專利名稱：：油井高含水層堵壓方法
技術(shù)領(lǐng)域：
：本發(fā)明涉及石油開采領(lǐng)域，特別涉及一種油井高含水層堵壓方法，主要用于開采高含水油層的剩余儲(chǔ)量。背聚技術(shù)隨著油田開發(fā)時(shí)間的延長(zhǎng)，高含水井?dāng)?shù)逐年增加，常規(guī)技術(shù)措施無法實(shí)現(xiàn)剩余油的進(jìn)一步挖潛。目前油井含水大于80%的油井水淹層段約占60.8%，因此，能否進(jìn)一步動(dòng)用主力油層的剩余儲(chǔ)量，對(duì)提高單井采出程度具有重要
發(fā)明內(nèi)容本發(fā)明的目的就是提供一種油井高含水層堵壓方法，以解決現(xiàn)有技術(shù)存在的現(xiàn)有技術(shù)無法實(shí)現(xiàn)剩余油的進(jìn)一步挖潛的問題。本發(fā)明的技術(shù)方案是一種油井高含水層堵壓方法，其特征在于包括以下步驟(1)、下入封堵管柱將封堵管柱下入到選定的油層內(nèi)；該封堵管柱的上部和下端內(nèi)分別裝有補(bǔ)償器和球座，該球座與其上面的球體構(gòu)成凡爾，在所述的補(bǔ)償器與球座之間依次裝有上封隔器、定壓閥和下封隔器，該上封隔器和下封隔器對(duì)應(yīng)于油井有效作業(yè)層面的上下端；(2)、注入堵劑采用泵車將配制好的微膨高強(qiáng)堵劑正注到所述的油層內(nèi)；(3)、清水替擠注完封堵劑后，按照管柱內(nèi)容積等量注入清水，將全部封堵劑段塞式擠注到目的層內(nèi)；(4)、候凝等候封堵劑凝固4060小時(shí)；(5)、實(shí)施壓裂作業(yè)。所述的微膨高強(qiáng)堵劑包括選用改性高分子丙烯酰胺配置為13-15%濃度的水溶液，在常溫條件下加入促凝劑NN亞甲基丙烯酰胺0.03-0.08%,再加入交聯(lián)劑過硫酸銨0.008-0.12%,混合均勻后待用。由于地質(zhì)條件和井況的不同，具體實(shí)施時(shí)要根據(jù)地下的溫度壓力調(diào)整促凝劑和交聯(lián)劑的加入比例。所述的微膨高強(qiáng)堵劑的產(chǎn)品型號(hào)為TP-2。所述的徼膨高強(qiáng)堵劑的配制過程包括用封堵劑車和水罐車將各個(gè)組分加入到配液罐內(nèi)，再用循環(huán)泵泵入儲(chǔ)液罐內(nèi)備用，實(shí)施注入堵劑步驟時(shí)用所述的泵車將堵劑壓入所述的封堵管柱內(nèi)。本發(fā)明的有益效果是以改性高分子丙烯酰胺為主劑，在交聯(lián)劑、促凝劑等作用下，在地層下交聯(lián)，形成微膨體型結(jié)構(gòu)，可以對(duì)原來油井的高含水層內(nèi)的人工裂縫及天然裂縫進(jìn)行有效封堵，由于突破壓力大于地層的破裂壓力，可以在后續(xù)實(shí)施壓裂作業(yè)，產(chǎn)生新的人工裂縫。可使原來油井的高含水層位上的來水方向被封堵，而產(chǎn)生新的方位的人工裂縫，就能溝通部分剩余油，提高油井的采出程度，擴(kuò)大波及體積，增產(chǎn)原油，提高采收率。下面結(jié)合附圖和實(shí)施例對(duì)本發(fā)明作進(jìn)一步說明。圖1是本發(fā)明的工藝流程圖；圖2是本發(fā)明的封堵管柱下入油層的端面結(jié)構(gòu)示意圖；圖3是本發(fā)明堵劑的粘時(shí)特性曲線；圖4是采用本發(fā)明堵劑的人造巖心電鏡掃描圖片；圖5是用本發(fā)明堵劑不同礦化度表觀粘度影響曲線；圖6是本發(fā)明實(shí)施于朝61-Y127井封堵裂縫及壓裂裂縫監(jiān)測(cè)圖。具體實(shí)施方式參見圖1和圖2,本發(fā)明一種油井高含水層堵壓方法包括以下工藝步驟(1)、下入封堵管柱采用常規(guī)方法打井下入套管12，并將封堵管柱6從套管12內(nèi)下入至油層14內(nèi)。該封堵管柱6的上部和下端內(nèi)分別裝有補(bǔ)償器7和凡爾球座11，在所述的補(bǔ)償器7與球座11之間依次裝有上封隔器8、定壓閥9和下封隔器10，該上封隔器8和下封隔器10對(duì)應(yīng)于油井有效作業(yè)層面(油層)14的上下端。補(bǔ)償器7、封隔器8、定壓閥9、下封隔器10和球座ll均為常規(guī)結(jié)構(gòu)。補(bǔ)償器7的功能是保護(hù)上封隔器，緩解提升封堵管柱的壓力。上下封隔器8和10是在油井有效作業(yè)層面14的上下端將油套管間的環(huán)型空間封隔，使油管6與有效作業(yè)層密封相通。定壓閥9一是保證封隔器的釋放，二是將封堵劑注入到有效地層14。球座11是施工中出現(xiàn)意外時(shí)作為解堵的循環(huán)通道，用來封堵管內(nèi)液體，提高管內(nèi)壓力。(2)、注入堵劑采用泵車將配制好的微膨高強(qiáng)堵劑正注到選定的油層14內(nèi)。(3)、清水替擠注完封堵劑后，按照管柱內(nèi)容積等量注入清水，將全部封堵劑段塞式擠注到目的層內(nèi)。"段塞式"是油田工業(yè)用的術(shù)語，指的是液-液置換時(shí)，在封堵劑注入完后，再注入1%濃度的聚丙烯酰胺溶液(實(shí)際應(yīng)用約5-10立方米)，再注入清水。段塞的作用就是隔離清水與封堵劑，防止藥劑被稀釋。(4)、候凝等候封堵劑凝固4060小時(shí)。(5)、實(shí)施壓裂作業(yè)。壓裂作業(yè)是油田的一項(xiàng)常規(guī)作業(yè)，是由壓裂大隊(duì)來完成的。所述的TP-2型微膨高強(qiáng)堵劑包括改性高分子丙烯酰胺配置為13-15%濃度的水溶液，在常溫條件下加入促凝劑NN亞甲基丙烯酰胺0.03-0.08%，再加入交聯(lián)劑過硫酸銨0.008-0.12%，混合均勻后待用。由于地質(zhì)條件和井況的所述的徼膨高強(qiáng)堵劑的配制過程包括用封堵劑車和水罐車將各個(gè)組分加入到配液罐內(nèi)，再用循環(huán)泵泵入儲(chǔ)液罐內(nèi)備用，實(shí)施注入堵劑步驟時(shí)用所述的泵車將堵劑壓入所述的封堵管柱內(nèi)。下面結(jié)合圖3圖6對(duì)本發(fā)明進(jìn)一步說明。(一)、TP-2微膨高強(qiáng)堵劑通過多種配方的室內(nèi)試驗(yàn)，選用改性高分子丙烯酰胺為主劑，在交聯(lián)劑、促凝劑等作用下，在地層下交聯(lián)，形成微膨體型結(jié)構(gòu)，有效封堵髙含水產(chǎn)液層。1、改性高分子丙烯酰胺、交聯(lián)劑、促凝劑的組分及配置方法該封堵劑選用改性高分子丙烯酰胺配置13-15%濃度的藥液，在常溫條件下加入促凝劑——NN亞甲基丙烯酰胺0.03-0.08%,再加入交聯(lián)劑——過硫酸銨0.008-0.12%?；旌暇鶆蚝蟠谩Ｓ捎诘刭|(zhì)條件和井況的不同，具體實(shí)施時(shí)要根據(jù)地下的溫度壓力調(diào)整促凝劑和交聯(lián)劑的加入比例。2、性能及適用范圍地面粘度《1.04mPaS成膠粘度30-200PaS可泵時(shí)間1-15h耐壓強(qiáng)度15MPa適用于30'C—90'C油藏注水井調(diào)剖和油井堵水。3、調(diào)剖機(jī)理本體系主要以改性高分子丙烯酰胺為主劑，在交聯(lián)劑、促凝劑等作用下，在地層下交聯(lián)，形成微膨體型結(jié)構(gòu)，封堵高吸水層，有效的解決注入水沿裂縫、大孔道竄流突進(jìn)、導(dǎo)致注入水波及系數(shù)低、驅(qū)油效率差等問題。通過封堵高滲透層大孔道的方法來調(diào)整和改善吸水剖面，使水線較均勻的推進(jìn)，防止油井過早水淹，降低油井含水，增加掃油面積，減少死油區(qū)。因此，它可廣泛應(yīng)用于各種地層條件的調(diào)剖堵水，改變油藏深部的液流方向，擴(kuò)大波及體積，增產(chǎn)原油，提高采收率。4、反應(yīng)簡(jiǎn)式<formula>formulaseeoriginaldocumentpage7</formula>(二)現(xiàn)場(chǎng)施工和數(shù)據(jù)測(cè)定1、選井概況試驗(yàn)井措施前基本情況統(tǒng)計(jì)表表l<table>tableseeoriginaldocumentpage7</column></row><table><table>tableseeoriginaldocumentpage8</column></row><table>2、成膠時(shí)間及成膠強(qiáng)度測(cè)定參見圖3，封堵劑基液表觀粘度46.9mPas，成膠時(shí)間11.5h;且成膠性能較好，30h后封堵劑表觀粘度趨于穩(wěn)定，成膠強(qiáng)度達(dá)到480X10^Pa's。(2)成膠狀態(tài)測(cè)定在室內(nèi)應(yīng)用電鏡，對(duì)人造巖心的封堵狀況進(jìn)行了觀測(cè)。從結(jié)果可明顯看出所有孔隙幾乎被封堵劑所貼附、堵塞，且在放大1500倍時(shí)仍未見有未堵塞孔喉，封堵劑幾乎"包裹"了整個(gè)介質(zhì)截面，證明封堵劑具有良好的可注性和成膠能力。請(qǐng)參見圖4。實(shí)驗(yàn)測(cè)得1PV時(shí)封堵率99.5%，30PV沖刷后封堵率98.3%，表明封堵劑具有較好的耐沖刷性能，室內(nèi)巖心實(shí)驗(yàn)測(cè)得突破壓力大于45MPa。參見表2。表2、堵劑性能指標(biāo)表<table>tableseeoriginaldocumentpage8</column></row><table>3、配伍性試驗(yàn):為驗(yàn)證封堵劑與不同礦化度不同水型的配伍性，進(jìn)行了配伍性試驗(yàn)。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，與實(shí)驗(yàn)自來水相比，利用模擬油田采出水配制封堵劑時(shí)，封堵劑的成膠粘度相差不大，只是成膠時(shí)間延長(zhǎng)了510h。參見圖1所示的不同礦化度表觀粘度影響曲線。結(jié)果顯示堵劑初始粘度46.9mPa*S,成膠時(shí)間11.5h,成膠強(qiáng)度大于480X104mPa.s，巖心實(shí)驗(yàn)表明其突破壓力大于45MPa，封堵率可達(dá)到99.5%，同時(shí)具有很好的耐沖刷性能，封堵劑性能良好，可滿足現(xiàn)場(chǎng)施工的要求。4、現(xiàn)場(chǎng)施工參見上述結(jié)合圖1和圖3的說明。封堵管柱采用補(bǔ)償器+K341-114封隔器+定壓閥+K341-114封隔器+球座。施工時(shí)先下入封堵管柱，注入堵劑后，1:1替清水，候凝48h，然后實(shí)施壓裂。(三)試驗(yàn)井選取選井時(shí)，首先要確定試驗(yàn)井所在區(qū)塊地層兩向地應(yīng)力差值較小且試驗(yàn)井采出程度低，其次應(yīng)用產(chǎn)液剖面資料和精細(xì)地質(zhì)研究成果，選擇具有一定厚度的層位進(jìn)行堵壓。2005年以來，在朝50等區(qū)塊選取了16口井進(jìn)行了現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)。(四)現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)效果1、裂縫監(jiān)測(cè)及破裂壓力表明封堵了老縫產(chǎn)生了新縫為了解封堵及壓裂裂縫方位的變化，對(duì)16口試驗(yàn)井全部進(jìn)行了微地簾監(jiān)測(cè)。通過對(duì)比，壓裂裂縫方位平均偏離原裂縫(封堵裂縫)21.5°，破裂壓力較初次壓裂提高9.4MPa,說明產(chǎn)生了新的人工裂縫。表2、高含水層堵壓井裂縫監(jiān)測(cè)成果表年度井號(hào)裂縫方位(°)破裂壓力(MPa)<table>tableseeoriginaldocumentpage10</column></row><table>如C61-Y127井封堵時(shí)監(jiān)測(cè)原人工裂縫為NW64.1°，與注水井井位方位一致，分析為見水裂縫，壓裂產(chǎn)生了NE73.7°的裂縫，說明原見水裂縫被封堵。新裂縫與原裂縫相比，相差42.2°?，F(xiàn)場(chǎng)壓裂的破裂壓力對(duì)比，本次壓裂比上次壓裂破裂壓力提高8.7MPa，說明原高含水老縫得到有效封堵，產(chǎn)生了新縫。參見圖2所示的朝61-Y127井封堵裂縫及壓裂裂縫監(jiān)測(cè)圖，其中橫坐標(biāo)和縱坐標(biāo)分別表示方位，上圖表示原封堵裂縫分布，下圖表示新壓裂裂縫分布。2、增油效果目前共試驗(yàn)16口井，措施初期平均單井日增液7.lt,日增油4.lt，含水下降33.8%，目前統(tǒng)計(jì)實(shí)施較早的12口井，平均單井日增液3.7t，日增油1.4t，含水下降16.2%，累計(jì)增油8246.0t。表3、堵壓井效果統(tǒng)計(jì)表<table>tableseeoriginaldocumentpage11</column></row><table>3、有效井原因分析(l)單向、雙向連通井效果較好，三向連通井效果較差單向連通4口井，初期平均單井日增油5.0t，含水下降35.8%，目前日增油l.Ot，含水下降13.5%,單井累計(jì)增油752.6t;雙向連通5口井，初期平均單井日增油3.3t,含水下降26.4%，目前日增油2.3t，含水下降29.7%，單井累計(jì)增油869.1t;三向連通2口井，初期平均單井日增油4.4t，含水下降22.0%，目前單井日增油1.2t，含水下降7.4%，單井累計(jì)增油445.0t。表5、不同連通狀況井堵壓效果統(tǒng)計(jì)表<table>tableseeoriginaldocumentpage12</column></row><table>單向連通井壓后初期液、油均有所上升，反映新裂縫溝通區(qū)域剩余油豐富，但由于連通井較少，后繼能量不足，一段時(shí)間后液、油均下降較快。雙向連通井壓后初期液、油均有所上升，一段時(shí)間后產(chǎn)量下降幅度較小，反映新裂縫溝通區(qū)域能量充足，產(chǎn)油較好。三向連通井壓后液量上升，含水較高，產(chǎn)油上升，反映新裂縫溝通區(qū)域連通井?dāng)?shù)較多，剩余油分布較少。如朝67-Y123井單向連通，封堵時(shí)監(jiān)測(cè)原人工裂縫為NE77.2。，壓裂后產(chǎn)生了另一條方位為麗82.5°的新縫，裂縫轉(zhuǎn)向2(T。措施初期日增液16.4t,曰增油4.5t，目前日增油2.lt，累計(jì)增油1545.lt，效果較好。如朝76-118井雙向連通，封堵時(shí)監(jiān)測(cè)原人工裂縫有兩條，一條為NE45°,另一條為NW13°,與兩口注水井井位方位一致，分析為見水裂縫，且原人工裂縫位于高含水區(qū)域；而壓裂時(shí)在NE67。和NW41。兩個(gè)方位上產(chǎn)生了新縫，裂縫分別轉(zhuǎn)向22。和28°。措施初期日增液8.3t，日增油4.3t，目前日增油2.5t，累計(jì)增油2439.7t。說明原北西見水裂縫被封堵，新裂縫與原裂縫相比，新縫溝通了低含水區(qū)域，效果較好。朝102-68井三向連通，封堵時(shí)監(jiān)測(cè)原人工裂縫為NE76.7。，壓裂后產(chǎn)生了另一條方位為NW82.4°的新縫，裂縫轉(zhuǎn)向5.7°。從剩余油分布圖中可以看出新縫與老縫均處于含水較高的區(qū)域，初期日增油1.0t，目前日增油0.7t，累計(jì)增油332.3t，效果相對(duì)較差。(2)高產(chǎn)水期時(shí)間較短井初期效果較好高產(chǎn)水期時(shí)間3年以下井7口，初期平均單井日增液8.8t，日增油5.1t，含水下降38.7%，目前日增液3.6t，日增油1.8t,含水下降24.9%,單井累計(jì)增油942.9t。高產(chǎn)水期時(shí)間3年以上4口井，初期平均單井日增液8.0t,日增油2.3t，含水下降13.5%,目前日增液3.4t,日增油1.2t,含水下降10.3%,平均單井累計(jì)增油411.5t。表6、不同髙產(chǎn)水時(shí)間井堵壓效果統(tǒng)計(jì)表<table>tableseeoriginaldocumentpage13</column></row><table>例如朝65-143井高產(chǎn)水時(shí)間1年，壓裂初期即表現(xiàn)出較好的增油效果，截止目前累計(jì)增油811.8t。朝102-68井髙產(chǎn)水時(shí)間6年，壓裂后含水一直較高，累計(jì)增油332.3t。(3)與調(diào)剖措施結(jié)合可以獲得較好的效果朝60-128井位于一類朝50區(qū)塊，該井連通2口井。2005年4月高產(chǎn)水時(shí)間7年，產(chǎn)液4.4t,含水100%,從油水井動(dòng)態(tài)反映看主要見水層位為FI32、FI，且主要來水方向?yàn)槌?0-130。2005年5月堵壓施工，封堵FI32、FI5,層，原裂縫方位NE77.9。，新縫NW82.T，轉(zhuǎn)向20°，但新縫仍位于高含水區(qū)域內(nèi)。措施后6個(gè)月含水100%,2005年12月對(duì)朝60-130進(jìn)行化學(xué)淺調(diào)剖，調(diào)剖后壓力上升1.8MPa,吸水剖面反映各層吸水狀況得到有效改善，含水呈下降趨勢(shì)，產(chǎn)油上升，目前累計(jì)增油達(dá)到616.7t。(4)轉(zhuǎn)向角度小的井措施效果相對(duì)較差轉(zhuǎn)向角度小2口井(小于IO。),初期平均單井日增液1.0t，日增油0.9t，含水下降10.7%，目前日增液0.2t，日增油1.3t，含水下降16.8%，單井累計(jì)增油235.8t。轉(zhuǎn)向角度大9口井，初期平均單井日增液10.11，日增油4.8t，含水下降29.6%,目前日增液4.21:,日增油1.6t,含水下降17.4%，單井累計(jì)增油863.8t。表7、不同轉(zhuǎn)向角度堵壓效果統(tǒng)計(jì)表<table>tableseeoriginaldocumentpage14</column></row><table>朝87-125井是朝1-55區(qū)塊的加密井，2002年投產(chǎn)，初期產(chǎn)液1.5t，產(chǎn)油1.5t，2003年含水上升至74.8%,措施前含水89%,2006年7月進(jìn)行封堵施工，封堵FII1層，封堵方位監(jiān)測(cè)NE65.4。，壓裂施工方位監(jiān)測(cè)NE69.6。，裂縫轉(zhuǎn)向4.2。。措施初期日產(chǎn)液5.6t，產(chǎn)油1.2t，含水78.6%，分析效果差的原因是該并靠近斷層，由于斷層附近會(huì)造成應(yīng)力異常，裂縫轉(zhuǎn)向受到限制，新縫與老縫僅偏離4.2°，未突破原縫高含水區(qū)，效果較差。4、無效井原因分析為提高加密井區(qū)高含水井產(chǎn)能，降低加密井區(qū)高水淹井比例，在朝103-13井開展了高水淹井裂縫轉(zhuǎn)向試驗(yàn)。朝103-13井是預(yù)備井區(qū)的加密井，2002年1月投產(chǎn)，初期產(chǎn)液6.8t,含水100%。封堵FI7,FII1層，微地簾監(jiān)測(cè)表明新縫偏離原縫55.8°，但啟抽后到現(xiàn)在5個(gè)月含水仍然100%。結(jié)合連通水井注水壓力與臨近條件相似油井的含水變化情況，分析認(rèn)為，C103-13井措施前后兩次壓裂，裂縫均與斷層溝通，連通水并C104-12人工裂縫也與斷層溝通，造成C103-13井水淹。(五)經(jīng)濟(jì)效益分析目前共試驗(yàn)16口井，統(tǒng)計(jì)實(shí)施較早的12口井，截止到年底累計(jì)增油8246.0t，平均單井增油687.2t。平均單井封堵費(fèi)用20.33萬元；平均單井壓裂費(fèi)用17.2萬元；12口井合計(jì)費(fèi)用450.36萬元；增油效益8246X(2382-647)=1430.68萬元;投入產(chǎn)出比1:3.2;預(yù)計(jì)有效內(nèi)投入產(chǎn)出比可達(dá)1:4.3以上。(六)技術(shù)評(píng)價(jià)1.該技術(shù)能夠起到降低高含水井含水，實(shí)現(xiàn)高含水層剩余油挖潛的目的。措施后平均單井累積增油687.2t，階段采出程度提高1.3個(gè)百分點(diǎn)。2.在精細(xì)地質(zhì)研究的基礎(chǔ)上，結(jié)合剩余油分布，選擇地應(yīng)力差小、與水井為單向連通或雙向連通、高含水時(shí)間短的高含水井作為措施井層，提高了有效井比例并獲得了較髙的增產(chǎn)效果。3.與調(diào)剖措施結(jié)合可以獲得較好的效果。4.目前封堵管柱一次能有效封堵一個(gè)層段，堵劑的用量等參數(shù)要依靠層厚、現(xiàn)場(chǎng)施工的爬坡壓力來確定。權(quán)利要求1、一種油井高含水層堵壓方法，其特征在于包括以下步驟(1)、下入封堵管柱將封堵管柱下入到油層內(nèi)；該封堵管柱的上部和下端內(nèi)分別裝有補(bǔ)償器和球座，該球座與其上面的球體構(gòu)成凡爾，在所述的補(bǔ)償器與球座之間依次裝有上封隔器、定壓閥和下封隔器，該上封隔器和下封隔器對(duì)應(yīng)于油井有效作業(yè)層面的上下端；(2)、注入堵劑采用泵車將配制好的微膨高強(qiáng)堵劑正注到所述的油層內(nèi)；(3)、清水替擠注完封堵劑后，按照管柱內(nèi)容積等量注入清水，將全部封堵劑段塞式擠注到目的層內(nèi)；(4)、候凝等候封堵劑凝固40～60小時(shí)；(5)、實(shí)施壓裂作業(yè)。2、根據(jù)權(quán)利要求1所述的油井高含水層堵壓方法，其特征在于所述的微膨高強(qiáng)堵劑包括選用改性高分子丙烯酰胺配置為13-15%濃度的水溶液，在常溫條件下加入促凝劑NN亞甲基丙秌酰胺0.03-0.0挑，再加入交聯(lián)劑過硫酸銨0.008-0.12%,混合均勻后待用。3、根據(jù)權(quán)利要求2所述的油井髙含水層堵壓方法，其特征在于所述的微膨高強(qiáng)堵劑的產(chǎn)品型號(hào)為TP-2。4、根據(jù)權(quán)利要求1所述的油井髙含水層堵壓方法，其特征在于所述的微膨髙強(qiáng)堵劑的配制過程包括用封堵劑車和水蠊車將各個(gè)組分加入到配液鍵內(nèi)，再用循環(huán)泵泵入儲(chǔ)液罐內(nèi)備用，實(shí)施注入堵劑步驟時(shí)用所述的泵車將堵劑壓入所述的封堵管柱內(nèi)。全文摘要一種油井高含水層堵壓方法，其特征在于包括下入封堵管柱、注入堵劑、清水替換、候凝、實(shí)施壓裂作業(yè)等工藝步驟，以改性高分子丙烯酰胺為主劑，在交聯(lián)劑、促凝劑等作用下，在地層下交聯(lián)，形成微膨體型結(jié)構(gòu)，可以對(duì)原來油井的高含水層內(nèi)的人工裂縫及天然裂縫進(jìn)行有效封堵，由于突破壓力大于地層的破裂壓力，可以在后續(xù)實(shí)施壓裂作業(yè)，產(chǎn)生新的人工裂縫?？墒乖瓉碛途母吆畬游簧系膩硭较虮环舛?，而產(chǎn)生新的方位的人工裂縫，就能溝通部分剩余油，提高油井的采出程度，擴(kuò)大波及體積，增產(chǎn)原油，提高采收率。文檔編號(hào)E21B33/13GK101158280SQ20071000294公開日2008年4月9日申請(qǐng)日期2007年1月29日優(yōu)先權(quán)日2007年1月29日發(fā)明者鄒積鵬申請(qǐng)人:鄒積鵬