第一篇：美麗油田中滲油藏精細(xì)注水開發(fā)技術(shù)匯報(bào)

美麗油田中滲油藏精細(xì)注水開發(fā)

技術(shù)匯報(bào)材料

第一部分

水井分層工藝

一、工作量完成情況

2009年1-5月份美麗油田沙二段共實(shí)施水井動管作業(yè)143井次，占全廠水井總工作量的63.6%。其中措施94井次，占全廠水井措施工作量的66.7%，維護(hù)49井次，占水井維護(hù)工作量的58.3%。詳細(xì)情況見下表：

2009年1-5月份沙二段水井工作量統(tǒng)計(jì)表油藏名稱總工作量DS2S1XS2S1NS2S1DS2S2+3XS2S2+3NS2S2+3DS2S4-7XS2S4-7NS2S4-7DS2X1-8XS2X1-8NS2X1-8W51合計(jì)6***5172228143小計(jì)轉(zhuǎn)注3******4措施工作量維護(hù)分注補(bǔ)孔調(diào)配封堵其它措施中完小計(jì)檢封檢管維護(hù)中完2***14***112111***1164112***12732***55***30118 沙二段各油藏維護(hù)工作量對比圖S2S1, 3S2S2+3, 13W51, 23S2S2+3, 10沙二段各油藏措施工作量對比圖S2S1, 7W51, 28S2S4-7, 18S2S4-7, 10S2X1-8, 54S2X1-8, 33

二、措施效果

沙二段85口措施水井，新增吸水層68個，新增吸水厚度197.9m，累增水驅(qū)控制儲量91.3×104t，累增水驅(qū)動用儲量46.9×104t，累增有效注水14.6×104m3。對應(yīng)油井148口，見效增油63口，日增油能力55.7t，累計(jì)增油3364.8t，平均單井措施增油39.6t。其中S2SX油藏實(shí)施32井次，平均單井累計(jì)增油60.3t。是整個沙二段油藏措施工作量最大的，也是措施效果最好的。僅從單井措施增油效果看，S2S2+3油藏是效果最差的，實(shí)施10口井，平均單井增油18.2t。

2009年1-5月份沙二段水井措施效果統(tǒng)計(jì)表油藏名稱S2S1S2S2+3S2S4-7S2X1-8W51合計(jì)措施水井對應(yīng)油井井?dāng)?shù)新增層數(shù)新增厚度水驅(qū)控制水驅(qū)動用累增水井?dāng)?shù)見效日增油426.71.11.10.13831.910-14-2.311.56.42.322153.8172365.711.24.74.3525114.2323068.520.511.73.96683336.9222759.347.023.03.8026118.98568197.991.346.914.61486355.7累增油96.0182.4411.31929.5745.63364.8平均單井增油24.018.224.260.333.939.6

三、應(yīng)用的技術(shù)

開展精細(xì)注水以來應(yīng)用的分層技術(shù)主要有：級差大井油套分注技術(shù)、級差大井多級細(xì)分間歇注水技術(shù)、小夾層驗(yàn)竄細(xì)分一體技術(shù)、4″套分注技術(shù)等。

（一）級差大井油套分注技術(shù)

當(dāng)層段注水壓差達(dá)到8MPa以上時，水嘴已無能力調(diào)控分水。針對這樣的水井，我廠應(yīng)用地面控制的油套分注技術(shù)，實(shí)現(xiàn)地質(zhì)開發(fā)意圖，達(dá)到兩段同時注水的目的。該項(xiàng)技術(shù)有以下技術(shù)特點(diǎn)：一是管柱結(jié)構(gòu)簡單，由Y221+喇叭口或Y541+定壓球籃組成；二是封隔器耐溫耐高壓且穩(wěn)定性好，這類管柱均有錨、瓦結(jié)構(gòu)，能承受交變的壓差，管柱有效期相對較長；三是管柱是否有效地面判斷直觀，便于及時發(fā)現(xiàn)，減少無效注入量。缺點(diǎn)是對油管質(zhì)量要求較高。

（二）級差大井多級細(xì)分間歇注水技術(shù)

這項(xiàng)分注技術(shù)主要針對開發(fā)上需要多級細(xì)分（二級二段及以上），且各分段之間壓差較大的注水井。這樣的井對強(qiáng)吸水層實(shí)施間歇或限制注水，加強(qiáng)層又不能停注，出現(xiàn)頻繁調(diào)配。若應(yīng)用常規(guī)Y341類分注管柱，會出現(xiàn)有效期短，頻繁作業(yè)的現(xiàn)象。為此我廠采用Y221或Y541類封隔器與Y341類封隔器組合，把性能更穩(wěn)定的Y221（或Y541）放在加強(qiáng)層上，把Y341放在限制層上。這樣把層段的性質(zhì)與工具性質(zhì)匹配起來，管柱有效期得到保障。

（三）小夾層驗(yàn)竄細(xì)分一體技術(shù)

該項(xiàng)技術(shù)主要針對層系內(nèi)各砂組間物性差異大的、需分層注水且夾層較小的細(xì)分注水井。在措施實(shí)施前對小夾層實(shí)施驗(yàn)竄，或充分利用分注工具的特性，應(yīng)用分注管柱驗(yàn)竄。該項(xiàng)技術(shù)的關(guān)鍵點(diǎn)：一是工具精確定位；二是工具性能可靠。09年應(yīng)用兩井次均取得成功。如濮1-245井，原來是卡頂封注S2S1.4-1.8，測吸剖發(fā)現(xiàn)S2S1.8吸水能力較差，為加強(qiáng)該層，提出分注方案，P1：注S2S1.4-1.6，井段：2408.8-2420.2m；P2：注S2S1.8，井段：2423.2-2424.8m。封處2夾層只

有3.0m。因前期測試資料不足，不能有效分析該處夾層是否套管外竄。為保證措施的有效性，工藝在做方案時充分利用工具性能，在F2處應(yīng)用可重復(fù)座封的Y221封隔器，兩次定位后先座封F2，試注驗(yàn)竄，發(fā)現(xiàn)套管返水，上提到所有射開層的頂部再次座、驗(yàn)封，套管無溢流。從工藝的角度判斷F2處夾層竄，與地質(zhì)結(jié)合，查固井發(fā)現(xiàn)該處固井質(zhì)量較差。隨變更方案，對夾層實(shí)施封竄。

（四）4″套分注技術(shù)

目前應(yīng)用較成熟的4″套分注技術(shù)主要有兩種管理類型：一是Y221-80類的卡封或油套分注技術(shù)；二是Y341-80類封配一體分注技術(shù)。從現(xiàn)場應(yīng)用情況看，均達(dá)到了開發(fā)目的。目前4″套分注井有9口，主要集中在W51、XS2段油藏。

四、存在問題

（一）成本投入不足

1、分注水井油管更新投入不足

油管投入不足已成為制約美麗油田精細(xì)注水工作的一大因素。在1-5月份有19口因油管漏失嚴(yán)重或穿孔，造成分注管柱失效。今年有很多井出現(xiàn)等油管或老井新分井用原井油管現(xiàn)象（如5-146、3-233、5-120、1-325等）。

2、水體改造投入不足

2007-2008年污水站改造，增加了部分精細(xì)過濾裝置，同時清洗了部分注水干支線，這些工作的開展很大程度上改善了美麗油田注入水水質(zhì)。但通過每月的水質(zhì)監(jiān)測，發(fā)現(xiàn)美麗油田注入水質(zhì)與兄弟廠相比仍有差距。從各月水質(zhì)普查情況看，全廠污水站站內(nèi)合格率為95%，站外合格率為73.7%，三座污水站站內(nèi)的PH值、溶解氧、含油量、懸浮物含量、濾膜系數(shù)全部達(dá)標(biāo)，總鐵含量達(dá)標(biāo)率56.25%。但25座計(jì)量站除PH值、溶解氧、含油量三項(xiàng)指標(biāo)達(dá)標(biāo)外，總鐵含量僅有2個站合格，懸浮物含量合格站4座，濾膜系數(shù)達(dá)標(biāo)站2座。不達(dá)標(biāo)水的注入也是油層污染、注入壓力不斷升高、井況不斷惡化的重要因素。因此希望分公司能增加投入，加大對美麗油田水體改造力度，真正做到“治病治本”。

（二）分注后配套工藝不完善

1、特殊井分注后測調(diào)工藝不配套

主要是4″套分注井，工具內(nèi)通徑小，測試工具不配套，出現(xiàn)分注后各層的吸水狀況不明確，給開發(fā)上分析帶來一定的影響。

2、高壓注水井分注后的相關(guān)問題

隨著精細(xì)注水工作的開展，差層挖潛分注井增多，美麗油田高壓注水井也逐年增多。這些高壓帶封井的增多給后期生產(chǎn)管理帶來很多問題，如：注水壓力超過30MPa井的無法正常測試問題；現(xiàn)有地面增注設(shè)備及流程無法滿足高壓注水；井筒結(jié)垢造成擠注壓力高井重新實(shí)施二次措施（重炮、酸化等），不僅影響措施進(jìn)度，同時也增加了投入的成本，給井筒也帶來負(fù)面影響。

（三）井況復(fù)雜

施工周期長

1、井況惡化

事故井增多

美麗油田每年都有新增套變井，使分注工藝面臨選井難，選分注管柱難等不可回避的問題，同時施工周期也相應(yīng)增加。統(tǒng)計(jì)1-5月份作業(yè)的244口井，新增套變、套損井14口，變形加重井5口。

2、逐層上返井強(qiáng)出水層封堵難度大

作業(yè)周期長

在作業(yè)施工過程中發(fā)現(xiàn)部分上返水井，若下部油層屬高壓強(qiáng)出水層，在對其實(shí)施填砂或注灰封堵時，會出現(xiàn)井筒內(nèi)倒灌或溢出井口等現(xiàn)象，造成填砂不沉或注灰灰面上移等，使封堵措施難以實(shí)施，作業(yè)周期長。

五、下步攻關(guān)方向

特殊井分注后的測試問題是全局各廠均存在的問題，需分公司組織專業(yè)人員攻關(guān)。針對投入不足的問題，在爭取分公司支持的同時，我廠將從以下幾方面內(nèi)部挖潛：

1、強(qiáng)化舊油管修復(fù)力度，最大限度地合理利用修復(fù)管；

2、選擇可驗(yàn)管的工藝技術(shù)，靠工藝擇優(yōu)選用舊油管；

3、創(chuàng)新開展工作，增設(shè)末端過濾裝置，提高入井水質(zhì)合格率。

結(jié)合精細(xì)方案實(shí)施過程中存在的問題，立足美麗油田現(xiàn)狀，我廠制定以下攻關(guān)方向：

1、高壓分調(diào)、分測技術(shù)：力爭做到能分能調(diào)能測；

2、分注后高壓擠注不吸水井，加強(qiáng)研究，力爭做到措施前有預(yù)判，實(shí)施不重炮解堵，減少井況惡化。

3、重點(diǎn)對逐層上返，用砂或水泥灰封堵下部高壓強(qiáng)出水層中存在的問題進(jìn)行攻關(guān)，增加一次封堵的成功率，縮短施工周期；減少施工中對上部油層的污染。

第二部分

油水井大修

一、2009年1-5月份大修工作量及效果 1、2009年1-5月大修工作量

截止5月底，油水井大修實(shí)施油水井大修31井次（30口井），工藝有效29（28口）井次，工藝有效率93.5%。其中，大修換井底6口，復(fù)雜落物打撈16口，占工作量的20%和53%。

1、油井措施效果

2009年1-5月油井大修完井14井次（13口井）。目前已恢復(fù)生產(chǎn)11口，日增液90.6t，日增油25.3t，累計(jì)增油1141.8t?；謴?fù)控制儲量45.8×104t，恢復(fù)可采儲量12.3×104t。

從油井修井類別上看（見下圖），換井底、復(fù)雜落物打撈是今年的主要修井手段，都實(shí)施了5井次，占油井大修工作量的76%；從修井效果上看，換井底增油效果顯著，年累增油895.9t，平均單井增油175.1t，占油井大修累計(jì)增油的79%。

大修井次1, 8%1, 8%1, 8%5, 38%141.1, 12%大修增油3.9, 0%, 0%100.9, 9%5, 38%換井底打撈換套下4寸套鉆塞換井底打撈換套895.9, 79%下4寸套鉆塞

與去年同期相比，油井大修井次增加6井次，其中換井底工作量增加5井次；從增油效果對比上看，2009年明顯要好于去年，累計(jì)增油增加了496.6t。

大修井次柱狀圖14121086420***5551換井底打撈換套大修增油效果柱狀對比圖***00895.95881141.820082009645.2211鉆塞合計(jì)2000換井底100.9打撈141.157.2下4寸套3.9鉆塞合計(jì)下4寸套換套

2、水井大修措施效果

1-5月份水井大修完井17口，中完2口（2-138、79-13），恢復(fù)注水10口井，累計(jì)恢復(fù)注水31727m3，增加(恢復(fù))注水厚度171.3m/83n，增加(恢復(fù))水驅(qū)控制儲量44×104t，增加(恢復(fù))水驅(qū)動用儲量20.7×104t。

其中，完成換井底1口，復(fù)雜落物打撈11口，見效油井8口，累增油0.01973×104t。

二、目前生產(chǎn)和技術(shù)存在的問題

1、修井費(fèi)用緊張與飽滿的大修工作量的矛盾，已經(jīng)影響著油藏的平穩(wěn)開發(fā)，希望主管部門給予資金的支持

由于我廠中高滲油藏較長的開發(fā)時間，套變+復(fù)雜落物的事故井很多，致使注采井點(diǎn)缺失，嚴(yán)重影響油藏的精細(xì)調(diào)整和油藏的穩(wěn)產(chǎn)基礎(chǔ)和嚴(yán)峻的產(chǎn)量形勢，同時，由于成本十分緊張（2008年還有496萬的缺口），影響著事故井實(shí)施大修的速度，希望能從資金上給與支持，促進(jìn)整個油藏產(chǎn)量的平穩(wěn)上升。

2、井下修井設(shè)備及修井鉆具急需更新完善

目前我廠的鉆桿老化及大修工具急缺的問題需要早日解決，主要表現(xiàn)在鉆具老化，多數(shù)鉆桿使用年限6-8年；有的修復(fù)兩次以上，致使在打撈過程中，發(fā)現(xiàn)鉆桿斷或穿孔現(xiàn)象。WC51-43井在施工過程中，先后斷鉆桿3次，都是由于鉆桿使用年限長，腐蝕嚴(yán)重（有的斷口厚度僅2.5mm），若不及時更換鉆桿，很可能再次出現(xiàn)事故加事故的現(xiàn)象，使大修井更加復(fù)雜。我廠在成本異常緊張的情況下，加大了內(nèi)部挖潛的力度，如果設(shè)備允許，小井段的加深、側(cè)鉆可以內(nèi)部施工，從而可以節(jié)約大量的生產(chǎn)成本。

3、復(fù)雜井的打撈工具急需配套，工藝需要重點(diǎn)突破

單純的落物打撈工藝和工具配套十分完善，但對于（1）4寸套內(nèi)的落物打撈，打撈工具十分缺乏，致使目前有10口4寸套井不能及時上修。（2）套損嚴(yán)重事故井的打通道修復(fù)技術(shù)需要提高，尤其是縮頸到105mm以下和套管錯斷井更為突出，工具單一，沒有系列化也是制約套損井修復(fù)成功率的關(guān)鍵。目前采油二廠有132口重點(diǎn)事故井需要進(jìn)行大修恢復(fù)，90%在中高滲和低滲油藏。這些井日影響產(chǎn)油能力231.4t，損失水驅(qū)控制儲量315.05×104t，損失水驅(qū)動用儲量173.78×104t，損失水驅(qū)剩余可采儲量72.16×104t。（3）套管彎曲和井斜較大 的事故井的落物打撈，在大修過程中，因?yàn)樘坠軓澢苋菀自谔足姶驌坪痛蛲ǖ肋^程中，發(fā)生開窗事故，如何通過配套防止類似井的開窗事故是目前施工的難點(diǎn)。

第三部分

壓裂改造

一、工作量完成情況

2009年1-5月份共實(shí)施壓裂28井次，包括新井投產(chǎn)壓裂7井次，老井壓裂21井次，工藝成功率100％，老井壓裂措施有效18井次，措施有效率為85.7%。

從壓裂方式看，主要有油管注入、卡封分層、卡封護(hù)套、投一壓

二、單封壓兩層、光套管注入等方式（見下表）。

類型新井老井合計(jì)所占比例2009年1-5月壓裂方式統(tǒng)計(jì)表油管注入卡封分層卡封護(hù)套光套管注入551035.7%6621.4%23517.9%113.6%投一壓二5517.9%單封壓兩層113.6%合計(jì)72128100.0% 壓裂方式的選擇主要有以下幾種變化：籠統(tǒng)的油管注入壓裂所占比例逐步減少；由于套管老化卡封護(hù)套井壓裂所占比例逐步增加；為了精細(xì)分層卡封分層壓裂所占比例逐步增加；對于隔層較差、雙封分層風(fēng)險(xiǎn)較大的井采用投一壓二方式；對于全井4寸套管井應(yīng)用光套管注入方式；對于隔層較好的井應(yīng)用單封壓兩層方式，從壓裂方式上基本滿足了生產(chǎn)需要。

二、效果分析

2009年1-5月份老井共壓裂21井次，有效18井次，有效率85.7％，日增液294.4噸，日增油68.5噸，綜合含水下降1.4%；平均單井日增液14.0噸，單井日增油3.3噸；平均單井累增油165.3噸，累計(jì)增油3470.8噸，平均有效期63天。分層系效果分析如下：

1、高滲層（S2段）

2009年1-5月份采油二廠高滲層共實(shí)施老井壓裂9井次、新井壓裂4井次，共13井次。老井有效8井次，有效率88.9％，日增液123.8噸，日增油25.4

噸，綜合含水下降9.5%；平均單井日增液13.8噸，單井日增油2.8噸；平均單井累增油191.9噸，累計(jì)增油1727.5噸，平均有效期57天。

2、低滲層（S3段及外圍）

2009年1-5月份采油二廠低滲層共實(shí)施老井壓裂12井次、新井壓裂3井次，共15井次。老井有效10井次，有效率83.3％，日增液170.6噸，日增油43.1噸，綜合含水上升7.4%；平均單井日增液14.2噸，單井日增油3.6噸；平均單井累增油145噸，累計(jì)增油1743.3噸，平均有效期67天。

三、所做的主要工作

1、復(fù)合壓裂工藝技術(shù)取得進(jìn)展。

受長井段開采、二、三類薄差層的動用、井況復(fù)雜化等因素的影響，單一的壓裂工藝技術(shù)已很難滿足當(dāng)前的改造需要。我們根據(jù)生產(chǎn)需要，主要應(yīng)用了以下復(fù)合壓裂工藝：

(1)、卡封分層、投球壓裂技術(shù)解決差隔層壓裂技術(shù)難題。

2009年1-5月有5口井壓裂目的層隔層較差、雙封分層風(fēng)險(xiǎn)較大，實(shí)施卡封分層、投球壓裂技術(shù)。

(2)、避射、擴(kuò)射技術(shù)控制裂縫縱向延伸延伸。

擴(kuò)射技術(shù)：對壓裂目的層偏薄的井采取擴(kuò)射措施，增加進(jìn)液孔數(shù)，減少孔眼摩阻。

避射技術(shù)：新層射孔層段采用避射技術(shù)，通過縮短壓裂井段跨度，控制裂縫在高度上的延伸。

(3)、支撐劑沉降、人工隔層控制裂縫縱向延伸延伸。

薄層、差隔層壓裂壓裂時應(yīng)用了人工隔層控制裂縫高度技術(shù)，包括用漂浮式轉(zhuǎn)向劑控制裂縫向上延伸，用重質(zhì)沉降劑控制裂縫向下延伸和同時使用兩種轉(zhuǎn)向劑控制裂縫向上下延伸。1-5月有7口井應(yīng)用此技術(shù)。

2、精細(xì)分層，提高壓裂工藝的針對性，從而進(jìn)一步提高分層壓裂效果。進(jìn)入2009年，我廠圍繞精細(xì)挖潛這一主線，提高壓裂工藝的針對性，加大分層壓裂工藝的實(shí)施，盡量縮短壓裂井段跨度，使壓裂目的層相對集中，1-5月推廣應(yīng)用了卡單封分層壓裂、投球分層壓裂兩種分層工藝，老井共應(yīng)用6口井，均取得成功。

3、創(chuàng)新工藝方法 解決壓裂施工難題。

首次應(yīng)用4in套管機(jī)械橋塞壓裂成功。3-127井全井4in套，由于下部S2X2.3-3.3能量較高，填砂后仍有溢流，應(yīng)用4in套橋塞封堵下部，再填30m砂保護(hù)橋塞，打橋塞成功后，井口溢流消失，封堵成功。5月17日下午壓裂獲得成功。

首次應(yīng)用Y241封隔器壓裂成功。3-196井斜水平投影圖顯示為“S”型。常用Y221封隔器在此情況下，座封難度大，決定采用Y241卡瓦支撐液壓坐封封隔器，應(yīng)用后座、驗(yàn)封一次合格，壓裂獲得成功。

四、下步需推廣應(yīng)用的工藝技術(shù)

1、細(xì)分層壓裂工藝技術(shù)

目前單封分層壓裂已得到廣泛應(yīng)用，但往往單封將避壓層封堵以后，壓裂目的層段仍比較長，砂組較多，效果不理想；為了精細(xì)分層，使壓裂更有針對性，對物性差別較大的層段分別改造，我們將細(xì)分層壓裂工藝技術(shù)做為重點(diǎn)攻關(guān)，主要推廣應(yīng)用卡封分層投球壓裂、卡單封壓兩層、卡雙封壓兩層等三種壓裂工藝。

卡封分層投球壓裂技術(shù)主要針對物性有差異、隔差層的井應(yīng)用的一種分層壓裂工藝技術(shù)，1-5月份應(yīng)用5口井。

卡單封壓兩層壓裂技術(shù)主要針對物性有差異、隔層跨度大于10m的井應(yīng)用的一種分層壓裂工藝技術(shù)，1-5月份應(yīng)用1口井，目前還有2口井已上作業(yè)。

卡雙封壓兩層壓裂工藝技術(shù)含量相對更高，風(fēng)險(xiǎn)性更大，在壓后的解封過程中卻出現(xiàn)了不少的問題，下步應(yīng)對雙封工具進(jìn)行改進(jìn)和完善，以便于壓后解封，確保雙封井的順利投產(chǎn)。因卡封投球壓裂存在一定的盲目性，在下半年計(jì)劃加大卡單封壓兩層、卡雙封壓兩層工藝的實(shí)施，進(jìn)一步提高分層壓裂效果。

2、開展薄差層壓裂技術(shù)攻關(guān)

隨著油田開發(fā)逐漸向二、三類油藏轉(zhuǎn)移，薄差層壓裂所占比例逐年增大，壓裂施工難度越來越大，破裂壓力高、加砂量達(dá)不到到設(shè)計(jì)值甚至砂堵現(xiàn)象時有發(fā)生，嚴(yán)重影響了壓裂措施效果。為此我們開展薄差層壓裂技術(shù)攻關(guān)，目前已初見成效。適用范圍是單層厚度小于2m、壓裂層全部厚度小于5m、孔隙度小于10%的薄差層。下步要繼續(xù)加大薄差層研究力度，思路是在加強(qiáng)構(gòu)造認(rèn)識的基礎(chǔ)上，從施工設(shè)計(jì)、液體配制、加砂規(guī)模等方面采取多種調(diào)控措施，在壓裂前進(jìn)行預(yù)處

理，采取重炮、加大孔密、酸化處理等措施，解除近井污染、低排量降低施工壓力，形成適應(yīng)薄差層的壓裂技術(shù)。3、4寸套管卡封分層壓裂技術(shù)

目前應(yīng)用的4寸套管分層壓裂技術(shù)僅限于投球壓裂一種，針對性不強(qiáng)，我們將4寸套管卡封分層壓裂技術(shù)進(jìn)行攻關(guān)，已進(jìn)入前期調(diào)研，面臨三個難題：一是2寸油管內(nèi)徑小，摩阻大；二是4寸套管封隔器的承壓問題；三是封隔器無法正常起出時的處理問題。

通過調(diào)研究，針對第一個難題，我們的想法是采用2 1/2in無接箍油管下入4寸套管中，可以解決摩阻問題；針對第二個難題，通過調(diào)研了解到井下工具所在新疆土哈油田應(yīng)用過Y341-70封隔器卡封護(hù)套壓裂，下入深度3000-4000m，排量達(dá)到4m3/min以上，破壓50-70Mpa，已可以滿足美麗油田4寸套管壓裂需要；針對第三個難題，局里已將小井眼打撈、磨銑技術(shù)做為重點(diǎn)研究攻關(guān)，研制配套的修井、打撈工具。基于以上幾點(diǎn)，我們認(rèn)為4寸套管卡封分層壓裂是可以實(shí)現(xiàn)的。目前沒有2 1/2in無接箍油管，該油管鋼級要達(dá)到N80，抗內(nèi)壓達(dá)到70Mpa，需要協(xié)調(diào)解決。

第四部分

酸化改造

一、工作量完成情況

2009年1-5月份共實(shí)施油井解堵9井次，其中老井解堵7井次、大修側(cè)鉆投產(chǎn)2井次，工藝成功率100％，有效4井次，低效3井次，無效2井次。解堵方式有光管注入和卡封解堵兩種方式，其中光油管注入4井次，卡封解堵5井次。

二、措施效果分析

2009年1-5月共實(shí)施油井解堵措施9井次，日增液118.7噸、日增油3.2噸，平均有效期46天，累積增油227.9噸。分層系效果分析如下：

1）高滲層（S2段）

2009年1-5月份采油二廠高滲層共實(shí)施老井解堵5井次、新井解堵2井次，共7井次。有效5井次，有效率71.4％，日增液83.9噸，日增油2.2噸；平均

單井累增油191.9噸，累計(jì)增油108.1噸，平均有效期38天。

2）低滲層（S3段及外圍）

2009年1-5月份采油二廠低滲層共實(shí)施老井解堵2井次，有效2井次，有效率100％，日增液24.8噸，日增油1噸；平均單井累增油59.9噸，累計(jì)增油119.8噸，平均有效期74天。

2009年1-5月解堵類型主要有常規(guī)酸化和熱力解堵兩種，其中常規(guī)酸化又分為老井酸化和大修側(cè)鉆井酸化投產(chǎn)。2009年1-5月共實(shí)施老井酸化6口，酸化投產(chǎn)2口，熱力解堵1口。常規(guī)酸化有效7口，有效率87.5％，熱力解堵未見效。

三、所做的主要工作

1、P3-C47井4寸套分層大型酸化施工獲得成功，為同類井的有效改造和開發(fā)探索了一條新思路。

2、今年酸化解堵措施和往年相比，更加注重多樣性和適應(yīng)性，為了精細(xì)分層改造，酸化方式由籠統(tǒng)酸化向分層酸化轉(zhuǎn)變，共實(shí)施5井次。

四、存在問題及下步方向

1、針對酸化有效率低，下步加強(qiáng)解堵前的測試、分析和討論工作，準(zhǔn)確界定油井低產(chǎn)的真正原因，對于確實(shí)堵塞的井，確保解堵配方及工藝的針對性和適應(yīng)性；對于堵塞原因不明確或沒有堵塞的井，不能冒然施工，防止對地層造成新的傷害。

2、加大分層酸化的推廣實(shí)施力度：對于生產(chǎn)井段長的井實(shí)施分層酸化或多級酸化，使用封隔器、滑套等工具，將目的層分隔開來對進(jìn)行逐一酸化。

3、加大應(yīng)用新工藝、新技術(shù)以提高酸化效果，主要應(yīng)用泡沫酸化技術(shù)、氣熱酸化技術(shù)、暫堵酸化技術(shù)等。繼續(xù)進(jìn)行不動管柱高活性解除水鎖的試驗(yàn)，進(jìn)一步推廣射孔與酸化聯(lián)作工藝，優(yōu)化作業(yè)工序，減少作業(yè)周期。

第五部分

封堵技術(shù)

一、工作量完成情況

2009年1-5月共擠堵油水井11口，其中堵劑4口，自配水泥漿7口，工藝

成功率92.9%，目前實(shí)施油井?dāng)D堵4口，截至5月25日累計(jì)增油114.9噸，平均單井增油28.7噸。累計(jì)措施有效期為161天，平均有效期為40天，目前繼續(xù)有效。

二、所做主要工作

1、為了節(jié)約成本又能達(dá)到地質(zhì)要求，技術(shù)人員經(jīng)過反復(fù)論證，決定對漏點(diǎn)和封竄井實(shí)行自配水泥漿封堵。截至目前，已先后在7口井上實(shí)施自配水泥漿擠堵，均達(dá)到地質(zhì)要求，節(jié)約堵劑費(fèi)用28萬元以上。

2、封竄技術(shù)在1-245井取得較好效果。

3、現(xiàn)場試驗(yàn)應(yīng)用了高壓替擠裝置（1-245井）和高壓擠灰裝置（7-39），工藝上需要進(jìn)一步改進(jìn)。

三、下步需要推廣應(yīng)用的工藝技術(shù)

1、自配水泥漿封堵技術(shù)

為了節(jié)約成本又能達(dá)到地質(zhì)要求，我廠對漏點(diǎn)和封竄井實(shí)行自配水泥漿封堵。今年1-5月份共有13口井自配水泥漿擠堵漏，共使用油井水泥209噸，均一次達(dá)到地質(zhì)要求，已節(jié)約堵劑費(fèi)用28萬元以上，平均單井堵劑費(fèi)用3.32萬元。下步完善單一水泥漿配方，形成適合濮需油田的封堵技術(shù)。

2、改進(jìn)完善高壓替擠裝置和高壓擠灰裝置。