水平井分段控水完井试油技术
[收稿日期]2010211210
[作者简介]王超(19782),男,2000年成都理工学院毕业,工程师,现主要从事油(气)藏开发管理工作。
水平井分段控水完井试油技术
王 超 (中石化西北油田分公司塔河采油一厂,新疆轮台841604)
张军杰,刘广燕 (中石化西北油田分公司工程技术研究院,新疆乌鲁木齐830011)
[摘要]水平井可以增大井筒和油气层之间的接触面积,提供远大于直井的渗流通道,获得更高的产能。底水油藏开发面临的最大问题就是底水的锥进,塔河油田水平井开发已经进入中、高含水阶段,含水上升速度快,严重影响了水平井的开发效益。采用射孔优化技术改变水平井近井筒的流入特性,从而实现流入剖面均一的目的。重点阐述了射孔优化参数优选的原则,结合塔河油田水平井完井现场应用的情况分析,考虑水平井实钻轨迹、测井解释数据、钻井污染等,提出优化射孔方案。调流控水筛管完井主要依靠在高渗带或者井筒的跟端增加附加完井压差以减小生产压差,来平衡整个井筒的实际生产压差,达到控水和治水的目的。揭示了调流控水完井设计的关键技术,分析调流控水各种影响因素,总结塔河油田调流控水完井的应用情况。
[关键词]水平井;分段;控水完井;变密度射孔;调流控水筛管
[中图分类号]TE27[文献标识码]A [文章编号]100029752(2010)06204462041 问题的提出
目前,水平井技术被认为能够有效延缓底水锥进,已经广泛应用于底水油藏开发。经过长期的研究和实践人们发现:①当井眼贯穿多个产层,或者同一产层内,水平方向上地层渗透率具有较强的非均质性,再加上这样的油气藏若存在底水、气顶,那么出现的不均衡生产,就会造成底水、气顶的锥进或脊进,使井筒过早见水见气,对产能造成非常不利的影响。②水平井产层生产压差的不均匀分布会导致油管内流体产生不平衡流动。高压产层对低压产层造成不良影响,形成不平衡生产,在高压产层段下部的底水会很快锥进,过早地见水会降低产油量甚至停产。
尽管常规的水平井完井方式可以通过增大油藏的接触面积来提高产量和波及系数,但因其接近油水界面、跟指端效应和渗透率的非均质性而造成气水锥进。截止到2010年9月30日,中石化西北油田分公司已投产碎屑岩水平井193口,油藏埋藏深、分布广、油藏类型复杂(边底水),油层厚度差异很大。随着碎屑岩水平井的快速开发,前期完井方式遗留下来的措施治理难度高等问题逐渐凸显,主要问题为:①水平井产能与预测水平井产能相差很大;②无水采油期短,含水上升较快,产油量递减较快;③水平井平均产液段长度不到打开井段的三分之一,水平段动用程度低。
因此,水平井完井方式应逐渐向多元化发展,完井方式应由快速上产转变为释放产能和先期控水及为后期治理提供有利空间为主。笔者从均衡产液剖面和平衡整个井筒的实际生产压差出发,分别介绍了变密度分段射孔完井和调流控水筛管完井来进行控水的技术,以及这两种完井方式在塔河油田应用效果。
2 变密度分段射孔完井技术
为了达到控水和治水的目的,对目前笼统射孔的尾管完井方式进行优化,采用变密度射孔和分段工?644?石油天然气学报(江汉石油学院学报)
2010年12月 第32卷 第6期Journal of Oil and G as T echnology (J 1J PI )
Dec 12010 Vol 132 No 16
艺,针对储层的非均质性,通过改变射孔单元参数,即高渗区低射,低渗区高射,并预留盲段的工艺来实现。
211 射孔参数控制变密度射孔的重点是从射孔的主要参数射孔位置、枪弹、孔密和方位等来进行优化。
1)射孔位置选择 射孔位置的选择也就是盲段的选择,留盲段主要目的是为后期分段卡堵留下余地。盲段长度一般大于20m 。盲段一般选择在:①井眼轨迹明显上翘、渗透率较低的井段,这样的井段避射对产能影响不会很大;②特高渗段(渗透率在1000×10-3μm 2以上),这样的井段底水首先突破的可能最大,尤其对于接近跟端的高渗段,是避射的首选,以免跟端首先出水;③固井质量差的井段不能作为盲段,主要是考虑后期能有效卡堵。
2)枪弹的选择 为使产能充分释放,射孔弹的穿透应尽可能深。但受井眼条件的限制,弹型的选择余地很小。尾管主要为N80钢,外径13917mm ,考虑固井过程中可能残留有水泥碎屑,考虑射孔后枪的膨胀性和毛刺高度,要求单边间隙大于12mm ,只能选择102mm 枪、SDP41RDX 2502102射孔弹。
3)孔密的选择 目前采取的最大孔密为16孔/m ,受枪身直径的限制,孔密难以再加大,过大的孔密会产生弹间干扰,达不到预期的效果。因此只能通过减小高低渗透段孔密才能使流入剖面保持相对均匀。一般原则是渗透率由高到低,孔密由低到高,孔密为4210213216不等。
4)射孔方位选择 一般采取向上射孔避射底部、边部方式,同时根据井眼轨迹、电测渗透率,进
行方位选择。图1分别为六方位(30°、75°、120°、240°、285°、330°)和四方位(30°、75°、285°、
330°
)布孔示意图。对于大段钻入泥岩的特殊情况,如T K939H 井,则采取向下四方位射孔(120°、145°、215°、240°
)(图2)
。 图1 水平井射孔布孔示意图 图2 TK 939H 井射孔布孔示意图
212 现场应用
以T K951H 井为例(T K951H 井是塔河油田九区三叠系下油组构造中高部位所钻的一口开发水平井。2010年5月23日开钻,2010年7月1日完钻,设计井深:4607100m (垂)/4982128m (斜),完
表1 TK 951H 井采用的射孔密度及射孔相位射孔井段起止深度/m 厚度/m 射孔密度/孔?m -1射孔相位4705～471498六方位螺旋布孔4714～4740268四方位螺旋布孔4740～47541410六方位螺旋布孔4754～4764108六方位螺旋布孔
4764～47741010六方位螺旋布孔4774～4782812六方位螺旋布孔4798～48242610四方位螺旋布孔4824～48623812四方位螺旋布孔
4862～4867514六方位螺旋布孔钻井深:4598186m (垂)/4879100m (斜),
完钻层位:T 2a 1,人工井底:4871100m 。2010年7月23日至8月15日对TK 951H 井
进行了套管射孔完井试油,完井层位:T 2a 1,完井井段:4705100～4782100m 、4798100～4867100m 。
针对该区块存在的底水锥进速度快的问题,采用分段变密度射孔工艺(所采用的射孔密度及射孔相位见表1)。投产后,
目前(2010211214) 318mm 油嘴工作制
?744?第32卷第6期王超等:水平井分段控水完井试油技术
度下,油压1215MPa ,日产油4316t ,无水采油期已达107d ,目前仍无水采收。
以塔河1区为例,优化后单井平均产量分别为58176t/d ,同比T K133H 未优化井提高2217%。5口投产井4口低含水生产,平均无水采油期2914d ,比同期未优化井延长无水期23d ,其中T K137H 井最长无水采油63d 。
3 调流控水筛管完井技术
控水筛管作用原理也是将全水平段分成若干小段,在渗透率较高的井段,控水筛管利用自身的限压节流作用为高渗井段增加一个阻碍流体从地层流出的附加阻力,从而一定程度上降低该井段的流压。在渗透率较低的井段,可以选用阻流能力较小的控水筛管,或者由于该段产能低,因而不需要限流,所以可以不用下入带有限流能力的控水筛管。
节流控制件可以改变流体流速大小、或者改变流体流动方向,或两者兼有,从而干扰了流体的正常运动,产生了撞击、分离脱流、漩涡等现象,带来了附加阻力,增加了能量损失,这部分损失通常称作局部阻力损失。由于这些部件中流体的运动比较复杂,影响因素较多,除了少数几种在理论上做过一定的分析外,一般都依靠实验确定。总之,控水筛管使用与否和限流能力的选用,都是为了调节全井段产油强度,即单位长度上的产量,尽量使整个水平段的产油强度相当,这样油井产液剖面大致呈现一条直线。只有各处均匀产油,底水才能呈现理想的均匀水脊上升,使底水达到最大的驱油效率,以提高采收率。311 工艺设计
合理的完井工艺设计是实现调流控水筛管(ICD )控水效果的基础,其关键技术包括三方面:合理的分段;管外封隔器;ICD 的设计选择。
1)合理分段 水平井的合理分段是ICD 完井成功的第一步。分段的主要依据是:①根据测井资料、录井资料和三维地震资料,选择泥页岩夹层或者物性较差的低渗透段为隔层,保证储层内不窜流,从而保证ICD 完井的有效性;②把水平段上相邻的储层物性相似段归为一个ICD 段,减少分段数量,尽可能简化工艺、增加完井施工的安全性。
2)管外封隔器 选择合适的管外封隔器,保证井筒内不窜流是ICD 完井成功的关键因素之一。目前ICD 完井选用管外封隔器为可膨胀的遇油膨胀封隔器,其设计主要包括封隔器两端需要承受的压差、储层温度对封隔器使用年限的影响、橡胶对矿化度的敏感性和p H 值的敏感性、膨胀时间等。
3)ICD 的设计选择 根据单井模拟或者区块的油藏数值模拟,算出均衡产液剖面需要的附加节流压差,然后确定节流通道的尺寸及数量。目前对ICD 的设计主要通过N EETool 完井软件进行单井模拟计算,该软件包含目前大部分厂家生产的ICD 的计算模型。
312 影响因素分析
1)前期钻井需考虑的因素 由于调流控水筛管完井对井眼轨迹和油藏资料精度要求较高,在前期钻井中要求井眼轨迹避免高含水带、靶前位移不小于270m 、提高泥浆性能、保证井眼稳定、井壁光滑、无严重的井眼垮塌、缩径;严格控制井眼轨迹避免较大狗腿,全角变化率低于715°/30m 。
2)完井需考虑的因素 ICD 主要依靠在高渗带或者井筒的跟端增加附加完井压差以减小生产压差来平衡整个井筒的实际生产压差。但是只有合理的ICD 设计才能达到预期效果,合理的ICD 设计必须考虑的因素有:准确的油水饱和度、渗透率、油藏压力等储层物性资料;储层物性随时间的变化;不同段之间的有效封隔;地层流体对ICD 单元的腐蚀作用。总之,合理的ICD 设计必须能很好地减少含水率,延长无水采油期,提高采收率。
313 现场应用
以T K7221H 井为例。该井水平段垂深为441518～441615m ,油层厚度为13～15m ,油水界面为4428139m ,避水高度为12m 左右,水平段长为250m ,底水能量充足。井眼轨迹平稳,最大狗腿度7194°/30m ,水基泥浆。
1)控流单元划分 控流单元划分依据为水平井眼轨迹、井径,自然伽马、自然电位、声波(孔隙
?844? 石油天然气学报(江汉石油学院学报)2010年12月
度)测井曲线,渗透率、含油饱和度以及电测解释成果等。以泥岩段、致密段或低渗段为控流单元分界点。根据储层物性,以主要油层为分段依据,将水平段划分为3个控流单元。2)遇油膨胀封隔器位置 封隔器放置位置选择在井径和井眼轨迹稳定处。
3)井筒流入剖面优化 根据理论研究和邻井实际生产情况,该井区初期合理产量为35～40t/d ,生产压差控制在110～115M Pa 以下。通过软件模拟论证,确定该井设计产能为40t/d ,计算生产压差为1119M Pa 。
根据与普通筛管完井对比,分流控水筛管对Ⅰ、Ⅱ段产层分别产生了0134M Pa 和0143MPa 的附加压降,而对第Ⅲ段产层几乎没有附加压降,这样就实现了各个控流单元在不同生产压差下生产,产油强度趋于平衡,避免了局部底水锥进,提高了采收率。
4)同比分析 T K7221H 井采用ICD (调流控水完井)取得了较好的效果。截止2010年9月31日,与同区邻井T K7220H 井相比(两井几乎同时投产),T K7221H 井在 215mm 油嘴工作制度下油压10MPa ,累计产油992415t ,不含水;而T K7220H 井已停喷,停喷前含水已达100%,累计产油7873t ,目前进行转抽作业。这表明ICD 完井方式具有一定优势。
4 结 论
1)采用变密度分段射孔优化技术和调流控水筛管完井技术能有效地均衡碎屑岩底水油藏水平井井筒流入剖面,实现水平井分段控水。
2)现场应用表明,变密度分段射孔优化技术和调流控水筛管完井技术能有效延长水平井无水采油期,达到提高开发效果的目的。
3)分段控水完井技术已发展成一种改善单井动态、加强油藏管理、减缓底水脊进的技术,在碎屑岩底水油藏中具有较大的应用前景。
[参考文献]
[1]万仁溥,熊友明1现代完井工程[M ]1北京:石油工业出版社,20001
[2]熊友明,潘迎德1各种射孔系列完井方式下水平井产能预测研究[J ]1西南石油学院学报,1996,l8(2):56～621
[3]Behrmann L A ,Nolte K G 1Perforating requirement s foe fracture stimulations [J ]1SPE 59480,19991
[4]刘健,练章华,林铁军1水平井不同完井方式下产能预测方法研究[J ]1特种油气藏,2006,13(1):61～631
[编辑] 萧 雨?944?第32卷第6期王超等:水平井分段控水完井试油技术
水平井分段控水完井试油技术
[收稿日期]2010211210 [作者简介]王超(19782),男,2000年成都理工学院毕业,工程师,现主要从事油(气)藏开发管理工作。 水平井分段控水完井试油技术 王 超 (中石化西北油田分公司塔河采油一厂,新疆轮台841604) 张军杰,刘广燕 (中石化西北油田分公司工程技术研究院,新疆乌鲁木齐830011) [摘要]水平井可以增大井筒和油气层之间的接触面积,提供远大于直井的渗流通道,获得更高的产能。底水油藏开发面临的最大问题就是底水的锥进,塔河油田水平井开发已经进入中、高含水阶段,含水上升速度快,严重影响了水平井的开发效益。采用射孔优化技术改变水平井近井筒的流入特性,从而实现流入剖面均一的目的。重点阐述了射孔优化参数优选的原则,结合塔河油田水平井完井现场应用的情况分析,考虑水平井实钻轨迹、测井解释数据、钻井污染等,提出优化射孔方案。调流控水筛管完井主要依靠在高渗带或者井筒的跟端增加附加完井压差以减小生产压差,来平衡整个井筒的实际生产压差,达到控水和治水的目的。揭示了调流控水完井设计的关键技术,分析调流控水各种影响因素,总结塔河油田调流控水完井的应用情况。 [关键词]水平井;分段;控水完井;变密度射孔;调流控水筛管 [中图分类号]TE27[文献标识码]A [文章编号]100029752(2010)06204462041 问题的提出 目前,水平井技术被认为能够有效延缓底水锥进,已经广泛应用于底水油藏开发。经过长期的研究和实践人们发现:①当井眼贯穿多个产层,或者同一产层内,水平方向上地层渗透率具有较强的非均质性,再加上这样的油气藏若存在底水、气顶,那么出现的不均衡生产,就会造成底水、气顶的锥进或脊进,使井筒过早见水见气,对产能造成非常不利的影响。②水平井产层生产压差的不均匀分布会导致油管内流体产生不平衡流动。高压产层对低压产层造成不良影响,形成不平衡生产,在高压产层段下部的底水会很快锥进,过早地见水会降低产油量甚至停产。 尽管常规的水平井完井方式可以通过增大油藏的接触面积来提高产量和波及系数,但因其接近油水界面、跟指端效应和渗透率的非均质性而造成气水锥进。截止到2010年9月30日,中石化西北油田分公司已投产碎屑岩水平井193口,油藏埋藏深、分布广、油藏类型复杂(边底水),油层厚度差异很大。随着碎屑岩水平井的快速开发,前期完井方式遗留下来的措施治理难度高等问题逐渐凸显,主要问题为:①水平井产能与预测水平井产能相差很大;②无水采油期短,含水上升较快,产油量递减较快;③水平井平均产液段长度不到打开井段的三分之一,水平段动用程度低。 因此,水平井完井方式应逐渐向多元化发展,完井方式应由快速上产转变为释放产能和先期控水及为后期治理提供有利空间为主。笔者从均衡产液剖面和平衡整个井筒的实际生产压差出发,分别介绍了变密度分段射孔完井和调流控水筛管完井来进行控水的技术,以及这两种完井方式在塔河油田应用效果。 2 变密度分段射孔完井技术 为了达到控水和治水的目的,对目前笼统射孔的尾管完井方式进行优化,采用变密度射孔和分段工?644?石油天然气学报(江汉石油学院学报) 2010年12月 第32卷 第6期Journal of Oil and G as T echnology (J 1J PI ) Dec 12010 Vol 132 No 16
水平井完井方式及其选择
水平井完井方式及其选择
水平井完井方式及其选择 水平井完井方式可采用裸眼完井、割缝衬管、割缝衬管加管外封隔器、下套管注水泥射孔 （1）裸眼 （2）割缝衬管完井 （3）衬管管外分段封隔完井 （4）水泥固井射孔完井 的实际经验。完井方式对于水平井今后能否进行正常生产或者进行多种作业是非常重要的。某种钻井方式只能适应于某种完井方式。 一、完井方式 1、裸眼完井 裸眼完井费用不高，但局限于致密岩石地层，此外，裸眼井难以进行增产措施，以及沿井
段难以控制注入量和产量，早期水平井完井用裸眼完成，但现在已趋步放弃此方法。当今只有在具有天然裂缝的碳酸盐岩油气藏和油气井的泄油半径很小时才使用裸眼完井的方法。 2、割缝衬管完井 该方法是在水平段下入割缝衬管，主要目的是防止井眼坍塌。此外，衬管提供一个通道，在水平井中下入各种工具诸如连续油管。有三种类型的衬管可采用： 1)穿孔衬管。衬管已预先预制好。 2)割缝衬管。衬管已预先铣好各种宽 度、深度、长度的缝。 3)砾石预充填衬管。割缝衬管要选择 孔或缝的尺寸，可以起到有限的防砂作用。 在不胶结地层，则采用绕丝割缝筛能有效 地防砂，另外在水平井采用砾石充填，也 能有效防砂。 割缝衬管完井的主要缺点是难以进行有效的增产措施，因为衬管与井眼之环形空间是裸眼，彼此连通，同样，也不能进行进行分采。 3、割缝衬管加管外封隔器 该方法是将割缝衬管与管外封隔器一起下
入水平段，将水平段分隔成若干段，可达到沿井段进行增产措施和生产控制的目的。由于水平井并非绝对水平，一口井一般都有多个弯曲处，这样，有时难以下入衬管带几个封隔器 4、下套管注水泥射孔 该方法只能在中、长曲率半径井中实施。在水平井中采用水泥固井时，自由水成分较直井降低得更多，这是因为水平井中由于密度关系，自由水在油井顶部即分离，密度较高的水泥就沉在底部，其结果水泥固井的质量不好。为避免这种现象发生，应做一些相应的试验。 注：1、超短曲率水平井：半径1～2ft，造斜角（45°～60°）/ft； 2、短曲率水平井：半径20～40ft，造斜角（2°～5°）/ft； 3、中曲率水平井：半径300～800ft，造斜角（6°～20°）/（100ft）； 4、长曲率水平井：半径1000～3000ft，造斜角（2°～6°）/（100ft）。 二、完井方式选择 在选择完井方式时，必须重点考虑以下几个方面的问题： 1、岩石地层 若考虑裸眼完井，重要的是保证岩石是致密的，同时钻井过程是稳定的。经验报告和文献指出，若水平井方向是沿着水平最小应力钻井，则井筒显示极好的稳定性。 2、钻井方法
水平井完井主要有三种方式
水平井完井主要有三种方式：裸眼完井、固井射孔完井和割缝衬管完井。在3种完井方式中，割缝衬管水平井堵水难度最大，因为割缝衬管与岩石壁面之间无隔挡,底水或边水进入井筒有径向流和横向流2种方式，机械封隔方法仅能实现割缝衬管内部空间的封隔，不能实现割缝衬管与岩石壁面之间环形空间的封隔。 国外主要针对割缝衬管水平井进行。早期主要采用化学剂笼统注入法[6-8]。90年代中期环空封隔技术(ACP)的提出为割缝衬管水平井堵水技术提供了新的 思路。 环空封隔(ACP)定位注入技术是借助连续油管(CT)和跨式封隔器(IBP)，在割缝套管与井壁之间的环空放置可形成化学封隔层的可固化液，形成不渗透的高强度段塞，达到隔离环空区域的目的。然后配合管内封隔器，实现堵剂的定向注入(图2)。如果出水部位在水平井段上部或下部，需要1个ACP，如果出水部位在水平井段中部，则需要设置2个ACP。当过量水(气)的产出不是由于断层或裂缝引起时，可考虑采用ACP直接封隔水(气)部位。 4 水平井堵水研究的难点、重点 l)难点水平井堵水具有共性的瓶颈技术难点有3个：一是出水层位判定技术，二是堵水工艺技术，三是堵水剂技术。出水层位判定技术与水平井测井技术密切相关；堵水工艺技术与井下工具、管柱技术、完井方式、堵水剂特性有关；堵水剂技术与化工技术工艺、材料科学有关，是研究比较活跃的技术难点。 2)重点水平井堵水最大的重点是堵水剂，特别是有较强的油、水选择性，合成生产方便，化学性能稳定，适应性强，施工工艺简单的选择性堵水剂的研究
开发。其次，适合油藏、油井特点的选择性堵水工艺研究也是水平井堵水的重点。两个选择性——堵剂的选择性和工艺的选择性研究的突破是水平井堵水技术能工业化应用的关键。
水平井射孔工艺技术(科普)
水平井射孔工艺技术 1、简介 水平井工程是近年发展起来的一项新技术，是“稀井高产”的重要手段。水平井技术已成为近50年来石油技术进步的代表象征，这从勘探到提高采收率各个阶段均有着广泛的应用潜力，在实现井网调整，控制流向和完井类型，减少液流损失和调整油藏压力等方面的灵活性，已成为一种油藏完井新方法，而水平井射孔技术则是水平井技术的重要组成部分。四川石油测井公司早在1994年就对水平井射孔技术开始了立项研究，经过几年的研究和现场试验，形成了一整套中、长半径的水平井射孔工艺技术，该技术国内领先，部分技术达国际先进水平，该成果获中国石油天然气集团公司2000年技术创新二等奖。 水平井套管井射孔完井既有利于提高产量又有利于以后进行增产措施和封堵作业。但水平井射孔井段长达几百米甚至上千米，要求射孔一次作业成功；要求向水平两边或两边以下３０°定向发射以免造成砂子沉降和底水突进；要求长达几百米的射孔枪顺利通过造斜段下入和起出。实践证明，我们已经解决了上述难题并能保证施工的安全性和可靠性。 2、主要特点 2采用液压延时分段起爆方式能完成长水平段的射孔作业。 2采用弹架旋转的内定向方式，定向精度高且与枪身旋转的外定向方式相比，在相同套管内径下可选择更大直径的水平井射孔枪。 2采用接头旋转扶正环和滚珠枪尾可大大减少起下射孔枪时的摩擦力。 2接头与枪体之间，公母接头之间采用防退扣装置，避免了落枪的可能。 2最新研制的起爆开孔装置可实现水平井的再射孔而不会将井液挤到地层中去。 2可实现全井筒氮气加压起爆方式完成水平井的射孔作业。 2可实现限流压裂的水平井射孔作业。 2利用独创的旁通传压起爆系统能完成水平井的射孔测试联作。 2采用地面监测系统能监测井下各段射孔枪的发射情况。 3、主要技术参数 2射孔枪外径：Ф８９mm 、Ф102mm 、Ф127 mm 2最高工作压力：９０MPa 、105MPa 、90MPa 2延时时间：５—7min 2定向方式：内旋转定向 2定向精度：±５° 2定向率：>９５％ 2发射率：>９９％ 2孔密：１０－２０孔／米 2枪体抗弯能力：３０°／３０米。 4、施工工艺 （1）起爆方式 水平井射孔起爆不同于一般直井射孔，不能采用投棒起爆方式，也不同于一般斜井射孔，它属于超长井段射孔，不宜采用一个压力起爆器的起爆方式。在水平段各点压力值相等，它可以实现几个乃至几十个射孔段的同时起爆，完全满足水平井一次射孔多段的要求，将大大提高工效。四川石油测井公司已成功地应用了三种负压起爆方式，分别是：①液垫或气垫加压力延时起爆器；②油压开孔装置加压延时起爆器；③旁通传压装置加压力起中爆器。
【CN109899046A】一种底水油气藏水平井增产控水方法【专利】
(19)中华人民共和国国家知识产权局 (12)发明专利申请 (10)申请公布号 (43)申请公布日 (21)申请号 201910201722.6 (22)申请日 2019.03.18 (71)申请人 东北石油大学 地址 163318 黑龙江省大庆市高新区发展 路199号 (72)发明人 刘义坤 王海栋 李占东 支继强 梁爽 于倩男 (74)专利代理机构 大庆知文知识产权代理有限 公司 23115 代理人 李建华 (51)Int.Cl. E21B 43/25(2006.01) (54)发明名称一种底水油气藏水平井增产控水方法(57)摘要一种底水油气藏水平井增产控水方法。主要步骤为：在水平主基管跟部井底控制长度之后，在主基管上逐段设置多级人造泄压排液井底，通过与该井底连接的环通管路实现主基管中后段油气划出流动越级泄压排液通路；通过多级人造井底分别控制其对应生产段基管内的压力分布剖面，令生产压力剖面整体比常规控锥技术工况下更平缓，迫使油气藏底水前缘均匀推进。本发明采用了水平井水平段预设多级人造井底辅助水平井趾端与跟部油气同步泄压，能够预防水平井跟部或高渗带底水脊进，提高生产效率、降低开采风险；能够改善水平井跟部与趾端压力剖面分布不均衡的开采状况，另外还具有找水功能， 且能对已见水段进行及时的封堵或疏通。权利要求书2页 说明书6页 附图3页CN 109899046 A 2019.06.18 C N 109899046 A
1.一种底水油气藏水平井增产控水方法，包括以下步骤： 第一步：建立X底水气田Y井水平井沿程渗透率轴向分布图； 第二步：根据主基管跟部井底控制水平生产段长度不大于150m、人造井底控制主基管水平段不大于30m的原则，结合第一步所建立的水平井沿程渗透率轴向分布图中所显示的横轴距离值，利用公式（1）计算人造井底个数， 公式（1），其中M是人造井底个数，L是水平井水平段长度，由公式N=M+1将水平井的距跟部150m后的主基管划分为个N个生产段，每个人造井底在主基管上的布置位置在其控制生产段的1/2处； 第三步：在地面按“每5米1个”的原则将若干支撑滑套卡件沿轴向安装在距跟部150m后的主基管上，然后将第一、第二、……、第M根环通管分别卡入支撑滑套卡的对应卡槽内，其中，需要同时安装人造井底的支撑滑套卡件上额外带有通孔； 第四步，根据第二步确定的人造井底个数和安装位置，将带通孔的支撑滑套卡件固定在主基管上的对应安装位置，并在主基管对应安装位置处以及一根环通管的对应位置处打孔，同时将带有通孔的支撑滑套卡件安装到此处，使支撑滑套卡件上的通孔与环通管打孔处以及基管打孔处同时相通，从而形成与一根环通管相连通的人造井底，靠螺栓紧固； 第五步，重复第四步，在主基管上分别形成M根环通管的人造井底； 第六步，根据第二步所确定的生产段的个数，在距跟部150m后的主基管内各个生产段的控制距离分界处分别安装封隔短接； 第七步，将第六步已经连接好全部环通管的主基管套入外部筛管中；每根环通管以及对应该环通管的人造井底和主基管上的生产段形成一个通路，在井口对每个通路安装井口控制阀门； 第八步：已知单井日要求生产总量Q总，按照如下方式进行控水设计， ① 利用公式2，将全水平井划分为 D个产液均等的生产段，其中符号 D是均等产液量生产段数，符号L跟部是跟部井底控制水平井生产段长度，单位为m；符号L j（j= 1,2…M）是单个人造井底控制水平井生产段长度，单位为m， M是人造井底个数； 公式（2） 利用公式3,计算出对应每根环通管的人造井底要求的日生产量（j=1,2…M）；其 中， 符号是单个人造井底控制水平生产段长度日需生产量，D为前述步骤①求得的生产段的数量； 公式（3） ③ 利用公式（4） 计算出水平井跟部井底要求日生产量。 2.符号是水平井跟部井底控制生产长度日需生产量； （j=1,2…M） 公式（4） ④ 利用公式（5），计算每一个井口阀门所需设置的井口设置压力值P i；其中符号Q i（i=跟部，1,2…M）是各级井底控制生产段日需生产量，通过前述第和第③步求得；符号K i是L i （i=跟部，1,2…M）分别控制的生产段沿程对应储层的渗透率；符号L i（i=跟部，1,2…M）是各 权 利 要 求 书1/2页 2 CN 109899046 A
稳油控水技术在大庆油田中的应用
稳油控水技术在大庆油田中的应用 摘要：大庆油田目前已经进入高含水后期开发阶段。在油田综合含水率高、采出程度高和剩余可采储量采油速度高的情况下，油田开发稳产难度明显加大。针对这种状况，大庆油田在开发的实践中开创了“稳油控水”的采油模式。“稳油控水”是高含水后期控制油气生产成本，提高油田开发效益的必由之路。实现“稳油控水”的关键是深化油藏认识，明确调整挖潜方向，精细搞好油田开发调整。通过开展精细的地质研究，综合各种动态监测资料，提高了对油藏地质和开采特点的认识，有效地进行了油田精细开发调整，控制了产量递减的速度。 关键字：高含水；稳油控水；结构调整；水驱 0 前言 大庆油田进入高含水后期开采以后，随着含水升高、采出液体的液油比将迅速增大，要保持稳产就必须采取科学有效的调整措施，控制好含水上升速度，控制好液油比的增长，这就是提出“稳油控水”开发调整方案的基本思路。 1 大庆油田现在的状况 大庆油田多油层，油藏严重非均质性，不同油层的储量动用状况差异大；油田分区、分层系、分井开采不平衡；仅靠单一老井提液措施难以实现油田稳产；油田多次井网调整后单砂层的注采关系复杂化，形成新的剩余油分布；认识深化所挖潜的过渡带潜力，都是油田继续稳产的有利条件。因此，为了提高油层储量动用程度，改善油田水驱开发效果，实现油田高含水后期稳油控水目标，必须全面进行油田开发结构调整，通过注采结构的调整，协调油层的注采关系。 2 搞好油田注水结构调整，提高注入水利用率 注够水，注好水是改善油层水驱开发效果，控制油气生产成本上升的一项重要基础工作。由于油层非均质性的存在，油层水淹的不均匀性也始终存在。大庆油田稳油控水的实践表明，搞好油田注水，根据不同油层的水淹状况合理配置注水量，对稳油控水具有十分重要的作用。 2.1 笼统注水井改分层注水 油田开发初期，对注水井均采用笼统注水的方法。但为了解决主力油层与中、低渗透油层之间的矛盾，发展了主要以砂岩组或油层组来划分分层注水层段的分层注水技术。进入高含水期，为了适应油井提高液量的需要，部分注水井又由分层注水改为笼统注水。油田进入高含水后期以后，层间矛盾在新的压力系统条件下重新出现，因此，部分笼统注水井又重新开始进行分层注水。这一阶段的分层注水更加细化。对于特高含水层实行控制注水或平面调整；对于潜力层实行加强注水，以提高油井液量来实现油井产量的稳定。
水平井钻井技术概述完整版
水平井钻井技术概述 HEN system office room 【HEN16H-HENS2AHENS8Q8-HENH1688】
第一章定向井（水平井）钻井技术概述 第一节定向井、水平井的基本概念 1．定向井丛式井发展简史 定向井钻井被（英）T ．A．英格利期定义为：“使井筒按特定方向偏斜，钻遇地下预定目标的一门科学和艺术。”我国学者则定义为，定向井是按照预先设计的井斜角、方位角和井眼轴线形状进行钻进的井。定向井相对与直井而言它具有井斜方位角度而直井是井斜角为零的井，虽然实际所钻的直井它都有一定斜度但它仍然是直井。 定向井首先是从美国发展起来的，在十九世纪后期，美国的旋转钻井代替了顿钻钻井。当时没有考虑控制井身轨迹的问题，认为钻出来的井必定是铅垂的，但通过后来的井筒测试发现，那些垂直井远非是垂直的。并由于井斜原因造成了侵犯别人租界而造成被起诉的案例。最早采用定向井钻井技术是在井下落物无法处理后的侧钻。早在1895年美国就使用了特殊的工具和 技术达到了这一目的。有记录定向井实例是美国在二十世纪三十年代初在加利福尼亚享廷滩油田钻成的。 第一口救援井是1934年在东德克萨斯康罗油田钻成的。救援井是指定向井与失控井具有一定距离，在设计和实际钻进让救援井和失控井井眼相交，然后自救援井内注入重泥浆压死失控井。 目前最深的定向井由BP勘探公司钻成，井深达10，654米； 水平位移最大的定向井是BP勘探公司于己于1997年在英国北海的Rytch Farm 油田钻成的M11井，水平位移高达1，0114米。 垂深水平位移比最高的是Statoil 公司钻成的的33/9—C2达到了1:； 丛式井口数最多，海上平台：96口；人工岛：170口； 我国定向井钻井技术发展情况 我国定向井钻井技术的发展可以分为三个阶段，50—60年代开始起步，首先在玉门和四川油田钻成定向井及水平井:玉门油田的C2—15井和磨三 井，其中磨三井总井深1685米，垂直井深表遗憾350米，水平位移米，最 大井斜92°，水平段长160米；70年代扩大实验，推广定向井钻井技术； 80年代通过进行集团化联合技术攻关，使得我国从定向井软件到定向井硬件都有了一个大的发展。 我国目前最深的水平井是胜利定向井公司完成的JF128井，井深达到7000米，垂深位移比最大的大位移井是胜利定向井公司完成的郭斜井，水平位移最大的大位移井是大港定向井公司完成的井，水平位移达到2666米，最大的丛式井组是胜利石油管理局的河50丛式井组，该丛式井组长384米，宽115米，该丛式井平台共有钻定向井42口。 2．定向井的分类 按定向井的用途分类可以分为以下几种类型： 普通定向井 多目标定向井 定向井丛式定向井 救援定向井 水平井 多分枝井（多底井） 国外定向井发展简况
高含水后期油田“稳油控水”技术初探
高含水后期油田“稳油控水”技术初探 目前，我国东部油气田的开发普遍进入了高含水、特高含水开发阶段，稳油控水作为一项关键技术，主要通过细分层系开发和聚驱等三次采油技术得以实现。本文结合油田生产实际情况，对两项技术进行了分析和阐述。 标签：稳油控水；分层开采；聚合物驱油 1 分层注采技术 “注好水、注够水”是搞好油气动态开发的关键环节。搞好注水与搞好分层注水，协调好注、堵、采的关系是实现“稳油控水”方针的关键。在高含水后期要全面控制含水上升速度，必须把分层注水、油井分层堵水，分层采油综合分析，协调研究注、堵、采的相互关系，使它的综合效应反映在实现稳油控水的各项指标上来。 1.1 特高含水油层测试技术 堵水首先需要解决的问题就是高含水层的准确判断。这几年，通过测试、模拟和综合分析水平的提升，对于高含水层位有了更充分的认识。 对于日产液在100方以下的机采井，采用常规泵与环空测试井口配套直接进行测试找水，对于日产量在100-250方左右的机采井应用长冲程抽油机与与大泵相结合的方式解决环空测试空间问题，基本上能够满足日常对机采井的环空测试需要。 1.2 机械堵水工艺技术 通过高含水层位测试，明确了高含水层位，利用分层系、桥塞隔离等方式对多层开采过程中已经高含水层位进行处理。在实践中，针对常规机械堵水无法调整层位的问题，研制了可调节堵水孔径的装置，保证随时可以对出水层位采液量的控制调整，使得机械堵水具有了更为灵活的特性，机械堵水工艺向经济、实用、多功能方向发展。对井下更层位通过开关随意调节的方法，大大增强了机采的灵活性，降低了成本，实现了一次下入找水、堵水全部解决，同时降低了作业次数，降低了劳动强度。 1.3 化学剂堵水技术 化学法堵水，说到底就是利用已经得知的高含水层位情况，通过对地层的配伍性认识后，利用化学封堵剂等材料，对高含水层位进行必要的堵水施工作业，这当中分为完全堵死封堵剂还有就是堵水疏油堵剂。完全堵死封堵剂就是利用堵剂对高含水层位进行完全性的封堵，后期不采取其他措施的话，这个层位将不再产生任何的地层液。而堵水疏油堵剂并不是完全封堵地层，而是利用了油水的不
分支水平井完井技术在胜利油田的应用
!应用技术# 分支水平井完井技术在胜利油田的应用Ξ 皇甫洁ΞΞ 李雷祥 刘希明 冯 辉 (胜利油田有限公司采油工艺研究院) 隆新耀 (胜利油田有限公司孤岛采油厂) 摘要 分支水平井是水平井技术的进一步发展和完善,是一种用于老油田开发后期提高采收率和新区改善开发效果的重要手段。目前,该技术在国外得到大规模的研究和应用,而在国内却刚刚起步。介绍了胜利油田第一口自行设计并施工的双分支水平井———桩1-支平1井的完井技术,该井是中石化重点科技攻关项目“分支井钻采配套技术研究”的第一口试验井。从完井方案设计、完井管柱、完井施工工艺等方面阐述分支水平井完井技术的难点和重点,最后提出几点认识和研究方向。 关键词 胜利油田 分支井 完井工艺 射孔 随着石油工业的发展,分支水平井技术已逐渐成为石油行业又一热点技术。分支井技术可以较大幅度降低油气开发成本,充分挖掘油田生产能力,提高油气采收率,从而提高油气开发的综合经济效益。分支井技术在国外较为普遍,但在国内由于受主井眼与各支井眼交汇处的处理及分支装置系列工具的限制,起步较晚。2000年9月胜利油田在其先进的水平井技术的基础上,自行设计和施工完成了该油田第一口双分支水平井———桩1-支平1井。 分支井概况 桩1-支平1井位于桩1块中部构造的较高位置,该区先后有9口井(包括1口水平井)投入开发,大部分井开井即见水,其主要原因是该层为底水油藏,油水粘度比大,油流动阻力大,底水很快以水锥形式致油井水淹。因此设计利用双分支水平井开发该构造的含油富集区,以起到控制更大面积储量,抑制底水锥进,增大泄油面积,改善开发效果,提高产能及采收率的作用。该井钻探目的层为馆上段9小层。第一分支为三靶点水平井,设计水平段长200m。第二分支为两靶点水平井,设计水平段长150m,两分支呈30。角斜交。桩1-支平1井采用主井眼钻 31112mm井眼下 24415mm技术套管,分支井眼钻 21519mm井眼挂 13917mm套管的井身结构,尾管悬挂器的位置由上分支开窗点位置和所采用的回接系统的要求确定。井身结构数据见表1。 表1 桩1-支平1井井身结构数据 分 支 开钻 次数 井眼直径×井深 /mm×m 套管直径×下深 /mm×m 第一分支 一开44415×30133917×299101 二开31112×17041724415×170218 三开21519×1945100 13917× (1350197-1942151)第二分支—21519×1872100 13917× (1345184-1871100) 完 井 方 案 完井技术是决定分支井技术水平的关键因素。按照完井技术难度,可将分支井分为6类。第1类是在裸眼井内钻分支井眼,分支井眼裸眼完井;第2类是从套管内钻分支井眼,分支井眼裸眼完井;第3类是从套管内钻分支井眼,在分支井眼内下入 ? 3 4 ? 2002年 第30卷 第6期 石 油 机 械 CHINA PETROL EUM MACHIN ER Y Ξ Ξ Ξ皇甫洁,助理工程师,生于1972年,1996年毕业于石油大学(华东)石油工程专业,现从事完井采油技术研究工作。地址: (257000)山东省东营市。电话:(0546)8557254。 (收稿日期:2002-01-07;修改稿收到日期:2002-03-05)本课题是中石化集团公司重点科研项目“分支井钻采配套技术”(项目编号KZD22000015)的部分内容。
油田高含水期稳油控水采油工程技术分析
油田高含水期稳油控水采油工程技术分析 随着时间的发展，我国有一部分油田已经开始出现特高含水期下引发的一系列采储失衡、设备老化等问题，影响着石油开采的质量与产量。这些问题也迫使我们在极力的解决。本次就油田在高含水期稳油控水技术方面进行研究。尤其是针对现有的传统大型油田技术方面的探讨，使其在维持水期油田质量和产量方面做出改善，降低能源的损耗，节约成本。 标签：含水期；控水；采油工程；技术研究 1 采油工程必不可少 油田的开发一般由采油工程、地面工程还有油藏工程几个部分组成。其中采油工程是最重要的一环，也是最终油田采到油的终极目标。因此，采油工程在油田的开发利用中至关重要的。采油工程技术着眼于油田开采的整体，目的是为了增加地质的储量和采油的储量。她将保护、开发、改造油层进行三位一体的统筹发展。采油工程主要有三个方面的发展要求：第一，是对老油田区进行注水，通过增注的办法使得油田的分层达到更精细，油田产量得到发展。第二，完善油田的工艺并提高和适时调整采油措施，将开发技术与采油能力有机的结合起来三次采油与三次控油相结合，在采油的过程中治理，使得产量持续增长。第三，针对的是开发难度大的油田而采取的技术方面的攻克。根据油田的储存地质环境，选择与之相适应的开发技术，采用大规模的压裂、水平井等先进的主流技术进行攻克。这个技术的发展将有助于控制成本，降低能耗，实现油田的可持续性开采。 2 高含水期中油田开发存在的问题 2.1 油田各层的品质差别较大，开采难度增加 油田是地底下天然存在的碳化氢在地表以下呈现的是液体，然而另一方面在地表以下以气体来呈现的是天然气。由于地质环境的不同各个油田层之间的差别也较大，这就给开采造成一定的压力。开采的难度大，导致单位时间内开采率增加，同时也影响对油田开采的战略储备。 2.2 水油比上升，控水难度增大 当水油比的比例发生不协调关系或者油井中含水层过大，没办法实施一些策略进行堵剂，使得吸水的剖面增大，则会导致油的质量下滑，影响油的产能。当面临油水比重失调的情况下，应采取合理的注采关系及机械等方式进行弥补，防止一系列问题的发生。 2.3 设备老化和产能下降导致其能耗上升，产油成本增加 能耗的增加带来一些资源的浪费，迫使采油成本上升。我国的众多油田都存
葡北三断块高含水期稳油控水技术研究
石油地质与工程 2011年3月P ETROLEUM GEOLOGY AND ENGI NEERING第25卷第2期 文章编号:1673-8217(2011)02-0052-04 葡北三断块高含水期稳油控水技术研究 张福玲 (中国石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院,黑龙江大庆163712) 摘要:葡北三断块油田位于大庆长垣沉积体南部,由于砂体窄小、分布零散、层间、层内、平面非均质性严重,稳油控水难度很大。在储层精细描述和剩余油研究的基础上,组合实施油水井双向调剖、长胶筒细分调整以及注水井酸化等多项措施,使得开发指标得以好转,改善了油田开发效果。该套技术对水下窄小砂体油田高含水后期的开发具有一定借鉴意义。 关键词:葡北三断块;剩余油;稳产;降低含水率;措施 中图分类号:TE313.3文献标识码:A 葡北三断块位于大庆长垣大型河流-三角洲沉积体系南部,开发储层是白恶系姚家组一段葡I组油层,以水下窄小砂体沉积为主,砂体窄而薄,呈条带状分布,油层埋藏深度为800~1000m,砂体宽度一般在50~200m,其含油面积55.3km2,地质储量4113104t,原始地层压力11.26MPa,饱和压力6.28MPa[1-2]。葡北三断块年产油量占葡萄花油田年产油的五分之一左右,其开发历程可代表葡萄花油田,因此研究其稳油控水对葡萄花油田的开发具有指导意义。 1油田开发历程及现状 葡北三断块于1979年投人开发,基础井网采用600m600m反九点面积注水井网。1983年以前主要以自喷方式开采,到1984年地层压力下降开始全面转抽。1987至1994年实施井网一次加密调整,调整后为反九点法和四点法相结合的注采井网,井网加密到300m300m。1997至1998年进行井网非均匀二次加密调整,局部井网加密到210m 井距。综合治理前葡北三断块共有油井342口,正常开井321口,注水井182口,正常开井166口。累计生产原油1328.21104t,累计产水2014.92 104m3,累计注水4703.96104m3,累积注采比1. 31,年注采比1.40,采油速度0.9%,采出程度32. 29%,综合含水86.42%。 油田开发中存在的主要问题 产量递减速度及含水上升速度快 葡北三断块以窄薄砂体沉积为主,油层物性差异大,层内、层间、平面矛盾突出,油层水淹不均匀。随着储采不平衡的状况日益加剧,老井措施潜力、补产能力不足,使得油田递减速度加快。平面调整难度大,纵向上由于低含水或不含水的薄差层吸水差造成层间接替能力差,导致产量递减及含水上升速度较快,控制难度大。 2.2水驱控制程度低 受砂体沉积条件及注采井网完善程度影响,葡北三断块水驱控制程度仅为77.6%,其中单向连通所占比例为30.1%,二向连通比例为28.9%,三向连通比例为18.5%,单向连通比例高,尤其是以内前缘水下分流河道沉积为主的葡I1-5砂岩组,单向连通比例高达36.0%,制约了剩余油的动用程度。 2.3局部注采关系不够完善 葡北三断块目前共有油水井数为524口,其中正常生产井数为486口,油水井数比为1.93,虽然经历了两次加密调整,但受沉积环境及注采井网局限性的影响,造成局部井区整个条带上仍然存在有注无采(如图1)、有采无注(如图2)或由于条带状砂体的一边靠近砂体变差部位,只有一个来水方向,造成油层动用不好或根本未动用等注采关系不完善的情况,影响了区块的整体开发水平。 2.4欠注井较多 葡北三断块有40口欠注井、57个欠注层段,日配注1205m3,日实注仅为316m3,日欠注水量889 收稿日期;改回日期 作者简介张福玲,助理工程师,年生,6年毕业于大庆石油学院石油工程专业,现从事油田地质开发研究工作。 2 2.1:2010-10-04:2010-12-07 :1974200
水平井完井工艺流程及注意事项
水平井完井工艺流程及注意事项 1、完钻后短起下到直井段，到底测准后效（小于20m/h），起钻完甩掉定向仪 器，配通井钻具。 注：工程准备好欠尺寸扶正器（小于210mm）、短套管、与井下联系刮削器（下刮）送现场、钻分级箍钻头及小工具、115通井规。 2、通井钻具为牙轮钻头+欠尺寸扶正器+158钻铤双根+钻杆+加重钻杆+钻 杆。 注：组织套管、筛管、封隔器、分级箍、短套管到井，与甲方联系落实完井管柱，各种管材、工具由井队丈量，华油负责管串配接，召开固井协作会，协作会要求固井另送常规吊卡两只下筛管用。 3、通井到底后大排量循环泥浆，并再次测后效，清洁井眼后起钻。 4、下完井管柱。 注：完井管柱由华油、工程、地质三家盯好下入顺序，下完盲板后每下10根常规套管要灌满泥浆一次，最后20-25根下完后一次灌满，防止分级箍由于压差作用反向打开，灌泥浆时注意活动好套管，在下入分级箍、封隔器、盲板时要涂好锁固脂，防止钻塞时倒开。 5、下完套管采用水泥车胀封封隔器打开分级箍，顶通泥浆，顶通正常后采用 大泵循环处理泥浆。 注：下完套管前通知固井提前到井一台水泥车。 6、固井施工 注：固井碰压后采用水泥车直接打压到20MPa，对套管进行试压。联系小钻杆到井时间、电测声幅预约、换73mm闸板心子听信上井及套管头厂家到井服务（坐井口）时间。 7、候凝、整井口
注：预约试油协调会时间；完井井口预留20cm套管桩（从套管头面算起）其中3cm做成喇叭口，便于工具下入。 8、测声幅 注：声幅在那里遇阻就测到那里。 9、下小钻杆钻分级箍及盲板 注：钻进钻压不超过4吨，一档，单凡尔钻进。钻穿后分别在分级箍和盲板处反复划眼30分钟以上，确保其光滑无阻卡现象。修整完后停泵静止观察3-4小时后，开泵循环测后效，确认井下正常后起钻。起下钻过程中严防井下落物，起钻灌好泥浆。现场准备洗井用水，水量由华油定，并保证水罐清洁。 10、下起刮削管柱 注：刮削器在地面必须上紧，在分级箍及盲板处反复刮削3-4次后起钻（不循环），起钻时灌好泥浆，严防井下落物，钻具卸扣时严防钻具倒转，防止刮削器倒开落井。提前联系井下人员、工具到井时间。 11、下通井管柱 注：下到洗井回压阀以上2-3m，充分循环泥浆，并测准后效，确认井下正常后起钻。起下钻过程中严防井下落物，起钻灌好泥浆。预定试压车到井时间。联系华油洗井用华工料到井时间。 12、拆钻井封井器装井下封井器（由钻井远程控制台控制井下封井器）。 注：严防井口落物 13、下酸洗管柱，换装采油井口，连接洗井管汇。 注：洗井用油管由井下负责丈量，管串组合及下入顺序由华油负责，井队只负责游车及井口、场地操作配合。洗井管汇连接由井下负责。井下准备防喷工具及管线。下酸洗管柱严格控制下放速度，每小时小于25个单根，并且要向环空灌好泥浆，遇阻不要擅自处理，及时与华油联系，由华油制
采油工艺方面存在的主要问题
采油工艺方面存在的主要问题 (1) 人工举升方式单一 稠油油田电潜泵人工举升效率低，利用螺杆泵举升技术取得了一定效果，但目前该项技术还不成熟和配套 (2) 层间、层内及平面上矛盾突出 (3) 开采模式单一，主要采取水驱方式开采 (4) 稠油油田水驱采收率低 由于储层非均质性强，油水粘度比大，水驱效率低，波及体积小 (5) 改善注水技术不配套 1) 注水井欠注，注采不平衡,主要是由于注入水部分水质不达标和水源紧张 2) 由于完井方式限制，给小层细分、分层配水带来极大困难 3) 大段分层配水可以实现，但由于井况复杂，井下工具投捞较困难 (6) 注水井深度调剖、液流转向技术不配套 调剖技术已成功应用，获得较好效果，但是仍然存在问题，即有效性和持续性有待加强。特别是由于井距大，层厚，高孔高渗，深部绕流等问题影响，造成有效期偏短，因此还应该进一步优化设计理论和方法及效果评价方法。 (7) 高含水油(田)井稳油控水技术 对于高含水油(田)井，目前主要采用分层解堵、分层调剖和分层配注相结合的稳油控水技术，这些技术还需要不断进行完善，作为稳油控水的重要技术—“油井堵水”技术正在不断研究深化之中。 (8) 作业过程中的储层伤害较为严重，储层伤害对产能影响较大 主要表现为大修井产能低，常规检泵井检泵后油井恢复周期长，产能下降快。主要原因可能为漏失量大，引起的粘土膨胀、微粒运移、低温流体引起的冷伤害和固相堵塞等。 (9) 增产改造技术 主要以酸化为主，增产效果明显，但主要针对高孔高渗的常规井，针对大斜度井、水平井和深层低渗透改造技术仍然不配套。陆地油田广泛应用的酸压和加砂压裂技术在海上油田尚无应用先例。 (10) 砂、蜡、垢和腐蚀对油气水井的正常生产带来很大影响 (11) 稠油降粘技术 井筒降粘和地层降粘技术进行了少量的试验，但尚无合适的降粘剂和配套工艺。 (12) 管柱对分采带来一定限制，生产管柱需要简化和优化 (13) 地面设备和平台流程的局限性，制约部分采油工艺的现场实施（如聚驱、调剖等作业）
辽河油田水平井钻完井技术
技 术 创 新 水平井以其单井产量高、吨油成本低、综合效益好、能有效地提高油田采收率等优势在辽河油田得到迅猛发展，在油田增油上产方面发挥了重要的作用。目前辽河油田的水平井技术已经迈向了整体、区块开发油田的新阶段，并为边际油藏、低品位油藏、中后期油藏的开发和濒临废弃油藏的再次开发，特殊油藏的高效开发提供了强有力的技术支撑。辽河油田的水平井钻井工艺技术经过十几年的发展，现已在钻完井工艺技术上取得了突破，形成了具有自己特色的水平井钻完井技术系列，适应了辽河油田勘探开发的需求。随着人们对水平井认识的深入和勘探开发要求水平井解决的问题越来越多，水平井钻井技术遭遇到了空前的挑战。 一、水平井在辽河油田的发展 辽河油田水平井钻井起步于２０世纪９０年代初，历经 □ 中国石油辽河油田公司钻井管理中心 高富成 摘 要：本文回顾了辽河油田水平井钻井技术的发展情况，总结了逐步形成的特色水平井钻完井工艺技术进展，指出了目前辽河油田水平井技术发展面临的新问题及制约水平井技术发展的瓶颈技术，提出了当前水平井钻完井技术急需解决的一些问题。 关键词：辽河油田 水平井 钻井 完井了１５年的发展，该项技术已日趋成熟，并成为开发油气藏的一种重要手段。 水平井在辽河油田的发展大体分为两个阶段。１９９２—２０００年为研究试验阶段，２００１年至今为完善、推广应用阶段。图１是辽河油田历年来施工水平井统计。 １９９２年到２０００年的８年间辽河油田在水平井钻井方 ２００１５０１００５００ ２１１１４７７１０２５１４９ ７９３９ １１水平井数图１ 辽河油田历年来施工水平井统计图 １９９２ １９９３ １９９４ １９９５ １９９６ １９９７ １９９８ １９９９ ２０００ ２００１ ２００２ ２００３ ２００４ ２００５ ２００６年份 辽河油田水平井钻完井技术