摘要:裂谷盆地岩浆活动强烈，岩浆岩区油气资源丰富、物化性质异常、分布复杂。为了深入研究侵入岩区的油气分布规律，通过岩心观察和地球化学等方法，对沾化凹陷中东部地区侵入岩及其附近油气藏进行了分析。结果表明，岩浆的高温、高压及活跃的化学性质不仅显著促进了周围烃源岩的生排烃，而且使烃源岩内产生大量的裂缝和孔隙，成为良好的储层；岩浆岩的边缘相发育气孔、溶孔和收缩裂缝，为较好的储层；岩浆活动形成的异常高压场增强了地层对油气的吸附能力，且岩浆活动还可以形成多种类型的油气藏。岩浆活动不仅促进了油气生成，而且控制了油气的分布。岩浆活动对油气的控制作用主要取决于岩浆类型、活动强度、活动方式、活动时间、岩浆岩与烃源岩的空间关系以及烃源岩发育及其中有机质和碳酸盐岩含量等。

摘要:沉积相及沉积体系是油气储层研究的重要组成部分。针对高邮凹陷真武油田戴南组和三垛组厚度大、沉积 时间长、沉积类型多样等特点，通过对沉积背景和物源方向等分析，开展了沉积演化研究。结果表明，真武油田戴南组—三垛组发育辫状河、曲流河、三角洲、扇三角洲和陡坡带近岸水下扇5种沉积相，各种沉积相又可划分为多种沉积微相。通过对砂体厚度和粒度特征变化规律等进行分析可知，研究区具有双向三物源特征，即南、北双向均有物源，北部为1个物源，南部分为东南部和西南部2个物源。在研究区沉积相与物源研究的基础上，鉴于戴南组—三垛组沉积过程中双向三物源控制形成了多种沉积相发育的演化模式以及南、北物源转换控制的沉积特征，提出研究区发育转换式沉积演化模式，即在戴南组—三垛组沉积时期，研究区的物源由南向北发生转换。

摘要:对东营凹陷北部沙四段下亚段盐湖相烃源岩特征及展布缺乏系统研究，尤其对盐湖沉积物中普遍发育的含膏泥岩、含盐泥岩、膏质泥岩和盐质泥岩的生烃潜力认识不清。首先利用有机碳、岩石热解等实验分析手段，对不同岩相烃源岩的生烃潜力进行研究；然后基于实验分析数据，建立了盐湖相烃源岩有机碳含量测井评价模型，利用评价结果分析了烃源岩展布特征，结合埋藏史和热演化史研究了烃源岩生烃史。结果表明：研究区沙四段下亚段烃源岩有机质以腐泥型为主，有机质类型主要为I—II1型，少量为II2型，都是优质的生油母质；证实了含膏泥岩、含盐泥岩、膏质泥岩和盐质泥岩都具备生烃潜力，可孕育有效烃源岩。民丰地区、利津地区和胜坨下降盘是有效烃源岩发育的有利位置，这些地区有效烃源岩累积厚度大，有机碳含量高。研究区沙四段下亚段烃源岩普遍经历了“快—慢—快”的埋藏过程，生油高峰持续时间长，目前处于烃源岩热解和原油裂解生气阶段，有利于烃源岩热解气和原油裂解气成藏。

摘要:薄互层滩坝油藏具有近油源、储集性能较好和生储盖组合配置较为完善等有利的油气富集条件，逐渐成为中国东部油区的重点勘探领域；但与其他沉积体系相比，对滩坝沉积体系的研究程度尚欠深入。为此，以峡山水库现代滩砂沉积为研究对象，对其组成、沉积构造、粒度特征、沉积单元划分以及沉积序列等进行了研究。结果表明，滩砂沉积物主要以细砂和粉砂为主，分选较好，呈席状分布于水库滨岸地带，发育层理、波痕、生物潜穴、贝壳碎片和植物碎屑等沉积构造，粒度概率累积曲线包括两段式、两跳一悬式、一跳一悬夹过渡式3种类型；其沉积单元可划分为滩后席状砂、滩脊和滩脊间，在垂向上沉积序列主要表现为明显的反旋回特征，自下而上依次发育滨湖泥、滩脊间、滩脊以及滩后席状砂，且风向、风力和地貌是控制研究区滩砂形成的主要因素。通过对现代滩砂沉积特征及形成控制因素的分析，可以有效地识别沉积盆地中物性较差的滩砂砂体和物性较好的坝砂砂体，并预测其分布，对于提高滩坝油藏的勘探成功率具有重要意义。

摘要:东营凹陷沙三段中亚段发育9期特征明显的三角洲进积单元，古地貌对三角洲进积单元的控制作用明显。利用东营凹陷丰富的钻井和高精度三维地震数据，采用适用于该区的定量高精度古地貌恢复方法——滨线轨迹法，来重建研究区9期三角洲进积单元的古地貌特征，并揭示古地貌对沉积的控制作用。研究结果表明，东营三角洲在沙三段中亚段沉积时期古地貌整体呈现南缓北陡、斜坡向西迁移的特征。沉积体的分布范围和沉积样式与古地貌特征具有良好的耦合关系：三角洲沉积主要沿着东部和东南部凸起逐渐向湖盆推进，受物源供给能力和古地貌特征的影响，三角洲朵体沿斜坡向西延伸；深洼区主要发育半深湖—深湖相沉积，在坡度较大的斜坡前端沉积物易发生失稳而形成浊积砂体。

摘要:泥页岩脆性是泥页岩油气勘探开发过程中最关键的评价因素之一，目前主要通过岩石力学实验对其进行评 价，虽然精度高，但成本亦高且实验周期长。X射线元素录井技术可以定性和定量确定岩样中的元素含量，具有分析速度快、准确度高等特点，能够满足泥页岩勘探过程中随钻快速、准确评价的要求。基于胜利油区泥页岩元素组成特征及元素含量与矿物含量的相关性研究，认为Si，Ca和Mg等元素的含量可以反映石英、碳酸盐岩等刚性矿物的含量。通过X射线元素录井技术测定的元素含量计算得到的硅质指数、灰质指数和脆性指数，可以用于针对不同地区的泥页岩脆性进行现场快速定量评价。根据泥页岩岩石学特征及中外泥页岩脆性评价标准，建立了胜利油区利用灰质指数（CI）定量评价泥页岩脆性的四级标准：当CI≥0.6时，泥页岩脆性高；0.4≤CI＜0.6时，泥页岩脆性中等；0.2≤CI＜0.4时，泥页岩脆性较低；CI＜0.2时，泥页岩脆性低。

摘要:为进一步探讨陆相断陷盆地超压系统与油气运聚的关系，以车镇凹陷车西地区为例，在明确超压系统分布特征的基础上，对超压系统在影响排烃模式、提供运移动力和决定油气聚集等方面的重要作用进行了研究。结果表明，车西地区的超压系统可划分为弱、中、强超压3层结构，其围绕生烃中心呈环带状分布。研究区超压系统下存在超压内部稳态排烃和超压凸面幕式排烃2种模式，超压是油气初次运移和油气倒灌的主要动力，超压系统的平面分布和纵向配置控制了超压盆地的油气优势运移方向及聚集规模。根据研究成果，建立了陆相断陷盆地超压源离心泵式油气运聚模式，超压系统内部的有利压力配置区、有利泄压区域与超压下部有效储层的合理配置区为油气成藏的潜力区带。

摘要:威布尔模型是一个重要的预测模型，可以用于预测油田的产量和可采储量。该模型具有3个待定常数，属于非线性模型，在以往利用线性迭代试差法或非线性迭代试差法求解时，这2种方法比较繁琐且存在一定的不确定性。基于威布尔模型的基本方程，推导建立了模型的无因次关系式，研制了可用于人工拟合或计算机自动拟合的典型曲线，该典型曲线只有1个待定模型常数。根据拟合求解的模型常数可以对油田的产量、累积产量和可采储量进行预测。通过实例应用表明，研究内容和方法均正确有效。

摘要:运用数值模拟法预测非均质油藏开发指标及剩余油饱和度分布的工作量大，耗时长，技术要求高。考虑实际油田井网布置的不规则性及储层的非均质性，基于油藏工程理论，推导并建立了考虑储层非均质性的水驱油藏开发指标预测方法。该方法根据注采井配置关系和渗流阻力，将油田动态劈分为多个注采单元，对各注采单元的渗透率、孔隙度、储层厚度等非均质参数进行等效处理，再将各注采单元转化为均质单元；采用物质平衡原理和Buck?ley-Leverett径向水驱油理论预测各单元开发动态，计算含水率和剩余油饱和度等指标，进而得到整个油藏的开发指标。与传统油藏数值模拟方法相比，新方法占用内存少、速度快、效率高。对断块老油田进行实例验证分析表明，新方法预测单井和全油田10 a含水率变化与数值模拟结果的相关系数达0.993 4～0.999 6，预测10 a剩余油饱和度与数值模拟结果吻合。

摘要:针对塔里木油田的油藏地质特征及开发现状，面对部分油藏已进入高含水、高采出程度阶段的形势，为了控制产量递减速度、实现原油稳产增产，提出了注气提高油田采收率的技术思路。分析了目前注气驱油技术及应用中可能遇到的问题，从改善注气开发效果的角度出发，探讨了气体类型及试验区选区、驱替类型及注入方式、气窜控制、注气配套技术、利用储气库理念开发油藏等问题。建议选择烃气作为塔里木油田的注气气源、选择条件适中的轻质油油藏进行试验，获得技术突破后，再逐步向低渗透油藏推广。根据具体区块具体分析原则，分别开展垂向驱、水平驱（面积驱）试验和气窜控制技术研究，在气水交替注入方面应进行注入能力分析及室内效果评价；在注气试验实施过程中，开展注气、采气平面和垂向监测工作，掌握注气过程中的气体运移规律。从注气技术的经济性方面考虑，建议引入储气库理念开发油藏，把注气采油作为临时储气阶段，待采油完成后，再将天然气产出到输气管网。

摘要:油藏动态配产配注已经成为实现油田效益最大化的有效措施之一。为提高优化运算速度，处理非线性不等 式约束，将序列二次规划算法应用到油藏动态配产配注求解过程中。应用序列二次规划算法将求解变量最优值的非线性优化问题转化为一系列的求解变量搜索方向的二次规划子问题，控制变量的搜索方向采用伴随方法和Broy?den-Fletcher-Goldfarb-Shanno（BFGS）方法得到，迭代求取控制变量最优值。实例验证结果表明，总注入量等式约束条件下的最优开发方案，累积产油量增加12.8%，累积注水量下降11.1%，累积产水量下降22.3%，含水率下降4.16%；总注入量不等式约束下的最优开发方案，累积产油量增加29.1%，累积注水量下降26.9%，累积产水量下降30.3%，含水率下降4.16%。但是，在不等式约束情况下，由于注采失衡，油藏压力大幅下降，易造成后期开发能量不足；需对总注入量及采出量进行等式约束或在不等式约束的基础上添加约束下限。运用该方法对胜利油区埕岛油田27A区块进行方案调整优化，结果表明，优化后的采出程度相对于优化前提高0.92%，净现值增长35%。

摘要:二氧化碳驱是提高采收率的有效方法之一，二氧化碳混相驱可以更大程度地提高原油采收率。最小混相压 力是评定二氧化碳驱能否实现混相的关键参数。通过二氧化碳与原油多次接触过程，得到多次接触特性曲线，并对二氧化碳驱混相过程的多次接触特性曲线特征进行分析；综合温度和原油组成等因素的影响，建立了多次接触特性曲线最小值预测的关联公式，进而提出预测最小混相压力的新方法，即通过二氧化碳驱多次接触特性曲线最小值的确定过程来获得最小混相压力。采用该方法对二氧化碳驱的最小混相压力进行预测，其结果与细管实验法预测结果的相对误差小于8%。基于多次接触特性曲线的最小混相压力预测方法，无须确定关键系线，避免了系线分析法和混合单元格法中计算关键系线的算法收敛的不稳定性，并且克服了经验法未考虑多次接触过程的缺点，因此更为实用、准确。

摘要:孔喉尺度弹性微球的流变性质不同于其他驱油剂，为适应实际油藏的复杂条件，利用激光粒度分析仪研究了孔喉尺度弹性微球的粒径大小及分布，利用RheoStress600型旋转流变仪和M5600型流变仪分别测试了弹性微球的蠕变—恢复特性和不同频率、温度下粘性和弹性模量的变化规律，借助LVDV-II+Pro型旋转粘度计研究了质量分数、温度、剪切速率、矿化度对弹性微球溶液粘度的影响。结果表明，实验合成的弹性微球具有与油藏岩石匹配的微米级孔喉尺度特征，服从威布尔分布；具有良好的蠕变—恢复特性和粘弹性；在低温、低剪切速率下，弹性微球溶液为假塑性流体；在中剪切速率及高温、低剪切速率下，为膨胀性流体；在高剪切速率下，为近似牛顿流体。弹性微球溶液粘度较低，具有良好的流动性和调驱注入性，同时具有较好的稳定性，可用于高温、高盐油藏的深部调驱。

摘要:塔河油田实施注水替油生产是单井缝洞单元提高采收率的主导技术，但是失效井比例逐步增大，极大影响了注水开发效果。在分析该油田注水替油改善开发效果作用机理的基础上，对注水替油井进入失效阶段的主要动态特征进行了总结。结果表明，溶洞型、裂缝—孔洞型、裂缝型3类储集体注水替油井失效特征存在明显差异，但整体上裂缝型储集体注水替油井较溶洞型和裂缝—孔洞型更易失效；注水替油井进入失效阶段的主要动态特征为周期含水率快速上升、注水指示曲线斜率明显增大、周期存水率逐渐减小、周期吨油耗水比急剧增大。影响注水替油井失效的主要客观因素为单井储集体类型和注水替油后期的底水入侵；主观因素为周期注水量偏大和阶段焖井时间短导致的周期注采参数不合理。

摘要:聚合物微球是一种可改善油藏非均质性、提高水驱采收率的深部调剖剂。采用多点测压人造砾岩岩心实验 和产出液中微球粒度分布测试相结合的方法，研究了粒度分布呈双峰的聚合物微球体系在2种渗透率的人造砾岩岩心中的运移性能。研究结果表明，聚合物微球在渗透率为0.295 7和0.634 5 μm2的人造砾岩岩心中具有较好的注入性能，且最大阻力系数分别为5.3和8.5；粒度超过16 μm的聚合物微球难以通过渗透率为0.295 7 μm2的人造砾岩岩心，其产出液中微球粒度呈单峰分布特征，峰值为5 μm；而渗透率为0.634 5 μm2的人造砾岩岩心产出液中微球粒度呈双峰分布特征，峰值分别为7和150 μm，粒度超过450 μm的聚合物微球难以通过。

摘要:南海西部油区存在大量的低阻油层，常规测井难以对其进行有效的识别和评价。根据区域低阻油层的测井 响应特征，并结合岩心资料对地层的宏观特征和微观孔隙结构进行了分析，指出导致油层低阻特征的主要地质原因是地层泥质和束缚水含量较高。利用烃源岩测井评价中常用的Δlg R 技术和多矿物最优化方法，通过选取合适的矿物和流体组分，建立多矿物模型，得到多矿物剖面和储层参数，并结合核磁共振T2谱特征，及核磁孔径分布、核磁粘土水和束缚水饱和度等核磁处理成果，对低阻油层进行综合评价，并利用密闭岩心化验分析资料对测井解释成果进行了标定，重构测井曲线与实测曲线的吻合程度达到95%以上，可利用该方法对低阻油层进行有效识别和定量评价。

摘要:针对高温高盐油藏的特点，采用分子模拟和室内实验等手段，研制了低张力氮气泡沫体系。室内评价结果表明，当温度为80 ℃时，不同质量分数的氮气泡沫体系在吸附前后发泡体积均保持在200 mL左右，半衰期大于5 000 s，表明其具有良好的起泡性能和泡沫稳定性能。为了验证该体系在高温高盐油藏中的起泡性能、泡沫稳定性能及对高渗透条带的封堵性能，优选合理的注入方式和气液比，于2011年8月30日在胜坨油田二区沙二段3砂组高温高盐油藏开展了为期1个月的低张力氮气泡沫驱单井试验，30 d累积注入泡沫剂溶液2 087 m3，3口受效油井平均综合含水率由试验前的98.5%降至试验结束后的97.8%，平均单井产液量保持稳定，产油量由6.3 t/d上升到9.2 t/d。油水井动态变化及吸水剖面变化结果表明：低张力氮气泡沫体系在高温高盐油藏条件下能够形成稳定的泡沫，且封堵高渗透条带性能好；气液混合注入渗流阻力大，封堵效果好；试验条件下最佳气液比为1∶1。

摘要:以往为了达到超低界面张力，复合驱大多使用较高质量浓度的表面活性剂，通常为1 000～3 000 mg/L，不仅增加了成本且未必能取得好的驱油效果。为了探究低质量浓度表面活性剂的驱油效果，设计了低质量浓度表面活性剂的复合驱物理模拟实验。静态实验结果表明，在低质量浓度表面活性剂条件下，油水界面张力可达到10-2 mN/m数量级及以下，加碱后，界面张力更低；碱和表面活性剂都会对聚合物的粘度和粘弹性产生影响，碱在较高温度下会大幅度降低复合体系的粘度和粘弹性。驱油实验结果表明，与水驱相比，在所选择的低质量浓度表面活性剂驱油体系中，表面活性剂—聚合物二元复合驱和碱—表面活性剂—聚合物三元复合驱均可提高采收率19.5%以上，三元复合驱的驱油效果最好，提高采收率21.8%以上。这表明低质量浓度表面活性剂驱油体系驱油效果很好。

摘要:随着油气田开发的深入，水驱开发的主要对象已由中高渗透层转变为薄差储层，薄差储层开发井网部署存在注采关系不完善、地层压力水平低、动用程度低等问题。以大庆油区杏六东块为例，通过油藏工程方法计算出不同渗透率条件下的有效动用井距，以流管模型为基础，求解菱形五点法井网不同井排距比的有效动用系数。结果表明，薄差储层的平均渗透率为12×10-3 μm2，对应的有效动用井距为180 m，合理井排距比为1.8。数值模拟法验证结果表明，井排距比为1.8时，薄差储层的波及范围最大，见水最早，采出程度最高，与理论计算结果相符。

摘要:埕岛油田主力含油层系馆陶组发育高孔、高渗透砂岩油藏，因高速开发，导致油井含水上升速度快。采用海水配制弹性微球，其初始粒径按照1/7～1/3倍孔喉直径的架桥准则进行选择，确定了微米级海水基弹性微球，并对海水基弹性微球的粒径与孔喉的匹配关系、粘度和双管驱替效果等进行了实验。结果表明，海水基弹性微球膨胀10～15 d后粒径达到1.4～1.5倍孔喉直径时，可产生有效封堵；其初始粘度约为1 mPa?s，易于进入油层深部。在埕北25A试验区，采用计量泵向高压注水管线中注入0.01倍孔隙体积的海水基弹性微球后，水井注入压力上升了1～2 MPa，充满度提高了0.22～0.57，对应11口油井有9口井见效，平均含水率下降了7.6%，恢复水驱4 a后仍有效，表明海水基弹性微球深部调驱工艺对海上油田稳油控水具有长效性。

摘要:低渗透油藏长缝压裂直井已在现场获得广泛应用，但目前仍缺乏适用于其工程应用的快速、准确的产能预测模型。为此，根据低渗透油藏长缝压裂直井周围地层渗流情况，运用保角变换原理与双线性渗流理论，建立了低渗透油藏压裂裂缝无限与有限2种导流能力下、考虑启动压力梯度长缝压裂直井稳态产能预测模型，通过与现场实例对比验证了模型的准确性，并利用该产能预测模型计算绘制了油井IPR曲线，分析了裂缝参数对长缝压裂油井产能的影响。结果表明：新建产能预测模型与现场实例基本相符，误差均小于9%，说明模型的准确性较高；长缝压裂直井压裂缝长对产能的影响程度大于裂缝导流能力对产能的影响；当压裂缝长一定时，长缝压裂直井裂缝存在最佳导流能力。

摘要:为研究非均质油藏毛管数对二元复合驱油体系最终采收率的影响，选取渗透率级差为2的非均质物理模型，考察了不同粘度和界面张力下二元复合体系的增油效果。结果表明：在一定的界面张力条件下，二元复合体系粘度越大采收率增值越大，但存在临界粘度，即15 mPa?s；达到临界粘度后采收率增值变化趋于平缓，且界面张力为1.865×10-2 mN/m时采收率增值最大，此时界面张力即为二元复合体系的合理界面张力，其与临界粘度所对应的毛管数即为二元复合体系合理毛管数，即1.975×10-2。采用微观可视化模型，对比了10-3，10-2，10-1 mN/m这3个数量级毛管数二元复合体系的驱油差异。结果表明：针对非均质油藏，二元复合体系并非毛管数越大提高采收率能力越强，合理毛管数下的二元复合体系除具有一定的洗油能力外，其所形成的乳化液滴对非均质油藏高渗透层还具有一定的封堵作用，提高采收率能力更强。

摘要:在岩心观察和动态分析的基础上，对孤东油田七区西馆上段砂体进行了储层构型的识别和划分，认为心滩坝中心部位及长轴方向迎水面的渗透率较高，两翼渗透率较低，造成构型界面两侧剩余油富集。同时利用实验手段表征聚合物对测井响应的变化，认为聚合物本身对测井响应并没有较大影响，但清水所配制聚合物驱替的不均匀性对测井响应有影响，表现在形成大量的聚合物小团块，而这种聚合物小团块主要出现在构型的边部，且在测井响应上呈现高阻特征，因此联合构型要素及测井响应特征对剩余油进行识别。结果表明，在构型边部既有可能出现高电阻却富含聚合物的水层也可能出现富含剩余油的油层，对于构型边部的生产井建议加测套管进行C/O测井或采用其他能有效识别聚合物和油层的测井识别手段。

摘要:通过研究络合剂对部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）和直链烷基甜菜碱（BH）粘度和油水界面张力的影响，探讨了在高矿化度条件下，利用络合剂作为助剂改善无碱一元和二元复合驱油体系增粘能力和油水界面性能的方法。结果表明，在NaCl，CaCl2和MgCl2的质量浓度分别为6 500，890和520 mg/L的矿化水中，质量浓度为50 mg/L的络合剂就可以使质量浓度为1 800 mg/L的HPAM的粘度增加80%以上，可以使质量浓度为800~3 000 mg/L的直链烷基甜菜碱BH 与原油的最低界面张力由10-2 mN/m 数量级降低到超低水平，而且这种络合剂也可以使1 800 mg/LHPAM—800 mg/L BH二元复合体系老化30 d的粘度增加40%以上，并使油水界面张力最低值由1.52×10-2 mN/m降低到6.06×10-3 mN/m。通过考察粘度和油水动态界面张力随不同老化时间的变化规律，分析了络合剂的作用机制。

摘要:表面活性剂驱是高温高盐油藏提高原油采收率的重要技术措施，但其乳化作用对提高采收率的影响并未受 到足够重视。为了分析濮城油田高温高盐油藏表面活性剂驱乳化作用对提高采收率的影响，通过对表面活性剂降低油水界面张力的性能评价，优选出2种表面活性剂YD-G1和SHY-1，用高矿化度的濮城油田现场注入水配制质量分数为0.3%的溶液，将其放入120 ℃恒温箱30 d后，油水界面张力仍能达到10-3 mN/m的超低数量级，表明2种表面活性剂均具有良好的耐温抗盐性能。将2种表面活性剂与濮城油田脱水脱气原油配制成乳状液，在同等质量分数下YD-G1乳状液的析水率低于SHY-1，且液滴的平均粒径也更小，表明YD-G1溶液比SHY-1溶液的乳化能力强。驱油实验结果表明，YD-G1溶液比SHY-1溶液的驱油效果更佳，表明乳化作用是提高采收率的关键因素之一。通过室内实验优化设计，确定YD-G1溶液的最佳注入量为0.5倍孔隙体积，最佳注入质量分数为0.3%。

摘要:东辛油田盐227块致密砂砾岩油藏前期采用常规方式开采，实施直斜井压裂投产，油井产能和区块采油速度均较低，经济效益差。研究区采用集中钻井、集中压裂、集中投产的集约化建设型井工厂非常规开发模式，强化技术研究及集成应用，针对油藏地质特征及储层性质，开展了井网优化、钻井工程、多级分段压裂以及井筒举升工艺等井工厂开发配套技术研究。在东辛油田盐227块的应用效果较好，平均单井钻井周期仅为87.6 d，压裂施工速度平均为3.5段/d，储量动用率为96.7%，平均单井产液量为26.3 m3/d，产油量为13.7 t/d，含水率为47.8%，明显改善了盐227块致密砂砾岩油藏的开发效果。

摘要:樊134-1井存在隔层条件差、下部水层发育、天然裂缝发育和加砂困难等难题，常规压裂技术难以对其实施充分改造，根据该井储层地质特征和井况条件，确定采用二次加砂压裂技术对其储层进行压裂改造。在分析樊134-1井压裂技术难点的基础上，通过实验和理论分析，分别从加砂规模确定、二次加砂比例优化、中途停泵时间确定、压裂液和支撑剂优选与评价、降滤措施及返排措施等方面进行了研究，从而确定了二次加砂压裂施工的关键参数。于2012年11月26日对樊134-1井实施二次加砂压裂施工，施工历时189 min，累积泵入压裂液468.4 m3，支撑剂加入量为46 m3，中途停泵时间为115 min。压裂2 d后，采用3 mm油嘴自喷，产液量为27.1 t/d，产油量为13.2 t/d，增产效果显著。樊134-1井的实施效果证实，二次加砂压裂技术具有控制缝高、能够形成高导流能力裂缝、降低滤失量和加砂风险等优点，类似井可采用该技术进行压裂改造。