美丽油田中渗油藏精细注水开发技术汇报

第一篇：美丽油田中渗油藏精细注水开发技术汇报

美丽油田中渗油藏精细注水开发

技术汇报材料

第一部分

水井分层工艺

一、工作量完成情况

2009年1-5月份美丽油田沙二段共实施水井动管作业143井次，占全厂水井总工作量的63.6%。其中措施94井次，占全厂水井措施工作量的66.7%，维护49井次，占水井维护工作量的58.3%。详细情况见下表：

2009年1-5月份沙二段水井工作量统计表油藏名称总工作量DS2S1XS2S1NS2S1DS2S2+3XS2S2+3NS2S2+3DS2S4-7XS2S4-7NS2S4-7DS2X1-8XS2X1-8NS2X1-8W51合计6***5172228143小计转注3******4措施工作量维护分注补孔调配封堵其它措施中完小计检封检管维护中完2***14***112111***1164112***12732***55***30118 沙二段各油藏维护工作量对比图S2S1, 3S2S2+3, 13W51, 23S2S2+3, 10沙二段各油藏措施工作量对比图S2S1, 7W51, 28S2S4-7, 18S2S4-7, 10S2X1-8, 54S2X1-8, 33

二、措施效果

沙二段85口措施水井，新增吸水层68个，新增吸水厚度197.9m，累增水驱控制储量91.3×104t，累增水驱动用储量46.9×104t，累增有效注水14.6×104m3。对应油井148口，见效增油63口，日增油能力55.7t，累计增油3364.8t，平均单井措施增油39.6t。其中S2SX油藏实施32井次，平均单井累计增油60.3t。是整个沙二段油藏措施工作量最大的，也是措施效果最好的。仅从单井措施增油效果看，S2S2+3油藏是效果最差的，实施10口井，平均单井增油18.2t。

2009年1-5月份沙二段水井措施效果统计表油藏名称S2S1S2S2+3S2S4-7S2X1-8W51合计措施水井对应油井井数新增层数新增厚度水驱控制水驱动用累增水井数见效日增油426.71.11.10.13831.910-14-2.311.56.42.322153.8172365.711.24.74.3525114.2323068.520.511.73.96683336.9222759.347.023.03.8026118.98568197.991.346.914.61486355.7累增油96.0182.4411.31929.5745.63364.8平均单井增油24.018.224.260.333.939.6

三、应用的技术

开展精细注水以来应用的分层技术主要有：级差大井油套分注技术、级差大井多级细分间歇注水技术、小夹层验窜细分一体技术、4″套分注技术等。

（一）级差大井油套分注技术

当层段注水压差达到8MPa以上时，水嘴已无能力调控分水。针对这样的水井，我厂应用地面控制的油套分注技术，实现地质开发意图，达到两段同时注水的目的。该项技术有以下技术特点：一是管柱结构简单，由Y221+喇叭口或Y541+定压球篮组成；二是封隔器耐温耐高压且稳定性好，这类管柱均有锚、瓦结构，能承受交变的压差，管柱有效期相对较长；三是管柱是否有效地面判断直观，便于及时发现，减少无效注入量。缺点是对油管质量要求较高。

（二）级差大井多级细分间歇注水技术

这项分注技术主要针对开发上需要多级细分（二级二段及以上），且各分段之间压差较大的注水井。这样的井对强吸水层实施间歇或限制注水，加强层又不能停注，出现频繁调配。若应用常规Y341类分注管柱，会出现有效期短，频繁作业的现象。为此我厂采用Y221或Y541类封隔器与Y341类封隔器组合，把性能更稳定的Y221（或Y541）放在加强层上，把Y341放在限制层上。这样把层段的性质与工具性质匹配起来，管柱有效期得到保障。

（三）小夹层验窜细分一体技术

该项技术主要针对层系内各砂组间物性差异大的、需分层注水且夹层较小的细分注水井。在措施实施前对小夹层实施验窜，或充分利用分注工具的特性，应用分注管柱验窜。该项技术的关键点：一是工具精确定位；二是工具性能可靠。09年应用两井次均取得成功。如濮1-245井，原来是卡顶封注S2S1.4-1.8，测吸剖发现S2S1.8吸水能力较差，为加强该层，提出分注方案，P1：注S2S1.4-1.6，井段：2408.8-2420.2m；P2：注S2S1.8，井段：2423.2-2424.8m。封处2夹层只

有3.0m。因前期测试资料不足，不能有效分析该处夹层是否套管外窜。为保证措施的有效性，工艺在做方案时充分利用工具性能，在F2处应用可重复座封的Y221封隔器，两次定位后先座封F2，试注验窜，发现套管返水，上提到所有射开层的顶部再次座、验封，套管无溢流。从工艺的角度判断F2处夹层窜，与地质结合，查固井发现该处固井质量较差。随变更方案，对夹层实施封窜。

（四）4″套分注技术

目前应用较成熟的4″套分注技术主要有两种管理类型：一是Y221-80类的卡封或油套分注技术；二是Y341-80类封配一体分注技术。从现场应用情况看，均达到了开发目的。目前4″套分注井有9口，主要集中在W51、XS2段油藏。

四、存在问题

（一）成本投入不足

1、分注水井油管更新投入不足

油管投入不足已成为制约美丽油田精细注水工作的一大因素。在1-5月份有19口因油管漏失严重或穿孔，造成分注管柱失效。今年有很多井出现等油管或老井新分井用原井油管现象（如5-146、3-233、5-120、1-325等）。

2、水体改造投入不足

2007-2008年污水站改造，增加了部分精细过滤装置，同时清洗了部分注水干支线，这些工作的开展很大程度上改善了美丽油田注入水水质。但通过每月的水质监测，发现美丽油田注入水质与兄弟厂相比仍有差距。从各月水质普查情况看，全厂污水站站内合格率为95%，站外合格率为73.7%，三座污水站站内的PH值、溶解氧、含油量、悬浮物含量、滤膜系数全部达标，总铁含量达标率56.25%。但25座计量站除PH值、溶解氧、含油量三项指标达标外，总铁含量仅有2个站合格，悬浮物含量合格站4座，滤膜系数达标站2座。不达标水的注入也是油层污染、注入压力不断升高、井况不断恶化的重要因素。因此希望分公司能增加投入，加大对美丽油田水体改造力度，真正做到“治病治本”。

（二）分注后配套工艺不完善

1、特殊井分注后测调工艺不配套

主要是4″套分注井，工具内通径小，测试工具不配套，出现分注后各层的吸水状况不明确，给开发上分析带来一定的影响。

2、高压注水井分注后的相关问题

随着精细注水工作的开展，差层挖潜分注井增多，美丽油田高压注水井也逐年增多。这些高压带封井的增多给后期生产管理带来很多问题，如：注水压力超过30MPa井的无法正常测试问题；现有地面增注设备及流程无法满足高压注水；井筒结垢造成挤注压力高井重新实施二次措施（重炮、酸化等），不仅影响措施进度，同时也增加了投入的成本，给井筒也带来负面影响。

（三）井况复杂

施工周期长

1、井况恶化

事故井增多

美丽油田每年都有新增套变井，使分注工艺面临选井难，选分注管柱难等不可回避的问题，同时施工周期也相应增加。统计1-5月份作业的244口井，新增套变、套损井14口，变形加重井5口。

2、逐层上返井强出水层封堵难度大

作业周期长

在作业施工过程中发现部分上返水井，若下部油层属高压强出水层，在对其实施填砂或注灰封堵时，会出现井筒内倒灌或溢出井口等现象，造成填砂不沉或注灰灰面上移等，使封堵措施难以实施，作业周期长。

五、下步攻关方向

特殊井分注后的测试问题是全局各厂均存在的问题，需分公司组织专业人员攻关。针对投入不足的问题，在争取分公司支持的同时，我厂将从以下几方面内部挖潜：

1、强化旧油管修复力度，最大限度地合理利用修复管；

2、选择可验管的工艺技术，靠工艺择优选用旧油管；

3、创新开展工作，增设末端过滤装置，提高入井水质合格率。

结合精细方案实施过程中存在的问题，立足美丽油田现状，我厂制定以下攻关方向：

1、高压分调、分测技术：力争做到能分能调能测；

2、分注后高压挤注不吸水井，加强研究，力争做到措施前有预判，实施不重炮解堵，减少井况恶化。

3、重点对逐层上返，用砂或水泥灰封堵下部高压强出水层中存在的问题进行攻关，增加一次封堵的成功率，缩短施工周期；减少施工中对上部油层的污染。

第二部分

油水井大修

一、2009年1-5月份大修工作量及效果 1、2009年1-5月大修工作量

截止5月底，油水井大修实施油水井大修31井次（30口井），工艺有效29（28口）井次，工艺有效率93.5%。其中，大修换井底6口，复杂落物打捞16口，占工作量的20%和53%。

1、油井措施效果

2009年1-5月油井大修完井14井次（13口井）。目前已恢复生产11口，日增液90.6t，日增油25.3t，累计增油1141.8t。恢复控制储量45.8×104t，恢复可采储量12.3×104t。

从油井修井类别上看（见下图），换井底、复杂落物打捞是今年的主要修井手段，都实施了5井次，占油井大修工作量的76%；从修井效果上看，换井底增油效果显著，年累增油895.9t，平均单井增油175.1t，占油井大修累计增油的79%。

大修井次1, 8%1, 8%1, 8%5, 38%141.1, 12%大修增油3.9, 0%, 0%100.9, 9%5, 38%换井底打捞换套下4寸套钻塞换井底打捞换套895.9, 79%下4寸套钻塞

与去年同期相比，油井大修井次增加6井次，其中换井底工作量增加5井次；从增油效果对比上看，2009年明显要好于去年，累计增油增加了496.6t。

大修井次柱状图14121086420***5551换井底打捞换套大修增油效果柱状对比图***00895.95881141.820082009645.2211钻塞合计2000换井底100.9打捞141.157.2下4寸套3.9钻塞合计下4寸套换套

2、水井大修措施效果

1-5月份水井大修完井17口，中完2口（2-138、79-13），恢复注水10口井，累计恢复注水31727m3，增加(恢复)注水厚度171.3m/83n，增加(恢复)水驱控制储量44×104t，增加(恢复)水驱动用储量20.7×104t。

其中，完成换井底1口，复杂落物打捞11口，见效油井8口，累增油0.01973×104t。

二、目前生产和技术存在的问题

1、修井费用紧张与饱满的大修工作量的矛盾，已经影响着油藏的平稳开发，希望主管部门给予资金的支持

由于我厂中高渗油藏较长的开发时间，套变+复杂落物的事故井很多，致使注采井点缺失，严重影响油藏的精细调整和油藏的稳产基础和严峻的产量形势，同时，由于成本十分紧张（2008年还有496万的缺口），影响着事故井实施大修的速度，希望能从资金上给与支持，促进整个油藏产量的平稳上升。

2、井下修井设备及修井钻具急需更新完善

目前我厂的钻杆老化及大修工具急缺的问题需要早日解决，主要表现在钻具老化，多数钻杆使用年限6-8年；有的修复两次以上，致使在打捞过程中，发现钻杆断或穿孔现象。WC51-43井在施工过程中，先后断钻杆3次，都是由于钻杆使用年限长，腐蚀严重（有的断口厚度仅2.5mm），若不及时更换钻杆，很可能再次出现事故加事故的现象，使大修井更加复杂。我厂在成本异常紧张的情况下，加大了内部挖潜的力度，如果设备允许，小井段的加深、侧钻可以内部施工，从而可以节约大量的生产成本。

3、复杂井的打捞工具急需配套，工艺需要重点突破

单纯的落物打捞工艺和工具配套十分完善，但对于（1）4寸套内的落物打捞，打捞工具十分缺乏，致使目前有10口4寸套井不能及时上修。（2）套损严重事故井的打通道修复技术需要提高，尤其是缩颈到105mm以下和套管错断井更为突出，工具单一，没有系列化也是制约套损井修复成功率的关键。目前采油二厂有132口重点事故井需要进行大修恢复，90%在中高渗和低渗油藏。这些井日影响产油能力231.4t，损失水驱控制储量315.05×104t，损失水驱动用储量173.78×104t，损失水驱剩余可采储量72.16×104t。（3）套管弯曲和井斜较大 的事故井的落物打捞，在大修过程中，因为套管弯曲很容易在套铣打捞和打通道过程中，发生开窗事故，如何通过配套防止类似井的开窗事故是目前施工的难点。

第三部分

压裂改造

一、工作量完成情况

2009年1-5月份共实施压裂28井次，包括新井投产压裂7井次，老井压裂21井次，工艺成功率100％，老井压裂措施有效18井次，措施有效率为85.7%。

从压裂方式看，主要有油管注入、卡封分层、卡封护套、投一压

二、单封压两层、光套管注入等方式（见下表）。

类型新井老井合计所占比例2009年1-5月压裂方式统计表油管注入卡封分层卡封护套光套管注入551035.7%6621.4%23517.9%113.6%投一压二5517.9%单封压两层113.6%合计72128100.0% 压裂方式的选择主要有以下几种变化：笼统的油管注入压裂所占比例逐步减少；由于套管老化卡封护套井压裂所占比例逐步增加；为了精细分层卡封分层压裂所占比例逐步增加；对于隔层较差、双封分层风险较大的井采用投一压二方式；对于全井4寸套管井应用光套管注入方式；对于隔层较好的井应用单封压两层方式，从压裂方式上基本满足了生产需要。

二、效果分析

2009年1-5月份老井共压裂21井次，有效18井次，有效率85.7％，日增液294.4吨，日增油68.5吨，综合含水下降1.4%；平均单井日增液14.0吨，单井日增油3.3吨；平均单井累增油165.3吨，累计增油3470.8吨，平均有效期63天。分层系效果分析如下：

1、高渗层（S2段）

2009年1-5月份采油二厂高渗层共实施老井压裂9井次、新井压裂4井次，共13井次。老井有效8井次，有效率88.9％，日增液123.8吨，日增油25.4

吨，综合含水下降9.5%；平均单井日增液13.8吨，单井日增油2.8吨；平均单井累增油191.9吨，累计增油1727.5吨，平均有效期57天。

2、低渗层（S3段及外围）

2009年1-5月份采油二厂低渗层共实施老井压裂12井次、新井压裂3井次，共15井次。老井有效10井次，有效率83.3％，日增液170.6吨，日增油43.1吨，综合含水上升7.4%；平均单井日增液14.2吨，单井日增油3.6吨；平均单井累增油145吨，累计增油1743.3吨，平均有效期67天。

三、所做的主要工作

1、复合压裂工艺技术取得进展。

受长井段开采、二、三类薄差层的动用、井况复杂化等因素的影响，单一的压裂工艺技术已很难满足当前的改造需要。我们根据生产需要，主要应用了以下复合压裂工艺：

(1)、卡封分层、投球压裂技术解决差隔层压裂技术难题。

2009年1-5月有5口井压裂目的层隔层较差、双封分层风险较大，实施卡封分层、投球压裂技术。

(2)、避射、扩射技术控制裂缝纵向延伸延伸。

扩射技术：对压裂目的层偏薄的井采取扩射措施，增加进液孔数，减少孔眼摩阻。

避射技术：新层射孔层段采用避射技术，通过缩短压裂井段跨度，控制裂缝在高度上的延伸。

(3)、支撑剂沉降、人工隔层控制裂缝纵向延伸延伸。

薄层、差隔层压裂压裂时应用了人工隔层控制裂缝高度技术，包括用漂浮式转向剂控制裂缝向上延伸，用重质沉降剂控制裂缝向下延伸和同时使用两种转向剂控制裂缝向上下延伸。1-5月有7口井应用此技术。

2、精细分层，提高压裂工艺的针对性，从而进一步提高分层压裂效果。进入2009年，我厂围绕精细挖潜这一主线，提高压裂工艺的针对性，加大分层压裂工艺的实施，尽量缩短压裂井段跨度，使压裂目的层相对集中，1-5月推广应用了卡单封分层压裂、投球分层压裂两种分层工艺，老井共应用6口井，均取得成功。

3、创新工艺方法 解决压裂施工难题。

首次应用4in套管机械桥塞压裂成功。3-127井全井4in套，由于下部S2X2.3-3.3能量较高，填砂后仍有溢流，应用4in套桥塞封堵下部，再填30m砂保护桥塞，打桥塞成功后，井口溢流消失，封堵成功。5月17日下午压裂获得成功。

首次应用Y241封隔器压裂成功。3-196井斜水平投影图显示为“S”型。常用Y221封隔器在此情况下，座封难度大，决定采用Y241卡瓦支撑液压坐封封隔器，应用后座、验封一次合格，压裂获得成功。

四、下步需推广应用的工艺技术

1、细分层压裂工艺技术

目前单封分层压裂已得到广泛应用，但往往单封将避压层封堵以后，压裂目的层段仍比较长，砂组较多，效果不理想；为了精细分层，使压裂更有针对性，对物性差别较大的层段分别改造，我们将细分层压裂工艺技术做为重点攻关，主要推广应用卡封分层投球压裂、卡单封压两层、卡双封压两层等三种压裂工艺。

卡封分层投球压裂技术主要针对物性有差异、隔差层的井应用的一种分层压裂工艺技术，1-5月份应用5口井。

卡单封压两层压裂技术主要针对物性有差异、隔层跨度大于10m的井应用的一种分层压裂工艺技术，1-5月份应用1口井，目前还有2口井已上作业。

卡双封压两层压裂工艺技术含量相对更高，风险性更大，在压后的解封过程中却出现了不少的问题，下步应对双封工具进行改进和完善，以便于压后解封，确保双封井的顺利投产。因卡封投球压裂存在一定的盲目性，在下半年计划加大卡单封压两层、卡双封压两层工艺的实施，进一步提高分层压裂效果。

2、开展薄差层压裂技术攻关

随着油田开发逐渐向二、三类油藏转移，薄差层压裂所占比例逐年增大，压裂施工难度越来越大，破裂压力高、加砂量达不到到设计值甚至砂堵现象时有发生，严重影响了压裂措施效果。为此我们开展薄差层压裂技术攻关，目前已初见成效。适用范围是单层厚度小于2m、压裂层全部厚度小于5m、孔隙度小于10%的薄差层。下步要继续加大薄差层研究力度，思路是在加强构造认识的基础上，从施工设计、液体配制、加砂规模等方面采取多种调控措施，在压裂前进行预处

理，采取重炮、加大孔密、酸化处理等措施，解除近井污染、低排量降低施工压力，形成适应薄差层的压裂技术。3、4寸套管卡封分层压裂技术

目前应用的4寸套管分层压裂技术仅限于投球压裂一种，针对性不强，我们将4寸套管卡封分层压裂技术进行攻关，已进入前期调研，面临三个难题：一是2寸油管内径小，摩阻大；二是4寸套管封隔器的承压问题；三是封隔器无法正常起出时的处理问题。

通过调研究，针对第一个难题，我们的想法是采用2 1/2in无接箍油管下入4寸套管中，可以解决摩阻问题；针对第二个难题，通过调研了解到井下工具所在新疆土哈油田应用过Y341-70封隔器卡封护套压裂，下入深度3000-4000m，排量达到4m3/min以上，破压50-70Mpa，已可以满足美丽油田4寸套管压裂需要；针对第三个难题，局里已将小井眼打捞、磨铣技术做为重点研究攻关，研制配套的修井、打捞工具。基于以上几点，我们认为4寸套管卡封分层压裂是可以实现的。目前没有2 1/2in无接箍油管，该油管钢级要达到N80，抗内压达到70Mpa，需要协调解决。

第四部分

酸化改造

一、工作量完成情况

2009年1-5月份共实施油井解堵9井次，其中老井解堵7井次、大修侧钻投产2井次，工艺成功率100％，有效4井次，低效3井次，无效2井次。解堵方式有光管注入和卡封解堵两种方式，其中光油管注入4井次，卡封解堵5井次。

二、措施效果分析

2009年1-5月共实施油井解堵措施9井次，日增液118.7吨、日增油3.2吨，平均有效期46天，累积增油227.9吨。分层系效果分析如下：

1）高渗层（S2段）

2009年1-5月份采油二厂高渗层共实施老井解堵5井次、新井解堵2井次，共7井次。有效5井次，有效率71.4％，日增液83.9吨，日增油2.2吨；平均

单井累增油191.9吨，累计增油108.1吨，平均有效期38天。

2）低渗层（S3段及外围）

2009年1-5月份采油二厂低渗层共实施老井解堵2井次，有效2井次，有效率100％，日增液24.8吨，日增油1吨；平均单井累增油59.9吨，累计增油119.8吨，平均有效期74天。

2009年1-5月解堵类型主要有常规酸化和热力解堵两种，其中常规酸化又分为老井酸化和大修侧钻井酸化投产。2009年1-5月共实施老井酸化6口，酸化投产2口，热力解堵1口。常规酸化有效7口，有效率87.5％，热力解堵未见效。

三、所做的主要工作

1、P3-C47井4寸套分层大型酸化施工获得成功，为同类井的有效改造和开发探索了一条新思路。

2、今年酸化解堵措施和往年相比，更加注重多样性和适应性，为了精细分层改造，酸化方式由笼统酸化向分层酸化转变，共实施5井次。

四、存在问题及下步方向

1、针对酸化有效率低，下步加强解堵前的测试、分析和讨论工作，准确界定油井低产的真正原因，对于确实堵塞的井，确保解堵配方及工艺的针对性和适应性；对于堵塞原因不明确或没有堵塞的井，不能冒然施工，防止对地层造成新的伤害。

2、加大分层酸化的推广实施力度：对于生产井段长的井实施分层酸化或多级酸化，使用封隔器、滑套等工具，将目的层分隔开来对进行逐一酸化。

3、加大应用新工艺、新技术以提高酸化效果，主要应用泡沫酸化技术、气热酸化技术、暂堵酸化技术等。继续进行不动管柱高活性解除水锁的试验，进一步推广射孔与酸化联作工艺，优化作业工序，减少作业周期。

第五部分

封堵技术

一、工作量完成情况

2009年1-5月共挤堵油水井11口，其中堵剂4口，自配水泥浆7口，工艺

成功率92.9%，目前实施油井挤堵4口，截至5月25日累计增油114.9吨，平均单井增油28.7吨。累计措施有效期为161天，平均有效期为40天，目前继续有效。

二、所做主要工作

1、为了节约成本又能达到地质要求，技术人员经过反复论证，决定对漏点和封窜井实行自配水泥浆封堵。截至目前，已先后在7口井上实施自配水泥浆挤堵，均达到地质要求，节约堵剂费用28万元以上。

2、封窜技术在1-245井取得较好效果。

3、现场试验应用了高压替挤装置（1-245井）和高压挤灰装置（7-39），工艺上需要进一步改进。

三、下步需要推广应用的工艺技术

1、自配水泥浆封堵技术

为了节约成本又能达到地质要求，我厂对漏点和封窜井实行自配水泥浆封堵。今年1-5月份共有13口井自配水泥浆挤堵漏，共使用油井水泥209吨，均一次达到地质要求，已节约堵剂费用28万元以上，平均单井堵剂费用3.32万元。下步完善单一水泥浆配方，形成适合濮需油田的封堵技术。

2、改进完善高压替挤装置和高压挤灰装置。