2011年采油工艺技术工作回顾及2012年工作安排12.9定doc

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河口采油厂

20１１年采油工艺技术工作回顾

及２０1２年工作安排意见

编写人:唐林

审核人：秦延才

审定人:黄翔

20１１年，在采油厂党委和采油厂的正确领导下，工艺研究所认真贯彻执行采油厂的整体安排和部署,以原油生产和经济效益为中心,以提高采收率和储量动用程度为目的,针对油田开发中的突出矛盾，结合油田上产、老区挖潜、新区产能建设、难动用储量开发等工作重点,大力推进科技创新，不断强化技术集成，推动了全厂采油工艺技术的不断发展,确保了各项生产科研任务的全面完成.

一。201１年全厂工艺措施完成情况

（一）1-11月份工艺措施完成情况

１－11月份，通过科学选井,优化措施结构、施工工序和施工参数，抢上大型增产措施,加大了措施增油的力度。共实施各类工艺措施80５井次，有效７６4井次,措施有效率94。９%,累增油29.3９03万吨。

其中新井措施９7口,有效95口，有效率97.9％，日增油533。2吨，累增油560３1吨,单井累增油５77。６吨。

老井增产措施５８7井次，有效552井次，措施有效率9４.1%,日增油１442。６吨,累增油2３7872吨，单井累增油405。2吨;

水井措施50口，有效4９口,措施有效率98%，日增注543ｍ3，累增注861８８m３。（详见下表１)

表１２０11年1-１1月工艺措施完成情况统计

项目名称

完成井次

有效井次

有效率％

日增油（吨)

单井日增油

累增油（吨)

单井累增油（吨）

单井费用（万元）

新井措施

新水平井防砂热采

４0

4０

100

284

7。1

2４647

616．1

新水平井防砂冷采

5

５

1０0

31

6.2

73３7

１４６7．4

新井压裂

39

３７

94.8

１75。5

4.５

1８５９4

４7６．8

新井酸化

13

12

9２.3

42．7

3.28

545３

4１9.6

合计

９7

9４

９6。9

５3３.2

5.5

56031

577.６

老井增产措施

防砂

226

213

9４。2

３１6.４

1．4

4９107

21７。３

1９.28

热采注蒸汽

200

１93

9６。5

５８3

2.9

９6926

48２。2

58

压裂

35

３3

94.3

1０８。5

３。1

１7258

450。2

11３.２

酸化解堵

38

33

86。８

60

1．5

951８

２５0.5

２0。79

电泵提液

49

４６

９3.8

２８4

5.8

546１5

1019.8

33

大泵提液

17

1５

８８。２

35。7

2．1

57１６

336.2

1２．９５

机械卡封

2２

1９

８6。3

５5

2。5

4７32

215．1

１6．9

合计

587

552

94.１

1442.6

2.45

23787２

40５。2

老井恢复措施

防偏磨

8

８

10０

检电泵

53

51

96。2

检电热杆

7

７

10０

检螺杆泵

3

3

1０0

合计

71

6９

97.1

水井措

施

完成井次

有效井次

有效率％

日增注m3

累增注m3

调剖

３

3

10０

酸化增注

1９

18

94。7

543

86188

分注

2８

2８

１0０

合计

50

49

98

543

86188

（二）１-11月老井工艺措施应用效果同期对比分析

与去年同期对比，油井增产措施工作量增加４0井次,措施有效率提高了0。3％,措施增油量增加47７09吨,增油量增加主要是注汽热采、电泵提液等措施增油效果明显.（详见下表2)

表220１1年1－１1月份同期老井工艺措施实施情况对比表

项目名称

2０11年１—11月份完成

２010年1—11月份完成

对比

完成

井次

有效

%

累增油

吨

单井日增油ｔ

完成

井次

有效

％

累增油

t

单井日增油t

完成

井次

有效

％

累增油

ｔ

单井日增油

t

增产措施

防砂

2２6

94．２

49107

1.４

224

9４.7

56１21

1.4

2

-0.５

－７014

0

热采注汽

２00

９６。5

969２6

2。9

1６0

96.3

64２68

3

4０

0.２

３２６５8

－0．1

压裂

３5

94．３

17258

3.1

34

9４。1

19348

３.1

1

0.2

—２090

０

酸化解堵

38

86.８

95１8

1。5

4４

88.6

951８

1.1

－6

—1.８

0

0。4

电泵

4９

9３。8

54６１5

5．8

39

8９.7

2１890

4。4

10

4.1

3２７2５

1。4

大泵提液

17

88。2

５７１6

2.1

2２

８6。４

４57０

2.２

-５

1.8

1146

-0.１

机械卡封

22

８6.3

4732

２.5

24

91.7

1４448

2。９

－２

—５。４

—１09１6

—０．4

合计

58７

94.1

2３７８72

2．4

５47

93。8

1９01６３

2.３

４０

0.3

4770９

0．15

恢复措施

防偏磨

8

１00

１１

10０

-3

0

检电泵

5３

9４．5

２6

９６.2

2７

—1.7

检电热杆

7

１00

2

100

5

0

检螺杆泵

3

10０

１6

９3。5

—1３

6.5

合计

71

97。1

55

94。5

16

2.5

水井

调剖

3

100

3

100

０

0

酸化增注

１９

94.7

8６18８

54３

1８

94。4

49９70

432

１

０。３

362１8

１11

分注

28

100

49

９1。８

－2１

８．２

合计

50

98

86188

543

７０

92．９

49970

４3２

-20

5．1

36２18

111

（三)工艺措施应用特点：

1、工艺措施工作量和增油量继续保持较高水平

１－11月，全厂共完成各类工艺措施805井次,累增油达２9．3９0３万吨.

２、加大上产性工艺措施的组织,为原油上产起了积极作用

面对采油厂产量一直较为被动的不利形势,工艺技术人员强化与地质、作业、采油矿等单位结合，结合油田生产和开发重点，认真组织工艺措施工作量,优化工艺方案设计，跟踪作业施工质量，确保了全厂产量的平稳运行和措施有效率的提高.实施电泵提液４9井次，累增油5.5万吨;稠油热采实施2００井次，增油９.7万吨；防砂实施22６井次，增油5。6万吨；压裂35井次,增油1.７万吨.

3、大型措施选井难度加大,措施费用增加,措施效果变差

经过长时间的开发，大型措施井从选井到施工的难度不断加大，措施费用不断增加,但措施的效果与往年相比变差。压裂与往年相比井数增加了1口，增油量减少了2０90吨；防砂与往年相比井数增加了2口,增油量减少了7014吨.

4、强化新老区产能块的采油工艺配套,夯实油田上产基础

（1)稠油油藏配套开采工艺技术应用效果显著

针对陈37３东续和陈1５－３7块等薄层稠油油藏油层水平井采用筛管顶部注水泥+免钻塞完井工艺,以热采+空心杆掺水为主的抽稠配套工艺.陈373东续和陈1５—3７块共投产16口，单井日油6.5吨，累产油1.4３万吨。

针对埕９1块深层超稠油油藏开发难题，开展超临界锅炉＋注采一体化+HDCＳ技术+电热杆井筒举升工艺,实现埕91块超稠油有效动用.投产2０口，单井日油10。４吨，累产油3．4８万吨，平均油汽比１.01。

（2)低渗透油藏储层改造工艺的完善，满足新井投产的需要

针对大１0－x1、义441、渤南二区等深层低渗透油藏油层埋藏深、渗透率低的问题，重点推广大规模长缝压裂工艺为主的配套工艺；针对大８１—Ｘ90、大2５—２、罗５4－11、大35等中浅层低渗透油藏渗透率低、储层物性差的问题,推广了低成本压裂工艺，1－11月份投产油井37口，初期日油400．8吨，单井日油4。5吨，累计产油３．５万吨。

5、水井专项治理工作进展有序

２011年专项治理为埕东西区二元复合驱、邵家油田沾3块、大王北油田大３７块3个区块共计５4井次的作业工作量，已完成30井次；专项换管治理７9口井，工作量全部完成。

6、“双百”治理见到实效。

工艺所认真落实厂职代会精神，围绕着"调结构、转方式、提效能、促发展”为目标,重点开展了低效井和长停井的“双百”治理活动，从调查、分析、实施三个方面落实“双百"治理工作.全年实施低效井治理13１口井,日增油或恢复产能３05。８吨，恢复长停井1１口井,日增油３7吨，取得显著的效果.

二。2０1１年采油工艺技术取得的新进展及好的做法

201１年，以制约油田开发的工艺技术难题为突破口,针对油田开发中存在的问题，积极组织开展技术攻关和现场调研，使得水平井配套采油工艺、稠油热采工艺、疏松砂岩的防砂工艺、低渗透油田的压裂改造工艺油田主导工艺技术取得新的进展，采油工艺技术的应用性、适应性、广泛性得到进一步增强。

（一）水平井采油工艺技术取得长足进展，成为新区高效开发、老区提高采收率的重要手段

1、水平井筛管防砂完井配套工艺完善与应用

1－1１月，在水平井筛管顶部注水泥基础上，改进推广免钻塞完井技术，降低过去因钻盲板造成完井管柱损坏的风险；改进并应用了酸洗酸化一体化工艺，充分释放油井产能,显著降低酸洗泥饼费用，实施水平井筛管防砂完井工艺53井次，成功率为100%,累计增油５91３2吨。

2、侧钻水平井筛管防砂完井工艺推广应用

为提高老区井网完善程度，提高老区采收率，降低投入，推广采用老井侧钻水平井筛管防砂工艺配套冲洗或酸洗泥饼工艺,应用了８井次,累产油154９７吨.

3、水平井解堵工艺有突破

研制了水平井冲砂射流解堵一体化装置，配套酸化、防膨抑砂剂固砂等工艺，施工简便，成本低,实施效果显著。应用3井次，增油749。5吨。

４、水平井套损井治理技术取得长足进步

针对水平井洗井阀失效、完井筛管破损、套管漏、套管变形等损坏情况，创新思路形成水平井卡封工艺、管内循环防砂工艺、膨胀管补贴工艺、膨胀悬挂器悬挂小套管工艺,实现水平井套损井有效治理，有多项工艺走在全局的前列。20１1年共实施水平井套损井治理１３井次,实施后都能正常生产,实现累增油３420吨.

５、水平井封堵工艺有新进展

水平井插管挤灰封堵工艺获得了成功,实施２口井，成功率100％.

６、开展了水平井堵水工艺试验

(1）开展氮气泡沫堵水试验

在沾18—平23开展氮气泡沫堵水调剖技术试验，进一步挖掘剩余油潜力。实施后开井后，峰值产量达到1５．5吨,含水降到50。7％,目前平均日油5。0吨，含水85.０%,阶段产油63８t,阶段增油31８ｔ,降低单井综合含水３。5%。

(2）开展乳液聚合物冻胶堵水实验

针对河口厂边底水稠油油藏筛管防砂水平井因含水上升快的问题,开展乳液聚合物冻胶堵水试验，在埕46-平３实施，为边底水油藏水平井堵水探索迈出了重要的一步。

(二)稠油热采技术进一步配套完善，形成针对不同油藏的开发配套技术系列

针对河口稠油油藏的不同开发需求，在稠油热采工艺上不断强化技术攻关,集成工艺配套，优化药剂类型和药剂用量,形成了深层特超稠油、薄层特稠油、边底水疏松砂岩稠油等开发配套技术系列，用以指导油藏经济高效开发。截止到目前，稠油油藏总注汽井37７口，１01１轮次、累注汽１90．5万吨、累产油193．0万吨，油汽比１。０1。

１、薄层特稠油热采配套工艺技术

针对陈庄油层薄,注汽热损失大,多轮次注汽后，原油粘度加大,剩余油饱和度降低，吞吐半径小，周期产量下降快的不利局面，我们以提高波及体积,提高驱替效率为目标,加大剩余油分布规律研究，在工艺配套技术集成上不断集成配套,有效的遏制了产量的递减，确保了陈庄薄层的稳产.

（1）热采防砂工艺的改进与完善

针对多轮次吞吐后薄层稠油油藏存在的问题,优化采用预充填+高压充填为主的防砂工艺，进一步优化热采防砂管柱，保证多轮次注汽井加砂量,满足了热采的需要.陈庄薄层稠油防砂防砂有效期由２08天提高到695天，走在全局的前列。

(２）注汽工艺管柱的优化

◆节能插管密闭注汽管柱+HDCS技术

针对薄层特稠油层薄、热损失大、多轮次后驱替效率低、套管漏的问题，开展了全程隔热保温技术+ＨＤＣS技术的推广应用,并优化管柱组合，利用高效油溶性降粘剂和二氧化碳辅助水平井蒸汽吞吐，发挥协同降粘、混合传质及增能助排作用，有效的提高了热能利用，降低沿程损失,扩大波及范围，提高回采效果。在陈南共实施１5口，有效率100％。平均单井峰值日油１5．８吨，周期日油８．8吨，周期累油1８9８吨，油汽比０.93，累增油１7１47吨,平均单井累增油1143吨。

◆水平井双管注汽工艺改进与推广

针对薄层特稠油长井段水平井井段动用不均的问题,改进推广了水平井双管注汽工艺，并改进采用计算机辅助设计，在双管注汽的基础上，实施定点配汽、定量配汽，实现水平井注汽的二次精确配注。应用双管注汽实施８口,主要是用于治理低效水平井，目前开井５口，平均单井峰值日油１2吨，周期日油6．0吨，周期累油９68吨，油汽比0．３5，累增油1696吨，平均单井累增油3３9吨。

（３）降低注汽压力技术

◆水平井射流解堵工艺技术。针对近井地带堵塞造成注汽压力高的水平井，利用专利产品水平井射流解堵装置进行解堵。实施14口,有效率85.7％，平均注汽压力由１9．0MPa↘17.0ＭＰa，干度由５7％↗60％，效果明显。

◆伴注溶剂工艺技术。试验表明，注汽过程中伴注溶剂可以显著的降低注汽压力,有利于蒸汽在油层中的渗透,同时提高注汽的驱替效率。实施9口井,有效率100％，平均单井峰值日油10.5吨,周期日油5.0吨，周期累油８７0吨,油汽比0。４，累增油5435吨,平均单井增油604吨,有效的遏制了周期产量的递减。

（4）注汽工艺优化

◆注汽参数优化。

注汽强度及注汽量：油层厚度为4ｍ～6m时,注汽强度２5０t/ｍ，注汽量1000~１5００ｔ；油层厚度8ｍ~10ｍ时，注汽强度2００t/m，注汽量1６００～２00０t。注汽速度:8t/h～1０t／h.焖井时间:油层厚度为4m～６m左右时，最佳焖井时间3d～5d；油层厚度为８m以上时，最佳焖井时间可延长至5d~7d。采液强度:采液强度为６ｔ/ｄ·m.６轮之前,随着注汽轮次的递增，增大注汽量以达到增加周期产油量目的.

◆应用氮气隔热技术，降低成本

针对隔热管老化、热敏封隔器不能有效的密封的问题，推广氮气隔热技术，在提高热能利用的同时，保护套管，简化管柱,节省工具费用,实现了降本增效的目的。2011年应用氮气隔热186口，直斜井应用98口，单井节约费用１。1万元,水平井应用88口，单井节约费用2.4万元。共计节约工具费３２0万元.

◆优化使用辅助用剂，降本增效

针对陈家庄油田注汽井经过多轮次注汽后注汽压力逐步下降现状，缩减高温防膨剂和薄膜扩展剂的用量,优化高温驱油剂和油溶性降粘剂的用量，以适应多轮次后提高热采效果的需求，达到降本增效的目的。1—11月对稠油热采的186口井进行了辅助用剂的优化,实施９2井次。用量为４３3吨，费用为４8７。6２万元。对比2010年1—１1月份，减少16１井次,减少用量174吨，减少费用171．11万元。

(5）成功实施伴注高温驱油剂试验,取得较好的效果

针对多轮次后的低效井，为进一步提高注汽驱替效率,开展了新型高温驱油剂的研制，在陈4５－x7５实施，实施后峰值日油增加2吨，周期累油增加5６1吨，周期日油增加5吨,周期油汽比增加0。１６，效果明显.目前实施2井次，都见到了明显的效果。

（5)水平井温敏凝胶堵水实验获成功

针对高含水稠油油藏开展温敏凝胶堵水技术试验，取得了成功。陈373-P6５井措施前含水为96％，日油仅为1.３吨,注入温敏凝胶150方,热固型堵剂５0方,注汽量223７吨。目前日油9.0吨,含水下降为8０%。

2、深层超稠油开采配套工艺技术

1-1１月，深层超稠油开采配套工艺应用１6口,日液水平42０方，日油水平20５吨，含水５1%。平均单井峰值日油25吨,单井周期累油1605吨,油汽比1．2，周期天数86天,周期日油15吨，累产油４５７９4吨。

（１）深层超稠油开采配套工艺不断完善

◆水平井筛管顶部注水泥完井技术

◆酸洗酸化一体化技术改进。

◆注采一体化管柱+高真空隔热管,采用电加热井筒降粘工艺技术。

◆HDCS强化热采技术的配套，降低注汽压力,扩大波及范围。

(2）首口深层超稠油分支水平井成功投产

埕南91-支平1投产后峰值日油46。３吨，周期累油41８2吨，周期日油３5.７吨，取得较好的效果。

（三）低渗透油田采油工艺技术进一步配套完善，应用获得好效果

面对低渗透油藏渗透率低，注不进,采不出的状况,重点在压裂、酸化、注水工艺、分层开采技术、提液配套与集成，提高低渗透油藏的开发效果。

1、综合配套压裂工艺，低渗透油田储层改造见成效

针对低渗透油藏不同区块的实际,在选井、设计、特殊压裂工艺、低成本压裂等方面进行了系列优化，并见到了显著应用效果。2011年1－11月实施压裂72口，成功6６口，有效率为9７．2％,累计增油６。６496万吨。

（1）优化压裂工艺，提高低渗透油藏压裂效果

◆大规模长缝压裂工艺大面积推广

针对义7—6块、义４41块、大10－x１块、罗６8块等区块实施19口井,其中12口井压裂后自喷生产，累油１9379.5吨,有力促进了低品位油藏的开发.

◆完善多层压裂配套工艺，提高压裂效果

针对大王北油田、英雄滩油田、埕91３块多层、层间差异大的特点,完善投球压裂，优化投球个数，提高压裂效果。实施4井次，成功率100%。

◆重复压裂工艺有了新进展，提高老油田的开发效果

针对渤南油田、大北油田等油田失效的压裂井，增大施工规模，采用低砂比段塞和暂堵剂进行转向，重新建立高导流能力的裂缝.2011年1-11月共实施6口井，成功率10０％,累增油33１5吨.

◆继续推广中浅层油藏压裂工艺,实现降本增效

通过不断改进与优化，中浅层油藏压裂工艺向深层、大规模方向发展，应用范围不断扩大，成功率不断提高。2０11年１-11月份实施29井次,累增油25778。2吨,单井与常规压裂相比，可降低压裂费用35万元，总降低压裂费用1015万元。

2、完善酸化解堵工艺,提高了措施的针对性和应用效果

为了提高油水井酸化解堵的针对性，在认真研究油水井堵塞原因、类型及程度的基础上，经过多年的发展与改进，形成多种酸化工艺,满足不同类油藏解堵需要。

（1）复合酸酸化工艺优化与推广

针对近年来在应用中存在的问题，在加强室内实验研究的基础上,对复合酸酸化技术进行改进,进一步提高酸化效果。1—11月实施共实施复合酸酸化1１口，有效11口，有效率100％，累油3690t.

(2)碳酸盐岩油藏酸化工艺改进与推广

针对我厂碳酸盐岩油藏多薄层、长井段的井,为有效改造储层，对碳酸盐岩酸化工艺进行了配套推广。

◆优选自转向酸/胶凝酸体系，降低酸岩反应速度,提高处理范围，其它井采用常规盐酸酸化.

◆施工规模:在施工设备和地层允许的情况下最大排量.对储层差的井适当扩大酸液用量和施工排量,最大排量达到2。5m3/miｎ，最大酸量达到1５0ｍ3。邵1３-X1０井，施工排量2.５ｍ３/ｍｉn，所用酸量1５0m3，酸化后8mm油嘴放喷出酸液1３0m３后见油,自喷生产,初期产量２１．6/15。3/２９％。

◆段塞组合:施工中采用多级交替注入的方式，通过酸液的交替注入，降低酸液的滤失,可以使得酸液的处理范围加大,还可以使酸蚀裂缝具有较高的导流能力。

(3)微乳酸酸化工艺配套，提高水井增注效果

针对水井存在堵塞问题,研究了解除有机堵塞的微乳酸网状胶束解堵体系，同时与常规酸化可形成互溶体系，可以起到复合、双重的解堵作用.２０11年1-1１月微乳酸酸化１０口，有效9口，有效率90%。

（4)改进残酸返排工艺，提高酸化效果

针对低渗油藏地层能量不足、渗透性差,为降低残酸二次污染，改善酸化效果,有针对性形成三种方式,施工管柱增加一级或两级气举阀，提高气举掏空深度；采用2台压风机或氮气车混汽水返排，提高了设备排量和压力，采用液氮伴注,补充地层能量，提高返排效果.

3、分层开采技术技术试验获成功

（1)分层酸化工艺现场应用取得成功

针对酸化目的层纵向上不能均匀的吸收酸液,优化多种分层酸化工艺,利用耐高温高压封隔器及配套工具实现分层酸化,提高酸化措施的针对性.实施2口井，成功率100％,实现累增油1８0吨.

(2）不动管柱分层开关技术得到成功应用

不动管柱分层开关技术就是利用井下管柱，实现不动管柱的分层开采，避免层间干扰,可以更好的认识储层的潜力，实现精细开发的目的。实施8口，成功率10０%。

４、低渗透油藏深井电泵提泵技术实施增油效果显著

2011年1－１1月在大王北大3７块、渤南油田5区、九区、十区，大81块、罗8０1块等低渗透油田实施高温高矿化度防腐防垢电泵采油工艺共计27井次,日增油267吨,累计增油29376吨.

5、带压作业技术解决低渗透油藏水井作业难题

针对渤南一区、大北油田等低渗透油藏的水井放压时间长，普通作业容易造成油层污染,利用2011年3月投产的不压井作业设备，应用水井3６口,累增注10３93方，取得较好的效果.

（四）不断改进完善防砂工艺,油井防砂效果得到显著改善

针对不同油藏和工艺特点,建立防砂决策系统,完善与配套形成不同油藏的防砂工艺体系。1-１1月，共实施防砂229井次，开井213井次,有效201井次，有效率9４.2%，日增油31６。4吨,累増油49107吨。

１、建立防砂决策系统,保证决策的科学性

利用节点管理的方式,保证防砂决策的前移，在分析堵塞原因的基础上,改进应用二次补砂工艺、射流解堵工艺、有机解堵工艺，使防砂决策前移,避免了重防砂，单井可节约防砂材料费6万余元，同时节省了作业时间２－3天，提高开井时率，从而提高油井效果。201１年实施19井次,共节约费用11４万元.

2、加强防砂油层预处理，提高近井堵塞井的防砂效果

针对部分油井由于泥质或灰质含量高、粉细砂、聚合物堵塞等影响，配套抽汲、气举、酸化、水力喷射泵排砂等方法处理近井地带的堵塞物，然后再防砂。实施9井次。

3、应用底部逆向充填工艺技术,提高井段长、跨度大井的防砂效果

对长井段、跨度大的油井采用底部逆向充填防砂工艺，形成有效挡砂屏障。实施6井次,成功率100％.

4、大规模加砂工艺，增大挡砂半径，达到防砂和增产的双重目的

针对部分防砂低效井,采用大规模加砂工艺,增大挡砂半径,达到防砂和增产的双重目的.应用5井次,成功率100％。

5、工具形成系列化,特殊结构井防砂技术趋于完善。

使防砂工具形成ＦS－8０,FS-９0，FＳ-9５,ＦＳ-114，FＳ—135，FS—150技术序列,满足了不同套管直径井的防砂工艺，并在水平井形成水平井筛管防砂完井工艺、水平井逆向充填防砂工艺、水平井裸眼管外砾石充填防砂工艺体系，侧钻水平井形成悬挂筛管裸眼防砂完井工艺和侧钻水平井管内充填防砂工艺，实现特殊结构井的全方位防砂技术覆盖。

6、改进采用HY化学防砂工艺，保证套损井防砂效果

针对机械防砂管柱无法下入油井，采用改进后的不留塞的HY化学防砂工艺，保证该类油井的正常生产。实施8井次，成功率100％。

(五)三次采油配套工艺技术现场应用继续保持好效果

1、水溶性自渗透扩散降粘体系化学驱冷采提高采收率试验继续开展

◆陈25块继续开展

在２01０年陈9－2９井组和陈7—31井组进行现场化学驱冷采试验基础上，2011年9月８日开始在两试验井组实施伴注８2天，注入浓度60０mg/ｌ，累计注入药剂量12。３吨。截止11月底，累计增油３00吨.

◆陈37３块热采低效井化学剂冷采吞吐试验获成功

化学剂冷采吞吐试验在陈31１井获得成功，实现累增油，

2、L801块微生物驱油技术

罗801块微生物驱继续保持高效,今年注入施工16轮次，注入菌液56吨,基质32０吨。配气３.8８×1０4方，年度增油12960吨，该项目累计增油11．０5×104ｔ，提高采收率3.7９%。

３、沾３块内源微生物激活试验继续开展

内源微生物驱油技术是通过选择性激活油藏内源微生物,大幅度提高内源功能菌群的数量和代谢活性，利用其代谢活性和代谢产物的综合作用，实现提高水驱采收率的目的。实施了４井次的微生物驱激活剂试注先导试验，从试验结果看，部分井的生产动态有明显的变化。其中Z3－2６井井出现了明显的增油降水趋势，Z３－N12井组对应油井2011.1—10月份累增油1170吨。

(六）加强水井工艺配套和作业跟踪，夯实油田稳产基础

20１１年1月－11月，共实施各类水井作业１79井次,实施转注44井次，分注2８井次，冲换9９井次,大修６井次，防砂２井次.

1、高温深井分注工艺推广

针对井深、温度高的特点,改进形成中低渗油藏高温深井锚定补偿式空心分注管柱和锚定补偿式双管分注管柱，延长分注管柱的工作寿命,降低后期处理难度.２0１1年1－11月共实施1６口,测调1１口，层段合格率81.８％。

２、继续推广双管分注管柱,提高分注井层段合格率

应用双管注水工艺,可以在地面上分别控制流量，能够及时的了解到井下各层的注水情况，封隔器的工作情况.2011年在实施双管分注１1口,11口井层段合格率81％。

３、水井化学防砂工艺

针对出砂严重的水井，挤入防砂剂前,预先对地层充填石英砂，结合地层砂粒径情况，优化防砂剂固相材料浓度，保证防砂材料的强度，根据不同的井况优化防砂后候凝时间，解决出砂严重水井的出砂问题.实施2井次，目前均有效。

4、聚合物堵塞水井増注试验初见成效

通过对地层大排量注水,使地层压力升高,再控制排量放喷，将近井地带聚合物排出,尽可能将近井地带聚合物排尽，延长作业有效期。目前在埕126-3－更９、埕2３—1０、埕２7—斜52、埕2８—斜61等4口井进行了实验，见到较好的效果。

（七）油田自动化在生产中的重要性日益显著

近年来，随着新区产能及老区调整配套工程的建设，自动化设备规模进一步增大,累计投资达到1.7亿元,自动化在生产中的重要性日益显著。为保证自动化设备的正常运行,保质保效深化项目管理，定期排查，从“防"做起,完善电子信息库“治”在效率，加强培训“保”在平时，保证设备在运率≥9７%，设备完好率≥98%，自动化技术应用居全局领先水平。并不断进行技术创新，完成直流母线集中供电的油井群控技术、稠油井生产实时监控技术、压力报警系统、皮带张紧装置研究与应用，取得良好的效果，显著提高油田自动化水平.

三.当前采油工艺的不适应性及技术对策

经过不断探索和实践，逐步形成了适于我厂各类油藏特点的配套开采工艺技术。但是,随着不同油田不同时期的开发需求，部分工艺技术适应性差的矛盾逐步显现出来,主要表现在：

(一)高渗透油藏开采配套工艺技术

我厂高渗透油藏主要是埕东油田、飞雁滩油田、陈庄油田北块等整装油田，开发中存在的问题主要是：

1、埕东东区馆上储层非均质严重；整体处在特高含水开发阶段,含水98．１％，剩余油饱和度低，层间、平面分布零散，常规挖潜难度大。

2、埕东西区为边底水稠油油藏,虽然采取水平井开发，但依然存在含水上升快，产量下降快的问题。

3、飞雁滩油田注水虽然见效，部分水井注水压力高不成配注,地层能量还需进一步补充;油井堵聚、水井调剖工艺技术还有待突破；油水井对应关系有待进一步研究,油井聚合物堵塞的问题依然存在。

4、部分区块水井出砂严重,套管损坏情况严重;注水水质差，影响分层注水测调成功率影响注水效果。

5、注采井网不完善，影响了水驱效果。

为提高主力油田采收率，重点开展好以下工作：

１、强化采油工艺技术配套，提高油田采收率

(1）改进完善堵水调剖工艺，封堵高渗透层，改变注入水的液流方向，提高水驱波及系数从而提高水驱采收率;

（２)通过选层注水、增注、冲换、调配、提液、不稳定注水等方式，改善水井注入状况，减小注水层间、层内矛盾,改善区块开发效果；

（3)加强水井防砂工艺的应用，提高水井注水时率.

（4）利用增注、大修等工艺进一步完善开发井网.

2、加强水平井稳油控水技术试验研究,提高水平井的贡献度

(1)推广开展水平井分段完井工艺,探索延缓底水脊进技术措施;

（2)研究治水问题，即开展水平井超分子堵水等大剂量化学堵水试验;

（3)提液强采,探索底水油藏水平井开发高含水阶段最有效开采方式。

(4)推广水平井解堵、套损井治理技术,提高水平井开发效果。

3、在埕东东区剩余油分布区域,开展小范围侧钻水平井开发配套技术挖掘剩余油,在西区NG4５和ＮG7利用水平井挖潜剩余油潜力.

４、做好埕东二元复合驱相配套的工艺技术，提高驱油单元开发效果

（１）防止窜聚的深部调剖堵水技术的研究；(2）对地层认识的示踪剂技术；（3)采出液处理技术；（4）化学防砂以及堵防一体化技术的研究等；(5)二元驱污水资源化。

５、开展飞雁滩油田转水驱后深部调剖工艺技术研究与应用

(1)聚合物驱后续水驱深部液流转向技术；（2）高窜聚油井堵水技术;（3)聚合物驱水井解堵技术;(４)油水井对应关系重新认识与评价。

6、开展陈庄北区油田深部调驱技术研究与应用,提高水驱效率.

通过优化堵水调剖工艺,改进施工工艺、优化施工参数，探索深部调驱工艺技术，提高堵水调剖效果；与防砂、提液、注采调配等相结合，改善水驱开发效果，提高老油田提高采收率.

（二）稠油油藏开采配套工艺技术

１、稠油注汽热采存在问题

◆薄层稠油存在的问题:

(1）薄层稠油经多轮次吞吐后周期间产量递减大，油汽比低,稳产难度大;（２)多能次后含水上升快，高含水井比例逐年增大，驱替效率低。(3）蒸汽吞吐动用半径小，吞吐半径4５m，井间储量难以有效动,多轮次吞吐后的蒸汽前沿如何突破的问题；（4）套管损坏井逐渐增多；（5）长水平井段动用不均衡问题与多层合采直斜井层间干扰的问题普遍存在；（6）稠油井监测技术有待改进，无法满足剩余油寻找的需要。

◆深层稠油开发存在问题：(1）深层超稠油热采虽然取得显著效果，但注汽压力高,注汽质量差,压力扩散慢，影响热采效果；(2)作业过程中易造成冷伤害严重;（3）深层超稠油水平井注汽管柱不能实现水平井段有效动用；（３）油水关系复杂,部分油井热采含水上升快;(4)深层超稠油注汽汽窜问题存在；（５）隔热管强度不能满足超临界注汽的需要；（6)深层超稠油热采成本居高不下;（７）地面输油、作业难度大.

技术对策：

（1）利用集成热采技术，提高陈庄薄层稠油热采效率。一是推广CO2、HDCＳ热采、三元复合吞吐技术、高温驱油剂、微乳液体系等化学辅助热采工艺技术;二是推广伴注薄膜扩展剂和射流解堵工，降低注汽压力技术；三是推广水平井吸汽和产出程度测试、双管与变密度筛管管柱，解决水平段动用不均等问题；四是开展多轮次蒸汽吞吐后化学辅助冷采工艺技术试验;

（２）建立热采井分类管理分析方式，优化工艺措施结构

第一类：油层厚度较大、周期产量较高的水平井提高全井段均匀动用;第二类:常规转周；第三类:挖潜增产：三元复合吞吐等复合工艺技术；第四类:针对不同低效原因，进行补孔、防砂、注汽，N2辅助转周等措施，进行低效井治理，第五类：经济极限以下油井，维持低水平生产，可冷采助剂。

(３)开展先导技术试验，为提高热采井效果提供技术保障。一是完善注汽井调剖技术，开展氮气泡沫调整注汽面研究；二是开展套损井治理研究,提高套损井热采效果;三是开展陈３７3块井网加密研究，为今后转驱做准备；四是对于层间差异大探索分层注汽、分层采油技术试验；五开展侧钻井挖掘井间剩余油试验；六是开展注汽测试技术的优选，为提高采收率指明方向。

(4）深层超稠油经济开发技术的研究，主要进行优化转周时机、油层处理工艺、注汽工艺管柱、注汽质量监测、合理加热功率的探索。一是开展储层敏感性研究,对储层进行再认识、再评价，研究油层保护工艺；二是开展降低注汽压力技术研究;三是加强注汽参数进一步研究，对注汽用剂和注采参数进行优化设计,降低成本;四是完善注采一体化管柱，提高水平井动用程度；五是对汽窜问题开展封堵调驱技术研究；六是开展深层稠油冷伤害防治及解堵技术研究;七是引进超临界隔热管，完善超稠油修井技术、集输技术研究。八是控水稳油技术储备。

2、边底水稠油油藏开发存在问题与技术对策

存在问题：油井含水上升快。

技术对策:研究稠油油藏堵底水工艺.下步将在精细研究边底水油藏的储层特征、油井的出水规律基础上，优化堵剂配方和施工工艺，引进氮气泡沫、温敏凝胶堵水技术，对高含水油井进行封堵治理。

(三）低渗透油藏开采配套工艺技术

低渗透油藏由于渗透率低、水质差、油层污染等因素，部分注水井长期欠注或停注,造成注采井网二次不完善,使水驱效果差,低产低效井多,产量递减大。同时采油工艺技术在应用中还表现以下不适应性:

１、注水水质、注水井、有效注水矛盾依然突出，影响了注水井措施效果。

2、低渗透油藏注水水窜的问题.目前部分区块已进入高含水期开发，须配套堵水调剖工艺。

3、井身轨迹复杂，泵挂深，偏磨井多。

４、分层开采工艺技术须进一步完善。

5、部分油井供排关系不协调，偏离了工况高效区，系统效率低下。

６、油层保护技术的应用有待加强。作业及洗井过程中存在油层污染严重，油井产能下降大.

7、由于受地应力变化、介质腐蚀、高压注水等多种原因，导致套管损坏井逐年增多。

8、油水对应关系复杂，部分油层改造选井选层难度大

技术对策:

1、强化基础研究,提高低渗透油田开发效果

(1)优化选井选层原则，强化油藏精细研究，确立储层改造方案;（2)开展大型压裂工艺技术研究；（3)推广复合酸酸化工艺、微乳化酸等酸化工艺提高酸化措施有效率;（4)加大油层保护技术的研究应用;(5）推广分层酸化分层开采挖掘层间潜力。

2、认真总结分析，强化机采工艺的配套与应用

（1)推广空心杆清防蜡技术、地面电磁防蜡器器等综合清防蜡工艺;（2）进一步优化管柱结构，提小泵深抽工艺适应性；（3)针对注采对应好地层供液能力强的油井,推广应用高温深井电泵，进一步挖掘油井潜力;(4)推广防偏磨综合配套工艺。配合陀螺测斜工艺，优化设计,加强跟踪，降低多轮次井数，延长检泵周期。

3、继续开展高温中低渗透油藏堵水调剖工艺试验

在进一步强化地质认识的基础上,开展高温低渗透油藏注水井调剖工艺研究与应用，主要包括堵剂和封堵机理、封堵工艺、注入工艺、最大经济效益确定、效果评价方法等内容,通过改进堵剂配方和施工工艺，优化调剖工艺方案，提高堵水调剖工艺在低渗透油田应用效果。

4、继续加大解决油田注水中存在的突出问题

(１)加大水井投入,治标更要治本;（２）发展和完善注水工艺技术，为低渗透油田开发提供技术支撑。一是推广水质生化处理技术,配套钛纳米油管、镍钨磷镀油管;二是改进注水井酸化、降压增注、压裂工艺，提高注水量；三是推广空心配水技术为主，辅助双管分注技术的高温深井分层注水工艺，配套洗井服务器解决无洗井流程水井正常洗井问题。

（四)特殊结构井采油工艺技术

近年来，我厂复杂结构井采油工艺技术取得了长足进展,成为新区高效开发、老区挖潜及提高采收率的重要措施。但在应用中还存在以下不适应性：

1、低渗透油藏水平井采油工艺技术不成熟;２、中渗透稠油大斜度井开采技术目前还不很成熟；3、复杂结构井的分采、分注、堵水以及修井等技术的研究滞后于生产需要;4、水平井水侵、水窜等情况也日益严重。

针对复杂结构井采油工艺技术在应用中表现出的不适应性，下步首先要加强与钻井、油藏等部门的结合,超前考虑新钻复杂结构井的完井方式、投产方式、及配套修井作业措施,降低后期生产难度。同时要在广泛调研和研究基础上，应着力发展和试验以下工艺技术:

1、低渗透油藏水平井压裂工艺技术;2、边底水油藏水平井延缓底水脊进技术：引进水平井找水工艺技术、开展边底水油藏水平井堵底水研究；３、大35—X２0块综合治理配套采油技术;４、特殊结构井分采、分注和修井工艺。

(五）三次采油配套工艺技术

三次采油项目包括埕东西区二元复合驱及罗8０1块微生物驱、陈25块自扩散降粘试验等，存在的主要问题是后备技术储备不足，稳产难度大。主要表现在:

1、飞雁滩聚合物驱后工艺技术的适应性差；2、埕东油田西区实施二元复合驱试验的相关配套工艺技术需要研究和试验；３、L801块空气辅助微生物驱产量出现下降，需相对措施。沾3区内源微生物驱油技术有待进一步优化；4、进行粘弹驱段塞+稠油自扩展剂段塞驱提高采收率技术有待进一步完善。

针对三次采油工艺技术在应用中存在的问题,要在广泛调研和研究基础上，着力发展以下工艺技术:

1、继续研究和试验飞雁滩聚合物驱后续水驱配套工艺技术2、研究应用埕东二元复合驱配套的工艺技术。3、继续跟踪和做好L801块空气辅助微生物驱的开展及效果分析工作，进行堵水调剖技术的可行性研究和分析.推广完善沾3区内源微生物驱油技术；4、在陈庄、埕东老区优选合适井组进行自扩展剂段塞驱替扩大试验。

四、2０12年采油工艺技术工作安排意见

2０12年,采油工艺技术工作的总体思路是:紧紧围绕集团公司“东部硬稳定，西部快上产，非常规大发展”的要求,结合河口采油厂实际，全面实践科学发展观，以“整装油藏稳产、低渗透油藏开发效果改善、稠油油藏高效开发，特殊岩性体油藏工艺配套”为主攻方向，加强技术攻关和集成配套，推进采油工程系统管理工作，进一步提高油田采收率和储量动用率,促进采油厂科学和谐发展。

（一)确保一个目标。即确保全厂产量任务、全所各项生产经营指标的完成

２０12年,工艺所的主要工作目标：全年完成油井工艺措施工作量6３5井次,水井措施5５井次,完成措施增油量24.26×104t；工艺措施方案符合率保持在９4。１%以上。完成局、厂两级下达的科技攻关项目；完成各项采油工程综合方案的编制,及上级领导下达的其它各项任务。

2012年工艺措施完成预测表

项目名称

完成井次

有效井次

有效率％

日增油（吨)

单井日增油

累增油(吨）

单井累增油（吨）

增产措施

防砂

２40

２2５

93.7５

3１２

1。3

56１６0

23４

热采注蒸汽

２20

215

９７。７3

５94

2。7

106９２0

4８6

压裂

4０

3６

90.00

124

3．1

223２0

558

酸化解堵

35

3１

88。57

52.5

１.5

９4５0

270

电泵提液

45

42

93。33

1５7。5

3。5

28３５0

63０

机械卡封

20

18

８1。８

40

2

7200

360

堵水

１0

9

８1.8

20

２

３600

360

大泵提液

２0

18

９０．00

42

2。1

７５60

378

深抽

5

4

8０.０0

6

1。2

1０80

216

合计

６35

598

9４．1

1３48

24２6４0

382.11

恢复措施

防偏磨治理

1５

１4

93．3３

检电泵

60

58

96．67

检电热杆

25

23

９2。００

检螺杆泵

2０

1８

90。00

改空心杆掺水