套损井贴堵治理技术应用及推广

套损井贴堵治理技术应用及推广胜利采油厂二〇一七年五月前言随着胜坨油田进入特高含水开发后期，套坏井逐年增多、逐年加剧，且由于层系多、层间差异大，井筒内生产管柱复杂，严重影响油水井的正常生产，致使井网变差，开发形势严峻。

胜采厂针对日益凸显的开发矛盾，转变观念，大力实施技术创新，探索形成了以套管贴堵为主导的井筒治理技术，各项技术指标均有了新突破，逐步将贴堵技术打造成为特高含水期提高开发质量和效益的新利器。汇报提纲第一部分胜坨油田“贴堵技术”的研究背景第二部分胜坨油田“贴堵技术”的研究与配套第三部分胜坨油田“贴堵技术”的应用第四部分胜坨油田“贴堵技术”取得的效果

2010年以来，我们对老油田井筒恶化的形势进行了认真梳理，主要存在四方面的不适应性：井筒复杂程度加剧，不适应低成本开发需要套损状况持续恶化，不适应井网完善需要井筒结垢腐蚀严重，不适应精细注采需求单控储量不断下降，依靠增量提效能力不足第一部分胜坨油田“贴堵技术”的研究背景背景1：老油田井筒复杂程度加剧，不适应精细开发需要

2010年全厂带封生产管柱井达到607口，占生产井数（1900口）的31.9%，其中以封上采下和封下采上管柱最多，合计418口。2010年油井生产管柱柱状图2005-2010年带封管柱交大修情况一是增加了作业交大修风险。2010年油井交大修37口，其中因捞带封管柱交大修22口，占59.46%。

管柱复杂化带来了两方面的影响：二是井筒状况的不断恶化导致作业施工工序日益复杂：单井作业层次由2005年2.8次上升到4.7次；单井作业周期由2005年5.1天上升到10.1天；单井作业劳务由2005年6.37万元上升到9.7万元。“十一五”期间，全厂新增套损井808口，其中无法利用井242口，更新井数仅102口。截止2010年，共有套坏井1736口（报废748口，带病生产779口），占总井数的39.2%。井网指标持续下降，水驱储量控制程度由2006年82.8%下降到2010年的80.2%。2006-2010年套损井及更新井情况背景2：老油田套损状况持续恶化，不适应井网完善需要“十一五”井网指标变化曲线截止2010年套损井数达59口，占总井数的20.7%，失控储量328×104t。典型单元-----胜一区沙二1-3胜一区沙二1-3单元主力层井网图（2010年调整前）铅印验证套管错断取换套显示套管漏失薄壁管验证套管弯曲多臂井径显示套漏腐蚀严重转后续水驱

受套坏影响单元油水井开井数由08年1月的274口下降到2010年年底的245口，减少了29口井，日产液量下降了3316t，日油下降了429.3t。08年1月

经过近五十年开发，套管老化腐蚀严重，多层系开发，卡封无效或低效高含水井比例达到16%，卡封可靠性差。背景3：老油田井筒结垢腐蚀严重，不适应精细注采需求井例：ST3-4X207存在问题：卡封段腐蚀严重

2009年6月改层卡封生产，由于卡封段腐蚀，虽采用了可验封管柱，初期生产平稳，但生产一段时间后失效，造成高含水返工2次。

40B显示：套管在2075-2088m多处轻微变形，在2125-2130m变形较严重，多次整形无效，无法卡封分注，改封串管柱保护上部套管合层注水。原井管柱完井管柱

井例：ST3-4-844背景4：老油田单控储量不断下降，依靠增量提效能力不足2006-2010年单控剩余地质储量变化曲线（万吨）胜坨油田经过近50年的开发，剩余油以“普遍分布、差异富集”为主，饱和度30%-40%，仍具有进一步挖潜的潜力。但是面临三方面的难题：一是剩余油高度分散，单控剩余地质储量不断降低。由2006年的13.4万吨，下降到2010年的10.2万吨。二区9-10沙二103层剩余油饱和度图0.100.250.400.700.55平衡油价与经济极限初产关系曲线单井投资：600万递减率：12%

二是老油田综合开发效益越来越差。部分整体矢量调整单元（27个）需配套地面系统改造方可实施，从而造成平衡油价达到70$/bbl以上；

三是低油价对单井产能要求越来越高。50美元单井产能需5吨以上，新井井数大幅减少，增量创效能力大幅下降。仅仅依靠新井完善井网的难度越来越大，需要最大程度的挖掘存量潜力，盘活老井资源完善井网，不断延长老油田经济寿命期。基于以上分析，为进一步提高老油田综合调整效益，针对老井多、井况复杂的现状，探索研究了一种封堵可靠性高、施工工艺简单且有效期长的贴堵工艺技术，再造新井壁，盘活老井资源，恢复油田水驱动用储量，为构筑有效井网提供有力支撑。汇报提纲第一部分胜坨油田“贴堵技术”的研究背景第二部分胜坨油田“贴堵技术”的研究与配套第三部分胜坨油田“贴堵技术”的应用第四部分胜坨油田“贴堵技术”取得的效果针对日益凸显的开发矛盾，胜采厂及时转变观念，立足自主创新，探索形成了以套管贴堵为主导的井筒治理技术。

经过6年的研究与发展，配套技术日益完善，现场适应性及各项技术指标均有了新突破，逐步将其打造成为低油价时期提高开发质量、减少施工成本、盘活老井资源的有效手段。二、胜坨油田“贴堵技术”的研究与配套创新1：创新井筒治理新思路套损水泥封堵取换套膨胀管补贴常规套损治理技术套损封堵有效率及有效期低施工后承压低（＜5MPa）套损处套变程度加剧，后期处理难度大

油层缺点：仅适用浅部套损需上大修，井场和作业动力受限成本高（56万元）周期长（30天）缺点：成本高（1.7万/米）无法解决套管内壁沟槽及腐蚀点的窜槽问题缺点：四项创新创新思路：研究集管外封固、管内贴堵、可靠性高、有效期长、施工简易、后期处理方便的井筒治理技术，实现井筒再造。原理：

将贴堵管材下到井下设计位置，循环注入水泥堵剂至套管与贴堵管环形空间中，通过水泥胶结将贴堵管牢牢的贴在套损井壁上，达到对腐蚀、漏失段的封堵。漏点油层贴堵后管柱贴堵前管柱贴堵管封固堵剂因套变导致固井水泥环缺失序号类型外径mm内径mm壁厚mm适用套管内径mm1可钻89766.5≥942104907≥11031141045≥11841141083≥1185不可钻89766.5≥946102906≥10871141026≥1188139.7124.267.72≥1469177.8159.429.19≥186贴堵管参数统计贴堵管材在应用上分为后期可处理（可钻）与永久（不可钻）两种。不可钻管材：根据井况选择适宜的钢级，包括N80、J55、P110等;可钻管材：根据抗压、抗拉强度及耐腐蚀性等性能要求，优选合金材料作为管材的基础材料，并通过在冶炼过程加入si等元素及后期表面处理技术提高管材的综合性能。创新2：创新贴堵应用管材一是开展管材强度的研究；

根据施工要求，贴堵管在井内承受压力＞15MPa，抗拉抗压＞200KN。选取尺寸114/108mm（壁厚为3mm），合金材质为40CrNiMo。利用ANSYS软件所建立的模型，对其抗内外压进行计算。贴堵管管材模型带螺纹的管材模型对贴堵管管材及带螺纹的管材分别施加48.097MPa的外压，得到应力分布云图：

管材施加外压应力分布云图带螺纹的管材施加外压应力分布云图最大值1320MPa最大值982MPa大于40CrNiMo的屈服强度835MPa改变所施加的外压大小，使最大值满足强度要求，最后确定管材的抗外压强度为30MPa

管材应力分布云图

带螺纹管材应力分布云图最大值612MPa最大值824MPa管材抗外压试验

对贴堵管管材及带螺纹的管材分别施加38.454MPa的内压，得到应力分布云图。管材施加外压应力分布云图管材抗内压试验带螺纹的管材施加外压应力分布云图最大值764MPa最大值1040MPa改变施加的内压大小，使得螺纹管材求解最大值满足屈服强度，确定管材的抗内压强度30MPa。<835MPa>835MPa内压为30MPa求解最大值809MPa内压为31MPa求解最大值为836MPa不同壁厚下满足强度要求所选管材材质及抗拉、抗压的应力大小二是开展管材耐腐蚀性能研究；

为提高贴堵管的耐腐蚀性，对其表面实施钝化镀层处理，并对处理前后挂片样本，进行交流阻抗谱测试和极化曲线测试。结果表明：贴堵刮片耐蚀性有明显提高。试片腐蚀电位Ecorr/mV腐蚀电流Jcorr/μA·cm-2系数βA系数βC贴堵挂片-7311.590.06720.11空白挂片-9414.690.19060.1348从交流阻抗谱测试获得的Nyquist图可以明显看出，处理后的挂片样本的低阻抗值明显增大，也就是说，贴堵挂片表面电子转移阻力大，不易失电子发生腐蚀，耐蚀性明显提高。通过极化曲线测试对所得的数据进行处理，获得两种挂片的腐蚀电位和腐蚀电流密度,由拟合数据可看出，贴堵挂片样本的耐蚀性更好，腐蚀速度更低。挂片极化曲线测试结果挂片交流阻抗谱测试结果

同时用动态腐蚀仪测试，常压90℃油田地层水，将J55套管材料与贴堵挂片样本充分反应72h，由于贴堵管材进行了表面处理，与套管挂片样本基本不发生电化学反应，贴堵管挂片的腐蚀速率仅为0.0409mm/a。试片的表面积测量贴堵管材料挂片示意图FS-Ⅱ高温高压动态腐蚀仪高温高压动态腐蚀仪原理图

根据强度及密封性要求，选取尺寸114/108mm管材，贴堵管施加200KN轴向拉力，对贴堵管不同螺纹扣型进行模拟计算应力分布云图。三是开展丝扣结构强度研究；当贴堵管壁厚一定时，选用不同的螺纹连接方式，FOX型特殊螺纹求解得到的最大值最小。FOX型特殊螺纹连接，螺纹接触面载荷分布较为均匀无明显变形，优先选用FOX型特殊螺纹。不同螺纹连接应力分布云图及强度FOX结构及有限元模型无变形创新3：创新套贴堵工艺堵剂体系堵剂体系研究目标由于贴堵管与套管环空仅5mm间隔，因此，除达到固井水泥浆的性能外，贴堵堵剂还需较强的流变性、低失水和低滤失等特征，为此需要建立适合贴堵施工的堵剂体系，满足施工需求。堵剂研究思路：

G级水泥（使用广泛、成本低）+添加剂一是开展分散剂的筛选；各类分散剂对流变性的作用影响USZ是阴离子型表面活性剂，使用温度可达150℃，是目前国内外较好的水泥分散剂。通过实验可以看出0.3%的USZ比其它分散剂能更好地提高水泥浆的流变性。分散剂加量%密度g/cm3n×K无因次×Pa·sn原浆01.890.66×0.61USZ0.151.890.62×0.570.31.890.57×0.45木钙0.51.890.70×1.211.01.870.78×0.64FDN0.51.890.69×1.211.01.880.79×0.64栲胶0.51.890.66×1.341.01.880.79×0.63二是开展降失水剂的筛选；主要降失水剂类型：微粒材料天然高分子材料及衍生物人工合成聚合物

a.阴离子型聚合物

b.阳离子型聚合物

c.非离子降失水剂（LT-2）降失水能力是有限增加水泥浆的稠度，有较强的缓凝作用存在的主要缺点存在缓凝副作用国内未见使用

通过研究，优选出了一种适用于较宽温度范围的糖类缓凝剂SN-3。三是开展缓凝剂的筛选；%/℃稠化时间/min4050607080901000.01280266280302210236—0.02330345340360260262—0.05406382363420342354—0.1—————430—0.12——————2340.2——————348备注：水泥配方为G级水泥+SN-3，W/C=0.44

SN-3对温度敏感性较小，固定缓凝剂用量后，温度的变化对水泥浆稠化时间的影响不大；根据实验最终确定缓凝剂的加量为0.5%。四是开展膨胀剂的研究；

通过对无机盐类、金属氧化物类等各种膨胀剂的研究，优选性能稳定、适应性强，价格适中的复合镁钙膨胀剂（MC-E）。MC-E膨胀剂加量对水泥石体积膨胀率的影响不同温度下MC-E对水泥石体积膨胀率的影响通过室内对MC-E型膨胀剂的加量及不同温度的膨胀率实验，最终确定膨胀剂的加量为3.2%。

为提高水泥石的抗拉、抗冲击强度及抗破裂性能的等，需在体系中加入纤维材料增加其韧性。优选出易分散、水溶性纤维，水溶分散性与高性能弹性颗粒材料复配，开发出新型水泥石增韧剂FS-T。纤维材料能够提高水泥石的韧性和弹性，提高水泥石抑制裂缝发生的能力；胶乳、橡胶粉等弹性颗粒材料能提高水泥石塑性变形能力。

五是开展增韧剂的研究；优选纤维材料高性能弹性颗粒材料FS-T增韧剂浓度与抗折\抗压强度关系增韧剂浓度与胶结强度的关系增韧剂掺量%00.250.500.7511.251.50胶结强度1.92.672.862.702.632.352.43综合考虑水泥的抗压抗折强度和胶结强度，增韧剂的加量确定为0.75%。调节目的需添加剂优选添加剂固井质量膨胀剂MC-E固井质量增韧剂FS-T固井质量消泡剂G603固井质量降失水剂LT-2施工安全缓凝剂SN-3施工安全分散剂USZ经过一系列的室内实验测试，最终研究形成具有强度高、微膨、低失水、低滤失、低摩阻的高性能堵剂体系。主要项目高性能水泥普通水泥流性指数n≥0.841稠度系数K≤0.286析水率/%02.5API失水量(mL/30min)38﹥1000抗压强度（80℃、48h/Mpa）29.5323水泥石体积化率+0.085-2.64抗折强度（80℃×72h）9.326.21胶结强度）80℃×72h）3.752.3稠化时间（120℃×21MPa）216min贴堵堵剂体系的性能指标堵剂添加剂的选择堵剂体系稠化实验曲线性能指标密度，g/cm3≥1.80游离液含量，ml≤4.0缓凝效果稠化时间延长(1～3)倍直角稠化时间，h≤0.5水泥石抗压强度，MPa≥15注1：稠度由(40～100)Bc所需时间为直角稠化时间。

注2：水泥石养护条件：120℃,21MPa,24h。堵剂性能指标该堵剂体系同时具有缓凝时间可控、后期直角稠化的特点，可防止堵剂回吐，保证固井质量和施工安全。

其抗压强度≥15MPa，能够满足井深≤3500m、井温≤120℃的施工要求。循环式油层1油层2油层1油层2双管式无内管式范围：贴堵段短及浅部的井优点：无需砂面或塞面支撑缺点：塞面控制难度大、风险系数较高范围：贴堵间距小于200m的井优点：可以控制留塞厚度，适用各种井深缺点：底部需要支撑范围：贴堵间距大于200m的井优点：可以控制留塞厚度，施工安全性高缺点：无法下返至深于贴堵段层位创新4：创新贴堵施工工艺

一是开展工艺管柱的研究。形成循环式、双管式、无内管式三种贴堵工艺施工管柱，满足不用井况的需求。堵剂在贴堵管外驱替过程示意图不同泵速堵剂在贴堵管外驱替示意图

以哈利伯顿固井泵速模拟实验为依据，对堵剂进行模拟实验，确定堵剂的驱替泵速在0.23-0.28m³/min时，固井质量较好。二是开展工艺参数的研究；

紊流顶替是提高注水泥顶替效率的有效措施之一，如果在条件允许下水泥浆能达到紊流则最好，水泥浆在环空中的流态通过施工排量控制。优化1：优化井筒识别技术40臂测试仪通过40臂测井来识别井筒腐蚀和套损形态，确定贴堵井段范围，满足油藏不同层系的开发需求。2005-2016年40臂测井应用情况两项技术优化腐蚀变形错断利用40臂测井直观识别套管腐蚀、变形、错断、套破等形态，从而指导贴堵措施的制定。贴堵措施：腐蚀：将腐蚀严重无法卡封段进行贴堵，若井段过长，在试压合格下可暂缓，后期对接贴堵修复；变形：对变形段上下富余10m贴堵加固，防止情况继续恶化导致报废；套破\错段：对套破及错断段上下富余15-20m贴堵封堵加固，封堵漏失处，恢复正常生产；套破该井对油层贴堵后分两段注水；

油层40B按照贴堵井贴堵管上界为油层以上30-50米选取原则，该井贴堵上界为2000米，贴堵长度63米。40B显示该井1820-1960米有腐蚀，为避免该段套管以后套损，确定贴堵管上界为1800米，贴堵长度263米。典型井例—ST2-6-31油层以上35米40B优化2：优化井筒处理技术液压胀套技术。完善液压胀套技术体系，通过模拟通井确定贴堵管型号。高效井壁清洁技术。“通、刮、套、捞”将套管刮削、高压液流冲洗、通井、套铣四位一体；通过多种工具组合应用，实现一趟施工管柱满足多种施工目的，降低施工成本。变径液压整形修套示意图通、刮、套、捞工具示意图经过6年多的持续优化改进，形成了两种材料、五种类型的工艺配套模式，满足了不同贴堵井段、不同井况的开发需求。

贴堵工艺技术40臂测井套管变形地层漏失套管整形地层暂堵三大技术优势贴堵管与水泥环双重保障；可在套管段任意位置实施贴堵；小修即可施工，施工成本低。获国家专利授权7项，其中发明专利2项，实用型专利5项。获国家级优秀QC1项，局科学技术进步三等奖。相关论文发表于《油气田地面工程》、《石油钻采工艺》等刊物。汇报提纲第一部分胜坨油田“贴堵技术”的研究背景第二部分胜坨油田“贴堵技术”的研究与配套第三部分胜坨油田“贴堵技术”的应用第四部分胜坨油田“贴堵技术”取得的效果贴堵技术成为提高方案调整效果的有效手段；贴堵技术成为细分层系注水的有效手段；贴堵技术成为复杂井况井治理的有效手段；第三部分胜坨油田“贴堵技术”的应用贴堵技术由采油厂自主研发，主要治理各类复杂井况井。在目前低油价的形势下，已成为老油田井筒治理的成熟低成本技术，并成为方案调整、细分注水、复杂井况井治理的有效手段。一、贴堵技术成为提高方案调整效果的有效手段“十二五”期间，胜采厂以“稳液、控水、调结构”为指导，创新矢量井网调整技术，在16个单元推广实施，投产新井304口，建产能25.7万吨，平衡油价66.1美元，开发成本13.2$/bbl；

矢量调整单元开发效果大幅提升，新增可采储量362.6万吨，提高采收率2.6%。老区产能建设平衡油价和开发成本变化趋势覆盖地质储量1.4亿吨低油价下，胜采厂及时转变思路，将调整重心由整体矢量调整转向高效井网完善调整。潜力方向调整方向高效注采完善调整局部富集

以充分利用老井为主，辅以少量侧钻、新井，注采调整组合增效；地面配套简单适用，投入少，平衡油价低。层系整体调整普遍分布以新井投入为主，追求水驱控制最大化，配套地面改造，矢量注采，投入大，平衡油价高。方案部署方式转向聚焦转变五位一体优化地质：聚焦经济可采储量；工程：最低投入满足油藏需求；计划：最大程度盘活旧设备；运行：全过程保障；财务：全节点评价。一个准确，两个“极致”剩余油精准定向，明确调整潜力点“五位一体”优化，实现增量创效统筹优化到极致，投资节点全覆盖精细挖潜到极致，提升每个效益点高效注采完善方案的核心是精准定向富集剩余油为基础，通过“五位一体”优化，最大程度盘活存量资产，实现控投入、控成本，多产效益油、多增可采储量的目标。共应用于15个综合调整单元，实施贴堵工作量74口井，其中油井53口，水井21口。应用贴堵技术调整方案统计表15个调整单元恢复失控地质储量228万吨，提高注采对应率0.53%。韵律层细分、转流线先导示范区——坨11南沙二8小层韵律层厚度(m)地质储量(104t)818111.1218122.3598131.52582825.0130838311.3298321.2278332.8638342.556合计8个14.5411坨11南沙二8砂组储量表探索将“高油价下，新、老井并重矢量调整模式”转换成“低油价下，立足老井重构井网调整模式”，利用贴堵技术充分利用老井大角度转变流线；优选坨11南沙二8砂组为示范区，单元储量411万吨，目前一套层系开发，含水97.9%，采出程度48.3%。818283ST3-9-23井测井图8128138318328338348111235467内容坨11南沙二8油井开井数（口）11水井开井数（口）10单井日产液（t）157.2单井日产油（t）3.2综合含水（%）97.9平均动液面（m）-808日注水平（m3）1606单井日注水平（m3）160注采比1.0采出程度（%）48.3采收率（%）57.6自然递减率（%）12含水上升率0.35采油速度%）0.36单元开发现状表目前已实施贴堵工作量：油井实施4口，水井4口。油井老井工作量（井次）水井老井工作量（井次）合计贴堵其它小计贴堵其它小计（口）45942615方案工作量实施进度表10-328X2499XN258方案工作量实施进度（81、83）注采井距：350m↑550m注采井距：350m10X3410-319-2729-2699-2308XN9128XN20910-2819-2509XN2388X2429-2649N24710C2889XN2188-2008J215方案工作量实施进度（82）8XN219现状水井现状油井图例转注井水转油贴堵油井贴堵水井

水井3-8XN219井套管197.49-202.89m漏失，封窜管柱有效期仅为5个月。2016年11月浅部换套、油层部位贴堵后扶停，井区日增油1.4吨，恢复水驱储量12.9万吨。一是贴堵技术恢复水驱储量；3-8XN219井贴堵后管柱图（2016.11）811812834831-33贴堵后扶停水井内部小断层不封闭3-8XN219井区83层井网图3-8XN219井40臂测井成果图（2016.6）3-8XN219井区开发生产曲线3-8XN219井区81层井网图内部小断层不封闭3-8XN219贴堵扶停主要应用方向：

3-9XN238井原为注水井，由于82层水淹程度较高，设计水转油生产81、83层。因2192-2231m处套管严重变形，卡封难度大。为此，贴堵后二补81、83层生产。二是贴堵技术提高卡封成功率；3-9XN238井测井图（2003.10）3-9XN238井40臂测井成果图（2015.1）3-9XN238井区81层井网图3-9XN238井区韵律层含油饱和度（%）8118128283183283342443347444681345388343-9XN238井下管柱图（2015.1）812已射层待贴堵后二补层81282831-33834存在问题：层间渗透率级差3.9，82层严重干扰81层吸水。83层层内渗透率级差3.1，措施前大段射开，层内干扰严重。治理对策：贴堵81-83层，二补81、83层，82层停注；对83层实施细分韵律射孔，提高韵律层动用程度。三是贴堵技术加强潜力层注水；典型井例：3-8X242井贴堵井段：2132.08-2237.20mST3-8X242贴堵后细分注水措施前相对吸水量（%）828315.748.935.481配注（m3/d）5030306081281383182（已贴堵）832-343-8X242井措施前后注水情况对比表时间层位水嘴干压（MPa）油压（MPa）套压（MPa）配注(m3/d)实注(m3/d)措施前沙二81外管12.612.611.45052沙二82-83内管10094措施后沙二812放大12.212.29.55036沙二813控制3029沙二831控制3027沙二832-834控制6059目前已有两个井区初见成效，日增油1.9t。动态注采对应率、水驱动用程度、分注率指标均大幅提高。相较于新井+老井调整模式，本方案节省费用669万元。实施效果韵律层注采对应率（%）韵律层水驱动用程度（%）分注率（%）调整前后指标对比表不同方案费用对比表二、贴堵技术成为细分层系注水的有效手段

2009年以来水井套损显著增长，与2001-2008年对比，年均新增套损40口。套损水井开井498口，占水井开井数的50.2%。2001-2011年套损水井统计柱状图注水层段腐蚀结垢严重油层套破照片及地层冲出水泥块

小直径分注有效期短原因分析：卡封段套管粗糙（严重影响封隔器密封性能）。小直径封隔器在大套管座封，胶筒耐压差能力降低。为通过套损井段，需下入小直径封隔器(Φ105mm)，但卡封段一般为常规大套管(Φ139.7mm)。套损后继续注水导致套损加剧，再次作业时封隔器难以提出，导致管柱遇卡。

一是套损井分层注水效益低、风险高、难度大。为保证分注率，研制了小直径封隔器（K344-105型），实现过套损段分层注水。但平均有效期仅1年2个月，再次作业遇卡率高达90.5%，交大修率达82.9%，套损水井被迫改光管或关井。套变井下入小直径分注管柱及对应井径测试图有效期平均1年2个月再次作业遇卡率90.5%再次作业交大修率82.9%套变程度增大100%2010年统计35口井带来两方面问题：14-15ST2-0-309分注管柱示意图补偿器反扣接头

Y341封隔器404配水器丝堵沉砂底球32-34封隔器有效期6个月典型井区-20309井区管柱失效后，对应油井含水上升，日产油量下降。卡封段腐蚀结垢严重

二是套损井改光管严重影响分注率。分注率由2009年的55.2%降至2012年底的45.1%，尽管采取了转注、扶停等工作，但分注井总数净减少100口。分注率%分注井数口√减量：套损停注126口、改光管井110口。√增量：新投转注扶停增加136口。将贴堵工艺应用于套损水井治理：再造新井壁，实现套损部位的彻底治理，保证卡封段光滑，提高卡封可靠性；配套研发小直径分注工具，实现了套损水井贴堵后有效分注，保证了分注率。典型井例：ST3-11-176井贴堵后分注存在问题：套管在油层部位腐蚀结垢严重，无法有效卡封，被迫改光管注水；层间差异大，对坨21沙二下8砂组的5口受效油井影响严重。治理对策：对油层部位贴堵后，下入小直径分注管柱，实施分注。

治理效果：注水油压11.2MPa，日注水量220方，层段合格率100%，其有效注水时间9个月，累注5.8万方，仍继续有效。胜三区坨21单元3-11-176井区81层井网图12X18112X18312N17712-18012-18512C17211-12611-19112X18612-13711-14611-17水平油井现状油井现状水井T21P1T21P312x18711-176贴堵重分层12-17912-182主流线次流线11-178ST3-11-176井贴堵重分层后，恢复水驱储量9.3万吨，对应井区含水下降0.3%，已增油750吨。光管贴堵重分层120/110100/95对应井区开发效果明显改善贴堵后注水方式分层注水光管注水合计油层部位贴堵全井贴堵油层部位浅层套漏全井贴堵井数383901713161胜坨油田贴堵水井分类统计表共实施套损水井贴堵161井次，其中贴堵后分层注水41井次，各项指标明显提高：开井率提高5.2%；分注率提高2.9%；增加注水层段52个，贴堵井分注井层段合格率达80.8%。水井贴堵治理效果显著三、贴堵技术成为套损井治理的有效手段胜坨油田开发时间长，井筒状况复杂。每年新增套损井100口以上，且套损呈现套漏+出砂、大跨度套变等复杂形态。为此，采油厂针对不同的套损类型制定了一系列治理对策，满足各类井况需求。大跨度套变套变跨度332.79米1439.2117721439-1772套变，跨度达到333米。多臂曲线立体图井径成像图强度满足注水压力需求（15MPAa）1、薄壁管补贴工艺技术因套管补贴后内径变小，限制了举升系统应用，尤其是浅部套管贴堵的油水井，很多泵和油管无法通过（常规贴堵内径90mm）。采用114/108mm大通径薄壁贴堵管后，满足了44、50、56泵的下入需求。泵型44泵50泵56泵外径898989是否满足是是是通径满足27/8油管通过贴堵后油（水）井管柱示意图技术优势：螺纹与本体通过焊接连接，丝扣加厚，抗拉强度提高近10倍；典型井例：ST2-0-320井况：2012年杆断长停。2015年地质要求捞筛管、验套、打塞上返东三41-42层、防砂生产。存在问题：验套结果显示在249-298米存在漏失，影响后续扶停工序。采取措施：应用薄壁管补贴工艺对漏失段进行治理后防砂。日期液量油量含水措施前长停扶长停措施后27.514.547.27目前30.810.466.1贴堵后Φ50泵生产，2016.5月开井，日油14.5吨，目前正常生产304天，累产油4575.7吨，平均日产油15.1吨。贴堵前贴堵后措施前后效果对比2、贴堵管内防砂工艺由于贴堵管内径尺寸变小，常规防砂工具不适应，同时贴堵管与绕丝筛管环空间隙小，填砂过程容易成桥。采用小直径套管内防砂工艺对长停套漏防砂井进行治理。

防砂工艺上采用反循环充填工艺，应用弹片扶正器，保证筛管居中。措施前后效果对比贴堵后防砂管柱图井况制定措施40B显示油层上套管腐蚀严重采用114/100可钻贴堵至油层上界目的层漏失严重且高产采用填砂保护，不贴油层贴堵施工时流体对砂面有冲刺力采用侧面流通贴堵阻流工具贴堵后井筒内径缩小至100mm采用小直径防砂工具防砂施工情况液量油量含水施工前长停贴堵、防砂后1072080作业费用54万元累产油8345吨原始管柱图114/1002015年至今，小直径防砂共实施油井17口，其中扶长停井8口。典型井例：STN2-19井40B显示1636-1641m漏失导致高含水长停。漏失段腐蚀严重。3、长井段贴堵工艺扶正器处速度流场旋流扶正器固井车剪切力与粘度曲线针对多处漏点、长井段腐蚀井，实施长井段贴堵工艺，全井套管井壁再造，恢复注采井网，减少储量损失。采用措施：固井车：保证连续供浆，降低地层滤失；前置液：防止堵剂与泥浆发生提前稠化，提高顶替效率；旋流扶正器：保证套管居中、固井质量，改变流体流向。堵剂200min流动性测试间距＞1000m典型井例：STT123X6全井段腐蚀严重多处套破、缩径严重截止目前，胜采厂共实施长井段（大于1000m）贴堵井31口，成功率100%。井况：40B显示全井套管腐蚀严重，多处套破缩径。为恢复正常注水，对全井进行贴堵加固。汇报提纲第一部分胜坨油田“