1、,套損井貼堵治理技術(shù)應(yīng)用及推廣,勝利采油廠 二一七年五月,前 言,隨著勝坨油田進(jìn)入特高含水開(kāi)發(fā)后期，套壞井逐年增多、逐年加劇，且由于層系多、層間差異大，井筒內(nèi)生產(chǎn)管柱復(fù)雜，嚴(yán)重影響油水井的正常生產(chǎn)，致使井網(wǎng)變差，開(kāi)發(fā)形勢(shì)嚴(yán)峻。 勝采廠針對(duì)日益凸顯的開(kāi)發(fā)矛盾，轉(zhuǎn)變觀念，大力實(shí)施技術(shù)創(chuàng)新，探索形成了以套管貼堵為主導(dǎo)的井筒治理技術(shù)，各項(xiàng)技術(shù)指標(biāo)均有了新突破，逐步將貼堵技術(shù)打造成為特高含水期提高開(kāi)發(fā)質(zhì)量和效益的新利器。,匯報(bào)提綱,第一部分 勝坨油田“貼堵技術(shù)”的研究背景 第二部分 勝坨油田“貼堵技術(shù)”的研究與配套 第三部分 勝坨油田“貼堵技術(shù)”的應(yīng)用 第四部分 勝坨油田“貼堵技術(shù)”取得的效果,2010

2、年以來(lái)，我們對(duì)老油田井筒惡化的形勢(shì)進(jìn)行了認(rèn)真梳理，主要存在四方面的不適應(yīng)性：,井筒復(fù)雜程度加劇，不適應(yīng)低成本開(kāi)發(fā)需要 套損狀況持續(xù)惡化，不適應(yīng)井網(wǎng)完善需要 井筒結(jié)垢腐蝕嚴(yán)重，不適應(yīng)精細(xì)注采需求 單控儲(chǔ)量不斷下降，依靠增量提效能力不足,第一部分 勝坨油田“貼堵技術(shù)”的研究背景,背景1：老油田井筒復(fù)雜程度加劇，不適應(yīng)精細(xì)開(kāi)發(fā)需要,2010年全廠帶封生產(chǎn)管柱井達(dá)到607口，占生產(chǎn)井?dāng)?shù)（1900口）的31.9%，其中以封上采下和封下采上管柱最多，合計(jì)418口。,2010年油井生產(chǎn)管柱柱狀圖,2005-2010年帶封管柱交大修情況,一是增加了作業(yè)交大修風(fēng)險(xiǎn)。2010年油井交大修37口，其中因撈帶封管柱交

3、大修22口，占59.46%。,管柱復(fù)雜化帶來(lái)了兩方面的影響：,二是井筒狀況的不斷惡化導(dǎo)致作業(yè)施工工序日益復(fù)雜： 單井作業(yè)層次由2005年2.8次上升到4.7次； 單井作業(yè)周期由2005年5.1天上升到10.1天； 單井作業(yè)勞務(wù)由2005年6.37萬(wàn)元上升到9.7萬(wàn)元。,“十一五”期間，全廠新增套損井808口，其中無(wú)法利用井242口，更新井?dāng)?shù)僅102口。截止2010年，共有套壞井1736口（報(bào)廢748口，帶病生產(chǎn)779口），占總井?dāng)?shù)的39.2%。 井網(wǎng)指標(biāo)持續(xù)下降，水驅(qū)儲(chǔ)量控制程度由2006年82.8%下降到2010年的80.2%。,2006-2010年套損井及更新井情況,背景2：老油田套損狀況

4、持續(xù)惡化，不適應(yīng)井網(wǎng)完善需要,“十一五”井網(wǎng)指標(biāo)變化曲線,截止2010年套損井?dāng)?shù)達(dá)59口，占總井?dāng)?shù)的20.7%，失控儲(chǔ)量328104t。,典型單元-勝一區(qū)沙二1-3,勝一區(qū)沙二1-3單元主力層井網(wǎng)圖（2010年調(diào)整前）,鉛印驗(yàn)證 套管錯(cuò)斷,取換套顯示 套管漏失,薄壁管驗(yàn)證套管彎曲,多臂井徑顯示 套漏腐蝕嚴(yán)重,轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū),受套壞影響單元油水井開(kāi)井?dāng)?shù)由08年1月的274口下降到2010年年底的245口，減少了29口井，日產(chǎn)液量下降了3316t，日油下降了429.3t。,08年1月,經(jīng)過(guò)近五十年開(kāi)發(fā)，套管老化腐蝕嚴(yán)重，多層系開(kāi)發(fā)，卡封無(wú)效或低效高含水井比例達(dá)到16%，卡封可靠性差。,背景3：老油田井

5、筒結(jié)垢腐蝕嚴(yán)重，不適應(yīng)精細(xì)注采需求,井例：ST3-4X207,存在問(wèn)題： 卡封段腐蝕嚴(yán)重,2009年6月改層卡封生產(chǎn)，由于卡封段腐蝕，雖采用了可驗(yàn)封管柱，初期生產(chǎn)平穩(wěn)，但生產(chǎn)一段時(shí)間后失效，造成高含水返工2次。,40B顯示：套管在2075-2088m多處輕微變形，在2125-2130m變形較嚴(yán)重，多次整形無(wú)效，無(wú)法卡封分注，改封串管柱保護(hù)上部套管合層注水。,原井管柱,完井管柱,井例：ST3-4-844,背景4：老油田單控儲(chǔ)量不斷下降，依靠增量提效能力不足,2006-2010年單控剩余地質(zhì)儲(chǔ)量變化曲線（萬(wàn)噸）,勝坨油田經(jīng)過(guò)近50年的開(kāi)發(fā)，剩余油以“普遍分布、差異富集”為主，飽和度30%-40%，

6、仍具有進(jìn)一步挖潛的潛力。但是面臨三方面的難題： 一是剩余油高度分散，單控剩余地質(zhì)儲(chǔ)量不斷降低。由2006年的13.4萬(wàn)噸，下降到2010年的10.2萬(wàn)噸。,二區(qū)9-10沙二103層剩余油飽和度圖,平衡油價(jià)與經(jīng)濟(jì)極限初產(chǎn)關(guān)系曲線,單井投資：600萬(wàn) 遞減率：12%,二是老油田綜合開(kāi)發(fā)效益越來(lái)越差。部分整體矢量調(diào)整單元（27個(gè)）需配套地面系統(tǒng)改造方可實(shí)施，從而造成平衡油價(jià)達(dá)到70 $/bbl 以上； 三是低油價(jià)對(duì)單井產(chǎn)能要求越來(lái)越高。50美元單井產(chǎn)能需5噸以上，新井井?dāng)?shù)大幅減少，增量創(chuàng)效能力大幅下降。,僅僅依靠新井完善井網(wǎng)的難度越來(lái)越大，需要最大程度的挖掘存量潛力，盤活老井資源完善井網(wǎng)，不斷延長(zhǎng)老

7、油田經(jīng)濟(jì)壽命期。,基于以上分析，為進(jìn)一步提高老油田綜合調(diào)整效益，針對(duì)老井多、井況復(fù)雜的現(xiàn)狀，探索研究了一種封堵可靠性高、施工工藝簡(jiǎn)單且有效期長(zhǎng)的貼堵工藝技術(shù)，再造新井壁，盤活老井資源，恢復(fù)油田水驅(qū)動(dòng)用儲(chǔ)量，為構(gòu)筑有效井網(wǎng)提供有力支撐。,匯報(bào)提綱,第一部分 勝坨油田“貼堵技術(shù)”的研究背景 第二部分 勝坨油田“貼堵技術(shù)”的研究與配套 第三部分 勝坨油田“貼堵技術(shù)”的應(yīng)用 第四部分 勝坨油田“貼堵技術(shù)”取得的效果,針對(duì)日益凸顯的開(kāi)發(fā)矛盾，勝采廠及時(shí)轉(zhuǎn)變觀念，立足自主創(chuàng)新，探索形成了以套管貼堵為主導(dǎo)的井筒治理技術(shù)。 經(jīng)過(guò)6年的研究與發(fā)展，配套技術(shù)日益完善，現(xiàn)場(chǎng)適應(yīng)性及各項(xiàng)技術(shù)指標(biāo)均有了新突破，逐步將其

8、打造成為低油價(jià)時(shí)期提高開(kāi)發(fā)質(zhì)量、減少施工成本、盤活老井資源的有效手段。,二、勝坨油田“貼堵技術(shù)”的研究與配套,創(chuàng)新1：創(chuàng)新井筒治理新思路,水泥封堵,取換套,膨脹管補(bǔ)貼,常規(guī)套損治理技術(shù),套損,封堵有效率及有效期低 施工后承壓低（5MPa） 套損處套變程度加劇，后期處理難度大,油層,缺點(diǎn)：,僅適用淺部套損 需上大修，井場(chǎng)和作業(yè)動(dòng)力受限 成本高（56萬(wàn)元）周期長(zhǎng)（30天）,缺點(diǎn)：,成本高（1.7萬(wàn)/米） 無(wú)法解決套管內(nèi)壁溝槽及腐蝕點(diǎn)的竄槽問(wèn)題,缺點(diǎn)：,四項(xiàng)創(chuàng)新,創(chuàng)新思路： 研究集管外封固、管內(nèi)貼堵、可靠性高、有效期長(zhǎng)、施工簡(jiǎn)易、后期處理方便的井筒治理技術(shù)，實(shí)現(xiàn)井筒再造。,原理： 將貼堵管材下到井下

9、設(shè)計(jì)位置，循環(huán)注入水泥堵劑至套管與貼堵管環(huán)形空間中，通過(guò)水泥膠結(jié)將貼堵管牢牢的貼在套損井壁上，達(dá)到對(duì)腐蝕、漏失段的封堵。,漏點(diǎn),油層,貼堵后管柱,貼堵前管柱,貼堵管,封固堵劑,因套變導(dǎo)致固井水泥環(huán)缺失,貼堵管參數(shù)統(tǒng)計(jì),貼堵管材在應(yīng)用上分為后期可處理（可鉆）與永久（不可鉆）兩種。 不可鉆管材：根據(jù)井況選擇適宜的鋼級(jí)，包括N80、J55、P110等; 可鉆管材：根據(jù)抗壓、抗拉強(qiáng)度及耐腐蝕性等性能要求，優(yōu)選合金材料作為管材的基礎(chǔ)材料，并通過(guò)在冶煉過(guò)程加入si等元素及后期表面處理技術(shù)提高管材的綜合性能。,創(chuàng)新2：創(chuàng)新貼堵應(yīng)用管材,一是開(kāi)展管材強(qiáng)度的研究；,根據(jù)施工要求，貼堵管在井內(nèi)承受壓力15MPa，

10、抗拉抗壓200KN。選取尺寸114/108mm（壁厚為3mm），合金材質(zhì)為40CrNiMo。利用ANSYS軟件所建立的模型，對(duì)其抗內(nèi)外壓進(jìn)行計(jì)算。,貼堵管管材模型,帶螺紋的管材模型,對(duì)貼堵管管材及帶螺紋的管材分別施加48.097MPa的外壓，得到應(yīng)力分布云圖：,管材施加外壓應(yīng)力分布云圖,帶螺紋的管材施加外壓應(yīng)力分布云圖,最大值 1320MPa,最大值 982MPa,大于 40CrNiMo的屈服強(qiáng)度835MPa,改變所施加的外壓大小，使最大值滿足強(qiáng)度要求，最后確定管材的抗外壓強(qiáng)度為30MPa,管材應(yīng)力分布云圖,帶螺紋管材應(yīng)力分布云圖,最大值612MPa,最大值824MPa,管材抗外壓試驗(yàn),對(duì)貼堵

11、管管材及帶螺紋的管材分別施加38.454MPa的內(nèi)壓，得到應(yīng)力分布云圖。,管材施加外壓應(yīng)力分布云圖,管材抗內(nèi)壓試驗(yàn),帶螺紋的管材施加外壓應(yīng)力分布云圖,最大值 764MPa,最大值 1040MPa,改變施加的內(nèi)壓大小，使得螺紋管材求解最大值滿足屈服強(qiáng)度，確定管材的抗內(nèi)壓強(qiáng)度30MPa。,835MPa,內(nèi)壓為30MPa 求解最大值809MPa,內(nèi)壓為31MPa 求解最大值為836MPa,不同壁厚下滿足強(qiáng)度要求所選管材材質(zhì)及抗拉、抗壓的應(yīng)力大小,二是開(kāi)展管材耐腐蝕性能研究；,為提高貼堵管的耐腐蝕性，對(duì)其表面實(shí)施鈍化鍍層處理，并對(duì)處理前后掛片樣本，進(jìn)行交流阻抗譜測(cè)試和極化曲線測(cè)試。結(jié)果表明：貼堵刮片耐

12、蝕性有明顯提高。,從交流阻抗譜測(cè)試獲得的Nyquist圖可以明顯看出，處理后的掛片樣本的低阻抗值明顯增大，也就是說(shuō)，貼堵掛片表面電子轉(zhuǎn)移阻力大，不易失電子發(fā)生腐蝕，耐蝕性明顯提高。,通過(guò)極化曲線測(cè)試對(duì)所得的數(shù)據(jù)進(jìn)行處理，獲得兩種掛片的腐蝕電位和腐蝕電流密度, 由擬合數(shù)據(jù)可看出，貼堵掛片樣本的耐蝕性更好，腐蝕速度更低。,掛片極化曲線測(cè)試結(jié)果,掛片交流阻抗譜測(cè)試結(jié)果,同時(shí)用動(dòng)態(tài)腐蝕儀測(cè)試，常壓90油田地層水，將J55套管材料與貼堵掛片樣本充分反應(yīng)72h，由于貼堵管材進(jìn)行了表面處理，與套管掛片樣本基本不發(fā)生電化學(xué)反應(yīng)，貼堵管掛片的腐蝕速率僅為0.0409mm/a。,試片的表面積測(cè)量,貼堵管材料掛片示

13、意圖,FS-高溫高壓動(dòng)態(tài)腐蝕儀,高溫高壓動(dòng)態(tài)腐蝕儀原理圖,根據(jù)強(qiáng)度及密封性要求，選取尺寸114/108mm管材，貼堵管施加200KN軸向拉力，對(duì)貼堵管不同螺紋扣型進(jìn)行模擬計(jì)算應(yīng)力分布云圖。,三是開(kāi)展絲扣結(jié)構(gòu)強(qiáng)度研究；,當(dāng)貼堵管壁厚一定時(shí)，選用不同的螺紋連接方式，F(xiàn)OX型特殊螺紋求解得到的最大值最小。 FOX型特殊螺紋連接，螺紋接觸面載荷分布較為均勻無(wú)明顯變形，優(yōu)先選用FOX型特殊螺紋。,不同螺紋連接應(yīng)力分布云圖及強(qiáng)度,FOX結(jié)構(gòu)及有限元模型,無(wú)變形,創(chuàng)新3：創(chuàng)新套貼堵工藝堵劑體系,堵劑體系研究目標(biāo),由于貼堵管與套管環(huán)空僅5mm間隔，因此，除達(dá)到固井水泥漿的性能外，貼堵堵劑還需較強(qiáng)的流變性、低失

14、水和低濾失等特征，為此需要建立適合貼堵施工的堵劑體系，滿足施工需求。,堵劑研究思路： G級(jí)水泥（使用廣泛、成本低）+添加劑,一是開(kāi)展分散劑的篩選；,各類分散劑對(duì)流變性的作用影響,USZ是陰離子型表面活性劑，使用溫度可達(dá)150，是目前國(guó)內(nèi)外較好的水泥分散劑。通過(guò)實(shí)驗(yàn)可以看出0.3%的USZ比其它分散劑能更好地提高水泥漿的流變性。,二是開(kāi)展降失水劑的篩選；,主要降失水劑類型： 微粒材料 天然高分子材料及衍生物 人工合成聚合物 a.陰離子型聚合物 b.陽(yáng)離子型聚合物 c.非離子降失水劑（LT-2）,降失水能力是有限,增加水泥漿的稠度，有較強(qiáng)的緩凝作用,存在的主要缺點(diǎn),存在緩凝副作用,國(guó)內(nèi)未見(jiàn)使用,通

15、過(guò)研究，優(yōu)選出了一種適用于較寬溫度范圍的糖類緩凝劑SN-3。,三是開(kāi)展緩凝劑的篩選；,SN-3對(duì)溫度敏感性較小，固定緩凝劑用量后，溫度的變化對(duì)水泥漿稠化時(shí)間的影響不大；根據(jù)實(shí)驗(yàn)最終確定緩凝劑的加量為0.5%。,四是開(kāi)展膨脹劑的研究；,通過(guò)對(duì)無(wú)機(jī)鹽類、金屬氧化物類等各種膨脹劑的研究，優(yōu)選性能穩(wěn)定、適應(yīng)性強(qiáng)，價(jià)格適中的復(fù)合鎂鈣膨脹劑（MC-E）。,MC-E膨脹劑加量對(duì)水泥石體積膨脹率的影響,不同溫度下MC-E對(duì)水泥石體積膨脹率的影響,通過(guò)室內(nèi)對(duì)MC-E型膨脹劑的加量及不同溫度的膨脹率實(shí)驗(yàn)，最終確定膨脹劑的加量為3.2%。,為提高水泥石的抗拉、抗沖擊強(qiáng)度及抗破裂性能的等，需在體系中加入纖維材料增加其

16、韌性。優(yōu)選出易分散、水溶性纖維，水溶分散性與高性能彈性顆粒材料復(fù)配，開(kāi)發(fā)出新型水泥石增韌劑FS-T。 纖維材料能夠提高水泥石的韌性和彈性，提高水泥石抑制裂縫發(fā)生的能力； 膠乳、橡膠粉等彈性顆粒材料能提高水泥石塑性變形能力。,五是開(kāi)展增韌劑的研究；,優(yōu)選纖維材料,高性能彈性顆粒材料,FS-T,增韌劑濃度與抗折抗壓強(qiáng)度關(guān)系,增韌劑濃度與膠結(jié)強(qiáng)度的關(guān)系,綜合考慮水泥的抗壓抗折強(qiáng)度和膠結(jié)強(qiáng)度，增韌劑的加量確定為0.75%。,經(jīng)過(guò)一系列的室內(nèi)實(shí)驗(yàn)測(cè)試，最終研究形成具有強(qiáng)度高、微膨、低失水、低濾失、低摩阻的高性能堵劑體系。,貼堵堵劑體系的性能指標(biāo),堵劑添加劑的選擇,堵劑體系稠化實(shí)驗(yàn)曲線,堵劑性能指標(biāo),該堵

17、劑體系同時(shí)具有緩凝時(shí)間可控、后期直角稠化的特點(diǎn)，可防止堵劑回吐，保證固井質(zhì)量和施工安全。 其抗壓強(qiáng)度15MPa，能夠滿足井深3500m、井溫120 的施工要求。,范圍：貼堵段短及淺部的井 優(yōu)點(diǎn)：無(wú)需砂面或塞面支撐 缺點(diǎn)：塞面控制難度大、風(fēng)險(xiǎn)系數(shù)較高,范圍：貼堵間距小于200m的井 優(yōu)點(diǎn)：可以控制留塞厚度，適用各種井深 缺點(diǎn)：底部需要支撐,范圍：貼堵間距大于200m的井 優(yōu)點(diǎn)：可以控制留塞厚度，施工安全性高 缺點(diǎn)：無(wú)法下返至深于貼堵段層位,創(chuàng)新4：創(chuàng)新貼堵施工工藝,一是開(kāi)展工藝管柱的研究。形成循環(huán)式、雙管式、無(wú)內(nèi)管式三種貼堵工藝施工管柱，滿足不用井況的需求。,堵劑在貼堵管外驅(qū)替過(guò)程示意圖,不同泵

18、速堵劑在貼堵管外驅(qū)替示意圖,以哈利伯頓固井泵速模擬實(shí)驗(yàn)為依據(jù)，對(duì)堵劑進(jìn)行模擬實(shí)驗(yàn)，確定堵劑的驅(qū)替泵速在0.23-0.28m/min時(shí)，固井質(zhì)量較好。,二是開(kāi)展工藝參數(shù)的研究；,紊流頂替是提高注水泥頂替效率的有效措施之一，如果在條件允許下水泥漿能達(dá)到紊流則最好，水泥漿在環(huán)空中的流態(tài)通過(guò)施工排量控制。,優(yōu)化1：優(yōu)化井筒識(shí)別技術(shù),40臂測(cè)試儀,通過(guò)40臂測(cè)井來(lái)識(shí)別井筒腐蝕和套損形態(tài)，確定貼堵井段范圍，滿足油藏不同層系的開(kāi)發(fā)需求。,2005-2016年40臂測(cè)井應(yīng)用情況,兩項(xiàng)技術(shù)優(yōu)化,腐蝕,變形,錯(cuò)斷,利用40臂測(cè)井直觀識(shí)別套管腐蝕、變形、錯(cuò)斷、套破等形態(tài)，從而指導(dǎo)貼堵措施的制定。,貼堵措施： 腐蝕：

19、將腐蝕嚴(yán)重?zé)o法卡封段進(jìn)行貼堵，若井段過(guò)長(zhǎng)，在試壓合格下可暫緩，后期對(duì)接貼堵修復(fù)； 變形：對(duì)變形段上下富余10m貼堵加固，防止情況繼續(xù)惡化導(dǎo)致報(bào)廢； 套破錯(cuò)段：對(duì)套破及錯(cuò)斷段上下富余15-20m貼堵封堵加固，封堵漏失處，恢復(fù)正常生產(chǎn)；,套破,該井對(duì)油層貼堵后分兩段注水；,油層40B,按照貼堵井貼堵管上界為油層以上30-50米選取原則，該井貼堵上界為2000米，貼堵長(zhǎng)度63米。,40B顯示該井1820-1960米有腐蝕，為避免該段套管以后套損，確定貼堵管上界為1800米，貼堵長(zhǎng)度263米。,典型井例ST2-6-31,油層以上35米40B,優(yōu)化2：優(yōu)化井筒處理技術(shù),液壓脹套技術(shù)。完善液壓脹套技術(shù)體系

20、，通過(guò)模擬通井確定貼堵管型號(hào)。 高效井壁清潔技術(shù)。“通、刮、套、撈”將套管刮削、高壓液流沖洗、通井、套銑四位一體；通過(guò)多種工具組合應(yīng)用，實(shí)現(xiàn)一趟施工管柱滿足多種施工目的，降低施工成本。,變徑液壓整形修套示意圖,通、刮、套、撈工具示意圖,經(jīng)過(guò)6年多的持續(xù)優(yōu)化改進(jìn)，形成了兩種材料、五種類型的工藝配套模式，滿足了不同貼堵井段、不同井況的開(kāi)發(fā)需求。,貼堵工藝技術(shù),40臂測(cè)井,套管變形,地層漏失,套管整形,地層暫堵,三大技術(shù)優(yōu)勢(shì),貼堵管與水泥環(huán)雙重保障； 可在套管段任意位置實(shí)施貼堵； 小修即可施工，施工成本低。,獲國(guó)家專利授權(quán)7項(xiàng)，其中發(fā)明專利2項(xiàng)，實(shí)用型專利5項(xiàng)。 獲國(guó)家級(jí)優(yōu)秀QC1項(xiàng)，局科學(xué)技術(shù)進(jìn)步

21、三等獎(jiǎng)。 相關(guān)論文發(fā)表于油氣田地面工程、石油鉆采工藝等刊物。,匯報(bào)提綱,第一部分 勝坨油田“貼堵技術(shù)”的研究背景 第二部分 勝坨油田“貼堵技術(shù)”的研究與配套 第三部分 勝坨油田“貼堵技術(shù)”的應(yīng)用 第四部分 勝坨油田“貼堵技術(shù)”取得的效果,貼堵技術(shù)成為提高方案調(diào)整效果的有效手段； 貼堵技術(shù)成為細(xì)分層系注水的有效手段； 貼堵技術(shù)成為復(fù)雜井況井治理的有效手段；,第三部分 勝坨油田“貼堵技術(shù)”的應(yīng)用,貼堵技術(shù)由采油廠自主研發(fā)，主要治理各類復(fù)雜井況井。在目前低油價(jià)的形勢(shì)下，已成為老油田井筒治理的成熟低成本技術(shù)，并成為方案調(diào)整、細(xì)分注水、復(fù)雜井況井治理的有效手段。,一、貼堵技術(shù)成為提高方案調(diào)整效果的有效手

22、段,“十二五”期間，勝采廠以“穩(wěn)液、控水、調(diào)結(jié)構(gòu)”為指導(dǎo)，創(chuàng)新矢量井網(wǎng)調(diào)整技術(shù)，在16個(gè)單元推廣實(shí)施，投產(chǎn)新井304口，建產(chǎn)能25.7萬(wàn)噸，平衡油價(jià)66.1美元，開(kāi)發(fā)成本13.2$/bbl ； 矢量調(diào)整單元開(kāi)發(fā)效果大幅提升，新增可采儲(chǔ)量362.6萬(wàn)噸，提高采收率2.6%。,老區(qū)產(chǎn)能建設(shè)平衡油價(jià)和開(kāi)發(fā)成本變化趨勢(shì),覆蓋地質(zhì)儲(chǔ)量1.4億噸,低油價(jià)下，勝采廠及時(shí)轉(zhuǎn)變思路，將調(diào)整重心由整體矢量調(diào)整轉(zhuǎn)向高效井網(wǎng)完善調(diào)整。,五位一體優(yōu)化,地質(zhì)：聚焦經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量； 工程：最低投入滿足油藏需求； 計(jì)劃：最大程度盤活舊設(shè)備； 運(yùn)行：全過(guò)程保障； 財(cái)務(wù)：全節(jié)點(diǎn)評(píng)價(jià)。,一個(gè)準(zhǔn)確，兩個(gè)“極致”,剩余油精準(zhǔn)定向，明確調(diào)

23、整潛力點(diǎn) “五位一體”優(yōu)化，實(shí)現(xiàn)增量創(chuàng)效 統(tǒng)籌優(yōu)化到極致，投資節(jié)點(diǎn)全覆蓋 精細(xì)挖潛到極致，提升每個(gè)效益點(diǎn),高效注采完善方案的核心是精準(zhǔn)定向富集剩余油為基礎(chǔ)， 通過(guò)“五位一體”優(yōu)化，最大程度盤活存量資產(chǎn)，實(shí)現(xiàn)控投入、控成本，多產(chǎn)效益油、多增可采儲(chǔ)量的目標(biāo)。,共應(yīng)用于15個(gè)綜合調(diào)整單元，實(shí)施貼堵工作量74口井，其中油井53口，水井21口。,應(yīng)用貼堵技術(shù)調(diào)整方案統(tǒng)計(jì)表,15個(gè)調(diào)整單元恢復(fù)失控地質(zhì)儲(chǔ)量228萬(wàn)噸，提高注采對(duì)應(yīng)率0.53%。,韻律層細(xì)分、轉(zhuǎn)流線先導(dǎo)示范區(qū),坨11南沙二8,坨11南沙二8砂組儲(chǔ)量表,探索將“高油價(jià)下，新、老井并重矢量調(diào)整模式”轉(zhuǎn)換成“低油價(jià)下，立足老井重構(gòu)井網(wǎng)調(diào)整模式”，利

24、用貼堵技術(shù)充分利用老井大角度轉(zhuǎn)變流線；優(yōu)選坨11南沙二8砂組為示范區(qū)，單元儲(chǔ)量411萬(wàn)噸，目前一套層系開(kāi)發(fā)，含水97.9%，采出程度48.3%。,單元開(kāi)發(fā)現(xiàn)狀表,目前已實(shí)施貼堵工作量：油井實(shí)施4口，水井4口。,方案工作量實(shí)施進(jìn)度表,10-32,8X249,9XN258,方案工作量實(shí)施進(jìn)度（81、83）,注采井距： 350m550m,注采井距：350m,10X34,10-31,9-272,9-269,9-230,8XN912,8XN209,10-281,9-250,9XN238,8X242,9-264,9N247,10C288,9XN218,8-200,8J215,方案工作量實(shí)施進(jìn)度（82）,8

25、XN219,水井3-8XN219井套管197.49-202.89m漏失，封竄管柱有效期僅為5個(gè)月。2016年11月淺部換套、油層部位貼堵后扶停，井區(qū)日增油1.4噸，恢復(fù)水驅(qū)儲(chǔ)量12.9萬(wàn)噸。,一是貼堵技術(shù)恢復(fù)水驅(qū)儲(chǔ)量；,3-8XN219井貼堵后管柱圖 （2016.11）,811,812,834,831-33,貼堵后扶停水井,內(nèi)部小斷層不封閉,3-8XN219井區(qū)83層井網(wǎng)圖,3-8XN219井40臂測(cè)井成果圖（2016.6）,3-8XN219井區(qū)開(kāi)發(fā)生產(chǎn)曲線,3-8XN219井區(qū)81層井網(wǎng)圖,內(nèi)部小斷層不封閉,3-8XN219貼堵扶停,主要應(yīng)用方向：,3-9XN238井原為注水井，由于82層水

26、淹程度較高，設(shè)計(jì)水轉(zhuǎn)油生產(chǎn)81、83層。因2192-2231m處套管嚴(yán)重變形，卡封難度大。為此，貼堵后二補(bǔ)81、83層生產(chǎn)。,二是貼堵技術(shù)提高卡封成功率；,3-9XN238井測(cè)井圖 （2003.10）,3-9XN238井40臂測(cè)井成果圖（2015.1）,3-9XN238井區(qū)81層井網(wǎng)圖,3-9XN238井下管柱圖 （2015.1）,812,已射層,待貼堵后二補(bǔ)層,812,82,831-33,834,存在問(wèn)題： 層間滲透率級(jí)差3.9，82層嚴(yán)重干擾81層吸水。 83層層內(nèi)滲透率級(jí)差3.1，措施前大段射開(kāi)，層內(nèi)干擾嚴(yán)重。 治理對(duì)策： 貼堵81-83層，二補(bǔ)81、83層，82層停注； 對(duì)83層實(shí)施細(xì)

27、分韻律射孔，提高韻律層動(dòng)用程度。,三是貼堵技術(shù)加強(qiáng)潛力層注水；,典型井例：3-8X242井,貼堵井段：2132.08-2237.20m,812,813,831,82（已貼堵）,832-34,3-8X242井措施前后注水情況對(duì)比表,目前已有兩個(gè)井區(qū)初見(jiàn)成效，日增油1.9t。 動(dòng)態(tài)注采對(duì)應(yīng)率、水驅(qū)動(dòng)用程度、分注率指標(biāo)均大幅提高。 相較于新井+老井調(diào)整模式，本方案節(jié)省費(fèi)用669萬(wàn)元。,實(shí)施效果,調(diào)整前后指標(biāo)對(duì)比表,不同方案費(fèi)用對(duì)比表,二、貼堵技術(shù)成為細(xì)分層系注水的有效手段,2009年以來(lái)水井套損顯著增長(zhǎng)，與2001-2008年對(duì)比，年均新增套損40口。套損水井開(kāi)井498口，占水井開(kāi)井?dāng)?shù)的50.2%。

28、,2001-2011年套損水井統(tǒng)計(jì)柱狀圖,注水層段腐蝕結(jié)垢嚴(yán)重,油層套破照片及地層沖出水泥塊,小直徑分注有效期短原因分析： 卡封段套管粗糙（嚴(yán)重影響封隔器密封性能）。 小直徑封隔器在大套管座封，膠筒耐壓差能力降低。為通過(guò)套損井段，需下入小直徑封隔器(105mm)，但卡封段一般為常規(guī)大套管(139.7mm)。 套損后繼續(xù)注水導(dǎo)致套損加劇，再次作業(yè)時(shí)封隔器難以提出，導(dǎo)致管柱遇卡。,一是套損井分層注水效益低、風(fēng)險(xiǎn)高、難度大。為保證分注率，研制了小直徑封隔器（K344-105型），實(shí)現(xiàn)過(guò)套損段分層注水。但平均有效期僅1年2個(gè)月，再次作業(yè)遇卡率高達(dá)90.5%，交大修率達(dá)82.9%，套損水井被迫改光管或關(guān)

29、井。,套變井下入小直徑分注管柱及對(duì)應(yīng)井徑測(cè)試圖,有效期平均1年2個(gè)月 再次作業(yè)遇卡率90.5% 再次作業(yè)交大修率82.9% 套變程度增大100%,2010年統(tǒng)計(jì)35口井,帶來(lái)兩方面問(wèn)題：,ST2-0-309分注管柱示意圖,補(bǔ)償器,反扣接頭,Y341 封隔器,404配水器,絲堵,沉砂底球,封隔器有效期6個(gè)月,典型井區(qū)-20309井區(qū),管柱失效后，對(duì)應(yīng)油井含水上升，日產(chǎn)油量下降。,卡封段腐蝕結(jié)垢嚴(yán)重,二是套損井改光管嚴(yán)重影響分注率。分注率由2009年的55.2%降至2012年底的45.1%，盡管采取了轉(zhuǎn)注、扶停等工作，但分注井總數(shù)凈減少100口。,分注率%,分注井?dāng)?shù)口,減量：套損停注126口、改光

30、管井110口。 增量：新投轉(zhuǎn)注扶停增加136口。,將貼堵工藝應(yīng)用于套損水井治理： 再造新井壁，實(shí)現(xiàn)套損部位的徹底治理，保證卡封段光滑，提高卡封可靠性； 配套研發(fā)小直徑分注工具，實(shí)現(xiàn)了套損水井貼堵后有效分注，保證了分注率。,典型井例：ST3-11-176井貼堵后分注,存在問(wèn)題： 套管在油層部位腐蝕結(jié)垢嚴(yán)重，無(wú)法有效卡封，被迫改光管注水； 層間差異大，對(duì)坨21沙二下8砂組的5口受效油井影響嚴(yán)重。 治理對(duì)策： 對(duì)油層部位貼堵后，下入小直徑分注管柱，實(shí)施分注。,治理效果：注水油壓11.2MPa，日注水量220方，層段合格率100%，其有效注水時(shí)間9個(gè)月，累注5.8萬(wàn)方，仍繼續(xù)有效。,勝三區(qū)坨21單元3

31、-11-176井區(qū)81層井網(wǎng)圖,ST3-11-176井貼堵重分層后，恢復(fù)水驅(qū)儲(chǔ)量9.3萬(wàn)噸，對(duì)應(yīng)井區(qū)含水下降0.3%，已增油750噸。,光管,貼堵重分層,120/110,100/95,對(duì)應(yīng)井區(qū)開(kāi)發(fā)效果明顯改善,勝坨油田貼堵水井分類統(tǒng)計(jì)表,共實(shí)施套損水井貼堵161井次，其中貼堵后分層注水41井次，各項(xiàng)指標(biāo)明顯提高： 開(kāi)井率提高5.2%； 分注率提高2.9%； 增加注水層段52個(gè)，貼堵井分注井層段合格率達(dá)80.8%。,水井貼堵治理效果顯著,三、貼堵技術(shù)成為套損井治理的有效手段,勝坨油田開(kāi)發(fā)時(shí)間長(zhǎng)，井筒狀況復(fù)雜。每年新增套損井100口以上，且套損呈現(xiàn)套漏+出砂、大跨度套變等復(fù)雜形態(tài)。為此，采油廠針對(duì)

32、不同的套損類型制定了一系列治理對(duì)策，滿足各類井況需求。,大跨度套變,1439-1772套變，跨度達(dá)到333米。,多臂曲線,立體圖,井徑成像圖,強(qiáng)度滿足注水壓力需求（15MPAa）,1、薄壁管補(bǔ)貼工藝技術(shù),因套管補(bǔ)貼后內(nèi)徑變小，限制了舉升系統(tǒng)應(yīng)用，尤其是淺部套管貼堵的油水井，很多泵和油管無(wú)法通過(guò)（常規(guī)貼堵內(nèi)徑90mm）。 采用114/108mm大通徑薄壁貼堵管后，滿足了44、50、56泵的下入需求。,通徑滿足27/8油管通過(guò),貼堵后油（水）井管柱示意圖,技術(shù)優(yōu)勢(shì)：螺紋與本體通過(guò)焊接連接，絲扣加厚，抗拉強(qiáng)度提高近10倍；,典型井例：ST2-0-320,井況：2012年桿斷長(zhǎng)停。2015年地質(zhì)要求撈

33、篩管、驗(yàn)套、打塞上返東三41-42層、防砂生產(chǎn)。 存在問(wèn)題：驗(yàn)套結(jié)果顯示在249-298米存在漏失，影響后續(xù)扶停工序。 采取措施：應(yīng)用薄壁管補(bǔ)貼工藝對(duì)漏失段進(jìn)行治理后防砂。,貼堵后50泵生產(chǎn)，2016.5月開(kāi)井，日油14.5噸，目前正常生產(chǎn)304天，累產(chǎn)油4575.7噸，平均日產(chǎn)油15.1噸。,貼堵前,貼堵后,措施前后效果對(duì)比,2、貼堵管內(nèi)防砂工藝,由于貼堵管內(nèi)徑尺寸變小，常規(guī)防砂工具不適應(yīng)，同時(shí)貼堵管與繞絲篩管環(huán)空間隙小，填砂過(guò)程容易成橋。采用小直徑套管內(nèi)防砂工藝對(duì)長(zhǎng)停套漏防砂井進(jìn)行治理。 防砂工藝上采用反循環(huán)充填工藝，應(yīng)用彈片扶正器，保證篩管居中。,措施前后效果對(duì)比,貼堵后防砂管柱圖,原始

34、管柱圖,114/100,2015年至今，小直徑防砂共實(shí)施油井17口，其中扶長(zhǎng)停井8口。,典型井例：STN2-19井,40B顯示1636-1641m漏失導(dǎo)致高含水長(zhǎng)停。漏失段腐蝕嚴(yán)重。,3、長(zhǎng)井段貼堵工藝,扶正器處速度流場(chǎng),旋流扶正器,固井車,剪切力與粘度曲線,針對(duì)多處漏點(diǎn)、長(zhǎng)井段腐蝕井，實(shí)施長(zhǎng)井段貼堵工藝，全井套管井壁再造，恢復(fù)注采井網(wǎng)，減少儲(chǔ)量損失。,采用措施： 固井車：保證連續(xù)供漿，降低地層濾失； 前置液：防止堵劑與泥漿發(fā)生提前稠化，提高頂替效率； 旋流扶正器：保證套管居中、固井質(zhì)量，改變流體流向。,堵劑200min流動(dòng)性測(cè)試,典型井例：STT123X6,全井段腐蝕嚴(yán)重,多處套破、縮徑嚴(yán)重,截止目前，勝采廠共實(shí)施長(zhǎng)井段（大于1000m）貼堵井31口，成功率100%。,井況：40B顯示全井套