石油开发工艺技术介绍

1、石油开发中心消费技术部2021年4月石油开发工艺技术引见.主要工艺技术1、防砂技术2、调剖控水技术3、多轮次吞吐提高采收率技术4、程度井完井修井技术5、程度井井筒堵塞处置技术.1适度改造、防排并重。2程度井根据油藏特点，调整酸洗防砂工序。1、防砂理念一、 防砂技术.1适度改造、防排并重。1、防砂理念适度改造： 控制施工规模，到达高砂比端部脱砂效果。防排并重：既要防住大粒径骨架砂，又要使粉细砂随油排除。 高渗端部脱砂低渗压裂典型井例周期生产天数油汽比采注比61760.20.872650.93.9重防砂一、 防砂技术.2程度井根据油藏特点，调整酸洗防砂工序。1、防砂理念针对浅薄层稠油地层胶结差、井

2、壁不稳定，酸洗后井壁易坍塌等问题，由先酸洗后防砂变为先防砂后酸洗，保证防砂工序的正常进展。先酸洗后防砂先防砂后酸洗由于井壁部分塌陷，循环充填压力较高，无法完成循环充填施工井壁稳定，循环充填压力坚持稳定，胜利完成循环充填施工。一、 防砂技术.2、防砂工艺强化防砂过程控制提高防砂设计符合率优化改良防砂配套工具提高防砂有效期充填砂引进和优化提高控水增油效果一、 防砂技术.1强化防砂过程控制压裂防砂软件模拟优化施工曲线预警机制及灵敏控制2、防砂工艺详细作法一、 防砂技术.1强化防砂过程控制2、防砂工艺压裂防砂软件模拟优化详细作法 采用阶梯排量和停泵压降测试，经过压裂防砂软件计算，确定地层破裂压力、压裂

3、液效率和综合滤失系数等参数。一、 防砂技术. 根据模拟结果确定施工排量和携砂液交联比，经过以上优化，防砂施工最高砂比到达90%，平均砂比37%以上，措施后，注汽压力较上周期降低近2MPa，有效提高了该井热采开发效果。优化效果：草4-9-X412井施工曲线1强化防砂过程控制2、防砂工艺压裂防砂软件模拟优化一、 防砂技术.施工曲线预警机制及灵敏控制 针对地层滤失大，施工过程油套压上升迅速，采用变砂比施工，适当采用分步加砂方式，防止施工早期砂堵。 1强化防砂过程控制2、防砂工艺一、 防砂技术. 对储层物性较差的油井，优化加大前置液用量，提高施工排量，在动态裂痕扩展充分的情况下进展加砂，有效提高了施工

4、胜利率。施工曲线预警机制及灵敏控制1强化防砂过程控制2、防砂工艺一、 防砂技术.压裂防砂先期实验效果注汽参数草109-平16草109-平12注汽压力 19MPa20MPa注汽干度 71%0%注汽速度7t/h 7t/h一、 防砂技术 对储层物性较差的油井，优化加大前置液用量，提高施工排量，在动态裂痕扩展充分的情况下进展加砂，有效提高了施工胜利率。施工曲线预警机制及灵敏控制1强化防砂过程控制2、防砂工艺. 针对程度井循环充填短路型，迅速停泵组织反洗井，防止砂卡施工管柱艰苦作业事故的发生。施工曲线预警机制及灵敏控制1强化防砂过程控制2、防砂工艺一、 防砂技术.2优化改良防砂配套工具定向井高压充填工具

5、改良加长丢手芯子与外管密封段长度，从而提高密封段耐压强度，降低因漏失油套返砂埋油管风险。将两端点焊绕丝方式，改为带筋的每圈点焊方式，提高了防砂管的抗冲刷才干和耐温目的。定向井优化防砂管构造详细作法2、防砂工艺加长防砂效力器密封段长度和采用多级密封构造，提高防砂效力器和充填安装之间密封段的耐压差强度。程度井防砂效力器工具改良一、 防砂技术.运用效果 2021年中心定向井共重防砂105井次，经过工艺优化措施后，设计符合率由87%提高到90%，防砂有效率由94%提高到97%，平均油汽比由0.5提高到0.7，获得了显著的优化效果。 2021年定向井优化效果2、防砂工艺一、 防砂技术. 2021年中心共

6、程度井防砂67井次，经过工艺优化措施后，设计符合率由措施前91%提高到95%，防止井壁坍塌实现循环充填胜利率由78.3%提高到100%，获得了很好的优化调整效果。 2021年程度井优化效果运用效果2、防砂工艺一、 防砂技术.2、防砂工艺3充填砂的引进和优化控水增油支撑剂 孚盛砂：外表构成单层分子膜，构成较强疏水性能的界面膜，在多孔介质中具有良好的阻水透油作用。骨料：石英砂包覆层一、 防砂技术.运用效果：井号措施前措施后累油含水含水草128-斜972.00%60.00%2307.8草128-斜1390.00%76.00%437.7草4-7-斜21585.00%73.00%632.7草128-斜1

7、477%66%115 现场施工优化配套VES压裂液，运用4口井，措施后平均含水降低10%左右，见到了明显的控水增油效果。2、防砂工艺3充填砂的引进和优化一、 防砂技术.二、泡沫调剖工艺氮气泡沫注入方式优化经过数模软件进展泡沫注入方式实际分析优化根底上，从前置泡沫为主改动为伴注泡沫方式。经过室内实验挑选出高温堵剂，建立多组分概念模型，利用数值模拟技术，进展泡沫+高温堵剂多相复合调堵机理及注入方式研讨和现场运用耐高温多相复合调堵工艺创新与运用.1、氮气泡沫调剖注入方式优化数模方法：采用蒸汽吞吐一个周期后转泡沫调剖吞吐，分别采用全部伴注泡沫、前置33%泡沫、前置66%泡沫，全部前置泡沫。数值模拟结果

8、从两个主要方面进展对比，一是累产油，随着泡沫伴注量添加，周期累油呈递增的趋势，其中全部伴注泡沫累产油最高。采用CMG软件建立泡沫机理热采模型全部伴注前置33%前置66%全部前置累产油 t数模累产油对比累产油对比部分放大图二、泡沫调剖工艺.1、氮气泡沫调剖注入方式优化前置泡沫和伴注泡沫含水率变化数模对比图全部前置全部伴注含水 %二是周期消费含水变化情况对比，从两种调剖方式含水率变化看，全部伴注泡沫较前置泡沫含水降低的幅度有明显添加。数模优化结论：伴注泡沫注入方式控水增油效果好于前置泡沫注入方式。二、泡沫调剖工艺.经过以上数值模拟研讨，确定了以伴注泡沫为主的技术战略，自2021年以来陆续实施了12

9、口井以伴注泡沫调剖为主的施工，可对比7口井，现场实验阐明，措施后周期平均综合含水降低5%左右。1、氮气泡沫调剖注入方式优化运用效果：前置伴注可对比7口井含水变化对比图二、泡沫调剖工艺.耐高温化学凝胶类堵剂挑选多相复合调堵技术数模机理研讨主要作法现场实验2、耐高温多相复合调堵工艺创新与运用二、泡沫调剖工艺.2、耐高温多相复合调堵工艺创新与运用1耐高温化学凝胶类堵剂挑选及评价经过挑选，高温堵剂选择落叶松改性栲胶，主要的有效成分是单宁，可在300条件下运用，且耐温稳定性好，强度不损失。具有良好的热稳定性二、泡沫调剖工艺.2、耐高温多相复合调堵工艺创新与运用1耐高温化学凝胶类堵剂挑选及评价参与栲胶堵剂

10、不会影响泡沫的发泡体积和半衰期。 与高温起泡剂具有良好的配伍性二、泡沫调剖工艺.2、耐高温多相复合调堵工艺创新与运用1耐高温化学凝胶类堵剂挑选及评价经过调整栲胶浓度和交联剂配方可实现成胶时间的优化和自动调控。 成胶时间可调可控二、泡沫调剖工艺.2、耐高温多相复合调堵工艺创新与运用采用CMG软件建立栲胶+泡沫复合调堵热采模型，组分模型为油气水三相，水、油、起泡剂、栲胶基液、交联剂、交联栲胶、氮气、泡沫八组分热采模型，模型中泡沫在油层中生成、运移采用泡沫机理模型，思索泡沫和栲胶的吸附堵塞对浸透率降低的影响。三维地质模型 组分模型 2多相复合调堵技术数模机理研讨二、泡沫调剖工艺.注汽压力2、耐高温多

11、相复合调堵工艺创新与运用数值模拟结果阐明，从两种调剖方式含水率变化看，单纯泡沫调剖在消费中后期含水率明显上升，而高温多相复合调剖含水不断坚持较低，封堵的有效期较长。注汽压力表现为栲胶+泡沫单纯泡沫单纯蒸汽.注泡沫与栲胶+泡沫含水变化数模对比 栲胶+泡沫单纯泡沫井点消费情况对比注泡沫与栲胶+泡沫注汽压力数模对比 栲胶+泡沫单纯泡沫单纯蒸汽含水2多相复合调堵技术数模机理研讨二、泡沫调剖工艺.2、耐高温多相复合调堵工艺创新与运用从含水饱和度场变化看，单纯泡沫调剖，消费过程高含水区域有逐渐向井点附近突破的趋势，而栲胶+泡沫调剖高含水区域向井点突破趋势不明显。饱和度场、压力场情况对比泡沫调剖含水饱和度场

12、栲胶+泡沫调剖含水饱和度场2多相复合调堵技术数模机理研讨二、泡沫调剖工艺.饱和度场、压力场情况对比从压力场变化看，单纯泡沫调剖，消费过程井点附近和高含水区域之间压降较小，利于边水的突进，而有栲胶+泡沫调剖井点附近构成较高的封堵压差，有力于控制边水的突进速度。泡沫调剖压力场栲胶+泡沫压力场2、耐高温多相复合调堵工艺创新与运用2多相复合调堵技术数模机理研讨二、泡沫调剖工艺.2、耐高温多相复合调堵工艺创新与运用伴注栲胶前置栲胶不同栲胶注入方式累油对比 不同栲胶注入方式含水变化对比 累产油 t含水 %栲胶注入方式数模优化：经过数模对前置栲胶泡沫和伴注栲胶泡沫两种注入方式进展效果对比。数模结果阐明，伴注

13、栲胶消费效果效果较好。2多相复合调堵技术数模机理研讨二、泡沫调剖工艺.2、耐高温多相复合调堵工艺创新与运用3现场运用效果井号施工时间注入方式栲胶注入量/方郑411-平532009.12前置栲胶+前置泡沫4万+伴注泡沫4万65郑411-平72010.9前置栲胶+前置泡沫3万+伴注泡沫7万40郑411-平672010.9前置栲胶+前置泡沫3万+伴注泡沫7万20草104-斜512010.11前置栲胶+前置泡沫1万+伴注泡沫4万20草128-斜192010.11前置栲胶+前置泡沫1万+伴注泡沫5万20草109-平192011.2前置栲胶60方+前置泡沫1万+伴注栲胶60方+伴注泡沫9万120经过以上堵

14、剂挑选和数模机理研讨的根底上，2021年以来陆续实施了6井次复合调堵控水施工，注入方式为栲胶+伴注泡沫方式，可对比5井次。二、泡沫调剖工艺.2、耐高温多相复合调堵工艺创新与运用3现场运用效果现场实验阐明，措施后平均综合含水比常规泡沫调剖方式降低10%以上，其中草109-平19井采用伴注栲胶泡沫，含水降低幅度达25%，整体措施初步见到了一定的效果。二、泡沫调剖工艺.三、多轮次吞吐提高采收率技术 经过多年的开发，部分区块油井已进入高轮次吞吐阶段尤其草4ES44断层封锁区块，消费特征主要表现为周期注汽压力、油汽比下降，回采水率上升。存在问题工艺技术1、蒸汽伴注氮气泡沫调剖，改善油井吸汽剖面，提高油层

15、注汽热利用效率。 2、采用空气催化氧化技术，到达添加地层能量、扩展热涉及体积、裂解稠油，改善热采效果目的。 .1氮气泡沫调剖先期实验效果序号井号周期序号油汽比措施前措施后1C4-10-X31660.3 0.2 2C4-6-X42470.5 0.5 3C4-6-X42570.6 0.5 4C4-7-X42540.7 0.9 5C4-7-X42640.6 0.8 6C4-8-X32661.1 1.0 采用CMG数模软件，对无边水油藏添加氮气泡沫蒸汽吞吐井进展机理模拟，结果阐明周期累油和日产油峰值都较常规吞吐有较大幅度增长，为下步现场实验奠定了实际根底。 现场实施7井次，可对比6井次，其中有5井次措

16、施后油汽比增高或坚持不递减，措施有效率到达83%，为下步该措施进一步推行运用打下良好的实际根底。累产油 t日产油 t/d三、多轮次吞吐提高采收率技术.2空气催化氧化技术先期实验效果 现场实验了草4-8-斜313井，日产油峰值较上周期添加4t/d，目前消费势头良好，措施获得了较好的效果，下步将进一步研讨工艺的适用条件，优化注入参数，在此根底上继续选井实验。稠油催化氧化技术是在注蒸汽前，注入高温催化剂，并辅以一定量的空气注入，在油层发生催化、裂化、氧化反响，起到了降粘、加大热涉及体积的作用。技术原理三、多轮次吞吐提高采收率技术.四、程度井完井修井技术运用1、免钻塞完井技术创新和扩展运用无内管免钻塞

17、分级注水泥完井技术 针对常规滤砂管完井钻塞过程易导致套管损伤问题，首创了无内管免钻塞分级注水泥完井技术，实现了分级箍、管外封隔器和盲板的三位一体设计。 该技术在阅历了3次大的改良后，在中心运用56井次，除先期实验阶段几口井外，免钻胜利率到达100%。 . 为分析免钻塞工艺对于减少套损的效果，统计了开发中心热采区块钻塞完井和免钻塞完井的程度井，在固井工具附近套损的情况。分类施工井数固井工具处套损井数套损率钻塞完井521223%免钻塞完井5624%现场运用阐明，套损率由钻塞完井的23%下降到免钻塞完井的4%，有效降低了常规滤砂管完井钻塞完井的套损率。 注：免钻塞2口套损井(草104-平6、草104

18、-平18)，是钻塞过程呵斥固井工具附近破损。1、免钻塞完井技术创新和扩展运用四、程度井完井修井技术运用.针对不同类型套损井，构成了四类套损井修复技术：2、程度井修井技术运用及效果套损形式修复方式井数恢复产量/吨套管错断内挂套管加固方式修复34359.1固井段套破双端密封支撑体加固技术修复31628.6管外滤砂管破损管内悬挂滤砂管防砂19884.3管内滤砂管破损水平井增力打捞滤砂管后进行重防砂1581合计716500 采用以上四种修井工艺对以上7口套损井全部进展了修复， 截止到2021底累计恢复产量1.65万吨。四、程度井完井修井技术运用. 随着程度井吞吐轮次的添加，近井及井筒滤砂管堵塞日益严重，直接影响注汽开发效果，针对泥质、粉细砂的无机堵塞以及胶质、沥青质有机堵塞问题，构成了以下两项解堵工艺：程度井井筒解堵技术泡沫酸分段混排工艺热化学增能解堵工艺五、程度井井筒堵塞处置技术.技术特点：