孤东油田提升开发质量与效益技术方向

孤东油田提升开发质量与效益技术方向

孤东油田已进入“双特高”开发阶段，面对资源接替不足、技术接替缺乏、产量接替困难2012年以来，在油田领导、处室和研究院的关心支持下，围绕提升开发质量与效益，转观念、调思路，积极探索增加经济可采储量新途径，经过一年来的实践，取得了初步成效。前言三、调思路，完善工艺，实现效益开发一、孤东油田开发状况二、转观念，调整流线，扩大波及体积发言提纲四、认识与体会孤岛采油厂开发中心海洋采油厂采油厂管理着孤东、红柳、新滩三个油田。其中主力油田——孤东油田含油面积69.9平方千米，地质储量2.2×108t，占总储量的81.9%。一、孤东油田开发状况水驱单元井网状况表特点1：密井网主力单元的井距为106-212米孤东六区5-6单元井网图井网井距：212*106一、孤东油田开发状况特点2：细分层系，储量一次动用厚油层单层开发，多层单元仅一个主力小层，储量全部动用。七区西馆上层系划分状况表孤东七区西馆上油藏剖面图第二套：52+3第一套：41-51第三套：54-61第四套：63+4第五套：62+65-8馆上段共计16个小层，其中主力层4个，划分为5套层系开发一、孤东油田开发状况采油速度%年产油量104t综合含水%采液速度%油田采收率达到40.5%注水见效(1988-1989年)产能建设(1986-1987年)井网调整高产稳产(1990-1992年)控水稳油、综合调整(1993-2000)推广化学驱、提高采收率(2001-目前)特点3：强注强采1990年调整后，采液速度20%左右，主力单元七区西采液速度25.0%，累计注水倍数达到4.8。一、孤东油田开发状况孤东油田和同类油田含水与采出程度关系曲线对比特点4：高速开发27年走完同类油田40年开发历程，目前仍保持0.8%的采油速度，处于“双特高”开发阶段，综合含水95.9%，剩余可采储量采油速度24.9%。一、孤东油田开发状况

“十五”、“十一五”期间依靠聚驱、二元驱，实现产量基本稳定。进入“十二五”以来，由于储量及技术接替不足，油田总递减加大，孤东油田可持续发展难度越来越大。259.1249.6242.8238.3242.1231.8223.0215.6213.4212.9207.5275.6291.4261.7201.4189.2182.4总递减：4.24%总递减：2.11%总递减：2.10%总递减：4.03%孤东油田不同开发方式产油量变化图310.2一、孤东油田开发状况孤东油田新区产能柱状图年均5.6万吨年均2.5万吨年均238万吨年均142万吨动用储量(万吨)建产能(万吨)年产油(万吨)年均2.81万吨年均1.48万吨投产新井(口)产能井年均19口产能井年均10口新区产能逐年减少一是资源接替阵地有限，产量补充难一、孤东油田开发状况一二类单元实施水平井调整、细分重组，单井控制剩余储量5.8万吨。主力层调整到层内韵律段非主力层精细到小砂体“三小一新”技术，动用小砂体326个，平均单砂体储量2.2万吨，含油面积0.06Km2。井网保持完善且井距小注采对应率86.4%，多向对应率53.8%，注采井距150-200米左右。二是层系井网一次到位，开发调整难吸水好注入水优势通道28-524629-22467P117P11水平段沿该井第一和第二侧积体单井吞吐一注一采S：0.025Km2N：1.3万吨S：0.04Km2N：2.4万吨八区52+3层井网图一、孤东油田开发状况三采区块分布图八区注聚区七区中注聚区54-62北部注聚区52+3南部注聚区二区注聚区总储量：2121万吨已实施储量：1039万吨动用率：49.0％三区二元区四区二元区总储量：3183万吨已实施储量：2063万吨动用率：64.8％总储量：1753万吨已实施储量：1177万吨动用率：67.1％总储量：2947万吨已实施储量：1742万吨动用率：59.1％总储量：7065万吨已实施储量：3567万吨动用率：55.7％六区二元区52+3北部扩大试验区54-61二元先导区总储量：2740万吨已实施储量：2288万吨动用率：83.5％54-61中北部二元63+4四类复合堵驱先导八区二元驱七区西41-51二元驱适合化学驱资源量14544万吨，已动用12244万吨，动用率达85.6%，目前转后续水驱储量占到74.1%。目前正开展二次化学驱试验。三是化学驱覆盖全区，储量接替难一、孤东油田开发状况孤东油田稠油储量942万吨，多次加密细分，实施了主力层汽驱开发，次要层水平井单层开发。井距由350米到141米，单井控制储量由13.2万吨调整到5.3万吨。孤东油田九区年产油柱状图孤东九区主力层55+61汽驱井网图孤东九区非主力层66井位图年产油（万吨）时间四是稠油极致开发，下步挖潜难一、孤东油田开发状况五是高含水低产井比重大，提效难产量低于经济极限界限井统计表

孤东油田极限产油模版孤东油田极限含水模版超出经济界限的低效无效井230口，占总开井数的12.6%，单井日油0.51吨，含水99.3%，年产油量4.0万吨。采取常规技术治理投入高，效益不合算。一、孤东油田开发状况三、调思路，完善工艺，实现效益开发一、孤东油田开发状况二、转观念，调整流线，扩大波及体积四、认识与体会㈠深化认识，摸清剩余油规律㈡转变观念，开展转流线试验㈢精细研究，优化示范区方案针对孤东油田面临的发展瓶颈问题，按照“调整流线，完善井网，强化学驱，效益开发”的思路，以剩余油研究为基础，流场调整为核心，通过示范引路，探索了不同类型油藏效益开发之路。二、转观念，调整流线，扩大波及体积

特高含水油田剩余油分布研究是效益开发的关键,

2012年以来，制定并实施了覆盖全区（17个单元）的剩余油监测方案，重点是加大了核磁共振及取芯井工作量，分类型、分单元、分井组摸清了剩余油分布规律。剩余油监测工作量汇总表㈠深化认识，摸清剩余油规律平面：二元驱和聚驱后富集规律不变，富集位置仍以油井排、分流线富集为主，二元驱后剩余油分布更加零散。七区西Ng54-61剩余油饱和度分布图(数模）油井排水井排水井排油井排油井排不同驱替方式不同位置饱和度统计表水驱聚合物驱二元驱㈠深化认识，摸清剩余油规律29J254井区63+4层井位图29J254测井图4米电阻感应电导率自然电位电阻30欧姆.米63+4层纵向剩余油分布图井区累产油4.3万吨，采出程度39.6%，目前含水98.8%。注63+4:136万注63:31万63+4:4.4/62万63+4:7.8/189万63+4:0.2/7.9万层内：受韵律性控制，剩余油顶部富集，顶底差异大取芯井29J254位于63+4层分流线，油层顶部6m平均剩余油饱和度高达50%。㈠深化认识，摸清剩余油规律层位饱和度%七区中3-6各小层目前含油饱和度柱状图

主力层剩余地质储量占剩余储量的65%七区中3-6各小层剩余地质储量柱状图㈠深化认识，摸清剩余油规律层间：非主力层剩余油饱和度高，剩余油潜力主要在主力层剩余油分布研究一类油藏（单层）二类油藏（多层）三类油藏（多层薄层砂体）层内：上部富集（39.7%）平面正对行列：油井间和分流线富集（37.4%、39.5%）交错行列：油井间和分流线富集（46%、37%）平面：油井间（38%）、分流线和不完善区域富集（36.7%）层间：非主力层富集（44.7%）主力层（34.5%）层间：非主力层富集（38.5%）主力层（36.2%）平面：普遍富集（38.7%）剩余油研究证明，孤东油田具备进一步调整的物质基础。孤东油田平均剩余油饱和度36.5%剩余可动油饱和度10-20%㈠深化认识，摸清剩余油规律孤东油田样品驱油效率--注入倍数关系曲线

根据对孤东油田驱油效率--注入倍数的理论研究，当注入倍数为5-8倍时，可提高采收率8-10.38%，水驱提高采收率仍具有较大的空间。不同注入倍数——采收率柱状图理论计算水驱采收率仍具有较大的提升空间㈠深化认识，摸清剩余油规律转流线选区调整前井网图水井排油井排井网方式：212X212m交错行列式，单井液量：107m3，单井日油：0.9t88/0.8/99.172/0.3/99.6122/0.5/99.7133/0.4/99.789/2.6/97.1130/2.2/98.7116/0.3/99.8孤东油田极限含水优化模版试验井组七区西63+4单元25XN246井组，含水99.1%，比经济极限含水高0.4%，开发效益差。探索特高含水油田提高效益途径㈡转变观念，开展转流线试验开发特点：高注水倍数4.7PV，高含水99.1%，高采出程度41.7%，层内高渗条带发育，动态非均质性严重。主河道驱油效率发育状况主河道高渗条带发育状况平均渗透率3873mD，高渗条带最大值16416mD平均驱油效率40%，高渗条带达到70%㈡转变观念，开展转流线试验转流线选区调整前井网图为实现效益开发：先后开展超支化堵调、常规调剖及PPG调剖，调剖后对应油井均未达到预期效果。水井排油井排超支化调剖常规调剖PPG调剖88/0.8/99.172/0.3/99.6122/0.5/99.7133/0.4/99.789/2.6/97.1130/2.2/98.7116/0.3/99.8㈡转变观念，开展转流线试验平面行列式井网油井排剩余油富集层内存在一定的优势通道七区西馆63+4先导试验区主流线部位饱和度分布从剩余油分布状况及常规堵调工艺特点看，目前的井网已形成固定水驱优势通道，井网不变的情况下进一步提高水驱采收率的难度很大。试验区剩余油分布图㈡转变观念，开展转流线试验转流线选区调整前井网图转60°原水井排原油井排转抽1口封堵复射1口转注4口转流线选区调整部署图新水井排新油井排2013年2月实施25XN246井组转流线调整，通过油水井别互换，转流线60度，实施转注4口，转抽1口。探索特高含水油田提高效益途径：转变观念，调整思路，开展了井别互换转流线井组试验。㈡转变观念，开展转流线试验井别互换转流线层内射孔优化：油水井均实施全井封堵复射顶部，挖潜厚油层顶部剩余油。试验区井网部署图原水井排原油井排转注转注水转油封堵复射水转油25XN246（中心油井）微电极4米电阻感应电导率63+4自然电位声波时差自然电位27-4246井（中心油井）4米电阻感应电导率63+462+3微电极新射孔井段原射孔井段㈡转变观念，开展转流线试验平面注采参数优化：转抽井强化提液；老水井控制注入，新水井强化注入，调整流线。转流线选区调整前井网图转流线选区调整部署图转60°新转注水井4口，日注110m³；老水井2口，日注50m³。原水井排原油井排110m³120m³注水量液量110m³100m³90t100t110t100t100t90t120t90t110m³130m³100m³120t120t转抽封堵复射转注井新水井排新油井排110m³110m³110m³110m³50m³50m³配注配液100t90t130m³50m³110m³90t200t100t120t120t50m³降水井井别互换转流线㈡转变观念，开展转流线试验7-25XN246井1987年投注，累计注水230万方，排液1.7万吨开始见油（190天），排液2.3万吨日油达到2.0吨（230天），目前日油3.3吨。水井转油井（中心井）7-25XN246效果：㈡转变观念，开展转流线试验试验区剩余油分布图190天开始见效水转油排液阶段日液日油含水动液面水转油井7-25XN246井生产曲线（中心井）7-27-4246实施全井封堵复射顶部，转流线后81天开始见效，175天达到高峰，日增油7.0吨，含水下降19.1%。转流线后老油井7-27-4246效果：试验区井网部署图原水井排原油井排转注转注水转油水转油㈡转变观念，开展转流线试验7-27-4246井生产曲线全井封堵复射81天开始见效175天达到高峰日液（t）日油（t）含水（%）动液面（m）7-28N266井8月实施水转油，累注165.5万m³，目前累采液0.5万m³，已经开始见油（129天）。水转油井28N266井日度生产曲线作业防砂提液129天见油水转油排液阶段水井转油井扩大试验：7-28N266㈡转变观念，开展转流线试验试验区井网部署图原水井排原油井排转注转注水转油水转油

变流线井区调整后平均单井日油由0.9吨增加到1.7吨，单井增加0.8吨，综合含水下降1.0%。86平均单井日油（吨）综合含水（%）油井开井数（口）0.91.798.997.9调前调后调前调后调前调后+0.8t-1.0%变流线井区开发效果对比图㈡转变观念，开展转流线试验整装水驱单元单层单元多层单元提高采收率变流线+层内细分——七区西52+3有化学驱潜力单元变流线+细分——六区5-6无化学驱潜力单元变流线+抽稀+非均相——二区馆5

高注入倍数下井组流场调整试验的成功，表明特高含水开发阶段，通过调整流线，能够充分挖掘剩余油，实现效益的提升。㈢精细研究，优化示范区方案针对问题：井网形式固定，厚油层高注水倍数大孔道发育，效益差。调整思路：变流线调整，强化弱驱，提高分流线驱油效率。1990年井网图图例：生产油井注水井七区西52+3选区参数表调整方案设计1、单层厚油藏转流线调整——七区52+3示范方案根据七区西52+3的剩余油分布状况，设计井网变流线调整方案6套。隔一转变井别正对调整方案设计方案一方案五排间加密方案三抽稀二套、交替脉冲方案二抽稀一套方案四九点井网隔一转变井别正对，加密方案六原井网变流线抽稀加密1、单层厚油藏转流线调整——七区52+3示范方案正对行列井网调整对策：行列转九点，强化注水，矢量注采正对行列井网调整对策：行列转九点，强化注水，矢量注采

结合油水井生产现状、数值模拟结果和经济指标，同时考虑充分利用现有老井，选择部署成大、小九点井组，实施分区域部署。300×300m九点原井网剩余油富集区300×150m九点井网小九点大九点优选井网300×150m正对行列1、单层厚油藏转流线调整——七区52+3示范方案300m150m油井油井转注井300m150m300m优点：改变流线方向，挖掘排间剩余油九点井网：油井隔一转注，形成300×150m和300×300m的大小九点井网。井网调整概念模型1、单层厚油藏转流线调整——七区52+3示范方案正对行列井网调整对策：行列转九点，强化注水，矢量注采避射比例优化：①油水井避射底部1/5②油水井避射底部1/3③油水井避射底部2/3采出程度，%含水，%不同避射方式指标对比图技术界限：油水井均避射底部2/3效果最好累产油憋压时机不同油井打开时机单井累油量变化曲线优化油井打开时机为1.07Pi1、单层厚油藏转流线调整——七区52+3示范方案正对行列井网调整对策：行列转九点，强化注水，矢量注采正对行列井网调整对策：行列转九点，强化注水，矢量注采小井组液量优化注采参数优化：小井组液量为200m3/d，大井组液量为300m3/d；主流线注水量减注到新增流线的10%-30%效果较好。1、单层厚油藏转流线调整——七区52+3示范方案采出程度，%含水，%不同主流线减注方案设计技术指标对比图1、单层厚油藏转流线调整——七区52+3示范方案正对行列井网调整对策：行列转九点，强化注水，矢量注采

调整前井区平均单井日油0.6吨，综合含水99.7%，为实现效益开发，设计大小九点井组8个，预计平均单井日油能力2.3吨，十五年累增油19.3万吨，提高采收率2.1%。可推广地质储量7692万吨。52+3示范区井网部署图生产油井注水井新油井新水井图例：转注2P3A2P4BAB78123456大九点井区小九点井区1、单层厚油藏转流线调整——七区52+3示范方案正对行列井网调整对策：行列转九点，强化注水，矢量注采聚合物后续水驱调整对策：转流线+细分层系+非均相针对问题：井网相对固定，聚驱后采出程度低(32.0%)。调整目的：聚驱后进一步提高采收率的技术接替。调整思路：充分利用老井，细分变流线+非均相复合驱。二区Ng5示范区位置示意图二区Ng5示范区参数表2、多层油藏“转流线+细分层系+非均相”——二区Ng5示范方案2、多层油藏“转流线+细分层系+非均相”——二区Ng5示范方案剩余油分布平面差异层间差异层内差异变流线井网调整非均相复合驱平面普遍分布，油井间、分流线富集P+PPG变流线P+PPG层系细分SP+PPG层间普遍分布差异富集层内普遍分布剩余油顶部富集井网调整方案指标对比表数模优化最佳方案：细分两套层系，五点加正对2、多层油藏“转流线+细分层系+非均相”——二区Ng5示范方案

细分成53、5455两套层系，井网由原来的南北向调整为东西向，流线改变90度。

53层系通过井别互换、钻新井形成菱形五点法井网；

54-5层系分流线钻新井形成250*250m的东西向正对行列井网。53层系井网54-5层系井网原井网125米250米90°250米250米250米654321654321654321125米250米井网调整概念模型在位油井在位水井新油井新水井转抽井转注井2、多层油藏“转流线+细分层系+非均相”——二区Ng5示范方案二区54层方案井网部署图在位油井在位水井归位油井新油井新水井转注井转抽井水平井转注二区53层方案井网部署图2、多层油藏“转流线+细分层系+非均相”——二区Ng5示范方案配套非均相驱，累增油33.5万吨，提高采收率7.8%,当量吨聚增油25t/t。可推广地质储量5122万吨。试验区含水预测曲线试验区增油预测曲线2、多层油藏“转流线+细分层系+非均相”——二区Ng5示范方案二元后续水驱调整对策：转流线+细分层系针对问题：多层高含水，二元驱后采出程度高。调整思路：充分利用老井，细分层系，抽稀转流线，提高层间及平面驱替程度。六区Ng54-68单元示范区位置示意图六区Ng54-68单元参数表3、多层油藏转流线+细分层系——六区Ng54-68示范方案3、多层油藏转流线+细分层系——六区Ng54-68示范方案层系细分重组四级优化方法

应用四级优化方法，细分为两套层系：Ng54、55层作为一套,

Ng61-63作为一套。

共设计7套方案，数模优化结果：细分两套层系后分别抽稀，形成两套交错排状井网，减缓层间矛盾，同时强化分流线剩余油的挖潜。原井网106m212m212m212m212m212m27°调整后井网流线转变27度井网调整概念模型3、多层油藏转流线+细分层系——六区Ng54-68示范方案

54-55

23-249523N247525N249527XN474

28X2495

29-249426NX46329N2495新水井4

在位油井新油井2在位水井归位油井归位油井转注老水平井

61-68

24-251525-249429N249528XN475设计新井9口，老井工作量35口；细分注水13口。六区NG54-68分层系井网部署图3、多层油藏转流线+细分层系——六区Ng54-68示范方案十五年累增油26.5万吨，预计提高采收率2.5%，推广储量10258万吨。单井液量优化：液量110m3左右最优Ng5Ng6Ng5注采比优化结果：注采比0.9最优Ng63、多层油藏转流线+细分层系——六区Ng54-68示范方案十五年累增油26.5万吨，预计提高采收率2.5%，推广储量10258万吨。按照“整体部署、集中钻井、统一投产”的原则，目前3个示范方案正在有序实施过程中。示范方案工作量汇总表㈢精细研究，优化示范区方案三、调思路，完善工艺，实现效益开发一、孤东油田开发状况二、转观念，调整流线，扩大波及体积四、认识与体会发言提纲㈠优化工艺，实施低效井组提液提效㈡一体化治理，做好机采井优化降耗

针对特高含水期低液低效井多，开发效益差的难题，在有限公司和处室的支持下，通过示范引领，调整工艺思路，整体优化方案，一体化实施治理，明确了效益提升技术方向。三、调思路，完善工艺，实现效益开发孤东油田极限产油优化模版80美元条件下不同液量极限产油、极限含水

通过对孤东油田经济极限产油分析看，低效无效井230口，单井油0.51吨，含水99.3%。2013年重点对小于0.5吨的127口井实施井组治理，使其达到经济效益。1、低效井组筛选及治理对策㈠优化工艺，实施低效井组提液提效能量不足，井网不完善能量充足，动液面浅多层合采或厚层能量充足，动液面深井网不完善优化机采出砂、堵塞非均质性强完善注采井网，恢复能量检低效、大泵提液优化防砂方式，解堵提液层间层内挖潜，细分注水一体化治理油藏工艺注水

将低效井组分为五类，分别制定相应的技术对策，实施一体化治理，实施油井提液，实现效益开发。井网完善，能量不足注水量不够提高注水量，恢复能量1、低效井组筛选及治理对策㈠优化工艺，实施低效井组提液提效㈠优化工艺，实施低效井组提液提效

按照低效原因及治理对策，治理难度较大井主要受防砂影响，动液面较深，下步主要通过优化防砂治理。孤东油田低效井原因分类表1、低效井组筛选及治理对策A--主河道微相B--河道边缘微相C--河漫微相液量动液面负压降正压降六区54层液量柱状图六区54层压降柱状图以六区Ng54层油井为例，油井物性较好，地层压力高，但油井液量偏低，且不均衡，动液面相差较大。☆特点1：油井低液与所处区域、压力场不匹配局部井不适应2、低液井原因分析（1）分析低液井特点㈠优化工艺，实施低效井组提液提效㈠优化工艺，实施低效井组提液提效

通过可对比665口绕丝防砂井液量统计：液量下降幅度大于30%的油井130口，比例19.5%，平均单井液量由34.7m3/d下降到21.8m3/d，降幅为37.2%。☆特点2：主要集中在高泥质、注聚区和低含水油井（1）分析低液井特点孤东油田可对比绕丝防砂井液量统计表㈠优化工艺，实施低效井组提液提效

压力恢复测试6口井，3口井防砂后表皮系数较大（大于10），5口井外推地层压力较高，表现出明显的高压低渗特征。压力恢复测试结果汇总☆特点3：压力恢复资料显示，近井渗流较差，井筒存在堵塞（1）分析低液井特点㈠优化工艺，实施低效井组提液提效（2）分析低液井堵塞物成分

通过对注聚区堵塞物分析，堵塞物主要为聚合物和粉细砂。聚合物将石英砂及无机垢包裹成团状堵塞了绕丝挡砂层。2、低液井原因分析㈠优化工艺，实施低效井组提液提效

地层砂的侵入将大幅影响充填带的渗透率，影响近井渗流能力，降幅可达40倍，注聚区油井受到聚合物包裹体影响更为严重。地层砂对不同粒径砾石渗透率影响试验数据（2）分析低液井堵塞物成分㈠优化工艺，实施低效井组提液提效低液原因：

1、泥质、粉细砂难以排出绕丝挡砂层，形成混砂带影响渗流。

2、目前孤东应用的常规绕丝充填防砂工艺在泥质粉细砂含量高的储层适应性较差。（2）分析低液井堵塞物成分㈠优化工艺，实施低效井组提液提效防砂优化改善渗流能力降低附加阻力提高供液能力近井地带充分解堵调整防砂思路：由固砂控砂的精细防砂向防排结合的适度防砂转变建立高导流能力充填层优化充填施工参数研制低成本携砂液增大渗流面积防排结合适度防砂增大绕丝缝隙宽度增大充填砾石直径研制高渗滤砂管增大绕丝直径3、开展了低液井防砂工艺优化㈠优化工艺，实施低效井组提液提效油层负压解堵工艺对比表一是强化油层解堵，改善渗流能力☆氮气泡沫负压返排解堵①围绕改善渗流能力，开展三个方面工作㈠优化工艺，实施低效井组提液提效☆研制聚合物解堵剂

通过惰性过氧化物及抑制剂的合理配比，降低氧化剂反应速度，保证施工安全；优化解堵配方，降低使用浓度，降低成本；配合防砂前置段塞，达到深层解堵；1%浓度下解聚率>95%。一是强化油层解堵，改善渗流能力㈠优化工艺，实施低效井组提液提效

室内驱替实验表明，增加充填半径和建立高质量的充填层是下步防砂改进的关键。不同粒径石英砂充填层厚度与压力梯度关系砾石充填半径对充填防砂层压降、表皮系数的影响

二是开展室内充填优化实验，探索改善渗流途径☆优化充填半径㈠优化工艺，实施低效井组提液提效☆优化地层充填砾石直径非均质地层砂D50/d50比值与充填前后渗透率比值关系D50/d50比值与充填前后渗透率比值关系充填砾石直径决定了充填后防砂层渗透率的大小，充填砾石过大易于排砂但容易混砂，根据油井出砂粒度优化充填砂直径。

二是开展室内充填优化实验，探索改善渗流途径㈠优化工艺，实施低效井组提液提效地层充填砂直径严格控制在5倍地层砂以内，避免混砂；环空充填砂直径达到地层充填砂2倍以上，便于排砂。①Ng1+2泥质含量高，Ng3-4粉细砂含量高，采用砾石组合；②Ng5-Ng6粒度中值较大，出砂相对较轻，选用的充填砾石，提高渗透率。☆实施砾石分级充填，减轻混砂带影响

二是开展室内充填优化实验，探索改善渗流途径㈠优化工艺，实施低效井组提液提效排量2.0m3/min，加砂规模25m3，导流能力2051md.m，改造半径11m，低粘携砂液施工。三是改进施工工艺，实现高饱和充填防砂利用防砂优化设计软件，模拟不同携砂液施工效果，目前污水携砂难以形成高质量导流层，难以有效改善油井渗流状况。排量2.0m3/min，加砂规模25m3，改造半径0.9m，污水作为携砂液施工。㈠优化工艺，实施低效井组提液提效

利用高分子聚合物和增稠剂，研制低成本的低粘携砂液（40-60mPa.s），能够满足孤东高砂比防砂施工的需要。（低粘携砂液260元/方，常规瓜胶700元/方）三是改进施工工艺，实现高饱和充填防砂㈠优化工艺，实施低效井组提液提效项目常规挤压充填高饱和充填排量，m3/min0.8~1.21.8~2.5加砂强度，m3/m0.5~1.02.5~5.5砂比，%平均1535最高2570携砂液体系油田污水40-60mPa.s低粘携砂液充填砾石0.4-0.8mm分级充填地层解堵工艺混排或气举氮气泡沫负压返排优缺点加砂规模小、充填层密实程度低、充填砂与地层砂易混合、高产期短加砂规模大，提高导流能力，充填更致密，延长油井高产期；

引进大排量防砂车组，通过合约议价，降低车组费用，提高加砂规模和施工砂比，建立高导流能力充填层。三是改进施工工艺，实现高饱和充填防砂㈠优化工艺，实施低效井组提液提效防砂优化改善渗流能力降低附加阻力提高供液能力近井地带充分解堵建立高导流能力充填层优化充填施工参数研制低成本携砂液增大渗流面积防排结合适度防砂增大绕丝缝隙宽度增大充填砾石直径研制高渗滤砂管增大绕丝直径调整防砂思路：由固砂控砂的精细防砂向防排结合的适度防砂转变3、开展了低液井防砂工艺优化㈠优化工艺，实施低效井组提液提效一是开展绕丝充填适度防砂研究，实现防排结合②围绕降低附加阻力，开展两个方面工作砾石防砂效果砾石防砂效果☆优化环空充填砾石直径，排出粉细砂增大砾石直径有助于更多细砂排出，能够减轻绕丝堵塞。㈠优化工艺，实施低效井组提液提效根据室内驱替和井筒携砂实验，将目前绕丝外径由φ89mm增加到φ104mm，将目前绕丝缝隙0.3mm增加到0.4mm，有助于携砂提液。☆优化绕丝缝宽，排出堵塞物产液量(m3/d)最大携砂粒径(mm)平均砾石中值(mm)砾石目数缝宽范围(mm)推荐缝宽(mm)200.1110.466220-400.1554-0.2070.25300.1360.571220-400.1904-0.2540.25400.1570.659420-400.2198-0.2930.3500.1760.739220-400.2464-0.3290.3600.1920.806416-300.2688-0.3580.35700.2080.873616-300.2912-0.3880.35800.2220.932416-300.3108-0.4140.4900.2360.991216-300.3304-0.4410.41000.2491.045810-300.3486-0.4650.41100.2611.096210-300.3654-0.4870.451200.2721.142410-300.3808-0.5080.45一是开展绕丝充填适度防砂研究，实现防排结合㈠优化工艺，实施低效井组提液提效二是研制了高渗滤砂管，在非均质储层实现防排结合树脂滤砂管改进后中心管氰酸酯树脂过滤体扶正保护器预留通道两种树脂滤主要技术指标研制出改性聚氨酯类为胶结剂的新型高渗滤砂管，改进过滤体与中心管结构，提高抗堵塞能力，有效渗透率9.7um2，抗压强度≥15MPa，室内和现场试验均表明可有效排除地层粉细砂。㈠优化工艺，实施低效井组提液提效开展高渗滤排砂实验，粉细砂顺利排出

室内实验表明高渗滤砂管能够排出粒度14.22-44.85μm地层粉细砂。

现场对两口下高渗滤油井出砂进行了取样，分别为GO2-19-272、GO6-25-2435，排出砂平均粒径≤40μm，能够实现挡排结合。二是研制了高渗滤砂管，在非均质储层实现防排结合㈠优化工艺，实施低效井组提液提效

通过室内研究及现场试验，确定了孤东低液油井提液的防砂技术方向。防砂优化技术边滩低液井主河道低液井改善导流能力降低附加阻力类型关键点①运用氮气泡沫解堵，充分解除近井地带泥质和粉细砂②应用高砂比防砂，提高近井地带导流能力①增大绕丝直径和绕丝缝隙，降低挡砂层附加阻力②采用高渗滤砂管替代绕丝，降低防砂附加阻力㈠优化工艺，实施低效井组提液提效

利用毛细管测井底流压，跟踪防砂后近井地带的表皮系数变化。压力恢复GO2-23-62井渗流状况较差，采取高饱和充填防砂，改善近井地带渗流状况，措施后日液由16m3/d增加到64m3/d，动液面由1100m回升到130m。高饱和充填后下高渗滤日液64m3/d日油2.6t/d含水96%动液面130m日液16m3/d日油0.9t/d含水94%动液面1100m绕丝充填防砂后表皮系数-5.261天表皮系数3.1☆边滩低液井改善近井渗流效果4、典型井例㈠优化工艺，实施低效井组提液提效GO6-35-454井泥质含量12.9%，渗透率408×10-3um2，静压15.1MPa，表皮系数3.5，分析认为井筒防砂层堵塞，应用高渗滤后，日液由14m3/d增加到72m3/d，井口含砂量最高1.3%，实现了防排结合。☆主河道低液井减少防砂附加阻力107351129井口141300液量动液面GO6-35-454井生产曲线绕丝换高渗滤㈠优化工艺，实施低效井组提液提效低效井组提液提效治理效果5、低效井组提液提效实施效果㈠优化工艺，实施低效井组提液提效

治理低效油井101口，目前累增油2.1万吨，目前实施井累计日增效21万元。1274元单井日利润单井日产值-2221元2120元21.9吨78吨平均单井日产液量平均单井日产油量0.31吨1.6吨＋1.29吨＋56.1吨6576元提液前提液后㈠优化工艺，实施低效井组提液提效2014年开展继续开展低液低效井组一体化治理，实现效益开发，重点是防砂技术优化，2014年计划治理200井组。①运用氮气泡沫解堵，充分解除近井地带泥质和粉细砂；②应用高砂比压裂防砂，提高近井地带导流能力；③采用高渗滤砂管替代绕丝，降低防砂附加阻力；④长柱塞防砂卡泵+多级助抽器实现井筒携砂采油。防砂优化技术体系七区西54-61、八区提液工作量6、下步工作安排㈠优化工艺，实施低效井组提液提效防砂工艺下步改进方向：

1、加强动态监测，量化储层污染程度，提高防砂针对性及适应性。

2、加强室内