油水井综合治理总结课件

工程技术作业中心2015年10月油水井综合治理项目总结开拓创新渡过难关工程技术作业中心油水井综合治理项目开拓创新渡过难关下步工作计划三汇报内容背景与概况一综合治理阶段性成果二下步工作计划三汇报内容背景与概况一综合治理阶段性成果二背景与概况根据渤海研究院8月底梳理的数据：低效井149口低效井的特点：产油低或无产出（储层物性、水淹、出砂、地层能量亏空、污染……）面临难度：传统模式成本高；场地、设备能力受限；多项工作同步进行，作业空间受限……渤海油田低效井统计表区块低效井

井数治理方向常规措施侧钻大修上返有待研究无潜力辽东40303412渤南3

12渤西3020514秦皇岛32-6/渤中412993

曹妃甸853

蓬勃27814

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合计1499234878在目前油价较低的不利情况下，面对产量压力，如何化解难题，推动低效井治理工作的开展不仅是工程技术作业中心的工作重点，也得到公司各级领导和各生产、研究部门的广泛关注。背景与概况根据渤海研究院8月底梳理的数据：低效井149口渤海背景与概况为了打破僵局从中突围，油水井综合治理工作由公司领导亲自引领并督导，中心领导大力主抓，结合当前环境解放思路，提出适合治理方针与理念：发挥工程技术作业中心专业融合力量，围绕地质油藏论证可行性；深化区域管理理念及纵深，降低成本；优化合同架构，利益、风险共担；技术革新与创新，大胆尝试，积累经验；建立适合低效井治理的管理及操作新章程。背景与概况为了打破僵局从中突围，油水井综合治理工作由2015年1月7日，渤海石油研究院成立了低效井治理一体化研究小组。2015年4月29日，工程技术部、工程技术作业中心和工程技术研究所联合成立“油水井综合治理工作组”。2015年7月10日，渤海辽东油田低效井综合治理项目启动及技术交底会顺利召开。2015年7月15日~8月14日，绥中36-1油田M20H和M25H综合治理作业。2015年7月15日，旅大10-1油田A13井开始弃井作业。2015年7月19日~9月16日，曹妃甸11-1油田A78H和A75H井综合治理作业。2015年7月23日~7月31日，绥中36-1油田N8井再充填（压裂）作业。2015年9月中旬~10月，埕北A17H井和旅大10-1A13井完成综合治理作业。油水井综合治理大事记2015年1月7日，渤海石油研究院成立了低效井治理一体化研究下步工作计划三汇报内容背景与概况一综合治理阶段性成果二下步工作计划三汇报内容背景与概况一综合治理阶段性成果二油水井综合治理方案定向井再充填（压裂）同层侧钻1.对高速水充填过得未达配产井进行再次压裂充填；2.将筛套换空陶粒挤入地层或是循环至地面，建立压裂通道；3.不动防砂管柱，保护筛管完整前提下作业。大修井转侧钻井治理方案1.水平井套铣割拔筛管，裸眼侧钻，下优质筛管；2.定向井沿工程最有利侧钻；1.部分大修井井况复杂，大修不可预见风险高，工期费用无法控制，选择侧钻工期费用可控。1.适合高速水充填未达配产井；2.有效的隔层；3.地层具有产能；1.工程原因导致的低效井；2.同层井位；1.用于井况复杂，大修不可预见风险高的井；2.油藏落实；方案简述试用条件油水井综合治理方案定向井再充填（压裂）同层侧钻1.对高速水充方案研究与制定水平井同层侧钻SZ36-1M20H/M25H&CFD11-1A75H/A78H油水井综合治理方案一方案研究与制定水平井同层侧钻SZ36-1M20H/M25H&4口井基本情况A75H及A78H井防砂方式均采用8-1/2”裸眼+5-1/2”3D星孔筛管防砂方式+20/40目卡博陶粒砾石充填，然而两口井在防砂作业中均出现循环测试压力过高，无法进行正常充填作业，泥沙堵塞筛管影响产能。M25H及M20H井防砂方式均采用8-1/2”裸眼+7”3D星孔筛管防砂方式，两口井均不同程度的钻遇泥岩、水淹层，泥沙运移堵塞筛管影响产能，投产后产量下降明显。井号日产液m3日产油m3日产水m3配产m³/d

含水%频率Hz生产压差MPaM20H241414.43040446.2M25H758673585436.7A75H181531001640/A78H16160900403.54口井基本情况A75H及A78H井防砂方式均采用8-1/2”着陆位置（MD：1833m）钻遇泥岩段位置（MD：1969m）青色：设计轨迹红色：实钻轨迹泥岩钻遇泥岩段（MD：1942-1972m）钻遇泥岩段位置（MD：2047-2160m）泥质段低风险段理想条件段钻后地质测井分析实钻结果新井思路钻后分析再次认识新井风险最佳井段共钻进332m，其中钻遇油层167m，差油层48m，泥岩117m1、地震精度低，重新标定。2、泥岩发育规律追踪。3、分段预测产能。1、M25H井在实钻过程中的主要问题为钻遇顶部泥岩。2、产量主要贡献层段为前210m井段。1、中部泥岩中低风险。2、远端储层发育风险。1、原层侧钻。2、轨迹低于原轨迹。3、低成本高回报。4、井段长度与产能最优配比。原井眼前210m井段着陆位置钻遇泥岩段位置青色：设计轨迹红色：实钻轨迹泥岩钻遇泥油藏钻完井1、着陆、水平段均顺利施工，具备作业经验。2、实钻过程轨迹控制较好，达到油藏要求。3、工具和工艺的优化对费用存在影响。地质测井1、两口井储层为细砂岩，均质性良好。2、储层孔渗条件优越。3、录井油气显示良好。4、M25H井评估段存在钻遇泥岩低风险。1、M20H井前120m、M25H前200m均为之前产能主力贡献段。2、处于剩余油富集区或油气成藏有利区域。3、储层规模满足开发需求。4、开发周期短，水淹程度低，剩余产能高。评估井段各角度分析均具备较高的可实施性，地震等细节存在优化空间；方案可行性评价及确定采用成熟钻完井工艺，使用简易钻具，即2条线（伽马+电阻率）作业可满足实施需求。油藏钻完井1、着陆、水平段均顺利施工，具备作业经验。地质测井侧钻方案比选开窗侧钻同层侧钻开窗侧钻需要重新着陆，不可避免的会钻遇泥岩；斜向器座挂位置井斜85°左右，能否成功座挂、密封，能否承受钻进扭矩及冲击均不能保证，所以首选回填侧钻。侧钻方案比选开窗侧钻同层侧钻开窗侧钻需要重新着陆，不可避免的治理成果展示4口井较治理前日增油130.77方治理成果展示4口井较治理前日增油130.77方14该项技术优点：1、节约槽口；2、油藏重新认识，风险低；3、钻完井施工难度、设备要求低；4、见效快，费用低。该项技术适用如下水平井：1、工程原因造成初期产能低；2、储层具备产能条件，由于初期认识不清造成的钻遇泥岩、强水淹层等问题影响产能。总结水平井同层侧钻技术成功14该项技术优点：总结水平井同层侧钻技术成功方案研究与制定定向井再充填（压裂）SZ36-1N8油水井综合治理方案二方案研究与制定定向井再充填（压裂）SZ36-1N8油水井综合16N8井基本情况由于SZ36-1油田储层为疏松砂岩，且N8井油层水淹情况较严重，防砂方式选定为高速水充填16N8井基本情况由于SZ36-1油田储层为疏松砂岩，且N8N8井生产情况投产初期2014年6月19日启泵生产，期间多次环空补液生产，产量较低，10月4日停泵，期间累计产液2440m³，产油659.4m³。2015年5月28日酸化作业，29日酸化作业结束。酸化作业酸化后返排，返出量较小，期间间断性环空补液生产；期间累计产液380.3m³，产油06月8日手动停泵，关闭生产翼阀恢复井下压力，。6月18日钢丝作业打开N8井另外两层滑套，日产液量150m³/d，日产油量7.5m³/d，累计产液3367.7m³，累计产油118.6m³。7月12日手动停泵，做再次压裂充填作业准备。酸化后测压恢复开滑套N8井生产情况投产初期2014年6月19日启泵生产，期间多次再充填（压裂）方案渗透率低，物性差，需要再次压裂1、N8井所在F井区水淹规律复杂，目前产液能力差；2、中上层及底层储层物性差；厚度小；渗透率低,低水淹层位；3、为达到增产目的，现对中上层及底层进行不动原井防砂管柱再次压裂充填作业。再充填（压裂）方案渗透率低，物性差，需要再次压裂1、N8井所方案比选方案介绍优点缺点步骤一1、下入冲砂管柱，尝试将高速水充填于筛套环空的人工陶粒挤进地层，为后续压裂提供通道。2、压裂作业。1、砂卡风险相对较低；2、操作方便1、地层造缝难度较大2、压力可控范围小

3、冲砂效果不易检验步骤二在压裂作业前先进行验充填作业，计算埋高，若步骤一冲砂效果不明显，则直接利用充填服务工具，进行步骤二作业。

1）首先从钻杆及环空打液，将环空埋砂直接挤入地层。

2）若上步无效果，则进行反循环作业，由环空打液，将环空埋砂带出，经钻杆反出地面。1、冲砂效果易检验

2、满足冲砂充填一趟管柱1、砂卡风险相对较大2、筛管损坏后，会有较大的砂卡风险根据可操作性强及风险有效的特点优先选用步骤一方案比选方案介绍优点缺点步骤一1、下入冲砂管柱，尝试将高速水20压裂规模N8井压裂后投产后产量仍然偏低，产液量逐渐下降，目前在补液生产。20压裂规模N8井压裂后投产后产量仍然偏低，产液量逐渐下降，N8井原因分析N8井所在F井区水淹规律复杂，储层油水动态分布规律研究需进一步加强；在生产油层段砂岩物性、孔渗条件中等偏差，储层连通性较差；滑套关闭层段油层厚度小、物性好，储层水淹严重。下步措施：打开中下层生产N8井原因分析N8井所在F井区水淹规律复杂，储层油水动态分布22总结全球首次成功实现再充填（压裂）工艺该项技术优点：1、不需重新钻井；2、不需起出防砂管柱；2、施工难度、设备要求低；3、见效快，费用低。该项技术适用如下定向井：1、储层具备产能，近井地带污染严重，初期产能低；2、注水困难的注水井，后期注水井下入充填滑套备用再压裂；22总结全球首次成功实现再充填（压裂）工艺该项技术优点：方案研究与制定大修井转侧钻井LD10-1A13油水井综合治理方案三方案研究与制定大修井转侧钻井LD10-1A13油水井综合治理完井情况1.油气井基本数据套管程序：

13-3/8″表层套管N80197.1m+9-5/8″生产套管N8040#2138.7m完井方式：裸眼完井防砂方式：8-1/2″裸眼+7″优质筛管生产层位：东二下段Ⅱ油组原生产管柱：Y合采最大井斜：54º，最大狗腿度4.57°/30m电泵参数：大庆；排量300m³/d；扬程1000m；4#圆电缆筛管挡砂精度基管外径基管内径苍南7"优质筛管150μm7.000”6.184”人工井底SC-1R2094.82m2138m2217.5m2230m9-5/8“套管鞋裸眼段2138.7m预计砂高10.82m电机12.87m保护器3.71m剩余分离器0.31m落井压力计电缆厚度0.85m落井护罩手铐绑带等预计鱼顶2066.26m完井情况1.油气井基本数据筛管挡砂精度基管外径基管内径苍南7方案研究与制定方案比选鉴于以上原因，经过前期调研、中心专家研究讨论，结合大修作业与侧钻作业的优缺点，并与作业公司油藏落实风险，确定无边、底水，最终提出按照低效井治理方案进行综合治理：打捞裸眼段部分筛管，打造新井眼。如打捞不成功，则采用备用方案：套管内侧钻。侧钻高出费用主要涉及泥浆材料消耗、定向井设备费用等方案研究与制定方案比选鉴于以上原因，经过前期调研、中心专家研人工井底SC-1R2094.82m2138m2217.5m2230m9-5/8“套管鞋裸眼段2138.7m管外封隔器打捞电泵、电缆回收顶封切割、打捞筛管下入井下马达+钻头，开窗侧钻9-5/8”套管刮管下入Y管分采管柱单层优质筛管防砂打水泥封堵原产层人工井底SC-1R2094.82m2138m2217.5m2230m9-5/8“套管鞋裸眼段2138.7m管外封隔器切割、打捞筛、盲管方案实施对比情况大修方案综合治理方案人工井底SC-1R2094.82m2138m2230m9-5方案研究与制定大修井类型大修综合治理建议方式裸眼出砂井1.全井段打捞难度大，目标实现风险高部分打捞，悬空侧钻，目的实现可控侧钻2.近井储层污染风险高，控制难度大打开新储层，可采取有效措施控制污染大斜度深井打捞处理难度大，易造成复杂情况避免打捞，工期费用可控性高侧钻井下情况复杂类，落鱼不明确打捞处理复杂，工期难控制，作业效果风险高避免打捞，工期费用可控性高上返补孔油藏明确，作业风险可控大修常规出砂井处理经验丰富，成功率高大修井筒完整，落鱼明确打捞处理作业程序明确，风险可控，容易实现作业目的。大修方案研究与制定大修井类型大修综合治理建议方式裸眼出砂井1.全28该项技术优点：1、工期可控，见效快；2、产能保证；3、避开原井眼近井地带污染。该项技术适用如下井：1、井下情况复杂，大修不可预见风险高；2、油藏认识清楚，产能保证。总结大修转侧钻技术成功28该项技术优点：总结大修转侧钻技术成功综合治理管理经验积累专业集约化效果明显“多面手”人才的培养及能力开拓工技部、钻采所、作业中心通力合作；地质、测井、测试、钻井、完井、修井各专业有机结合适应性合同模式的建立与管控专业分包与日费率共存模式的管理与运作，树立利益“连带”、增减同担机制；费用承担能力及可控性增强解决住宿、助力人员能力的再挖潜及多元化的提升；工种互配，一岗双职或多职，专业技术人员穿插及共享宏观统筹，践行大区域管理理念资源调动与共享，降低费用；周边钻完修专业、作业公司为依托综合治理管理经验积累专业集约化效果明显“多面手”人才的培养及下步工作计划三汇报内容背景与概况一综合治理阶段性成果二下步工作计划三汇报内容背景与概况一综合治理阶段性成果二下步工作重点油藏认识和选井选层存在困难应对措施M20H井和M25H井钻后均不同程度钻遇水淹层，N8井压裂后增产效果不明显等问题说明我们在选井选层，储层物性、剩余油分布认识等还存在一定问题水淹程度评价原油富集规律及分布特征地层压力及地层能量动态分布井网注水与储层吸水规律研究单一储层连通性、产能监测地震数据精度利用地质、测井资料进行二次地震标定层间薄层泥岩、泥岩运移规律研究院、作业公司、作业中心共同梳理分析油藏情况，选井选层群策群力地质、测井、钻完井、修井各专业有机结合，加强前期研究实现产量目标下步工作重点油藏认识和选井选层存在困难应对措施M20H井和M下步工作重点储层保护和稳油控水应对措施大部分储层压力亏空，储保问题严重；水平井弃井过程中存在漏失较大问题；大部分水平井存在局部水淹，投产后含水高、见水快，产量下降快问题；水淹层平均GR：63.55API平均电阻率：5.87Ω.m电阻率低主要是水淹导致水平井弃井采用无固相钻井液暂堵地层减少漏失；完井前期准备封堵泥岩工具；应对水淹层采用防砂管柱分仓+中心管方案；根据储层特性，优选钻完井液体系，有效减少钻完井液漏失，加强储保；应用防漏失阀减少完井液漏失。下步工作重点储层保护和稳油控水应对措施大部分储层压力亏空，储下步工作重点平台设备不满足综合治理条件应对措施多数在生产平台只为后续修井提供了预置设备，同时场地、空间、承载力、存储量受限，不能满足低效井治理的需求，需增加相应装置和设备。设备调整与改进——常用高配设备缩小以降低场地和承载力的需求；加强灵活机动性——可拆、可减、可组、可移的复合性设备可满足多类型、多井型作业的需求；空间利用——寻求立式且可叠加的设备以充分利用闲置的空间，由平面布局实现3D布局名称实际设备配置提升系统高≥43m、钩载：225T泥浆泵一台F-800泥浆池100m3固控设备无固控设备灰罐系统无灰罐固井设备无固井设备电力供应无顶驱、固控等供电住宿能力60人作业场地仅有管子堆场下步工作重点平台设备不满足综合治理条件应对措施多数在生产平台油水井综合治理下步计划通过与各作业公司、地质油藏专业紧密结合，对渤海油田可实施低效井进行梳理，近期重点梳理成果：辽东作业公司在2016调整井计划梳理后，挑出了8口低产低效井做油水井综合治理研究，方案落实费用也有出处后，快速推动，尽快见效；渤南作业公司也明确提出了2口井，属于同层侧钻，井位确定，一旦费用批复，可在2016年初快速启动；曹妃甸作业公司也梳理了2口计划2016年实施，渤西作业公司暂时只有正在准备作业的2口潜力井，后续滚动跟踪作业需求。秦皇岛32-6/渤中作业公司的低产井正在梳理及反馈中。蓬勃作业公司每年都有很多低产井需要增产，实施侧钻作业，做了大量类似作业，只是费用渠道有所不同。油水井综合治理下步计划通过与各作业公司、地质油藏专业油水井综合治理前瞻作业部与作业公司对接油田区域统筹考虑梳理制定平台治理计划根据平台整体生产、注水、储层物性、剩余油分布等情况制定针对性、连续性油水井综合治理计划综合治理与大修相结合，优选方案油田区域统筹考虑，梳理制定平台治理计划M：35口井H油水井综合治理前瞻作业部与作业公司对接油田区域统筹考虑，梳理油水井综合治理前瞻目前部分油田出现注水井欠注、注入难等问题，后续考虑完井期间下入充填滑套，后期具备压裂、酸洗等增注措施水源井腐蚀研究注水井压裂酸洗增注措施，水源井防腐措施研究油水井综合治理前瞻目前部分油田出现注水井欠注、注入难等问题，油水井综合治理前瞻长半径：曲率半径>286m；狗腿度<6°/30m中半径：曲率半径85～286m；狗腿度6°~20°/30m短半径：曲率半径12～85m；狗腿度20°~140°/30m老井重复利用规避难钻地层降低部分钻井风险提高靶区认识精度满足泵挂深度要求简化完井方式节约钻井投资有效保护储层侧钻点井斜侧钻点距靶点垂深靶前位移0°174m174m20°114m164m40°62m133m60°23m87m造斜率为10°/30m时，侧钻点最小深度及靶前位移中短半径技术研究应用油水井综合治理前瞻长半径：曲率半径>286m；狗腿度<6°/感谢各级领导的支持和帮助！感谢公司各部门的鼎力相撑！感谢各专业单位的倾囊相助！借此之际拉开油水井综合治理的序幕，开辟新理念，为公司产量建设作出贡献！感谢各级领导的支持和帮助！工程技术作业中心2015年10月油水井综合治理项目总结开拓创新渡过难关工程技术作业中心油水井综合治理项目开拓创新渡过难关下步工作计划三汇报内容背景与概况一综合治理阶段性成果二下步工作计划三汇报内容背景与概况一综合治理阶段性成果二背景与概况根据渤海研究院8月底梳理的数据：低效井149口低效井的特点：产油低或无产出（储层物性、水淹、出砂、地层能量亏空、污染……）面临难度：传统模式成本高；场地、设备能力受限；多项工作同步进行，作业空间受限……渤海油田低效井统计表区块低效井

井数治理方向常规措施侧钻大修上返有待研究无潜力辽东40303412渤南3

12渤西3020514秦皇岛32-6/渤中412993

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合计1499234878在目前油价较低的不利情况下，面对产量压力，如何化解难题，推动低效井治理工作的开展不仅是工程技术作业中心的工作重点，也得到公司各级领导和各生产、研究部门的广泛关注。背景与概况根据渤海研究院8月底梳理的数据：低效井149口渤海背景与概况为了打破僵局从中突围，油水井综合治理工作由公司领导亲自引领并督导，中心领导大力主抓，结合当前环境解放思路，提出适合治理方针与理念：发挥工程技术作业中心专业融合力量，围绕地质油藏论证可行性；深化区域管理理念及纵深，降低成本；优化合同架构，利益、风险共担；技术革新与创新，大胆尝试，积累经验；建立适合低效井治理的管理及操作新章程。背景与概况为了打破僵局从中突围，油水井综合治理工作由2015年1月7日，渤海石油研究院成立了低效井治理一体化研究小组。2015年4月29日，工程技术部、工程技术作业中心和工程技术研究所联合成立“油水井综合治理工作组”。2015年7月10日，渤海辽东油田低效井综合治理项目启动及技术交底会顺利召开。2015年7月15日~8月14日，绥中36-1油田M20H和M25H综合治理作业。2015年7月15日，旅大10-1油田A13井开始弃井作业。2015年7月19日~9月16日，曹妃甸11-1油田A78H和A75H井综合治理作业。2015年7月23日~7月31日，绥中36-1油田N8井再充填（压裂）作业。2015年9月中旬~10月，埕北A17H井和旅大10-1A13井完成综合治理作业。油水井综合治理大事记2015年1月7日，渤海石油研究院成立了低效井治理一体化研究下步工作计划三汇报内容背景与概况一综合治理阶段性成果二下步工作计划三汇报内容背景与概况一综合治理阶段性成果二油水井综合治理方案定向井再充填（压裂）同层侧钻1.对高速水充填过得未达配产井进行再次压裂充填；2.将筛套换空陶粒挤入地层或是循环至地面，建立压裂通道；3.不动防砂管柱，保护筛管完整前提下作业。大修井转侧钻井治理方案1.水平井套铣割拔筛管，裸眼侧钻，下优质筛管；2.定向井沿工程最有利侧钻；1.部分大修井井况复杂，大修不可预见风险高，工期费用无法控制，选择侧钻工期费用可控。1.适合高速水充填未达配产井；2.有效的隔层；3.地层具有产能；1.工程原因导致的低效井；2.同层井位；1.用于井况复杂，大修不可预见风险高的井；2.油藏落实；方案简述试用条件油水井综合治理方案定向井再充填（压裂）同层侧钻1.对高速水充方案研究与制定水平井同层侧钻SZ36-1M20H/M25H&CFD11-1A75H/A78H油水井综合治理方案一方案研究与制定水平井同层侧钻SZ36-1M20H/M25H&4口井基本情况A75H及A78H井防砂方式均采用8-1/2”裸眼+5-1/2”3D星孔筛管防砂方式+20/40目卡博陶粒砾石充填，然而两口井在防砂作业中均出现循环测试压力过高，无法进行正常充填作业，泥沙堵塞筛管影响产能。M25H及M20H井防砂方式均采用8-1/2”裸眼+7”3D星孔筛管防砂方式，两口井均不同程度的钻遇泥岩、水淹层，泥沙运移堵塞筛管影响产能，投产后产量下降明显。井号日产液m3日产油m3日产水m3配产m³/d

含水%频率Hz生产压差MPaM20H241414.43040446.2M25H758673585436.7A75H181531001640/A78H16160900403.54口井基本情况A75H及A78H井防砂方式均采用8-1/2”着陆位置（MD：1833m）钻遇泥岩段位置（MD：1969m）青色：设计轨迹红色：实钻轨迹泥岩钻遇泥岩段（MD：1942-1972m）钻遇泥岩段位置（MD：2047-2160m）泥质段低风险段理想条件段钻后地质测井分析实钻结果新井思路钻后分析再次认识新井风险最佳井段共钻进332m，其中钻遇油层167m，差油层48m，泥岩117m1、地震精度低，重新标定。2、泥岩发育规律追踪。3、分段预测产能。1、M25H井在实钻过程中的主要问题为钻遇顶部泥岩。2、产量主要贡献层段为前210m井段。1、中部泥岩中低风险。2、远端储层发育风险。1、原层侧钻。2、轨迹低于原轨迹。3、低成本高回报。4、井段长度与产能最优配比。原井眼前210m井段着陆位置钻遇泥岩段位置青色：设计轨迹红色：实钻轨迹泥岩钻遇泥油藏钻完井1、着陆、水平段均顺利施工，具备作业经验。2、实钻过程轨迹控制较好，达到油藏要求。3、工具和工艺的优化对费用存在影响。地质测井1、两口井储层为细砂岩，均质性良好。2、储层孔渗条件优越。3、录井油气显示良好。4、M25H井评估段存在钻遇泥岩低风险。1、M20H井前120m、M25H前200m均为之前产能主力贡献段。2、处于剩余油富集区或油气成藏有利区域。3、储层规模满足开发需求。4、开发周期短，水淹程度低，剩余产能高。评估井段各角度分析均具备较高的可实施性，地震等细节存在优化空间；方案可行性评价及确定采用成熟钻完井工艺，使用简易钻具，即2条线（伽马+电阻率）作业可满足实施需求。油藏钻完井1、着陆、水平段均顺利施工，具备作业经验。地质测井侧钻方案比选开窗侧钻同层侧钻开窗侧钻需要重新着陆，不可避免的会钻遇泥岩；斜向器座挂位置井斜85°左右，能否成功座挂、密封，能否承受钻进扭矩及冲击均不能保证，所以首选回填侧钻。侧钻方案比选开窗侧钻同层侧钻开窗侧钻需要重新着陆，不可避免的治理成果展示4口井较治理前日增油130.77方治理成果展示4口井较治理前日增油130.77方52该项技术优点：1、节约槽口；2、油藏重新认识，风险低；3、钻完井施工难度、设备要求低；4、见效快，费用低。该项技术适用如下水平井：1、工程原因造成初期产能低；2、储层具备产能条件，由于初期认识不清造成的钻遇泥岩、强水淹层等问题影响产能。总结水平井同层侧钻技术成功14该项技术优点：总结水平井同层侧钻技术成功方案研究与制定定向井再充填（压裂）SZ36-1N8油水井综合治理方案二方案研究与制定定向井再充填（压裂）SZ36-1N8油水井综合54N8井基本情况由于SZ36-1油田储层为疏松砂岩，且N8井油层水淹情况较严重，防砂方式选定为高速水充填16N8井基本情况由于SZ36-1油田储层为疏松砂岩，且N8N8井生产情况投产初期2014年6月19日启泵生产，期间多次环空补液生产，产量较低，10月4日停泵，期间累计产液2440m³，产油659.4m³。2015年5月28日酸化作业，29日酸化作业结束。酸化作业酸化后返排，返出量较小，期间间断性环空补液生产；期间累计产液380.3m³，产油06月8日手动停泵，关闭生产翼阀恢复井下压力，。6月18日钢丝作业打开N8井另外两层滑套，日产液量150m³/d，日产油量7.5m³/d，累计产液3367.7m³，累计产油118.6m³。7月12日手动停泵，做再次压裂充填作业准备。酸化后测压恢复开滑套N8井生产情况投产初期2014年6月19日启泵生产，期间多次再充填（压裂）方案渗透率低，物性差，需要再次压裂1、N8井所在F井区水淹规律复杂，目前产液能力差；2、中上层及底层储层物性差；厚度小；渗透率低,低水淹层位；3、为达到增产目的，现对中上层及底层进行不动原井防砂管柱再次压裂充填作业。再充填（压裂）方案渗透率低，物性差，需要再次压裂1、N8井所方案比选方案介绍优点缺点步骤一1、下入冲砂管柱，尝试将高速水充填于筛套环空的人工陶粒挤进地层，为后续压裂提供通道。2、压裂作业。1、砂卡风险相对较低；2、操作方便1、地层造缝难度较大2、压力可控范围小

3、冲砂效果不易检验步骤二在压裂作业前先进行验充填作业，计算埋高，若步骤一冲砂效果不明显，则直接利用充填服务工具，进行步骤二作业。

1）首先从钻杆及环空打液，将环空埋砂直接挤入地层。

2）若上步无效果，则进行反循环作业，由环空打液，将环空埋砂带出，经钻杆反出地面。1、冲砂效果易检验

2、满足冲砂充填一趟管柱1、砂卡风险相对较大2、筛管损坏后，会有较大的砂卡风险根据可操作性强及风险有效的特点优先选用步骤一方案比选方案介绍优点缺点步骤一1、下入冲砂管柱，尝试将高速水58压裂规模N8井压裂后投产后产量仍然偏低，产液量逐渐下降，目前在补液生产。20压裂规模N8井压裂后投产后产量仍然偏低，产液量逐渐下降，N8井原因分析N8井所在F井区水淹规律复杂，储层油水动态分布规律研究需进一步加强；在生产油层段砂岩物性、孔渗条件中等偏差，储层连通性较差；滑套关闭层段油层厚度小、物性好，储层水淹严重。下步措施：打开中下层生产N8井原因分析N8井所在F井区水淹规律复杂，储层油水动态分布60总结全球首次成功实现再充填（压裂）工艺该项技术优点：1、不需重新钻井；2、不需起出防砂管柱；2、施工难度、设备要求低；3、见效快，费用低。该项技术适用如下定向井：1、储层具备产能，近井地带污染严重，初期产能低；2、注水困难的注水井，后期注水井下入充填滑套备用再压裂；22总结全球首次成功实现再充填（压裂）工艺该项技术优点：方案研究与制定大修井转侧钻井LD10-1A13油水井综合治理方案三方案研究与制定大修井转侧钻井LD10-1A13油水井综合治理完井情况1.油气井基本数据套管程序：

13-3/8″表层套管N80197.1m+9-5/8″生产套管N8040#2138.7m完井方式：裸眼完井防砂方式：8-1/2″裸眼+7″优质筛管生产层位：东二下段Ⅱ油组原生产管柱：Y合采最大井斜：54º，最大狗腿度4.57°/30m电泵参数：大庆；排量300m³/d；扬程1000m；4#圆电缆筛管挡砂精度基管外径基管内径苍南7"优质筛管150μm7.000”6.184”人工井底SC-1R2094.82m2138m2217.5m2230m9-5/8“套管鞋裸眼段2138.7m预计砂高10.82m电机12.87m保护器3.71m剩余分离器0.31m落井压力计电缆厚度0.85m落井护罩手铐绑带等预计鱼顶2066.26m完井情况1.油气井基本数据筛管挡砂精度基管外径基管内径苍南7方案研究与制定方案比选鉴于以上原因，经过前期调研、中心专家研究讨论，结合大修作业与侧钻作业的优缺点，并与作业公司油藏落实风险，确定无边、底水，最终提出按照低效井治理方案进行综合治理：打捞裸眼段部分筛管，打造新井眼。如打捞不成功，则采用备用方案：套管内侧钻。侧钻高出费用主要涉及泥浆材料消耗、定向井设备费用等方案研究与制定方案比选鉴于以上原因，经过前期调研、中心专家研人工井底SC-1R2094.82m2138m2217.5m2230m9-5/8“套管鞋裸眼段2138.7m管外封隔器打捞电泵、电缆回收顶封切割、打捞筛管下入井下马达+钻头，开窗侧钻9-5/8”套管刮管下入Y管分采管柱单层优质筛管防砂打水泥封堵原产层人工井底SC-1R2094.82m2138m2217.5m2230m9-5/8“套管鞋裸眼段2138.7m管外封隔器切割、打捞筛、盲管方案实施对比情况大修方案综合治理方案人工井底SC-1R2094.82m2138m2230m9-5方案研究与制定大修井类型大修综合治理建议方式裸眼出砂井1.全井段打捞难度大，目标实现风险高部分打捞，悬空侧钻，目的实现可控侧钻2.近井储层污染风险高，控制难度大打开新储层，可采取有效措施控制污染大斜度深井打捞处理难度大，易造成复杂情况避免打捞，工期费用可控性高侧钻井下情况复杂类，落鱼不明确打捞处理复杂，工期难控制，作业效果风险高避免打捞，工期费用可控性高上返补孔油藏明确，作业风险可控大修常规出砂井处理经验丰富，成功率高大修井筒完整，落鱼明确打捞处理作业程序明确，风险可控，容易实现作业目的。大修方案研究与制定大修井类型大修综合治理建议方式裸眼出砂井1.全66该项技术优点：1、工期可控，见效快；2、产能保证；3、避开原井眼近井地带污染。该项技术适用如下井：1、井下情况复杂，大修不可预见风险高；2、油藏认识清楚，产能保证。总结大修转侧钻技术成功28该项技术优点：总结大修转侧钻技术成功综合治理管理经验积累专业集约化效果明显“多面手”人才的培养及能力开拓工技部、钻采所、作业中心通力合作；地质、测井、测试、钻井、完井、修井各专业有机结合适应性合同模式的建立与管控专业分包与日费率共存模式的管理与运作，树立利益“连带”、增减同担机制；费用承担能力及可控性增强解决住宿、助力人员能力的再挖潜及多元化的提升；工种互配，一岗双职或多职，专业技术人员穿插及共享宏观统筹，践行大区域管理理念资源调动与共享，降低费用；周边钻完修专业、作业公司为依托综合治理管理经验积累专业集约化效果明显“多面手”人才的培养及下步工作计划三汇报内容背景与概况一综合治理阶段性成果二下步工作计划三汇报内容背景与概况一综合治理阶段性成果二下步工作重点油藏认识和选井选层存在困难应对措施M20H井和M25H井钻后均不同程度钻遇水淹层，N8井压裂后增产效果不明显等问题说明我们在选井选层，储层物性、剩余油分布认识等还存在一定问题水淹程度评价原油富集规律及分布特征地层压力及地层能量动态分布井网注水与储层吸水规律研究单一储层连通性、产能监测地震数据精度利用地质、测井资料进行二次地震标定层间薄层泥岩、泥岩运移规律研究院、作业公司、作业中心共同梳理分析油藏情况，选井选层群策群力地质、测井、钻完井、修井各专业有机结合，加强前期研究实现产量目标下步工作重点油藏认识和选井选层存在困难应对措施M20H井和M下步工作重点储层保护和稳油控