探索适应濮城油田剩余油挖潜的新途径

依靠技术进步 探索适应濮城油田 剩余油挖潜的新途径 179 濮城油田经过二十多年的开发，油田整体已进入高含水开发后期，大部分主力油层水淹严重，层间、层内、平面矛盾日益突出，如何解决好这些矛盾是关系到油田是否能够持续稳产的关键。油藏工程和采油工程是采油厂最为关注的两大工程，采油工程技术现状和水平极大地左右着油田生产开发指标完成情况。因而弄清油田采油工程技术现状，作出与其现阶段油田开发相适应的正确估价显得尤为重要。 一、油田概况和采油技术指标变化情况 1、油田概况 截止 2002 年 10 月底，濮城油田共有油水井 1517 口，其中油井 914口，水井 603口。油井开井 788口，井口日产液水平 32254t，日产油水平 2641t，综合含水 平均单井日产液水平 产油水平 质采出程度 工业采出程度 油田自然递减 综合递减 抽油机井开井 619口，日产液水平 10078t，日产油水平 1636t，综合含水 占总产量的 电泵井开井 155 口，日产液水平 19357t，日产油水平 887t，综合含水 占日产油的 注水井开井 418口，日注水平 45052均单井日注 109002年 1104积注采比 2、采油技术指标变化情况 180 （ 1）、有杆泵采油技术 1）、概况 目前濮城油田抽油机总井数 714口，开井 619口，其中报废开井 51口，平均单井日产液 产油 合含水 平均泵径 均泵挂深度 2029m，平均动液面 1322m，保持 707均泵效 检泵周期 440d。 2）、近几年抽油机井主要技术指 标及变化情况 、泵径变化情况 1999有杆泵泵径变化曲线 从图 1 可以看出，近三年来濮城油田平均泵径波动不大，但总的趋势在平稳的变小，但幅度不大，由 1999 年 12 月份的 径变小的主要原因一是油田整体动液面下降，二是泵挂的加深。 、冲程和冲次变化情况 次 181 图 2 1999冲程、冲次变化曲线 冲程和冲次的变化比较明显，平均冲程由 1999 年 12 渐增加到目前的 均冲次则由 /分下 /分。以上两参数的变化对提高我厂机采管理水平，降低躺井率，延长检泵周期，提高机采系统效率方面起到了积极的作用（见图 2）。 、理论排量、泵效变化情况 从 1999 年以来，濮城油田平均单井理论排量整体是下降的，平均泵效前两年稳定在 45%上下，今年有所下降，主要原因是电泵与抽油机采油方式转换以及外围新区投产井数逐渐增多造成的（见图 3）。 图 3 1999有杆泵理论排量、泵效变化曲线 、平均泵挂深度、动液面、沉没度变化情况 量 182 图 4 1999平均泵挂深度、动液面、沉没度变化 从图 4 中可以看出，平均泵挂深度逐渐加深，动液面呈下降趋势，沉没度也有所下降。总的来看，我厂的沉没度偏大，一直在 700m 左右，但泵效并不高，而油井的真实沉没度可能要小。 2002 年 10 月 29 日，我们对两口动液面较浅，而功图反映严重供液不足的井进行了消泡试验，前后对比测试动液面相差很大， 213由 999496m，下降了 470m；92由 314036m，下降了 722m，从这两口井可以看到泡沫段是存在的，而且比较长。这些井主要分布在濮城油田沙三段及文卫濮 结合部油藏，共有 215 口，根据折算液面将下降 200此看来濮城油田的真实沉没度在300间。 、 检泵周期的变化 733 738 737 749691 682 7071202 12331252 12611325 1344 13221935 ） 平均动液面（米） 平均泵深（米） 183 从图 5中可以看出，近几年来濮城油田抽油井检泵周期在逐步 ）图 5 1999延长，由 99年 12月的 396天延长到目前的 440天，延长了 44天。这是我厂三年来加强机采控躺管理工作取得的成果。 （ 2）、电泵井采油技术 1）、概况 目前全厂电泵井开井数 155口，平均单井日产液 产油 合含水 平均动液面 968米，平均泵挂 1911米，平均泵效 106%，其不同型号电泵井生产情况见表 1。 表 1 2002 年电泵井主要技术指标 泵 型 井数 平均单井 日产液 (T) 平均日 产油 (T) 综合 含水 (%) 平均动 液面 （ M） 平均 泵挂 (M) 沉没 度 (M) 排量 效率 (%) 30 3 234 2603 1409 141 50 21 394 2328 1065 114 70 25 8 970 2081 1134 119 100 40 30 1848 804 115 150 36 18 1786 909 111 200 18 10 1723 865 108 250 11 59 1692 768 102 320 8 291 49 1621 721 162 68 1911 06 184 计 2）、近 几年指标变化情况 、理论排量、泵效变化情况 从近几年理论排量、泵效变化情况来看，从 1999 年到 2000年 12月，由于加大了低渗油藏的提液，理论排量、泵效减小，从2000年以后，对于中高含水油藏加大了提液的力度，其理论排量、泵效逐步增大（见图 6）。 效图 6 1999电泵井理论排量、泵效变化 、平均泵深、沉没度、动液面变化情况 从图 7 可以看出，从 1999 年到目前平均泵挂深度基本呈加深趋势，沉没度呈下降趋势，动液面整体 呈下降趋势，泵挂深度的加深，沉没度、动液面的下降这是与我们加大提液力度是分不开的。 、检泵周期的变化 185 从图 8可以看出，濮城油田由于近几年加大电泵井的管理和配 38821909968 943 9767009001100130015001700190021001999年12月2000年3月2000年6月2000年9月2000年12月2001年3月2001年6月2001年9月2001年12月2002年3月2002年6月2002年9月泵挂深度 沉没度 动液面图 7 1999平均泵深、沉没度、动液面变化 3653583984294163003203403603804004204401999年12月2000年3月2000年6月2000年9月2000年12月2001年3月2001年6月2001年9月2001年12月2002年3月2002年6月2002年9月检泵周期(d)图 8 1999电泵井检泵周期变化 套技术的应用，电泵井的检泵周期不断延长，由 1999 年 12 月的365天延长到 2002年 9月的 416天。 二、濮城油田采油工艺技术发展现状及取得的效果 （一）、机械采油工艺技术 机械采油工艺技术是濮城油田最为成熟的配套技术之一。无论 186 是机采提液、提高泵效技术、控躺治躺延长检泵周期技术，经过长期不断更新完善配套，濮城油田的采油技术指标在国内目前处在较高水平。 1、有杆泵采油技术 （ 1）、有杆泵提液技术 1）、抽油设备 濮城油田游梁式抽油机从 8型 形增程式抽油机最大冲程可达 效防气泵、防砂泵、防腐泵、长冲程抽油泵，及玻璃钢抽油杆、高强度抽油杆、防腐抽油杆等新型三抽设备在油田生产中得到广泛的 应用，并取得较好的效果。 2）、有杆泵诊断技术 有杆泵诊断采用便携式诊断仪，实现了更新，不仅功能更加丰富，而且较好地解决了 2500m 以内动液面的测试问题，特别适用深抽井的需要，诊断软件采用当今流行的 序设计，使诊断合格率高达 90%以上。 3）、有杆泵优化设计技术 以地层、井筒、举升设备等多方面的有机协调为原则，进行整个系统的优化设计，做到地层、井筒、地面设备的合理匹配，保证了杆柱组合的合理性。目前使有杆泵优化设计复合率达 95%以上。 4）、深抽配套提液技术 187 目前已形成 32、 38 44、 50、 56、 70油杆形成了钢杆、玻璃钢杆、高强度杆深抽配套技术。深抽技术已相当配套完善，其与下电泵、泵升级等机采提液一起成为油田高含水期的重要提液增油手段。 从 1999年 0月共进行各类提液措施 733井次，其中泵升级 323 井次，加深 410 井次，实施后日增液 均单井日增液 增油 积增液 537545t，增油 80859t（见表 2）。 表 2 1999 10 月份提液措施效果汇总表 总 增液 增液 增油 增油 措施前 措施后 增 产 平 均 累 计 年项 井 有效 有效 有效 有效 日产 日产 日产 日产 日增 日增 日增 日增 增 增 份 目 数 井 率 井 率 液 油 液 油 液 油 液 油 液 油 （口） （口） （ %） （口） （%） （ t） （ t） （ t） （ t） （ t） （ t） （t） （ t） （ t） （ t） 1999 升级 61 54 9 8922 5923 加深 104 81 6 8541 8194 2000 升级 102 94 7 9422 7807 加深 129 115 02 3093 13501 2001 升级 101 90 7 57037 22160 加深 86 71 6 7815 5181 2002 升级 66 57 6 8343 13151 加深 84 71 6 372 4942 （ 2）、综合防治偏磨技术 抽 油机井管杆偏磨已成为制约机采工艺的一个主要问题，为此我们采用了从管杆同时入手，综合治理的方针，采取边试验、边 188 完善的步骤。濮城油田防偏技术大致经历了以下几个阶段：第一个阶段在抽油杆上安装分瓣式扶正器，在使用过程中，分瓣式扶正器存在易磨损，磨损后易造成抽油泵被 卡。第二阶段引进了油管杆修复线，同时应用了井口管、杆缺损探伤技术，这些技术的应用，保证了下井管杆质量。第三阶段在抽油杆固化扶正器，并开展旋转井口试验，旋转井口可以通过地面人力定期、定量转动，带动井下油管串转动来改变井下油管与抽油杆的偏磨面，从而保证油管内外磨损面的均匀分布，达到延长管、杆使用寿命的目的。第四阶段建立了固化抽油杆生产线，并开展了旋转减振悬绳器装置试验。通过上述四个阶段，使濮城油田的防偏技术得到完善与发展，目前形成完善管杆修复、探伤系统，完善的固化抽油杆生产设备，完善的井口防偏配套系统和完善的井 筒配套系统。通过四个系统的完善配套，较好地缓解了管杆偏磨造成的躺井， 取得了很好的防治效果。据统计 尼龙扶正抽油杆目前使用 189井次、9680 根，旋转井口目前全厂达到 102 口， 2002 年 1应用 41口，旋转减振悬绳器目前已安装 100 台。由于这些措施，今年与去年同期对比躺井率由去年的 降到 检泵周期由去年的 417天延长到 449天。 （ 3）、防气配套技术 针对部分油井油气比较高，严重影响泵的正常工作，我厂主要配套应用了加长回流式气锚和环阀式防气泵。加长回流气锚是利 189 用油气比重差，使其分离 更充分，采用回流效应的一种气锚。进入锚筒的油气迂回流动、气体上升溢出、液体下行沉降，由于回流的距离达到了 100米以上，从而提高分气效果。从 1999年至 2002年共下这种加长气锚 60口井，见到了较好的防气效果。 60口井下入加长气锚前后对比，增液有效 50口，有效率 增油有效41口，有效率 日增液 264t，日增油 53t，增油 均泵效提高 15%。从现场应用情况看，该气锚对高油气比、低含水、低液面、低泵效的井防气效果较理想。 环阀式防气泵 2001年 12月开始下井 试验，目前已结合检泵下井 9 口，这些井含水在 40%以下，油气比大于 100m3/t，实施后 9口井平均单井日增液 增油 效提高了 目前看来防气、提液效果很好，有待于进一步推广。 此外 2002 年我厂试验了采油院开发的旋流式气锚、长管串气锚，也见到一定的防气效果，单井提高泵效 5%以上，该工艺技术有待进一步试验观察。 （ 4）、防腐蚀配套技术 濮城油田由于地层水矿化度高，井下腐蚀严重。在防腐上一是采用了端点加药技术，二是井筒加缓蚀剂技术，三是井下管串阴极保护技术，基本解决了井筒腐蚀的问题。目 前已在全厂 110 座计量站建立端点加药系统，以解决集输管线腐蚀问题，对于 228口腐蚀严重井采取定期加缓蚀剂技术，对腐蚀严重的 28口井（抽 190 油机 20口，电泵 8口）采用下防腐抽油杆、安装井下阴极保护装置等技术，取得了好的效果。 （ 5）、防砂、防垢、防盐配套技术 针对油井出砂，主要应用了长柱塞式防砂泵和防砂双层滤砂筛管，基本解决了砂卡造成的躺井，在防垢、防盐上应用了定期加防垢剂、防盐剂，并实施防、除、阻垢相结合的配套技术，解决了出砂、结垢、结盐问题。 通过强化系统管理工作和完善配套工艺技术，近几年我厂的躺井数、躺井率 呈逐年下降趋势，检泵周期明显延长（见表 3）。 表 3 1999有杆泵躺井、检泵周期统计 时 间 开 井 数 （ 口 ） 躺 井 数 （ 井 次 ） 躺 井 率 （ %） 检 泵 周 期 （ d） 1999 年 519 513 96 2000 年 575 397 20 2001 年 627 357 44 2002 年 1 668 298 49 2、电泵井采油技术 电泵井采油也是濮城油田的一种重要方式，目前在濮城油田也得到了广泛的应用，在提液、防气、防除垢以及井 下配套方面形成了比较完善的配套技术，满足了电泵井提液的需要。 （ 1）、电泵井提液技术 目前濮城油田电潜泵采油技术形成了 30 50 70 00 120 150 200 250 320 191 各种泵型齐全配套，满足了不同类型油藏提液的需要。从 1999年以来，针对濮城油田开发已进入高含水开发期，进一步加大了电泵井提液的力度，特别是加大了对中、低渗油藏的提液，取得了明显效果。从 19990月，共实施电泵井提液 150口，实施后日增油 积增油 77451t（见表 4）。同时从表可以看出，随着油田进入高含水开发后期，电泵井提液工作量在逐年减小，增油比重也在逐年减小。 表 4 1999 10 月电泵井提液效果 时间 总井 数 有效 井数 措施前 措施后 差值 累积 增油 t 日产液 t 日产油 t 含水 % 日产液 t 日产油 t 含水 % 日产油 t 含水 % 1999 年 34 28 7566 2000 年 53 39 4300 2001 年 42 38 4800 2002 年 21 19 0785 （ 2）、电泵井防气技术 气量大是影响电泵井寿命的一个重要因素，针对这一情况，2000 年以来加大了双级分离器的使用力度，目前已在 100 方以下的井全部进行了应用 ，双级分离器可大大提高电泵井的油气分离效果，消除了气体对机组的影响，检泵周期由原来的 256 天延长至目前的 350天。 （ 3）、电泵井防除垢技术 随着电泵提液技术向中、深油藏的转移，电泵结垢已成为一个 192 严重的问题，为此首先在部分电泵井进行加除垢剂实验，取得了一定效果，使检泵周期得到延长。但随着实践的不断深入，目前在电泵井除垢方面形成了除、防、阻相结合。除即利用化学除垢剂对地层井筒除垢；防是使用强磁防垢器抑制垢的形成；阻是利用阻垢剂，在正常生产过程中，定期加少量阻垢剂，阻止垢的形成。通过除、防、阻相结合，延长了电泵 井检泵周期，平均检泵周期由以前的 260 天延长至 389 天。同时 2001 年 12 月还在 3 口井开展固体防垢试验，该技术是把固体防垢剂放置在电泵的底部，使防垢剂不断释放，除 1 口井因作业起出外，另外 2 口井还在使用中。 （ 4）、电泵井防腐技术 由于地层水矿化度高，井下腐蚀严重，因电泵井排量大，应用防腐剂不太适应。在应用防腐剂的基础上，开展了阴极保护技术试验，并取得了较好的效果，目前对于井下腐蚀严重的 8 口井进行了应用，效果良好。 （ 5）、配套技术的应用 电泵过压保护装置的研究与应用 电网电压波动对电泵危害很大，是 造成电泵井躺井的重要原因，根据这种状况，研制了电泵过电压保护装置及新型的 前已推广应用 3 套，该装置对运行机组有较好的保护作用，并且能对电泵井运行电流进行记忆，为电泵管 193 理提供了依据。 、供液不足井变频器的推广应用 供液不足将造成电泵井的检泵周期缩短，为解决此矛盾，与深圳华能公司研制了变频器在此类井进行试验，变频器采用自动控制技术，根据井下工况自动控制排量及压力，从而使机组在最佳状态下运行，在 5行周期由原来的 2 个月延长到目前的 110 天，日增油 2t,节能达 40%，取得了良好的经济效益 。 、应用电泵遥控检测技术，提高生产时率 电泵井停产后，由于发现不及时，将严重影响生产时率，为此与大连电子研究所合作，应用了电泵井遥控检测技术，此技术能24 小时对电泵井进行监控，掌握电泵井生产动态，提高故障电泵井的处理及时率，延长电泵井周期， 2000今年 5月份进行了试验，目前已应用 100口井，取得了较好的效果。 、优化电泵高、低温电缆配置 电泵井由于排量大和电机的散热，使井筒液体温度升高，电泵井井下温度一般在 95 ，以前使用的 90 C 电缆在高温 下极易老化损坏，因此必须应用高温电缆才能满足井下的需要，但全部应用高温电缆必然导致成本上升。为此对全部电泵井进行了井温测试，掌握各个井的井温数据，对井下电缆进行高、低温组合，既节约了成本，又达到了减少躺井的目的。 194 1999 年以来，濮城油田通过完善电泵井采油工艺技术，使电泵井采油工艺技术取得了完善与进步，同时也取得了明显的经济效益，电泵井躺井率和检泵周期得到不断延长（见表 5）。 表 5 1999电泵井主要技术指标 （二）、油层改造技术 油层改造工艺技术形成了以压裂、酸化为主要手段，物理法解堵（超声波、高能气体压裂、电脉冲）为发展方向的、适应不同油藏类型的油层改造需要的系列工艺技术。 1、压裂工艺技术 压裂技术是改善低渗透油藏的重要手段，随着压裂技术的不断进步，压裂技术的针对性逐步增强，根据濮城油田油藏的不同特点，在沙二上 4二下油藏实施针对性的保护性压裂，在沙三段、结合部油 藏采用了分层压裂技术，并且由逐步实施了大型压裂技术，提高了加砂比，满足了不同油数 据 年 度 经营指标 技术指标 躺井 井次 作业劳务费 （万元） 电泵 总成本 （万元） 单井 费用 （万元） 平均开 井数 年产 油量 单井日产油 平均 泵挂 动液 面 综合 含水 检泵 周期 （天） 99 年 215 726 2723 55 823 841 65 2000 年 193 1180 2718 68 848 914 58 2001 年 154 782 2485 74 872 961 98 2002 年 （ 1 117 528 2081 54 878 964 16 195 藏压裂的需要。 从濮城油田近几年压裂工艺来看，主要发生了以下几大变化：一是由笼统压裂向分层压裂发展；二是由低渗层（沙三段以下）压裂向中低渗层（沙二上 4裂发展；三是中深层向深层压裂发展；四是由小型压裂向大型压裂发展；五是由油井压裂向水井压裂发展；六是压裂由单井压裂向区块整体压裂、重复压裂和复合压裂方向发展。 1999年以来濮城油田共实施压裂 465井次（表 6），其中新井 表 6 濮城油田 1999压裂分类 年度 新投井 新井二次措施 老井压裂 合计 井数 日产液 t 日产油 t 含水 % 井数 日产液 t 日产油 t 含水差 % 井数 日产液 t 日产油 t 含水差 % 99 24 1 1 2000 37 6 6 9 2001 89 8 5 02 8 1 4 33 合计 198 1 96 65 投产压裂 198 井次，占压裂总井次的 新井二次措施压裂71 井次，占压裂总井次的 老井压裂 196 井次，占压裂总井次的 从压裂效果来看，新井投产压裂初期平均单井日产油 井二次措施压裂平均单井日增液 增油 均含水下降 老井压裂平均单井日增液 增油 均含水下降 从目前来看，油层压裂改造逐步向分层压裂发展，投球分层及合层压裂比例减小，而且压裂增产所占措施总增产比重也不断加 196 大，成为了油田油气上产的重要措施。由于分层压裂提高了对地层的针对性，分层压裂井数在逐年增加，尤其是 2002年以来加大了压裂新工艺和新技术的应用推广，实现了卡双封分层压裂的试验并取得突破，取得了较好的增产效果（见表 7、 8）。 表 7 1996濮城油田压裂方式统计 年度 合压井数 投球井数 卡封井数 限流井数 合计 1999 28 20 1 1 50 2000 32 43 2 77 2001 108 83 7 198 1 20 31 1 133 合计 249 173 41 2 465 表 8 2002 年油井分层压裂效果统计 井号 压裂层位 厚度 /层数 压裂日期 压裂前 压裂后 压后 日产液 t 日产油 t 含水 % 日产液 t 日产油 t 含水 % 日产液 t 日产油 t 含水 % 三中 30 三中 3 35 7 三中 62 三中 7 6 三上 9 7 三中 71 4 三上 12 二下 315 合计 2002年 133井次，有效 122井次，有效率 其中新井投产压裂实施 48井次，有效 44井次，压后平均单井日产液油达 至目前已累计产油 197 38848t；老井压裂实施 74井次，有效 67井次，有效率 压后合计日增液 增油 合含水平均下降 平均单井日增液 增油 至目前已累积增油 26863t。另外新井二次压裂也取得了一定效果，分别增油 2680t。 2、酸化工艺技术 近年来，濮城油田储层酸化改造技术取得重大进步，在广泛应用胶束酸、浓缩酸和土酸系列酸化的同时，对注水井应用了降压增注技术， 2002年开展了超高压增注技术（清华）、层内生气驱油技术（俄罗斯）、多级酸化技术（北奥科技公司）、暂堵酸化（采油院），取得了一定效果。特别是降压增注技术由于具有防膨性能好 、反应速度慢、酸化作用半径大、对地层溶蚀量小伤害小等特点，已成为目前濮城油田注水井主要的酸化技术。 （ 1）、降压增注技术 注水井降压增注技术从 1999 年开始进行试验并进行推广，当年实施 41口，平均注水压力下降 井日增水量 累积增加注水 231335 时有 22口对应油井见到增注效果，日增油 46t，累积增油 5450t。在 1999年取得较好效果的基础上，2001年加大了降压增注技术的应用，从 19990月共实施降压增注 172井次（见表 9），注水压力平均下降 井日增水量 54注水压力下降的同时，水井的吸水剖面也得到了一定程度的改善，如 2002年 6月 23日进行酸化，施工前注水压力 注 150际注水 120化后注水 198 压力 注水 146水压力下降 增注水26注水剖面来看，酸化前只有沙二上 24、 5、 6三个小层吸水，吸水厚度 层，酸化后吸水厚度 层，并且主力吸水层吸水得到控制，吸水差的层得到加强，新增吸水层 层（见图 9）。 图 9 2降压增注前后吸水剖面对比 表 9 1999水井降压增注效果 时间 井次 施工前 施工后 差值 累增 水量 压 注 注 压 注 注 压 注 999 年 41 00 00 31335 2000 年 41 30 30 66921 2001 年 48 30 30 102 77260 2002 年 42 20 64 20 109 5 105256 酸化 2 - 5 4 8 （后）0102030405060701 2 3 4 5 6 7 8 9 度酸化 2 - 5 4 8 ( 前 ）01020304050601 2 3 4 5 6 7 8 9 10012345吸水 厚度 199 在对应油井上有 125口油井见到注水效果，日增油 积增油 19584t（见表 10）。 （ 2）、超高压降压增注技术 超高压增注技术是以强氧化剂、热力催化剂为主，添加活性剂、稳定剂、缓蚀剂等多种化学药剂。它是多种酸液协同解堵施工，综合多种酸化技术，能够达到有效清除各类污染和解除泥质 表 10 1999降压增注对应油 井效果 时间 见效 油井 见效前 见效后 差值 累增油 t 日产液 t 日产油 t 含水 % 日产液 t 日产油 t 含水 % 日产油 t 含水 % 1999 年 369 450 2002 年 39 939 2001 年 29 007 2002 年 24 188 的作用，从而达到降压增注的目的。 2002 年开展了 5 口（ 79213高压降压增注技术试验， 5 口井措施前平均油压 均日注 33施后平均油压 均日注 100压降低 注水平提高 67前累计增注 89435口井中有 4口水井对应的 4口油井见到增油效果，以卫 42对应的 1口油井（卫 42到良好效果，见效前日产液 3 t，日产油 水 5%，见效后日产液 产油 水 200 日增油 水下降 百分点， 4月 30日泵加深，目前日产液 产油 水 目前已累计增油 （ 3）、层内生气驱油技术 层内生气驱油技术通过连续向地层注入可生成气体的溶液和活性酸，其可以优先进入高渗透层，两者发生放热化学反应产生气体，气体溶解在低浓度酸溶液的聚合物形成稳定泡沫屏障，堵塞高渗层，与此同时聚合物渗透到 低渗油层中表现粘弹效应，并从中驱替原油。 2002年 6月份在 5口井进行了试验，见到了一定的增注效果，5口井措施前平均油压 计日注 181施后平均油压 26计日注 260水压力下降了 增水量79计增注 15337最为明显的是 施前 31 施后油压降为 23 水量提高到 60 油效果上， 2 口水井对应的 3 口油井见到增油效果， （ 4）、多级酸化技术 多级酸化技术 2002 年开展了 3 口井（ 424242验，由前置酸、主体酸、后置酸、顶替液组成。多级酸化技术是采用前置液造缝，随后注入一浓度的酸液溶蚀裂缝壁面，以形成较高的导流能力的酸化工艺技术； 4225 高施工压力 48 束时压力 38 施后注入压力由 201 39 4 降了 注水量由 33 12 高了 79 前注入压力 39 注水量 35 水状况得到明显的好转，但有效期需进一步观察，对应油井已增油 4242果需进一步观察。 （ 5）、暂堵酸化技术 由于层间差异，实施笼统的复合酸解堵后更容易导致层间矛盾的加大，影响措施效果，因此开展了暂堵酸化技术应用，该技术在保护原有吸水层的同时，使更多酸液进入低渗层，有效启动二、三类差层，充分达到改善剖面的目的。实施 2口（ 由于施工结束时间短，效果需要进一步观察。 （三）、油水井堵水技术 1、找水工艺技术 油井堵水时准确地确定出水层位是堵水能否成功的关键因素之一。为提高油井堵水成功率，开展了油井找水工艺技术的研究，所使 用的找水技术主要有： （ 1）动态资料分析找水技术； （ 2）井温找水技术； （ 3）分层抽汲技术； （ 4） 控测井找水技术； （ 5） C/ （ 6）油井产出剖面测井找水技术； 202 （ 7）测 2、堵剂的选择 濮城油田油层温度高、地层水矿化度高、出水层压力高、渗透性相对较好。针对这些特点，首先选择抗盐、抗温，强度大的无机颗粒堵剂。 1998濮城油田的主要开发单元都进行了油井化堵，所使用的堵剂主要为无机颗粒堵剂（见表 11）。对渗透性好、孔隙度大的沙二上 1、沙二上 2+3 油 藏使用 高浓度水泥浆等堵剂；对层间差异大的中低渗透层的沙二上4二下 1 51块油藏使用 泥浆等堵剂；对沙三段油藏、文 90等外围区块，油井大部分都进行过压裂，地层存在着裂缝，主要应用了 细水泥等堵剂，满足了各类油藏堵水的需要。 表 11 历年油井化堵所用堵剂 单 元 井 数 所 用 主 要 堵 剂 S 二上 1 4 S 二上 2+3 12 泥浆 S 二上 4 二下 10 泥浆 S 三上 1 剂 S 三上 53 三中 1 三中 6 超细水泥、 51 块 12 90 块 6 超细水泥、 98 块 1 水泥浆 卫 317 块 1 水泥浆 卫 79 块 1 203 其它 3 泥浆 合计 96 3、挤堵工艺技术 （ 1）、分层挤堵技术 为了不污染其它油层，一般 采用分层挤堵工艺，就分层挤堵而言，主要有以下几种情况： 1）、堵上采（注）下 2）、堵下采（注）上 3）、堵中间采（注）上下 根据上述三种情况，我们采用以下几种分层挤堵工艺。 、对于堵上采（注）下的油（水）井，采用打水泥塞、电缆桥塞、填砂和封隔器等措施，保护下部地层，待上部油层堵水后再钻塞、冲砂（图 10）。 、对于堵中间采（注）上下的油（水）井，采取封隔器分隔上部油层，将下部油层封堵，生产上部油层（图 11）。 204 图 10 封上采下管柱 图 11 封中间采上下管柱 图 12 封下采上管柱 、 对于堵下采（注）上的油（水）井。采用以下两种方法（图12）。一种方法是下部填砂，打桥塞、悬空水泥塞等，上部用封隔器分开，堵中间层位。另一种方法是采用中原分公司采油工程院研制的 98是利用两级封隔器实现对中间油层挤堵水泥或复合堵剂，施工后不留塞，缩短了作业时间，降低了堵水成本。 技术指标： 耐压差： 40 密封件耐温： 140 能反洗井；化堵施工中封隔器不产生蠕动； 解封灵活可靠。 4、堵水技术应用及效果 濮城油田油井化堵工作始于 1985年，但直至 1998年上半年，由于技术、认识等方面原因，一直没有大的突破， 4年内总共实施桥塞、填砂塞 205 27 井次，且效果不理想。 1998 年下半年至 2002 年，濮城油田共实施油井化堵 96井次（见表 12），成功 89口，工艺成功率 其中有 67井次有增油降水效果，有效率 有效期平均为 375天，目前仍有 20口井继续有效。由于机械卡堵受井况影响大，封隔器易失效，造成卡堵有效期短，因此化学堵水明显优于机械堵水。 表 12 濮城油田历年油井化堵效果表 年 份 井 次 有效井次 单井费用 （万元） 总费用 （万元） 当年增油 （ t） 平均有效期 （ d） 有效期内增油 （ t） 1998 年 13 9 468 500 16762 1999 年 26 17 0023 444 22466 2000 年 20 16 926 455 174