2-低效稠油水平井治理方法探讨-现河厂

低效稠油水平井治理方法探讨现河采油厂二零一三年一月

近几年来，在稠油油藏开发过程中，由于汽水窜、套损、防砂失效、浅层超稠油举升困难等因素影响，高液高含水、低液低产能、停井等低效水平井比例快速上升。针对水平井的低效问题，深入剖析，加大研发攻关力度，实施专项治理，开展了稠油热采水平井堵水、井况问题井修复、浅层超稠油举升工艺优化等技术探索，取得一定进展，改善了低效水平井开发效果，为稠油水平井的稳产开发进行有益的探索。前言一、低效稠油水平井现状二、低效水平井治理方法的探索三、2013年工作方向目录现河稠油油藏主要分布在乐安油田和王家岗油田12个区块20个单元，动用含有面积77.49km2，动用地质储量10377.16×104t。目前年产油27.5×104t，占采油厂产量的21.6%，连续6年保持平稳上升局面。（一）稠油开发状况一、低效稠油水平井现状草13广9草20草27乐安油田分布王家岗油田分布草33草古125王109王140广气2草古1王90王146目前稠油水平井完钻299口，开井224口，占稠油开井数的54.8%，产量占稠油产量的70.6%。一、低效稠油水平井现状

2007年以来，应用精密滤砂管、充填防砂、分段完井、免钻塞、分支水平井等水平井配套开发技术，实现了一批薄层、出砂、超稠等低品味油藏的动用。（一）稠油开发状况稠油水平井完井管柱滤失水平井逆向挤压充填示意图精密微孔滤砂管免钻塞精密滤砂管分段完井一、低效稠油水平井现状（二）存在主要问题低效水平井产量比例受汽窜、水侵、套管损坏、防砂失效、油层埋藏浅等因素影响，稠油水平井低效问题突出。低效水平井井数比例稠油水平井低效主要表现为高含水、井况问题停井、低液低产能三方面，这三类低效水平井121口，占近年投产水平井总数的40.5%，产量占水平井产量10.8%，挖掘低效水平井潜力，成为稠油上产稳产的主要阵地。一、低效稠油水平井现状低效稠油水平井现状及治理难点，主要体现在三方面：1、汽窜、水侵现象日益突出2、套管破损、防砂失效等井况问题严重3、浅层超稠油举升提液困难（三）低效原因分析

汽窜：储层非均质性强、薄层的草33、广9、草27区块；

水侵：采出程度高的边水油藏草20、草13老区单元；含油条带窄的草13两翼、王140地区。以储层胶结疏松-松散的草27、草13区块为主。油藏埋深浅、原油粘度大的草古125、广气2区块。广9单元汽窜连通图草27单元汽窜连通图草33单元馆一层和馆二层叠合图（1）汽窜原因1、汽窜、水侵现象日益突出近几年动用的低品位稠油油藏，受储层物性、储层厚度、注汽参数等因素影响，汽窜较严重。

目前汽窜主要分布在草33、草27、广9等三个单元，涉及储量285万吨。到2012年底已发生汽窜的注汽井45口，被影响井35口，减少产量2945吨。随着吞吐轮次增加，汽窜问题加剧。（三）低效原因分析单元注汽井影响井数影响井次影响产量广9456406草27444538草333726492001合计4535592945汽窜特点：

1、由“一对一”向“一对多”发展：由初期的“一对一”即一口注汽井与一口油井汽窜，发展到“一对二”、“一对三”、“二对一”、“多对一”

；

2、由层内汽窜逐步向层间汽窜演化；

3、汽窜影响发生时间多样：由初期的正注时汽窜发展为“正注汽窜”、“焖井汽窜”；草33单元汽窜时间统计表

以草33单元为例，注汽期间发生汽窜36井次占总数的73.5%，焖井期间发生汽窜13井次占26.5%。如：草20-平110井，初期影响2口井平88、平112，后期又影响平114、平108、平100井。（1）汽窜原因1、汽窜、水侵现象日益突出（三）低效原因分析分析稠油水平井汽窜原因，主要有以下几点：一是储层非均质性：储层各项异性，导致蒸汽易向高渗透方向指状突进，形成汽窜。例草33馆一为砾岩储层，非均质性强，汽窜井多；而馆二为砂岩，均质性较好，汽窜井少；二是储层薄，注汽参数难确定：油稠需加大注汽量降粘增能，但层薄需易造成汽窜。三是井距近：发生汽窜的油井井距一般120-150m，注汽井和生产井间形成较大的压降梯度，容易汽窜。（1）汽窜原因1、汽窜、水侵现象日益突出（三）低效原因分析含水>95%水平井井数含水>95%水平井所占比例

由于边底水侵入，高含水水平井呈逐年增长趋势，目前正常生产含水大于95％水平井90口，占开井数的40%，水平井高含水问题突出。C13-P26C13-P28C13-P29C13-P30C13-P2347633889.962764490.31343.957.068.36279.55633432438569595807060草13沙一3砂体含水等值线图草南边水边水草20块边底水入侵方向底水（2）水侵原因1、汽窜、水侵现象日益突出（三）低效原因分析水侵原因两方面：①开发期长，地层亏空大，边低水侵入C13-P26C13-P28C13-P29C13-P30C13-P2347633889.962764490.31343.957.068.36279.55633432438569595807060草南边水边水

现河稠油油藏是典型的边底水油藏，容易受边底水影响。其中草20馆陶、草13馆陶、草13沙一二等老区单元，经过20多年的开发，采出程度高，地层亏空大，边底水在压差的作用下逐步侵入。草13沙一3砂体含水等值线图草20块边底水入侵方向底水草南边水（2）水侵原因1、汽窜、水侵现象日益突出（三）低效原因分析②油藏含油条带窄

王140、王90、草13两翼等油藏，含油条带窄，边水突破较快。如王140-平2井据边水约220m，投产初期日油19.2t/d，含水39%，生产68d后边水突破，日油下降至3.2t/d，含水上升至90.5%。边水草13东翼边水入侵方向王140区块边水入侵方向

王140-平2王140-平3王140断块沙二1小层平面图边水W140-P2（2）水侵原因1、汽窜、水侵现象日益突出（三）低效原因分析怀疑套损位置：1003.04m水平段234.42米扩径：1002－1025m草27、草13区块储层胶结疏松-松散、造成井眼扩大率大、注汽过程中套管蠕动；注汽产生的热应力，使水平井段失稳弯曲破坏，造成水平井套管损坏、防砂失效问题严重。其中，草27区块初期筛管完井，因套损严重，后期改为套管射孔+管内充填防砂完井。草27-平2井套损分析套损井井数失控储量104t1288.2防砂失效井井数失控储量104t975.6目前因井况问题导致水平井低效21井，失控地质储量163.8×104t，严重制约区块有效开发。2、套管破损、防砂失效等井况问题严重（三）低效原因分析

(1)注高压高温蒸汽引起的交变热应力水平井无法采用预应力完井，在多轮次蒸汽吞吐采油过程中，套管受高温、高压引起的交变热应力负荷影响。在热应力的作用下，钢材发生屈服，发生局部塑形变形。接头井底套管乐安地区低效稠油水平井井况问题突出表现在套管损坏，归结其原因主要有几下几点：2、套管破损、防砂失效等井况问题严重（三）低效原因分析⑵受井身轨迹影响，施工时对套管造成损伤在钻井完井过程中存在狗腿、波浪轨迹、螺旋轨迹等情况，受造斜段、水平段的影响，频繁作业，油管对斜井段和水平段套管造成伤害。套管内壁沟槽2、套管破损、防砂失效等井况问题严重（三）低效原因分析（3）固井质量及套管质量不良加速套管的损坏

固井质量：完好时，套管截面上的有效应力是均匀的，当水泥环出现缺陷时，套管壁的有效应力剧增,相应的应力集中系数也增加。

套管质量：在相同的内压和地应力条件下，套管居中与套管偏心时的有效应力相差10%-15%，甚至更多，固井时套管不居中明显降低了套管的承载能力。而水平井由于井身轨迹的问题固井很容易存在缺陷，套管存在质量问题，进一步加剧套损。套管偏心有限元计算模型草20-平118井套管脱扣套管内径由154mm缩径至143mm套管节古露出6丝扣2、套管破损、防砂失效等井况问题严重（三）低效原因分析（4）疏松砂岩油藏套管发生应力损坏稠油油藏胶结疏松，注蒸汽过程中产生套管蠕动，导致套管下沉，易造成套管损坏（弯曲、变形、错断）。

通过左图看以明显看出，油层胶结疏松可以引起井筒周围地应力场发生改变，注汽过程中导致油层段的套管应力最大可达530MPa以上。注汽热采井垂向应力井下摄像拍摄的套管错断2、套管破损、防砂失效等井况问题严重（三）低效原因分析草古125油藏剖面图草古125开发层位潜山奥陶系，埋藏深度450-690m；含油面积8.48km2，地质储量为339.2×104t；36℃地层条件下原油粘度84484～168892mPa•s,凝固点17-40℃,属于浅层高凝高粘超-特超稠油油藏。3、浅层超稠油举升提液困难（三）低效原因分析草古125水平井生产效果草古125区块水平井投产5口，目前开井4口，累产油9737t；平均单井周期注汽1347t，产油885t，油汽比0.66，平均生产水平6.1*2.4*59.9%，动液面45m。整体表现：在能量充足情况下，液量低（6.1t），生产参数上提困难，杆柱下行阻力大，导致低液低产，使得区块产能建设方案在投产5井后，暂停实施，仅动用储量30×104t，只占总储量的8.8%。平均单井周期生产效果1347239788563.10.66周期注汽t累液t累油t综合含水%油汽比t/t6.12.459.9日液t/d日油t/d平均含水%平均生产水平3、浅层超稠油举升提液困难（三）低效原因分析

草古125区块浅层特超稠油油藏开发过程中，液面较高，生产参数难以上调，生产液量偏低（6.1方/天），造成低液低产的主要原因：

（1）油层埋藏浅，地层温度低，原油粘度大。

（2）造斜点浅，下泵深度受限；

造斜点：178-260m；油层埋深：450-520m原油粘度：7-12×104mPa.s二、低效原因分析3、浅层超稠油举升提液困难（三）低效原因分析温度（℃）粘度（mPa.s）温增10℃，粘度变化%30293000036105000040601000-79.4950149000-75.216045200-69.667017720-60.80808020-54.74903683-54.08草古126-平2井原油粘温曲线（1）油层埋藏浅，地层温度低，原油粘度大原油粘度对温度敏感性强，温度每升高10℃，原油粘度降低50-80%。通过电加热至井口温度80℃，粘度依然在8000mPa•s以上。草古125油层埋藏浅（450-690m），地层温度低（36℃），热量散失快。3、浅层超稠油举升提液困难（2）造斜点浅，下泵深度受限草古125区块造斜点浅（170-260m），配套Φ70mm环空泵过泵加热开采，泵型适应最大井斜60°，受井斜限制，泵下入到井斜50°井段，对应斜深430-450m，存在参数上调困难。草古125水平井下泵深度序号井号基础数据生产参数造斜点m下泵深度m对应井斜泵下加热长度m1CG125-P1178.41404.9144.74°2170*5*0.32CG125-P2206.2397.7739.1°8070*5*0.43CG126-P1218.0542650.50°4170*5*0.44CG126-P2259.7239636.52°32.1770*5*0.7平均21640643.5440.45草古125潜山举升工艺管柱图3、浅层超稠油举升提液困难杆柱下深每增加20m受力增幅对比（原油粘度13800mPa.s）杆柱下入深度，m垂向重量增幅%杆柱与油管摩擦力增幅%液柱与杆柱摩擦力增幅%3804004.7617.175.264204.3716.315.004404.0015.374.764603.6514.424.554803.3013.504.355002.9812.624.175202.6611.794.005402.3511.023.85管杆受力计算分析：杆重增加幅度远小于抽油杆柱与油管以及液柱之间的摩擦载荷，在这种条件下，管杆重力克服不了所受到的阻力，参数上提受到限制。管杆受力分析（2）造斜点浅，下泵深度受限3、浅层超稠油举升提液困难一、低效稠油水平井现状二、低效水平井治理方法的探索三、2013年工作方向目录三、低效水平井治理方法的探索为了挖掘稠油低效水平井潜力，加大攻关研究，探索稠油低效水平井的治理方法，主要开展汽水窜治理、井况问题修复、浅层超稠油举升三方面研究探索。氮气泡沫调剖凝胶颗粒堵水温敏凝胶堵水复合堵调低效水平井治理方法汽水窜治理井况问题井修复浅层超稠油举升提液液压增力拔滤砂管技术膨胀管补贴修复技术液压整形技术浅层超稠油举升温度场分布研究举升工艺管柱优化井筒电加热工艺优化从2009年开始，针对稠油水平井汽窜、水侵问题，探索稠油水平井汽水窜的治理方法，主要开展四项技术试验：氮气泡沫调剖开展汽窜、水侵治理凝胶颗粒堵水水平井堵水温敏凝胶堵水水平井堵水复合堵调水平井封窜四项堵调技术2009-2010-20112010-2012-（一）汽、水窜治理方法及应用情况三、低效水平井治理方法的探索温敏可逆凝胶氮气泡沫调剖凝胶颗粒泡沫+凝胶复合堵调（一）汽、水窜治理方法及应用情况汽、水窜治理效果工作量（口）累增油（t）

2009-2012年实施水平井汽水窜治理措施124井次，累增油39846t。其中2012年实施53井次，投入总费用5349万元，累增油19196吨，平均单井增油362t，措施有效率89.2%。投入产出比1：1.29。自2009年起，针对汽窜、水侵导致的稠油水平井低效问题，应用高温氮气泡沫调剖技术，加大了对汽窜、高含水水平井的治理。推广应用过程中，不断总结分析氮气泡沫调剖的适应性，确立了技术应用条件，提高实施效果，在低效水平井治理方面发挥了主导作用。（一）汽、水窜治理方法及应用情况抑制水淹高渗条带窜进，减缓生产水淹泡沫泡沫抑制边底水泡沫调剖示意图汽窜治理水侵治理调节吸汽剖面泡沫调剖作用氮气泡沫调剖1、氮气泡沫调剖技术泡沫调剖工艺参数优化

根据实验数据：泡沫剂浓度优选为0.3-0.5％左右；注入方式选择先期注氮气，再采用“N2＋泡沫剂”3段塞注入。泡沫剂浓度优选注入方式优选（一）汽、水窜治理方法及应用情况1、氮气泡沫调剖技术根据不同区块汽窜类型、程度和油井采出程度，开展泡沫剂用量，氮气注入量及注入段塞、注速的参数优化，进一步提高泡沫调剖效果。序号蒸汽注速t/h泡沫剂速度L/h110180～200212210～240315260～300418320～360泡沫剂现场注速

泡沫剂注入时机选择：含水高于80%后，泡沫封堵压差明显增大。低含水井首先预注蒸汽，再注泡沫剂；高含水井直接注蒸汽泡沫剂段塞。泡沫剂现场注速根据蒸汽注入速度确定，一般选择0.15-0.3m3/h。泡沫剂注入时机含水大于80%形成稳定泡沫封堵类型施工时间施工井次措施前措施后初期目前生产情况累增油t措施有效率日液t/d日油t/d含水%日液t/d日油t/d含水%平均生产天数d累水

t累产油t日液t/d日油t/d含水%氮气泡沫调剖20092528.21.993.330.55.083.516817645187332.42.692.169108420101328.52.989.931.36.67915156264769731.83.190.142769220112420.21.393.431.24.984.4169100887973622.12.489.361168520123919.31.89128.25.4811591595862351827.63.687.21521795小计101211.8591.229.35.382.11603343824282426.82.889.632519892009-2012年水平井氮气泡沫调剖效果统计

2009-2012年氮气泡沫调剖实施101井次，累计产油42824t，增油32519t，措施后初期含水率82.1%，比措施前降低9.1%，措施有效率89%。其中2012年实施39井次，平均单井注汽量减少190t，注入氮气48733m3，泡沫剂用量6.1t。累增油15217t，平均单井增油390吨。投入总费用3943万元，平均单井费用101.1万元，投入产出比1：2.97。实施效果取得认识

认识一：氮气泡沫调剖对水侵相对较弱、汽窜初期以及调整吸汽剖面方面的治理效果相对较好。

措施前：（第4周期）生产144天，累油1033t，生产水平29.3*1.9*93.9%，动液面309m。

措施施工：注入泡沫剂5吨，注入氮气67200m3。注汽量1501t，减少1007m3，压力提高2MPa。

草13-平913-P9草13-平9●典型井例

草13-平9●典型井例取得认识措施前周期措施后周期草13-平9措施前后周期生产曲线

生产257天，产油2075t目前19.8*7.1*64%生产144天，产油1033t336m399m309m341m144m动液面

措施后：已生产257天，产油2075t。周期增油1042吨，同期对比增加1254吨。排水期2天，缩短1天，目前生产水平19.8*7.1*64%，液面井口。

在注汽量大幅减少的情况下，本周期生产情况较理想，调剖效果明显。典型井例——草20-平36

措施前：草20-平36井生产层位馆陶一，受边水影响，新投就高含水，生产204天，累产油740t，回采水率363%，动液面井口，生产后期18.6*1.2*93.1%。认识二：强边水侵入井调剖效果差C20-p36取得认识

施工：注入泡沫剂7t，氮气57600m3，注汽1500t，压力12.3MPa。

措施后：生产174d,产油183t，比上周减少557t。峰值2.2t/d，减少6.2t/d。目前生产水平36.3*0.5*98.6%，液面在井口，边水能量较强，导致效果差。

草20-平104为草20馆1井，该井注汽过程中与草20-平102、平112、平88井发生汽窜。措施前：已连续两个周期实施泡沫调剖。注入泡沫剂6t，氮气38400m3。周期产油分别为404、428t。措施前生产水平5.2*0.6*88.3%。典型井例——草20-平104周期作业内容日期注汽量t注汽压力MPA干度%速度t/h生产天数d累液t累油t1新投2011.6250017.1-18.4699.511416567422调剖转周2011.11250018.36799114974043调剖转周2012.3120218.87012.51011665428措施前周期生产效果统计认识三：同井多轮次调剖封窜效果差取得认识周期作业内容注汽量m3注汽压力MPa速度t/h干度%生产天数d累液t累油t2调剖转周250018.39.5709715214123调剖转周120218.897010116654284调剖转周200018.413.568931884183措施施工：第4周期注入泡沫剂6t，氮气38400m3，蒸汽2000t，压力18.4MPa。

措施后：生产93天,产油183t。较上周减少245t，泡沫调剖效果较差。原因分析：同一井上，多轮次调剖治理效果变差。

①泡沫调剖不适应强边水井：泡沫封堵强度低，对强边水封堵能力差。调剖效果分析：末期生产含水＜95%，液面低于100m的水平井实施泡沫堵水后均见效。而对于生产含水＞95%，液面接近井口的油井仅部分见效。②同井多轮次调剖、多井汽窜调剖效果差。泡沫剂封堵压差较小，多井严重汽窜，形成大孔道，若无法实现多井同注，影响调剖效果。泡沫调剖局限性汽窜初期：调剖延缓水窜通道的形成；受弱边水影响井：吞吐期生产末期供液相对较差、液量较低的油井；提前预防，调整吸汽剖面：对储层非均质性强的油井泡沫调剖，实现均匀吞吐，可防止因局部动用程度过大造成边水快速突破。泡沫调剖堵水应用条件取得认识1、氮气泡沫调剖技术性能：1、低温时为低粘度流体，不受挡砂精度的限制，易于注入；

2、高温时（75-90度）转变为胶体封堵大孔道，调整吸汽剖面；冷却后又转为低粘流体。

3、高于160℃丧失温敏特性，高于200℃体系分解。2.0%的温敏凝胶体系的温敏特性凝胶转变点温度：75-90℃可调针对泡沫调剖对强边水影响井的局限性，开展了“温敏可逆凝胶”堵水试验。（一）汽、水窜治理方法及应用情况2、温敏凝胶堵水技术50℃80℃温敏凝胶成胶状况2、温敏凝胶堵水技术温敏凝胶堵水效果2010-2011年实施5井次，累产油5209t，增油2825t，平均单井增油565吨，措施有效率80%。其中2010年实施的效果较好，平均单井增油达到1033t；2011年实施的3井，平均单井增油仅有313t，效果较差。主要原因，堵剂对强边水的适应性、耐温性有待该进。施工时间井号堵剂t措施前措施后目前日液t/d日油t/d含水%天数

累液t累油t日液t/d日油t/d含水%日液t/d日油t/d含水%累增油t

2010草20-平4825029.81.794.377630508192631.17.376.52012.8.25转周805草20-平1940061.70.499.447421391144950.513.174.12012.1.29转周12622011王140-平227626.90.598.15831692189427.23.2872013.1.2转周407草20-平52300封井21516938

515

36.61.296.534.51.795515草20-平3830046.81.89641716976425

42.61.79648197.916平均302330.997.3493

20547

104237.65.385.941.31.496.7565合计10273452092825典型井例——草20-平48措施施工：注入浓度1.5-2%温敏凝胶体系200m3；注入蒸汽2502t，压力12.8MPa。

堵水后：生产776天，累液30508方，累油1926吨，增油805吨。其中明显见效期126天，同比日产油提高2-3.5吨,含水下降8-12%，效果明显。措施前：草20-平48井生产层位馆二，（第2周）调剖转周，生产112天，累油507t，末期30.6/1.7/94%,动液面井口。草20-平48井温敏凝胶堵水效果草20-平48草20-平38典型井例——草20-平38

草20-平38井生产层位馆一，处于草20边水推进边缘。措施前：生产831天,产油1283t，生产水平34.1*1.2*96.2%，动液面170m。措施施工：注入温敏可逆凝胶300m3，蒸汽2500t，压力11.4MPa。

措施后：生产417天,产油425t。较上周减少858t，效果较差。原因分析：边水能量强，凝胶强度低；推出半径近，部分凝胶体系分解。生产831天，累产油1283t生产417天，累油425t温敏凝胶堵水常规转周3、凝胶颗粒堵水（一）汽、水窜治理方法及应用情况针对氮气泡沫、温敏凝胶适应性差，难以满足强边水水平井治理需求，为寻找更为经济、能够有效封堵强边水的堵水工艺方法，研制了新型凝胶颗粒堵剂，并成功开展现场试验，在水平井堵水工艺方法上取得新进展。（1）开展室内研究，开发出适用于现场的堵剂悬浮性实验耐温实验过筛实验凝胶颗粒堵剂构成：超细水泥+凝胶+添加剂。过筛率高：106um筛子过筛率达到100%；耐温性强：堵剂低温不凝固；90℃下3天堵剂初步凝结，但硬度较低；180℃下呈凝固状态且强度较好，因此该堵剂适合高温堵水；悬浮性好：堵剂浆液具有粘弹性，通过凝胶堵塞孔道，起到驻留效果，延长稠化时间。①PNN测井----通过剩余油分布了解见水位置目前应用的测井找水技术②微温差测井、水平段温度压力测井----通过温度场了解动用及出水情况加强油藏认识基础上，利用测试手段找准出水点，针对不同的出水类型和出水部位，采取相应的堵水配套技术。（2）加强PNN测井、微温差测井等找水工艺配套，提高堵水针对性PNN测量图示微温差测试凝胶颗粒堵水效果统计2010-2012年实施凝胶颗粒堵水工艺12井次，累产油10577吨，增油8858t，平均单井增油738吨，措施有效率91.7%。其中增油大于400t的8口，占总数的66.7%，其余4井增油小于200t，总体效果呈两极分化。投入总费用1264万元，平均单井费用105.4万元。投入产出比1：2.5。完井方式井号施工时间堵剂用量t开采方式堵水前堵水后初期目前生产情况生产天数d有效期d产油t增油t日液t/d日油t/d含水%日油t/d含水%日液t/d日油t/d含水%套管射孔草20-平342011.116.2热采571.198.15.7902012.11.6转周6363321065385草20-平162012.235热采0006.487.349.21.99624924917021602平均

25.6

28.50.5598.16.188.949.21.99644329027671987精密滤砂管王140-平12011.116.1热采370.698.210702012.11.4转周635529888583王140-平72011.320热采10099.58.9692012.5.24转周406406434434草13-平422011.820热采41.80.4991.19755198430277345173王140-平42011.925+凝胶60方）热采34.31.196.85.58443.83.492420413973511平均

30.80.598.36.481.449.42.29642534526401701草13-平452010.810冷采29.51.395.63.352.928.39.36782082037583084草13-平342011.1125冷采201002.685270.498366233498400草13-平112012.335冷采36.30.798.13.971.743.20.499262108598439草13-平782012.325冷采11.90.199.21.277.428.501002460460草13-平132012.535冷采23.10.299.12.19024.60.29919232115.783草13-平802012.635冷采250.299.20.99721.30.3991638154.756平均

24.6

21.30.4982.385.428.81.89434220051704062合计12

272

307.95.79851.685320.916.995403277105778858实施效果

套管射孔水平井堵水实施2井次，平均单井累产油1384t，平均增油994t，措施后初期含水率88.9%，下降9.2%，堵水取得较好效果。套管射孔完井水平井堵水生产指标井号施工时间堵剂用量t开采方式堵水前堵水后初期目前生产情况生产天数d有效期d产油t增油t上周产油t日液t/d日油t/d含水%日液t/d含水%日液t/d日油t/d含水%草20-平342011.116.2热采571.198.158.5902012.11.6转周6363321065385972草20-平162012.235热采00050.287.349.21.99624924917021602100平均

25.6

28.50.5598.154.488.949.21.9964432901384994536认识一：射孔完井水平井堵水效果较好，有效期长取得认识22105草20-平17草20-平16草20-平16井位部署

草20-平16井开发层位馆一，原油粘度26213mPa.s，射孔井段长度150m，处于草20边水推进边缘。

措施前：第9周期，生产436天，累液20935t，累油100t，措施前46.8*0*100%，动液面井口。分析认为该井是受草南边水水淹影响。经SNP测井结果显示，水平段多段出水。典型井例——草20-平16（热采）出水层位出水层位出水层位堵水目前49.2*1.9*96%生产436天，累液20935t，累油100t生产249天，累油1702t

堵水后：生产249天，累产油1702t，比上周增加1602t，增油1702t，峰值日油13.t/d，增加10.2t/d，措施后初期含水率74.7%，下降25.3%，堵水取得较好效果。筛管水平井堵水后热采生产统计2011年实施精密滤砂管水平井堵水4井次，累产油2640吨,增油1701t，平均单井增油425t；措施有效率100%。精密滤砂管水平井堵水后热采，初期生产效果较好，但稳产期较短。完井方式井号施工时间堵剂用量t开采方式堵水前堵水后初期目前生产情况生产天数d有效期d产油t增油t上周产油t日液t/d日油t/d含水%日液t/d日油t/d含水%日液t/d日油t/d含水%精密滤砂管王140-平12011.116.1热采370.698.233.810702012.11.4转周635529888583518王140-平72011.320热采10099.5298.9692012.5.24转周406406434434766草13-平422011.820热采41.80.499541.397541.397.54302773451734625王140-平42011.925（+温敏凝胶60方）热采34.31.196.8355.58441.81.895.5420413973511692平均

30.80.598.334.36.481.447.91.696.8425345264017016601认识二：筛管水平井凝胶颗粒堵水后热采，初期效果较好，但稳产期短，递减快取得认识王140-平1

该井2008.4投产，生产层位沙三中41，筛管完井。

堵水前：周期（第3周期）泡沫调剖，泡沫剂4t，氮气7.2万方，注汽2106t。生产233天，累产液7392t，累产油518t，回采水率326%，动液面井口；

2010年11月进行SNP找水测试，测试资料显示：水平段多段出水。出水段典型井例——王140-平1（筛管完井、热采）王140-平1井位部署

堵水后：生产635天，累产油888t，比上周泡沫调剖增加352t，增油507t，峰值日油10.3t，同比下降5.5t/d，措施后初期含水率70%，下降18.2%，堵水后初期生产见到效果，但有效期较短。目前该井上作转周停。

生产264天，累油536t凝胶堵水氮气泡沫调剖生产635天，累油888t日产油>2t76天认识三：筛管水平井凝胶颗粒堵水后冷采仅部分井见效，需要进一步攻关配套实施普通稠油筛管水平井凝胶颗粒堵水后冷采6井次，累计增油4062t，平均单井增油677t，效果两极分化严重，增油大于400t的井3口，小于100t的井3口。井号施工时间堵剂用量t开采方式堵水前堵水后初期目前生产情况生产天数d有效期d产油t增油t上周产油t日液t/d日油t/d含水%日液t/d日油t/d含水%日液t/d日油t/d含水%草13-平452010.810冷采29.51.395.673.352.928.39.36782082037583084674草13-平342011.125冷采20100182.685270.498.236623349840091草13-平112012.335冷采36.30.798.113.83.971.743.20.499262108598439159草13-平782012.325冷采11.90.199.25.31.277.428.501002460460903草13-平132012.535冷采23.10.299.121.32.19024.60.298.819232115.783352草13-平802012.635冷采250.299.230.30.99721.30.398.51638154.756201小计

27.5

21.30.498.016.02.3

85.428.81.8

93.9342200517040622380筛管水平井堵水后冷采效果取得认识草13-平11井测井解释

草13-平11井生产沙二1，原油粘度1701.9mPa.s，筛管段1321.12-1473.94m（长度152.82m）。

措施前：第3周期（上周期）生产175天，累产液5965t，累产油159t，生产水平36*0.5*98.4%，动液面井口，生产高含水。

2012.1.10转周，进行微温差井温测试，测试结果显示：在1350-1450米处，压力温度无异常，微差稳定，为水淹层。草13断块沙二段上1小层平面图草13-平11水淹层典型井例——草13-平11（堵水后冷采）草13-平11井堵水后生产310天，累产油620t，比上周增加461t，增油465t，峰值日油7.3t，同比增加3.8t/d，措施后初期含水率71.7%，下降26.4%。目前生产水平6*0.6*89.6%。堵水初期见到一定效果，由于边水突破，有效期较短。水平井复合堵调示意图边水油层油层凝胶段塞泡沫段塞水平段汽、水窜通道

针对同一井多轮次调剖、多井汽窜调剖效果差的问题，为了弥补这一技术空白，转变思路，开展“远堵近调”复合堵调先导试验。

高温泡沫剂+凝胶复合堵调：先注入凝胶段塞在地层深部形成挡水和汽窜屏障，再利用高温氮气泡沫在近井地带和过渡带进行调剖，改善吸汽剖面。4、氮气泡沫+凝胶复合堵调技术通过室内实验，研发新型耐温耐盐性凝胶配方：用清水配成0.5%的聚丙烯酰胺溶液，分别加入1.0%有机铬+0.2%酚醛交联剂，初步形成了现场复合堵调用剂。热稳定性强，60-120℃不破胶成胶温度60-90℃可调凝胶特点耐盐性能良好稳定时间长，目前实验室稳定时间60天凝胶体系强度大，具有一定弹性，耐剪切能力强4、氮气泡沫+凝胶复合堵调技术

2012年实施氮气泡沫+凝胶复合堵调5井次，累产油1491t，增油974t，平均单井增油195t，措施有效率100%，措施后初期含水率75.2%，比措施前降低11.5%，目前平均生产水平32.0*4.1*90%。投入总费用456万元，平均单井费用91.2万元，投入产出比1：0.8。由于生产时间短，目前3口井持续有效，效果继续观察。2012氮气泡沫+凝胶复合堵调生产效果井号堵剂用量措施前措施后初期目前生产情况累增油t

凝胶t氮气量m3泡沫剂t日液t/d日油t/d含水%

日液t/d日油t/d含水%

生产天数d累产液t累产油t日液t/d日油t/d含水%草20-平101

53360068.62.768.620.210.249.21401540486.611.27转周293草20-平85

55760064.20.783.3179.345.1120145656511.30带产转周488草37-平2

533600745.6295.647.93.293.2138662532145.31.39767草20-平112

1.53840057.63.454.16.9010055118721520.88.257100草13-平221.567200634.61.894.830.22.890.728811.55930.33.289.620小计3.646080620.12.186.7235.775.2

93112731491324.287

9744、氮气泡沫+凝胶复合堵调技术草20-平85草20-平85井位部署图

草20-平85生产层位馆二，油藏顶面埋深890m，割缝筛管完井，筛管完井（1044.29-1244.16m），筛管段产度177.02m。原油粘度26568mPa.s。措施前：该井注汽与草20-平87相互影响、受草20-平101井影响。第4周期生产142d，产油426t，均油3.7t/d。泵挂847m，后期动液面806m，供液不足。草20-平85措施前生产状况典型井例——草20-平85

措施施工：注入凝胶5t，施工压力2-6MPa；注汽2437t，最高压力17.2MPa（较上周高0.6MPa）。

措施后：目前该井生产120天，累产液1456t，累产油565t，比上周增加139t。峰值9.5t/d，比上周增加1.5t。目前带产转周。取得认识：

氮气泡沫+凝胶复合堵调技术正处于试验初期阶段，凝胶堵剂的配方正进一步优化。(1)氮气泡沫+凝胶复合堵调技术试验，拓宽了堵调技术思路；(2)需要进一步提高凝胶堵剂的封堵强度、耐温性、稳定性等性能；(3)复合堵调施工工艺需要深入论证，对凝胶堵剂的施工用量、推出半径等参数进行进一步进行优化。4、氮气泡沫+凝胶复合堵调技术针对稠油地区套管损坏、防砂失效等水平井井况问题，重点开展了四项修复技术应用。井况问题水平井应用技术液压增力拔滤砂管重新防砂技术膨胀管补贴修复技术防砂失效套管损坏液压整形技术（二）井况问题井治理方法及应用情况

1、液压膨胀整形技术（二）井况问题井治理方法及应用情况应用液压膨胀整形技术，采用液压方式在轴向产生大负荷推力，实现变形套管的整形恢复。套管锚定装置液压动力总成整形工具技术指标：

Ø51/2in：额定推力600KN，整形范围67mm-118mmØ7in：额定推力1300KN，整形范围100mm-153mm

草20-平118应用水平井液压整形工艺进行分级整形的方法，利用两种规格（145、156）的胀头进行分级整形，轴向推力最大达到795KN，胀头通过缩径位置，治理后，用152*1200mm通径规顺利通过，成功恢复了生产通道。

2、膨胀管补贴修复技术（二）井况问题井治理方法及应用情况利用锥型膨胀器，通过液压，把井下的钢管膨胀到预定的设计直径，从而达到治理目的。

草27-P24井，2009年3月新投，生产一个周期内发现套管错断，采取了以下四项措施：1、选择了性能合适的泥浆体系，平衡地层压力，在漏失部位泥浆造壁，屏蔽了地层，抑制出砂问题。2、使用了“柔性膨胀头”－－对错断套管上下两端强制扶正；利用“异型膨胀管”－－－满足套管曲率及补贴的需要。3、采用“热采井膨胀管软金属密封加固补贴方法”，保证高温注气条件下补贴管密封的需求。4、对膨胀胀头、膨胀管的外径和长度按照套损处套管的曲率进行优化。该井实施补贴后，历经四个周期，累计产油4523.23吨。（二）井况问题井治理方法及应用情况

稠油水平井有8口井出现滤砂管失效现象，采用井下液压增力拔虑技术对草27-P5和草27-P29两口井实施拔滤重新防砂，取得成功。

该技术是利用液压增力器打压时，在卡点处产生大吨位的拉力，使井下落物产生移动；其中提放式可退捞矛，可通过上提下放实现轨道换向方便可靠的实现打捞管柱与鱼顶的对接和释放，拔出井内防砂管柱，重新防砂，恢复防砂效果。

草27-平5使用液压增力拔滤砂管重新防砂技术，打压15Mpa，顺利拔出井内70m滤砂管，重新下入滤砂管，循环充填，恢复防砂，目前该井已经生产6个周期，累产油5977t。3、液压增力拔滤砂管重新防砂技术取得认识（二）井况问题井治理方法及应用情况1、应用非常规膨胀管补贴修井技术可打破常规，采用“柔型膨胀头”、“异型膨胀管”、“金属密封环”能够解决稠油热采水平井套管错断、破漏问题，是一种较理想修井技术。2、井下液压增力拔滤砂管重新防砂技术：操作简单;拔滤成功率高。。（三）浅层稠油举升提液技术针对草古125区块浅层超稠油举升提液困难的问题，开展攻关，主要开展了以下三方面的工作：1、浅层超稠油举升温度场分布研究2、举升工艺管柱优化3、井筒电加热工艺优化开展的研究工作1、浅层超稠油举升温度场分布研究产液温度随深度变化曲线由于油藏埋深较浅，地层温度低（36℃），注汽后热量散失较快，热能损失大，导致热采效果差。（三）浅层稠油举升提液技术不同产液量电加热条件下，流体温度在井筒分布曲线相同加热功率，产液量越低，热量散失越快，井筒温度越低。动液面处存在拐点，井口温度易造成假象。1、浅层超稠油举升温度场分布研究（三）浅层稠油举升提液技术2、举升工艺管柱优化（三）浅层稠油举升提液技术不同地层温度下产液温度测算地层温度80℃100℃120℃200℃推荐泵挂环空泵特质大缝