2013年零散工艺简介

1、孤东工艺所 2013 年零散工艺汇编孤东采油厂工艺研究所2014 年 1 月目录稠油改良剂采油工艺孤东稠油区块， 经过多轮次开发， 油藏由于地层亏空加大， 地层能量下降较 多，产能大幅度降低， 导致吞吐井排液期变长， 目前吞吐井注汽后见油时间基本 都在 10 天以上，最长时间的达到 46天，造成大量无效注汽。 通过向注汽低压井 地层挤大剂量油层改良剂， 从而补充地层能量， 提高注汽压力， 进而提高注入蒸 汽的温度，提高注汽质量。 同时油层改良剂能够降低原油的表面张力， 将油包水 转变为水包油，改善蒸汽吞吐的驱替效果。一、稠油改良剂驱油原理 油层改良剂辅助蒸汽吞吐工艺技术的基本原理是先将药剂与当

2、地油田热污 水按照一定比例混合， 然后再用水泥车将混合好后的药剂溶液挤入井内。 该药剂 溶液进入地层后， 首先使油湿地层转变为水湿， 抑制注汽及回采过程油水强烈油 包水乳化， 可以使地层原态原油在温度降粘后高温高速流动采出， 从而大大提高 了岩层中油相相对渗透率， 进而提高了洗油效率； 同时它还具有解除近井地带堵 塞，扩大原油渗流通道； 该产品的高发泡性使其具有泡沫调剖驱油作用， 在配合 蒸汽驱过程中， 如果地层挤药后注蒸汽前注入部分氮气等非冷凝气体， 将会起到 泡沫驱气驱蒸汽驱综合作用， 使注汽后采油效果事半功倍， 极大提高原油回采量。1、油层润湿性改良由油湿地层转变为水湿地层，吸附原油容易

3、脱落。亲油表面;|亲水表面图1药剂加入后岩石表面由亲油改变为亲水的改变机理图2岩石不同润湿性对原油的吸附表观图图3药剂加入后原油脱落过程示意图图1是在注水、注汽开采后，在孔隙空间中的油滴状况，它的大部分表面和 岩石表面相接触，处于油润湿状态，图3是在水中加入GDH-稠油高效驱替增油剂 后，水可以优先润湿固体表面，亦即水中的表面活性物质的极性基团吸附在固体 表面，致使油脱离固体表面而被药水所代替，表面形成吸附水膜。图3则表明油滴脱离固体表面、且油水界面张力降低，在重力和微驱动力作用下而沿敞开的孔 隙流出到井口而被采到地表。药剂水溶液的注入，降低了油水界面张力和选择性接触角，增强了水对岩砂 的润湿

4、能力。在低界面张力条件下，油滴容易变形，从而降低了原油流经孔隙喉 道排出所有的功，增加了原油在地层中的移动速度。这一点可以根据原油在岩石 表面上的附着功关系式 W= (1-cos 9 )来解释。其中S为界面张力，9为接触角， S、9的降低总起来导致了附着功 W勺降低。这样原油在相同动力作用下便更容 易地向井口运移。2、岩石由原来油湿变成水润湿，提高岩层中油相相对渗透率由于油湿地层中原油流动过程中更容易被地层吸附， 残余油饱和度提高，而 水湿地层不容易被吸附，药剂挤入地层后岩石润湿性发生改变， 在相同驱动力的 作用下，更多原油可流向井口。下图为油层物理学资料显示油湿地层转变为水湿后油相渗透率大幅

5、度提高 的示意图 图4不同润湿性岩石的相对渗透率曲线3、原油分散于水中形成水包油乳状液分散体系，极大降低油水粘度比，避 免驱替液粘指指进。二、适用条件及技术指标三、施工工艺1、检查、紧固井口各连接处，检查井口各闸门能够灵活开关，如有损坏、开关 涩滞、关闭不严，严重影响施工的闸门，及时整修更换闸门。在确认井口各 处连接紧固、井口各闸门完好灵活后，方可进行施工。2、井口接出正挤硬管线各一道，管线与井口用高压弯头连接。施工硬管线应与 井口用铁链固定。3、在现场合理摆放各种施工车辆，连接泵车与正挤管线，正挤管线与泵车出水 口应用铁链固定。施工管线各连接处由井口至水泥车出水口处顺序用大锤砸 紧。4、挤注

6、药剂前必须用清水对施工管线进行试压 25MPa 15min不刺不漏，如有 刺漏，进行整改并重新试压，试压合格后方可施工。5、开井口注药闸门，试注，观察注入压力及排量，并记录。6 正注稠油改良剂，用70C热水配制稠油改良剂溶液 50用，顶替热水10用，压 力控制在25MPa7、挤注药时要严格按照设计施工，药剂要求全部注入井内，施工过程要注意泵 车压力的变化，并做好施工记录。8、挤注完药后，停泵、关好井口注药闸门后，泵工进行泄压。在确认施工管线 内压力全泄掉后，方可进行管线拆卸工作。9、施工结束后，关井待注汽。四、现场应用情况该工艺2013年孤东油田共实施2 口井，上轮平均日液18.3m3，日油2

7、.2t， 本轮平均日液40.1m3，日油0吨，由于年底施工，到目前2 口井刚开井，正处于 排水期，效果待观察。表1措施前后生产情况统计表井号原油粘度上周期平均本周期平均有效期累增油日液日油含水日液日油含水KD52P2486422.22.489.248.90100KD642-3343714.51.986.931.30100平均18.32.288.040.10100合计36.74.388.080.20100高温生物酶解堵驱油工艺孤东油田稠油区块开采方式以蒸汽吞吐和蒸汽驱为主，随着开发时间的延 长，孤东油田的稠油吞吐井已进入多轮次吞吐阶段，开发过程中，随着吞吐周期的增加，暴露出地层能量下降快，吞吐周

8、期递减大，采收率低的问题。从目前孤 东吞吐注汽井油汽比情况看，稠油单元平均单井周期油汽比、周期产油逐周期下 降，平均单井周期产油下降8.5%，其中第五周期和第八周期产油下降幅度较大， 分别是13%、16%，注汽效益日益变差，急需采取有效的措施提高多轮次井注汽 开发效果。表1稠油单元周期吞吐效果表周期井次周期时 间周期产油平均单 井生产 周期平均单 井周期 产油单井峰 值产量周期注汽平均单井 周期注汽周期油 汽比回采水率1298112474657356377220611.349869816731.32226.5221274819441869353208410.537927517891.17271

9、.431654768032724628919839.230897018731.06261.241193467222467129118888.423048019370.97322.75812396013836729617086.416566920450.84245.96571527510046226817626.210965519240.92196.5743101576293023614635.97553017570.83274.583180723698926011933.45157016640.72329.7、高温生物酶解堵驱油原理高温生物酶解堵驱油技术所研制的生物酶解堵剂是一种新型的稠油开采

10、剂, 在实际应用中可发挥多重功效，特别是配合蒸汽吞吐使用，开采效果尤其明显。 其主要作用机理如下：1、高温生物酶的解离和渗透特点可以弥补蒸汽采油的不足。高温生物酶在地层中可耐温50-380 °C。在蒸汽的高温、高压作用下，生物酶可以迅速高效的 渗透稠油胶质组成的屏障， 在地层中打开一条条通道， 使蒸汽能迅速大面积扩散， 注汽效率大大提高。 其次解堵剂在蒸汽推动下， 可以高效率对超稠油的沥青质网 架进行解离，使降粘后稠油粘度不反弹，提高原油流动性。另外，溶解剂中的芳 香份和稠油中的胶质作用后形成的稠环又对后面稠油中胶质和沥青质形成分散， 使药剂实现二次降粘。2、解除地层有机物堵塞。稠油

11、开采需要稠油在地层中流动，而随着原油脱 气稠油粘度会增大， 并在近井地带形成堵塞， 造成开采困难。 这种有机质引起的 堵塞，用一般酸化作业是无法有效解除的。 而高温生物酶注入油层后， 对粘附在 岩石壁上的有机垢进行渗透的同时还具有快速剥离和分散作用， 是解除有机堵塞 最有效的产品。3、配伍性强。 高温生物酶产品对水质要求不高， 对不同水质的适应性较强。 能与高矿化度的水相溶混合。也能在一定酸碱度溶液中作用。4、降低磨阻。通过对岩石和石油输送管道内壁表面的成膜作用，具有对油 层孔隙或石油输送管道内壁表面性能的润湿性回转功能， 可以降低原油在地层和 管道中的磨阻，并对防止管道内壁结垢和保护输油管线

12、非常有利。二、适用条件及技术指标：1、适用条件： 高温生物酶解堵剂在孤东现场应用过程中，根据堵剂自身和孤东稠油特点， 选择稠油粘度5000500000 mPa.S （50C ）的井进行实施。2、技术指标：1、外观：混匀后呈乳色液体，静止后略分层；2、PH值（1%水溶液）：79;3、密度（25E g/cm3 ） :0.9 1.10 ;4、超稠油高温溶解效果（,80 C） : 100；5、静态渗透剥离率，（%, 70C,） ： 85。三、施工参数1 、对于蒸汽吞吐采油井,高温生物酶解堵剂作为前置液,用水稀释一倍后 先注入油层,然后按原设计蒸汽量的 50%注蒸汽。2、对于蒸汽驱井,高温生物酶解堵剂也

13、可用水先稀释一倍,再伴随蒸汽一同注入。四、现场应用情况该工艺2012-2013年在孤东稠油区块共实施5 口井，见效5 口井，措施成功 率100% 5 口井中新井实施了 3 口，老井2 口，措施前单井平均日液8.4吨，日 油2.8吨，含水66.7%,措施后平均日液22.6吨，日油4.8吨，含水78.7%,较 措施前单井日增油2.0吨。5 口井累计有效生产1033天，累计增油4389吨，平 均单井增油877吨，取得了明显的增油效果。表2措施前后生产情况统计表序号井号开井日期措施前生产情况措施后生产情况累计有效天数累增油日液日油含水日液日油含水1GOGD822X202013-6-25新投39.53.

14、291.9164526.12HLKD53X92013-9-168.83.461.426.76.276.860168.03GOGDR3X215 2012-6-6新投28.15.779.73431960.04XTKD32P202012-12-8新投74.141.43251340.15HLKD642X102012-9-2682.173.711.84.960.2141394.8平均58.42.866.722.64.878.7207877.8合计4516.85.566.7113.124.178.710334389.0典型井例:KD642X10该井为2012年新投井，由于油稠，导致注汽压力高，注汽投产 后

15、仅生产了 56天,由于供液差关，周期平均日液8.0吨，日油2.1吨，含水75.6%, 周期产油122.4吨。本轮针对该井油稠造成注汽高压的情况，注汽前挤入高温生 物酶解堵剂，注汽压力较上轮下降1.7MPa,干度提高36.5%,注汽后生产141天，平均日液11.8吨，日油4.9吨，含水60.2%,周期产油691吨，生产情况 较上轮得到明显改善。声波解堵助排采油技术孤东采油厂在新井投产时，由于存在钻井过程中的泥浆虑失、 漏失和沉淀的 等因，造成油层近井地带堵塞，结果使得油井投产后产能较低，为了解决该问题， 从而提出应用声波混气水复合解堵技术， 对该类油井在投产前进行解堵措施，达 到有效提高进井地带

16、渗透率，疏通地层渗流通道的作用。、声波助排技术原理声波解堵助排技术触合了声波解堵和混气排两者的共同优点， 不仅充分发挥 和增强了解堵效果， 同时又能较好地将排入井筒中的固体物质彻底地携带并排出 井口。因此必将大大提高对油井的处理效果， 是一项具有广阔应用前景的新技术。 此外声波解堵技术与混气排工艺相结合还会进一步产生一些新的作用机理和新 特点。同时也为从理论上深入研究和完善该技术提出了一些新的问题和新的增长 点。有待于今后进一步研究， 就目前所研究的程度认为两种工艺技术的结合主要 有以下几个方面相互作用。1、加强了声波的机械振动作用流体动力式声波发生器的振动频率和振幅与发生器的类型、 结构形式

17、及参数 尺寸有关，此外还与激发流体的性质有很大关系。 就环形腔室式声波发生器来说， 利用压缩性较小的水作为激发流体其产生声波就要弱些， 而用压缩性大的气体作 为激发流体则容易产生高强度的声波。 因此当其与混气排相结合时， 由于流体中 混入了一定量的气体， 必定会提高声波发生器的激发效果， 而产生更大强度的声 波振动。当然由于混入了气体会使单相流体变为两相流体的混合流动， 其阻力也 将会随之产生一定变化， 同时所激发产生的声波频率也会产生一定的变化。 其变 化关系和规律有待于进一步地深入研究。2、改善了空化条件增强了空化作用 声波解堵的第二个主要作用就是空化作用。 由于气液两相流体在泵压的作用

18、下从声波发生器喷嘴出高速喷出， 会形成高速的流体射流。 因此， 声波解堵助排 作用不仅包括超声空化作用，还包括空化射流作用。3、加强了声波的热作用 当单纯的水作介质进行声波处理时，由声波振动产生的热作用是微乎其微 的。但当声波振动与混气排相结合时空化现象更加强烈以及由于空化而产生的激 波作用更大，由此而导致的局部热作用也会进一步提高。4、气炮或气爆炸作用 混气液体在多孔介质中流动时所产生的贾敏效应是我们熟悉的一种物理现 象。由于表面张力的作用当气泡进入流道变窄的喉道时阻碍了后续流体的通过， 整体反映出流体阻力增加。 这种现象在变径的流道中也会产生。 然而我们更加关 注的是后续发生的事情。这就类

19、似于流动管道闸门突然关闭而产生的水击现象， 后续流体受压缩而压力剧增， 当压力增加到一定程度时将前面的阻流闸板憋开而 产生一个突然的压力爆炸， 这种现象就称为气炮或气爆炸。 该现象在均质水流中 不易产生， 而在混气水流中则较容易产生， 这是由于气体和液体的压缩性的差异 所造成。由此而产生的压力的急剧变化对周围介质具有较大的破坏力。 因此它的 解堵作用是不可忽视的。 当声波解堵器和混气排配合应用时， 在声波发生器部位 流道突然变小， 因此在该部位就容易产生气炮， 这也就是造成声波发生器寿命短 的主要原因之一。二、适用条件(1) 以泥质胶结为主的砂岩油层的油水井；(2) 因泥粉砂、泥浆、机杂等无机

20、物造成堵塞的油水井；(3) 因其它作业而污染油层需要反排的油水井。三、施工参数(1) 下声波混气水解堵工艺管柱至1427.0m (见附图);(2) 将12m解堵液挤入地层，顶替清水 5.0m3;反应4小时候进入解堵工 序;( 3)地面连接(硬连接)好 700 型水泥车、 400 型水泥车、水罐车、排水池管线后，试压20MPa合格；( 4)酸液反应后，投球，连接压风车，进行解堵施工：正注水，排量0.4-0.5m 3/min，工作压力v 20MPa同时按1： 1排量注气，保持时间 40 分钟;(观察排出水情况确定是否延长时间) 。( 5)施工完毕后，提出解堵管柱，执行后续工序。四、现场应用情况该工

21、艺 20 1 3年在孤东稠油区块共实施 32口井，见效 32口井，措施成功率 100%措施后平均日液29.7m3，日油3.4t，含水88.6%, 32 口井累计有效生产 4025天，累增油13742t，平均单井增油429t，取得了明显的增油效果。表1 措施前后生产情况统计表五、结论 1、利用声波与混气水的协同作用可以较大幅度提高处理效果，改善油层产液状况。2、声波助排工艺施工简单，建议近一步利用该工艺加强新投井、补孔井的 先期油层处理力度，减少油层污染对后期生产影响。振动解堵采油技术注蒸汽是我国大多数稠油油田开发的基本措施，但对于一些超稠油和超高凝 油地层，以及因近井地带的沥青质、胶质、无机结

22、垢、粘土矿物、各种机械杂质 等堵塞而注入压力高、注汽困难的地层，常规的注蒸汽方法效果非常差。 为此开 发了大功率井下振源振动解堵注汽降压技术，利用井下可控振源进行振动预处理 油层，具有解除地层堵塞，提高地层的渗流能力，降低注汽压力的作用。一、振动解堵原理振动波在地层中的传播，实际上是能量在地层中的传播。由声波衰减现象可 知，声波频率越高，其能量衰减越大。一般的地层对20KHZ的超声波的衰减系数 高达6.85，而对100Hz的低频波的衰减系数为0.0246。当频率在15Hz以内时， 地层对它的衰减系数仅为0.00268。这时低频波对地层的有效影响范围可达 200m 以上。根据实验结果做出的声波频

23、率与衰减系数的关系如图1所示。从图中我们可以清楚地看出，地层对声波的衰减系数与声波频率成直线关系。高压注汽井使用的井下双重振源主要由主轴、滑动块、套筒及弹簧四部分组1 -出水口 2 -防沙祸 3-活尋 Q-卸水孑L 5供鹫通扎卸沙孔骡丝图2 设计低频水力振动井下振源振动器成。除此为其正常工作还配有转换接头和堵头等附件。设计的振源结构如图2所示。该工艺是把水力振动器对准油层，靠地面泵入装置把液体传入井下后， 对振 动器活塞面产生高压作用力，当振动器内部受高压时，由于柱塞左端受压面积大于右端受压面积，导致活塞受到自左向右的推力，此推力的大小为活塞面积与压 强的乘积，在此过程中，推力压缩弹簧。当管压

24、力达到工作压力时，活塞向右移 动到下死点。同时出水孔被打开，管内的高压水瞬间排出，作用于油层段。这时 由于管内的高压水以瞬间排出，压力大幅度下降，导致管内外压力平衡，活塞在 高压弹簧压缩力的作用下被推复原位， 待振动器内部压力又升至工作压力时， 活 塞又重复上述动作，这样，振动器在井下周而复始地工作，就产生了一种具有低 频，高幅的水力冲击波。、适用条件及技术指标1、适用条件(1)套管井身完整，无变形，无严重破损。(2)因油稠或机械杂质堵塞，预测注汽压力超过 15MPa的丿活塞r1注汽井。(3)也可用于同类堵塞的常规油井或水井的增产、增注。2、技术指标(1)输出功率:单个最大功率 18kw(2)

25、工作频率:6 15Hz(3)振动行程:100 300mm(4)工作方式:液压推动连续工作(5)注入压力:最大为40MPa(6)环境影响:套管横纵受力(注入 25MPa 380kg/cm2最大外径:114 mm(8)最小内径:42 mm(9)仪器长度:8401340mm(10)仪器自重:100Kg三、施工工艺(1) 振动动力采用700或400型的水泥车，能稳定地提供 25MPa以上的的泵压。(2) 振动工作液在现场施工过程中，根据不同的井况可采用如下几种工作液。 针对油层因稠油堵塞的井，采用1-5%的降粘剂溶液作为振动液。 针对地层因粘土矿物堵塞的井，采用5-10%防膨剂溶液作为振动液，避免粘土

26、膨胀。 对油层深部堵塞较严重的井，采用酸液剂、高效振动剂作为动力液。(3) 施工工序先下振动管柱到设计位置，然后连接地面管线及设备，再开泵加压、冲洗井 底，直至上返水无污物为止，然后泄压，打开井口投球后，开泵进行正常振动作 业，每振动1小时，停振10分钟，累计振动作业6小时，接着停振、关泵泄压、 起全井管柱及振源，再下入混排管柱，按要求混排，将堵塞物排出井外，最后完 成正常注汽其他工序。四、振动解堵现场应用情况该工艺2013年孤东油田共实施3 口井，采用振动解堵后，试挤压力由16.5 Mpa下降到13.9 MPa，平均下降了 2.6MPa,吸水指数由15.4 L/(min.MPa)上升 到25

27、.3 L/(min.MPa)，上升了 9.9L/(min.MPa)，说明振动解堵后，地层的渗透 性大大提高；从KD5NB1井注汽情况看，平均注汽压力由16.1 MPa下降到 14.7MPa,平均下降了 1.4MPa,平均注汽干度由1.8%上升到46.2%。3 口井措施后平均单井周期产油 401t，生产周期89天，累计增油1204t， 取得了良好的解堵增效效果。其中2-18-254、2-18X261井为二区非均相区井，2 口井措施后产液基本达到设计要求。表1措施前后生产情况统计表序号井号开井日期措施前生产情况措施后生产情况累计有效天数累增油日液日油含水日液日油含水1KD5NB182013-6-1

28、2新投17.15.468.32091138.722-18-2542013-12-11新投51.20.399.4288.932-18X2612013-12-9新投75.41.997.53056.4平均47.92.594.789401合计143.77.694.72671204泛温涂料砂防砂工艺一、工艺技术原理涂料砂防砂是基于在石英砂表面涂敷一层可以在油层条件下固结的酚醛树 脂胶粘剂的特性。以涂料砂作为胶结剂，又是支撑剂，采用水溶液携带到油层， 涂料砂表面涂层软化固结， 将涂料砂相互牢固地固结起来， 在井壁附近形成具有 一定强度和渗透性的人工井壁，防止油层出砂。泛温涂料砂是通过将两 种涂料砂利用混砂

29、车在现场搅拌，按照 1:1比例混合， 最后通过热污水送入地层形成挡砂屏障的一种新型涂料砂工艺。二、适用条件及技术指标1、适用条件 泛温涂防工艺主要应用于注聚区及水驱单元机械防砂易堵塞的油井。2、技术指标（1）敷膜率：98%;（ 2 ）粒度： 0.4-1.0mm；（3）抗折强度：3.0MPa；（4）抗压强度：6.0MPa；（5）空气渗透率：30卩m2。三、施工过程泛温砂涂防工艺采用特种压裂车组， 将两种砂加入混砂车， 经泵车打入地层。排量在1000-2000L/min，泵压在14-25MPS之间，携砂比7%-608之间。四、现场实施效果及分析2013年实施泛温砂涂防工艺 25井次， 成功 22井

30、次，成功率 88%。目前可对 比12井次，措后单井平均日产液 31.7m3,日油1.5t，动液面737m目前，措后 较措前液量增加3.4m3，动液面提升14m累增油1296t，该工艺在水驱及注聚油 藏实施无明显提液效果。表 1 泛温涂料砂防砂工艺效果统计效果分析泛温砂工艺效果一般的主要原因如下：1、泛温砂防砂工艺对油层参数（泥质含量、射孔厚度、 生产层数）、井筒状况（套管情况）、施工参数（排量、砂量、 砂比）、生产管理（参数优化、管柱配套、地面管理）等要求较高；2、因泛温砂的特点，现场施工时需要人工拆袋混合加入混砂车， 影响了加砂效率， 也无法保 证涂料砂按照 1:1 比例混合的要求，在一定程

31、度上影响了该工艺的后期效果。以GO6-26-1423为例，该井原油粘度380mPa.s,泥质含量14.592%,渗透率 iii6*io-3um其原油粘度低，泥质含量高，渗透率好，地层发育较好。该井实施 泛温砂工艺后于 2013年7月 24日开井，开井后生产情况较措前变化不大， 增液 增油效果不明显。图1 GO6-26-1423 生产曲线图水平井含砂在线检测卡封采油技术与直井相比，水平井具有单井产量高、 回收投资快、 开发效果好的明显优势。 但是水平井生产也面临诸多问题，目前采油厂裸眼筛管防砂完井 98 口，二次防 砂处理 34口，筛管完好 45口，筛管损坏待处理 16口，而且这一数字随着注汽、

32、 酸化等措施施工后会呈上升趋势， 统计显示筛管水平井一般在 2-3 个注汽周期后 出现地层出砂。 但是针对所有防砂筛管一旦出现损坏出砂就进行二次防砂， 不但 会造成作业成本的急剧上升， 还有可能在二次防砂后出现油井供液能力差、 甚至 不供液的问题。 因此针对筛管损坏井采取不同治理措施， 在线找砂卡封采油技术 能有效解决这一些列问题。一、工艺原理水平井含砂在线检测技术是将两级皮碗封隔器间隔下入井内筛管段， 使用地 面泵车作为动力源， 分段反循环冲洗筛管。 同时在地面流程弯管安装声波信号采 集仪器，利用循环液携带地层砂至井口在流程弯管处发生碰撞时产生声波， 通过 数据处理器将声波转换为电信号记录下

33、来， 结合深度资料和声波强度曲线综合对 比确定出砂段定量数据， 确定出砂井段后通过卡封、 丢封实施漏点机械堵塞恢复 生产。二、适用条件水平井含砂在线检测技术实施对油井套管条件要求较高， 对套管变形错断井 难以实施。该工艺只能在套管完好的情况下才能实施， 配合使用地面冲砂水泥车、 流程弯管、 数据记录分析仪， 结合后续的卡封实现油井产能恢复。 同时存在严重 出砂井无法实施在线找砂检测卡漏生产技术，只能在不出砂、轻微出砂井实施。三、施工工艺第一部分就是找漏施工，在进行找漏施工前对井史做详细了解， 分析改井套 管条件是否符合工艺要求，只有在 1200mm以上长度的标准通井规能够通过的井 才能实现在线

34、找漏出砂检测。找漏施工有地面水泥车将油田污水泵入井筒循环带 出地层砂，通过不同井段地层出砂量判断套管漏失点。 对于存在严重漏失井因为 不能建立循环，难以实现在线砂量检测，无法判断漏点。第二部分是实现卡封恢复生产，卡封前对井筒清洁处理至关重要，井下封隔 器在长时间坐封情况下封隔器工作情况，注汽生产井下高温等恶劣环境下封隔器 工作情况，以及坐封后封隔器密闭性能都是这一工艺能否实施的制约因素。四、现场实施效果2013年选择实施在线找砂卡漏技术实施 2 口，完井方式均为筛管完井，实 施的2 口井目前均正常生产，对于出现筛管破损造成出砂水平井治理取得理想效 果。表1水平井在线找砂卡封生产统计井号开井时间

35、参数初期产量目前产量生产周期累产油日液日油含水日液日油含水GOGD828P4 2013-8-2357*6*217.62.784.713.82.581.9137288.8GOGD9P72013-9-16 57*4.2*332.07.576.626.03.088.539106.5平均24.85.180.619.92.885.288395.3实施井例:GOGD828P在2013年06月生产发现生产液量由正常时期的25用下降至3.2m3,同时液面急剧下降，由正常时候的 552m下降至泵筒以下，2013年07月 搬上作业时发现油层砂埋，出砂12用，冲出砂为粉细地层砂，为油井筛管破损， 经研究决定使用在线

36、找砂工艺技术寻找筛管出砂点。图1 GOGD828P4在线找砂施工管柱图(1) 第一阶段监测结果及解释第一阶段(1740.56m-1762.19m),出砂时段13时03分-13时17分，排量 4001/min，阶段液量5.6m3,最大出砂速率为2.71g/s,监测冲出砂总量为0.665kg。(2) 第二阶段监测结果及解释第二阶段(1749.63m-1771.26m)，出砂时段14时01分-14时17分，排量 4501/min，阶段液量7.2m3,最大出砂速率为10.76g/s,监测冲出砂总量为5.512kg。(3) 第三阶段监测结果及解释第三阶段(1758.93m-1780.56m),出砂时段1

37、5时14分-15时19分，排量 6001/min，阶段液量3.0m3,最大出砂速率为6.83g/s,监测冲出砂总量为0.992kg<(4) 第四阶段监测结果及解释第四阶段(1768.62m-1790.25m)，出砂时段16时00分-16时15分，排量 6001/min，阶段液量9m3，最大出砂速率为68.5g/s，监测冲出砂总量为24.71kg<(5) 第五阶段监测结果及解释第五阶段(1777.73m-1799.36m)，出砂时段17时04分-17时54分，排量 6001/min，阶段液量30m3，始终出砂，最大出砂速率为 88.8g/s,监测冲出砂总 量为 59.75kg。图2

38、GOGD828P4水平井含砂检测数据记录图通过分析，得出筛管漏点井段的位置在1768-1799m,可以确定出砂漏点在1768-1799m,卡封后生产日产液量17.7m3,日产油2.5t。图3 GOGD828P4卡封生产管柱图水平井冲砂充填一体化采油工艺水平井实施充填防砂理论上可以建立高渗透密实的砾石充填层， 有效减缓或 避免生产过程中防砂筛管被堵塞， 有助于提高油井产量； 炮眼及筛套环空形成高 密实的砾石充填层， 改善近井流动条件， 降低炮眼压降， 有助于生产流体在水平 段均匀产出；油藏适应性强，防砂有效期长。孤东油田是疏松砂岩油藏，出砂严 重，特别是对于出砂严重的水平井， 常常由于出砂影响，

39、 造成防砂工具下步到位， 从而影响防砂时效， 而水平井冲砂充填砾石充填一体化技术就解决了出砂水平井 防砂工具下步到位的问题， 一项非常适合易出砂油藏水平井提高采收率的防砂技 术。一、工艺技术原理底部逆向充填较好实现了砾石砂浆从防砂管的底部进入筛套环空， 对地层进 行砾石充填；同时对筛套环空进行砾石循环充填的目的，既经济、安全、可靠， 又提高了水平井充填效率， 提高水平井产量。 满足水平井充填施工管柱一次下到 位，对于出砂严重水平井进行正冲砂确保在防砂管柱难以下到位情况下进行冲砂处理，适应不同井况二次防砂施工二、施工工艺处理完成井筒后下入逆向充填工具、沉砂短接、7ZT1转换工具、防砂管、安接、油

40、管、信筛油管、封隔器、油管连接至井口。依据水平射孔井段长度配好筛管长度后，按照规定下入速度将防砂管柱下到 设计位置；从油管内分台阶打压 5Mpa-17MPa坐封封隔器，打开循环充填通道， 并建立循环通道；从油管内泵入携砂液砂浆，实现均匀充填；待压力上升后倒扣 上提滑道井口，进行反循环洗井，至出口无砂时施工结束。三、效果分析及前景预测采用冲砂充填一体化防砂工艺可以满足流砂地层水平井多次下入困难，并且较常规充填防砂可以提高井筒充填效率，降低施工风险，减少无效重复工序。2013年采用一体化逆向充填防砂施工 4 口井均正常生产，措施后单井平均 日液27.5m3,日油9.8t，含水62.8%,阶段累计产

41、油1395t。其中老井GDOGD9P5 实施逆向充填后单井日液达到 57斥，日油14t，含水75.4%，较措施前日增液17斥， 日增油9.6t，增油提液效果显著。对于类似于KD32 KD521区块，地层胶结能力弱，轻微压力波动即引起井筒 出砂，为典型的流砂地层。该区域的水平井在下防砂管柱时经常因为地层出砂而 下不到位，因此流砂地层水平井常规防砂充填效率得不到保证且增加的工序费用 和劳动强度。水平井防砂管柱已经损坏、堵塞，只能采取二次防砂处理的井，采 用复合绕丝逆向充填防砂工艺，有效解决水平井出砂后防砂管柱下不到位的问 题，节约作业成本。二次机械防砂保证水平井的正常生产，逆向充填工艺解决了 充填

42、施工中砂子在水平井段前段沉积的问题，提高充填质量、填补地层亏空。采油厂2014年防砂失效井16 口，具备治理条件11 口 ： GOGD9P1XTKD192P2 XTKD192P3HLKD52P2GO7-30CP2454GO7-2P6GO7-30CP2475GO7-3P1GOGD4P4 GOGD828P1GOGD7P14稠油井一次防砂多次注汽采油工艺2孤东稠油单元含油面积27.02km，动用地质储量5112万吨，目前稠油单元 油井总井587 口，开井471 口，日产液15803斥，日产油1337t，单井日产油2.8t， 综合含水 91.5%。总采出程度 13.6，采油速度 0 . 96 。注汽作

43、为稠油区块有 效的开发手段， 如何兼顾稠油区块防砂及注汽， 实现在不更换绕丝管柱的情况下 进行注汽， 在注汽过程中有效保护形成的挡砂屏障， 同时能实时注汽达到三轮次 以上，将是开发的关键。一、一次防砂多次注汽工艺原理 热采一次防砂多次注汽工艺原理是首先在油层近井地带充填高温防砂材料， 形成第一道挡砂屏障， 然后在油层部位下入机械防砂工具进行砾石环空充填， 形 成完整的挡砂屏障， 生产时阻挡地层砂进入井筒形成挡砂屏障。 注汽时高温防砂 材料行成的高强度挡砂屏障阻挡地层砂进入环空， 同时阻挡环空充填砂进入地层 造成环空砂缺失，保证注汽正常运行。一次防砂多次注汽工艺实施方式， 孤东采油厂目前采用的防

44、砂注汽方式是采 用直接下入机械防砂柱， 进行砾石充填后进行注汽生产。 采用机械防砂方式包括 复合精密滤砂管、 复合绕丝、割缝管，砾石充填方式采用以循环充填、 高充为主。对于渗透率较高、 泥质含量低的地层采用循环充填防砂， 循环充填排量保持 在 400L/min-800L/min 之间。携砂液携带充填砾石由油管泵入， 通过充填工具转 换到油、套管环空，砾石堆积在筛管外，携砂液由筛缝进入中心管，通过工具转 换至油、套环空，返至地面。当充填砾石埋掉信号筛管，地面泵压升至12MPa时，立即倒管线反洗井，将充填工具以上的多余砾石洗至地面，然后丢手，丢手 方式分机械丢手和水力丢手两种该工艺的优点是携砂液用

45、量少， 对油层保护有好 处，丢手较可靠，施工成功率高。对于注汽压力高，地层渗透率差的井，采用压裂造缝，提高渗透率，达到降 低注汽压力， 有利于提高防砂后生产渗透率。 对于地层泥质含量高， 采取大排量 充填方式，改善地层渗透率，在地层附近形成人工井壁，有效提高防砂有效期。高压充填排量在1500L/min-2500L/min，压力18.0MPa以上施工完成。二、适用条件开展一次防砂多次注汽区块油层具有单层发育薄， 储层单一特点， 且油砂体 分布零散，稠油储量规模小。平均单层厚度 6.8m,最厚的8.7m,最薄的3.1m； 渗透率1409*10-3um同时开采层数为1-2个，以单层开发为主。油藏类型

46、岩性 构造、岩性油藏为主，具有埋藏深、易出砂、高粘度，平均泥质含量8.4%。表 1 一次防砂多次注汽井基础资料三、施工工序稠油井一次防砂多次注汽采用防砂管柱下井后进行二次注汽， 在注汽前使用 补砂工具对地层进行补砂施工。将防砂管柱下到位后进行反洗井， 反洗井压力正常进行座封， 座封后打压或 者提放进行验圭寸；座圭寸后继续打压至 16-20MPa压力突降后充填通道打开，进 行正转倒扣，倒扣后加压 6-8KN 进行循环充填施工。生产一段时间后上修进行补砂注汽施工， 先下探冲管柱进行探冲， 井筒处理 干净后下入密插进行验圭。 若验圭成功则下入二次补砂工具， 快下到位时边循环 洗井边缓慢下放， 若压力

47、上升出口不返则证明补砂工具已经下到位可以进行补砂 施工。补砂工具到位后关闭套管闸门进行补砂施工，控制压力低于 25.0MPa,填砂 完成后打开套管闸门进行反洗井， 反洗至出口不见砂， 完成二次补砂施工， 进行 一次防砂后可进行 3-4 轮次补砂注汽生产。四、效果及适应性分析G0GD81、G0GD81、HLKD55X14C为新井投产，考虑到一次防砂多次注汽工艺成熟性，采用投产注汽后进行防砂生产，防砂后未进行二次注汽生产；GOGD827X19OGOGDR为老井生产，防砂后进行注汽，目前正常生产。表 2 一次防砂多次注汽井注汽后生产情况注汽生产的 2 口井均取得较好效果，注汽后单井产能回复至措施前正

48、常生 产，平均增液1.4m3，注汽量达到预期设计量。注汽过程中压力平稳，单井注汽达到设计注汽要求，注汽后生产未出现砂卡现象，防砂后首轮注汽成功。整体分析目前5 口井均正产生产，3 口新井实现增液81.0m3,累计增油22.5t， 目前处于产能高峰期。进行了首次注汽的 2 口老井来，单层生产的GOGD827X19C 防砂注汽效果好于双层合采的 GOGDRN仔昔施后产能恢复较快，稳产时间长。稠油井多轮次吞吐后地层出砂，亏空严重，常规的地层填砂规模不能够建 立均匀、密实、连续的近井充填砂带，在后期回采过程中，游离地层砂快速在筛 管附近堆积，引起近井渗透率大幅降低，出现供液差现象；部分稠油井水平井出

49、砂量大，难以采取先期机械防砂措施；对多层合采油井，采取笼统机械防砂受层 间差异影响较大，相对低渗层得不到高质量充填改造。一次防砂多次注汽关键在与建立高强度挡砂屏障，形成高渗高导流能力机械 防砂通道有效阻挡地层砂进入环空同时阻挡环空充填砂流入地层。在选层时优选单层生产井，生产厚度三5m,避免层间干扰的同时保证高渗滤及地层能量。实 施形成高强度挡砂屏障优选高强度化学防砂，而不是单一的机械充填防砂后进行 一次防砂多次注汽。一次防砂多次注汽在稠油区块应用能有效缩短稠油井防砂占 井周期，降低作业防砂次数及作业成本， 提高产油能力，在稠油区块将会有广大 应用前景。五、可能面临的问题目前一次防砂多次注汽面临

50、着的主要问题是该工艺井下工具适应性及现场 施工配套工艺技术、防砂注汽后期管理问题、注汽实施轮次判别。1、工具配套方面：目前常规挡砂筛管不具备较咼的耐咼温、耐冲刷性能，在咼温下挡砂结构 易发生微量形变，在回采过程中耐冲刷性能降低，不利于第二轮注汽。高温充填 工具在冷热交变环境下密封可靠性得不到保证， 易在第二轮注汽后密封失效。 井 下防砂管柱综合考虑井下温度变化对工具的影响， 合理设计补偿工具， 避免出现 应力破坏。管柱设计可以考虑采取机械开关结构， 增加沉砂口袋， 有利于二次补 砂注汽。2、施工工艺配套及后期管理判别： 充填施工质量受施工排量、最终砂比、填砂强度制约严重，常规施工排量在1.0m

51、3/min，最高砂比在30%，填砂强度在3-5m3/m，相对于亏空严重，非均 质严重的地层来说难以满足需求。 针对地层泥质含量高、 物性差井采用深部处理 解除油层伤害， 使用粘土稳定剂、 解堵剂解除地层堵塞， 使用粘土稳定剂或抑砂 剂在地层温度条件写包裹、固结、粘结砂粒，自身形成稳定砂桥。在后期注汽过 程中，需要在地面配套注汽过滤器， 避免地面注汽流程内机械杂质进入井内堵塞 防砂筛管。热采停产前进行原因分析及对转注井进行判别，先期防砂工艺技术、现场 施工水平提高及综合配套措施， 形成耐高温性能好、 强度高、 稳定性强的挡砂屏 障为多轮次注汽和防砂生产创造了条件， 制定一整套的管理办法及实施注汽

52、的判 别办法。3、注汽及生产参数： 优化注汽参数，选择合适的注汽量、注汽强度、注汽速度。控制注汽速度在8-10t/h,注汽干度尽可能高，注汽量设计在 1500-200t/轮次。控制生产参数保 护形成的挡砂井壁， 参数过大形成的高流速破坏挡砂井壁， 导致地层砂进入环空 冲击机械防砂管柱， 缩短机械防砂管柱使用寿命。 参数过小， 地层能量得不到充 分发挥，降低热采效果， 影响产出效益。根据效益实践得出产液控制在 40-60m3/D 采用44/56mm泵，选择开井参数冲程4.2m，冲次小于4次，能够有效平衡二者 的关系。温和型解聚剂复合解堵工艺三次采油是孤东油田的重要开发方式， 采油厂先后对三百余口

53、注水井开展了 注聚工作，取得了良好的开发效果。 但是注水井在注聚过程中及后续水驱过程中， 由于聚合物本身的高粘度及注入过程中的油层污染等多方面的因素影响， 普遍出 现了注入压力升高、 注入困难的现象， 难以达到配注量的情况， 现场后续转水驱 井多轮次出砂、 防砂后还会有聚合物吐出储层， 这说明聚合物对于储层的堵塞是 深部堵塞， 处于储层深部的储层岩石表面吸附一定量的聚合物， 一方面堵塞了孔 喉孔道，另一方面在压力差的作用下在泥砂的携带下回吐。 聚合物的深部堵塞是 造成注聚后续水驱井高压欠注的重要原因。 温和型解聚剂复合解堵技术工艺一方 面可通过解聚作业解除近井地带的聚合物堵塞， 是一种适应性强

54、、 广谱使用的工 艺技术。一、工艺简介 温和型解聚剂复合解堵技术通过惰性过氧化物及抑制剂的合理配比， 降低氧 化剂反应性， 将反应过程中具有爆炸性危险的氧气、 氯气等强氧化性气体转换成 氧化性能更强但无爆炸性危险的自由基以确保解聚反应的顺利进行， 同时利用温 和型解聚剂的较低反应速度可对储层达到深层解堵的目的。其技术特点为：1. 安全可靠、绿色环保相比于传统的强氧化剂型解聚剂， 温和型解聚剂在储运及施工过程中可保证 100%的安全性，其对人体无害，对设别、管柱无腐蚀性，是一种绿色环保的解 堵工艺措施。2. 深部解除聚合物堵塞，解堵率高 由于温和型解聚剂反应速度可控，相比传统氧化剂速度慢，其反应

55、作用的距 离远，以反应速度计算其反应处理半径， 其有效处理半径是传统强氧化剂型解聚 剂的十倍以上。同时，室内实验表明，其对聚合物的降解率高，无论对于新鲜母 液、聚合物团聚物、老化聚合物、铬交联聚合物均具有良好的降解性，对于各种 不同井况的注聚后续转水驱欠注井均可达到较好的增注效果。3. 施工费用低以一口井设计使用 100-200m3 解聚剂计，使用浓度按照 1%计，配套前置清 洗剂，每口井作业费用在 3 万-5万元之间，施工费用低。二、适用条件孤东注聚转水驱井的欠注井原因复杂多样， 聚合物堵塞是引起欠注的重要原 因之一。在选井过程中首先排除地质因素， 即选择联通性好、 油水对应性强的注 水井，其次要分析欠注前后生产状况， 选择在注聚前注入较好而在注聚后压力明 显上升且注入量大幅度下降，或者是在注聚期间产生大幅度欠注的水井开展工 作，对于多次防砂无效， 有明显聚合物回吐的水井也可以实施温和型氧化剂解堵。 在多层统注的水井要开展层间分析， 对于单层吸水差的井， 要针对单层开展针对 性解除，而不能统一处理。三、施工过程1、 段塞优化 温和型解堵工艺共设计三个段塞，第一个段塞是清洗剂段塞，其主要作用