低百28現(xiàn)場試驗選井：2019年～2019年，在百口泉油田的克拉瑪依組、百口泉組油藏和彩南油田西山窯組油藏進行了56口不同類型油井的現(xiàn)場試驗。

⑴百口泉油田百口泉油田百21井區(qū)克拉瑪依組、百口泉組油藏自上世紀八十年代投入開發(fā)，儲層非均質(zhì)程度強，無論是巖性、巖礦、物性還是微觀孔隙結(jié)構(gòu)均表現(xiàn)出較強的非均質(zhì)性，儲層層間和層內(nèi)矛盾突出。目前老井經(jīng)多年措施后，可措施井逐步減少，重復壓裂選井及增產(chǎn)難度越來越大。百口泉油田試驗井基本數(shù)據(jù)表3.現(xiàn)場應用試驗情況類型井號初期產(chǎn)量高，經(jīng)一次或多次改造，措443.現(xiàn)場應用試驗情況分類區(qū)塊井號備注含水<40%彩9C2018、C2019措施前供液差，都為空抽控制（間開）井彩10C120、C1045、C2873、C2847、C1009、C2818、C2827、C1025、C2809、C2845、C2834、C1012、C2810、C2812、C2850彩參2C2806、C1127、C1114含水40～90%彩9C1286、C2025、C2327、C2208、C102、C2040、C2110、C2207、C2221、C2245、彩12、C2256、C2118物性較好、砂體厚度較大，除C2327井虧空較嚴重外，其余井均有一定的地層能量彩10C2811、C2851、C2814、C2815、C2854、C2872彩參2C2804含水>90%彩9C2090、C2019、C2045、C2226、C2237、C113、C2213、C2265、C2286除c1061井外，其余井均物性較好且厚度較大，措施前月產(chǎn)液量在250t以上，均為水淹井因高含水關(guān)井。彩10C1061⑵彩南油田

彩南油田西山窯組油藏已進入中高含水、中高采出程度階段，存在的主要問題是壓力保持程度低，壓力場分布極不均勻，油水井間滲流能力差，注采壓差不合理，注水井難注入、油井采不出，近73.7%的油井不能生產(chǎn)或不能連開生產(chǎn)，生產(chǎn)特征表現(xiàn)為低產(chǎn)、低能，高含水、低液量。普通的壓裂改造后依然表現(xiàn)為高含水、中低液量的生產(chǎn)特征.因此，彩南油田西山窯組油藏近幾年基本未實施重復壓裂改造措施。2019年5月～2019年選擇了50口油井利用人工暫堵技術(shù)進行重復壓裂，以達到避開或部分避開原裂縫，改善油層滲流能力的目的。

百口泉油田試驗井數(shù)據(jù)表3.現(xiàn)場應用試驗情況分類區(qū)塊井號備注含水<40%彩9C201453.現(xiàn)場應用試驗情況施工時的破裂壓力和微地震裂縫監(jiān)測結(jié)果表明，正式壓裂均開啟了新縫而不是對原有裂縫的再充填和延伸：井口破裂壓力：除1052、C120、C2847、C2018及C2327等部分井因虧空漏失嚴重，井筒不滿而導致測試壓裂時套壓無顯示外，其余所有井正式壓裂時套管所顯示的井口破裂壓力均高于測試壓裂。以此可以認為投送的高強度暫堵劑有效地在施工過程中封堵了老縫、改變了裂縫的起裂方位而形成了新的人工裂縫。裂縫監(jiān)測結(jié)果：測試壓裂與正式壓裂的裂縫方位角、傾角的差異證實發(fā)生了程度不等的轉(zhuǎn)向，說明正式壓裂開啟了新縫而不是對原有裂縫的再充填和延伸。裂縫面初始夾角與平均夾角的差異說明暫堵劑改變了新裂縫的起裂方位，但在裂縫的延伸過程中，地應力依然起著主導作用，它控制了裂縫的最終主要延伸方向。裂縫監(jiān)測3.現(xiàn)場應用試驗情況施工時的破裂壓力和微地震裂縫監(jiān)測結(jié)果表明46井號測試壓裂正式壓裂排量油壓套壓排量油壓套壓c20183.0414.2903.3923.854.49c1202.6510.9202.6113.192.07c10452.9217.530.63.1228.319.75c28732.4537.017.372.9933.9110.98c28472.197.841.183.516.084.71c28062.2418.4312.944.0542.3524.31c12862.0918.067.843.7727.678.96c20252.0320.1111.493.5134.8812.83c23272.568.5203.725.921.35c22083.1525.144.393.332.4312.73c20901.8543.8216.683.3940.3121.08c20191.8240.168.733.4542.2319.22c20451.9144.2912.63.2648.8127.92c22261.6128103.2430.1911.73c22371.6129.169.13.2735.4913.8c10611.9540.447.592.9730.2411.93井號測試壓裂正式壓裂排量油壓套壓排量油壓套壓12193.537.8220.23.0242.8123.2511183.630.797.293.3427.369.8213683.5738.1516.433.4635.9614.8911422.9527.9911.052.4932.2711.98百28井口無法接套壓1052虧空嚴重，井筒不滿，井口無壓力顯示2.9823.266.563.現(xiàn)場應用試驗情況施工時的破裂壓力的變化表明，正式壓裂均開啟了新縫：破裂壓力變化：井號測試壓裂正式壓裂排量油壓套壓排量油壓套壓c20183.047井號層位深度(米)

壓裂次序方位角(度)

傾向傾角(度)

轉(zhuǎn)向程度1219B22018測試北東82.4東南5明顯正式北東61.5東南1對比20.9

B32049測試北東64.2東南1不明顯正式北東59.7東南3對比4.5

1118B12174測試北東69.5西北1明顯正式北東60.7西北2對比8.8

1142B12188測試北西86.9

0明顯正式北東82.3北2對比4.6

1368S72144測試北東70.1西北1明顯正式北東82.4西北5對比12.3

百28S82086測試北東83.4西北2不明顯正式北東79.1西北0對比4.3

1052B12304測試北東78.1北5明顯正式北西86.9北7對比8.8

2019年百口泉油田暫堵轉(zhuǎn)向壓裂裂縫監(jiān)測數(shù)據(jù)一覽表3.現(xiàn)場應用試驗情況微地震人工裂縫監(jiān)測：井號層位深度(米)壓裂次序方位角(度)傾向傾角(度)轉(zhuǎn)481219井裂縫監(jiān)測結(jié)果3.現(xiàn)場應用試驗情況1219井裂縫監(jiān)測結(jié)果3.現(xiàn)場應用試驗情況492019年彩南油田暫堵轉(zhuǎn)向壓裂裂縫監(jiān)測數(shù)據(jù)一覽表井號統(tǒng)計方位初始縫面夾角平均縫面夾角傾向傾角解釋(度)(度)(度)(度)C2226測試北西86.3455.2

0轉(zhuǎn)向明顯，初始轉(zhuǎn)向角度45度。正式北西83.1北4C2237測試北東84.429.421.7北4轉(zhuǎn)向明顯，初始轉(zhuǎn)向角度29.4度。正式北東62.7西北1C2025測試北東87.03319.7北2轉(zhuǎn)向明顯，初始轉(zhuǎn)向角度33度。正式北西73.3北1C2090測試北東76.636.729.2北3轉(zhuǎn)向明顯，初始轉(zhuǎn)向角度36.7度。正式北西74.2北3C2847測試北西89.344.710.1北2正式壓裂有明顯的左旋轉(zhuǎn)向趨勢正式北西79.2北3C2806測試北東79.230.817.7北2正式壓裂有明顯的左旋轉(zhuǎn)向趨勢正式北西83.1北2C1286測試北東80.6108.8

0轉(zhuǎn)向不明顯，初始轉(zhuǎn)向角度10度。正式北東89.4

0C2019測試北東81.7350.2西南3右翼轉(zhuǎn)向明顯，縫面左旋,有明顯的擴展；左翼轉(zhuǎn)向不明顯正式北東81.9西南2C2045測試北東71.7207西南5裂縫形態(tài)接近，正式壓裂約東西向，50米后轉(zhuǎn)回原來的方向。東翼前緣有左旋轉(zhuǎn)向趨勢，傾角差別較大正式北東78.7

03.現(xiàn)場應用試驗情況2019年彩南油田暫堵轉(zhuǎn)向壓裂裂縫監(jiān)測數(shù)據(jù)一覽表井號統(tǒng)計初50c2025井裂縫監(jiān)測結(jié)果3.現(xiàn)場應用試驗情況c2025井裂縫監(jiān)測結(jié)果3.現(xiàn)場應用試驗情況51c2090井裂縫監(jiān)測結(jié)果3.現(xiàn)場應用試驗情況c2090井裂縫監(jiān)測結(jié)果3.現(xiàn)場應用試驗情況524.增產(chǎn)效果

井號投產(chǎn)年月措施時間措施前水平累積增液量(t)累積增油量(t)累積有效天數(shù)(d)失效年月產(chǎn)液(t/d)產(chǎn)油(t/d)10521979.092019.6.410.67.3130553427.520191211181981.042019.4.297.34.557810456.520190911421988.102019.6.1182.8185823794780.312191980.082019.4.294.44.129962603698.620190713681982.052019.6.17.62.543616784201912百281981.112019.6.21.51.112561078466.8201905措施井合計23978.08299.02513.7措施井單井平均3996.31383.2419.0百口泉油田暫堵轉(zhuǎn)向壓裂效果統(tǒng)計表(至2019年7月)百口泉油田轉(zhuǎn)向壓裂前4年重復壓裂有效率平均單井增油量93.6％100％325t1383t4.增產(chǎn)效果井號投產(chǎn)措施措施前水平累積累積累積失效產(chǎn)液產(chǎn)油534.增產(chǎn)效果彩南油田暫堵轉(zhuǎn)向壓裂效果統(tǒng)計表（含水＜40%的井）井號投產(chǎn)年月措施時間措施前產(chǎn)液水平(t/d)措施前產(chǎn)油水平(t/d)累積增液量(t)累積增油量(t)累積有效天數(shù)(d)失效年月c2018199405201910230.40.3284165135.6201904c120201901201910170.70.7911865.7201902c1045201904201911090.90.8775615270.1c2873201909201910181.2155563163647.9c2847201908201907071.61.22161299.5201911c2806201906201907081152254786745.6C1009199208201908122.61.8358145136.1

C1127199303201908101.21.1197159113.82019.02C2019199406201904103.60.3821042.12019.08C2818201907201904142.51.4670598412.32019.06C2827201906201907121.91.76231161352019.12c1025199201201904150.60.6696420106.52019.02c1114199303201904231.61.658944499.8

c2809201905201904152.51.8951711106.6

c2845201908201904043.63.4458303117.3

c2834201908201906201126318139.7

c2850201907201906120.40.430018250.1

c1012199208201906151.11.123511848.7

c2810201906201906170.30.338123041.4

c2812201904201906181.1134219646.3

措施井合計19031.012562.03460.1措施井單井平均951.6628.1173.0

至2019年7月，20口井累積增產(chǎn)原油12562噸，平均單井增油628噸，目前仍有14口井有增油效果。如果不包括2019年進行措施的井，平均單井增油889噸。彩南油田暫堵轉(zhuǎn)向壓裂效果統(tǒng)計表（含水＜40%的井）4.增產(chǎn)效果彩南油田暫堵轉(zhuǎn)向壓裂效果統(tǒng)計表（含水＜40%的井54彩南油田暫堵轉(zhuǎn)向壓裂效果統(tǒng)計表（含水40～90%的井）4.增產(chǎn)效果

井號投產(chǎn)年月措施時間措施前產(chǎn)液水平(t/d)措施前產(chǎn)油水平(t/d)累積增液量(t)累積增油量(t)累積有效天數(shù)(d)失效年月c12861993032019081761.52937472290.2201907c2025199310201906245.62.395574281738.2c2327201909201910222.81.10051201902c2208199404201911086.71.7483147163.6201904C102199210201907046.10.864118447.62019.05C2040199306201904123.51.51351151205.92019.1C2110199404201907103.80.710028123.62019.11C2207199404201904145.30.72520921454.6C2221199409201905215.41.447091135423.6C2245199405201905198.9284215121.52019.09C2804201906201908097.51.22805723341.4C2811201906201905180.20.2824638256.32019.03C2851199201201907071.80.43008644361.3彩12199201201905201.60.62708845429.7c21181994052019041600000c2256199412201906140.50.364118447.6