不同工藝技術(shù)挖潛潛力分析

不同工藝技術(shù)挖潛潛力分析 1 目錄 第一部分 目前工藝現(xiàn)狀及存在問題 一、目前工藝現(xiàn)狀及效果分析 （一）井網(wǎng)恢復(fù)工藝及效果 （二）分注工藝及效果分析 （三）調(diào)剖（驅(qū)）工藝及效果分析 （四）增注工藝及效果分析 二、目前工藝存在的主要問題 （一）開窗側(cè)鉆和 4 寸套存在的主要問題 （二）分注工藝中存在的主要問題 （三）調(diào)剖（驅(qū)）工藝存在的主要問題 第二部分 工藝技術(shù)挖潛潛力分析 一、井網(wǎng)恢復(fù)挖潛潛力分析 （一）目前事故現(xiàn)狀 （二）下步井網(wǎng)恢復(fù)工作量及效果預(yù)測 二、 剖面改善潛力 （一）目前油田吸水剖面現(xiàn)狀 （二）分注現(xiàn)狀 （三）不同級段分注井吸水剖面現(xiàn)狀 （四）下步分注工作量及效果預(yù)測 （五）下步調(diào)剖工作量及效果預(yù)測 （六）下步增注工作量及效果預(yù)測 第三部分 工藝技術(shù)集成 一、油、水井措施配套 二、單井復(fù)合工藝 第四部分 2005 年我廠主導(dǎo)工藝技術(shù)建議 一、井網(wǎng)完善方面 二、剖面改善方面 2 第一部分 目前工藝現(xiàn)狀及存在問題 一、目前工藝現(xiàn)狀及效果分析 近年來，針對我廠事故井發(fā)生較多、對儲量和注采井網(wǎng)影響較大；因儲層在縱向、平面以至同層內(nèi)的不同相帶發(fā)育差異大導(dǎo) 致分層動用不均等實(shí)際情況，不斷引進(jìn)、大膽實(shí)驗(yàn)各種與之配套的工藝技術(shù)，取得了較顯著成效，有力地改善了這一不利開發(fā)現(xiàn)狀： （一）井網(wǎng)恢復(fù)工藝及效果 目前，我廠形成了以拔套側(cè)鉆、開窗側(cè)鉆、下 4 寸套管、套管補(bǔ)貼、套管整形、換井底等為主的一系列較成熟的大修工藝，對可采儲量、控制儲量、水驅(qū)儲量恢復(fù)及注采井網(wǎng)的恢復(fù)完善起到了巨大作用。 2003，我廠共實(shí)施了井網(wǎng)恢復(fù)工作量 102 口，恢復(fù)水驅(qū)控制儲量 104噸，恢復(fù)水驅(qū)動用儲量 104噸，增加可采儲量 104噸：所實(shí)施的 68 口 油井，恢復(fù)水驅(qū)控制儲量 104噸，水驅(qū)動用儲量 104噸，增加可采儲量 104噸噸，平均單井日產(chǎn)（日增）能力 ，平均單井當(dāng)年產(chǎn)油（大修井增油） 348 噸；所實(shí)施的 34 口水井，恢復(fù)水驅(qū)控制儲量 104噸，水驅(qū)動用儲量 104噸，增加可采儲量 104噸，井組初期見效增油能力 /天，當(dāng)年井組平均見效增油 61 噸。 1、開窗側(cè)鉆 共實(shí)施了工作量 28 口，恢復(fù)水驅(qū)控制儲量 104噸，水驅(qū)動用儲量 104噸，增加可采儲量 104噸。其中油井 26 口，平均單井增加產(chǎn)能 /天，平均單井當(dāng)年產(chǎn)油 597 噸。該項(xiàng)大修技術(shù)因成本低、施工周期相對較短等諸多優(yōu)點(diǎn)，近 2、 3 年來在我廠得到了普遍推廣，成為井網(wǎng)恢復(fù)中最主要手段。從效果來看，該項(xiàng)技術(shù)主要適用于淺層、目的層系較單一的油藏，因而在文明寨油田、馬寨油田得到了較大推廣： 03，文明寨油田共實(shí)施開窗側(cè)鉆 20 口，其中的 18 口油井投產(chǎn)初期日產(chǎn)能力 ，高于全廠平均水平 /天，全年油井平均單井產(chǎn)油 696 噸，高于全廠平均水平 99 噸；馬寨油田共實(shí)施了 7 口（全為油井），平均單井初期日 產(chǎn)能力 ，平均單井年產(chǎn)油 422 噸；衛(wèi)城油田僅實(shí)施了 1 口（ ），投產(chǎn)初期日產(chǎn)油 ，當(dāng)年產(chǎn)油 52 噸，效果明顯差于文、馬油田。 主要好的做法有： （ 1）在儲量恢復(fù)的同時，精細(xì)邊界斷層描述，追求儲量增加 在精細(xì)邊界斷層描述和構(gòu)造研究基礎(chǔ)上，在明一西塊優(yōu)選出了 區(qū)沙三上、明 58井沙二下，明 57 井沙二下，衛(wèi) 305 塊 305沙四段為目的層系布井，通過鉆遇情況分析， 3 進(jìn)一步落實(shí)了這些井區(qū)構(gòu)造，投產(chǎn)后效果也十分顯著。 如新明 173 側(cè)井：依據(jù)該區(qū)斷層傾角相對較小，夾縫面積受限制的特點(diǎn)，借 用事故關(guān)井的新明 173 井，利用開窗側(cè)鉆技術(shù)，部署大位移雙靶井新明 173 側(cè)井進(jìn)一步落實(shí)構(gòu)造、恢復(fù)產(chǎn)能，恢復(fù)和增加動用儲量和可采儲量。該井 2003 年 9 完鉆，鉆遇目的層沙三上 4，油層 25m/8層，增加含油面積 加地質(zhì)儲量 5 104噸，該井投產(chǎn)時在無 考資料的情況下，通過精細(xì)測井解釋、動態(tài)歷史與現(xiàn)狀分析及后期配套措施研究，投產(chǎn)后高產(chǎn)、高效。 2003 年9 月 21 日投產(chǎn)三上 4，油層 層，初期日產(chǎn)液 ，日產(chǎn)油 ，含水 4%，至2003 年底，累計(jì)產(chǎn)油 1365 噸 ，平均日產(chǎn)油 ，后實(shí)施注采配套分注明 1，保持了該井的高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)：目前仍有 /天的產(chǎn)能。 又如明 57 井：該井為明一東塊一口事故井，處于明一東與衛(wèi)七塊交界處，該區(qū)域斷層發(fā)育，易形成多類型小斷塊。根據(jù)這一特點(diǎn)，通過加密油藏剖面、對斷層進(jìn)行精細(xì)描述，卡準(zhǔn)了斷層及斷面，認(rèn)為明一東近衛(wèi)七斷層沙二下下降盤衛(wèi)七塊明 248 井?dāng)鄩K區(qū)高部位有掏邊余地。若部署直井控制面積、儲量小，無挖潛余地，故設(shè)計(jì)雙靶定向井進(jìn)行掏邊，挖潛二下 4斷層邊角含油富集區(qū)，該井 2003 年 3 月完鉆，鉆遇目的層沙二下 4，油層 15m/6 層，增加含油面積 加地質(zhì)儲量 5 104噸，該井于 2003 年 5采用螺旋式射孔分兩次投產(chǎn)二下 4， 13m/6 層，初期日產(chǎn)油達(dá) 12 噸。 （ 2）以井網(wǎng)恢復(fù)、完善為原則，在注采反應(yīng)明顯、剩余油富集、能量較充足區(qū)實(shí)施開窗側(cè)鉆效果較好 如明 75 井，原 明 75 井為明十六塊的一口高產(chǎn)井 ， 該井由于落物無法修復(fù)停產(chǎn)。該區(qū)北部歷史上油井高產(chǎn) ， 南部有井控制，轉(zhuǎn)注后能量可得到有效補(bǔ)充。布井時有意識向東北部斷層靠近。該井 2004 年 4 月 21 日完鉆，鉆遇油層 4 層，恢復(fù)水驅(qū)控制儲量 510 4噸 。2004 年 4 月 21 日投產(chǎn)二下油層 2m/1 層，初期日產(chǎn)液 ，日產(chǎn)油 ，含水 60%，動液面 998m，由于無注采對應(yīng)，能量持續(xù)下降，下降至最低為日產(chǎn)液量 ，日產(chǎn)油量 合含水 動液面 1273m。 2004 年 6 月 3 日實(shí)施配套措施，及時將明 365 井轉(zhuǎn)注，單注二下 2 層，對應(yīng)明 75C 注水，日配注 30注后明 75C 井明顯見效，日增油 4 噸，年產(chǎn)油 1706 噸 ，目前有 /天的產(chǎn)能 。 （ 3）高效利用報(bào)廢井，離開老井一定距離落實(shí)構(gòu)造和剩余油 我廠油藏普通存在斷塊破碎、平面上 剩余油分布不但受構(gòu)造和沉積相的影響，同時細(xì)微的高差和井況等其它因素也影響剩余油的分布。如 03 年 6 月份在明一東塊東部明 1區(qū) 4 所實(shí)施的明 18C 井就是這樣一個較典型的例子。該井區(qū)地層傾向?yàn)槟?，高部位位于?1以北，通過在該區(qū)部署調(diào)整井明 1分析，沙二下層系并不是預(yù)想的那樣水淹較高，在高部位剩余油仍較富集，于是利用報(bào)廢井明 18 井向北側(cè)出近 80m，鉆遇沙二下油層 層，水淹層 層，于 03 年 7 月份補(bǔ)孔二下 21 層后日增油 6 月 份投產(chǎn)非目的層系三上 1），從而在該井區(qū)形成了一注三采的規(guī)則井網(wǎng)。 （ 4）以恢復(fù)產(chǎn)能為目的，恢復(fù)可采儲量， 實(shí)施開窗側(cè)鉆 2 口井（衛(wèi) 3052、衛(wèi) 9507），恢復(fù)可采儲量 0 4噸 ,年產(chǎn)油 0 4噸 如 衛(wèi) 3052 井 ：該井為衛(wèi) 305 塊一口事故井，老井衛(wèi) 305于壓裂管柱落井及套破，沙三中 7的一套 10m 厚 油 層未能開采，為恢復(fù)注采井網(wǎng) ， 利用該事故井開窗，恢復(fù)動用儲量和可采儲量，該井 2004 年 6 月完鉆，鉆遇目的層沙三中 7，油層 層，水淹層 3.2 m /1 層，恢復(fù)含油面 積 復(fù)地質(zhì)儲量 410 4噸 ，于 2004 年 7 月采用超正壓射孔投產(chǎn)三中 7， 層，初期日產(chǎn)油只有 ， 8 月份補(bǔ)孔且對該層進(jìn)行了壓裂改造，目前生產(chǎn)沙三中 7, 層，日產(chǎn)油 。 2、 4 寸套 共實(shí)施了 5 口，恢復(fù)水驅(qū)控制儲量 18 104噸，水驅(qū)動用儲量 104噸，104噸，其中油井 3 口，初期平均單井日產(chǎn)油 ，當(dāng)年單井平均產(chǎn)油 140 噸，效果較差，主要原因：一是下 4 寸套的主要目的是恢復(fù)完善井網(wǎng)；二是 3 口油井中有 2 口（ 215 井）固井質(zhì) 量差，影響生產(chǎn)效果。 3、大修 03共實(shí)施各類大修工作量 69 口，恢復(fù)水驅(qū)控制儲量 104噸，水驅(qū)動用儲量 104噸，恢復(fù)可采儲量 104噸。其中油井實(shí)施了 39 口，104噸，水驅(qū)動用儲量 104噸，可采儲量 104噸，實(shí)施后初期平均單井增產(chǎn) /天，全年平均單井累計(jì)增產(chǎn) 198 噸；水井實(shí)施了 30 口，恢復(fù)水驅(qū)控制儲量 104 噸，水驅(qū)動用儲量 104 噸，可采儲量 104 噸，當(dāng)年平均井組累計(jì)見效增油 59 噸。 如衛(wèi)城油田衛(wèi) 81 塊德油井衛(wèi) 257 井，生產(chǎn)層位沙四 10，正常生產(chǎn)時日產(chǎn)液 ，日產(chǎn)油 ，含水 60%，液面在井口。該井 98 年 10 月落物后打撈， 116井規(guī)在 阻變形， 116模打印在此變形。當(dāng)時因大修技術(shù)所限未修復(fù)成功，于是被迫打塞上返沙二上 ，結(jié)果該層系含水較高：日產(chǎn)液 噸，日產(chǎn)油 ，含水 液面 434m，后被迫關(guān)井。 2003 年 3 月份，通過對套管的重新處理，撈出落物，恢復(fù)了該井區(qū)沙四 1復(fù)水驅(qū)控制儲量 104噸，水驅(qū)動用儲量 104噸，可采儲量 104噸，生產(chǎn)沙四 10 后日產(chǎn)液 ，日產(chǎn)油 ，含水 50%，液面 668m。 （二）分注工藝及效果分析 目前，我廠分注主要是通過封隔器、擠堵、打塞、填砂等手段實(shí)現(xiàn)，尤其是對于多層系的文、馬油田，通過重分層、細(xì)分層，有力地緩解了層間矛盾的進(jìn)一步加劇。 2004 年，全廠共實(shí)施分注、層系重分細(xì)分 27 口，共計(jì)增加吸水厚度 93m/49 層，平均單井增加吸水厚度 。平均單井增加有效注水量 33m3/d，增加水驅(qū)動用儲量 104噸，其中有 18 個井組的對應(yīng)油井見效，見效初期平均井組增油能力 /天，平均井組年累計(jì)增油 200 噸。 從實(shí)施工作量分布看，文明寨油田實(shí)施了 18 口，占全廠的 是分注實(shí)施的主要對象，這也是和多層系油藏開發(fā)特點(diǎn)相適應(yīng)的；從實(shí)施效果看，初期見效效果較好的是文明寨油田，初期平均單井組見效增油能力為 /天，高于全廠 /天，但有效期短，平均單井組年增油 149 噸，低于全廠平均水平 51 噸，主要原因是分注有效期較短，如明 1于 04 年 2 月份初測分層啟動壓力后分注（三段四段， 于 2 月 24 日調(diào)配正常注水，但 過測剖發(fā)現(xiàn)封 1 失效。 典型井組分析： 組：該井是衛(wèi)七塊沙二上二下三上層系的一個主力井組，該井于 03 年轉(zhuǎn)注后籠統(tǒng)吸水剖面反應(yīng)主力層系二上 1#層強(qiáng)吸水（相對吸水 ； 2004 年元月調(diào)剖后，細(xì)分為二級三段，以加強(qiáng)二上 1水，通過分注后的測剖面發(fā)現(xiàn)，二上 1#層吸水得到了控制（相對吸水 ， 6、 8、 17#層得到了啟動。措施之后該井組對應(yīng)的油井明 145、明 180 井相繼，初期日增油 ，當(dāng)年累計(jì)見效增油 1059 噸，其中明 180 井初期見效日增油 ，年累計(jì)見效增油 886 噸。 衛(wèi) 22組：該井組位于衛(wèi) 22 塊西北部、注水層位三中 6分注為一級二段（三中 6為偏 1，三下 2），吸水剖面顯示偏 1 層段中三中 6下 1欠注，是導(dǎo)致對應(yīng)油井衛(wèi) 22供液不足、衛(wèi) 22含水上升的主要原因。為解決該井組的這一矛盾， 2004 年年初制定并實(shí)施了二級三段 的細(xì)分方案：原偏 1 細(xì)分為二段（三中 6，三下 1為偏 2），原偏 2 不動為偏 3。措施后對應(yīng)油井衛(wèi) 22 22相繼見效，其中衛(wèi) 6 22最為明顯，見效初期含水由 83%下降到 日產(chǎn)油由 上升到 ，日增油 ，年累計(jì)見效增油 925 噸，目前仍保持見效增油勢頭，效果十分顯著。 （三）調(diào)剖（驅(qū)）工藝及效果分析 近年來，我廠調(diào)剖（驅(qū)）工藝從起初的低漿調(diào)剖、鈉土等常規(guī)調(diào)剖發(fā)展到 粒、締合物，微生物等有機(jī)調(diào)剖，改善剖面的調(diào)剖（驅(qū)）工藝得到了較快發(fā)展，效果也逐漸改善 。 2004 年，我廠共實(shí)施各類調(diào)剖（驅(qū)）工作量 111 井次，在注水量弱有下降（由 6481m3/373m3/d，減少了 108m3/d）情況下注水壓力由 升了 選取其中措施前后可對比剖面 11 口，增加吸水厚度 層， 層，增加水驅(qū)動用儲量 104噸，平均單井增加 104噸。104噸，平均單井組見效增油 209 噸，油井初期見效增油能力 /天，平均單井組增油能力 /天。 1、常規(guī)無機(jī)調(diào)剖 共實(shí)施了 77 口，占全年調(diào)剖（驅(qū)）工作量的 調(diào)剖類型主要以鹽酸 土 主。其中鹽酸 5 井次，鈉土 施了 23 井次， 施了 14 井次，共計(jì) 62 井次，占常規(guī)調(diào)剖工作量的 其余工藝（包括 等）共實(shí)施了 15 井次。 所實(shí)施的 77 口調(diào)剖井平均注入劑量為 606次，平均單井施工半徑為 均單井注水壓力在總注水量基本不變（由 4521m3/d 增加到 4643m3/d，增加 122m3/d）對應(yīng)的 186 口油井有 141 口見效，見效率 平均單井組見效增油 190 噸，降水 974 噸，平均有效期為 141 天，平均單井材料費(fèi) 4 萬元，總費(fèi)用 8 萬元。 分類調(diào)剖效果如下： （ 1）鹽酸 實(shí)施 25 口，平均單井注水壓力下降 水量增加 52m3/d），平均單井見效增油 170 噸，降水 1380 噸，平均有效期 135 天，平均總費(fèi)用為 元。與總調(diào)剖效果相比，平均單井費(fèi)用高出 元，井組見效增油減少 20 噸 /井次。 2）鈉土 實(shí)施了 23 口，平均單井注水壓力上升 水量增加 49m3/d），平均單井見效增油 178 噸，降水 814 噸，平均有效期 165 天，平均單井總費(fèi)用 元。與平均效果比，平均單井費(fèi)用低 元，井組見效增油減少 12 噸 /井次。 7 3） 實(shí)施 14 口，平均單井注水壓力上升 均單井見效增油 210 噸，降水934 噸，平均有效期 143 天，平均單井總費(fèi)用 元。與平均效果比，平均單井費(fèi)用高 組見效增油多 20 噸 /井次。 4）其它 實(shí)施 15 口，平均單井注水壓力上升 均單井見效增油 223 噸，降水 582 噸，平均有效期 111 天，平均單井總費(fèi)用 元。與平均效果比，元，井組見效增油多 33 噸 /井次。 從以上分析可看出，常規(guī)調(diào)剖中鹽酸 水玻璃、鈉土 體效果要稍遜于 它調(diào)剖，其中鹽酸 水玻璃從成本、增油效果來看是最差的，鈉土 本低但效果稍差；剖整體效果較好；其它調(diào)剖井中因新明 1組油井明 86 井下電泵提液及該井組2002實(shí)施了聚合物驅(qū)綜合影響效果較好（井組見效增油 2179 噸）外，其余 14 個井組平均見效增油 83 噸 /井次。 2、有機(jī)調(diào) 剖 共實(shí)施 27 口，占全年調(diào)剖（驅(qū)）工作量的 調(diào)剖后注水壓力上升 水量基本穩(wěn)定：由 1522m3/d 穩(wěn)定到 1381m3/d），油井見效增油 104噸，平均單井 203 噸，初期見效日增油能力 ，平均單井 /天。調(diào)驅(qū)類型為顆粒、締合聚合物兩類：顆粒實(shí)施了 21 口，締合聚合物實(shí)施了 6 口。 （ 1）顆粒調(diào)剖 實(shí)施 21 口，平均單井注水壓力上升 水量由 1117m3/d 減少到 1007m3/d，減少了 110m3/d），平均單井見效增油 198 噸，降水 558 噸，平均 有效期 105 天，平均費(fèi)用 元，明顯優(yōu)于有機(jī)調(diào)驅(qū)總效果。 （ 2）締合聚合物驅(qū) 實(shí)施 6 口（全在馬寨油田實(shí)施），平均單井注水壓力下降 注水量由 405m3/d 減少到 374m3/d，減少了 31m3/d），平均單井見效增油 200 噸，降水 1642噸，平均有效期 168 天，平均單井總費(fèi)用 元；從增油效果、見效期、改善剖面的程度看，要稍優(yōu)于顆粒調(diào)剖，但從成本看是較昂貴的。 （ 3）微生物驅(qū) 實(shí)施 7 口，其中文明寨油田實(shí)施 5 口，馬寨油田實(shí)施 2 口。平均單井注水壓力下降 注水量由 349m3/d 減少到 226m3/d，減少了 83m3/d），平均單井見效增油 433 噸，降水 417 噸，平均單井有效期 119 天，平均單井費(fèi)用 元，綜合效果要優(yōu)于締合聚合物。 （ 4）分層調(diào)剖 全年共實(shí)施 13 口，其中有機(jī)分層調(diào)剖 4 井（ 2）、 ），無機(jī)分層調(diào)剖 9 口。 8 （四）增注工藝及效果分析 2004 年，我廠主要是針對文明寨油田部分井因各種原因污染、物性差造成欠注實(shí)施有效增注：全廠共實(shí)施增注 20 口，其中文明寨油田 16 口，馬寨、衛(wèi)城油田各 1 口，古云集 2 口。實(shí)施后新增吸水厚度 1 層，平均單井 層，平均單井增加有效注水量 24m3/d（增加總有效注水量 494m3/d），增加水驅(qū)動用儲量 104噸，平均單井 104噸；對應(yīng)油井初期見效增油能力 /天 累計(jì)見效增油 136 噸 /井組。 其中增壓增注 10 口，實(shí)施后新增吸水厚度 9 層，增加有效注水量 349m3/d，增加水驅(qū)動用儲量 104噸，有 7 個井組的 12 口油井明顯見效增油：，全年平均單井組累計(jì)增油 144 噸。如明側(cè) 19 井，該井是明十四塊沙四 1層系的一個重要 井組，吸水剖面較均勻（共射開 層，有 層吸水），但因物性差（平均滲透率只有 10 幾個毫達(dá)西）導(dǎo)致地層欠注，對應(yīng)油井 能量低，于 10 月 11 日上增注泵增注后，對應(yīng)的 2 口油井先后見效： 于 12 月 1 日見效，日產(chǎn)液由 上升到 ，日產(chǎn)油由 上升到 ，日增油 ； 于 12 月 6 日見效，日產(chǎn)液由 上升到 ，日產(chǎn)油由 上升到 ，日增油 。，井組已累計(jì)增油 96 噸（因增注實(shí)施時間較晚，故累計(jì)增 油量較少），目前井組仍有效。 降壓增注共實(shí)施 10 口，實(shí)施后新增吸水厚度 41m/22 層，增加有效注水量 145m3/d，增加水驅(qū)動用儲量 104噸，有 6 個井組對應(yīng)的 10 口油井見效增油：，平均單井組累計(jì)增油 132 噸。如 ，該井于 04 年 3 月份直接投注三下 720/7，當(dāng)時未實(shí)施壓裂酸化改造，完不成地質(zhì)配注（地質(zhì)配注 80m3/d，實(shí)注40m3/d，欠注 40m3/d）；我們于 10 月 29 日實(shí)施降壓增注后，注水壓力由 降到 降 5 個 應(yīng)油井衛(wèi) 22于 12 月 4 日見效，日產(chǎn)液由 ，日產(chǎn)油由 上升到 ，日增油 ，年累計(jì)增油 210 噸。 二、目前工藝存在的主要問題 （一）開窗側(cè)鉆和 4 寸套存在的主要問題 1、就技術(shù)適應(yīng)性角度看，該技術(shù)更適合于淺層、中高滲透油藏；另外，因該技術(shù)的井筒特點(diǎn)決定了目前其完井和后期作業(yè)改造難度大的固有缺陷。 2、鉆井工藝相對比較成熟，但固井質(zhì)量的優(yōu)良與否仍是決定著該技術(shù)效果（特別是有效期）的重要因素，尤其是 4 寸套懸掛處。 9 如衛(wèi)城油田衛(wèi) 22，該井事故后于 98 年 8 月份實(shí)施 4 寸套懸掛，懸掛點(diǎn) 寸套深度 井水泥返高 2100m，目的層系三下 ，恢復(fù)注水一年多后，于 99 年 11 月 1 日注水壓力突然下降失效：在注水量保持 80m3/d 的情況下注水壓力由 25降到 19降了 6 3、目前 4 寸套井不能測 壓力資料，給地質(zhì)認(rèn)識帶來了一定的難度。 4、開窗側(cè)鉆井后期機(jī)采配套、分注、堵水、壓裂難度大，目前無法有效實(shí)施分層控制和機(jī)械找堵水。 5、后期加強(qiáng)井況防 治，采取配套的工藝技術(shù)，以延長該類井的生產(chǎn)壽命。 （二）分注工藝中存在的主要問題 1、多級封隔器分注井有效期仍是目前首先需解決的問題。 2、套損輕微井和 4 寸套井分注需要及時解決。 （三）調(diào)剖（驅(qū)）工藝存在的主要問題 調(diào)剖過程中防止地層近井地帶污染的工藝、分層調(diào)剖技術(shù)還需進(jìn)一步攻關(guān)。 第二部分 工藝技術(shù)挖潛潛力分析 一、井網(wǎng)恢復(fù)挖潛潛力分析 （一）目前事故現(xiàn)狀 截止 2004 年 12 月份，全廠共有開發(fā)單元（按油藏目標(biāo)化管理劃分） 21 個，地質(zhì)儲量 7048 104噸。其中存在事故井的開發(fā)單元有 18 個，占開發(fā)單元總 數(shù)的 18 個事故單元地質(zhì)儲量為 6452 104噸，占總地質(zhì)儲量的 其中油井事故 150 口，事故率為 套損井 106 口，落物 31 口，套損落物 13 口。油井事故后共減少產(chǎn)量 /天，減少控制儲量 104噸，水驅(qū)控制儲量損失 157104噸，水驅(qū)動用儲量減少 104噸，可采儲量減少 104噸；水井事故 139 口，事故率 套損 109口，落物 13口，套損落物 17口，水井事故后減少有效注水量 5417m3/d，減少水驅(qū)控制儲量 194 104 噸 ，水驅(qū)動用儲量減少 163 104 噸，可采儲量減少 104噸。 如明一塊，區(qū)塊總井?dāng)?shù) 176 口，累積出現(xiàn)事故井 112 口，其中油井 64 口，水井 48 口，事故率 ，共損失水驅(qū)控制儲量 224 104 噸、水驅(qū)動用儲量 104 噸、104 噸。“九五”以來，通過實(shí)施以恢復(fù)完善井網(wǎng)為主要目的的綜合治理和技術(shù)改造，已恢復(fù)或替代 71 口，恢復(fù)水驅(qū)控制儲量 104噸、水驅(qū)動用儲量 104噸、可采儲 10 量 104噸，局部注采井網(wǎng)得到恢復(fù)完善。 表 1 明一塊累積出現(xiàn)事 故井分類表 井別 區(qū)塊總井?dāng)?shù) 比例 合計(jì) 套損 套變 +落物 落物 油井 101 4 38 11 15 水井 75 8 23 20 5 合計(jì) 176 12 57 17 5 盡管恢復(fù)了 71 口井，但仍然有 41 口事故井存在，減少水驅(qū)控制儲量 104噸，水驅(qū)動用儲量 104噸，可采儲量 104噸，其中油井 23 口（事故直接關(guān)井 2 口），減少產(chǎn)能 30 噸 /天；水井 18 口，減少有效日注水量 360少水驅(qū)控制儲量 58 104噸，水驅(qū)動用儲量 104噸，可采儲量 104噸，其中 4 口井停注，井網(wǎng)完善程度降低， 16 口井由多向受效變?yōu)殡p向受效， 9 口井由雙向受效變?yōu)閱蜗蚴苄В?10 口井因套損無法分注，目前區(qū)塊分注率只有 53%,比正常時低 10%以上 , 9 口井因套管縮徑，無法按開發(fā)要求細(xì)分，致使分層改造、分層動用工作受到制約 ,對應(yīng) 15 口油井含水上升，減少產(chǎn)能 22 噸 /天。統(tǒng)計(jì) 15口井吸水剖面，減少吸水厚度 少 表 2 明一塊油田事故井影響程度調(diào)查表 井別 井?dāng)?shù) 已恢復(fù) 替代 影響開發(fā) 小計(jì) 潛力小 需更新 需修復(fù) 影響儲量 控制 動用 可采 油井 64 41 23 18 2 3 井 48 30 18 9 5 4 58 計(jì) 112 71 41 27 7 7 如衛(wèi) 95 塊，共有油水井 147 口，累積出現(xiàn)套損事故井 98 口，事故率 其中油井 45 口，水井 53 口。至目前已側(cè)鉆、 4 寸套、大修恢復(fù) 34 口，但 2004 年又新增事故井 19口。目前影響開發(fā)事故油水井有 42 口，其中， 17 口急需側(cè)鉆、大修恢復(fù)。 表 3 衛(wèi) 95 塊事故井統(tǒng)計(jì)表 項(xiàng)目 合計(jì) 油井 水井 分類合計(jì) 落物 套損 套損 +落物 落物 套損 套損 +落物 落物 套損 套損 +落物 累積事故 98 13 27 5 4 33 16 17 60 21 大修側(cè)鉆恢復(fù) 34 7 8 1 3 7 8 10 15 9 影響開發(fā) 42 12 4 1 20 5 1 32 9 急需恢復(fù) 17 4 4 1 4 4 1 8 8 11 一是局部井網(wǎng)失控，處于癱瘓狀態(tài)：事故關(guān)井 12 口井，油井 3 口，水井 9 口。開井率下降 局部區(qū)域不受控，受控井減少 3 口，受控率下降 減少受 控方向 26 個，其中單向受控井減少 3 口，雙向受控井減少 10 口，多向受控井減少 13 口。損失水驅(qū)控制儲量76 104噸 ，損失水驅(qū)動用儲量 41 104噸 ，可采儲量 104噸 ，日減水量 350注水減少 104降產(chǎn)能 14 噸，年累降產(chǎn) 3400 噸。如衛(wèi) 95 南塊西部井網(wǎng)： 19 口井中， 9 口井事故關(guān)井，關(guān)井率 6 口井帶病生產(chǎn)，事故率 通過側(cè)鉆、大修、轉(zhuǎn)注井網(wǎng)初步恢復(fù)，但又新增 2 口油井、 1 口水井事故關(guān)井，且由于井況復(fù)雜， 3 口水井無法修復(fù)待報(bào)廢，目前井況仍是影響該區(qū)正常生產(chǎn)的重要因素。 衛(wèi) 95 南塊西部井網(wǎng)現(xiàn)狀圖 二是分層調(diào)控能力減弱，層間矛盾加?。簬Р∩a(chǎn)井 13 口，帶病注水井 17 口，導(dǎo)致如卡堵水、分注、細(xì)分等措施無法實(shí)施。 16 口分注井被迫改為籠統(tǒng)注水， 5 口井簡化注水管柱，分注率下降 分層調(diào)控能力減弱，層間矛盾進(jìn)一步加劇，統(tǒng)計(jì) 12 口因套損改分注為籠統(tǒng)注水井前后吸水剖面，吸水厚度下降 弱吸水層吸水厚度下降 8%，吸水量減少 16%，強(qiáng)吸水層吸水厚度下降 但吸水量增加 有效注水量減少 104致對應(yīng)油井 7口能量下降，平均日產(chǎn)液下 降 12 噸，日產(chǎn)油下降 ，動液面下降 54m； 13 口井平均含水上升 百分點(diǎn)，日減油 。水驅(qū)控制儲量減少 19 104噸 ，水驅(qū)動用儲量減少 45 104噸 ，可采儲量損失 104噸 ，影響產(chǎn)能 19 噸 /天，年累降產(chǎn) 5300 噸。如 95事故前二級三段分層注水，吸水相對均勻，但 2003 年 4 月套變后，因?qū)娱g物性差異大，吸水厚度下降14m/6 層，層間矛盾加劇，強(qiáng)吸水層吸水厚度增加 水量增加 井組日產(chǎn)液增加45 噸，含水上升 2%，日產(chǎn)油下降 。 圖 例9 5 - 5 0正常生產(chǎn)帶病生產(chǎn)事故關(guān)井側(cè) 鉆轉(zhuǎn) 注大修關(guān)井9 5 - 8 39 5 - 9 1c 9 5 - 9 6c 9 5 - 9 2c 9 5 - 4 69 5 - 9 49 5 - 6 9- 5 4C 95 - 989 5 - 39 5 - 1 0 49 5 - 6 29 5 - 1 5 89 5 - 1 0 8- 58 - 9 99 5 - 1 1 3969 5 - 7水 井帶病生產(chǎn)事故關(guān)井圖 例油 井帶病生產(chǎn)事故關(guān)井9 5 - 5 09 5 - 9 195- 58c 9 5 - 9 29 5 - 4 69 5 - 9 49 5 - 6 9 - 39 5 - 9 6955 - 989 5 - 8 3c 9 5 - 4 69 5 - 1 0 49 5 - 6 29 5 - 1 5 8 - 9 9969 5 - 1 1 39 5 - 7改造前 改造后圖 例9 5 - 5 0正常生產(chǎn)帶病生產(chǎn)事故關(guān)井側(cè) 鉆轉(zhuǎn) 注大修關(guān)井9 5 - 8 39 5 - 1 0 0c 9 5 - 9 6c 9 5 - 9 2c 9 5 - 4 69 5 - 9 49 5 - 6 9 C 95 - 989 5 - 39 5 - 1 0 49 5 - 6 29 5 - 1 5 89 5 - 1 0 8 - 9 99 5 - 1 1 3969 5 - 7改造后 12 衛(wèi) 95水剖面圖 衛(wèi) 95組注采曲線 目前因事故井影響共計(jì)減少水驅(qū)控制儲量 95 104噸 ，水驅(qū)動用儲量 79 104噸 ，損失可采儲量 104噸 ，其中油井減少可采儲量 104噸 ，水井減少水驅(qū)可采儲量 104噸 ；采收率 下降 百分點(diǎn)；日產(chǎn)油量減少 33 噸，含水上升 年產(chǎn)油量減少 8700 噸。 表 4 井況影響開發(fā)指標(biāo)統(tǒng)計(jì)表 項(xiàng)目 水驅(qū)控制 水驅(qū)動用 可采儲量 采收率 % 分注率 % 日產(chǎn)油 t 儲量 104t 程度 % 儲量 104t 程度 % 合計(jì) 104t 油井 104t 水井 104t 指標(biāo)下降 3 （二）下步井網(wǎng)恢復(fù)工作量及效果預(yù)測 下步我廠事故治理區(qū)塊共 11 個開發(fā)單元，地質(zhì)儲量 4429 104噸，占事故儲量（ 6452104噸） 油水井事故治理合計(jì) 47 口，占事故井總數(shù)（ 289 口） 其中重點(diǎn)事故治理單元 5 個：明一東、 衛(wèi) 11、衛(wèi) 22、衛(wèi) 95、衛(wèi) 305 塊，合計(jì)地質(zhì)儲量為 2081 104噸，占事故儲量 占治理事故儲量 治理井?dāng)?shù) 37 口，占總治理井?dāng)?shù) 其中油井實(shí)施 18 口，預(yù)計(jì)可恢復(fù)水驅(qū)控制儲量 104噸，水驅(qū)動用儲量 104噸，可采儲量 104噸，增加產(chǎn)能 /天，全年累計(jì)產(chǎn)油 104噸：更新實(shí)施 1口，開窗側(cè)鉆 9 口，下 4 寸套 2 口，套管補(bǔ)貼 1 口，常規(guī)大修 4 口。水進(jìn)實(shí)施 29 口，預(yù)計(jì)可恢復(fù)水驅(qū)控制儲量 104噸，水驅(qū)動用儲量 104噸，可采儲 量 104噸，增加有效注水能力 1900m3/d，預(yù)計(jì)全年對應(yīng)油井見效增油能力 1740 噸 /天，井組見效增油 104噸：更新實(shí)施 8 口，開窗側(cè)鉆 7 口，下 4 寸套 3 口，換井底 3 口，大修 8 口。 306090日注60110160液量36912油量909498 含水1350150016502003事故后 13 如衛(wèi) 95 塊，一是利用事故井開窗側(cè)鉆，挖掘井況損壞區(qū)、斷層邊角的剩余油：開窗側(cè)鉆1 口（ 95）；利用成熟配套的 4 寸套、換井底、大修工藝對儲量損失較大的事故井進(jìn)行修復(fù)：大修 2 口（ ）。二是在剩余油富集的事故區(qū)，恢復(fù)區(qū)域注采井網(wǎng)，提高儲量動用程度：下 4寸套 1口（ 95換 井底 1口（ 95大修恢復(fù) 3口（ 95 二、剖面改善潛力 （一）目前油田吸水剖面現(xiàn)狀 統(tǒng)計(jì)近期吸水剖面 146 口，其注水量為 d（按原始吸水剖面），324 層，總連通厚度為 753 層，小層連通率為 95 層，吸水厚度、層數(shù)分別占射開厚度及層數(shù)的 占連通厚度及層數(shù)的 即是說目前全油田仍有 連通厚度和 連通層未被水驅(qū)動用。 從吸水強(qiáng)度看，吸水強(qiáng)度大于 15m3/2m/49層，分別占吸水厚度及層數(shù)的 而吸水量占總吸水量 尤其是古云集油田，大孔道吸水量占 而其層數(shù)只占吸水層數(shù)的 其次是文明寨油田，大孔道層數(shù)只占吸水層數(shù)的 而相應(yīng)吸水量占總吸水量 但是，目前吸水剖面現(xiàn)狀還是比較好的：吸水強(qiáng)度小于 5m3/17 層，分別占吸水厚度及層數(shù)的 其吸水量占總吸水量的 中等吸水強(qiáng)度（指吸水強(qiáng)度介于 5m3/ 10m3/間的層）的層有 29 層，分別占吸水厚度及層數(shù)的 其吸水量占總吸水量的 從吸水剖面現(xiàn)狀分析可看出：以文明寨油田、馬寨油田衛(wèi) 95 塊為主的淺層油藏改善吸水剖面的主要工藝應(yīng)以調(diào)剖、細(xì)分與增注相結(jié)合為主；以衛(wèi)城深層、馬寨油田衛(wèi) 305 塊為主的深層油藏應(yīng)以高壓分注、增注和近解遠(yuǎn)調(diào)工藝為主。 （二）分注現(xiàn)狀 截止 2004 年 12 月份，我廠共有水井 420 口，總注水量為 16097m3/d，其中分注井（包括注單層井） 209 口，分注率為 分注水量為 9881m3/d，占總水量的 文明寨油田分注率較高，達(dá)到了 分注水量百分比達(dá)到了 馬寨油田受井況影響，目前分注率僅 低于全廠平均水平 9 個百分點(diǎn)，其分注水量只有 低于全廠平均水平 14 從分注級段看，目前我廠仍以一級二段、二級三段為主，二級三段以上的分注井仍較少：其中一級二段井?dāng)?shù)（包括油套分注，其相當(dāng)于一級二段分注）為 122 口，水量為 4826m3/d，占分注水量 二級三段 52 口，占分注井總數(shù) 水量為 3468m3/d,占分注水量 二級三段以上只有 10口，占分注井?dāng)?shù) 其水量為 699m3/d，占分注水量 注單層井 25 口，占分注井?dāng)?shù) 12%，水量為 888m3/d，占分注水量 從分油田看，文明寨油田二級三段及以上分注井所占百分比稍高，而衛(wèi)城、馬寨、古云集油田十分低：三個油田二級三段分注井只有 9 口，二級三段以上只有 1 口。 （三）不同級段分注井吸水剖面現(xiàn)狀 目前，全廠共有一級二段分注井（包括油套分注井） 122 口，統(tǒng)計(jì)其中 37 口 2004 年有吸水剖面的井，共射開地層厚度 47 層 ，吸水厚度為 05 層，分別占射開厚度及層數(shù)的 二級三段分注井 52 口， 2004 年有吸水剖面的 27 65 層，其吸水厚度為 90 層，占射開厚度及層數(shù)的 三級四段分注井 10 口，其射開厚度為 98 層，吸水厚度為 8 層，分別占射開厚度及層數(shù)的 與其它級段相比，其吸水厚度及層數(shù)百分比各高出 10 個百分點(diǎn)。 從分油田看，文明寨油田具有分注級段越多，吸水層數(shù)百分比越大的特點(diǎn)；而衛(wèi)城 、馬寨油田不明顯。因而，下步適合在文明寨油田加大層系重組細(xì)分力度。統(tǒng)計(jì)全廠 10 口三級四段分注井，在細(xì)分前，吸水層只有 2 層，而細(xì)分后吸水厚度為 8 層，增加吸水厚度 6 層，平均單井增加 。 （四）下步分注工作量及效果預(yù)測 下步我廠需分注（重分細(xì)分） 39 口，預(yù)計(jì)啟動新層 80 層，104噸，對應(yīng)油井 118 口，見效增油能力 /天，年累計(jì)見效增油 6846 噸；其中常規(guī)分注 8 口，套損小直徑分注 8 口， 4 寸套小直徑分注 12 口，層系重分細(xì)分 11 口。分油田情況如下： 文明寨油田因 2004 年部分重點(diǎn)水井套損后對目的層系實(shí)施懸掛 4 寸套，因而以 4 寸套小直徑分注為主：共實(shí)施 4 寸套小直徑分注 8 口，預(yù)計(jì)可啟動新層 9 層，增加水驅(qū)動用儲量 104噸，對應(yīng)油井見效增油 32 噸 /天，年增油 1600 噸。如明 113 井，該井組主力層系為三下 層系于 2003 年 7 月份事故后被迫實(shí)施 4 寸套懸掛，但其相對于上層系三上 2而籠統(tǒng)注水后吸水強(qiáng)度減弱，無法有效實(shí)施分層調(diào)控，對應(yīng)油井明84、明 350 井含水有上升趨勢 ，而明 210 井能量下降，井組日降油 。 15 衛(wèi)城油田以層系重分細(xì)分為主：共實(shí)施 19 口，其中常規(guī)分注 6 口，套損小直徑分注 2 口、4 寸套小直徑分注 1 口，層系重分細(xì)分 10 口，預(yù)計(jì)可啟動新層 23 層，增加水驅(qū)動作儲量 104噸，油井見效增油能力 42 噸 /天，年累見效增油 3021 噸。 馬寨油田以套損小直徑分注為主：共實(shí)施 11 口，其中常規(guī)分注 2 口，套損小直徑分注 5口， 4 寸套小直徑分注 3 口，層系重分細(xì)分 1 口，預(yù)計(jì)可啟動新層 5 層，增加水驅(qū)動用 104噸，油井見效增油能力 /天 ，年累見效增油 1975 噸。 （五）下步調(diào)剖工作量及效果預(yù)測 2005 年，我廠調(diào)剖重點(diǎn)以文明寨油田、馬寨油田衛(wèi) 95 塊淺層油藏為主，全廠安排調(diào)剖工作量 118 口，預(yù)計(jì)可啟動新層 58 層，增加水驅(qū)動用儲量 104噸，油井見效增油能力 259 噸 /天，年累見效增油 104 噸，其中淺層調(diào)剖 57 口，要求分層調(diào)剖 56 口，占調(diào)剖井總數(shù)的 預(yù)計(jì)可啟動新層 28 層，增加水驅(qū)動用儲量 104噸，油井見效增油能力 118 噸 /天，年累見效增油 104噸。 如明一東塊沙三上層系， 2002對 6 個井組實(shí)施了整體聚合物驅(qū)，實(shí)現(xiàn)了該層系連續(xù) 2 年的產(chǎn)量穩(wěn)升，但到 2004 年下半年，部分井組含水有上升趨勢（如 ），日降油 ，為了減緩層間矛盾的進(jìn)一步加劇，有必要對該層系進(jìn)行新一輪的整體調(diào)剖：預(yù)安排調(diào)剖 7 口（ ），對應(yīng)油井 12 口，預(yù)計(jì)可啟動新層 2 層，增加水驅(qū)動用儲量