稠油热采水平井开发效果分析

1、稠油热采水平井开发效果分析汇 报 提 纲一、热采水平井的总体应用情况二、水平井生产效果分析三、水平井生产存在问题四、提高水平井开发效果技术对策（一） 水平井生产情况 截止2012年底共投产热采水平井64口，累计核实产油10.16万吨。热采水平井的投产井数由2007年的2口增加到2012年的64口, 累计产油量由0.1万吨增加到10.16万吨，2012年水平井产量占稠油年产量的6.5% 。 热采水平井历年来投产情况图 年 2007 2008 2009 2010 2011 2012投产井数（口）产量（万吨）（二）稠油水平井应用领域 涵盖普通稠油、特超稠油油藏，均取得较好效果 （ 截止2012年底）

2、 年 2007 2008 2009 2010 2011 2012年累计投产井数（口）阶段产油（万吨）分年度产油（万吨）杨浅3区6、7层系杨浅3区1层系、王集西区热采南三块水平井杨浅3区水平井（累计）（三）水平井生产现状 水平井周期吞吐进展表分类区块总井数分周期井数（口）累计吞吐井次平均单井吞吐周期数1至56至910以上特超稠油一区7232578 八区热采55204 杨浅3区1515292 泌浅261133 小计2823321094 普通稠油七区312207 泌浅10区1155 泌浅67区431144 南三块1321117413 杨浅3区2242 杨浅191188 王集西区热采6681 小计30

3、136112338 合计58369133426 特超稠油水平井普遍处于低周期生产，普通稠油南三块处于高周期生产，其余区块普遍处于低周期生产（三）水平井生产现状 水平井产能分类表（累计）分类区块总井数按产能分类井数平均产能(t/d)3特超稠油一区7163.7 八区热采5323.0 杨浅3区15873.2 泌浅26110.7 小计（比例）281（3%）12（43%）15（54%）3.3 普通稠油七区3213.1 泌浅10区110.8 泌浅67区442.0 南三块132114.6 杨浅3区225.2 杨浅19111.8 王集西区热采6421.0 小计（比例）305（16%）11（37%）14（47%

4、）3.9 合计586 （10%）23（40%）29（50%）3.7 （三）水平井生产现状 2012年底共投产稠油水平井64口，开井58口，其中普通稠油30口，特超稠油28口，低效井占总水平井数的33%；目前普通稠油平均产能1.7t/d,特超稠油平均产能3.0t/d.水平井产能分类表（2013.1-4月底）分类区块总井数按产能分类（井数）3t/d以上所占比例（%）3特超稠油一区713343 八区热采522120 杨浅3区1516853 泌浅26110 小计285（18%）11(39%)12(43%)43 普通稠油七区3120 泌浅10区110 泌浅67区4130 南三块1319323 杨浅3区2

5、2100 杨浅19110 王集西区热采6510 小计3010(33%)15(50%)5(17%)17 合计5815(26%)26(45%)17(29%)29汇 报 提 纲一、热采水平井的总体应用情况二、水平井生产效果分析三、水平井生产存在问题四、提高水平井开发效果技术对策（一）热采水平井分区块总体效果评价（二）特超稠油水平井开发效果分析（三）普通稠油水平井开发效果分析（四）特超稠油和普通稠油水平井开发效果对比四个方面截止目前共投产64口，开井58口，关井6口（新泌浅95-平1、新泌浅67-平1、新泌167-平1、杨浅3-1H、杨浅3-P4、杨浅19-平2）（一）热采水平井分区块总体效果评价各区

6、块水平井平均单井累计生产情况表 从上表可知：1、南三块水平井生产情况最好，其次是一区；2、南三块、一区、七区水平井处于中高周期生产，杨浅3区、王集西区热采、八区热采水平井处于低周期生产区块井数平均周期生产天数（d)注汽量(t)产液量(t)产油量(t)综合含水(%)日均产油(t/d)油汽比采注比南三块131312771478422305588473.64.60.41.51一区789551659013996353074.83.70.210.84杨浅3区1721572918172451969.93.30.180.59七区379331630011525292274.63.10.180.71八区热采54

7、44484627435131582.330.160.88泌浅67区444165410698282288.220.151.29杨浅19187801430298421402.585.71.80.10.69王集西区热采612711316334428791.41.10.222.54泌浅10区1521459641076.6179.883.30.80.030.18泌浅26区1352465945356373.5930.70.060.8110个区块58559792648358172379.42.90.190.9（二）特超稠油水平井开发效果分析特超稠油水平井油藏地质条件对比分项一区楼八区热采61杨浅3区6、 7

8、628-9油藏埋深（m)180-260150-190397-469702-863原油粘度(mPa.s )15000-2500025000-6000055000-7000010000-40000平均原油粘度(mPa.s )15308450676162021206胶质沥青含量（%）29.239.445.638.3水平段油层厚度（m)2.3 9.22.0 3.0 水平段长度（m)74-26735-8463-155115-300水平段平均长度（m隙度（%）303224.927.1渗透率（m2）1.52.0 0.60.52周期日产油曲线对比 周期递减率:8-9层(36.99%)

9、楼8区 (26.37%)62层(16.43%) 1、8-9层油层厚度最大，初期日产油高，但是因水平段长度最短，周期递减最大； 2、与楼8区水平井相比，一区62层水平段长，埋藏浅，原油粘度低，周期递减相对较低 特超稠油水平井生产效果与油层厚度、水平段长度、原油粘度、油藏埋深、油层物性等相关周期日产油（t/d)周期产油曲线对比1、一区油层孔渗性好，埋藏浅，周期产油量高；8-9层油层厚度最大，是其它3倍左右，周期产油最高；2、楼8区水平井原油粘度大，且出砂较严重影响生产，导致周期产油量低；3、杨浅3区水平井油藏埋深大，注汽质量差，所以周期产油量低。 特超稠油水平井生产效果与油层厚度、水平段长度、原油

10、粘度、油藏埋深、油层物性等相关周期产油量（t)周期周期生产天数曲线对比1、第1周期生产天数都很短，均在50天左右；2、杨浅3区水平井埋藏最深，注汽质量差，光杆滞后严重，周期生产时间最短； 特超稠油水平井生产效果与油层厚度、水平段长度、原油粘度、油藏埋深、油层物性等相关周期油汽比曲线对比 周期油汽比主要受原油粘度的影响，楼8区水平井属特稠油，周期油汽比最低，生产效益最差！ 特超稠油水平井生产效果与油层厚度、水平段长度、原油粘度、油藏埋深、油层物性等相关典型区块-楼8区热采水平井生产效果分析平均单井吞吐周期数平均射孔段长度（m)注汽量（t)生产天数(d)总产液(t)总产油(t)平均日产液（t/d)

11、平均日产油（t/d)综合含水（%）油汽比采注比5107.38420 396.3 6598.1 1255.8 16.7 3.2 81.0 0.15 0.8 楼八区水平井平均单井周期吞吐效果表L8304L8204L8203L8-P3L8-P1L8-P4L8-P2L8-P5 楼8区61层，油藏埋深293.6-494米，原油性质为超稠油。分项楼8-平3楼8-平4不同温度下的原油粘度（mPa.S）油层温度下（35）62569.755173.8403247227636.62501437710359.627026011720.0890722.6500.15沥青质胶质含量（%）44.5348.29含 蜡 量（

12、%）4.684.87水平井原油粘度分析表周期吞吐轮次井别注汽量（t)生产天数(d)周期产液(t)周期产油(t)日均产液（t/d)日均产油（t/d)综合含水（%）油汽比采注比第1轮水平井1674 48.9 785.3 282.7 16.1 5.8 64.0 0.17 0.5 直井482 42.0 310.1 99.7 7.4 2.4 67.9 0.21 0.6 第2轮水平井1119 69.2 1017.5 251.2 14.7 3.6 75.3 0.22 0.9 直井519 60.8 456.6 134.5 7.5 2.2 70.6 0.26 0.9 第3轮水平井1827 82.8 1323.9

13、 250.3 16.0 3.0 81.1 0.14 0.7 直井681 80.3 627.7 147.7 7.8 1.8 76.5 0.22 0.9 第4轮水平井1593 90.4 1645.4 215.2 18.2 2.4 86.9 0.14 1.0 直井625 55.7 471.0 96.6 8.5 1.7 79.5 0.15 0.8 第5轮水平井2043 80.7 1468.8 156.9 18.2 1.9 89.3 0.08 0.7 直井569 71.2 627.3 129.2 8.8 1.8 79.4 0.23 1.1 楼8区水平井与同层邻井直井周期吞吐效果对比 由上表可知：1、楼8

14、区热采61层因开采超稠油生产周期短，平均周期生产68天；2、水平井第一轮周期产油是直井的2.8倍，但周期递减较直井快；3、从效益上看，水平井油汽比效益比直井差；典型区块-楼8区热采水平井生产效果分析楼8区水平井与同层邻井周期递减对比效果图周期日产油（t/d) 由上图可知：水平井周期递减为直井周期递减的3倍原因：1、61层为超稠油，水平井早期生产光杆滞后严重，递减快； 2、水平井因出砂、管柱等泵况问题检泵频率高，影响生产时率； 3、5口水平井平均水平段长度107.3m，吞吐后期递减快，水平段动用不均匀典型区块-楼8区热采水平井生产效果分析针对油稠、光杆滞后问题优化管柱井号优化时间优化前优化后加重

15、杆数量加重杆位置井斜角加重杆数量加重杆位置井斜角L8-平12012.11.022513.99-526.5512221.39-285.9（511.85-525.23）L8-平22012.09.192340.8-352.365010188.14-248.3418-31L8-平32013.02.113340.39-358.4316243.43-281.1416-23楼8区水平井管柱优化明细表楼8区水平井管柱优化前后周期吞吐表井号优化前累计井口产油（t)采出程度（%）周期注汽量(t)降粘剂（t)注氮量(Nm3)生产天数(d)排水期(d)峰值产油(t)总产液(t)总产油(t)日均产液(t/d)日均产油(

16、t/d)综合含水（%）油汽比L8-P1891.75.4 41873.251000046188.9969.9 128.4 21.1 2.8 86.8 0.07 51565.452000047.9176.4937.5 97.9 19.6 2.0 89.6 0.06 L8-P27935.1 21853.541800075146.5918.2 197.2 12.2 2.6 78.5 0.11 3161441200091.8148.41128.6 272.5 12.3 3.0 75.9 0.17 解决因稠油而光杆滞后、生产周期短的问题，越早效果越明显！典型区块-楼8区热采水平井生产效果分析井号检泵次数作

17、业时间作业原因影响天数（d)影响产能（t/d)影响产量（t)L8-平112012.03.07抽油杆脱扣326L8-平232012.02.23转抽时光杆卡，作业解卡154.8722012.05.19转抽时光杆卡，作业解卡3262013.05.05转抽时光杆卡，作业解卡17234L8-P372012.03.17生产动态不匹配，无砂，泵漏失3002012.06.29生产动态不匹配，无砂，泵漏失111112012.12.15生产动态不匹配，无砂，泵漏失3002013.02.11转抽时光杆卡，加重杆下部防脱器脱扣，活塞卡泵筒12002013.04.06生产动态不匹配，检泵2002013.04.17光杆卡

18、，砂埋油层，砂柱11.5米，活塞卡在泵筒里7002013.05.12光杆卡，正作业0L8-平432011.11.17转抽时光杆卡，作业解卡25102011.12.07生产动态不匹配，检泵1871262012.02.03转抽时光杆卡，作业解卡31030L8-平542012.02.02抽油杆脱且活塞变形42.5102012.03.08生产动态不匹配，活塞镀层磨损，砂柱1.8米54.522.52012.04.08因负荷重抽油杆第一根脱65302012.06.05转抽时光杆卡，作业解卡161.524合计1813047.3381.5楼8区水平井作业明细表 根据检泵结果计算，沉砂速度约1.5米/月典型区块

19、-楼8区热采水平井生产效果分析（三）普通稠油水平井开发效果分析普通稠油水平井油藏地质条件对比分项井楼七区新庄南三块油藏埋深（m)400440-670原油粘度(mPa.s )5100-64002000-8000平均原油粘度(mPa.s )5681.63891.2水平段油层厚度（m)2.0 6.5 水平段平均长度（m)10370孔隙度（%）29.627.1渗透率（m2）0.931.65饱和度（%）3652周期日产油曲线对比 周期递减率:七区(28.38%)南三块(11.18%)南三块水平井油层厚度是七区水平井的3.3倍，周期递减率较低 普通稠油水平井生产效果与油层厚度、油层物性等相关周期累计产油曲

20、线对比1、南三块水平井受边水影响，同时采取注氮工艺较好地抑制边水，在第2周期后周期产油递减减缓；2、因七区油层物性较差，第5周期后周期产油递减快； 普通稠油水平井生产效果与油层厚度、油层物性等相关周期油汽比曲线对比 因南三块水平井油层厚度大，油层渗透性好，含油饱和度高，生产效益比七区水平井好 普通稠油水平井生产效果与油层厚度、油层物性等相关典型区块南三块水平井生产效果分析 含油宽度窄（日产油=5)低产段(日产油南三块 (13.75%)受原油粘度影响，特超稠油流变性差，周期递减快！分周期日产油曲线对比普通稠油比特超稠油水平井生产效果好分周期产油量曲线对比 南三块第1周期产油量高，因受边水影响，第

21、2周期开始为控制采注比控制了生产时间，周期产油量降低普通稠油比特超稠油水平井生产效果好分周期生产天数曲线对比 特超稠油初期周期生产时间短，但随着周期吞吐轮次的增加，储层热能场建立，生产天数逐渐延长； 南三块普通稠油初期生产时间较长，为抑制边水，在第2周期开始通过控制周期生产时间控制采注比。普通稠油比特超稠油水平井生产效果好分周期油汽比曲线对比受原油粘度的影响，普通稠油周期生产效益比特超稠油好普通稠油比特超稠油水平井生产效果好汇 报 提 纲一、热采水平井的总体应用情况二、水平井生产效果分析三、水平井生产存在问题四、提高水平井开发效果技术对策水平井存在问题问题1：因地质设计、钻完井等原因造成水平井

22、初期投产效果差地质因素问题2：水平段动用不均影响水平井生产效果问题3：边水侵入影响水平井开发效果问题4：局部区域汽窜影响水平井开发效果注采参数不合理影响水平井开发效果问题5：采注比过高、采液强度过大导致水平井开发效果不合理工艺因素问题6：部分水平井工艺不配套影响开发效果井号投产时间区块生产层位累计生产情况低效原因生产天数(d)采液量(t)采油量(t)综合含水(%)日均产油(t/d)新泌浅95-平12012.01.02泌浅95区436.8 892.3 0.0 100.0 0.0 储层展布（油水边界）描述存在偏差新泌浅67-平12011.12.08泌浅671上121.1 2829.5 0.0 10

23、0.0 0.0 新泌167-平1 2008.12.31南三块热采12385.3 9932.5 180.0 98.2 0.5 杨浅19-平2 2010.08.20杨浅194409.0 5128.0 59.2 98.8 0.1 杨浅3-1H 2012.07.21杨浅3区178.0 342.1 34.6 89.9 0.4 目的层与邻井厚度差异较大，没有油气显示，钻遇差油层杨浅3-平42012.11.23杨浅3区6212.5 104.6 0.2 99.8 0.0 固井质量不合格，无法注汽合计6口1042.7 19229.0 274.0 98.6 0.3 初期投产效果差水平井统计表 通过完井录井资料、测

24、井资料、剩余油监测资料、邻井生产情况等确定初期投产即低效生产水平井的低效原因，目前1口井间开生产，5口井关井，这类井缺乏有效的治理手段。问题1：因地质设计、钻完井等原因造成水平井初期投产效果差 B167-P1井于2009年1月份投产H3I3小层,射孔段为840-974m，油层厚度10m，该井累产液10112吨，产油180吨，后高含水关井。 邻井XK10井累产油670t，综合含水94.4% 电测解释油水边界与动态生产不吻合，造成水平井部署层位含油宽度窄，边水侵入XK10举例新泌167-平1问题1：因地质设计、钻完井等原因造成水平井初期投产效果差2008.12.31投产I3层，含水上升快，生产12

25、6天后含水上升至90%以上，采取热处理注汽、堵水，补孔等措施仍高含水2009年1月9日投产H33层下段问题1：因地质设计、钻完井等原因造成水平井初期投产效果差2009年4月6日上返H33层中段2009年10月16日上返H312层问题2：水平段动用不均影响水平井生产效果监测类别井次井号找漏验窜4新泌浅95-平1、新泌167-平1、杨浅19-平2、王25-平4剩余油饱和度监测9楼8-平4、新浅8-平6、新浅24-平2、新浅24-平3、新浅25-平1、新浅25-平3、新浅25-平4、新浅25-平5、杨浅3-平10温度剖面8新泌167-平1、新浅24-平2、新浅25-平3、新浅25-平7、新浅25-平

26、8、杨浅3-平5、杨浅3-平15、杨浅19-平1合计21其中南三块12井次稠油水平井监测汇总表水平段油层动用不均与剖面非均质性、注汽口位置相关水平段长204.48m新浅25-平3井温度剖面与渗透率关系图 由温剖曲线与油层渗透曲线关系可以看出：温剖曲线与油层渗透率曲线走势接近,油层渗透率高的层段吸入的热量较多。由于油层吸汽与油层物性有一定关系，一个吞吐周期中单点注汽难以解决油层动用不均的问题。问题2：水平段动用不均影响水平井生产效果渗透率高的水平段吸热效果好杨浅3-平5温度剖面与渗透率关系图(2012.11.30)新浅24-平2温度剖面和渗透率关系图筛管位置：580m；生产井段：598-6786

27、62m测试项目监测时间监测前筛管位置（m)监测时生产周期数累计产油（t)采出程度(%)监测结果温剖测试2012.04.2758077197.521.0 注汽口后55m动用较好剩余油监测2013.05.05662118550.725.0 662米处得到动用新浅24-平2水平段监测情况统计水平段长80米问题2：水平段动用不均影响水平井生产效果注汽口位置50m左右范围动用较好周 期注入参数周期值总注汽量（t）泡沫剂注氮量排水期生产天数（d）产液（t）产油（t）综合含水（%）井口产液（t）井口产油（t）采注比油汽比88544.2300001665.11383.3336.476 21.2 5.2 1.6

28、 0.39 916336.4530001787.22092.9663.568 24.0 7.6 1.3 0.41 1016075640002067.81617.6360.678 23.9 5.3 1.0 0.22 调整注汽口位置第8周期第9周期第10周期问题2：水平段动用不均影响水平井生产效果注汽口位置50m左右范围动用较好监测后注汽口位置前移至639m注汽口位置662m新浅24-平2剩余油监测图新浅24-平2测井解释成果图 新庄油田南三块水平井因距油水边界距离较近，受边水影响含水上升速度较快，严重影响了开发效果。问题3：边水侵入影响水平井开发效果 新庄油田南三块水平井距油水边界距离距油水边界

29、按距离划分（单位：m）=5050 =100井号层位井号层位井号层位XQ25-P4H3I21XQ25-P1H3I12XQ25-P7H3I22XQ25-P8H3I3XQ25-P2H3I21XQ25-P9H3I3XQ24-P3H2III32XQ25-P3H3I21XQ25-P10H3I3XQ24-P2H2III32XQ25-P5H3I21B167-P1H3I3XQ25-P6H3I22XQ24-P1H2III324口10口 通过对南三块各含油小层的水油体积比计算，南三块水油体积比最高达41，一般在1130之间，这也是新庄油田南三块水平井含水上升快的主要原因之一。问题3：边水侵入影响水平井开发效果南三块

30、分周期日均产油和含水曲线 第1-3周期含水上升快，第4-10周期由于采取了控制采注比、氮气泡沫调剖等辅助措施，含水稳定在64-80%之间，第11周期后，受油井采出程度以及注氮工艺、封堵工艺的限制，周期含水在80%以上，日均产油基本在3.0吨以下。含水（%）日均产油（t/d)周期 高产期低产期边水影响，含水上升稳产期103502431296165140第一周期采注比5.5，生产天数235 距边水56米吐水段稳产期低产期边水影响，含水上升200167171123 第二周期采注比2.3，生产天数51天吐水段问题3：边水侵入影响水平井开发效果 第2周期因含水上升快，导致没有高产期，并且低产期也比第1周

31、期提前新浅24-平3剩余油监测图后期边水沿局部某段突进，缺乏有效治理手段新浅24-平3测井解释成果图调整前，注汽口位置594m调整后，注汽口位置635mK=1.075m2K=0.966m2问题3：边水侵入影响水平井开发效果调整注汽口位置第10周期第11周期第12周期水平段：590-642（52m) 针对边水沿局部段突进造成水平段储量动用不均匀，采取氮气泡沫调剖或者调整注汽口位置效果不理想周 期注入参数周期值总注汽量（t）泡沫剂注氮量排水期生产天数（d）产液（t）产油（t）综合含水（%）井口产液（t）井口产油（t）采注比油汽比107683.8500002664.41644.6156.690 25

32、.5 2.4 2.1 0.20 1110595.25200087.41830.7129.493 20.9 1.5 1.7 0.12 127855.45400068.21659.6100.594 24.3 1.5 2.1 0.13 问题3：边水侵入影响水平井开发效果 热蒸汽在水平段内沿高孔隙度、高渗透段、低压力方向窜流。井楼油田一区、新庄油田南三块稠油油藏埋藏浅，地层胶结较疏松，水平井较高的注汽速度和注汽量，使蒸汽沿高渗带突进，推至邻井，产生井间干扰，引起汽窜，随着吞吐轮次的增加，汽窜现象越来越严重。楼平5井楼油田一区水平井汽窜图P8X2303P4P7P5P1P2P3X2309BQ69新庄南三块

33、水平井汽窜图问题4：局部区域汽窜影响水平井开发效果杨浅3区7层汽窜图区块汽窜水平井数汽窜次数累计增减油（t)平均单井汽窜次数平均单井增减油(t)一区715-671.12 -95.9 七区25-9.33 -4.7 八区33-131 -4.3 泌浅67区44-76.41 -19.1 南三块950-990.56 -110.1 杨浅3区1218-205.82 -17.2 杨浅19218159 7.5 合计39113-1951.13 -50.0 热采各区块水平井汽窜情况统计表问题4：局部区域汽窜影响水平井开发效果 因一区、南三块原油物性好，且投产时间早，采出程度高，汽窜较严重问题5：采注比过高、采液强度

34、过大导致水平井开发效果不合理 南三块由于属于窄条状边水油藏，油井距边水较近，周期采注比过高，采液强度过大容易加快边水推进。井号距边水(m)周期采注比周期日均产油（t/d)递减率（%）第1周期第2周期第3周期第1周期第2周期第3周期新浅25-平90.7 0.3 0.8 5.7 5.4 6.5 0新浅25-平10690.9 1.1 0.9 6.5 6.5 6.9 0新浅25-平7950.5 0.5 0.8 7.5 5.9 7.4 1.04新浅25-平8941.1 1.3 0.9 13.1 6.9 9.1 1.85新浅25-平6852.6 0.5 1.6 6.3 5.0 5.4 7.47新浅25-平

35、1901.0 1.1 1.0 9.5 8.6 7.1 14.36新浅24-平1961.1 1.0 0.5 4.6 2.7 3.1 19.62新浅25-平3600.7 0.9 1.2 5.3 5.1 3.4 22.63新浅25-平2605.5 2.3 1.1 10.4 6.5 6.6 22.83新浅25-平4803.4 1.3 1.4 10.3 5.9 5.7 29.25新浅24-平2781.6 1.1 1.1 15.2 7.3 8.4 29.63新浅25-平5863.3 1.7 1.3 12.2 5.9 5.4 40.76新浅24-平3461.0 1.0 0.8 12.7 7.5 4.6 50

36、.96南三块水平井周期采注比与周期递减关系表水平生产初期采注比过高容易加大周期递减！ 1周期 2周期 3周期 H3I21平4周 期射孔长度（m）注汽参数周期值注汽天数（d）总注汽量（t）生产天数（d）产液（t） 产油（t） 综合含水（%）井口产油（t）注汽强度（t/m） 采液强度（t/m） 采注比油汽比回采水率（%）11584.61484288.4503929664110.39.431.93.42139.721586.51993161.22619958.7635.912.616.61.30.4883.331586.92182173.33077914705.313.819.51.40.4299.

37、1问题5：采注比过高、采液强度过大导致水平井开发效果不合理典型井新浅25-平4 1周期 2周期 4周期 5周期 6周期 3周期 H3I21周期 射孔长度（m） 注采参数周期值注汽天数（d） 总注汽量（t） 生产天数（d） 产液（t） 产油（t） 综合含水（%） 井口产油（t） 注汽强度（t/m） 采液强度（t/m） 采注比 油汽比 回采水率（%） 1882.8868234.3474524284910.49.953.95.52.82672882.91002661132433.3626.611.412.91.10.43703884125374951.2272.6713.714.210.80.80.

38、22544882.8107382.61017163.984212.211.60.90.15805886.2128786.81075211.5802.414.612.20.80.16676885.21194113.71450422.1713.713.616.51.20.3586问题5：采注比过高、采液强度过大导致水平井开发效果不合理典型井新浅25-平2配注阀位置新浅25-平3井温度剖面测试资料采出程度10.2%，测温剖并多点注汽第11周期（氮调）问题6：部分水平井工艺不配套影响开发效果（1）因边水淹、油层非均质性等水平段动用不均，调剖和封堵工艺不配套第12周期（氮调）第13周期（多点注汽）问题6

39、：部分水平井工艺不配套影响开发效果新浅25-平3井剩余油监测图第13周期末剩余油监测，第14周期调整注汽口位置至825m第14周期，注汽722t,发泡剂4.3t/氮气36000标方调整注汽口位置、调剖无效（1）因边水淹、油层非均质性等水平段动用不均，调剖和封堵工艺不配套楼8-平5第2周期注汽后生产产状（早期）方法1：套管伴热方法2：热处理方法3：加降粘剂（2）部分特超稠油井井下管柱优化不足问题6：部分水平井工艺不配套影响开发效果（2）部分特超稠油井井下管柱优化不足问题6：部分水平井工艺不配套影响开发效果41天套管伴热注汽2125t/注降粘剂2t/注氮12000标方（第4周期）杨浅3-平8第1周

40、期注汽因光杆滞后严重，采取蒸汽反洗杨浅3-平8第2周期注汽因管柱负荷大导致活塞和15根油管弯曲开抽后光杆滞后严重，蒸汽反洗（2）部分特超稠油井井下管柱优化不足问题6：部分水平井工艺不配套影响开发效果（3）杆脱、泵漏等影响开发效果井号检泵次数作业时间作业原因杨浅3-平332012.10.30活塞本体上部一侧碰挂严重2013.04.07转抽时光杆卡，作业解卡2013.05.10光杆下不去，泵下4根油管被细粉砂堵死杨浅3-平542012.09.14抽油杆第54与85根之间脱开2013.02.19第66根防脱器本体脱开2013.03.19抽油杆第91-92之间脱开2013.05.22转抽时光杆卡，活塞

41、划伤杨浅3-平712012.08.0245-46根抽油杆之间脱杨浅3-平1112012.12.07第69根杆脱杨浅3-平1322013.02.28第70根杆扣撸2013.05.10第86根扶正器脱杨浅3-平1522012.08.03第81-82抽油杆脱2013.02.26第47根扣撸杨浅3-平612012.12.25第7根杆卡死在第7根隔热管杨浅3-平812013.02.24泵上15根油管弯曲杨浅3-平1022013.02.22扶正器以下部分脱2013.05.19小活塞脱杨浅3-平1412013.04.13第65根与66根扶正器之间脱开杨浅3-平1622012.12.25管挂撸2013.04.

42、24第88根防喷器本体脱1120杨浅3区水平井作业明细表 因油藏埋深深、原油粘度高且注汽质量差，导致抽油杆负荷重，杆脱占65%！（3）杆脱、泵漏等影响开发效果问题6：部分水平井工艺不配套影响开发效果井号检泵次数作业时间作业原因影响天数（d)影响产能（t/d)影响产量（t)L8-平112012.03.07抽油杆脱扣326L8-平232012.02.23转抽时光杆卡，作业解卡154.8722012.05.19转抽时光杆卡，作业解卡3262013.05.05转抽时光杆卡，作业解卡17234L8-P372012.03.17生产动态不匹配，无砂，泵漏失3002012.06.29生产动态不匹配，无砂，泵漏

43、失111112012.12.15生产动态不匹配，无砂，泵漏失3002013.02.11转抽时光杆卡，加重杆下部防脱器脱扣，活塞卡泵筒12002013.04.06生产动态不匹配，检泵2002013.04.17光杆卡，砂埋油层，砂柱11.5米，活塞卡在泵筒里7002013.05.12光杆卡，正作业0L8-平432011.11.17转抽时光杆卡，作业解卡25102011.12.07生产动态不匹配，检泵1871262012.02.03转抽时光杆卡，作业解卡31030L8-平542012.02.02抽油杆脱且活塞变形42.5102012.03.08生产动态不匹配，活塞镀层磨损，砂柱1.8米54.522.

44、52012.04.08因负荷重抽油杆第一根脱65302012.06.05转抽时光杆卡，作业解卡161.524合计1813047.3381.5楼8区水平井作业明细表汇 报 提 纲一、热采水平井的总体应用情况二、水平井生产效果分析三、水平井生产存在问题四、提高水平井开发效果技术对策（一）加强动态监测，及时了解水平井剖面动用情况；（二）优化注汽方式和注采参数，提高水平井开发效果；（三）优化工艺技术，提高油层剖面动用程度；（四）加强井下管柱优化，改善特超稠油生产效果；（五）加强现场管理，提高水平井管理水平；五大点（一）加强动态监测，及时了解水平井剖面动用情况 主要依据水平段长度、吞吐周期数（采出程度）

45、、油层非均质性等因素制定动态监测措施工作量监测类型井次监测井号温度剖面监测8楼平1、楼平2、楼平5、楼平8、楼8-平1、楼平6、楼126-平1、杨浅3-平7剩余油监测3新浅25-平2、楼126-平2、楼平7下步动态监测工作量安排1、针对多点注汽井，监测使用多点注汽管柱后水平段动用情况；2、针对高周期吞吐后水平段水淹层剖面动用情况（剩余油监测）；3、部分水平井工艺上不能满足剩余油动态监测，用温度剖面监测手段了解剖面动用情况；（二）优化注采参数和注采方式，提高水平井开发效果 加强动态分析，确定关键注采参数（采注比）生产井数措施井数单井注汽量生产天数排水期日产液日产油综合含水采注比油汽比 通过对南三

46、块现场13口能够正常生产的水平井周期吞吐进行研究分析后得到： 吞吐中合理的采注比在之间，油井含水上升速度慢，大于1.2后含水上升速度加快。加强动态分析，确定关键注采参数（注汽量）Qz：直井注汽量 Qp：水平井注汽量 K:注汽系数 L: 水平段长度 r：波及半径=50mQz=120*h=K*r2Qp=K*(r2+L*2r)Qp/h=120+240L/rQp=h*(120+1.52L) 以水平段110m为基础，对比计算了注汽强度1030t/m的开发效果，结果表明，最优注汽强度为2025t/m。 注汽量需根据油层厚度及射孔段长度综合确定，并且需合理地动态配汽。水平井注汽强度优化（二）优化注采参数和注

47、采方式，提高水平井开发效果 南三块水平井汽窜图P1X2309P6P8X2303P4P7P5P2P3BQ69汽窜方向示意图（二）优化注采参数和注采方式，提高水平井开发效果 针对水平井汽窜，优化注汽方式XQ25-P5、Q25-P7XQ25-P1、Q25-P6XQ24-P1、Q25-P3XQ25-P8、Q25-P9XQ25-P8、XQ24-P1XQ24-P2、XQ25-P7XQ25-P4、Q25-P5、Q25-P6、Q25-P7XQ24-P2、Q25-P3井号分类组合前、后周期值周期井口压力(Mpa)调剖剂（t）氮气量（t）总注汽量（t）生产天数（d）产液（t）产油（t）综合含水（%）井口产油（t）

48、采注比油汽比回采水率（%）XQ25-P4组合前511.76.340000210260.61404.4181.98730.70.0958组合后611.28.470000217262.71519.2677.755 10.8 0.7 0.31 39 XQ25-P5组合前610.86.4370001626150.62334.5107.595 0.7 1.4 0.07 137 组合后712.5169960.21162.516386 2.7 0.7 0.10 59 XQ25-P6组合前78.35.120000985113.61404.5173.988 1.5 1.4 0.18 125 组合后810.295

49、062.31163.319184 3.1 1.2 0.20 102 XQ25-P7组合前910.45.740000138858.2792.290.5891.80.60.0651组合后1013.46.464000167761.31114.4382.166 6.2 0.7 0.23 44 平均 单井 组合前7 10.35.87534250152595.81483.9138.5 91 1.4 1.0 0.09 88 组合后8 11.8253.733500162561.61239.9353.5 71 5.7 0.8 0.22 55 4口水平井组合注汽周期效果统计优化注汽组合 针对水平井汽窜问题：防止井

50、间干扰，扩大蒸汽波及体积，对产生汽窜通道的井组合注汽。（二）优化注采参数和注采方式，提高水平井开发效果 第4周期第6周期（二）优化注采参数和注采方式，提高水平井开发效果 XQ24-P2、XQ24-P3井组合注汽吞吐效果井号层位周 期射孔长度（m） 注汽天数（d） 总注汽量（t） 生产天数（d） 产液 （t）产油（t） 综合含水（%） 井口产油（t） 采液强度（t/m） 采注比 油汽比 回采水率（%） 新浅24-平2H2III321802.891073.8149611232515.218.71.61.23412805.31758127.62001929.6547.3251.10.5360.938

51、092048130.323031096528.428.81.10.54594807.9174886.4170810803712.521.31.00.6235.9新浅24-平3H2III321525.8139982.3134610422312.725.91.00.7521.72523.8129568.11307513.6617.525.11.00.461.23527.1139262.61146286.1754.6220.80.2161.84527.176268.91339639.7529.325.71.80.8491.75525.270451.1783.9140.6822.815.11.10.2

52、91.46527.8113486.81443631.2567.327.71.30.5671.6（二）优化注采参数和注采方式，提高水平井开发效果 注汽口位置对吞吐效果的影响 模拟结果显示，单点注汽水平段动用严重不均,注汽管柱尾部出口位置不同，水平井吸汽井段也不同(模拟结果)。只有在靠近尾管（蒸汽出口）附近的井段吸汽较好，离开蒸汽出口较远的井段基本不吸汽。水平井只能有效动用蒸汽出口附近60米左右。（三）优化工艺技术，提高水平井油层剖面动用程度（三）优化工艺技术，提高水平井油层剖面动用程度1、调整注汽口位置AB中点（三）优化工艺技术，提高水平井油层剖面动用程度1、调整注汽口位置水平井调整注汽口位置生

53、产效果统计表区块井次井号射孔井段射孔段长度（m)调整时间原注汽口位置（m)调整后注汽后位置（m)注汽口位置差值（m)效果井口增油（t)备注一区4楼平2461-515542011.12.10438500.563 一般楼平4404-510842011.11.10388.6488.48100 无效楼平5386-460742011.09.0335544590 一般楼126-平2318.13-585.79267.662012.07.06519.5550.131 一般七区2楼平6719.9-863.7143.82011.10.30704841137 无效楼平7661.47-772.35110.92011.

54、11.1270374542 无效南三块8新浅24-平2 598-678802012.04.27580.07662.1582 好209.3 温剖新浅24-平2 598-678802013.05.08662.15639.08-23 待评剩余油监测新浅24-平3 590-642522012.04.27594.83635.0240 一般剩余油监测新浅25-平2 794.0-851.0,865.0-896.0882012.04.12787.76883.1395 一般新浅25-平3 742.0-866.01242012.03.3181784831 无效剩余油监测新浅25-平5 818-890722011.

55、09.18858.58好156.0 新浅25-平6 871-915442011.09.1784790255 好114.3 新浅25-平10 820-890702011.11.05729870141 好118.7 总计14无效（4）+一般（5）+好（4）+待评（1）=14井次598.3 （三）优化工艺技术，提高水平井油层剖面动用程度1、调整注汽口位置（三）优化工艺技术，提高水平井油层剖面动用程度1、调整注汽口位置H322周 期注入参数周期值井口压力(Mpa)总注汽量（t）泡沫剂（t）注氮量（标方）排水期生产天数（d）产液（t）产油（t）综合含水（%）井口产油（t）采注比油汽比78.39855.1

56、2000027113.61515.9173.988.5 1.5 1.5 0.18 810.295020114.32217.8288.987.0 2.5 2.3 0.30 99.27773.8270002697.52222.9235.289.4 2.4 2.9 0.30 第7周期第8周期第9周期射孔井段：（871-915）44m，注汽口位置调整前847m,调整后902m.区块井次井号射孔井段射孔段长度（m)时间效果评价一区1楼126-平2318.13-585.79267.662013.04.14有效七区2楼平6719.9-863.7143.82013.03.03有效楼平7661.47-772.3

57、5110.92013.04.10待评南三块1新浅25-平3 742.0-866.01242012.01.12无效杨浅3区8杨浅3-平1 947.76-1240.0292.332013.04.14待评杨浅3-平6 933.10-1169.00253.92013.04.27待评杨浅3-平7 910.89-1167.42256.532012.07.16杨浅3-平7 910.89-1167.42256.532013.05.15待评杨浅3-平8978.49-1279.00300.512012.11.27杨浅3-平10 985.89-1221.54235.652013.04.20待评杨浅3-平13996.

58、82-1232.64135.822012.11.16杨浅3-平15 1006.2-1221.6215.42012.06.30杨浅3-平16 1120.75-1177.60171.572013.04.24待评王集西区热采2王25-平1 1107.12-1310.51203.392013.04.20无效王25-平4 1212.84-1312.77；1315.10-1425.8699.93/110.762012.04.20无效合计152、多点注汽改善注汽效果（三）优化工艺技术，提高水平井油层剖面动用程度多点注汽井明细表新浅25-平3注汽管柱图杨浅3-平13注汽管柱图（杨浅3区早期多点注汽）注汽单独一

59、套管柱多点注汽注采一体热敏封隔器7个配注阀6个配汽阀+2单流阀多点注汽管柱1多点注汽管柱2楼平6井多点注汽管柱图水平段长143.8m调整前注汽口位置840m多点注汽管柱3第7周期多点注汽第6周期（氮气助排）多点注汽改善注汽效果周 期注入参数周期值总注汽量（t）注氮量注汽压力（Mpa)排水期峰值产油（t)生产天数（d）产液（t）产油（t）综合含水（%）井口产油（t）采注比油汽比620103800011445.41051110.2135.588 1.3 0.6 0.07 717801099.194.7926.6193.979 2.0 0.5 0.11 文献名1超稠油水平井分隔配注技术研究与应用辽河

60、油田，2012年关于多点注汽工艺的调研 分隔配注技术是为解决水平井笼统注汽普遍存在的水平段储层动用不均的矛盾，在现有笼统注汽管柱上安装封隔器、注汽阀、分配器和扶正器，有针对性地将注汽管与筛管之间封隔，在水平井水平段形成两个相对独立的注汽腔，有针对性地实现水平段分段、按需注汽，有效改善水平段动用不均状况，提高水平段动用程度。水平段长度335m 在取得初步试验效果基础上，该技术又实施4井次，累计增油2612t，平均单井周期增653t， 平均油汽比提高0.08，取得较好开发效果。 配套技术-抗高温管外裸眼封隔器，封隔了裸眼与筛管之间的环空；注汽封隔器-封隔注汽管柱和筛管之间的环空（三）优化工艺技术，