采油工程主要措施挖潛思路

CentralAsiaOilCompanyLimited中亞石油有限公司

2014年采油工程

主要管理和工藝措施挖潛思路注采工程技術(shù)部二零一四年二月第一頁，共三十九頁。2014年注采工程部以原油25萬噸生產(chǎn)任務(wù)為中心，按照滿足油田開發(fā)、生產(chǎn)管理的需要，潛心攻關(guān)，精細(xì)管理，努力做到“兩控制、兩提高”，實(shí)現(xiàn)工藝措施挖潛思路的“一個(gè)轉(zhuǎn)變”，為油田可持續(xù)發(fā)展提供工藝技術(shù)支撐。兩控制：檢泵率控制在20%以內(nèi)，返工率控制在10%以內(nèi)。兩提高：分注率提高到60%，注水合格率突破65%。一轉(zhuǎn)變：由低含水措施挖潛向高含水控水穩(wěn)油挖潛轉(zhuǎn)變。第二頁，共三十九頁。第一部分提高注水井兩率確保老井持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)第三頁，共三十九頁。

分析無法細(xì)分小夾層井情況，優(yōu)選單井細(xì)分工藝實(shí)現(xiàn)分注率60%。2014年各區(qū)塊細(xì)分潛力分布表油田總井?dāng)?shù)口分層井口潛力井口不具備潛力井，口注水壓力高夾層小州13（1-2）104637277州13（3-6）1113912537肇413822682523合計(jì)2971282711537分注率（%）43.1%+9.1%通過降壓增注細(xì)分12.5%第四頁，共三十九頁。工藝類別工藝名稱工藝原理管柱示意圖小卡距細(xì)分雙導(dǎo)向細(xì)分工藝?yán)谜磳?dǎo)向偏心配水器，采用一正一反導(dǎo)向體，并配套正、反導(dǎo)向投撈器，實(shí)現(xiàn)2m配水間距投撈互不干擾小隔層細(xì)分長膠筒細(xì)分工藝?yán)瞄L膠筒封隔器的膠筒長度優(yōu)勢來密封小隔層，實(shí)現(xiàn)小隔層細(xì)分0.5m雙膠筒細(xì)分工藝?yán)秒p組膠筒封隔器密封小隔層，坐封時(shí)必有其中一組膠筒位于隔層內(nèi)部，實(shí)現(xiàn)小隔層細(xì)分0.5m化學(xué)淺調(diào)剖細(xì)分工藝部分水井夾層小仍無法實(shí)現(xiàn)細(xì)分且層段內(nèi)差異大，為此，以“調(diào)剖面、控含水”為目標(biāo)，按照區(qū)塊、井組優(yōu)先的原則，應(yīng)用化學(xué)淺調(diào)剖技術(shù)，控制高滲透層的吸水能力，改善層間動(dòng)用狀況，緩解層間矛盾。采用上述工藝，可實(shí)現(xiàn)2m卡距及0.5m或0.5m以下隔層的細(xì)分要求。1完善注水井配套工藝第五頁，共三十九頁。根據(jù)調(diào)剖的主要機(jī)理及現(xiàn)場施工要求，確定淺調(diào)剖的選井原則：

一是單層最大吸水強(qiáng)度與全井吸水強(qiáng)度的比值大于1.6，最大水淹半徑與全井平均水淹半徑的比值大于1.25

二是無吸水剖面資料的注水井層間滲透率變異系數(shù)大于0.5，調(diào)剖目的油井含水40%以上

三是泵壓高于注水壓力2MPa以上四是層段內(nèi)吸水差異較大的分層井第六頁，共三十九頁。針對問題油藏存在鉆井液、粘土、腐蝕產(chǎn)物等無機(jī)物和膠質(zhì)、瀝青質(zhì)、蠟和細(xì)菌等有機(jī)物堵塞儲(chǔ)層存在非均質(zhì)且污染程度存在差異以往措施無效井技術(shù)對策研究應(yīng)用復(fù)合酸化技術(shù)，解除近井地帶污染、恢復(fù)水井吸水能力主要研究暫堵酸化工藝，實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)層均勻吸水主要研究機(jī)械細(xì)分水力壓裂酸化工藝，達(dá)到單井逐層酸化增注的目的研究以復(fù)合酸化為主的主體酸化技術(shù)，試驗(yàn)應(yīng)用暫堵酸化和機(jī)械細(xì)分水力壓裂酸化工藝，逐步完善注水井酸化降壓增注技術(shù)，解決水井高壓欠注問題。2開展注水井降壓增注現(xiàn)場試驗(yàn)第七頁，共三十九頁。2014全年分層井井?dāng)?shù)大約為150井次，按照大慶油田分層井每年每口測調(diào)三次測算，全年需要測調(diào)總井?dāng)?shù)為450井次。2014年測試隊(duì)將增加1臺(tái)測試車大約于3月中旬能夠使用，這樣計(jì)劃在2014年能夠有5臺(tái)測試車投入生產(chǎn)，每個(gè)車組在車輛正常，無雨季及其它因素影響的情況下，如果每月完成7井次，測試隊(duì)計(jì)劃每月總共能完成35井次。全年按工作10個(gè)月計(jì)算能完成350井次，距全年計(jì)劃450井次還有100井次的差距。月份234567891011121合計(jì)工作量，井次12323535282828353530189325自有隊(duì)伍完成注水井分層測試工作量預(yù)測月份234567891011121合計(jì)工作量，井次01610106666202040104剩余完成注水井分層測試工作量預(yù)測3加強(qiáng)注水井測調(diào)試工作，確保注好水、注夠水第八頁，共三十九頁。

注水井洗井工作量測算表單位水井開井?dāng)?shù)，口當(dāng)年新投井，口轉(zhuǎn)注井，口分層井

洗井

井次籠統(tǒng)井

洗井

井次應(yīng)洗井?dāng)?shù)

井次分層井籠統(tǒng)井分層井籠統(tǒng)井分層井籠統(tǒng)井一區(qū)644200012128108236三區(qū)38710001176164240四區(qū)2656000652124176全區(qū)12816900029256396652

2014年計(jì)劃洗井652井次，重點(diǎn)在提高洗井質(zhì)量上下功夫。一是完善監(jiān)督管理體系，重點(diǎn)檢查水量和水質(zhì)，同時(shí)加大技術(shù)改造力度。二是從二月下旬開始罐車洗井，搶前抓早，確保全年每口井洗兩次；三是由注采部每月組織實(shí)行測試、洗井例會(huì)協(xié)調(diào)制度。四是加大對測試隊(duì)伍的技術(shù)培訓(xùn)力度和考核力度，充分調(diào)動(dòng)測試隊(duì)伍的積極性。月份1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月小計(jì)計(jì)劃，井次001009072504545759065106522014年洗井工作量運(yùn)行計(jì)劃

4為確保注好水注夠水

強(qiáng)化注水井洗井技術(shù)管理第九頁，共三十九頁。第二部分做實(shí)做細(xì)井筒管理控制兩率在指標(biāo)以內(nèi)第十頁，共三十九頁。

2013年檢泵井影響產(chǎn)量共計(jì)2256t，針對這種情況，在2014年的工作中將繼續(xù)摸索高溫蒸汽熱洗、超導(dǎo)熱洗和化學(xué)加藥等清防蠟方式在不同井況條件下的合理施工周期及參數(shù)，逐步建立以化學(xué)加藥和超導(dǎo)熱洗為主，高溫蒸汽熱洗為輔的清防蠟分類管理體系，通過強(qiáng)化井筒管理，確保井筒暢通，努力降低兩率來減少影響產(chǎn)量，確保影響產(chǎn)量系數(shù)控制在1%以內(nèi)。主要采取化學(xué)清蠟為主，超導(dǎo)熱洗為輔組合清防蠟方式含水低于30%含水30~70%主要以改性降粘劑和高溫蒸汽熱洗的組合清防蠟方式含水高于70%不加藥井，以藥劑為添加劑進(jìn)行高溫蒸汽熱洗清防蠟方式。

針對稠油區(qū)油井主要以加改性降粘劑和強(qiáng)磁防蠟器組合進(jìn)行清防蠟方式。在采油四工區(qū)采用超導(dǎo)熱洗為主加清防蠟劑為輔方式

研制清防蠟運(yùn)行監(jiān)督系統(tǒng)，并以監(jiān)測結(jié)果為參考，實(shí)施月度考核，從而增強(qiáng)崗位員工的責(zé)任意識，保證洗井施工質(zhì)量。1加強(qiáng)泵筒管理，控制檢泵率在20%以內(nèi)第十一頁，共三十九頁。優(yōu)參數(shù)下調(diào)抽汲參數(shù)，減緩桿管偏磨降阻力試驗(yàn)油管錨定裝置，減少油管彈性變形偏磨治理技術(shù)阻接觸應(yīng)用扶正器、防偏磨接箍，減緩桿管偏磨應(yīng)用限位抽油桿，防止扶正器竄位應(yīng)用非金屬涂塑接箍，防止連桿偏磨第十二頁，共三十九頁。抽油泵固體防蠟阻垢管篩管尾管井下點(diǎn)滴阻垢裝置長柱塞防砂防垢泵固體防蠟阻垢器結(jié)垢治理技術(shù)清垢質(zhì)應(yīng)用化學(xué)除垢技術(shù)，周期清理井筒垢質(zhì)應(yīng)用高壓水力射流技術(shù)，清除油管垢質(zhì)阻沉積應(yīng)用固體阻垢技術(shù)，預(yù)防有機(jī)、混合垢應(yīng)用井下點(diǎn)滴阻垢技術(shù)，預(yù)防無機(jī)垢防卡漏應(yīng)用長柱塞防砂防垢泵，降低卡漏機(jī)率第十三頁，共三十九頁。據(jù)統(tǒng)計(jì)僅2013年因重復(fù)作業(yè)影響產(chǎn)量790.8噸。2014年我們要實(shí)行一體化管理模式，完善清防蠟、除防垢、偏磨治理三項(xiàng)技術(shù)管理體系，努力降低油井兩率，力爭一年檢泵率降到20%，兩年內(nèi)綜合返工率降到5%的目標(biāo)，最大限度地減少因重復(fù)作業(yè)影響產(chǎn)量。檢泵率20%，綜合返工率5%管理模式日常管理配套技術(shù)指標(biāo)運(yùn)行偏磨防治技術(shù)清防蠟技術(shù)結(jié)垢防治技術(shù)井下工具管理三方監(jiān)督體系機(jī)采指標(biāo)考核作業(yè)指標(biāo)考核制度保障方案設(shè)計(jì)井控檢泵管理制度疑難油井治理井筒動(dòng)態(tài)調(diào)整2加強(qiáng)系統(tǒng)各節(jié)點(diǎn)管理，確保作業(yè)指標(biāo)“兩”第十四頁，共三十九頁。2014年以提高作業(yè)質(zhì)量、減少維護(hù)工作量、保障原油生產(chǎn)為目標(biāo)，繼續(xù)從強(qiáng)化管理和提高技術(shù)兩方面控制作業(yè)兩率。三年是將檢泵率、綜合返工率指標(biāo)列入各采油工區(qū)年度獎(jiǎng)金考核指標(biāo)，強(qiáng)化各相關(guān)部門的井筒管理意識。加大對重點(diǎn)環(huán)節(jié)的現(xiàn)場管控力度。一是按大泵徑、長沖程、慢沖次原則，優(yōu)化地面參數(shù)；采用碰泵熱洗上調(diào)參三步法加大檢前處理力度，能處理不作業(yè)。五是結(jié)合檢泵原因，在每月5日召開作業(yè)講評會(huì)，由作業(yè)組逐一講評返工井返工原因，認(rèn)定責(zé)任返工井，并下處罰通知單，同時(shí)提出下步降低綜合返工率對策。二是實(shí)施井筒分類管理，減少停機(jī)不當(dāng)造成卡泵；將蠟卡井列入采油工區(qū)季度獎(jiǎng)金考核，確保井筒管理暢通，達(dá)到井筒管理規(guī)范化。四是強(qiáng)化作業(yè)現(xiàn)場監(jiān)督，建立檢泵井三方寫實(shí)記錄卡片（附檢泵記錄），加強(qiáng)現(xiàn)場記錄寫實(shí)力度，注采工程部組織逐口井進(jìn)行分析作業(yè)原因，制定對策，以降低檢泵率。三方認(rèn)證檢泵井寫實(shí)記錄卡片（采油工區(qū)）編號：ZC-ZY-XSJL-01采油工區(qū)檢泵井號：

檢泵時(shí)間：

上報(bào)檢泵原因：

上次作業(yè)時(shí)間：

上次作業(yè)原因：

現(xiàn)場監(jiān)督

寫實(shí)

監(jiān)督人：填寫日期：三方認(rèn)證檢泵井寫實(shí)記錄卡片（作業(yè)監(jiān)督）編號：ZC-ZY-XSJL-02作業(yè)監(jiān)督檢泵井號：

檢泵時(shí)間：

備注：

現(xiàn)場監(jiān)督

寫實(shí)

填寫人：填寫日期：三方認(rèn)證檢泵井寫實(shí)記錄卡片（機(jī)采組）編號：ZC-ZY-XSJL-03機(jī)采組檢泵井號：

泵徑：

鋼號：

檢泵記錄

填寫人：填寫日期：第十五頁，共三十九頁。第三部分2014年圍繞措施增產(chǎn)所要開展的主要工作第十六頁，共三十九頁。2014年計(jì)劃實(shí)施油井增產(chǎn)措施138口，水井增注措施15口，油水井大修6口。預(yù)計(jì)年增油1.1×104t，年增注2.0×104m3。項(xiàng)目油井水井老井壓裂機(jī)械堵水化學(xué)堵水換大泵調(diào)參小計(jì)酸化深淺調(diào)剖小計(jì)計(jì)劃口4095246013851015預(yù)計(jì)增油/增注×104t/m30.760.10.10.070.091.12.0/2.0大修分類普修，口側(cè)斜，口深取，口合計(jì)，口計(jì)劃600612014年主要措施工作安排第十七頁，共三十九頁。2014年措施工作量運(yùn)行計(jì)劃措施項(xiàng)目工作量2014年施工計(jì)劃，口完成時(shí)間2月3月4月5月6月7月8月9月10月鉆井，投產(chǎn)，投注1064

3月油井壓裂402849944

8月備選壓裂13

換偏心井口23

隨作業(yè)換大泵11

2月堵水14

3443

10月周期采油3

6月大修4

11

11

6月高含水關(guān)井13

高含水開井1

注水井轉(zhuǎn)抽油機(jī)1

1

抽轉(zhuǎn)撈13454

維護(hù)作業(yè)544757166810

水井油井轉(zhuǎn)注29

2477910月?lián)埔航祲?6

3443

2

10月補(bǔ)孔2

11

6月大修6

11

1111

重配15

22

2

2

1

2

2

2

周期注水開3

周期注水關(guān)7

分層注水18

3

33333

8月測試調(diào)整49

籠統(tǒng)調(diào)整23

3月第十八頁，共三十九頁。2014年，針對40口老井壓裂井，我們要通過壓裂選井敏感因素分析，分析單井的連通情況、剩余油分布規(guī)律及改造目的層的特點(diǎn)，以控制含水、提高老井產(chǎn)量為目標(biāo)，按照“中高水淹層控制壓裂規(guī)模，低水淹層適當(dāng)加大壓裂規(guī)模，未水淹層采用大砂量壓裂”的設(shè)計(jì)原則，優(yōu)化不同類型區(qū)塊壓裂規(guī)模，開展“一井一對策”個(gè)性化壓裂工藝。類別因素分析結(jié)果越小越優(yōu)滲透率若產(chǎn)層滲透率極低，采取壓裂可提高導(dǎo)流能力，擴(kuò)大泄油面積孔隙度對孔隙度低的油層，采取壓裂可改變孔隙結(jié)構(gòu)，增加連通喉道的數(shù)目含水飽和度反映油層物性好壞，對含水飽和度過高的井層，采取壓裂難以獲得良好效果油井產(chǎn)量壓裂措施主要針對滲透率低、產(chǎn)量低的井層采出程度采出程度越高，剩余可采儲(chǔ)量越低，增產(chǎn)效果不會(huì)太好越大越優(yōu)表皮系數(shù)表皮系數(shù)越大，污染程度越嚴(yán)重，若進(jìn)行壓裂可有效改善滲流條件有效厚度有效厚度太薄，增產(chǎn)效果受到很大影響注采壓差注采壓差越大，若進(jìn)行壓裂，產(chǎn)生刺穿遮擋或低滲帶裂縫州13、肇413壓裂選井敏感因素分析表2優(yōu)化壓裂工藝設(shè)計(jì)，提高老井措施產(chǎn)量第十九頁，共三十九頁。從壓裂效果的角度分析，施工規(guī)模越大裂縫越長，壓裂有效期相對較長；但從經(jīng)濟(jì)的角度分析，施工規(guī)模越大，壓裂費(fèi)用越高。隨著加砂量的增加，水力裂縫的延伸在縫長、縫寬、縫高三個(gè)方向是不一樣的，以縫長延伸為主，縫高略有增加、縫寬基本不變。隨著排量增加，縫高延伸加快。對隔層較小井，為防止竄槽，降低施工排量。對于層段內(nèi)夾層薄、小層多井，增加施工排量，盡可能壓開多個(gè)層段。第二十頁，共三十九頁。序號井況特點(diǎn)壓裂工藝1已壓裂過層段重復(fù)轉(zhuǎn)向壓裂2高含水井高滲透層、有挖掘潛力應(yīng)用覆膜砂3油層多、厚度小、夾層薄多裂縫4裂縫性見水、有動(dòng)用差接替層高含水井堵壓結(jié)合5全井夾層平均小于3m，小層數(shù)6個(gè)以上定向打孔壓裂6夾層小，卡段內(nèi)小層多，無法細(xì)分壓裂大排量7油層水淹程度高、斷層附近高砂比壓裂壓裂工藝參數(shù)優(yōu)化第二十一頁，共三十九頁。針對以上工藝措施，逐口分析2014年計(jì)劃壓裂井40口，分析認(rèn)為12口井暫時(shí)不具備壓裂條件。井號地層條件工藝設(shè)計(jì)制定依據(jù)工藝設(shè)計(jì)砂巖有效滲透率肇132-斜627.22.627.2單方向注水，注采不完善大規(guī)模壓裂肇136-斜626.51.07.3單方向注水，注采不完善大規(guī)模壓裂肇142-斜523.92.055.7單方向注水，注采不完善，注水井壓力高①可對注水井降壓增注后觀察效果②對應(yīng)壓裂③大規(guī)模壓裂肇142-斜607.53.074.6PI5有效厚度3m，其他層無有效厚度相鄰注水井壓力較高定向打孔壓裂PI5肇142-斜623.40.78.7有效厚度小，地層條件差籠統(tǒng)壓裂肇146-斜603.60.0

無有效厚度大規(guī)模、大排量壓裂肇162-斜605.03.232.9PI2-4厚度3.2m定向打孔大排量壓裂肇162-斜624.22.2119.3PI41厚度1.6，滲163.9，注水井PI2層較好，隔層小無法分層壓裂大排量壓裂肇162-斜663.21.19.6斷層邊部，平面矛盾嚴(yán)重，注水井壓力高，定向打孔壓裂肇166-斜554.22.760.5注水井肇74-更斜40為更新井，投注時(shí)間短緩壓肇166-斜604.42.055.3平面矛盾嚴(yán)重，單向注水，注采不完善大規(guī)模壓裂州1607.63.6

PI2層堵水，厚度較大，其他層有效厚底僅1m分層壓裂，PI2/PI3+4，覆膜砂大砂比壓裂州24-285.14.025.0本次作業(yè)產(chǎn)量突降，結(jié)垢嚴(yán)重，活塞卡死在工作筒試驗(yàn)熱氣酸解堵，或?qū)?+4層大規(guī)模壓裂州28-186.33.342.7平面矛盾嚴(yán)重，油井東側(cè)有可疑斷層定向打孔壓裂州28-288.40.0

斷層邊部，無有效厚度，結(jié)垢非常嚴(yán)重試驗(yàn)熱氣酸解堵州30-268.53.522.7

分層壓裂，上部2-4大排量壓裂，下步5+6籠統(tǒng)壓裂州34-斜447.53.246.2斷層邊部，平面矛盾注水井州34-46定向打孔分層壓裂，州34-斜44方向壓PI2層，州34-斜48方向壓PI4層州34-斜484.81.314.2州36-506.24.021.2層多，隔層薄大排量壓裂州36-527.13.37.3雙方向注水，層多，隔層薄大排量壓裂2014年老井壓裂措施優(yōu)化統(tǒng)計(jì)井號地層條件工藝設(shè)計(jì)制定依據(jù)注采部意見砂巖有效滲透率州38-485.22.816.0斷層邊部，層多，隔層薄大排量壓裂州38-504.92.510.4

大排量壓裂州24-606.42.719.1平面矛盾嚴(yán)重，注水不受效，油水井井距大大規(guī)模壓裂州27-675.11.633.1平面矛盾嚴(yán)重，注水不受效定向打孔壓裂（方向28-64、30-64之間）州31-斜685.83.090.7注水井州29-69注水時(shí)間短，累注量低建議緩壓州44-393.81.331.4

重復(fù)轉(zhuǎn)向壓裂州48-404.32.49.8注水井州48-38注水時(shí)間短，累注量低建議緩壓州8044.71.7

斷層邊部，油水井井距大，注水井州48-62撈液降壓定向打孔壓裂肇144-斜585.92.05.8斷層邊部，地層條件差不建議壓裂肇146-斜504.22.935.6油水井間存在可疑斷層，如無斷層，定向打孔大規(guī)模壓裂，如有斷層不建議壓裂肇158-新斜485.01.118.7斷層邊部，平面矛盾導(dǎo)致油井地層壓力低不建議壓裂肇164-斜5614.02.311.9斷層邊部，地層壓力低不建議壓裂州38-544.92.122.8平面矛盾嚴(yán)重或污染嚴(yán)重加大規(guī)模壓裂州42-524.02.133.0州29-斜357.94.752.6無注水井，多層夾角處不建議壓裂州42-斜436.21.918.3受斷層切割，供油面積小，注水不受效不建議壓裂肇224.63.4

地層條件差不建議壓裂或大規(guī)模壓裂PI4州13-496.21.24.3地層壓力低不建議壓裂州16-斜405.43.331.5斷層邊部不建議壓裂或大砂比壓裂州62345.90.822.8地層條件差，含水飽和度高不建議壓裂第二十二頁，共三十九頁。1、各項(xiàng)技術(shù)指標(biāo)應(yīng)符合SY/T6376-1998《壓裂液通用技術(shù)條件》要求；2、現(xiàn)場見到的壓裂液是根據(jù)施工要求和地層狀況配制的加入稠化劑及添加劑的混合液，即基液?；盒阅芤粋€(gè)十分重要的指標(biāo)是表觀粘度，可用六速粘度計(jì)測試，還要觀察凍膠粘度，合格的凍膠粘度均勻、能夠挑掛、不粘杯壁、不脫水，還要測試壓裂液的PH值和交聯(lián)時(shí)間；3、現(xiàn)場施工中要注意交聯(lián)劑應(yīng)連續(xù)、均勻。

強(qiáng)化壓裂現(xiàn)場監(jiān)督確保壓裂施工效果壓裂液性能檢查設(shè)專人現(xiàn)場監(jiān)督第二十三頁，共三十九頁。

1、檢查砂罐的數(shù)量、每罐的裝載量和支撐劑的規(guī)格是否符合設(shè)計(jì)砂量要求。

2、檢查支撐劑性能測試報(bào)告，包含以下性能指標(biāo)：

----粒徑分布

----圓、球度

----表面光滑度

----單粒抗壓強(qiáng)度

----群體破碎率

----酸溶解度

----濁度

----密度

----裂縫短期導(dǎo)流能力或長期導(dǎo)流能力的測定支撐劑的檢查設(shè)專人現(xiàn)場監(jiān)督第二十四頁，共三十九頁。

1、壓裂過程中要執(zhí)行國家標(biāo)準(zhǔn)、行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)及企業(yè)技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)的要求，確保各道工序施工質(zhì)量；

2、壓裂施工中，要有完整的壓裂施工曲線，實(shí)時(shí)監(jiān)測壓裂施工中的壓力、排量、砂比等各項(xiàng)施工參數(shù)，對于問題井要及時(shí)調(diào)整施工方案；

3、壓裂后替擠時(shí)間及擴(kuò)散壓力時(shí)間執(zhí)行設(shè)計(jì)要求。壓后放噴、泄壓、動(dòng)管柱應(yīng)在壓裂液破膠之后進(jìn)行，避免支撐劑隨未破膠壓裂液大量返出，影響裂縫導(dǎo)流能力和第二層壓裂的正常施工；

4、壓裂后，壓裂液的返排要求定時(shí)取樣觀察，了解壓裂液破膠水化情況；

5、壓裂后起壓裂管柱、下完井管柱過程中，嚴(yán)禁動(dòng)水壓井，特殊情況應(yīng)履行審批手續(xù)；

6、在整個(gè)施工全過程中，要嚴(yán)格執(zhí)行HSE的有關(guān)規(guī)定，嚴(yán)禁在井場附近排放殘液。壓裂施工現(xiàn)場全過程設(shè)專人連續(xù)跟蹤第二十五頁，共三十九頁。對于處在注采井網(wǎng)中水線方向上的低產(chǎn)低效井，為了避免人工裂縫沿水線方向的過度延伸，常規(guī)重復(fù)壓裂通常規(guī)模小，未形成新的泄油區(qū)，是壓裂效果不好的原因之一；對于處在油藏邊部的井，由于沒有完善的注采井網(wǎng)，沒有建立合理的注采關(guān)系，地層能量保持水平較低，是造成常規(guī)重復(fù)壓裂效果不好的原因之；對于地層能量偏高、有注水見效史的井選擇重復(fù)壓裂工藝，導(dǎo)致人工裂縫的過度延伸，最終造成重復(fù)壓裂后油井含水上升過快；對于注水受效程度低造成低產(chǎn)低效的油井，老裂縫控制的原油已接近全部采出，裂縫成了主要出水通道，如果繼續(xù)采用常規(guī)重復(fù)壓裂工藝技術(shù)，容易導(dǎo)致油井過快水淹。2014年計(jì)劃壓裂的40口井，38口井低含水井，這些井大部分受斷層切割或注采系統(tǒng)不完善等因素影響，注水不受效，地層壓力低，分析下來至少有12口井難以取得較好的壓裂效果，難以達(dá)到措施增產(chǎn)目標(biāo)。3轉(zhuǎn)變措施挖潛思路，拓寬老井增產(chǎn)措施2013年壓裂井整體效果較差，分析主要有以下四方面原因：第二十六頁，共三十九頁。目前項(xiàng)目部主要增產(chǎn)措施以壓裂為主。截止目前，全區(qū)未壓裂井共計(jì)203口，其中低含水井43口，中高含水井160口，所以立足低含水井進(jìn)行措施選井難度較大。目前油田已進(jìn)入中高含水后期，因此需要逐步轉(zhuǎn)變措施挖潛思路，今后將由低含水井措施挖潛向中高含水井措施挖潛轉(zhuǎn)變，要重點(diǎn)做實(shí)做細(xì)中高含水后期控水穩(wěn)油這篇文章，拓寬措施選井選層空間，尤其在壓裂井選井選層上逐步向高含水低產(chǎn)液，高含水高產(chǎn)液層內(nèi)有剩余油挖潛空間轉(zhuǎn)移。同時(shí)針對不同的高含水成因優(yōu)化不同的工藝措施。州13、肇413區(qū)塊經(jīng)歷了無水采油、低含水采油（油田綜合含水小于40%）、中含水采油（油田綜合含水小于40%-60%）、高含水采油（油田綜合含水小于60%-80%）四個(gè)階段，截止2014年2月，全區(qū)綜合含水已達(dá)71.9%。隨著油田進(jìn)入高含水采油階段，出現(xiàn)了油田開發(fā)分層注水和分層開采難度系數(shù)增加，平面矛盾難以調(diào)整，無效注水循環(huán)現(xiàn)象嚴(yán)重，控制含水上升難度大，噸油耗能逐年增加等諸多技術(shù)問題。第二十七頁，共三十九頁。

為此開展低滲透裂縫性油藏高含水油井堵壓結(jié)合工藝技術(shù)研究。1、天然裂縫是造成含水升高的主要原因

從水驅(qū)開發(fā)動(dòng)態(tài)看，天然裂縫是造成含水升高的主要原因。2、剩余油分布不均衡，平面矛盾突出

裂縫性見水導(dǎo)致高含水區(qū)域呈條帶狀，兩側(cè)仍存在剩余油，平面矛盾突出；從剩余儲(chǔ)量分布看，采出程度高的主力單元，地質(zhì)儲(chǔ)量大，剩余儲(chǔ)量豐富，是主要挖潛對象。3、高含水井缺少有效挖潛手段

常規(guī)壓裂、機(jī)械堵水等常規(guī)增產(chǎn)工藝，不能夠有效挖潛高含水井剩余油，需探索新的挖潛手段。3.1針對裂縫性水淹井高含水井，采取堵壓結(jié)合技術(shù)裂縫性見水對油田開發(fā)主要有以下幾方面影響：

裂縫性見水主要有以下特征：水沿裂縫竄流、波及面積少、油井見水早、含水上升快、累計(jì)產(chǎn)油低。第二十八頁，共三十九頁。該技術(shù)采用先進(jìn)行深部封堵、再進(jìn)行轉(zhuǎn)向壓裂，重新開辟滲流通道。應(yīng)用前置段塞膨潤土堵劑，對地層中的裂縫、大孔道實(shí)施預(yù)堵；應(yīng)用中間段塞PAM凝膠，對微裂縫和水竄通道實(shí)施深部封堵；用封口段塞水泥漿，防止生產(chǎn)過程中聚合物凝膠段塞返吐；應(yīng)用頂替段塞PAM溶液，過量替擠確保水泥漿被充分頂替，無需磨塞。堵壓結(jié)合選井原則：

裂縫性水淹儲(chǔ)層，高產(chǎn)史大于3t、采出程度低于20%、含水大于90%、見水時(shí)間速度快、單層改造厚度大于2.0m的Ⅰ類、Ⅱ類儲(chǔ)層油井。該技術(shù)的重點(diǎn)是對大通道進(jìn)行深部封堵，主要采取以下措施：第二十九頁，共三十九頁。原理：調(diào)剖劑在注入地層的過程中，其流體遵循最小流動(dòng)阻力原則。體膨型顆粒調(diào)剖劑進(jìn)入阻力小的地層，在孔道內(nèi)沉降或滯留并吸水膨脹，可防止后面的調(diào)剖劑流失；鈉土-HPAM絮凝堵劑，作為充填劑和驅(qū)替液，使前緣調(diào)剖劑進(jìn)入處理深部，擴(kuò)大了處理半徑；擠入高強(qiáng)度的調(diào)剖劑在近井地帶形成高強(qiáng)度、耐沖刷的封堵隔板作為封口，防止調(diào)剖劑反吐，可延長調(diào)剖有效期，提高注水啟動(dòng)壓力，啟動(dòng)中、低潛力層，使注入水進(jìn)入中、低滲透層，提高水驅(qū)效率。工藝：

油水井間形成無效循環(huán)的儲(chǔ)層大孔道，導(dǎo)致注入水沿高滲透帶單層突進(jìn)，油井水淹，含水逐漸上升，產(chǎn)量逐漸下降，受重力分異作用影響，油層底部水淹嚴(yán)重，要達(dá)到控水穩(wěn)油的目的，必須采取大孔道封堵措施。

葡萄花油層主要采用復(fù)合型堵劑對水井進(jìn)行調(diào)剖，主要的調(diào)剖劑由堿土-聚合物體系構(gòu)成。3.2主力油層水淹，層內(nèi)剩余油挖潛采取注水井深度調(diào)剖技術(shù)第三十頁，共三十九頁。

針對部分井厚油層頂部水洗強(qiáng)度較低，單一方向調(diào)剖存在繞流現(xiàn)象，對剩余油的挖潛能力有限，因此提出了對應(yīng)調(diào)剖挖潛頂部剩余油的思路。首先，通過電位法測井或微量物質(zhì)示蹤劑檢測確定井組內(nèi)注入水突進(jìn)方向，優(yōu)化設(shè)計(jì)工藝參數(shù)后，對油水井分別采取深度調(diào)剖措施。作用機(jī)理：選井條件：

油井反向調(diào)剖技術(shù)是在油井不采取找水措施的情況下，針對層內(nèi)、層間剩余油富集的高含水井，將堵劑從采油井注入，利用堵劑的阻力“最小進(jìn)入原則”，控制堵劑有選擇地進(jìn)入高含水層和層內(nèi)高滲部位，占據(jù)高滲透帶，在油井的油層中遠(yuǎn)井地帶建立封堵屏障，迫使注入水繞流，擴(kuò)大其波及體積，改變注入水驅(qū)替場分布，驅(qū)動(dòng)死油區(qū)，從而改善油井開采狀況和提高油井產(chǎn)能。注水井注水壓力低，原則上要求注水壓力低于16MPa；采油井綜合含水在90%以上，累積產(chǎn)油在10000t以上；采油井主力油層厚度大，要求單層厚度大于2m；采油井見水特征要求為非裂縫性見水。3.3采取對應(yīng)調(diào)剖的措施，探索層內(nèi)剩余油挖潛的有效途徑第三十一頁，共三十九頁。

高含水層以優(yōu)勢通道控制剩余油分布，層內(nèi)挖潛仍是高含水油田進(jìn)一步提高水驅(qū)采收率的重點(diǎn)，調(diào)剖、封堵強(qiáng)水洗段“大孔道”作為主體挖潛后，圍繞高含水井，實(shí)施油水井對應(yīng)調(diào)整挖潛技術(shù)。對應(yīng)調(diào)壓措施原則：思路：

通過采取間采措施，利用最少的投入，實(shí)現(xiàn)低含水低流壓、高含水高流壓，讓驅(qū)動(dòng)水線向有利方向流動(dòng)。

以井組為單元，從油井端初發(fā)，對已形成大通道且無接替層的高產(chǎn)液高含水井進(jìn)行間采，對低含水井采取降流壓措施，從而抑制高含水層位、釋放低含水層位，同時(shí)在對應(yīng)的水井端進(jìn)行方案調(diào)整，最終達(dá)到利用最小的投入驅(qū)動(dòng)水線向有利方向流動(dòng)，改善層間及平面動(dòng)用狀況的目的。3.4針對高產(chǎn)液高含水井，實(shí)施對應(yīng)調(diào)整挖潛技術(shù)第三十二頁，共三十九頁。對應(yīng)分控措施2口

針對層間干擾與平面差異特別嚴(yán)重的井，在完善水井分注技術(shù)的基礎(chǔ)上。在油井上相應(yīng)地開展可調(diào)、可堵的油井智能配產(chǎn)技術(shù)，實(shí)現(xiàn)油水井的對應(yīng)分控，進(jìn)一步解決層間干擾與平面矛盾問題。

2014年我們繼續(xù)擴(kuò)大試驗(yàn)壓力開關(guān)找堵水技術(shù)，進(jìn)行油水井對應(yīng)分控。對應(yīng)分控是以井組為單元，水井端完善配套的精細(xì)細(xì)分及測試技術(shù)，油井端配套壓電開關(guān)，采取油水井對應(yīng)分控、調(diào)整，進(jìn)而實(shí)現(xiàn)井組整體均勻動(dòng)用。第三十三頁，共三十九頁。井號砂巖有效日產(chǎn)液日產(chǎn)油含水累計(jì)產(chǎn)油備注注采部意見州20-斜3610.42.310.62.180.01231該井滲透率182.1，投產(chǎn)即見水，注水井壓力17.2，各層厚度較小單一見水層位

堵壓結(jié)合否覆膜砂州58483.61.68.40.792.03288分析該井見水層位為PI2，該層有效厚度0.3，滲透率22.9，其它層有效厚度1.3m堵壓結(jié)合州58445.72.722.33.982.410307該井投產(chǎn)6個(gè)月即見水，見水層位為PI5對應(yīng)分控州18-628.36.023.03.883.411770該井主力油層PI2+3厚度3.1，PI5厚度2.1對應(yīng)調(diào)剖州32-208.32.429.72.591.416222見水層位為PI3+4，無接替層對應(yīng)調(diào)壓州1-517.03.813.61.192.111785該井主力油層PI2厚度2.2，反向調(diào)剖州52526.73.99.81.584.914567分析該井PI2及PI4層均見水，測產(chǎn)出，無接替層州32-565.11.710.80.099.66277該井見水層位為PI3+4，該層有效厚度1.7，滲透率202.7，無接替層覆膜砂州28-46.94.73.80.684.07160該井主要見水層位為PI5層，有效厚度為3m，滲透率為108.6州18-547.21.94.90.785.27811該井可觀察州16-54、州16-56措施后效果，同時(shí)測產(chǎn)出，當(dāng)見水層含水大于90%后堵水，觀察州56566.43.010.10.991.13194分析見水層位為PI2化學(xué)細(xì)分州16-545.23.620.13.881.019485該井主力油層PI2厚度1.7州22-64.32.121.92.190.312651該井相鄰注水井芳246-114注水壓力15MPa州30-206.01.67.60.790.911489分析PI5層見水，有效厚度0.9，滲透率13.4，相鄰注水井壓裂17.9、20，上下隔層厚度2.2、1.4，測產(chǎn)出機(jī)械堵水州52329.32.48.81.978.472052012年測產(chǎn)出見水層位為PI5州84.82.08.71.187.27820無法確定出水層位，測產(chǎn)出州24-307.22.429.51.694.413521分析該井見水層位為PI5層，相鄰注水井由于均19MPa以上州26-07.91.921.60.896.27191分析該井見水層位為PI2，州16-568.03.15.50.787.47643該井厚度較大，測產(chǎn)出深度調(diào)剖州26-445.03.420.40.896.115312分析該機(jī)見水層位為PI2，州32-148.84.319.81.592.618422高產(chǎn)液，高含水，周圍注水井壓力16MPa左右州32-285.82.133.02.392.922807見水層位為PI4，無接替層州34-129.01.534.72.891.813068高產(chǎn)液，高含水，周圍注水井壓力16MPa左右州14-449.22.818.61.591.810335該井處于斷層邊部，投產(chǎn)10個(gè)月見水州54365.31.510.92.081.67203無法確定出水層位，測產(chǎn)出

堵水井工藝措施設(shè)計(jì)針對地質(zhì)部提出16口機(jī)械堵水井及注采部選擇的9口高產(chǎn)液高含水井，通過逐井分析，對堵水井工藝措施進(jìn)行初步設(shè)計(jì)思路。第三十四頁，共三十九頁。①油藏條件：剩余油飽和度較高（35%~60%），水驅(qū)效果差，低滲、產(chǎn)能不足的單干井、與周圍井的連通性差，其他強(qiáng)化開采方法不能見效的油井、受層間干擾的油井；油藏密封性好；油層溫度越高越好；油井含水率小；層內(nèi)非均質(zhì)性好，層間滲透率差異小；原油粘度低；原油膠質(zhì)、瀝青質(zhì)含量小；原油組分分子量中等偏小，輕質(zhì)多、甲烷等較少；地下水礦化度高。②井筒限制條件：存在如套損的機(jī)械故障問題；井筒有封隔器等機(jī)械卡封的工藝；完井工藝有質(zhì)量問題，生產(chǎn)中存在竄槽現(xiàn)象；所需井筒作業(yè)措施少。③地面輔助條件：主要井場面積大，道路較好，適合施工車輛的擺放與運(yùn)輸條件。

該技術(shù)是將一定量的二氧化碳由油井的油套環(huán)空注入地層后經(jīng)過一段時(shí)間的燜井，二氧化碳充分?jǐn)U散到油層中，使原油粘度降低，體積膨脹等，使原油易于采出。二氧化碳吞吐技術(shù)選井條件：影響措施效果的主要因素：①剩余油飽和度：剩余油飽和度是提高采收率的物質(zhì)基礎(chǔ)，剩余油飽和度低，一方面是增油的物質(zhì)基礎(chǔ)薄弱，另一方面整體含水太高會(huì)影響CO2與原有的溶解作用。②構(gòu)造位置：構(gòu)造位置主要影響CO2與原油的接觸作用，處于斷層根部或者微構(gòu)造高點(diǎn)的井能形成有效的CO2聚集區(qū)，使CO2能夠與原油充分發(fā)生作用。③優(yōu)勢滲流通道：優(yōu)勢滲流通道也是影響CO2與原油的接觸作用，優(yōu)勢滲流通道的存在，導(dǎo)致CO2沿著優(yōu)勢滲流通道發(fā)生氣竄，同樣不能形成有效的CO2聚集區(qū)，使CO2能夠與原油充分發(fā)生作用。因此，對于分析有明顯優(yōu)勢滲流通道的油藏或井區(qū)，建議先實(shí)施堵水或調(diào)剖，后實(shí)施CO2吞吐。④單井注入量：單井注入量是影響開發(fā)效果的最重要操作因素，主要受油井的含水率和油藏屬性等因素影響。4調(diào)研項(xiàng)目4.1二氧化碳吞吐技術(shù)第三十五頁，共三十九頁。熱氣酸解堵技術(shù)是一項(xiàng)成熟的、有效的增產(chǎn)措施，可有效解除油井近井地帶無機(jī)、有機(jī)堵塞，提高滲透能力，增油效果顯著。熱氣酸解堵機(jī)理

熱氣酸解堵藥劑體系主要由土酸、銨鹽、亞硝酸鹽及表面活性劑組成。其中土酸可解除近井地帶無機(jī)垢質(zhì)堵塞，恢復(fù)地層滲透率，同時(shí)也可與泥質(zhì)膠結(jié)物及石英、長石顆粒反應(yīng)，增大地層孔隙度；銨鹽與亞硝酸鹽反應(yīng)放出大量氣體和熱，熱能在油層中進(jìn)行徑向和垂向傳導(dǎo)，使油井近井地帶溫度升高，降低膠