稠油熱采水平井開發(fā)效果分析

1、稠油熱采水平井開發(fā)效果分析匯 報 提 綱一、熱采水平井的總體應用情況二、水平井生產(chǎn)效果分析三、水平井生產(chǎn)存在問題四、提高水平井開發(fā)效果技術(shù)對策（一） 水平井生產(chǎn)情況 截止2012年底共投產(chǎn)熱采水平井64口，累計核實產(chǎn)油10.16萬噸。熱采水平井的投產(chǎn)井數(shù)由2007年的2口增加到2012年的64口, 累計產(chǎn)油量由0.1萬噸增加到10.16萬噸，2012年水平井產(chǎn)量占稠油年產(chǎn)量的6.5% 。 熱采水平井歷年來投產(chǎn)情況圖 年 2007 2008 2009 2010 2011 2012投產(chǎn)井數(shù)（口）產(chǎn)量（萬噸）（二）稠油水平井應用領域 涵蓋普通稠油、特超稠油油藏，均取得較好效果 （ 截止2012年底）

2、 年 2007 2008 2009 2010 2011 2012年累計投產(chǎn)井數(shù)（口）階段產(chǎn)油（萬噸）分年度產(chǎn)油（萬噸）楊淺3區(qū)6、7層系楊淺3區(qū)1層系、王集西區(qū)熱采南三塊水平井楊淺3區(qū)水平井（累計）（三）水平井生產(chǎn)現(xiàn)狀 水平井周期吞吐進展表分類區(qū)塊總井數(shù)分周期井數(shù)（口）累計吞吐井次平均單井吞吐周期數(shù)1至56至910以上特超稠油一區(qū)7232578 八區(qū)熱采55204 楊淺3區(qū)1515292 泌淺261133 小計2823321094 普通稠油七區(qū)312207 泌淺10區(qū)1155 泌淺67區(qū)431144 南三塊1321117413 楊淺3區(qū)2242 楊淺191188 王集西區(qū)熱采6681 小計30

3、136112338 合計58369133426 特超稠油水平井普遍處于低周期生產(chǎn)，普通稠油南三塊處于高周期生產(chǎn)，其余區(qū)塊普遍處于低周期生產(chǎn)（三）水平井生產(chǎn)現(xiàn)狀 水平井產(chǎn)能分類表（累計）分類區(qū)塊總井數(shù)按產(chǎn)能分類井數(shù)平均產(chǎn)能(t/d)3特超稠油一區(qū)7163.7 八區(qū)熱采5323.0 楊淺3區(qū)15873.2 泌淺26110.7 小計（比例）281（3%）12（43%）15（54%）3.3 普通稠油七區(qū)3213.1 泌淺10區(qū)110.8 泌淺67區(qū)442.0 南三塊132114.6 楊淺3區(qū)225.2 楊淺19111.8 王集西區(qū)熱采6421.0 小計（比例）305（16%）11（37%）14（47%

4、）3.9 合計586 （10%）23（40%）29（50%）3.7 （三）水平井生產(chǎn)現(xiàn)狀 2012年底共投產(chǎn)稠油水平井64口，開井58口，其中普通稠油30口，特超稠油28口，低效井占總水平井數(shù)的33%；目前普通稠油平均產(chǎn)能1.7t/d,特超稠油平均產(chǎn)能3.0t/d.水平井產(chǎn)能分類表（2013.1-4月底）分類區(qū)塊總井數(shù)按產(chǎn)能分類（井數(shù)）3t/d以上所占比例（%）3特超稠油一區(qū)713343 八區(qū)熱采522120 楊淺3區(qū)1516853 泌淺26110 小計285（18%）11(39%)12(43%)43 普通稠油七區(qū)3120 泌淺10區(qū)110 泌淺67區(qū)4130 南三塊1319323 楊淺3區(qū)2

5、2100 楊淺19110 王集西區(qū)熱采6510 小計3010(33%)15(50%)5(17%)17 合計5815(26%)26(45%)17(29%)29匯 報 提 綱一、熱采水平井的總體應用情況二、水平井生產(chǎn)效果分析三、水平井生產(chǎn)存在問題四、提高水平井開發(fā)效果技術(shù)對策（一）熱采水平井分區(qū)塊總體效果評價（二）特超稠油水平井開發(fā)效果分析（三）普通稠油水平井開發(fā)效果分析（四）特超稠油和普通稠油水平井開發(fā)效果對比四個方面截止目前共投產(chǎn)64口，開井58口，關井6口（新泌淺95-平1、新泌淺67-平1、新泌167-平1、楊淺3-1H、楊淺3-P4、楊淺19-平2）（一）熱采水平井分區(qū)塊總體效果評價各區(qū)

6、塊水平井平均單井累計生產(chǎn)情況表 從上表可知：1、南三塊水平井生產(chǎn)情況最好，其次是一區(qū)；2、南三塊、一區(qū)、七區(qū)水平井處于中高周期生產(chǎn)，楊淺3區(qū)、王集西區(qū)熱采、八區(qū)熱采水平井處于低周期生產(chǎn)區(qū)塊井數(shù)平均周期生產(chǎn)天數(shù)（d)注汽量(t)產(chǎn)液量(t)產(chǎn)油量(t)綜合含水(%)日均產(chǎn)油(t/d)油汽比采注比南三塊131312771478422305588473.64.60.41.51一區(qū)789551659013996353074.83.70.210.84楊淺3區(qū)1721572918172451969.93.30.180.59七區(qū)379331630011525292274.63.10.180.71八區(qū)熱采54

7、44484627435131582.330.160.88泌淺67區(qū)444165410698282288.220.151.29楊淺19187801430298421402.585.71.80.10.69王集西區(qū)熱采612711316334428791.41.10.222.54泌淺10區(qū)1521459641076.6179.883.30.80.030.18泌淺26區(qū)1352465945356373.5930.70.060.8110個區(qū)塊58559792648358172379.42.90.190.9（二）特超稠油水平井開發(fā)效果分析特超稠油水平井油藏地質(zhì)條件對比分項一區(qū)樓八區(qū)熱采61楊淺3區(qū)6、 7

8、628-9油藏埋深（m)180-260150-190397-469702-863原油粘度(mPa.s )15000-2500025000-6000055000-7000010000-40000平均原油粘度(mPa.s )15308450676162021206膠質(zhì)瀝青含量（%）29.239.445.638.3水平段油層厚度（m)2.3 9.22.0 3.0 水平段長度（m)74-26735-8463-155115-300水平段平均長度（m隙度（%）303224.927.1滲透率（m2）1.52.0 0.60.52周期日產(chǎn)油曲線對比 周期遞減率:8-9層(36.99%)

9、樓8區(qū) (26.37%)62層(16.43%) 1、8-9層油層厚度最大，初期日產(chǎn)油高，但是因水平段長度最短，周期遞減最大； 2、與樓8區(qū)水平井相比，一區(qū)62層水平段長，埋藏淺，原油粘度低，周期遞減相對較低 特超稠油水平井生產(chǎn)效果與油層厚度、水平段長度、原油粘度、油藏埋深、油層物性等相關周期日產(chǎn)油（t/d)周期產(chǎn)油曲線對比1、一區(qū)油層孔滲性好，埋藏淺，周期產(chǎn)油量高；8-9層油層厚度最大，是其它3倍左右，周期產(chǎn)油最高；2、樓8區(qū)水平井原油粘度大，且出砂較嚴重影響生產(chǎn)，導致周期產(chǎn)油量低；3、楊淺3區(qū)水平井油藏埋深大，注汽質(zhì)量差，所以周期產(chǎn)油量低。 特超稠油水平井生產(chǎn)效果與油層厚度、水平段長度、原油

10、粘度、油藏埋深、油層物性等相關周期產(chǎn)油量（t)周期周期生產(chǎn)天數(shù)曲線對比1、第1周期生產(chǎn)天數(shù)都很短，均在50天左右；2、楊淺3區(qū)水平井埋藏最深，注汽質(zhì)量差，光桿滯后嚴重，周期生產(chǎn)時間最短； 特超稠油水平井生產(chǎn)效果與油層厚度、水平段長度、原油粘度、油藏埋深、油層物性等相關周期油汽比曲線對比 周期油汽比主要受原油粘度的影響，樓8區(qū)水平井屬特稠油，周期油汽比最低，生產(chǎn)效益最差！ 特超稠油水平井生產(chǎn)效果與油層厚度、水平段長度、原油粘度、油藏埋深、油層物性等相關典型區(qū)塊-樓8區(qū)熱采水平井生產(chǎn)效果分析平均單井吞吐周期數(shù)平均射孔段長度（m)注汽量（t)生產(chǎn)天數(shù)(d)總產(chǎn)液(t)總產(chǎn)油(t)平均日產(chǎn)液（t/d)

11、平均日產(chǎn)油（t/d)綜合含水（%）油汽比采注比5107.38420 396.3 6598.1 1255.8 16.7 3.2 81.0 0.15 0.8 樓八區(qū)水平井平均單井周期吞吐效果表L8304L8204L8203L8-P3L8-P1L8-P4L8-P2L8-P5 樓8區(qū)61層，油藏埋深293.6-494米，原油性質(zhì)為超稠油。分項樓8-平3樓8-平4不同溫度下的原油粘度（mPa.S）油層溫度下（35）62569.755173.8403247227636.62501437710359.627026011720.0890722.6500.15瀝青質(zhì)膠質(zhì)含量（%）44.5348.29含 蠟 量（

12、%）4.684.87水平井原油粘度分析表周期吞吐輪次井別注汽量（t)生產(chǎn)天數(shù)(d)周期產(chǎn)液(t)周期產(chǎn)油(t)日均產(chǎn)液（t/d)日均產(chǎn)油（t/d)綜合含水（%）油汽比采注比第1輪水平井1674 48.9 785.3 282.7 16.1 5.8 64.0 0.17 0.5 直井482 42.0 310.1 99.7 7.4 2.4 67.9 0.21 0.6 第2輪水平井1119 69.2 1017.5 251.2 14.7 3.6 75.3 0.22 0.9 直井519 60.8 456.6 134.5 7.5 2.2 70.6 0.26 0.9 第3輪水平井1827 82.8 1323.9

13、 250.3 16.0 3.0 81.1 0.14 0.7 直井681 80.3 627.7 147.7 7.8 1.8 76.5 0.22 0.9 第4輪水平井1593 90.4 1645.4 215.2 18.2 2.4 86.9 0.14 1.0 直井625 55.7 471.0 96.6 8.5 1.7 79.5 0.15 0.8 第5輪水平井2043 80.7 1468.8 156.9 18.2 1.9 89.3 0.08 0.7 直井569 71.2 627.3 129.2 8.8 1.8 79.4 0.23 1.1 樓8區(qū)水平井與同層鄰井直井周期吞吐效果對比 由上表可知：1、樓8

14、區(qū)熱采61層因開采超稠油生產(chǎn)周期短，平均周期生產(chǎn)68天；2、水平井第一輪周期產(chǎn)油是直井的2.8倍，但周期遞減較直井快；3、從效益上看，水平井油汽比效益比直井差；典型區(qū)塊-樓8區(qū)熱采水平井生產(chǎn)效果分析樓8區(qū)水平井與同層鄰井周期遞減對比效果圖周期日產(chǎn)油（t/d) 由上圖可知：水平井周期遞減為直井周期遞減的3倍原因：1、61層為超稠油，水平井早期生產(chǎn)光桿滯后嚴重，遞減快； 2、水平井因出砂、管柱等泵況問題檢泵頻率高，影響生產(chǎn)時率； 3、5口水平井平均水平段長度107.3m，吞吐后期遞減快，水平段動用不均勻典型區(qū)塊-樓8區(qū)熱采水平井生產(chǎn)效果分析針對油稠、光桿滯后問題優(yōu)化管柱井號優(yōu)化時間優(yōu)化前優(yōu)化后加重

15、桿數(shù)量加重桿位置井斜角加重桿數(shù)量加重桿位置井斜角L8-平12012.11.022513.99-526.5512221.39-285.9（511.85-525.23）L8-平22012.09.192340.8-352.365010188.14-248.3418-31L8-平32013.02.113340.39-358.4316243.43-281.1416-23樓8區(qū)水平井管柱優(yōu)化明細表樓8區(qū)水平井管柱優(yōu)化前后周期吞吐表井號優(yōu)化前累計井口產(chǎn)油（t)采出程度（%）周期注汽量(t)降粘劑（t)注氮量(Nm3)生產(chǎn)天數(shù)(d)排水期(d)峰值產(chǎn)油(t)總產(chǎn)液(t)總產(chǎn)油(t)日均產(chǎn)液(t/d)日均產(chǎn)油(

16、t/d)綜合含水（%）油汽比L8-P1891.75.4 41873.251000046188.9969.9 128.4 21.1 2.8 86.8 0.07 51565.452000047.9176.4937.5 97.9 19.6 2.0 89.6 0.06 L8-P27935.1 21853.541800075146.5918.2 197.2 12.2 2.6 78.5 0.11 3161441200091.8148.41128.6 272.5 12.3 3.0 75.9 0.17 解決因稠油而光桿滯后、生產(chǎn)周期短的問題，越早效果越明顯！典型區(qū)塊-樓8區(qū)熱采水平井生產(chǎn)效果分析井號檢泵次數(shù)作

17、業(yè)時間作業(yè)原因影響天數(shù)（d)影響產(chǎn)能（t/d)影響產(chǎn)量（t)L8-平112012.03.07抽油桿脫扣326L8-平232012.02.23轉(zhuǎn)抽時光桿卡，作業(yè)解卡154.8722012.05.19轉(zhuǎn)抽時光桿卡，作業(yè)解卡3262013.05.05轉(zhuǎn)抽時光桿卡，作業(yè)解卡17234L8-P372012.03.17生產(chǎn)動態(tài)不匹配，無砂，泵漏失3002012.06.29生產(chǎn)動態(tài)不匹配，無砂，泵漏失111112012.12.15生產(chǎn)動態(tài)不匹配，無砂，泵漏失3002013.02.11轉(zhuǎn)抽時光桿卡，加重桿下部防脫器脫扣，活塞卡泵筒12002013.04.06生產(chǎn)動態(tài)不匹配，檢泵2002013.04.17光桿卡

18、，砂埋油層，砂柱11.5米，活塞卡在泵筒里7002013.05.12光桿卡，正作業(yè)0L8-平432011.11.17轉(zhuǎn)抽時光桿卡，作業(yè)解卡25102011.12.07生產(chǎn)動態(tài)不匹配，檢泵1871262012.02.03轉(zhuǎn)抽時光桿卡，作業(yè)解卡31030L8-平542012.02.02抽油桿脫且活塞變形42.5102012.03.08生產(chǎn)動態(tài)不匹配，活塞鍍層磨損，砂柱1.8米54.522.52012.04.08因負荷重抽油桿第一根脫65302012.06.05轉(zhuǎn)抽時光桿卡，作業(yè)解卡161.524合計1813047.3381.5樓8區(qū)水平井作業(yè)明細表 根據(jù)檢泵結(jié)果計算，沉砂速度約1.5米/月典型區(qū)塊

19、-樓8區(qū)熱采水平井生產(chǎn)效果分析（三）普通稠油水平井開發(fā)效果分析普通稠油水平井油藏地質(zhì)條件對比分項井樓七區(qū)新莊南三塊油藏埋深（m)400440-670原油粘度(mPa.s )5100-64002000-8000平均原油粘度(mPa.s )5681.63891.2水平段油層厚度（m)2.0 6.5 水平段平均長度（m)10370孔隙度（%）29.627.1滲透率（m2）0.931.65飽和度（%）3652周期日產(chǎn)油曲線對比 周期遞減率:七區(qū)(28.38%)南三塊(11.18%)南三塊水平井油層厚度是七區(qū)水平井的3.3倍，周期遞減率較低 普通稠油水平井生產(chǎn)效果與油層厚度、油層物性等相關周期累計產(chǎn)油曲

20、線對比1、南三塊水平井受邊水影響，同時采取注氮工藝較好地抑制邊水，在第2周期后周期產(chǎn)油遞減減緩；2、因七區(qū)油層物性較差，第5周期后周期產(chǎn)油遞減快； 普通稠油水平井生產(chǎn)效果與油層厚度、油層物性等相關周期油汽比曲線對比 因南三塊水平井油層厚度大，油層滲透性好，含油飽和度高，生產(chǎn)效益比七區(qū)水平井好 普通稠油水平井生產(chǎn)效果與油層厚度、油層物性等相關典型區(qū)塊南三塊水平井生產(chǎn)效果分析 含油寬度窄（日產(chǎn)油=5)低產(chǎn)段(日產(chǎn)油南三塊 (13.75%)受原油粘度影響，特超稠油流變性差，周期遞減快！分周期日產(chǎn)油曲線對比普通稠油比特超稠油水平井生產(chǎn)效果好分周期產(chǎn)油量曲線對比 南三塊第1周期產(chǎn)油量高，因受邊水影響，第

21、2周期開始為控制采注比控制了生產(chǎn)時間，周期產(chǎn)油量降低普通稠油比特超稠油水平井生產(chǎn)效果好分周期生產(chǎn)天數(shù)曲線對比 特超稠油初期周期生產(chǎn)時間短，但隨著周期吞吐輪次的增加，儲層熱能場建立，生產(chǎn)天數(shù)逐漸延長； 南三塊普通稠油初期生產(chǎn)時間較長，為抑制邊水，在第2周期開始通過控制周期生產(chǎn)時間控制采注比。普通稠油比特超稠油水平井生產(chǎn)效果好分周期油汽比曲線對比受原油粘度的影響，普通稠油周期生產(chǎn)效益比特超稠油好普通稠油比特超稠油水平井生產(chǎn)效果好匯 報 提 綱一、熱采水平井的總體應用情況二、水平井生產(chǎn)效果分析三、水平井生產(chǎn)存在問題四、提高水平井開發(fā)效果技術(shù)對策水平井存在問題問題1：因地質(zhì)設計、鉆完井等原因造成水平井

22、初期投產(chǎn)效果差地質(zhì)因素問題2：水平段動用不均影響水平井生產(chǎn)效果問題3：邊水侵入影響水平井開發(fā)效果問題4：局部區(qū)域汽竄影響水平井開發(fā)效果注采參數(shù)不合理影響水平井開發(fā)效果問題5：采注比過高、采液強度過大導致水平井開發(fā)效果不合理工藝因素問題6：部分水平井工藝不配套影響開發(fā)效果井號投產(chǎn)時間區(qū)塊生產(chǎn)層位累計生產(chǎn)情況低效原因生產(chǎn)天數(shù)(d)采液量(t)采油量(t)綜合含水(%)日均產(chǎn)油(t/d)新泌淺95-平12012.01.02泌淺95區(qū)436.8 892.3 0.0 100.0 0.0 儲層展布（油水邊界）描述存在偏差新泌淺67-平12011.12.08泌淺671上121.1 2829.5 0.0 10

23、0.0 0.0 新泌167-平1 2008.12.31南三塊熱采12385.3 9932.5 180.0 98.2 0.5 楊淺19-平2 2010.08.20楊淺194409.0 5128.0 59.2 98.8 0.1 楊淺3-1H 2012.07.21楊淺3區(qū)178.0 342.1 34.6 89.9 0.4 目的層與鄰井厚度差異較大，沒有油氣顯示，鉆遇差油層楊淺3-平42012.11.23楊淺3區(qū)6212.5 104.6 0.2 99.8 0.0 固井質(zhì)量不合格，無法注汽合計6口1042.7 19229.0 274.0 98.6 0.3 初期投產(chǎn)效果差水平井統(tǒng)計表 通過完井錄井資料、測

24、井資料、剩余油監(jiān)測資料、鄰井生產(chǎn)情況等確定初期投產(chǎn)即低效生產(chǎn)水平井的低效原因，目前1口井間開生產(chǎn)，5口井關井，這類井缺乏有效的治理手段。問題1：因地質(zhì)設計、鉆完井等原因造成水平井初期投產(chǎn)效果差 B167-P1井于2009年1月份投產(chǎn)H3I3小層,射孔段為840-974m，油層厚度10m，該井累產(chǎn)液10112噸，產(chǎn)油180噸，后高含水關井。 鄰井XK10井累產(chǎn)油670t，綜合含水94.4% 電測解釋油水邊界與動態(tài)生產(chǎn)不吻合，造成水平井部署層位含油寬度窄，邊水侵入XK10舉例新泌167-平1問題1：因地質(zhì)設計、鉆完井等原因造成水平井初期投產(chǎn)效果差2008.12.31投產(chǎn)I3層，含水上升快，生產(chǎn)12

25、6天后含水上升至90%以上，采取熱處理注汽、堵水，補孔等措施仍高含水2009年1月9日投產(chǎn)H33層下段問題1：因地質(zhì)設計、鉆完井等原因造成水平井初期投產(chǎn)效果差2009年4月6日上返H33層中段2009年10月16日上返H312層問題2：水平段動用不均影響水平井生產(chǎn)效果監(jiān)測類別井次井號找漏驗竄4新泌淺95-平1、新泌167-平1、楊淺19-平2、王25-平4剩余油飽和度監(jiān)測9樓8-平4、新淺8-平6、新淺24-平2、新淺24-平3、新淺25-平1、新淺25-平3、新淺25-平4、新淺25-平5、楊淺3-平10溫度剖面8新泌167-平1、新淺24-平2、新淺25-平3、新淺25-平7、新淺25-平

26、8、楊淺3-平5、楊淺3-平15、楊淺19-平1合計21其中南三塊12井次稠油水平井監(jiān)測匯總表水平段油層動用不均與剖面非均質(zhì)性、注汽口位置相關水平段長204.48m新淺25-平3井溫度剖面與滲透率關系圖 由溫剖曲線與油層滲透曲線關系可以看出：溫剖曲線與油層滲透率曲線走勢接近,油層滲透率高的層段吸入的熱量較多。由于油層吸汽與油層物性有一定關系，一個吞吐周期中單點注汽難以解決油層動用不均的問題。問題2：水平段動用不均影響水平井生產(chǎn)效果滲透率高的水平段吸熱效果好楊淺3-平5溫度剖面與滲透率關系圖(2012.11.30)新淺24-平2溫度剖面和滲透率關系圖篩管位置：580m；生產(chǎn)井段：598-6786

27、62m測試項目監(jiān)測時間監(jiān)測前篩管位置（m)監(jiān)測時生產(chǎn)周期數(shù)累計產(chǎn)油（t)采出程度(%)監(jiān)測結(jié)果溫剖測試2012.04.2758077197.521.0 注汽口后55m動用較好剩余油監(jiān)測2013.05.05662118550.725.0 662米處得到動用新淺24-平2水平段監(jiān)測情況統(tǒng)計水平段長80米問題2：水平段動用不均影響水平井生產(chǎn)效果注汽口位置50m左右范圍動用較好周 期注入?yún)?shù)周期值總注汽量（t）泡沫劑注氮量排水期生產(chǎn)天數(shù)（d）產(chǎn)液（t）產(chǎn)油（t）綜合含水（%）井口產(chǎn)液（t）井口產(chǎn)油（t）采注比油汽比88544.2300001665.11383.3336.476 21.2 5.2 1.6

28、 0.39 916336.4530001787.22092.9663.568 24.0 7.6 1.3 0.41 1016075640002067.81617.6360.678 23.9 5.3 1.0 0.22 調(diào)整注汽口位置第8周期第9周期第10周期問題2：水平段動用不均影響水平井生產(chǎn)效果注汽口位置50m左右范圍動用較好監(jiān)測后注汽口位置前移至639m注汽口位置662m新淺24-平2剩余油監(jiān)測圖新淺24-平2測井解釋成果圖 新莊油田南三塊水平井因距油水邊界距離較近，受邊水影響含水上升速度較快，嚴重影響了開發(fā)效果。問題3：邊水侵入影響水平井開發(fā)效果 新莊油田南三塊水平井距油水邊界距離距油水邊界

29、按距離劃分（單位：m）=5050 =100井號層位井號層位井號層位XQ25-P4H3I21XQ25-P1H3I12XQ25-P7H3I22XQ25-P8H3I3XQ25-P2H3I21XQ25-P9H3I3XQ24-P3H2III32XQ25-P3H3I21XQ25-P10H3I3XQ24-P2H2III32XQ25-P5H3I21B167-P1H3I3XQ25-P6H3I22XQ24-P1H2III324口10口 通過對南三塊各含油小層的水油體積比計算，南三塊水油體積比最高達41，一般在1130之間，這也是新莊油田南三塊水平井含水上升快的主要原因之一。問題3：邊水侵入影響水平井開發(fā)效果南三塊

30、分周期日均產(chǎn)油和含水曲線 第1-3周期含水上升快，第4-10周期由于采取了控制采注比、氮氣泡沫調(diào)剖等輔助措施，含水穩(wěn)定在64-80%之間，第11周期后，受油井采出程度以及注氮工藝、封堵工藝的限制，周期含水在80%以上，日均產(chǎn)油基本在3.0噸以下。含水（%）日均產(chǎn)油（t/d)周期 高產(chǎn)期低產(chǎn)期邊水影響，含水上升穩(wěn)產(chǎn)期103502431296165140第一周期采注比5.5，生產(chǎn)天數(shù)235 距邊水56米吐水段穩(wěn)產(chǎn)期低產(chǎn)期邊水影響，含水上升200167171123 第二周期采注比2.3，生產(chǎn)天數(shù)51天吐水段問題3：邊水侵入影響水平井開發(fā)效果 第2周期因含水上升快，導致沒有高產(chǎn)期，并且低產(chǎn)期也比第1周

31、期提前新淺24-平3剩余油監(jiān)測圖后期邊水沿局部某段突進，缺乏有效治理手段新淺24-平3測井解釋成果圖調(diào)整前，注汽口位置594m調(diào)整后，注汽口位置635mK=1.075m2K=0.966m2問題3：邊水侵入影響水平井開發(fā)效果調(diào)整注汽口位置第10周期第11周期第12周期水平段：590-642（52m) 針對邊水沿局部段突進造成水平段儲量動用不均勻，采取氮氣泡沫調(diào)剖或者調(diào)整注汽口位置效果不理想周 期注入?yún)?shù)周期值總注汽量（t）泡沫劑注氮量排水期生產(chǎn)天數(shù)（d）產(chǎn)液（t）產(chǎn)油（t）綜合含水（%）井口產(chǎn)液（t）井口產(chǎn)油（t）采注比油汽比107683.8500002664.41644.6156.690 25

32、.5 2.4 2.1 0.20 1110595.25200087.41830.7129.493 20.9 1.5 1.7 0.12 127855.45400068.21659.6100.594 24.3 1.5 2.1 0.13 問題3：邊水侵入影響水平井開發(fā)效果 熱蒸汽在水平段內(nèi)沿高孔隙度、高滲透段、低壓力方向竄流。井樓油田一區(qū)、新莊油田南三塊稠油油藏埋藏淺，地層膠結(jié)較疏松，水平井較高的注汽速度和注汽量，使蒸汽沿高滲帶突進，推至鄰井，產(chǎn)生井間干擾，引起汽竄，隨著吞吐輪次的增加，汽竄現(xiàn)象越來越嚴重。樓平5井樓油田一區(qū)水平井汽竄圖P8X2303P4P7P5P1P2P3X2309BQ69新莊南三塊

33、水平井汽竄圖問題4：局部區(qū)域汽竄影響水平井開發(fā)效果楊淺3區(qū)7層汽竄圖區(qū)塊汽竄水平井數(shù)汽竄次數(shù)累計增減油（t)平均單井汽竄次數(shù)平均單井增減油(t)一區(qū)715-671.12 -95.9 七區(qū)25-9.33 -4.7 八區(qū)33-131 -4.3 泌淺67區(qū)44-76.41 -19.1 南三塊950-990.56 -110.1 楊淺3區(qū)1218-205.82 -17.2 楊淺19218159 7.5 合計39113-1951.13 -50.0 熱采各區(qū)塊水平井汽竄情況統(tǒng)計表問題4：局部區(qū)域汽竄影響水平井開發(fā)效果 因一區(qū)、南三塊原油物性好，且投產(chǎn)時間早，采出程度高，汽竄較嚴重問題5：采注比過高、采液強度

34、過大導致水平井開發(fā)效果不合理 南三塊由于屬于窄條狀邊水油藏，油井距邊水較近，周期采注比過高，采液強度過大容易加快邊水推進。井號距邊水(m)周期采注比周期日均產(chǎn)油（t/d)遞減率（%）第1周期第2周期第3周期第1周期第2周期第3周期新淺25-平90.7 0.3 0.8 5.7 5.4 6.5 0新淺25-平10690.9 1.1 0.9 6.5 6.5 6.9 0新淺25-平7950.5 0.5 0.8 7.5 5.9 7.4 1.04新淺25-平8941.1 1.3 0.9 13.1 6.9 9.1 1.85新淺25-平6852.6 0.5 1.6 6.3 5.0 5.4 7.47新淺25-平

35、1901.0 1.1 1.0 9.5 8.6 7.1 14.36新淺24-平1961.1 1.0 0.5 4.6 2.7 3.1 19.62新淺25-平3600.7 0.9 1.2 5.3 5.1 3.4 22.63新淺25-平2605.5 2.3 1.1 10.4 6.5 6.6 22.83新淺25-平4803.4 1.3 1.4 10.3 5.9 5.7 29.25新淺24-平2781.6 1.1 1.1 15.2 7.3 8.4 29.63新淺25-平5863.3 1.7 1.3 12.2 5.9 5.4 40.76新淺24-平3461.0 1.0 0.8 12.7 7.5 4.6 50

36、.96南三塊水平井周期采注比與周期遞減關系表水平生產(chǎn)初期采注比過高容易加大周期遞減！ 1周期 2周期 3周期 H3I21平4周 期射孔長度（m）注汽參數(shù)周期值注汽天數(shù)（d）總注汽量（t）生產(chǎn)天數(shù)（d）產(chǎn)液（t） 產(chǎn)油（t） 綜合含水（%）井口產(chǎn)油（t）注汽強度（t/m） 采液強度（t/m） 采注比油汽比回采水率（%）11584.61484288.4503929664110.39.431.93.42139.721586.51993161.22619958.7635.912.616.61.30.4883.331586.92182173.33077914705.313.819.51.40.4299.

37、1問題5：采注比過高、采液強度過大導致水平井開發(fā)效果不合理典型井新淺25-平4 1周期 2周期 4周期 5周期 6周期 3周期 H3I21周期 射孔長度（m） 注采參數(shù)周期值注汽天數(shù)（d） 總注汽量（t） 生產(chǎn)天數(shù)（d） 產(chǎn)液（t） 產(chǎn)油（t） 綜合含水（%） 井口產(chǎn)油（t） 注汽強度（t/m） 采液強度（t/m） 采注比 油汽比 回采水率（%） 1882.8868234.3474524284910.49.953.95.52.82672882.91002661132433.3626.611.412.91.10.43703884125374951.2272.6713.714.210.80.80.

38、22544882.8107382.61017163.984212.211.60.90.15805886.2128786.81075211.5802.414.612.20.80.16676885.21194113.71450422.1713.713.616.51.20.3586問題5：采注比過高、采液強度過大導致水平井開發(fā)效果不合理典型井新淺25-平2配注閥位置新淺25-平3井溫度剖面測試資料采出程度10.2%，測溫剖并多點注汽第11周期（氮調(diào)）問題6：部分水平井工藝不配套影響開發(fā)效果（1）因邊水淹、油層非均質(zhì)性等水平段動用不均，調(diào)剖和封堵工藝不配套第12周期（氮調(diào)）第13周期（多點注汽）問題6

39、：部分水平井工藝不配套影響開發(fā)效果新淺25-平3井剩余油監(jiān)測圖第13周期末剩余油監(jiān)測，第14周期調(diào)整注汽口位置至825m第14周期，注汽722t,發(fā)泡劑4.3t/氮氣36000標方調(diào)整注汽口位置、調(diào)剖無效（1）因邊水淹、油層非均質(zhì)性等水平段動用不均，調(diào)剖和封堵工藝不配套樓8-平5第2周期注汽后生產(chǎn)產(chǎn)狀（早期）方法1：套管伴熱方法2：熱處理方法3：加降粘劑（2）部分特超稠油井井下管柱優(yōu)化不足問題6：部分水平井工藝不配套影響開發(fā)效果（2）部分特超稠油井井下管柱優(yōu)化不足問題6：部分水平井工藝不配套影響開發(fā)效果41天套管伴熱注汽2125t/注降粘劑2t/注氮12000標方（第4周期）楊淺3-平8第1周

40、期注汽因光桿滯后嚴重，采取蒸汽反洗楊淺3-平8第2周期注汽因管柱負荷大導致活塞和15根油管彎曲開抽后光桿滯后嚴重，蒸汽反洗（2）部分特超稠油井井下管柱優(yōu)化不足問題6：部分水平井工藝不配套影響開發(fā)效果（3）桿脫、泵漏等影響開發(fā)效果井號檢泵次數(shù)作業(yè)時間作業(yè)原因楊淺3-平332012.10.30活塞本體上部一側(cè)碰掛嚴重2013.04.07轉(zhuǎn)抽時光桿卡，作業(yè)解卡2013.05.10光桿下不去，泵下4根油管被細粉砂堵死楊淺3-平542012.09.14抽油桿第54與85根之間脫開2013.02.19第66根防脫器本體脫開2013.03.19抽油桿第91-92之間脫開2013.05.22轉(zhuǎn)抽時光桿卡，活塞

41、劃傷楊淺3-平712012.08.0245-46根抽油桿之間脫楊淺3-平1112012.12.07第69根桿脫楊淺3-平1322013.02.28第70根桿扣擼2013.05.10第86根扶正器脫楊淺3-平1522012.08.03第81-82抽油桿脫2013.02.26第47根扣擼楊淺3-平612012.12.25第7根桿卡死在第7根隔熱管楊淺3-平812013.02.24泵上15根油管彎曲楊淺3-平1022013.02.22扶正器以下部分脫2013.05.19小活塞脫楊淺3-平1412013.04.13第65根與66根扶正器之間脫開楊淺3-平1622012.12.25管掛擼2013.04.

42、24第88根防噴器本體脫1120楊淺3區(qū)水平井作業(yè)明細表 因油藏埋深深、原油粘度高且注汽質(zhì)量差，導致抽油桿負荷重，桿脫占65%?。?）桿脫、泵漏等影響開發(fā)效果問題6：部分水平井工藝不配套影響開發(fā)效果井號檢泵次數(shù)作業(yè)時間作業(yè)原因影響天數(shù)（d)影響產(chǎn)能（t/d)影響產(chǎn)量（t)L8-平112012.03.07抽油桿脫扣326L8-平232012.02.23轉(zhuǎn)抽時光桿卡，作業(yè)解卡154.8722012.05.19轉(zhuǎn)抽時光桿卡，作業(yè)解卡3262013.05.05轉(zhuǎn)抽時光桿卡，作業(yè)解卡17234L8-P372012.03.17生產(chǎn)動態(tài)不匹配，無砂，泵漏失3002012.06.29生產(chǎn)動態(tài)不匹配，無砂，泵漏

43、失111112012.12.15生產(chǎn)動態(tài)不匹配，無砂，泵漏失3002013.02.11轉(zhuǎn)抽時光桿卡，加重桿下部防脫器脫扣，活塞卡泵筒12002013.04.06生產(chǎn)動態(tài)不匹配，檢泵2002013.04.17光桿卡，砂埋油層，砂柱11.5米，活塞卡在泵筒里7002013.05.12光桿卡，正作業(yè)0L8-平432011.11.17轉(zhuǎn)抽時光桿卡，作業(yè)解卡25102011.12.07生產(chǎn)動態(tài)不匹配，檢泵1871262012.02.03轉(zhuǎn)抽時光桿卡，作業(yè)解卡31030L8-平542012.02.02抽油桿脫且活塞變形42.5102012.03.08生產(chǎn)動態(tài)不匹配，活塞鍍層磨損，砂柱1.8米54.522.

44、52012.04.08因負荷重抽油桿第一根脫65302012.06.05轉(zhuǎn)抽時光桿卡，作業(yè)解卡161.524合計1813047.3381.5樓8區(qū)水平井作業(yè)明細表匯 報 提 綱一、熱采水平井的總體應用情況二、水平井生產(chǎn)效果分析三、水平井生產(chǎn)存在問題四、提高水平井開發(fā)效果技術(shù)對策（一）加強動態(tài)監(jiān)測，及時了解水平井剖面動用情況；（二）優(yōu)化注汽方式和注采參數(shù)，提高水平井開發(fā)效果；（三）優(yōu)化工藝技術(shù)，提高油層剖面動用程度；（四）加強井下管柱優(yōu)化，改善特超稠油生產(chǎn)效果；（五）加強現(xiàn)場管理，提高水平井管理水平；五大點（一）加強動態(tài)監(jiān)測，及時了解水平井剖面動用情況 主要依據(jù)水平段長度、吞吐周期數(shù)（采出程度）

45、、油層非均質(zhì)性等因素制定動態(tài)監(jiān)測措施工作量監(jiān)測類型井次監(jiān)測井號溫度剖面監(jiān)測8樓平1、樓平2、樓平5、樓平8、樓8-平1、樓平6、樓126-平1、楊淺3-平7剩余油監(jiān)測3新淺25-平2、樓126-平2、樓平7下步動態(tài)監(jiān)測工作量安排1、針對多點注汽井，監(jiān)測使用多點注汽管柱后水平段動用情況；2、針對高周期吞吐后水平段水淹層剖面動用情況（剩余油監(jiān)測）；3、部分水平井工藝上不能滿足剩余油動態(tài)監(jiān)測，用溫度剖面監(jiān)測手段了解剖面動用情況；（二）優(yōu)化注采參數(shù)和注采方式，提高水平井開發(fā)效果 加強動態(tài)分析，確定關鍵注采參數(shù)（采注比）生產(chǎn)井數(shù)措施井數(shù)單井注汽量生產(chǎn)天數(shù)排水期日產(chǎn)液日產(chǎn)油綜合含水采注比油汽比 通過對南三

46、塊現(xiàn)場13口能夠正常生產(chǎn)的水平井周期吞吐進行研究分析后得到： 吞吐中合理的采注比在之間，油井含水上升速度慢，大于1.2后含水上升速度加快。加強動態(tài)分析，確定關鍵注采參數(shù)（注汽量）Qz：直井注汽量 Qp：水平井注汽量 K:注汽系數(shù) L: 水平段長度 r：波及半徑=50mQz=120*h=K*r2Qp=K*(r2+L*2r)Qp/h=120+240L/rQp=h*(120+1.52L) 以水平段110m為基礎，對比計算了注汽強度1030t/m的開發(fā)效果，結(jié)果表明，最優(yōu)注汽強度為2025t/m。 注汽量需根據(jù)油層厚度及射孔段長度綜合確定，并且需合理地動態(tài)配汽。水平井注汽強度優(yōu)化（二）優(yōu)化注采參數(shù)和注

47、采方式，提高水平井開發(fā)效果 南三塊水平井汽竄圖P1X2309P6P8X2303P4P7P5P2P3BQ69汽竄方向示意圖（二）優(yōu)化注采參數(shù)和注采方式，提高水平井開發(fā)效果 針對水平井汽竄，優(yōu)化注汽方式XQ25-P5、Q25-P7XQ25-P1、Q25-P6XQ24-P1、Q25-P3XQ25-P8、Q25-P9XQ25-P8、XQ24-P1XQ24-P2、XQ25-P7XQ25-P4、Q25-P5、Q25-P6、Q25-P7XQ24-P2、Q25-P3井號分類組合前、后周期值周期井口壓力(Mpa)調(diào)剖劑（t）氮氣量（t）總注汽量（t）生產(chǎn)天數(shù)（d）產(chǎn)液（t）產(chǎn)油（t）綜合含水（%）井口產(chǎn)油（t）

48、采注比油汽比回采水率（%）XQ25-P4組合前511.76.340000210260.61404.4181.98730.70.0958組合后611.28.470000217262.71519.2677.755 10.8 0.7 0.31 39 XQ25-P5組合前610.86.4370001626150.62334.5107.595 0.7 1.4 0.07 137 組合后712.5169960.21162.516386 2.7 0.7 0.10 59 XQ25-P6組合前78.35.120000985113.61404.5173.988 1.5 1.4 0.18 125 組合后810.295

49、062.31163.319184 3.1 1.2 0.20 102 XQ25-P7組合前910.45.740000138858.2792.290.5891.80.60.0651組合后1013.46.464000167761.31114.4382.166 6.2 0.7 0.23 44 平均 單井 組合前7 10.35.87534250152595.81483.9138.5 91 1.4 1.0 0.09 88 組合后8 11.8253.733500162561.61239.9353.5 71 5.7 0.8 0.22 55 4口水平井組合注汽周期效果統(tǒng)計優(yōu)化注汽組合 針對水平井汽竄問題：防止井

50、間干擾，擴大蒸汽波及體積，對產(chǎn)生汽竄通道的井組合注汽。（二）優(yōu)化注采參數(shù)和注采方式，提高水平井開發(fā)效果 第4周期第6周期（二）優(yōu)化注采參數(shù)和注采方式，提高水平井開發(fā)效果 XQ24-P2、XQ24-P3井組合注汽吞吐效果井號層位周 期射孔長度（m） 注汽天數(shù)（d） 總注汽量（t） 生產(chǎn)天數(shù)（d） 產(chǎn)液 （t）產(chǎn)油（t） 綜合含水（%） 井口產(chǎn)油（t） 采液強度（t/m） 采注比 油汽比 回采水率（%） 新淺24-平2H2III321802.891073.8149611232515.218.71.61.23412805.31758127.62001929.6547.3251.10.5360.938

51、092048130.323031096528.428.81.10.54594807.9174886.4170810803712.521.31.00.6235.9新淺24-平3H2III321525.8139982.3134610422312.725.91.00.7521.72523.8129568.11307513.6617.525.11.00.461.23527.1139262.61146286.1754.6220.80.2161.84527.176268.91339639.7529.325.71.80.8491.75525.270451.1783.9140.6822.815.11.10.2

52、91.46527.8113486.81443631.2567.327.71.30.5671.6（二）優(yōu)化注采參數(shù)和注采方式，提高水平井開發(fā)效果 注汽口位置對吞吐效果的影響 模擬結(jié)果顯示，單點注汽水平段動用嚴重不均,注汽管柱尾部出口位置不同，水平井吸汽井段也不同(模擬結(jié)果)。只有在靠近尾管（蒸汽出口）附近的井段吸汽較好，離開蒸汽出口較遠的井段基本不吸汽。水平井只能有效動用蒸汽出口附近60米左右。（三）優(yōu)化工藝技術(shù)，提高水平井油層剖面動用程度（三）優(yōu)化工藝技術(shù)，提高水平井油層剖面動用程度1、調(diào)整注汽口位置AB中點（三）優(yōu)化工藝技術(shù)，提高水平井油層剖面動用程度1、調(diào)整注汽口位置水平井調(diào)整注汽口位置生

53、產(chǎn)效果統(tǒng)計表區(qū)塊井次井號射孔井段射孔段長度（m)調(diào)整時間原注汽口位置（m)調(diào)整后注汽后位置（m)注汽口位置差值（m)效果井口增油（t)備注一區(qū)4樓平2461-515542011.12.10438500.563 一般樓平4404-510842011.11.10388.6488.48100 無效樓平5386-460742011.09.0335544590 一般樓126-平2318.13-585.79267.662012.07.06519.5550.131 一般七區(qū)2樓平6719.9-863.7143.82011.10.30704841137 無效樓平7661.47-772.35110.92011.

54、11.1270374542 無效南三塊8新淺24-平2 598-678802012.04.27580.07662.1582 好209.3 溫剖新淺24-平2 598-678802013.05.08662.15639.08-23 待評剩余油監(jiān)測新淺24-平3 590-642522012.04.27594.83635.0240 一般剩余油監(jiān)測新淺25-平2 794.0-851.0,865.0-896.0882012.04.12787.76883.1395 一般新淺25-平3 742.0-866.01242012.03.3181784831 無效剩余油監(jiān)測新淺25-平5 818-890722011.

55、09.18858.58好156.0 新淺25-平6 871-915442011.09.1784790255 好114.3 新淺25-平10 820-890702011.11.05729870141 好118.7 總計14無效（4）+一般（5）+好（4）+待評（1）=14井次598.3 （三）優(yōu)化工藝技術(shù)，提高水平井油層剖面動用程度1、調(diào)整注汽口位置（三）優(yōu)化工藝技術(shù)，提高水平井油層剖面動用程度1、調(diào)整注汽口位置H322周 期注入?yún)?shù)周期值井口壓力(Mpa)總注汽量（t）泡沫劑（t）注氮量（標方）排水期生產(chǎn)天數(shù)（d）產(chǎn)液（t）產(chǎn)油（t）綜合含水（%）井口產(chǎn)油（t）采注比油汽比78.39855.1

56、2000027113.61515.9173.988.5 1.5 1.5 0.18 810.295020114.32217.8288.987.0 2.5 2.3 0.30 99.27773.8270002697.52222.9235.289.4 2.4 2.9 0.30 第7周期第8周期第9周期射孔井段：（871-915）44m，注汽口位置調(diào)整前847m,調(diào)整后902m.區(qū)塊井次井號射孔井段射孔段長度（m)時間效果評價一區(qū)1樓126-平2318.13-585.79267.662013.04.14有效七區(qū)2樓平6719.9-863.7143.82013.03.03有效樓平7661.47-772.3

57、5110.92013.04.10待評南三塊1新淺25-平3 742.0-866.01242012.01.12無效楊淺3區(qū)8楊淺3-平1 947.76-1240.0292.332013.04.14待評楊淺3-平6 933.10-1169.00253.92013.04.27待評楊淺3-平7 910.89-1167.42256.532012.07.16楊淺3-平7 910.89-1167.42256.532013.05.15待評楊淺3-平8978.49-1279.00300.512012.11.27楊淺3-平10 985.89-1221.54235.652013.04.20待評楊淺3-平13996.

58、82-1232.64135.822012.11.16楊淺3-平15 1006.2-1221.6215.42012.06.30楊淺3-平16 1120.75-1177.60171.572013.04.24待評王集西區(qū)熱采2王25-平1 1107.12-1310.51203.392013.04.20無效王25-平4 1212.84-1312.77；1315.10-1425.8699.93/110.762012.04.20無效合計152、多點注汽改善注汽效果（三）優(yōu)化工藝技術(shù)，提高水平井油層剖面動用程度多點注汽井明細表新淺25-平3注汽管柱圖楊淺3-平13注汽管柱圖（楊淺3區(qū)早期多點注汽）注汽單獨一

59、套管柱多點注汽注采一體熱敏封隔器7個配注閥6個配汽閥+2單流閥多點注汽管柱1多點注汽管柱2樓平6井多點注汽管柱圖水平段長143.8m調(diào)整前注汽口位置840m多點注汽管柱3第7周期多點注汽第6周期（氮氣助排）多點注汽改善注汽效果周 期注入?yún)?shù)周期值總注汽量（t）注氮量注汽壓力（Mpa)排水期峰值產(chǎn)油（t)生產(chǎn)天數(shù)（d）產(chǎn)液（t）產(chǎn)油（t）綜合含水（%）井口產(chǎn)油（t）采注比油汽比620103800011445.41051110.2135.588 1.3 0.6 0.07 717801099.194.7926.6193.979 2.0 0.5 0.11 文獻名1超稠油水平井分隔配注技術(shù)研究與應用遼河

60、油田，2012年關于多點注汽工藝的調(diào)研 分隔配注技術(shù)是為解決水平井籠統(tǒng)注汽普遍存在的水平段儲層動用不均的矛盾，在現(xiàn)有籠統(tǒng)注汽管柱上安裝封隔器、注汽閥、分配器和扶正器，有針對性地將注汽管與篩管之間封隔，在水平井水平段形成兩個相對獨立的注汽腔，有針對性地實現(xiàn)水平段分段、按需注汽，有效改善水平段動用不均狀況，提高水平段動用程度。水平段長度335m 在取得初步試驗效果基礎上，該技術(shù)又實施4井次，累計增油2612t，平均單井周期增653t， 平均油汽比提高0.08，取得較好開發(fā)效果。 配套技術(shù)-抗高溫管外裸眼封隔器，封隔了裸眼與篩管之間的環(huán)空；注汽封隔器-封隔注汽管柱和篩管之間的環(huán)空（三）優(yōu)化工藝技術(shù)，