297 推進技術、管理進步 不斷提高采油工藝應用水平 中原油氣田股份有限公司采油四廠 二 二 年 十 二 月 298 目 錄 前 言 297 第一部分 油田生產概況 299 第二部分 工藝技術的發(fā)展狀況 300 一、完善配套水質達標技術，保持水質穩(wěn)定 300 二、注水工藝技術 303 三、油層改造工藝技術 314 四、機采配套工藝技術 325 五、水井調驅先導試驗 341 六、修井工藝技術 342 第三部分 生產管理進步 345 一、躺井控制工作 345 二、應用先進技術提高生產管理水平 348 三、綜合應用各種新技術，降低采油成本 352 第四部分 工藝上存在的主要問題 355 一、產量結構不合理，穩(wěn)產基礎差 355 二、 注水啟動壓力高，注水困難 356 三、 改善兩個剖面技 術未形成規(guī)模 357 四、井下技術狀況差，大修難度大 359 五、油井偏磨現象普遍存在 361 第五部分 下步發(fā)展對策 363 一、工作思路 363 二、 下步工作重點 363 299 前 言 近年來，我廠 認真貫徹落實分公司有關會議精神，從文南油田實際情況出發(fā)，以經濟效益為中心，以油氣上產為主體，狠抓注水工作，大力推進科技進步，精細采油管理，完善各項規(guī)章制度，堅持“穩(wěn)定水質、調整剖面、有效注采、保護井層、控制腐蝕、高效節(jié)能”的工作方針，緊密圍繞控制躺井、延長檢泵周期、提高泵效，注夠水、注好水，增儲挖潛、高效節(jié)能等方面開展工作，在產量壓力大且成本緊張的情況下，較好地完成了分公司下達的油氣生產任務，連續(xù)幾年實現了油氣產量爬坡，單位成本得到有效控制。 300 第一部分 油田生產概況 截止到 2002 年 10 月，文南油田共有油水井 749 口（不含報廢井），其中油井 516 口，水井 233 口。油井開井 403 口，日產液5300t，日產油 1492t，綜合含水 其中，抽油井 392 口，開井 335 口，日產液 4172t，日產油 1351t，平均單井日產液 均單井日產油 4.0 t，綜合含水 平均泵掛深度 2094m，平均視動液面 1348m，平均視沉沒度 746m，平均泵效 平均檢泵周期 459d。 注水井總數 233 口，開井 144 口，日注水量 13964均單井日注 97 中籠統注水 144 口 ，開井 84 口，日注水量 7880 層注水井 102 口，開井 60 口，日注水量 6083.5 報廢油水井共有 395 口（油井 234 口，水井 161 口），其中 2002年再利用報廢油井 77 口，日產液 1050t，日產油 150t， 301 第二部分 工藝技術的發(fā)展狀況 文南油田屬典型的高壓低滲復雜斷塊油田。油藏埋深2210藏溫度高 (92 140油藏原始地層壓力高（ 32 壓力系數高（ 平均 空氣滲透率 10透率變異系數 透率級差為 示較強的非均質性。 原油密度低（地面原油密度 ,原油粘度低（地下原油粘度 s），原油含蠟達 20%，屬石蠟基原油。 這些特點決定了在文南油田進行各項工藝技術的難度，加上近年來油田開發(fā)中暴露出腐蝕、偏磨、注采調整、剖面改善、系統效率等諸多問題，需要采油工程師們在工作中不斷探索、認真研究解決。 近幾年來，在各方面的支持和幫助下，在大家的共同努力下，文 南油田的 工 藝技術不斷發(fā)展進步，較好的滿足了油田開發(fā)的需要。 一、完善配套水質達標技術，保持水質穩(wěn)定 不斷強化注水水質技術管理，在系統配套的技術改造中加大科技攻關力度，實現了站內和井口水質“雙百”達標。主要開展了以下幾方面的工作： 1、 “清污水混合處理工藝技術”的不斷完善 302 “清污水混合處理工藝技術”在文二污水站的成功應用，雖實現了水質達標，但當來水含油波動大、來水量出現波動或濾罐反沖洗時則時常出現水質波動。究其原因，主要是前期除油效果差，加藥量不能隨處理量的變化而變化以及濾罐過濾負荷過大所致。根據這一 情況，我們對文二污水處理站進行了進一步的改造完善。改造的主要內容是： 一是針對目前文南油田注水量不斷增加，污水處理能力嚴重不足的問題，于 2001 年 11 月份開始對文二污水處理站污水處理流程進行了擴建，并于 2002 年 5 月完工投產，使污水沉降罐由 2 俱增加為 3 俱，局部日處理能力由過去的 15000加為 21000水沉降時間比過去增加了二分之一，大大增強了污水沉降效果。 二是針對文二污水處理站高含水罐至收油罐的原玻璃鋼管線管徑小、輸送能力嚴重不足，且經常出現穿孔等問題，對該管線進行了更換，共更換 500 鋼骨 架復合管線 300 米，目前運行良好。 三是針對萬方池提升泵、污水濾罐、誘導浮選器等污水處理過程中的薄弱環(huán)節(jié)，制定了改造和擴建方案，目前正在施工中。 經過幾年的不斷實踐和摸索，“清污水混合處理工藝技術”得到了全面發(fā)展和完善，形成了一套以“多級除油混合殺菌加藥沉降加壓過濾穩(wěn)定外輸”為主線的獨特的水處理工藝流程（圖 1），并具有成本低、水處理效果好、污泥量小、運行操作簡便、水質穩(wěn)定等優(yōu)點。 303 清水 2 原油脫出水 洗井回水 4 3 5 圖 1 文二污水站清污水混合處理工藝流程圖 2、繼續(xù)推行注水水質“按質、按量論價”的管理辦法 ：進一步強化技術監(jiān)督機制，充分調動了人的主觀能動性，在運用經濟手段強化技術和管理的同時，推進了技術進步和管理進步。 3、有效及時地開展了污水處理過程中“污垢定位沉積”和“降低泥垢產出量”的技術攻關研究 采用目前國內外先進的動態(tài)結垢模擬試驗、巖芯流動試驗、掃描、化學分析等綜合研究手 段，在收集、調研國內外相關資料的基礎上，經過大量室內、現場實驗等研究工作，使“攻關研究”的課題取得了成功。 已由 到了 A 劑投加量下降了三分之二，日產污泥由 27t 降為 5t，下降了 81%，水質合格穩(wěn)定。通過“污垢定位沉積”項目的研究實現將污垢指定在沉降罐處，從而大大改善污水處理系統的運行效率。這兩個項目的全面應用在降低加藥成本、控制污泥產出量，確保水質穩(wěn)定，提高注水開發(fā)效果方面發(fā)揮了重要作用。 5000含水罐 500式自然除油罐 誘 導 氣浮選器 斜管 沉降罐 緩沖裝置 濾罐 反應器 凈化水罐 304 4、對部分注水干線、支線，回水管線進行了清洗和更換 近幾年來共更換注水干線 1923m，新建、更換回水管線 5 條4199m，清洗注水支線 5 條 4160m，確保了達標水質在井口的穩(wěn)定。 5、水質穩(wěn)定技術的井下延伸 針對光油管注水井長期采用油管正注方式，環(huán)空“死水”水質惡化造成的井下管柱結垢、腐蝕和井底水質污染問題，在井口水質達標的前提下，通過將正注井改為油、套合注，減少了井底水質污染因素。 6、加強藥品監(jiān)測、堵住不合格藥品流入 在水質處理中，加藥也是重要的關鍵環(huán)節(jié)之一，而藥品質量的好壞直接關系到處理后的水質，為此，我們由有關部門、單位組成協調小組，按照分工各司其職，互相監(jiān)督，對藥品 的質與量進行嚴格把關，確保了水質的質量和水質的穩(wěn)定。 二、注水工藝技術 1、強化注水井降壓增注工作，見到了好的效果 自油田投入注水開發(fā)以來，增注工作經歷了逐步認識、逐步改進完善的過程，先后應用過土酸、膠束酸、濃縮酸、稀土酸、自生氣熱力酸、粉末硝酸等酸化技術。施工工藝也由最初直接注酸完善為：井筒、炮眼清洗 地層預處理 主體液處理 后置液處理 殘酸返排 洗井投注；同時也配套了投球、轉向、卡封等分層布酸技術。這些增注技術的應用為我廠降低注水壓力，完成 305 配注，起到了應有的作用，但增注效果存在逐年變差的趨勢。 99年我們 對歷年 69 口酸化增注水井，按區(qū)塊、層系進行效果對比發(fā)現，儲層物性相對較好，滲透率在 60 10上的增注效果較好，措施有效率在 85%左右；滲透率在 30 10下的效果很差。分析認為其主要原因是：以土酸為主體的酸化液體系：酸巖反應速度快，處理半徑小，酸化過程中易生成氟硅酸鹽沉淀，酸量過大會傷害巖石骨架，不適宜低滲透泥質地層酸化處理；大部分地層酸敏性礦物含量較高；因地下斷塊復雜，對油、水井地下對應連通認識也存在一定偏差。通過總結分析找出了增注工作的經驗和教訓，并開展了大量的室內研究試驗， 形成了以深穿透緩速酸酸化體系為主的降壓增注工藝。 深穿透緩速酸化體系由低碳有機酸、 巖緩速酸、防膨劑、緩蝕劑、防乳化抗酸渣劑、石蠟分散劑組成，與土酸體系相比具有如下特點：具有高溫緩蝕性能，酸液腐蝕速率低（不大于3g/酸巖反應速度低，是常規(guī)土酸反應速率的 1/10，能有效增加地層處理深度；由于 巖緩速酸的水解產物是一種高效硅沉淀阻止劑，酸化過程不產生氟硅酸鹽沉淀，防范了處理過程產生新的污染；酸液具有很強的清洗有機沉積物能力和防乳化抗酸渣性能；適合于低滲透、泥質、酸敏地層的酸化處 理。在近幾年應用中取得較好的增注效果（見表）。 306 1999 酸化增注效果統計表 年份 井次 有效率 % 單井增水量 均有效天 數 d 平均壓降 999 13 74 3554 72 11 2000 29 89 4133 89 7 2001 26 88 3724 87 7 2002 16 708 85 7 2、不失時機地開展高壓分注工藝 1990 年以來，相繼開展了油套分注、雙層（三層）自調分注和空心配水等分注方式，經歷了一個不斷嘗試、不斷否定、不斷反復的曲折過程。 由于受注 水水質、封隔器耐壓差強度和有效期等因素的制約，雖然沒少做工作，但高壓分注的進展不大。近年來在油田注水水質有了明顯改善，達到了低滲油田注水水質標準的情況下， 在總結以往多種類型封隔工具應用的基礎上，引進高性能的 隔器，對注水層位上部非套變井段的漏失井、上部層段水淹井，實施卡堵漏、注單層和分層擠堵等，均獲得了成功，為文南油田實現高壓分注工藝帶來了曙光。通過近幾年的不斷改進完善，推動了該項技術的全面應用，并見到了好的效果。 （ 1）高壓油套分層注水工藝： 該工藝主要由井下工藝管柱和地面配套工藝流程組成。 整套工藝設計示意圖如下： 307 接 頭 2 - 堵 頭 3 - 密 封 圈4 - 殼 體 5 - 水 嘴 壓 絲 6 - 水 嘴7 - 密 封 圈 8 - 密 封 圈 9 - 密 封 套1 0 - 水 嘴 套接 頭 2 - 堵 頭 3 - 密 封 圈4 - 殼 體 5 - 水 嘴 壓 絲 6 - 水 嘴7 - 密 封 圈 8 - 密 封 圈 9 - 密 封 套1 0 - 水 嘴 套圖 2 油套分注工藝示意圖 井下分注工藝管柱主要由高性能的 流器、坐封球座、底部球座等組成。 地面流程主要由油套分注嘴子套、水表及水表總成、油套單流 閥、控制放壓水嘴套等組成。 1 接頭 2 堵頭 3 密封圈 4 外殼 5 水嘴壓帽 6 水嘴 7 密封圈 8 密封圈 9 密封套 10 水嘴套 圖 3 油套分注水嘴示意圖 來水油套分注嘴子套回水油層連通閥水表總成單流閥控制放壓嘴子套油層 器座封球座節(jié)流器底部球座人工井底 308 （ 2）高壓油套分層定量配水 ：是通過在地面油套分注水嘴套里安裝不同直徑的水嘴來實現的，因此分層定量配水最關鍵的問題是 選出合適的水嘴。 (1) 選擇水嘴的原理 在油層無控制注水時，注水量、注水壓力和吸水指數的關系為： (2) 分層注水量的理論計算 油層無配水嘴控制時，計算分層注水量公式 Q = K P P = P 井口 + P 靜水柱 P 啟動 P 管損 油層有配水嘴控制時，計算分層注水量公式 Q 配 = K P 配 P 配 = P 井口 + P 靜水柱 P 啟動 P 管損 P 嘴損 在現場應用過程中，由于實際注水量會隨地層壓力而變化，當壓力平穩(wěn)后，可根據地質要求按下式選取水嘴： (3) 高壓油套分注工藝技術的改 進與完善 在現場應用過程中，為更好地取全取準各項資料，滿足油田開發(fā)需要，我們對該工藝進行了改進和完善： 嘗試油套分注井的上段剖面測試 1212 309 為滿足油套分注井上段測剖需要，對分注井口進行了改進，改進后的井口工藝流程（如下圖）使同位素投放口能同時置入上下層段，共對（ 13333333 口井進行了測剖，所測結果準確，嘗試成功，實現了一次就能測出全井各小層的剖面資料。 放壓水嘴套分注水嘴套同位素投放口來水回水圖 4 改進后的分注井口 優(yōu)化井口試壓管柱 隨著文南油田超高壓（最高注 水壓力 水工藝的實施，以前井口試壓管柱滿足不了現場需要，分注井投注后經常出現井口滲漏，在整改井口過程中常常導致封隔器失效，為此我們設計了耐 70壓的試壓管柱；同時對試壓封隔器進行了改進，保證了井口試壓的可靠性。 研究適合文南油田不同壓力等級的分注管柱 文南油田自 2001 年 2 月開始實施提壓增注，使部分注水井井 310 口壓力高于 40高注水壓力達 這種注水情況下，引進 隔器，組成新的耐高壓差分層注水管柱。 在引進耐高壓差封隔器之后，對全油田的分注井進行了調查摸 底，根據不同區(qū)塊、不同注水壓差，確立了適合文南油田的不同壓力等級的兩種分注管柱，從而簡化了分注管柱的類型，方便了生產管理。其管柱分別為： a、壓差小于 35分注井主要用 注管柱； b、壓差大于 35分注井主要用 注管柱。 加強方案的前期論證工作，確保分注實施成功率 方案的論證是確保分注成功的前提。地質方案必須搞清分注目的，出示歷次測試的吸水剖面、吸水指示曲線及對應的油水井連通關系圖。工程方案必須查清井史、井身結構、井斜數據，并提供詳細的分注管柱圖及施工要求。同時加強作業(yè) 、工程、地質協作，及時反饋有關問題。 2002 年分注、換封方案 41 口井，實施成功 37 口井，因井況問題未實施成 4 口井，實施成功率 改進施工工藝 a、針對水力壓差式封隔器下井時驗封球及底部凡爾球導致洗井壓差大、洗井不徹底的問題，在管柱設計上，改進球及球座的幾何尺寸，在施工中采取先不裝凡爾球的方法，待洗井合格后依次投入凡爾球，實現驗封及投注一次進行的目的，使該管柱既可反洗井又可正洗井，從而解決了這一問題。 311 b、在分注井的調配上，繪制了流量、壓差、水嘴關系曲線，極大地方便了現場測試調配選擇水嘴工作。 c、在地面工藝流程上設計了單流裝置，有效防止了在停注或來水壓力低時油、套管內水的串通。 (4) 強化分注井的管理 在停注過程中，先關籠統注水井，再關分注井。 在分注井關井時，先關套管再關油管，分注井開井時，先開油管再開套管。 定期開展分注井驗封大調查，摸索出一套行之有效的驗封方法。 3、提壓增注 針對文南油田主力吸水層已大面積水淹，而二、三類油藏無法有效啟動的嚴峻開發(fā)形勢，我廠敢于打破舊的條條框框，集中精力開展了提壓注水工作。提壓注水共分四步進行，先易后難，循序漸進。 第一步：利用 700 型水泥車 進行單井提壓試注。 第二步：以區(qū)塊為單元的提壓試注。 第三步：增壓泵站提壓注水的全面推廣。 第四步：單井單泵提壓注水。 截止 2002 年 10 月底， 已提壓的增壓泵站數達到了 21 個， 現場實施提壓增注井 91 口，目前仍繼續(xù)提壓增注 67 口井， 平均注 312 水壓力由 至 均提壓 統計 2002 年 10 月底的 67 口提壓增注井提壓前后吸水量的變化，提壓注水前日注水量 3826均單井日注 57壓增注后初期日注水量 7753均單井日注 116前日注水量5159均單井 日注 77均單井日增注水量 20 通過連續(xù)兩年的提壓注水工作，使我廠注水能力得到了大幅度提高，今年 2 月份，我廠日注水量首次達到 15000上， 5月份日平均注水量更是高達 15050前，全廠有效日注水量一直保持在 14000右，同時，注水井配注完成率也得到了大幅度提高。 4、注水井高壓精細過濾器 2001 年以來，我廠在低滲塊和低滲井安裝了過濾精度為 1 別是在新投建的 23#、 79#、 82#等 3座泵站配套使用了組合式高壓精細過濾器，每座站 4 臺，累計最大過濾能力為 40m3/h，實現了增壓泵站來水的整體精細過濾，使今年新投入注水開發(fā)且物性較差的文 79 北塊和文 179 塊從一開始注水就實現了精細過濾。目前全廠高壓精細過濾器總臺數已達到了 29 臺，使 26 口井實現了注入水精細過濾。 5、注水井調剖工藝 文南油田自 89 年開始應用注水井調剖工藝，先后應用了脂、 玻璃 313 策、單層擠封等調剖技術。調剖劑分類型為凝膠凍膠類、沉淀類、樹脂類、固體顆粒類。從現場應用情況看，凝膠凍膠及沉淀類調剖劑耐壓低、有效期短；樹脂類調剖劑成本高 、風險大應用效果不理想； 策技術適宜于解決區(qū)塊大厚度的層內矛盾，不適合非均質嚴重的油田。 1999 年在得到 策技術啟發(fā)，借鑒以往調剖工藝技術的經驗與教訓的基礎上，深入分析了存在的問題，結合油田的地質特點，為此提出了單層擠封工藝思路，其目的在于封堵水驅效率較高的高滲透吸水層，啟動、類層。研究開發(fā)的堵劑性能指標如下： 耐礦化度 20上 對目的層封堵率在 99%以上 突破壓力梯度 39m 耐溫 130 可泵性好，地面配制粘度 解堵率 90% 2000 年進入現場試驗 ，依據井層狀況，設計合理的濃度梯度，采取大劑量、高強度封口的施工工藝，當年實施 6 井次，吸水剖面均得到改善，對應油井見效明顯。例如 2000 年初對該井調剖，共擠注調剖劑 240高擠注壓力為 43剖前后測剖（注水剖面變化詳見下圖），啟動新層 4內 9 號層 314 應油井 2000 年 3 月初開始見到水效果，見效前日產液 產油 合含水30%，見效后日產液 產油 合含水 36%，累計增油 1660t。 注水井單層擠封技術的研制成功，使得調剖成為文南油田穩(wěn)油控水的一項重要的工藝技術，且取得了較好的措施效果（效果見下表），為油田的注水開發(fā)探索出了一條行之有效的路子。統計2000 年至今，在注水井上實施單層擠封工藝 20 口井，措施有效率80%，有效期 150d，對應油井見效增油 9000 余噸，實現了封死高滲層，有效啟動低滲層的目的。 圖 5 W 7 9 - 6 1 井 注 水 剖 面 變 化 圖0 10 20 30 40 50 60 施前相對吸水% 315 表 2 顆粒類調剖劑措施效果表 調剖劑類型 施工井次 對應油井數(口 ) 見效油井數（口） 累計增油 (t) 95泥漿體系 31 54 17 1570 97I 決策體系 12 27 7 1222 層擠封體系 20 31 11 9122 合計 63 112 35 12322 三、油層改造工藝技術 1、壓裂工藝技術 （ 1）壓裂工作量及效果 2002 年 1份全廠實施壓裂 54 井次，沒有一口油井壓裂后出現暴性水淹。其中老井壓裂 39 井次 ,有效 34 井次，累計增油 15327t，平均單井增油 451t，壓后平均單井日增油 井壓裂 15 井次 ,有效率 80%，累計增油 9931t，平均單井增油 828t，壓后平均 單井日增油 表 3 采油四廠壓裂效果對比 時間 總井次 有效井次 有效率 % 平均有效期 d 年增 油 /t 平均單井增油 t/井 平均單井日 增油 t/井 井 2001 38 38 100 80 18793 495 002 39 34 04 15327 451 比 +1 +24 44 井 2001 4 4 100 97 2904 726 002 15 12 80 126 9931 828 比 +11 +8 +29 +7027 +102 316 （ 2）壓裂的做法 ：從 2001 年 壓裂引效井的成功上我們認識到：與依靠自然能量相比，壓裂引效井具有能量充足、有效期長、增油效果顯著的特點，所以今年壓裂工作的方向從油層改造轉向壓裂引效上。同時，優(yōu)化壓裂設計，改善壓裂效果。壓裂引效的關鍵是根據地質特點和具體生產情況確定合理的壓裂規(guī)模和設計縫長。一般情況下，對壓裂引效井設計以短寬縫為宜，設計縫長控制在 1/3 井距內，平均砂比在 25%以上。 表 4 壓裂引效 與油層改造效果對比 總井次 有效井次 有效率 單井日增油 /t 累計增油 /t 油層改造 19 15 857 壓裂引效 20 19 0470 （ 3）不斷完善壓裂技術配套 裂縫強制閉合技術 該技術通過合理選擇支持劑、優(yōu)化泵注程序、完善添加劑等手段，實現壓裂后立即采用 3嘴放噴， 4 小時后視壓力情況逐級放大油嘴放噴，盡量減少壓裂液對儲層污染。在 179 3口井上采用裂縫強制閉合技術，即在前置液中加入 5陶（粒徑 采用分段 破膠，并加大破膠劑用量，在原 4壓裂后立即采用 3嘴放噴，取得了相關數據。 應用粉砂降濾失技術 317 在前置液中加入 砂，這些粉砂能夠進入許多細微的裂縫和通道中，借助水力切割作用對彎曲裂縫進行沖刷使其光滑，降低裂縫摩阻，可減少壓裂液的濾失，防止壓裂過程中過早脫砂，實現主裂縫深穿透，延長有效期。試驗表明，粉砂形成的支撐裂縫導流能力相對較低，但仍然高于地層的原始滲透率。粉砂作為降濾失劑壓裂 13 井次，平均單井日增油 工成功率100%。 斜井壓裂技術 由于 隔器對于井斜大于 30的井坐封困難，卡封壓裂工藝一直要求井斜在 30以內。 2002 年 9 月 18 日我廠在定向井文 79上采用 封隔器壓裂，獲得成功。該井壓裂井段 裂層段井斜 36，封隔器深度 2908m，破裂泵壓 63砂 5液量 泵壓力21個過程施工順利。 開展裂縫監(jiān)測技術。借助裂縫監(jiān)測數據，既可以驗證壓裂方案設計和對地層的認識同時也能為周圍鄰近井壓裂優(yōu)化設計提供 可靠依據。 2002 年采油四廠實施裂縫監(jiān)測 51 井次，其優(yōu)勢裂縫延伸方向為北東東向。 大規(guī)模、高砂比施工工藝 近年來，我們借鑒 98 至 99 年與廊坊分院合作在文 88 塊進行整體壓裂改造，取得明顯效果的經驗，走高砂比壓裂設計路線。 318 該工藝可以使裂縫在垂向及水平方向上均得到最大量的填充，而且對裂縫面及支撐砂堤污染小并能有效控制縫高的發(fā)展。在壓裂設計時，我們通過對比分析及模擬，提高了砂比，階段最高砂比達 45%，平均砂比提高到 30%，提高了裂縫導流能力。統計文南油田 2002 年壓裂井 34 井次，平均加砂強度 m，平均 其中 19 井次壓裂井加砂強度大于 m，平均單井日增油 15 井次加砂強度小于 均單井日增油 日產油量大于 10t/d 的井中，有隨著砂比的提高日產油量逐漸增大的趨勢。因此，在地層條件允許的情況下，盡量采用大規(guī)模壓裂方式，提高砂比能夠提高油井的產能。 另外，近幾年來，水井壓裂進行了多次嘗試，嘗試過不加砂壓裂，酸化壓裂等技術，雖整體上壓裂后初期注水壓力較低，但是短時間內 注水壓力上升很快，單井累積增水量較少，有效期較短，總體上沒有大的突破，以后建議開展水井壓裂工藝 技術專項研究，注水井短寬縫壓裂工藝技術試驗，爭取在水井壓裂上有所突破，解決文南油田注水壓力高，注不進的難題。 2、化學堵水技術已成為主要增產措施之一 文南油田自 1991 年 開始化學堵水試驗， 97 年應用顆粒類堵劑取得重大突破，通過近年來堵劑配方的改進與配套工藝的完善，已形成了特有的適宜低滲透油藏的油井堵水技術。 1991 年至今已實施 247 井次，累計增油 噸，為文南油田的開發(fā)做出了 319 積極貢獻。堵水工藝的日益成熟，是通過在不斷探索、不斷試驗的歷程中總結經驗教訓，才有今天的成績。 第一階段 : 從 1991 年 至 1993 年，采用水玻璃復合堵劑，共實施 3 井次，有效率 累計增油 均單井增油 第二階段 : 從 1994 年至 1996 年，選用 聚物、樹脂、水泥等化學堵劑堵水，實施 10 井次，有效 3 井次，有效率 30，累計增油 2220t，平均單井增油 222t。 第三階段 : 從 1997 年至 1998 年，運用 粒堵水劑 ,實施 60 井次，有效率 70，累計增油 24500t，平均單井增油 408t，堵水增產占措施總產量由 96 年的 升到 和 分別上升了 是化學堵水取得重大突破的階段。 第四階段 : 從 1999 年至 2002 年為自行施工階段 ,實施 174 井次，有效率 72，累計增油 66594t，平均單井增油 水增產占措施總產量的比重日益加大 ,成為文南油田主要的上產措施。 表 5 文南油田歷年堵水情況 年 份 堵 劑 類 型 用 量 實施 井次 有效率 % 累計增 油（ t） 單井增油 （ t） 1991玻璃復合堵劑 80 994 共 聚 物 60 995脂、水泥漿 5 012 997 水劑 200 68 998 水劑 200 71 15768 999 深 部 堵 水劑 404 75 000 深 部 堵 水劑 504 70 17203 001 深 部 堵 水劑 500 70 21925 002(1深 部 堵 水劑 406 320 從文南油田油井堵水歷程來看 , 共聚物、凝膠型堵劑抗壓強度、抗溫、抗礦化度性能較低，有效期較短；樹脂、水泥漿堵劑，雖然凝固強度高，但擠入量受限，且初凝時間難以完全控制，易造成井下事故， 顆粒類堵劑較適應文南油田特殊的地質特點。 995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002(1水增產占措施增產百分數近年來化學堵水工藝的主要做法 （ 1）加強對堵水機理的再認識，不斷改進堵水劑配方 通過對堵水機理的再認識，提出并建立了一套堵塞實驗模型，圍繞增強堵劑的抗壓強度、 抗?jié)B性及粒徑最佳級配等方面開展了大量的室內研究工作，形成了具有抗溫、抗壓、抗?jié)B、施工安全等特點的堵水劑配方體系。 （ 2）堵水配套技術的完善 不斷完善和優(yōu)化找水技術 堵水先找水是堵水工作的前提，如果堵水前出水層位不明確，堵水是盲目的。統計近五年來應用的找水技術結果對比（見下表），環(huán)空測試找水準確率最高為 80%，精細 C/O 比次之為 321 居第三為 精細 C/O 比找水在文 33 塊沙二下、文 95 塊井況良好的井上應用準確率高；環(huán)空測試找水雖然準確率高，但因找水時間長、對井況要求苛刻，應用井次較 少，98 年以來應用 5 井次，遠遠滿足不了油井測試的需要。因此，在實際工作中，根據不同區(qū)塊、不同井的具體情況，采取不同的找水方式來提高對地下的認識水平，為堵水措施有效率提供保證。 表 6 找水效果對比表 項目 井溫找水 碳氧比測井 井 環(huán)空測試 其他 合計 施工井次 28 16 13 5 4 94 有效井次 13 11 9 4 2 39 有效率 80 50 優(yōu)化設計擠注程序，延長了堵水井的有效期 針對文南油 田高壓低滲油藏的特征，在采用顆粒堵劑其處理量受限制的情況下，為提高有效處理半徑，延長堵水有效期，在注入堵劑時采取以下途徑增大擠入地層的能力。 a、對吸水能力較差的油井，采用表面活性劑或地層清洗劑對近井地帶進行預處理，降低地層的啟動壓力；以提高堵劑的注入能力； b、依據地層的吸水狀況，優(yōu)化設計合理的濃度、粒徑梯度：若試擠壓力較高的井先用低濃度細粒徑的堵劑作前置液，然后擠入粒徑稍大的中濃度堵劑，最后用較高濃度的堵劑封口；若試擠壓力較低的井，則采用中粒徑、適中濃度作主體液，最后用較高濃度封口；對吸收能 322 力特差的目的層采 取重炮或酸化等預處理措施，使施工壓力平穩(wěn)爬坡，增加堵劑用量，擴大處理半徑。 嚴格執(zhí)行擠堵施工程序和管理辦法，保證施工井的安全 油井化學堵水同其它增產措施不同，投資大、風險高，易卡鉆造成大修事故，影響因素多，為了保證堵水成功率，需要把好堵水工作的各個環(huán)節(jié)。為此我們制定了擠堵措施施工程序和管理辦法，在方案制定上和現場施工主要強化了以下幾方面： a、卡上封保護套管；應用 600 型井口，下封隔器對套管短節(jié)及井口整體試壓，以防止井口刺漏給施工帶來不安全因素。 b、采用試壓合格油管：所有擠堵井均采用 大試壓合格油 管，并固定 1，為專門擠堵所用，保證了施工管串的密封性，同時在施工井口安裝油套壓力表，判斷施工情況，發(fā)現問題及時處理；嚴格施工工序，排除事故隱患。 c、將管腳位置下到擠堵層上界 150量頂替清水、控壓反洗井至進出口水質一致，反擠帶壓關井侯凝。 （ 3）完善施工工藝，采用下部填沙，上部卡封保護非擠堵層的配套工藝，滿足了現場對上、中、下不同井段封堵的要求。 3、機械找堵水技術在文南油田取得實質性進展 2002 年以來，我們主要從管柱結構和施工工藝方面對機械找堵水技術進行改進，以滿足生產的需要。首先使 用了高性能封隔器，極大地提高了座封成功率和密封可靠性，延長了措施有效期； 323 其次引進了順序開關，可同時進行四段找堵水，對長井段多層出水的判斷提供了新的手段。 該管柱主要由 隔器和找堵水開關組成。用 隔器將各產層分隔開，對應各產層位置下入一個找堵水開關，全部管柱用普通卡瓦封隔器錨定。通過液壓調整各產層開關的工作狀態(tài)，對各目的層求產，分析各層產液量和含水率，達到不動管柱完成找堵水的目的。管柱結構詳見圖。 找堵水開關卡瓦式封隔器層系2絲堵找堵水開關 機械找堵水管柱示意圖 （ 1）找堵水開關結構 找堵水開關是機械找堵水一體化管柱中最為關鍵的工具。為達到不動管柱完成找水、堵水、生產的目的，該找堵水開關采用 324 液壓控制方式，主要由換向控制、液流控制及球座組成。 找堵水開關主要技術參數： 鋼體長度： 790大外徑： 114小內徑： 48換壓力： 10制狀態(tài)：開 關 該找堵水開關具有兩種控制狀態(tài)，即“開 關”，并可往復操作。當中心管內壓力達到 10開關狀態(tài)發(fā)生變化，即由原來的開啟（或關閉）狀態(tài)變?yōu)?關閉（或開啟）狀態(tài)。該開關適用于兩層多次調層的情況。 圖 8 開關器結構示意圖 325 （ 2）主要技術特點 機械找堵水一體化工藝管柱將找水、堵水、生產于一體，一次下入管柱后可不動管柱就能完成多個層位的轉換； 找堵水開關采用液壓控制方式，可往復操作，不受換向次數的限制； 同一壓力下實現開關的工作狀態(tài)轉換； 找堵水準確、可靠，節(jié)約成本，減少了作業(yè)費用和占產時間； 該工藝具有分層開采、分層測試的功能，可為地質上提供各生產層的準確資料，從而為制定大型 措施提供可靠的依據，避免更大的低效投入。 整體管柱設計先進、合理，工藝原理有所創(chuàng)新，施工操作簡單、靈活方便。 2002 年利用該管柱在我廠試驗 10 口井，有效 9 口，有效率90%；累計增油 2695t，平均單井增油 299t，平均有效期 120d。 4、油井酸化解堵工藝 由于鉆井、修井及生產過程中采用的多種入井液與地層流體的不配伍性以及地層中大量敏感礦物的存在，對油層均存在不同程度的傷害，影響油井生產潛力的正常發(fā)揮，因此解除油層污染，是恢復油井產能的重要措施。 油井解堵工作的成敗，關鍵在于對地層污染原因的認識、所選 解堵劑配方及施工工藝的適應性。只有在判斷和識別地層屬于 326 哪種污染類型后，才能對癥下藥，有的放矢。今年以來，我們利用土酸解堵工藝、 巖緩速酸解堵工藝、熱力解堵工藝以及活性解堵工藝技術各自的優(yōu)點，針對不同的污染原因，分別采取不同的工藝技術，見到了較好的效果。 表 7 油井解堵效果對比表 工藝名稱 實施井次 有效井次 有效率 % 累增液 增油 t 平均單井 增液 均單井 增油 t 土酸解堵 2 1 50 3010 1520 1505 760 復合活性解堵 2 2 100 365 121 穿透緩速酸解堵 14 13 651 3614 計 18 16 3026 5255 、機采配套工藝技術 1、 防偏磨技術 針對文南油田的偏磨現狀，我們對油井偏磨的原因進行了詳細的分析，一方面從影響偏磨的因素出發(fā)，減少這些因素對偏磨的影響；另一方面，應用各種防偏磨技術解決油井的偏磨問題。 （ 1）加強現場跟蹤，優(yōu)化方案設計 在油井每次作業(yè)下泵時，首先完整地了解該井的井況和井斜資料，掌握井斜較突出、方位角變化大的 一些井段，通過防偏磨優(yōu)化設計軟件，合理地設計抽油桿扶正器，減少管桿的偏磨。 （ 2）制定合理的工作參數 合理調整油井生產參數，盡量采用長沖程、低沖次的工作制 327 度，減少管桿磨損。 （ 3）采用加重桿技術減少抽油桿彎曲 深井泵柱塞在下沖程時受到液體的阻力，引起抽油桿柱下部彎曲，與油管形成接觸摩擦，形成管桿偏磨。因此，在抽油桿柱的下部采用較大直徑的抽油桿的加重技術來消除彎曲造成的偏磨。 同時為了減少油管和抽油桿在上下運動過程中由于彈性變形造成的管桿的彎曲變形所帶來的偏磨，采用油管錨技術。該油管錨具有結構簡單，依靠油套壓 差自動座封，上提管柱自動解封的優(yōu)點。在我廠共應用 10 井次，主要應用在小泵深抽井上，平均泵效提高了 檢泵周期延長了 81 天。 （ 4）對抽油桿進行扶正 龍扶正器的應用 95 年至 2000 年，文南油田主要應用 龍扶正器，在一定程度上緩解了管桿之間的偏磨，但暴露出來的問題也越來越多。首先其材料耐磨性能差，使用壽命短，并容易老化呈大顆粒狀或長條狀破碎，容易造成泵卡或泵漏；其次，結構不合理，容易滑動，不能有效地起到防偏磨作用，根據扶正器間距安裝優(yōu)化設計，當扶正器安裝在正弦波四分之一波長的位置時，不 但使用壽命極短，而且不能起到防偏磨的作用。 抽油桿扶正短節(jié)防偏磨技術 抽油桿扶正短節(jié)通常連接在抽油桿上，利用扶正套的外徑大 328 于抽油桿接箍外徑，起扶正作用，利用扶正套是高強度耐磨塑料，與油管接觸使扶正體磨損，而減少油管的磨損，以達到防偏磨的作用。利用扶正套的旋轉使尼龍均勻磨損，以達到延長使用壽命的目的。其結構如 下圖： 扶正短節(jié)結構簡單、現場安裝方便、使用壽命長，具有自動旋轉功能，能較好地解決固定式扶正器無法解決的單面磨損問題。與 正器相比，一方面減少了泵卡和檢泵井次；另一方面，延長了扶正器的壽命和油井 的檢泵周期。 目前文南油田共應用抽油桿扶正短節(jié)防偏磨技術 48 井次，共投入資金 元，減少管、桿偏磨 米，節(jié)約管桿更換費用 元，取得了良好的經濟效益。 固定式抽油桿注塑尼龍扶正器 從 2001 開始，我們引進了固定式抽油桿注塑尼龍扶正器。通過在每根抽油桿上注塑兩個尼龍扶正器，使其固定在抽油桿上，減少了在桿上的自由滑動，并在磨損過程中不易破碎造成泵卡，可有效地減緩管桿之間的偏磨。至目前，共應用 67 井次，防偏磨效果較好，無一口井出現扶正器破碎造成泵卡泵漏現象。如偏磨， 2002 年 1 月 5 日作業(yè)起出管桿偏磨嚴重，接箍腐抽 油 桿 防 偏 磨 扶 正 短 節(jié) 結 構 示 意 圖 329 蝕呈坑洞， 12 根抽油桿接箍偏磨達 3204 根桿本體斷，檢泵周期 72 天，本次作業(yè)配套帶注塑固定增強尼龍扶正器的抽油桿，免修期達 302 天，目前仍生產正常。 33作業(yè)時，發(fā)現部分接箍磨穿，檢泵周期分別為 167 天和 95 天，本次作業(yè)更換帶固定注塑增強尼龍扶正器的抽油桿，免修期分別達 219 天和273 天，目前仍生產正常。分析認為，注塑式固定增強尼龍扶正器，由于在每根抽油桿上注塑了兩個扶正器，并且位置固定，因而能較好地保護接箍和抽油桿。目前，我 廠 正在建立抽油桿尼 龍扶正器注塑生產線，并逐步淘汰 龍扶正器。 應用旋轉井口減少油管磨損 旋轉井口通過定期對井下油管柱旋轉一定角度，來實現抽油桿與油管的均勻磨損，達到延長作業(yè)周期的目的。 2001 年至今，文南油田共應用旋轉井口 38 井次，平均檢泵周期為 224 天，通過對 4 口偏磨嚴重的抽油井油管進行切割觀察，油管內壁的磨損程度明顯變好，偏磨較為均勻，有效地降低了油管磨損嚴重而出現裂縫的現象。 2、儲層保護技術 儲層保護技術方面主要應用了：（ 1）作業(yè)不壓井裝置（帶壓作業(yè)裝置）；（ 2）空心桿洗井技術；（ 3）電熱桿清蠟技術；（ 4） 入井液精細過濾裝置。 （ 1） 作業(yè)不壓井裝置（帶壓作業(yè)裝置） 330 提升短接油管懸掛密封器頂絲抽油桿油管單流泄油器活塞泵井下開關進油接頭尾管防頂器加重管底堵管式泵結構示意圖不壓井裝置自 94 年投入現場應用以來較好地解決了困繞高氣液比油井作業(yè)的三大難題：、壓井對油層造成污染的問題；、不壓井井噴造成環(huán)境污染的問題；、壓井后油井排液導致見產時間長的問題。然而在現場應用中有時出現不壓井裝置的活門打不開的情況，我們經過認真的分析研究后對不壓井裝置的結構進行了改進，現場應用后，口口成功，取得了顯著的效果。 不壓井裝置由油管懸掛密封器、井下開關、單流泄油器、進油接頭、防頂器、加重管等組成。油管懸掛密封器由外殼和膠 筒組成，用于懸掛油管并密封油套環(huán)形空間，它可替代普通井口油管懸掛器。 井下開關由外筒、活門，軌道管、凡爾球、凡爾罩、球座及彈簧組成，使用時用以代替管式泵的固定凡爾，主要作用是當抽油桿下壓活門時，壓縮彈簧使軌道換向，通過改變活門的行程實現管柱的開或