采油工艺技术进展与展望

采油工艺技术进展与展望主要技术内容★压裂改造工艺技术★分层工艺及配套技术★井况损坏防治技术★天然气开采工艺技术★调堵解综合配套技术★测试工艺技术★系列防腐工艺技术★机采配套工艺技术井况恶化严重分层注水率低深层油气藏改造技术难度大“双低”油田难动储量的开发“双高”油田提高采收率问题深层天然气开采技术目前油田开发存在的问题深层油气藏压裂改造技术低伤害耐高温压裂液压裂预前置液压后缝面处理剂

(一)深层油气藏压裂改造技术进展压裂液

A溶解速度B胶体稳定性C残渣含量

在1%的水溶液中，达到最大粘度260mPa.s时所需时间仅1小时放置24小时，粘度基本无变化，72小时，粘度下降低于20%残渣含量为3.9%，与胍胶原粉相比，下降幅度为73.8%低残渣羟丙基胍胶

(一)深层油气藏压裂改造技术进展1、低伤害耐高温压裂液n´=0.5136K=4.243Pa·sn使用复合交联剂，可满足地层温度为160℃的储层压裂改造压裂液粘温性试验数据

(一)深层油气藏压裂改造技术进展流变性:

流变性能数据表流变系数K（Pa˙Sn）n´

130℃140℃150℃130℃140℃150℃高温低伤害压裂液3.493.022.350.4070.4220.431

(一)深层油气藏压裂改造技术进展破胶性能残渣含量与地层流体配伍性滤失性能压裂液综合伤害试验对岩芯伤害性能进行评价，其平均伤害率为8.23%破胶剂浓度为0.00~0.01%，破胶化水粘度小于4mPa.s压裂液中残渣含量为240~280mg/L不乳化，无沉淀生成，液体均质稳定加入0.3%液体降滤失剂后，滤失系数为6.02×10-4m/√min。

(一)深层油气藏压裂改造技术进展2、低伤害压裂预前置液

(一)深层油气藏压裂改造技术进展组成复合型粘土稳定剂高活性表面活性剂防乳破乳剂其他添加剂低伤害压裂预前置液平均伤害率为1.38%；界面张力由5.17mN/m降低到0.054mN/m复配型破乳剂的效果明显优于单一表面活性剂。在80℃下2小时，破乳率在99%以上对孔隙喉道具有疏通作用，增强岩芯的渗透性。

(一)深层油气藏压裂改造技术进展性能指标

(一)深层油气藏压裂改造技术进展应用情况压裂预前置液在探井应用22井次，气井、油井应用10井次。压后累计日增油72.53t，日增天然气174397m3。3、缝面处理剂

组成强氧化剂有机酸高效表面活性剂其它增效剂

(一)深层油气藏压裂改造技术进展具有破胶温度低、速度快、降解压裂液滤饼和残渣效果好的优点。对支撑裂缝导流能力的影响

支撑裂缝导流能力提高40.8%对压裂液的降解能力对压裂液残渣的影响对压裂液滤饼的降解效果

对支撑剂质量的影响压后缝面处理剂40℃下，4小时基本破胶化水在60℃,2小时彻底破胶化水在80℃下破胶6小时，平均伤害率为-0.84%。52MPa下破碎率4.51%，69MPa下破碎率11.23%有效地降解粗纤维素、蛋白质、灰份等物质，与80℃下常规破胶剂对比，下降了73.1-78.7%

(一)深层油气藏压裂改造技术进展对压裂液残渣的影响

温度(℃)残渣含量(mg/L)备注2h4h6h8h12h40480.6470.5337.5285.960579.4398.2223.5217.0195.280446.5203.0194.0175.4132.980952.3776.4651.8592.6常规破胶剂残渣降低率(%)

78.778.073.177.680℃下对比数据

(一)深层油气藏压裂改造技术进展对滤饼的降解及渗透率的影响

类别气体渗透率10-3μm2煤油原始渗透率10-3μm2伤害后煤油渗透率10-3μm2伤害率(%)滤饼情况备注保留滤饼138.517.1512.6525.98完整致密四块岩芯试验平均值刮去滤饼105.211.8510.982.90

无滤饼处理剂破坏滤饼98.410.7210.630.84

岩芯表面清洁无滤饼存在120.415.2115.27-0.39103.710.5110.82-2.9510.911.161.17-0.86

(一)深层油气藏压裂改造技术进展对支撑裂缝导流能力的影响

压裂液在80℃下破胶12h备注40.844.663.970.1压裂液相对导流能力提高率(%)20.726.640.851.2压裂液处理剂破胶14.718.424.930.1常规破胶22.429.746.357.4地层水69605040名称压力(MPa)相对导流能力(μm2·cm)

(一)深层油气藏压裂改造技术进展名称52MPa69MPa堆积密度(g/cm2)

破碎率(%)破碎升高率(%)破碎率(%)破碎升高率(%)地层水4.32010.6701.96处理剂水溶液4.514.8611.235.251.96酸液12%HCL水溶液7.9684.316.1050.891.953%HF水溶液19.90360.626.30146.51.893%HCL+0.75%HF水溶液11.30161.620.894.941.936%HCL+1.5%HF水溶液20.10365.327.30155.91.9212%HCL+3%HF水溶液20.57376.229.96162.01.86不同流体对支撑剂质量的影响

(一)深层油气藏压裂改造技术进展支撑剂

(一)深层油气藏压裂改造技术进展高强度支撑剂树脂包衣支撑剂支撑剂粒径分布粒径mm厂家1.250.90.630.50.450.355底盘高强度陶粒砂03.6595.710.450.010.020CARBOPROP0058.9536.183.650.840.02腾飞陶粒砂01.1759.4836.871.670.680.08刚玉陶粒砂00.2078.9520.480.380.080普通陶粒砂01.2784.6513.760.220.550高强度支撑剂

(一)深层油气藏压裂改造技术进展厂家压力MPa高强度陶粒砂CARBOPROP腾飞陶粒砂刚玉陶粒砂普通陶粒砂10174.5147.3154.4159.080.820133.8110.8118.7126.365.530117.196.386.587.660.24089.978.262.862.940.05062.258.541.144.333.26048.746.734.939.728.97036.337.226.828.621.2高强度支撑剂导流能力

(一)深层油气藏压裂改造技术进展实验前陶粒显微镜图片加胶结剂陶粒实验前显微镜图片

(一)深层油气藏压裂改造技术进展树脂包衣支撑剂实验后陶粒破碎显微镜图片加胶结剂陶粒实验后显微镜图片实验前石英砂显微镜图片加胶结剂石英砂实验前显微镜图片

(一)深层油气藏压裂改造技术进展石英砂实验后破碎显微镜图片加胶结剂石英砂实验后显微镜图片温度：120℃；闭合压力：60MPa长期导流能力对比

(一)深层油气藏压裂改造技术进展内容数据名称体积密度g/cm3视密度g/cm3浊度NTU酸腐蚀度%圆度球度石英砂1.582.641286.190.70.752MPa陶粒1.913.3359.56.890.90.9树脂包石英砂1.561.73202.750.80.8支撑剂性能对比数据表

(一)深层油气藏压裂改造技术进展破碎率%名称28MPa52MPa70MPa石英砂6.7253652MPa陶粒3.138.31树脂包衣0.73.017.0树脂包衣支撑剂破碎率数据对比表

(一)深层油气藏压裂改造技术进展用树脂包衣石英砂可取代52MPa陶粒

(一)深层油气藏压裂改造技术进展特点低密度；低浊度（NTU)

低酸腐蚀率低破碎率高导流能力避免支撑剂回流“四低一高一防”多层系油藏压裂改造技术

(一)深层油气藏压裂改造技术进展限流投球分层双封分层针对储层纵向跨度大的特性，划分层组，形成合理的压裂层段，剖面改造程度提高15%以上；优选分层工艺，实施分层压裂改造。技术特点

(一)深层油气藏压裂改造技术进展投球分层压裂，压前对投球数和压开程度的判断缺乏理论根据，缺乏压后的判断和评价手段，压裂层段压开有效率只有60~70%；分层压裂管柱，可以实施封上压下、封下压上、封两头压中间、多级封隔器压多层。

(一)深层油气藏压裂改造技术进展中层上层人工井底下封隔器、水力锚中节流喷砂滑套中封隔器球座上封隔器、水力锚上节流喷砂滑套压裂三层管柱示意图下层压裂下层

(一)深层油气藏压裂改造技术进展中层上层人工井底下封隔器、水力锚中节流喷砂滑套压裂三层管柱示意图中封隔器球座上封隔器、水力锚上节流喷砂滑套措施层

(一)深层油气藏压裂改造技术进展中层上层人工井底下封隔器、水力锚中节流喷砂滑套压裂三层管柱示意图中封隔器球座压裂中层上封隔器、水力锚上节流喷砂滑套措施层

(一)深层油气藏压裂改造技术进展中层上层人工井底下封隔器、水力锚中节流喷砂滑套中封隔器球座压裂中层上封隔器、水力锚上节流喷砂滑套压裂三层管柱示意图措施层

(一)深层油气藏压裂改造技术进展中层上层人工井底下封隔器、水力锚中节流喷砂滑套压裂三层管柱示意图中封隔器球座压裂中层上封隔器、水力锚上节流喷砂滑套措施层

(一)深层油气藏压裂改造技术进展中层上层人工井底下封隔器、水力锚中节流喷砂滑套中封隔器球座压裂上层上封隔器、水力锚上节流喷砂滑套压裂三层管柱示意图措施层

(一)深层油气藏压裂改造技术进展中层上层人工井底下封隔器、水力锚中节流喷砂滑套压裂三层管柱示意图中封隔器球座压裂上层上封隔器、水力锚上节流喷砂滑套措施层

(一)深层油气藏压裂改造技术进展投球分层压裂21口井卡双封分层压裂10口井限流分层压裂9口井现场应用情况

(一)深层油气藏压裂改造技术进展成功率95%，平均单井增油930t。主要技术指标最大外径：114mm

工作内径：49mm

工作压力：80MPa

工作温度：150℃坐封压力：15MPa

反洗排量：30m3/h

解封力：15-25kN

施工层数：≤3层

(一)深层油气藏压裂改造技术进展注水井短、宽裂缝压裂工艺技术

(一)深层油气藏压裂改造技术进展加粗陶施工工艺加前处理，解除近井污染加水溶性降滤失剂,减少液体滤失,降低前置液用量

(一)深层油气藏压裂改造技术进展大型重复压裂技术单井加砂规模＞35m32001年以来在168口井应用占压裂总工作量的15%压裂优化技术5套适用于不同类型油气藏的压裂优化设计软件2000年以来共进行500多井次的压裂优化设计累计增油30余万吨。

(一)深层油气藏压裂改造技术进展压前评估及储层预测参数录取及优选目标函数的优化：提高采收率提高最大产量压裂优化设计根据井网布局、裂缝方位调整压裂设计压裂优化设计

(一)深层油气藏压裂改造技术进展压裂参数的优选杨氏模量与泊松比有效渗透率孔隙度与有效厚度古应力法计算，杨氏模量为42800MPa，泊松比为0.22，储层岩石致密，属硬砂岩范畴。

(一)深层油气藏压裂改造技术进展裂缝闭合压力目前地层压力泵注排量压裂方式Pc=2υ(POB-ΨPS)/(1-υ)+PS依据目前该井的实际产量和沙三中8-9的生产状况，沙三中8-9的地层压力系数为1.2，地层压力为40.9MPa。根据软件模拟运行结果，确定最佳泵注排量为5.0m3/min，砂比35%。跨度120多米，有两套层系，且有明显隔层，采用投球分压的方式。

(一)深层油气藏压裂改造技术进展压裂设计结果对比表设计计算出的部分参数第二层计算结果第一次第二次第一次第二次第三次设计缝长m1201504595180.0施工排量m3/min4.24.24.24.25.0所需前置液总体积m3140150306090.0所需携砂液总体积m3120137.52062.5130.0所需支撑剂总体积m3304052040.0平均裂缝高度m38.243.636.163.142.9增产倍数3.86.152.14.987.96平均砂比%25.029.125.032.030.8

(一)深层油气藏压裂改造技术进展277效果分析

有较大的储量基础第一次重复改造存在潜力层油层厚，存在重力驱动条件第三次压裂改造规模加大，扩大了有效供油半径对应水井吸水剖面均匀，加大压裂规模不易引起油层暴性水淹有可靠的工艺技术作保证

(一)深层油气藏压裂改造技术进展277效果施工日期加砂量m3砂比%压前产油压后产油日增油t有效期天累增油t日产液日产油含水日产液日产油含水2.730+525.016.116.00.458.755.35.839.36821118512.740+123020.118.86.486.970.718.651.920370278.1870+4031.511.57.733.4103.239.262.031.5继续有效8120

(一)深层油气藏压裂改造技术进展1、清洁压裂液采用粘弹性矿物质流变特性近乎牛顿流体极好的颗粒悬浮能力不加破胶剂，易于配制对地层污染小。

(二)深层油气藏压裂改造技术展望

(二)深层油气藏压裂改造技术展望压裂液配方目前温度已达到80℃。

2、预固化的树脂包衣砂

(二)深层油气藏压裂改造技术展望3、凝析气藏开发关键技术凝析气藏渗流规律研究层内燃爆与水力压裂联作技术提高深层高温适应性高闭合压力下，提高树脂包衣支撑剂导流能力，减小破碎率全三维压裂优化设计

可以描述具有变弹性性质和滤失特性地应力剖面描述复杂的裂缝几何形态与几何尺寸压裂设计与压裂分析更切合实际。

(二)深层油气藏压裂改造技术展望双封分层压裂改造技术

为提高储层改造程度，针对投球分层不明确的缺点，采用双封分层压裂工艺。

(二)深层油气藏压裂改造技术展望通过改进，使之适应中原油田的深井、斜井、套管内径小、施工压力高等具体要求。大斜度定向井压裂工艺技术

大斜度定向井增多易产生多裂缝，出现砂堵

(二)深层油气藏压裂改造技术展望斜井压裂破裂机理研究；定向射孔技术的研究与应用斜井压裂工艺研究。完善变排变粘及加粉砂施工工艺区块整体压裂改造技术

完井方式分析渗流规律研究地应力场状态分布研究裂缝分布与井网布局对开发效果的影响研究裂缝检测技术区块整体压裂优化设计。

(二)深层油气藏压裂改造技术展望分层工艺及配套技术

根据高压注水和复杂井况的分注要求，开展了分层注水、4″套管配套、分层措施工艺等一系列技术的研究，形成了一批新型分层工艺技术，并在现场大面积推广应用，取得了良好的效果。基本解决了高压分注和小井筒分注的技术问题。

(一)、分层工艺及配套技术进展1、管柱受力分析封隔器在井下工作时存在四种效应：活塞效应、温度效应、鼓胀效应、屈曲效应，这四种效应将对工具管柱产生附加应力和变形，直接影响管柱寿命。在分析下封、座封、注水、停注的不同特点后，利用相关理论进行了分析计算，编制了注水管柱受力与变形软件，为管柱配套提供了理论依据。基础配套研究

(一)、分层工艺及配套技术进展

(一)、分层工艺及配套技术进展

(一)、分层工艺及配套技术进展2、锚定方式研究采用多点动态应变仪对三片卡瓦、四片卡瓦、六片卡瓦、水力锚、板式锚、桶式卡瓦等分别进行了加压、锚定力、应力应变试验，利用ADINA有限元软件进行加载和应力模拟，根据实验和计算结果优化了锚定结构，新式锚接触应力下降35%，达到了封隔器有效锚定和最小伤害的有效组合。基础配套研究

(一)、分层工艺及配套技术进展计算结果：a、锚爪作用区域的套管等效应力

锚爪齿面接触处的套管等效应力非均匀分布，存在应力集中，在与锚爪外部齿尖接触处，套管的等效应力存在极值。当水力锚上施加压力20MPa时，套管接触处等效应力的最大值278.517MPa，35MPa时等效应力最大值488.9MPa

(一)、分层工艺及配套技术进展b、锚爪作用区域的套管径向应力

锚爪齿面接触处的套管径向应力也是非均匀的。在与锚爪外部齿尖接触处，套管的径向应力存在极值。水力锚上加压力20MPa时套管接触处的径向应力最大值444.535MPa，35MPa时套管接触处的径向应力最大值545.4MPa

中原油田分公司采油工程技术研究院

(一)、分层工艺及配套技术进展c、锚爪作用区域的套管径向变形套管在水力锚压力作用下，发生径向变形，水力锚上加压力20MPa时，套管径向变形的最大值0.0419mm；水力锚上加压力35MPa时，套管径向变形的最大值0.0752mm

(一)、分层工艺及配套技术进展水力锚弧面优化套管尺寸mm锚爪弧面尺寸mm套管等效应力MPa套管变形mm锚爪对套管的伤害124.26125.0936.50.1003较大124.26124.50488.5920.0752小124.26124.2614090.1134最大124.26123.9212190.1051较大按照上述方法确定各套管对应的锚爪最佳弧面直径尺寸为

套管内径为Φ124.26mm时：锚爪弧面直径Φ124.5mm；套管内径为Φ121.36mm时：锚爪弧面直径Φ121.6mm；套管内径为Φ118.62mm时：锚爪弧面直径Φ118.86mm；从而达到有效锚定、对套管伤害最小。3、胶筒研究

根据工作介质、工况条件对胶筒的影响，对主体胶料、添加剂、配方、混炼及硫化工艺等采用正交法进行优选；根据封隔器设计尺寸对胶筒壁厚、长径比、承压角及肩部保护等进行优化设计，利用ANSYS软件进行加载模拟，使封隔器胶筒的应力分布更加均匀，经过改进后的胶筒性能有了较大提高，满足了一级两段、油套分注等分注工具的要求。基础配套研究

(一)、分层工艺及配套技术进展77.7KN胶筒、套管内壁三向应力及等效应力36.2MPa6MPa7.7MPa

(一)、分层工艺及配套技术进展摩擦系数对接触应力影响较大，通过提高胶筒及中心管接触面的光洁度来降低摩擦系数，从而改善胶筒接触性能。同时通过优化胶筒合理尺寸为胶筒长度是厚度的3-4倍。胶筒受压（77.7KN）后，套管内壁等效应力为36.2MPa，套管内壁最大径向变形只有8.619um，说明套管内壁变形很小，封隔器座封力对套管影响较小。形成的工艺技术系列注水井套管保护分层挤堵换层抽汲细分层油套分层管柱一级两段长效分注管柱4“套管配套分层工艺多级分注高压顶封低能低产采油管柱机械找堵水一体化制定“关于超高压注水管理暂行规定”。研制了高压注水井套管保护管柱。特点：耐压：35MPa

耐温：135℃

可洗井现场施工120口井注水井套管保护注水层水力锚封隔器导流器球座

(一)、分层工艺及配套技术进展注水层打压2MPa锚定15MPa座封验封

(一)、分层工艺及配套技术进展注水层

(一)、分层工艺及配套技术进展注水层放压、投杆

(一)、分层工艺及配套技术进展注水注水层

(一)、分层工艺及配套技术进展反洗注水层

(一)、分层工艺及配套技术进展解封注水层

(一)、分层工艺及配套技术进展定压滑套Y341型封隔器水力锚Y341型封隔器挤堵层该工艺可实现任意一个层的分层封堵、化堵、调剖、酸化作业，采用管串的形式，不污染其它层，施工周期短，安全有效。该工艺管柱已应用120口井，单井最大堵剂量210m3，连续施工时间最长15小时，最高压力42MPa，工具最大下入深度3200m，候凝时间最长36小时，管柱成功率100%。

该工艺管柱获2001年度集团公司科技发明三等奖。分层挤堵工艺技术

(一)、分层工艺及配套技术进展

换层抽汲技术是利用桥塞和封隔器把目的层隔开应用抽汲工具对其抽汲取样，定量确定其油层物性、产能和含水，通过移动桥塞位置，实现井下换层的目的。换层抽汲技术

(一)、分层工艺及配套技术进展产层抽子温度压力计封隔器可取桥塞温度压力计温度压力计产层产层用途试油酸化分层找水找窜找漏可以定量找水可以重复座封温度：130℃

压力：50MPa内径：50mm外径：114mm用于13井次找漏

(一)、分层工艺及配套技术进展产层产层产层套压控制阀封隔器开关封隔器定位器细分层技术细分层酸化细分层测试冲洗炮眼解堵

(一)、分层工艺及配套技术进展28口井，成功率100%。定位误差0.1m外径Φ114mm内通径Φ50mm耐压50MPa耐温130℃可重复座封适用范围注水层注水层由ZYY241B型封隔器、泄液器等组成。技术特点：采用地面调配、操作简单，适用于投捞调配困难的深井。技术指标：耐压差35MPa，耐温120℃。应用情况：施工30口井，管柱下井工艺成功率100%。油套分注管柱水力锚封隔器泄液器

(一)、分层工艺及配套技术进展由特制221型封隔器、水力锚。技术特点：封隔器与配水器一体化，可测吸水剖面，底部可带喇叭口。技术指标：钢体外径：Ф110mm,耐压差30MPa，耐温130℃。应用情况：施工5口井。一级两段长效分注管柱注水层注水层水力锚配水器封隔器

(一)、分层工艺及配套技术进展4″套管配套分层工艺管柱注水层注水层封隔器与配水器实现一体化设计耐压35MPa耐温130℃现场应用16井次工艺成功率100%

(一)、分注工艺及配套技术进展多级分注管柱耐压35MPa、耐温130℃三级四段2井次三级三段17井次二级三段79井一级两段3井次工艺成功率100%最长有效期488天补偿器水力锚Y341型封隔器卡瓦配水器注水层

(一)、分注工艺及配套技术进展泄液器水力锚顶封封隔器球座套漏段注水层高压顶封封隔工艺管柱耐压35MPa耐温130℃解决高压保护套管、停上层注下层及配套桥塞,停下层注上层工艺

(一)、分层工艺及配套技术进展目前已在现场应用150井次，成功率100％。3月经集团公司鉴定，该工艺达到国际先进水平。锚定装置抽油泵泄油器封隔器热洗开关单流阀阿管柱耐压差25MPa、耐温120℃该管柱具有安全锚定、防止污染和负压采油的特点。现场应用27井次，下入最大深度2300m，最长425d，增液2.28×104m3，增油6827t，平均泵效提高17.5%。低能低产采油管柱

(一)、分层工艺及配套技术进展找堵水开关Y341封隔器卡瓦式封隔器

机械找堵水一体化管柱

该管柱已在中原油田现场应用26井次，施工成功率100%。截止目前累计增油7873.5吨，累计降水4.71万方，目前正在开展三层找堵水一体化管柱攻关。

(一)、分层工艺及配套技术进展开关2开关关开关1关关开开关3关开关层位1层位3层位2开关换向过程

(一)、分层工艺及配套技术进展封隔器耐压差：35MPa；封隔器耐温：120℃；开关调层压力：10MPa。外径φ114mm不动管柱实现三层任意次调层；同一压力下实现开关的工作状态转换；Y341封隔器具有压力平衡功能,可重复坐封；双向锚定丢手封隔器具有丢坐联动装置。

(一)、分层工艺及配套技术进展1、基础研究

(二)、分层工艺及配套技术展望优选橡胶材料优化胶料配方和胶筒结构研制耐高温、耐高压胶筒深化管柱受力分析，合理配置管柱工具，延长管柱有效期。

(二)、分层工艺及配套技术展望2、大斜度井分注技术分注技术研究通过管柱下井防误坐、封隔器的座封解封设计大斜度井的调配与打捞工艺研究大斜度井分注工艺管柱3、负压排酸分层酸化管柱双向卡瓦高压上封封隔器研究；液压下封封隔器研究；负压强排装置研究；油水井防污染施工工艺研究；形成高效分层酸化管柱。

(二)、分层工艺及配套技术展望根据油田注水工艺要求及现场存在的问题，通过对注水工艺、管柱受力、高压封隔器及管柱配置等内容的攻关，形成一套满足油田地质特点及井况要求、适应油田高压注水井分注及措施需要、整体管柱配套的系列工艺技术。井况损坏防治技术地质构造应力和地层条件复杂，井深、高温、高压、高矿化度、腐蚀等是造成套管损坏的根本原因。钻井质量、固井质量不好，采油、注水参数优化不合理也是造成套管损坏的重要原因。油田套管损坏机理研究高压注水环境腐蚀固井质量油水井地应力场及位移场变化作业条件、强化采油射孔

(一)井况损坏防治技术进展

地应力与套损关系断层附近应力变化大。蓝色表示应力大,红黄表示应力小(负表示压应力）79南块水平最大主应力图

(一)井况损坏防治技术进展79-14579-140N79-14079-13079-69由于盐岩蠕变文9盐岩上下套管的非均匀外挤力较大

地应力与套管损坏关系13东岩盐蠕变作用在套管上的横向推挤压力图

(一)井况损坏防治技术进展地层软化后套管应力较大(红、黄部分)高压注水与套损地层软化的地层应力分析图

(一)井况损坏防治技术进展不同井底压力变化过程中套管有效应力的比较深抽、压裂与套损关系不同井底压力变化过程中套管有效应力的比较图（0-40MPA套管应力变化较大，80MPA套管应力最小；加厚套管应力小于普通套管）

(一)井况损坏防治技术进展射孔套管非均匀抗压实验结果曲线图（N80、、7.72mm）未射孔套管应力明显小于12孔/米重炮套管应力

射孔与套管损坏关系

(一)井况损坏防治技术进展

固井水泥环缺陷、不居中模拟计算结果内压22MPA套管偏心时套管应力图(红黄部位应力较大)水泥环上下各空120度时套管变形图（上下变形量较大,上0.001495,下0.001797。左0.001162，右0.001102)固井质量与套损关系

(一)井况损坏防治技术进展

5-103井出砂2m3、井筒压力12MPa管体轴向应力（出砂部位的上下岩石交界处套管应力较大）疏松砂岩油藏出砂与套损

(一)井况损坏防治技术进展

TP130TT高抗挤毁套管：外径：152.4mm

壁厚：16.9mm

抗挤强度：167MPa

延长寿命：5年现场应用：450口井

在油田35个区块5套大盐膏层。新井套管损坏预防技术

(一)井况损坏防治技术进展套管保护技术优化射孔段套管钢级保护套管技术油水井套管防腐技术桶式卡瓦锚及低损伤锚定堵水管柱压裂井套管保护技术

(一)井况损坏防治技术进展优化射孔段套管钢级保护套管技术

通过优化射孔设计，优选了套管，延长了套管使用寿命文东、文南、濮城油田：P110×9.17提高到P110×10.54、TP130TT×16.9文中油田：N80×7.72、9.17提高P110×9.172002年11月底已应用100多井次。

(一)井况损坏防治技术进展井下封隔锚定系统

卡瓦对套管伤害性分析

卡瓦与套管咬合的切痕观测

三片卡瓦切痕

四片卡瓦切痕

六片卡瓦切痕

桶式卡瓦切痕

(一)井况损坏防治技术进展锚定装置卡瓦与套管接触关系模拟分析

三片卡瓦

四片卡瓦

六片卡瓦

桶式卡瓦

(一)井况损坏防治技术进展丝堵筛管坐封球座ZYD341-114封隔器校深短节ZYD341-114封隔器丢手桶式卡瓦锚桶式卡瓦锚及低损伤锚定堵水管柱

(一)井况损坏防治技术进展桶式卡瓦锚及低损伤锚定堵水管柱丝堵筛管坐封球座ZYD341-114封隔器校深短节ZYD341-114封隔器丢手桶式卡瓦锚

(一)井况损坏防治技术进展丝堵筛管坐封球座ZYD341-114封隔器校深短节ZYD341-114封隔器丢手桶式卡瓦锚桶式卡瓦锚及低损伤锚定堵水管柱

(一)井况损坏防治技术进展丝堵筛管坐封球座ZYD341-114封隔器校深短节ZYD341-114封隔器丢手桶式卡瓦锚桶式卡瓦锚及低损伤锚定堵水管柱

(一)井况损坏防治技术进展丝堵筛管坐封球座ZYD341-114封隔器校深短节ZYD341-114封隔器丢手桶式卡瓦锚桶式卡瓦锚及低损伤锚定堵水管柱

(一)井况损坏防治技术进展丝堵筛管坐封球座ZYD341-114封隔器校深短节ZYD341-114封隔器丢手桶式卡瓦锚桶式卡瓦锚及低损伤锚定堵水管柱

(一)井况损坏防治技术进展油水井套管防腐技术腐蚀监测技术注水井套管内防腐技术油井内腐蚀控制技术井下挂片不停产带压腐蚀监测技术，每年建立监测系统220个，井下挂环监测100次，录取监测数据10000多个开发了高效油井缓蚀剂、固体缓蚀剂；桥塞封下层井段的防腐措施；油井连续加药技术水质改性实施后注水井内腐蚀控制技术；低pH值环空水腐蚀控制技术。

(一)井况损坏防治技术进展压裂井套管保护技术

中原油田要求在3200米以下油层压裂，必须采用卡封护套技术和分层压裂技术，每年应用200多井次，有效地保护了套管。压裂层水力锚封隔器

(一)井况损坏防治技术进展计算机处理后的套管边界图套管状况监测技术以鹰眼系统为中心，配套完善了八臂井径仪、磁重量测井系统，判断套管损坏状况如套变、井下落物、腐蚀穿孔等,现场应用177井次

(一)井况损坏防治技术进展

(一)井况损坏防治技术进展

(一)井况损坏防治技术进展

(一)井况损坏防治技术进展

(一)井况损坏防治技术进展

(一)井况损坏防治技术进展发现鱼顶，最大外径87mm87

(一)井况损坏防治技术进展

(一)井况损坏防治技术进展套损防治方面取得的成果设计了Ф114、Ф110套管保护封隔器及高性能水力锚，现场应用120口井；研制出对套管低伤害的桶式卡瓦锚及小直径液压封隔器和管柱，现场试验22口井；研究了井下电视监测图形数字化和定量化解释，制订了套管井的报废和修复评价标准。通过井下电视等检测手段，定量地分析每口井的套损状况，制定各种修套工艺方案。开展区块开发方式与套管损坏关系研究，进行井况区块综合治理；修井过程中的套管保护技术研究等。(二)井况损坏防治技术展望天然气开采工艺技术投产气井223口开井170口75%气井存在不同程度积液问题

（一）、天然气开采工艺技术进展

（一）、天然气开采工艺技术进展橇装制氮气举排液采气技术重点工艺技术

今年进行橇装气举排液27井次，有22口井取得了不同的效果，有效率为81.5%，到目前已累计增产天然气226.21×104m3。人工井底产层气举阀制氮注氮车液体橇装制氮气举排液采气示意图橇装气举排液实例81井是一口水淹井，进行橇装气举排液。累计生产气量24×104m3/d

（一）、天然气开采工艺技术进展重点工艺技术柱塞气举排液采气技术柱塞气举是利用放置在油管内的柱塞的上下往复运动来排除或防止气井井筒积液。目前已在两口长期不能正常生产的两口积液气井应用，井深均达3000米以上，均取得成功。只需用钢丝绳就可以安装和打捞作业自动化程度高柱塞气举排液演示图柱塞气举效果41井：排液由2m3/d提高3m3/d产量由3000m3/d提高到4500m3/d油套压差由11.1MPa下降为5.0MPa

（一）、天然气开采工艺技术进展

（一）、天然气开采工艺技术进展重点工艺技术高效泡排剂系列抗油抗高矿化度地层水高效泡排剂QJ系列适应中原大多数气田。截止2002年10月份，共实施467井次累计增气4297.2×104m3。研究开发了“气井压降分析动态预测及优化配产软件系统”，该软件可用于优化气藏开采方案，制定气井的合理工作制度，科学的开采天然气资源。气井节点分析及动态预测技术

（一）、天然气开采工艺技术进展节点分析示意图

（一）、天然气开采工艺技术进展中原油田分公司采工程技术研究院气井压降分析动态预测及优化配产软件超导节气加热炉常压、免维护，不用加水提高温度、降低回压比传统水套炉节气30-40%至今推广应用35台

特点进行超声波雾化排水采气工艺技术研究。采用超声波雾化技术可有效的使积液分散成连续雾状，则大大降低气体携带液滴的气流适度要求，即使气藏的能量较小，气流的速度不大，也能把液滴携带出井口。橇装气举排液采气技术与气举阀生产管柱优化设计研究。通过研究，设计出适合中原油田特点的生产管柱，既能满足对深井排液的要求，又能提高排液效率。

(二)、天然气开采工艺技术展望调堵解综合工艺技术

在化学调堵上，攻关研究并推广应用了颗粒型、冻胶型、离子型、树脂型、复合型5种系列调堵剂，完善配套了调堵施工工艺，应用了示踪剂技术、PI、RE、RS决策技术、保护油层、分层调堵与改造结合的工艺技术。在酸化解堵技术上，相继开展了SQR97氧化型深穿透复合解堵增注工艺技术、油井堵水解堵、水井调剖解堵综合工艺技术、大型酸化工艺技术等多项科技攻关。

(一)调堵解综合工艺技术进展利用模糊综合评判技术，优选出最佳的调堵井，设计出适合地层条件的堵剂类型和堵剂用量，并优化施工参数，对整体调剖堵水方案的效果在调堵前作出预测，调堵后作出评价。该软件主要包括选井选层决策、堵剂决策、施工参数设计、效果预测、效果评价等模块。调剖堵水优化设计软件开始退出新建文件打开文件帮助区块选井单井单因素选井多因素选井选层选剂优选堵剂优选堵剂用量施工参数设计效果预测效果评价经济评价开采曲线变化增产效果评价水驱曲线评价井口压降曲线评价调剖堵水优化设计系统框图

(一)调堵解综合工艺技术进展针对高温、高盐、高压、低渗、高含水油田的特点，研究出凝胶和树脂颗粒两种类型的复合堵剂以及封堵工艺技术。技术指标：耐温：140℃

耐盐：35×104mg/L。油井高温抗盐化学堵水技术

(一)调堵解综合工艺技术进展37井堵水前后效果对比日增油6.9吨

该技术将堵水与解堵两个单项工艺有机地结合起来，在对一口水井调堵高吸水层（产水层）的同时，解堵低渗层。达到调整剖面、提高水驱动用程度的目的。油井实施17口井，水井实施16口井，单井平均启动新层2.7个，累计增油10930t，减少无效注水24.05×104m3，增加注水17.74×104m3，增加水驱控制储量30×104t。先调后酸、先堵后酸综合工艺技术

(一)调堵解综合工艺技术进展

(一)调堵解综合工艺技术进展

增加酸化规模，采用水解、强弱酸复合手段，添加增效剂，酸液具有高温缓速、深穿透、低伤害性能。油井施工13口,水井7口，增油3962t，增注38193m3。

6井，用酸液50m3，措施前28MPa下日注36m3，措施后21MPa下日注80m3

，累计增注7800m3。大型酸化工艺技术系列酸

(一)调堵解综合工艺技术进展解堵剂是一种由酸、碱、聚合物及一些添加剂构成的复合体系，具有近井、远井相结合的综合解堵作用，由于多种处理剂的复合效应，使得处理半径大，解堵效果明显优于常规酸化解堵，有效期长。该技术成功应用于高压注水区块，取得了显著的降压增注效果（平均单井措施后注水压力下降11MPa）。地层自生气降压增注技术

(一)调堵解综合工艺技术进展

（二）、调堵解综合工艺技术展望粉体增注工艺技术该项技术主要采用一种纳米材料超细粉剂，该粉剂经分散剂均匀分散泵入地层后，在低渗透地层孔隙通道中发生复杂的理化变化，扩大孔隙渗流通道，改变地层渗流特性，降低注入水流动阻力，从而达到降压增注目的。进行了5口水井现场试验，措施井累计增注26200m3,平均单井增注5240m3。

（二）、调堵解综合工艺技术展望地层自生气解堵降压增注技术经过改进向驱油方面发展，充分利用二氧化碳气体易与油、水混相的特点以及二氧化碳气体在非均质低渗油藏的穿透性，研究潜在二氧化碳驱油技术，目前正在进行室内岩心驱替研究，明年进入现场。地层自生气提高采收率技术改进

（二）、调堵解综合工艺技术展望氮气泡沫驱提高采收率利用橇装制氮车的优势，进行氮气泡沫驱提高采收率技术研究与应用。

（二）、调堵解综合工艺技术展望针对中原油田的地层，研究选择性堵剂：该剂笼统注入生产井后，由于其特殊的分子结构，遇水时，分子链伸展，降低水的渗透性；而当遇到油时分子收缩，分子间孔隙变大，使油顺利通过，达到改善产液剖面和调整高渗层与低渗层渗流能力的目的。选择性堵水技术测试工艺技术

（一）、测试工艺技术进展抽油井不停产试井技术能获得地层压力、渗透率、表皮系数等参数,截止目前累计在全油田测试780多井次;电泵采油井不停产试井技术通过测量电泵井的电流、电压及其生产动态资料，优化电泵井工况参数,已推广应用200多井次，取得了较好的经济效益;气举井不停产试井技术现场试验36井次。经集团公司鉴定，油井不停产试井技术达到国际先进水平。油井不停产试井技术抽油井工况巡检系统工控机打印机稳压电源

（一）、测试工艺技术进展中油田分公司采油工程技术研究院

（一）、测试工艺技术进展工况巡检系统显示界面抽油井工况巡检系统能实时监测油井工作状况，进行数据远距离传送、故障及时报警。截止目前已应用7个站49口井，为生产决策提供了可靠数据。开发完成注采井组工况巡检系统。实现在一个计量站内对该站所有抽油井、电泵井、注水井实际工况的连续实时监测，已安装4个站。

（一）、测试工艺技术进展

（一）、测试工艺技术进展中子能找水技术是利用中子能谱测量原理而研制出来的一种找水仪器及测试工艺。解释软件系统对现场采集到的各种数据进行数据分析处理，判断地层出水点，计算含水饱合度及水淹级别。扩大试验测量井次15井次，解释符合率85%以上。中子能找水技术25-23现场试验解释曲线

（一）、测试工艺技术进展全新的宏观控制图适合高含水油藏、极复杂断块油藏、低渗透油藏、非均质油藏。从宏观上反映一个油田或一个油区抽油机井生产状况，从而有效指导采油生产管理。目前进行了261井次的现场试验，系统诊断符合率91.2%;制定措施实施有效率95.2%；

抽油机井泵效提高了4.6%。抽油机井宏观控制图改进技术全厂的抽油机井宏观控制图

（一）、测试工艺技术进展研究了一项既能测试注入剖面，小层启动压力，又能测试分析出注水层段地层参数的工艺方法，开发了存贮式四参数（磁定位、温度、压力、流量）测试仪器。进行30井次的现场试验，符合率90%以上。合注井分层测试工艺技术注水井管柱在油层底部注水井管柱在油层顶部分层注水管柱（偏心）合注井分层测试仪由下井仪器和地面数据处理两部分组成。下井仪器由钢丝头；流量计探头段（内含磁激励线圈和外露的流量计电极、温度、流量电路）；可配接压力段和金属伞扶正器组成。测试资料由仪器存贮，测试完成后在地面由计算机直接回放测试数据及测试曲线，可通过屏幕观察。工艺技术原理注水管柱处在油层顶部注水管柱处在油层底部层段吸水能力测试最底层不稳定压力、流量同步测依次上提至N－1层测试上提顶层不稳定压力、注水量同步测试层段分层解释处理单井报告近期3个月测吸水剖面（资料准确）了解小层吸水情况，划分解层段关井（或变注入量）测不稳定压力层段（或小层参数）分解处理现场测试工艺测试分段流量图见下图现场实例测试层段压力温度测试曲线现场实例（1）解释层号1相对吸水量85.03%、井下层段启动吸水压力39.9MPa，吸水指数37.53m3/(d·MPa)（2）解释层段二相对吸水量8.41%、井下层段启动吸水压力41.6MPa，吸水指数3.54m3/(d·MPa)（3）解释层号2,3,4,5相对吸水量6.56%井下层段启动吸水压力42.9MPa，吸水指数3.29m3/(d·MPa)（4）解释层号6，8,10,11,13不吸水。5-77测试分析结论：现场实例及效果分析该装置的特点主要表现在：<1>防喷管采用加厚无缝钢管，单根长度2.5m，可串联加长，确保满足高压测试的需要；<2>防脱器可提高测试仪器起下过程中安全性，减小测试仪器落井的机率；<3>防喷盘根盒采用多级密封(二、三级)，尽可能减少测试过程中的水量刺漏流失，提高测试资料的准确性；<4>防喷管与井口采用高压油壬连接，防喷管与盘根盒采用矩形螺纹丝扣连接，大大提高了防喷管的安全可靠性。该井口高压密封装置是针对井口压力在25MPa-35MPa而设计的，由三个部分组成：防脱器、防喷管和防喷盘根盒。高压注水分层测试技术GYFP-Ⅰ型井口高压密封装置该装置的特点主要表现在：1、井口防喷器在特殊情况下，能自封关闭防止意外事故发生；2、阻流管和注脂泵配套使用能大大提高防喷管密封性能，压力适应范围更加广泛，室内试验静止密封压力达到54MPa；GYFP-Ⅱ型井口高压密封装置该装置是针对注水井井口压力超过35MPa而研制的，主要由五个部分组成，井口防喷器、防脱器、防喷管，三级阻管和注脂泵高压注水分层测试技术井下高压测试仪技术指标及特点1、超声波流量计流量：0～300m3/d精度：±1%耐温：130℃耐压：80MPa2、电子压力计量程：0～70MPa精度：±0.1%；耐温：150℃3、井温仪量程：0～150℃精度：±0.1%；耐压：80MPa4、采用特殊加重杆

（二）、测试工艺技术展望通过研究，形成以工况巡检系统、气井地面准确计量仪、多相流分相计量仪、措施实时监测仪为主的一批地面监测控制仪器，从而实现油气水井的地面自动计量、控制。同时积极推广污水站自动控制及压裂仪表仿真及监控系统的配套技术。地面自动控制与监测技术

（二）、测试工艺技术展望研究油水井双界面监测技术、油水井管外水流识别技术，形成以鹰眼系统、双界面监测系统、氧活化水流监测仪为主的一些产品，从而能够清晰认识井筒及其地层间的关系，解决地层间窜、漏、以及出水等问题。油水井双界面监测系统

（二）、测试工艺技术展望通过研究，形成以中子能找水仪、高温高压电子压力计、超声波流量计、井下永久性监测仪等一批井下监测仪器。为摸清地层中的剩余油分布，充分挖潜地层资源提供第一手资料。地层监测技术系列防腐工艺技术腐蚀曾是油田生产中存在的最大隐患，每年直接经济损失就在7000万元以上。多年以来，不断加大防腐技术的攻关与推广，使整个注采系统的腐蚀得到了有效控制。但是生产系统的局部生产环节腐蚀仍然存在，为了巩固防腐成果，我院开展了一系列有针对性的技术攻关，使油田防腐技术有了新的进展。

(一)系列防腐工艺技术进展防腐新技术三相分离器阴极保护技术高PH值污水细菌的抗药性及控制技术水溶性缓蚀剂研制系列防腐产品

(一)系列防腐工艺技术进展三相分离器阴极保护技术该技术对被保护体保护度可达98％～100％；被保护体使用寿命可延长一倍以上。适用于油田污水容器（污水罐、三相分离器）、油水容器底部