鄂南致密油藏開發(fā)工程技術進展及下步重點工作

1、鄂南致密油藏開發(fā)工程技術進展及下步重點工作前 言 2013年，華北分公司緊緊圍繞“提高會戰(zhàn)質量和效益”這一中心工作，著力工程技術攻關研究和探索實踐，取得了“五項突破和六項進展”，初步形成了適合鄂南致密油藏特點的水平井及叢式井優(yōu)快鉆完井、定點分段壓裂、超前注水補充能量為主導的工程技術體系，為鄂南致密油藏增儲上產及有效開發(fā)提供了堅強保障。 一、概況二、工程工藝技術進展三、下步重點工作匯報 提綱1、持續(xù)改進方案，不斷優(yōu)化設計。 以“三優(yōu)、四強、五結合、六提高”為手段，持續(xù)改進工程方案和設計，不斷提升會戰(zhàn)質量、效益和工程技術水平。（一）主要工作思路一、概 況1、立足提速提效二級井身結構優(yōu)快鉆井2、立足

2、提高產量固井完井定點分段壓裂3、立足儲層保護裂縫型油藏防漏、堵漏4、立足淺層開發(fā)叢式井+超前注水+整體壓裂5、立足老井挖潛低效水平井綜合治理6、立足降本減費簡化工藝流程，優(yōu)化方案設計7、立足老區(qū)穩(wěn)產直井注+水平井采CO2能量補充2、積極探索新工藝，實現(xiàn)工程工藝技術有效突破。 以“技術引領、創(chuàng)新提升” 為主線，著力技術攻關，積極開展新工藝試驗，不斷配套完善工程工藝技術，為油田的快速有效建產提供技術支撐。一、概 況3、多措并舉，系統(tǒng)優(yōu)化，降本減費。 以“源頭優(yōu)化、全程控制” 為原則，優(yōu)化工程工藝技術，降低工程技術成本，為油田有效開發(fā)提供技術保障。一、概 況鉆井方式調整壓裂工藝改進采油工藝優(yōu)化工具材

3、料優(yōu)化源頭優(yōu)化全程控制工程工藝簡化渭北注水試驗區(qū)壓裂投產作業(yè)規(guī)范、連續(xù)油管帶底封分段壓裂施工規(guī)范可鉆橋塞分段壓裂施工規(guī)范、水平井固井完井操作規(guī)范。4、固化經驗，制定標準，規(guī)范運行。 總結先進經驗，制定技術標準，規(guī)范作業(yè)流程，不斷提高施工效率和工程質量。一、概 況水平井鉆井提速提效顯著：最短鉆井周期12.5天，固井優(yōu)良率84.72 %；超淺層叢式鉆井日漸成熟：平臺鉆井實現(xiàn)8口/井臺，最小軌跡距離0.99m；定點分段壓裂技術全面推廣：施工成功率99%，單井最高產油85.8t/d；渭北淺層叢式井整體壓裂技術有效應用：壓后初產單井日均產油2.87t/d；致密油藏精細注水技術初步形成：實現(xiàn)重張壓力下溫和

4、注水，避免水竄。五項突破六項進展超淺層水平段實現(xiàn)有效延伸：最大位垂比3.52，最小垂深346.39m；直井注+水平井采整體壓裂設計優(yōu)化技術取得初步成效：見油井產量達7t/d以上；低效井綜合治理有序開展：解堵14口井，補充壓裂2口井，累增油1751t；CO2能量補充穩(wěn)步實施：氣竄現(xiàn)象得到有效控制；水平井防漏堵漏效果逐步改善：漏失比率從一季度47.37%，下降至31.37%；控本減費措施有效推進：水平井成本降低到1845萬元/井，渭北淺層單井投資控制到200萬元/井。一、概 況1、鉆井工作量 截至2013年11月10日，鄂南石油共完鉆水平井579口。其中2013年241口（紅河油田162口，渭北油

5、田17口，涇河油田24口，寧東油田20口，洛河油田18口）。（1）水平井鄂 南2010201120122013小計紅河油田117258162438渭北油田/1151733涇河油田/292435寧東油田310172050洛河油田/231823合計432302241579（二）工作量完成情況一、概 況 2013年鄂南水平井完鉆241口,其中裸眼完井127口，套管固井完井114口。2013年完井情況紅河油田涇河油田洛河油田渭北油田寧東油田合計固井完井二級井身結構60221215/109三級+尾管懸掛2/215裸眼完井三級+預制管柱8816/398三級+裸眼/22三級+篩管5/510二級結構+頂部固井

6、+尾部篩管710/917合計16224181720241一、概 況（2）叢式井 截至2013年11月10日，渭北叢式定向井完鉆19個井臺100口井，平均5.3井/井臺,最多8井/井臺。渭北油田2013臺子井數(shù)量（井臺數(shù)）100（19）一、概 況（1）水平井2、壓裂工作量 截至2013年11月10日，鄂南共壓裂水平井459口4350段。其中紅河油田373口,寧東15口, 洛河17口，涇河24口，渭北30口。時間紅河油田寧東油田洛河油田涇河油田渭北油田合計20101/12011921/122012217928724320131464141623203合計37315172430459一、概 況 20

7、13年鄂南水平井壓裂203井，其中裸眼封隔器分段壓裂110口，可開關滑套分段壓裂20口，水力噴射壓裂5口，連續(xù)油管底封分段壓裂42口，可鉆橋塞分段壓裂26口。壓裂工藝紅河油田寧東油田洛河油田涇河油田渭北油田合計裸眼封隔器分段壓裂8747210110開關滑套20000020水力噴射3115連續(xù)油管底封170761242可鉆橋塞19726合計1464141623203一、概 況（2）渭北叢式井組一、概 況 自2013年以來，渭北油田3萬噸產能建設區(qū)壓裂66口127層 ，單層壓裂7口，合層壓裂9口，兩層分壓35口，三層分壓15口。壓裂工藝長31長32長33長31+32長32+長33長31+長33長3

8、1+長32+長33合計單層壓裂61/7合層壓裂/61/29兩層分壓/201/1435三層分壓/5/19152013年3萬噸產能建設區(qū)臺子井施工66口127層次3、能量補充工作量 渭北油田3萬噸產建區(qū)注水井34口 ，其中單層注水5口，籠統(tǒng)注水24口，分注5口，目前累積注水34787m3，紅河油田長8油藏注CO2井1口，注入CO2576t，泡沫液167m3。能量補充情況統(tǒng)計表區(qū)塊注入方式長331長332長333長331332長331333長331長332長333長8合計渭北3萬噸產建區(qū)單注22134籠注11112分注32紅河156井組單注11渭北3萬噸產建區(qū)注水情況統(tǒng)計表注入量（m3）500500

9、-10001000-15001500-20002000合計井數(shù)（口）13762634平均單井注水量（m3）361.3733.81148.71817.42404.5總注水量（m3）46975136.76892.33634.81442734787一、概 況一、概況二、工程工藝技術進展三、下步重點工作匯報 提綱（一）強化基礎研究，加強儲層保護（二）優(yōu)化鉆井工藝，實現(xiàn)提速提效（三）優(yōu)化叢式鉆井，攻克渭北淺層（四）優(yōu)化壓裂工藝，提高改造效果（五）開展注水注氣，緩解產量遞減（六）加強綜合治理，盤活老井資源（七）優(yōu)化源頭設計，降低工程成本二、工程工藝技術進展圍繞致密油藏有效開發(fā)，突出開展了七個方面的重點工作

10、：區(qū)塊/油田層位敏感性特征水鎖傷害,%速敏水敏鹽酸酸敏土酸酸敏堿敏應力敏渭北油田長3中偏強中偏弱無無弱中等偏弱（7MPa）33.35涇河油田長8中偏弱中偏弱無強弱強/1、深化評建區(qū)儲層工程地質特征認識，明確儲層主要敏感因素。（1）敏感性評價（一）強化基礎研究，加強儲層保護。二、工程工藝技術進展實驗數(shù)據(jù)源于渭北油田長3敏感性測試區(qū)塊/油田層位巖石力學特征最大水平主應力（MPa）最小水平主應力（MPa）垂向地應力（MPa）裂縫方位（）楊氏模量（MPa）泊松比渭北油田長316.1814.1912.62NE63-6896920.23涇河油田長828.8323.1734.76NE60-75132530.

11、29（2）巖石力學二、工程工藝技術進展（1）可循環(huán)微泡沫欠平衡鉆井液體系降低井底壓差，實現(xiàn)有效防漏。2、優(yōu)化調整鉆完井液體系，有效保護裂縫性儲層。HH105-44二、工程工藝技術進展 （1）密度低：0.61-0.86g/cm3；（2）傷害?。簬r心滲透率平均恢復值為88.18%；（3）堵漏好、可酸溶：加入可酸溶超細CaCO3和具有屏蔽暫堵能力的DF-1，可實現(xiàn)有效防漏。微泡沫鉆井液在HH105-44井開展現(xiàn)場試驗，實現(xiàn)有效防漏且提速明顯，取得初步成功。試驗井：HH105-44井參考井：HH105-43井試驗井段：407m-1875m兩井井距4.23m，同一井隊施工增加材料：0.15t增加費用：0

12、.45萬元，3.1元/米地層地層底界m垂厚m第四系412.9412.9羅漢洞587.9175環(huán)河組997.9410華池組1197.9200洛河-宜君1462.9265安定組1762.9300直羅組1924.1161.2延安組2059.9135.8延長組2384.9325HH105-43井在407-840m(羅漢洞、環(huán)河)漏失泥漿200m3 ,在1310-1499m（洛河-宜君）漏失泥漿180m3,共計380m3。HH105-44井全井段未發(fā)生漏失，微泡沫鉆井液體系具有良好的防漏能力。井號井段m密度g/cm3段長m純鉆時h機鉆m/hHH105-44407-18750.9-1.0146841.23

13、5.7HH105-43407-18381.03-1.05143155.525.8二、工程工藝技術進展HH105-44井提速38.4%，微泡沫鉆井液體系提速效果顯著。優(yōu)選出對鉀銨基鉆井液泥餅具有強酸溶能力的復合酸；采用可酸溶超細碳酸鈣進行鉆井液加重；優(yōu)化防漏堵漏技術，提高堵漏材料可酸溶性。配 方濾紙重（g）未酸溶濾紙加泥餅的重量（g）酸溶后濾紙加泥餅的重量（g）酸溶率（%）5% HCl(4小時)0.56391.65501.6552未溶10% HCl(4小時)1.6549未溶15% HCl(4小時)1.65400.0920% HCl(4小時)1.61034.124% HCl(4小時)1.54451

14、0.112%HCl+3%HF(4小時)1.226539.29% HCl+1%HF(4小時)1.245237.631%HCl+55%HF+98%冰醋酸+水（現(xiàn)場比例配制）（4小時）0.56391.65500.753782.631%HCl+55%HF+98%冰醋酸+水（現(xiàn)場比例配制）（6小時）0.743983.531%HCl+55%HF+98%冰醋酸+水（現(xiàn)場比例配制）（7小時）0.742883.6酸溶率可達83.6%二、工程工藝技術進展（2）復合酸完井液體系消除固相傷害，有效保護儲層。目的：降低殘渣及濾液傷害，實現(xiàn)分段同步破膠。3、持續(xù)優(yōu)化壓裂液體系，進一步降低儲層傷害。區(qū)塊胍膠濃度優(yōu)化前優(yōu)化后

15、紅河0.420.38-0.4涇河0.350.28-0.35渭北0.350.25-0.28（1）胍膠用量優(yōu)化0.38%0.25%0.35%0.28%二、工程工藝技術進展序號項目瓜膠濃度，%行業(yè)標準渭北涇河紅河寧東0.250.350.380.40.451表觀粘度，mPa.s14.334.532.34540-482交聯(lián)時間，s351305060563抗剪切性能（儲層溫度壓下剪切90-120min）100（40）180（70）240（65）200（70）400（80）504漏失系數(shù)，10-3m/(min)1/20.6810.7510.9215破膠液表面張力，mN/m21.4-25.527.922.33

16、1.327.2286破膠液與煤油界面張力，mN/m13.127殘渣含量，mg/L239196.8425289.33646008巖芯傷害率，%18.529.828.730 優(yōu)化的壓裂液體系能滿足施工要求，傷害率降低至18.5-29.8%之間。二、工程工藝技術進展優(yōu)化破膠劑加量和破膠方式保障交聯(lián)液性能分段同步破膠實現(xiàn)了儲層溫度25-70度條件下的分段同步破膠。 （2）分段破膠優(yōu)化紅河、涇河油田中溫油藏（40-70）渭北、洛河低溫油藏（25-40）二、工程工藝技術進展 針對天然裂縫發(fā)育段鉆井漏失、易壓竄情形，添加防水鎖劑(或高效表面活性劑)，降低壓裂液表面張力, 增加壓裂液的返排能力，減少水鎖傷害。

17、8.0%SL0.5%XN 0.2%HL 恢復88.5% 76% 恢復恢復45.3% 基液恢復19.3% 驅替24小時（3）防水鎖劑優(yōu)化二、工程工藝技術進展 目的：增加入井壓裂液溫度、防止原油結蠟及儲層冷傷害，確保冬季壓裂施工，降低儲層傷害。 4、研制自生熱壓裂液體系，有效防止儲層冷傷害。二、工程工藝技術進展 渭北油田長3層儲層溫度低（25-35）、原油凝固點較高（14-26）、含蠟量高（14-15.2%），當溫度低于25 時，蠟質析出，原油粘度迅速增加。自生熱壓裂液體系：10下，自生熱壓裂液溫度隨時間變化基液：4.9%自動發(fā)泡劑BP-GA+6.3%自動發(fā)泡劑BP-GB+0.25%HPG+0.1

18、%殺菌劑+2%KCL+0.1%NaCO3+0.3%CX-307；交聯(lián)液：專用交聯(lián)劑0.3%+催化劑HC2 0.4%+緩蝕劑0.5%。巖心號深度m傷害前mD傷害后mD傷害率%渭北46540.012.752.1521.55渭北44390.284.974.0717.99渭北36252.34.043.2619.22自生熱壓裂液體系傷害評價三級井身結構+預制管柱二級井身結構+水平段固井（1）長裸眼段快速鉆進技術PDC 鉆頭(M1952C)螺桿MWDPDC 高效PDC鉆頭，提高切削效率，延長使用壽命，減少起下鉆次數(shù)與時間； “轉盤+井下動力馬達”的復合鉆進技術，增加鉆頭對巖石切削頻率； 快速鉆完裸眼段，攻

19、克二開裸眼段較長導致井壁易失穩(wěn)技術難點，并有效減少裸眼段的浸泡時間。（二）優(yōu)化鉆井工藝，實現(xiàn)提速提效。二、工程工藝技術進展1、優(yōu)化二級井身結構，縮短鉆井周期。（2）強抑制鉀銨基聚合物鉆井液技術濾失量小、造壁性好，能有效封堵井壁5mm處孔喉，穩(wěn)定井壁；具有較強的抑制性，能保證煤層、斜井段及水平段長泥巖段的井眼穩(wěn)定；流變性好、攜巖攜砂能力強、能有效攜帶巖屑，保證井眼清潔。二開井段基本配方：清水+24%鈉土+0.20.3%Na2CO3+0.30.5%K-PAM+0.51%K-HPAN+ 0.51%NH4HPAN+0.51%LV-CMC23%防塌劑+23%潤滑劑 井段(m)性能及參數(shù)一開二開斜井段二開

20、水平段鉆井液性能(g/cm3)1.051.1-1.151.1-1.15Fv (S)40-7050-10045-60Fl (ml)10-1255K (mm)0.50.30.3HTHP(ml)1512(%)0.50.30.2G1/G10 (Pa)4-10/8-154-10/8-15pH8-108-9固含(%)5-125-10坂含(g/l)40-6030-40Kf0.080.08流變參數(shù)YP (Pa)5-1210-15PV (mPa.s)7-2015-20涇河油田水平井分段鉆井液性能指標二、工程工藝技術進展（3）井眼軌跡設計及控制技術非目的層段采用隨鉆MWD測量控制技術；目的層段采用隨鉆LWD（伽瑪

21、實時數(shù)據(jù)+地質錄井），大大方便了待鉆井眼軌跡的優(yōu)化、預測與調整。軌道設計技術軌跡控制技術二、工程工藝技術進展優(yōu)選雙增剖面；第一增斜率等于或略大于第二增斜率；穩(wěn)斜段30-50m，為著陸調整留有余地；穩(wěn)斜段井斜控制在55-75，利于著陸探頂。紅河油田鉆井周期縮短21.5%，完井周期縮短20.1%。涇河油田鉆井周期縮短38.48%，完井周期縮短41.28%。渭北油田鉆井周期縮短34.31%，完井周期縮短28.70%。洛河油田鉆井周期縮短7.86%，完井周期縮短1.50%。應用效果二、工程工藝技術進展重要性能參數(shù)項目水平井析水0ml /24h穩(wěn)定性0.03g/cm3失水5MPa:紊流+塞流復合頂替設計

22、全程塞流 地層承壓能力3垂直縫水平縫水平縫垂直縫二、工程工藝技術進展臺子號臺子井數(shù)（臺）已經壓裂井數(shù)（口）壓裂層數(shù)（層）累計入地液量（m3）單層入地液量（m3）平均單層加砂（m3）投產井數(shù)（口）見油井數(shù)（口）投產初期（平均）目前（平均）累計排液（m3）累計產油（t）日產液（m3）日產油（t）日產液（m3）日產油（t）WB2-855111566142.431.9559.012.744.561.91567.47277.44WB2-114481075.2134.430.24310.61.247.841.01988.2859.43WB2-13335807.6161.535.930/3.4/769.15

23、/WB2-23226725.3120.924.52211.532.528.752.561303.1194.8WB2-24336858.714331.8326.81.21.780.64418.9847.47WB2-2533347715935.2339.53.10.790.4644.96251.77WB2-26223500.1166.736.2225.62.93.061.391031.9320.71WB2-27448954.8119.425.2447.53.32.51.72760.25260.67WB2-286671402.7200.442.8664.42.41.91.3965.5302.65WB

24、2-324481191148.929.34483.32.971.431222.6322.1WB2-3344101449.3144.931.2447.63.71.821.161262.3350.2WB2-345581251.9156.536.6558.41.61.740.85934.8102.6WB2-3944111325.4120.526447.83.93.712.07840.75254.6WB2-43336858.5143.131.1333.42.43.072.19536.1114.7WB2-753371100.1157.228.1326.912.645.10.56317.656.9WB2-

25、7655101591.1159.134559.273.716.312.931229.9335.8WB2-77335810.3133.427.8337.953.275.192.58851.5112.1WB2-78335942.5188.532.7326.664.323.422.37427.4136.4平均值661271047.3148.531.866597.462.873.821.6/3169 截至2013.11.10，渭北3萬噸產能建設區(qū)共壓裂66口127層（65口定向井），目前全部機抽投產，59口見油，壓后初期平均日產油2.87t/d，效果顯著。實施效果： 優(yōu)化思路：適當放大段間距，采取“紡

26、錘形”布縫方式，正對注入井段不壓裂，偏離注入井段，控制縫長，避免水竄，增長穩(wěn)產期，提高采出程度。水平井壓裂參數(shù)優(yōu)化原則：人工裂縫形態(tài)布置方式；基質區(qū)與裂縫區(qū)的差異化設計；結合井網(wǎng)井距及埋深，一段一案。紡錘形裂縫形態(tài)布局：正對注入井井段：約200米左右水平段不壓裂；靠近注入井井段：穿透比：1/3；裂縫半長：105-120m；遠離注入井井段：穿透比：2/5；裂縫半長：120-140m。二、工程工藝技術進展2）“直井注+水平井采”井網(wǎng)壓裂參數(shù)優(yōu)化井號設計參數(shù)結合注水井網(wǎng)紡錘形設計方法（垂直縫）壓后產量12345678910日產液m3日產油tWB2P41砂量2634.840.740.730.519.3

27、20.725.517.88.2縫長1001201801801208080100WB2P37砂量不壓裂15.620.718.414.714.718.521.91815.614.277.23縫長/80130100707013013010080WB2P39砂量28.63036.338.938.937.634.93635.5剛見油，返排率23.9%21.041.8縫長80100120150150130120130120WB2P38砂量17.917.216.23031.517.717.917.4沖砂結束，作起鉆準備縫長808080150150808080WB2P40砂量25.426.326.826.52

28、8.928.227.327.829.5抽汲排液，返排率5.3%縫長100100100100120120120120120 二、工程工藝技術進展實施效果： 試驗區(qū)5口水平井利用“紡錘形”布縫實施后，2口井已獲得日產油7t以上，實施效果良好，3口井剛壓裂結束，目前正在抽汲排液。套管固井壓裂完井優(yōu)點1、分段改造目的性強、可以避免層段之間的竄通和干擾，分段可控；2、壓裂后井筒全通徑，后期采油工藝措施可行；3、可實現(xiàn)低滲儲層重復改造或分層開采。套管固井壓裂完井缺點1、套管完井周期長；2、固井質量可能會影響后期作業(yè)。3、水平井固井完井分段壓裂技術穩(wěn)步開展，儲層改造初見成效。二、工程工藝技術進展二、工程工藝

29、技術進展 國外致密油開發(fā)主要以套管固井完井+段內多簇分段壓裂為主，針對各自儲層特點均發(fā)展了適應自己的分段壓裂水平井開發(fā)技術，實現(xiàn)有效規(guī)模開發(fā)。國外致密油開發(fā)技術調研大慶油田：套管射孔完井雙封單卡、可鉆橋塞等為主要壓裂工藝，2006年以來開展水平井網(wǎng)注水開發(fā)試驗；長慶油田：套管射孔完井為主采用水平井+體積壓裂的理念，油井2011年壓裂88口，2012年203口，95%以上為套管完井，目前針對低滲油藏水平井開展堵水試驗；吉林油田：套管射孔完井及裸眼完井。套管完井以套內多段多簇壓裂工藝，裸眼完井利用可開關滑套壓裂65口井635段，已經開展水平井注水開發(fā)及整體開發(fā)技術研究及試驗。二、工程工藝技術進展國

30、內致密油開發(fā)技術調研 2013年立足后期能量補充及綜合治理，結合國內外調研及論證，初步確立“可鉆橋塞分段壓裂及連續(xù)油管帶底封分段壓裂技術”。水平井分段壓裂技術水平井分壓工具優(yōu)點可鉆橋塞分段壓裂技術壓裂起裂位置明確，針對性強鉆掃橋塞后，實現(xiàn)井筒全通徑固井完井，可驗封，分段可靠連續(xù)油管帶底封分段壓裂技術壓裂起裂位置明確，針對性強壓后即可實現(xiàn)井筒全通徑固井完井，可驗封，分段可靠（1）可鉆橋塞分段壓裂技術（26口）（2）連續(xù)油管帶底封分段壓裂技術（42口）二、工程工藝技術進展華北分公司固井完井水平井開發(fā)技術（1）可鉆橋塞分段壓裂技術泵送橋塞射孔聯(lián)作技術多簇分段壓裂技術水平井優(yōu)快鉆塞技術前置酸預處理技術

31、配套井口裝置和地面設施技術特點：套管壓裂，橋塞封隔，不限級數(shù)，壓裂針對性強，壓后井筒全通徑，利于后期水平井治理。橋塞輸送方式：泵送、連續(xù)油管、油管。二、工程工藝技術進展五項工藝技術配套井名層位水平段長壓裂結束日期壓裂/設計段數(shù)入地總凈液量總砂量最高產油目前產液目前產油累計產油累計產水返排率mm3m3t/dt/dt/dt/dm3%HH12P142長86002013-4-265/5238913248.737.2518.423199.953434.41143.8JH17P13長84972013-8-38/82092.7298.525.118.6216.891861.71629.3530.1HH36P

32、112長810002013-10-2811/112416.3301.616.813.89.62159.48528.7521.9JH32P1長810012013-5-26/61207.419015.22.752.01753.3669.1855.4HH36P83長88952013-9-1112/123160360.213.526.5212.71371.261556.2849.2JH17P16長811352013-9-2612/122212.1335.912.921.158.68230.9900.0440.7HH36P33長87762013-9-712/121111.1142.711.710.255

33、.02248.6588779.8JH17P8長87702013-8-197/71847250.3179.556.35328.8703.9938.1HH36P114長89202013-9-2612/123452.9323.036.319.064.38127.111733.2850.2HH36P121長88002013-8-56/61196.21736.220.733.45159.291611.91134.8JH2P1長810012013-9-288/81699.2236.14.213.642.2783.91749.4244.1HH74P41長88102013-9-2110/103383322.5

34、2.325.191.9536.62144342.7HH12P110長88482013-10-1010/102520273.422.211.171.7614.331542.4461.2HH141P6長92013-10-1610/113016.8236.21.6816.131.685.872325.1677.1HH55P65長910002013-10-113/132440.32550.4739.110.371.811564.3964.1HH74P36長85352013-10-215/518141500.4319.520.332.84416.1322.9JH32P6長89512013-4-208/9

35、2026.01241.670.29停產1.522490.66122.9JH17P6長89862013-10-119/92047.6354.90.222.650.190.39577.9728.2HH74P43長87152013-10-247/71756.1193.208.100173.29.9HH74P6長88252013-10-269/92838290.70下泵0461.6HH92P20長810882013-11-911/1129612890下泵146.54.9HH96P38長87002013-11-97/71974.7191.40下泵43.12.2HH36P99長86002013-10-28

36、7/71755.4182.40下泵0565.832.2HH42P15長910552013-11-510/1026241920500032012.2HH12P149長89122013-10-178/81521.2173015.7900554.0636.4HH36P116長8579.212013-9-78/92062.7277016.38001852.4889.8 截至2013.11.10，可鉆橋塞分段壓裂工藝共實施26口井，18口見油，見油井初期平均日產油9/d，試油期間獲日產油大于7t井8口。近期投產井返排率較低，效果有待觀察。應用效果技術特點：水力噴砂射孔，油套環(huán)空壓裂，底部封隔器封隔，不限

37、級數(shù)，壓裂針對性強，壓后井筒全通徑，利于后期水平井治理轉層方式：連續(xù)油管拖動封隔器重復坐封（2）連續(xù)油管帶底封分段壓裂技術連續(xù)油管快速安全轉層技術水力噴砂射孔技術回壓控制技術配套井口裝置和地面設施預前置酸處理技術五項工藝技術配套二、工程工藝技術進展 截至2013.11.10，連續(xù)油管帶底封分段壓裂工藝應用42口，19口井見油，初期平均日產油9.53t/d，最高單井日產油85.8t，日產油大于7t井8口,近期投產井返排率較低，效果有待觀察。應用效果可鉆橋塞連續(xù)油管帶底封試驗期目前最高記錄試驗期目前最高記錄井數(shù)（口）1015/825/平均段數(shù)（段）7.89.1137.210.315施工時間（h）3

38、7.145.8324（5段）20.460.370（15段）平均每天施工段數(shù)（段/d）2.13.052.84.36可鉆橋塞可實現(xiàn)1天內完成4段壓裂施工，2天內鉆塞橋塞11個。連續(xù)油管帶底封分段壓裂可實現(xiàn)1天完成8-12段壓裂。二、工程工藝技術進展 通過試驗初期的跟蹤、總結分析，逐步完善配套固井完井分段壓裂工藝，施工作業(yè)效率逐漸提高。施工效率HH156井組：儲層物性：滲透率0.4mD，孔隙度12%注采井網(wǎng)：一注四采注入方式：CO2/泡沫液交替注入注入時機：滯后1、紅河長8油藏CO2能量補充先導試驗。面臨的難題井區(qū)內裂縫發(fā)育，易發(fā)生氣竄。 井組裂縫發(fā)育，HH156測試的吸水強度高達120m3/(dM

39、Pa），遠大于該滲透率下的吸水強度，證明地層裂縫較為發(fā)育。CO2腐蝕嚴重。 CO2溶于水產生碳酸易腐蝕管線。HH156泡沫液注入測試情況表HH156井區(qū)二階導圖數(shù)值模擬2013.7.19上午2.13.7.19晚上2.13.7.26上午啟動壓力MPa-14.14414.24414.784吸水指數(shù)m3/d/MPa1.13122.70110.99196.08米吸水指數(shù)m3/d/m/MPa0.0596.465.8410.32（五）開展注水注氣，緩解產量遞減。二、工程工藝技術進展HH156地面注入流程圖（1）形成了CO2/泡沫地面注入工藝，保障了先導試驗有序開展。HH156井CO2注入曲線二、工程工藝技

40、術進展（2）形成了防腐配套工藝技術，有效降低注采井的腐蝕。二、工程工藝技術進展加緩蝕劑后鐵離子下降，油井腐蝕得到有效控制。采油井產出水中鐵離子變化圖研發(fā)了高效防腐劑：UT2-2注入井：3Cr防腐油管+耐腐蝕高壓井口+環(huán)空隔離保護液采油井：環(huán)空投加緩蝕劑（500ppm ）監(jiān)測：注入井腐蝕掛片+采油井產出液監(jiān)測套管環(huán)空保護液：1000ppm3Cr氣密封油管1807.645m1812.905m1813.18mY221-114封隔器注入井腐蝕率控制在0.0064mm/a,遠遠低于國家標準0.076mm/a油套環(huán)空加藥HH156井注入管柱現(xiàn)場控制注入壓力在重張壓力16.9MPa以下。 HH12P70井產

41、出氣中CO2含量達到9.87%，控制注入壓力后降低至0.44%。注CO2指示曲線CO2含量9.87%調節(jié)排量控制壓力16.9MPaCO2注入曲線二、工程工藝技術進展控竄：注入過程中控制注入壓力在裂縫重張壓力之下。防竄：研發(fā)了起泡劑UT8-2，確定氣液比2:1，有效防竄（阻力因子28）。（3）形成了控壓防竄+封竄工藝技術，有效延緩了氣竄。整體效果開始顯現(xiàn)生產初期HH12P152井含水較高，HH12P70、HH12P71井含水較低，注CO2后H12P152含水率降低，HH12P70、HH12P71井含水略有上升，遞減變緩，說明注入CO2起到了驅替作用。應用效果井組見效特征開始顯現(xiàn)二、工程工藝技術進

42、展HH12P152井明顯見到增油降水效果。原油輕組分含量明顯升高，原油粘度下降明顯。HH12P152井生產曲線HH12P152井產出油精餾曲線HH12P152井產出油粘度變化圖HH12P152井動液面變化圖應用效果井組見效特征開始顯現(xiàn)二、工程工藝技術進展2、渭北長3油藏超前注水先導試驗初見成效。面臨難點：難點1-儲層滲透率低、孔喉半徑小且儲層具有一定程度的水敏性，注水過程中易受傷害；難點2-儲層裂縫發(fā)育，儲層裂縫重張壓力及地層破裂壓力低，易水竄；難點3-儲層非均質性嚴重，存在層間吸水不均勻現(xiàn)象。儲層物性：滲透率0.76mD，孔隙度12.2%部署：105口（采油井-69口；注水井-36口）注水時

43、機：超前二、工程工藝技術進展 渭北長3儲層裂縫發(fā)育，儲層裂縫重張壓力及地層破裂壓力低，易水竄，精細調配注水參數(shù)，控制在地層破裂壓力及裂縫重張壓力下進行溫和精細注水。注水壓力控制在裂縫開啟壓力下；注水強度控制在0.5-1m3/m.d；變頻控制柜實現(xiàn)流量的精細調節(jié)；小直徑流量計提高了計量的精度。變頻控制器小直徑流量計（1）形成溫和精細注水工藝技術，降低水竄風險。二、工程工藝技術進展 渭北長3油藏縱向差異性大，層間吸水不均勻，配套了油套分層注水工藝技術，實現(xiàn)了層間均衡注水。油套分注注水管柱結構圖管柱結構由下而上為：十字叉+油管+篩管+坐封球座+油管+封隔器+扶正器+油管在WB2-26-3、WB2-3

44、3-1成功應用注水參數(shù)分注前分注后上層下層套注油注注水壓力（MPa）6.26.26.79.1注水量（m3/d）027.21213WB2-33-1井油套分注情況WB2-33-1井吸水剖面圖（2）形成大斜度井分注工藝技術，實現(xiàn)層間均衡注水。泵壓：6.2MPa注水量：27.8m3不吸水二、工程工藝技術進展（3）渭北超前注水區(qū)初見成效。二、工程工藝技術進展注水量1600m3水井注水量800m3水井 統(tǒng)計渭北48井組超前注水區(qū)不同注水量對油井生產情況的影響：累注水量大于1600m3水井對應油井的遞減率遠低于低注水量水井對應油井；累注水量大小對油井初產和產油量影響不明顯。兩口油井儲層物性與壓裂規(guī)?；鞠喈?/p>

45、，由于注水井注水量差異導致油井穩(wěn)產差別大。油井井號對應水井井號累計產油量t累計注入量m3井距m生產天數(shù)d孔隙度%滲 透 率10-3m2含油飽和度%油斑m入地總凈液量m3加砂量m3加砂強度m3/mWB2-26-4WB2-26-3236.14 2328.26 24292 13.18 0.31 34.67 18.40 293.961.80 1.33 WB2-23-31648.76 242WB2-32-1WB2-32-753.85 272.80 24277 12.91 0.98 39.63 17.90 225.946.80 2.82 WB2-32-2272.27 242兩口井物性參數(shù)對比表地質有效低產

46、井：儲層特征儲層物性好、錄井顯示級別高裂縫發(fā)育特征位于裂縫區(qū)或靠近裂縫區(qū)鄰井情況鄰井鉆遇儲層較好，或產量較高類型井區(qū)井數(shù)口比例%備注壓裂施工規(guī)模偏低或改造井段短（20口）HH12245.5壓裂施工規(guī)模低，或部分儲層段未壓裂，壓后動液面下降快，產液量低HH362HH3716可能井筒沉砂（12口）HH12227.3儲層物性好，施工規(guī)模較高，壓后動液面下降快HH365HH73-744HH371可能壓裂溝通水層(6口）HH73-74613.6儲層物性好，含油性好，壓后高產液、高含水被鄰井壓裂溝通（6口）HH12213.6溝通前產量較高，溝通后含水上升，產量下降HH361HH73-741HH372工程低

47、產井分類統(tǒng)計表二、工程工藝技術進展 針對246口開發(fā)井，重點分析地質有效低產井，明確低產原因，為低效井選井及治理措施提供依據(jù)。（六）加強綜合治理，盤活老井資源。低效井治理選井原則-地質特征-生產特征低液中含水：液量10t以下，含水40%-80%低液高含水：液量10t以下，含水80%以上高液高含水：液量10t以上，含水80%以上河道主體部位、裂縫發(fā)育區(qū)域錄井顯示好、含油級別高其鄰近高產 根據(jù)前期水平井生產情況，結合地質特征與工程施工情況，篩選了24口低效水平井，并進行了歸類分析，針對不同情況選取了三種治理措施。類型井數(shù)井號治理措施高含水和壓竄井10HH37P15，HH12P40，HH37P35，

48、HH37P20，HH37P19，HH37P24，HH37P62，HH12P7，HH73P1，HH37P32找堵水或解堵儲層改造井段短，部分儲層段未壓裂井7HH36P104，HH37P7，HH37P8，HH37P21，HH37P22，HH37P35，HH37P45補充壓裂可能井筒沉砂、壓裂施工規(guī)模低井7HH12P24，HH36P2，HH37P19，HH37P20，HH55P1，HH55P4，JH13P1鉆銑球座或重復壓裂二、工程工藝技術進展1、水平井解堵技術，有效解決壓竄井傷害，提產效果明顯。二、工程工藝技術進展序號井號措施前措施后目前生產情況措施增油量t有效天數(shù)日產液t日產油t含水%日產液t日

49、產油t含水%日產液t日產油t含水%1HH37P15不上液停抽21.59.354.54.53.0233523.231492HH37P353.50.197.5140.4974.722.840.874653HH37P24待修16.62.68513.271.1991138.3744HH12P4047.80.499.145.63.49371.310.599.3575.64785HH36P110待修16.885.236911.053.3270112.91506HH12P73.81.4656.022.1863.84.2910.7559.130.24367HH12P262.11.242.74.482.1851

50、.34.482.1851.311.5515解堵效果明顯井統(tǒng)計表復合解堵藥劑：酸處理無機堵塞，強氧化劑處理有機堵塞，表面活性劑解除水鎖。 針對水平井間壓竄導致水平井含水上升產油下降的問題，通過水平井復合解堵處理，恢復水平段產油能力，目前已完成14井、16井次的措施施工，累增油超過1480t，其中取得了明顯效果的有HH37P15等7口井。HH37P15低產原因：1、兩次被壓串，第1次壓串后油井產液遞減明顯，儲層受傷害；2、鉆銑滑套作業(yè)，累計鉆掃4個球座，過滑套沖砂至第4級滑套3605m。作業(yè)后油井持續(xù)低產，含水上升至100%，儲層受傷害。HH37P15井水平段長1729.57m ，裸眼封隔器分15

51、段壓裂。措施后生產149d；最高日產油12.2t累計增油523,23t。改造措施井號井內管柱（或井況）實施效果打開滑套補充壓裂（2口）HH37P7（3段）預制管柱完井靠近A靶點1-3段滑套未打開，未投產（投球9個，返出球6個）HH37P7措施后累產40.3t，目前日產油0.26tHH37P8（1段）預制管柱完井靠近A靶點1段滑套未打開，未投產（投球8個，返出球7個）HH37P8措施后增油176.8t,目前日產油1.11t；二、工程工藝技術進展2、補充壓裂工藝有效實施，取得一定效果。 針對前期裂縫型儲層未壓裂井段，通過2口水平井補充壓裂，累增油超過217.1t。低效井治理日產液t/d日產油t/d

52、含水率%治理前2.970.8870.5治理后8.331.7678.8目前4.641.1176.03、實時跟蹤優(yōu)化調整生產參數(shù)，提高采油效果。優(yōu)化生產參數(shù)防止油井出砂，確保正常生產。壓竄水平井強抽，縮短恢復期，降低儲層傷害。針對有提產潛力井，放大生產壓差降水增油，日增油50t。間抽井優(yōu)化抽時，提高泵效24%。二、工程工藝技術進展 紅河油田二級井身結構鉆井周期35.91d，三級結構鉆井周期47.5天，按照日費7萬元/天，單井鉆完井費用節(jié)約107萬元，套管頭優(yōu)化節(jié)約5.1萬元/井，累計節(jié)約122萬元/井。二級與三級井身結構水平井鉆井對比1、優(yōu)化二級井身結構，縮短鉆井周期，降低鉆完井成本。二級井身結構

53、投資對比（節(jié)約10天測算）（七）優(yōu)化源頭設計，降低工程成本。二、工程工藝技術進展壓裂工具工藝投資對比表（單位：萬元）費用項目封隔器預置管柱分段壓裂連續(xù)油管+底封 快鉆橋塞 工具199169182套管8755.555.5固井415252測井01111施工隊伍/10+610+8合計327303.5318.5注：按水平段1000米，分10段壓裂計算2、完善壓裂工藝，降低單井壓裂成本。壓裂工藝調整裸眼向固井壓裂轉化，節(jié)約17-30萬元/井；國產工具應用平抑國外工具價格，節(jié)約54萬元/井；入井流體優(yōu)化壓裂液體系優(yōu)化，成本降低14-15.5%；過程節(jié)點控制整體配液，減少富余5%以上，節(jié)約5-6萬元/井；壓

54、裂設計優(yōu)化標準規(guī)范制定；技術管理控制質量考核、招標。壓裂工具進口國產價格對比表（單位：萬元）工具金額進口199國產145差額54二、工程工藝技術進展（1）推廣應用斜井抽油泵，提高泵效顯著。井號下泵位置泵效沉沒度抽油泵泵深井斜泵徑類型mmm%mFZF17P181026.94444.120強啟閉斜井抽油泵FZF47P116324.05635.610WB2P148044.05641.238WB2P348658.05644.85WB2P542851.03855.1467彈簧強制復位斜井泵WB2P936150.85644.7103WB2P1864040.95671.971WB2P2734055.5564

55、9.123WB2P3660752.05631.242WB19P399646.65681.5835WB48P2162929.05641.6平均59042.55347.6123淺層水平井斜井泵應用效果統(tǒng)計有效解決了渭北淺層油藏下泵處井斜角大導致抽油泵泵效降低的問題， 渭北注水試驗區(qū)已投產62口定向井均采用斜井抽油泵，下泵處平均井斜角43，平均泵效46.6%，較同區(qū)塊老井泵效提高26%。紅河油田試驗斜井泵21口，提高泵效17%。3、優(yōu)化采油技術，節(jié)能降耗，降低生產成本。二、工程工藝技術進展（2）優(yōu)化油井工作制度和優(yōu)選防偏磨工藝，使油井檢泵周期逐年提升，降低作業(yè)成本。優(yōu)化抽油機工作制度。 使用“長沖程、低沖次”，降低摩擦頻次。優(yōu)化油管桿防磨措施。淘汰尼龍扶正器，試驗應用接箍式扶正器、防偏磨接箍和內襯油管，油井免修期逐年提升。優(yōu)化加藥制度。排查躺井原因，制定加藥制度，加強跟蹤分析。躺井復活技術。碰泵、洗井和強抽等措施累積實施123井次，使躺井復活。紅河油田檢泵周期統(tǒng)計圖二、工程工藝技術進展1、井臺部署減少征地2、順序鉆井、壓裂減少鉆井、壓裂、試油動遷費3、分壓合采減少作業(yè)工序4、放噴集中管理控制5、采油井集中管理4、叢式井鉆、壓、采一體化，系統(tǒng)降本。二、工程工藝技術進展 渭北叢式井整體部署，節(jié)約土地面積497.7畝，綜合降低單