套損井貼堵治理技術應用及推廣

套損井貼堵治理技術應用及推廣勝利采油廠二〇一七年五月前言隨著勝坨油田進入特高含水開發(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，井筒內生產管柱復雜，嚴重影響油水井的正常生產，致使井網(wǎng)變差，開發(fā)形勢嚴峻。

勝采廠針對日益凸顯的開發(fā)矛盾，轉變觀念，大力實施技術創(chuàng)新，探索形成了以套管貼堵為主導的井筒治理技術，各項技術指標均有了新突破，逐步將貼堵技術打造成為特高含水期提高開發(fā)質量和效益的新利器。匯報提綱第一部分勝坨油田“貼堵技術”的研究背景第二部分勝坨油田“貼堵技術”的研究與配套第三部分勝坨油田“貼堵技術”的應用第四部分勝坨油田“貼堵技術”取得的效果

2010年以來，我們對老油田井筒惡化的形勢進行了認真梳理，主要存在四方面的不適應性：井筒復雜程度加劇，不適應低成本開發(fā)需要套損狀況持續(xù)惡化，不適應井網(wǎng)完善需要井筒結垢腐蝕嚴重，不適應精細注采需求單控儲量不斷下降，依靠增量提效能力不足第一部分勝坨油田“貼堵技術”的研究背景背景1：老油田井筒復雜程度加劇，不適應精細開發(fā)需要

2010年全廠帶封生產管柱井達到607口，占生產井數(shù)（1900口）的31.9%，其中以封上采下和封下采上管柱最多，合計418口。2010年油井生產管柱柱狀圖2005-2010年帶封管柱交大修情況一是增加了作業(yè)交大修風險。2010年油井交大修37口，其中因撈帶封管柱交大修22口，占59.46%。

管柱復雜化帶來了兩方面的影響：二是井筒狀況的不斷惡化導致作業(yè)施工工序日益復雜：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)勞務由2005年6.37萬元上升到9.7萬元?！笆晃濉逼陂g，全廠新增套損井808口，其中無法利用井242口，更新井數(shù)僅102口。截止2010年，共有套壞井1736口（報廢748口，帶病生產779口），占總井數(shù)的39.2%。井網(wǎng)指標持續(xù)下降，水驅儲量控制程度由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：老油田套損狀況持續(xù)惡化，不適應井網(wǎng)完善需要“十一五”井網(wǎng)指標變化曲線截止2010年套損井數(shù)達59口，占總井數(shù)的20.7%，失控儲量328×104t。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年調整前）鉛印驗證套管錯斷取換套顯示套管漏失薄壁管驗證套管彎曲多臂井徑顯示套漏腐蝕嚴重轉后續(xù)水驅

受套壞影響單元油水井開井數(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，日產液量下降了3316t，日油下降了429.3t。08年1月

經(jīng)過近五十年開發(fā)，套管老化腐蝕嚴重，多層系開發(fā)，卡封無效或低效高含水井比例達到16%，卡封可靠性差。背景3：老油田井筒結垢腐蝕嚴重，不適應精細注采需求井例：ST3-4X207存在問題：卡封段腐蝕嚴重

2009年6月改層卡封生產，由于卡封段腐蝕，雖采用了可驗封管柱，初期生產平穩(wěn)，但生產一段時間后失效，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變形較嚴重，多次整形無效，無法卡封分注，改封串管柱保護上部套管合層注水。原井管柱完井管柱

井例：ST3-4-844背景4：老油田單控儲量不斷下降，依靠增量提效能力不足2006-2010年單控剩余地質儲量變化曲線（萬噸）勝坨油田經(jīng)過近50年的開發(fā)，剩余油以“普遍分布、差異富集”為主，飽和度30%-40%，仍具有進一步挖潛的潛力。但是面臨三方面的難題：一是剩余油高度分散，單控剩余地質儲量不斷降低。由2006年的13.4萬噸，下降到2010年的10.2萬噸。二區(qū)9-10沙二103層剩余油飽和度圖0.100.250.400.700.55平衡油價與經(jīng)濟極限初產關系曲線單井投資：600萬遞減率：12%

二是老油田綜合開發(fā)效益越來越差。部分整體矢量調整單元（27個）需配套地面系統(tǒng)改造方可實施，從而造成平衡油價達到70$/bbl以上；

三是低油價對單井產能要求越來越高。50美元單井產能需5噸以上，新井井數(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)，不斷延長老油田經(jīng)濟壽命期?；谝陨戏治?，為進一步提高老油田綜合調整效益，針對老井多、井況復雜的現(xiàn)狀，探索研究了一種封堵可靠性高、施工工藝簡單且有效期長的貼堵工藝技術，再造新井壁，盤活老井資源，恢復油田水驅動用儲量，為構筑有效井網(wǎng)提供有力支撐。匯報提綱第一部分勝坨油田“貼堵技術”的研究背景第二部分勝坨油田“貼堵技術”的研究與配套第三部分勝坨油田“貼堵技術”的應用第四部分勝坨油田“貼堵技術”取得的效果針對日益凸顯的開發(fā)矛盾，勝采廠及時轉變觀念，立足自主創(chuàng)新，探索形成了以套管貼堵為主導的井筒治理技術。

經(jīng)過6年的研究與發(fā)展，配套技術日益完善，現(xiàn)場適應性及各項技術指標均有了新突破，逐步將其打造成為低油價時期提高開發(fā)質量、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”的研究與配套創(chuàng)新1：創(chuàng)新井筒治理新思路套損水泥封堵取換套膨脹管補貼常規(guī)套損治理技術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：僅適用淺部套損需上大修，井場和作業(yè)動力受限成本高（56萬元）周期長（30天）缺點：成本高（1.7萬/米）無法解決套管內壁溝槽及腐蝕點的竄槽問題缺點：四項創(chuàng)新創(chuàng)新思路：研究集管外封固、管內貼堵、可靠性高、有效期長、施工簡易、后期處理方便的井筒治理技術，實現(xiàn)井筒再造。原理：

將貼堵管材下到井下設計位置，循環(huán)注入水泥堵劑至套管與貼堵管環(huán)形空間中，通過水泥膠結將貼堵管牢牢的貼在套損井壁上，達到對腐蝕、漏失段的封堵。漏點油層貼堵后管柱貼堵前管柱貼堵管封固堵劑因套變導致固井水泥環(huán)缺失序號類型外徑mm內徑mm壁厚mm適用套管內徑mm1可鉆89766.5≥942104907≥11031141045≥11841141083≥1185不可鉆89766.5≥946102906≥10871141026≥1188139.7124.267.72≥1469177.8159.429.19≥186貼堵管參數(shù)統(tǒng)計貼堵管材在應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，包括N80、J55、P110等;可鉆管材：根據(jù)抗壓、抗拉強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材料，并通過在冶煉過程加入si等元素及后期表面處理技術提高管材的綜合性能。創(chuàng)新2：創(chuàng)新貼堵應用管材一是開展管材強度的研究；

根據(jù)施工要求，貼堵管在井內承受壓力＞15MPa，抗拉抗壓＞200KN。選取尺寸114/108mm（壁厚為3mm），合金材質為40CrNiMo。利用ANSYS軟件所建立的模型，對其抗內外壓進行計算。貼堵管管材模型帶螺紋的管材模型對貼堵管管材及帶螺紋的管材分別施加48.097MPa的外壓，得到應力分布云圖：

管材施加外壓應力分布云圖帶螺紋的管材施加外壓應力分布云圖最大值1320MPa最大值982MPa大于40CrNiMo的屈服強度835MPa改變所施加的外壓大小，使最大值滿足強度要求，最后確定管材的抗外壓強度為30MPa

管材應力分布云圖

帶螺紋管材應力分布云圖最大值612MPa最大值824MPa管材抗外壓試驗

對貼堵管管材及帶螺紋的管材分別施加38.454MPa的內壓，得到應力分布云圖。管材施加外壓應力分布云圖管材抗內壓試驗帶螺紋的管材施加外壓應力分布云圖最大值764MPa最大值1040MPa改變施加的內壓大小，使得螺紋管材求解最大值滿足屈服強度，確定管材的抗內壓強度30MPa。<835MPa>835MPa內壓為30MPa求解最大值809MPa內壓為31MPa求解最大值為836MPa不同壁厚下滿足強度要求所選管材材質及抗拉、抗壓的應力大小二是開展管材耐腐蝕性能研究；

為提高貼堵管的耐腐蝕性，對其表面實施鈍化鍍層處理，并對處理前后掛片樣本，進行交流阻抗譜測試和極化曲線測試。結果表明：貼堵刮片耐蝕性有明顯提高。試片腐蝕電位Ecorr/mV腐蝕電流Jcorr/μA·cm-2系數(shù)βA系數(shù)βC貼堵掛片-7311.590.06720.11空白掛片-9414.690.19060.1348從交流阻抗譜測試獲得的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，貼堵掛片表面電子轉移阻力大，不易失電子發(fā)生腐蝕，耐蝕性明顯提高。通過極化曲線測試對所得的數(shù)據(jù)進行處理，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。掛片極化曲線測試結果掛片交流阻抗譜測試結果

同時用動態(tài)腐蝕儀測試，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72h，由于貼堵管材進行了表面處理，與套管掛片樣本基本不發(fā)生電化學反應，貼堵管掛片的腐蝕速率僅為0.0409mm/a。試片的表面積測量貼堵管材料掛片示意圖FS-Ⅱ高溫高壓動態(tài)腐蝕儀高溫高壓動態(tài)腐蝕儀原理圖

根據(jù)強度及密封性要求，選取尺寸114/108mm管材，貼堵管施加200KN軸向拉力，對貼堵管不同螺紋扣型進行模擬計算應力分布云圖。三是開展絲扣結構強度研究；當貼堵管壁厚一定時，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明顯變形，優(yōu)先選用FOX型特殊螺紋。不同螺紋連接應力分布云圖及強度FOX結構及有限元模型無變形創(chuàng)新3：創(chuàng)新套貼堵工藝堵劑體系堵劑體系研究目標由于貼堵管與套管環(huán)空僅5mm間隔，因此，除達到固井水泥漿的性能外，貼堵堵劑還需較強的流變性、低失水和低濾失等特征，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級水泥（使用廣泛、成本低）+添加劑一是開展分散劑的篩選；各類分散劑對流變性的作用影響USZ是陰離子型表面活性劑，使用溫度可達150℃，是目前國內外較好的水泥分散劑。通過實驗可以看出0.3%的USZ比其它分散劑能更好地提高水泥漿的流變性。分散劑加量%密度g/cm3n×K無因次×Pa·sn原漿01.890.66×0.61USZ0.151.890.62×0.570.31.890.57×0.45木鈣0.51.890.70×1.211.01.870.78×0.64FDN0.51.890.69×1.211.01.880.79×0.64栲膠0.51.890.66×1.341.01.880.79×0.63二是開展降失水劑的篩選；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，有較強的緩凝作用存在的主要缺點存在緩凝副作用國內未見使用

通過研究，優(yōu)選出了一種適用于較寬溫度范圍的糖類緩凝劑SN-3。三是開展緩凝劑的篩選；%/℃稠化時間/min4050607080901000.01280266280302210236—0.02330345340360260262—0.05406382363420342354—0.1—————430—0.12——————2340.2——————348備注：水泥配方為G級水泥+SN-3，W/C=0.44

SN-3對溫度敏感性較小，固定緩凝劑用量后，溫度的變化對水泥漿稠化時間的影響不大；根據(jù)實驗最終確定緩凝劑的加量為0.5%。四是開展膨脹劑的研究；

通過對無機鹽類、金屬氧化物類等各種膨脹劑的研究，優(yōu)選性能穩(wěn)定、適應性強，價格適中的復合鎂鈣膨脹劑（MC-E）。MC-E膨脹劑加量對水泥石體積膨脹率的影響不同溫度下MC-E對水泥石體積膨脹率的影響通過室內對MC-E型膨脹劑的加量及不同溫度的膨脹率實驗，最終確定膨脹劑的加量為3.2%。

為提高水泥石的抗拉、抗沖擊強度及抗破裂性能的等，需在體系中加入纖維材料增加其韌性。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配，開發(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\抗壓強度關系增韌劑濃度與膠結強度的關系增韌劑摻量%00.250.500.7511.251.50膠結強度1.92.672.862.702.632.352.43綜合考慮水泥的抗壓抗折強度和膠結強度，增韌劑的加量確定為0.75%。調節(jié)目的需添加劑優(yōu)選添加劑固井質量膨脹劑MC-E固井質量增韌劑FS-T固井質量消泡劑G603固井質量降失水劑LT-2施工安全緩凝劑SN-3施工安全分散劑USZ經(jīng)過一系列的室內實驗測試，最終研究形成具有強度高、微膨、低失水、低濾失、低摩阻的高性能堵劑體系。主要項目高性能水泥普通水泥流性指數(shù)n≥0.841稠度系數(shù)K≤0.286析水率/%02.5API失水量(mL/30min)38﹥1000抗壓強度（80℃、48h/Mpa）29.5323水泥石體積化率+0.085-2.64抗折強度（80℃×72h）9.326.21膠結強度）80℃×72h）3.752.3稠化時間（120℃×21MPa）216min貼堵堵劑體系的性能指標堵劑添加劑的選擇堵劑體系稠化實驗曲線性能指標密度，g/cm3≥1.80游離液含量，ml≤4.0緩凝效果稠化時間延長(1～3)倍直角稠化時間，h≤0.5水泥石抗壓強度，MPa≥15注1：稠度由(40～100)Bc所需時間為直角稠化時間。

注2：水泥石養(yǎng)護條件：120℃,21MPa,24h。堵劑性能指標該堵劑體系同時具有緩凝時間可控、后期直角稠化的特點，可防止堵劑回吐，保證固井質量和施工安全。

其抗壓強度≥15MPa，能夠滿足井深≤3500m、井溫≤120℃的施工要求。循環(huán)式油層1油層2油層1油層2雙管式無內管式范圍：貼堵段短及淺部的井優(yōu)點：無需砂面或塞面支撐缺點：塞面控制難度大、風險系數(shù)較高范圍：貼堵間距小于200m的井優(yōu)點：可以控制留塞厚度，適用各種井深缺點：底部需要支撐范圍：貼堵間距大于200m的井優(yōu)點：可以控制留塞厚度，施工安全性高缺點：無法下返至深于貼堵段層位創(chuàng)新4：創(chuàng)新貼堵施工工藝

一是開展工藝管柱的研究。形成循環(huán)式、雙管式、無內管式三種貼堵工藝施工管柱，滿足不用井況的需求。堵劑在貼堵管外驅替過程示意圖不同泵速堵劑在貼堵管外驅替示意圖

以哈利伯頓固井泵速模擬實驗為依據(jù)，對堵劑進行模擬實驗，確定堵劑的驅替泵速在0.23-0.28m3/min時，固井質量較好。二是開展工藝參數(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到紊流則最好，水泥漿在環(huán)空中的流態(tài)通過施工排量控制。優(yōu)化1：優(yōu)化井筒識別技術40臂測試儀通過40臂測井來識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發(fā)需求。2005-2016年40臂測井應用情況兩項技術優(yōu)化腐蝕變形錯斷利用40臂測井直觀識別套管腐蝕、變形、錯斷、套破等形態(tài)，從而指導貼堵措施的制定。貼堵措施：腐蝕：將腐蝕嚴重無法卡封段進行貼堵，若井段過長，在試壓合格下可暫緩，后期對接貼堵修復；變形：對變形段上下富余10m貼堵加固，防止情況繼續(xù)惡化導致報廢；套破\錯段：對套破及錯斷段上下富余15-20m貼堵封堵加固，封堵漏失處，恢復正常生產；套破該井對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)化井筒處理技術液壓脹套技術。完善液壓脹套技術體系，通過模擬通井確定貼堵管型號。高效井壁清潔技術?！巴ā⒐?、套、撈”將套管刮削、高壓液流沖洗、通井、套銑四位一體；通過多種工具組合應用，實現(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6年多的持續(xù)優(yōu)化改進，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、不同井況的開發(fā)需求。

貼堵工藝技術40臂測井套管變形地層漏失套管整形地層暫堵三大技術優(yōu)勢貼堵管與水泥環(huán)雙重保障；可在套管段任意位置實施貼堵；小修即可施工，施工成本低。獲國家專利授權7項，其中發(fā)明專利2項，實用型專利5項。獲國家級優(yōu)秀QC1項，局科學技術進步三等獎。相關論文發(fā)表于《油氣田地面工程》、《石油鉆采工藝》等刊物。匯報提綱第一部分勝坨油田“貼堵技術”的研究背景第二部分勝坨油田“貼堵技術”的研究與配套第三部分勝坨油田“貼堵技術”的應用第四部分勝坨油田“貼堵技術”取得的效果貼堵技術成為提高方案調整效果的有效手段；貼堵技術成為細分層系注水的有效手段；貼堵技術成為復雜井況井治理的有效手段；第三部分勝坨油田“貼堵技術”的應用貼堵技術由采油廠自主研發(fā)，主要治理各類復雜井況井。在目前低油價的形勢下，已成為老油田井筒治理的成熟低成本技術，并成為方案調整、細分注水、復雜井況井治理的有效手段。一、貼堵技術成為提高方案調整效果的有效手段“十二五”期間，勝采廠以“穩(wěn)液、控水、調結構”為指導，創(chuàng)新矢量井網(wǎng)調整技術，在16個單元推廣實施，投產新井304口，建產能25.7萬噸，平衡油價66.1美元，開發(fā)成本13.2$/bbl；

矢量調整單元開發(fā)效果大幅提升，新增可采儲量362.6萬噸，提高采收率2.6%。老區(qū)產能建設平衡油價和開發(fā)成本變化趨勢覆蓋地質儲量1.4億噸低油價下，勝采廠及時轉變思路，將調整重心由整體矢量調整轉向高效井網(wǎng)完善調整。潛力方向調整方向高效注采完善調整局部富集

以充分利用老井為主，輔以少量側鉆、新井，注采調整組合增效；地面配套簡單適用，投入少，平衡油價低。層系整體調整普遍分布以新井投入為主，追求水驅控制最大化，配套地面改造，矢量注采，投入大，平衡油價高。方案部署方式轉向聚焦轉變五位一體優(yōu)化地質：聚焦經(jīng)濟可采儲量；工程：最低投入滿足油藏需求；計劃：最大程度盤活舊設備；運行：全過程保障；財務：全節(jié)點評價。一個準確，兩個“極致”剩余油精準定向，明確調整潛力點“五位一體”優(yōu)化，實現(xiàn)增量創(chuàng)效統(tǒng)籌優(yōu)化到極致，投資節(jié)點全覆蓋精細挖潛到極致，提升每個效益點高效注采完善方案的核心是精準定向富集剩余油為基礎，通過“五位一體”優(yōu)化，最大程度盤活存量資產，實現(xiàn)控投入、控成本，多產效益油、多增可采儲量的目標。共應用于15個綜合調整單元，實施貼堵工作量74口井，其中油井53口，水井21口。應用貼堵技術調整方案統(tǒng)計表15個調整單元恢復失控地質儲量228萬噸，提高注采對應率0.53%。韻律層細分、轉流線先導示范區(qū)——坨11南沙二8小層韻律層厚度(m)地質儲量(104t)818111.1218122.3598131.52582825.0130838311.3298321.2278332.8638342.556合計8個14.5411坨11南沙二8砂組儲量表探索將“高油價下，新、老井并重矢量調整模式”轉換成“低油價下，立足老井重構井網(wǎng)調整模式”，利用貼堵技術充分利用老井大角度轉變流線；優(yōu)選坨11南沙二8砂組為示范區(qū)，單元儲量411萬噸，目前一套層系開發(fā)，含水97.9%，采出程度48.3%。818283ST3-9-23井測井圖8128138318328338348111235467內容坨11南沙二8油井開井數(shù)（口）11水井開井數(shù)（口）10單井日產液（t）157.2單井日產油（t）3.2綜合含水（%）97.9平均動液面（m）-808日注水平（m3）1606單井日注水平（m3）160注采比1.0采出程度（%）48.3采收率（%）57.6自然遞減率（%）12含水上升率0.35采油速度%）0.36單元開發(fā)現(xiàn)狀表目前已實施貼堵工作量：油井實施4口，水井4口。油井老井工作量（井次）水井老井工作量（井次）合計貼堵其它小計貼堵其它小計（口）45942615方案工作量實施進度表10-328X2499XN258方案工作量實施進度（81、83）注采井距：350m↑550m注采井距：350m10X3410-319-2729-2699-2308XN9128XN20910-2819-2509XN2388X2429-2649N24710C2889XN2188-2008J215方案工作量實施進度（82）8XN219現(xiàn)狀水井現(xiàn)狀油井圖例轉注井水轉油貼堵油井貼堵水井

水井3-8XN219井套管197.49-202.89m漏失，封竄管柱有效期僅為5個月。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，恢復水驅儲量12.9萬噸。一是貼堵技術恢復水驅儲量；3-8XN219井貼堵后管柱圖（2016.11）811812834831-33貼堵后扶停水井內部小斷層不封閉3-8XN219井區(qū)83層井網(wǎng)圖3-8XN219井40臂測井成果圖（2016.6）3-8XN219井區(qū)開發(fā)生產曲線3-8XN219井區(qū)81層井網(wǎng)圖內部小斷層不封閉3-8XN219貼堵扶停主要應用方向：

3-9XN238井原為注水井，由于82層水淹程度較高，設計水轉油生產81、83層。因2192-2231m處套管嚴重變形，卡封難度大。為此，貼堵后二補81、83層生產。二是貼堵技術提高卡封成功率；3-9XN238井測井圖（2003.10）3-9XN238井40臂測井成果圖（2015.1）3-9XN238井區(qū)81層井網(wǎng)圖3-9XN238井區(qū)韻律層含油飽和度（%）8118128283183283342443347444681345388343-9XN238井下管柱圖（2015.1）812已射層待貼堵后二補層81282831-33834存在問題：層間滲透率級差3.9，82層嚴重干擾81層吸水。83層層內滲透率級差3.1，措施前大段射開，層內干擾嚴重。治理對策：貼堵81-83層，二補81、83層，82層停注；對83層實施細分韻律射孔，提高韻律層動用程度。三是貼堵技術加強潛力層注水；典型井例：3-8X242井貼堵井段：2132.08-2237.20mST3-8X242貼堵后細分注水措施前相對吸水量（%）828315.748.935.481配注（m3/d）5030306081281383182（已貼堵）832-343-8X242井措施前后注水情況對比表時間層位水嘴干壓（MPa）油壓（MPa）套壓（MPa）配注(m3/d)實注(m3/d)措施前沙二81外管12.612.611.45052沙二82-83內管10094措施后沙二812放大12.212.29.55036沙二813控制3029沙二831控制3027沙二832-834控制6059目前已有兩個井區(qū)初見成效，日增油1.9t。動態(tài)注采對應率、水驅動用程度、分注率指標均大幅提高。相較于新井+老井調整模式，本方案節(jié)省費用669萬元。實施效果韻律層注采對應率（%）韻律層水驅動用程度（%）分注率（%）調整前后指標對比表不同方案費用對比表二、貼堵技術成為細分層系注水的有效手段

2009年以來水井套損顯著增長，與2001-2008年對比，年均新增套損40口。套損水井開井498口，占水井開井數(shù)的50.2%。2001-2011年套損水井統(tǒng)計柱狀圖注水層段腐蝕結垢嚴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。為通過套損井段，需下入小直徑封隔器(Φ105mm)，但卡封段一般為常規(guī)大套管(Φ139.7mm)。套損后繼續(xù)注水導致套損加劇，再次作業(yè)時封隔器難以提出，導致管柱遇卡。

一是套損井分層注水效益低、風險高、難度大。為保證分注率，研制了小直徑封隔器（K344-105型），實現(xiàn)過套損段分層注水。但平均有效期僅1年2個月，再次作業(yè)遇卡率高達90.5%，交大修率達82.9%，套損水井被迫改光管或關井。套變井下入小直徑分注管柱及對應井徑測試圖有效期平均1年2個月再次作業(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35口井帶來兩方面問題：14-15ST2-0-309分注管柱示意圖補償器反扣接頭

Y341封隔器404配水器絲堵沉砂底球32-34封隔器有效期6個月典型井區(qū)-20309井區(qū)管柱失效后，對應油井含水上升，日產油量下降。卡封段腐蝕結垢嚴重

二是套損井改光管嚴重影響分注率。分注率由2009年的55.2%降至2012年底的45.1%，盡管采取了轉注、扶停等工作，但分注井總數(shù)凈減少100口。分注率%分注井數(shù)口√減量：套損停注126口、改光管井110口?！淘隽浚盒峦掇D注扶停增加136口。將貼堵工藝應用于套損水井治理：再造新井壁，實現(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題：套管在油層部位腐蝕結垢嚴重，無法有效卡封，被迫改光管注水；層間差異大，對坨21沙二下8砂組的5口受效油井影響嚴重。治理對策：對油層部位貼堵后，下入小直徑分注管柱，實施分注。

治理效果：注水油壓11.2MPa，日注水量220方，層段合格率100%，其有效注水時間9個月，累注5.8萬方，仍繼續(xù)有效。勝三區(qū)坨21單元3-11-176井區(qū)81層井網(wǎng)圖12X18112X18312N17712-18012-18512C17211-12611-19112X18612-13711-14611-17水平油井現(xiàn)狀油井現(xiàn)狀水井T21P1T21P312x18711-176貼堵重分層12-17912-182主流線次流線11-178ST3-11-176井貼堵重分層后，恢復水驅儲量9.3萬噸，對應井區(qū)含水下降0.3%，已增油750噸。光管貼堵重分層120/110100/95對應井區(qū)開發(fā)效果明顯改善貼堵后注水方式分層注水光管注水合計油層部位貼堵全井貼堵油層部位淺層套漏全井貼堵井數(shù)383901713161勝坨油田貼堵水井分類統(tǒng)計表共實施套損水井貼堵161井次，其中貼堵后分層注水41井次，各項指標明顯提高：開井率提高5.2%；分注率提高2.9%；增加注水層段52個，貼堵井分注井層段合格率達80.8%。水井貼堵治理效果顯著三、貼堵技術成為套損井治理的有效手段勝坨油田開發(fā)時間長，井筒狀況復雜。每年新增套損井100口以上，且套損呈現(xiàn)套漏+出砂、大跨度套變等復雜形態(tài)。為此，采油廠針對不同的套損類型制定了一系列治理對策，滿足各類井況需求。大跨度套變套變跨度332.79米1439.2117721439-1772套變，跨度達到333米。多臂曲線立體圖井徑成像圖強度滿足注水壓力需求（15MPAa）1、薄壁管補貼工藝技術因套管補貼后內徑變小，限制了舉升系統(tǒng)應用，尤其是淺部套管貼堵的油水井，很多泵和油管無法通過（常規(guī)貼堵內徑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。泵型44泵50泵56泵外徑898989是否滿足是是是通徑滿足27/8油管通過貼堵后油（水）井管柱示意圖技術優(yōu)勢：螺紋與本體通過焊接連接，絲扣加厚，抗拉強度提高近10倍；典型井例：ST2-0-320井況：2012年桿斷長停。2015年地質要求撈篩管、驗套、打塞上返東三41-42層、防砂生產。存在問題：驗套結果顯示在249-298米存在漏失，影響后續(xù)扶停工序。采取措施：應用薄壁管補貼工藝對漏失段進行治理后防砂。日期液量油量含水措施前長停扶長停措施后27.514.547.27目前30.810.466.1貼堵后Φ50泵生產，2016.5月開井，日油14.5噸，目前正常生產304天，累產油4575.7噸，平均日產油15.1噸。貼堵前貼堵后措施前后效果對比2、貼堵管內防砂工藝由于貼堵管內徑尺寸變小，常規(guī)防砂工具不適應，同時貼堵管與繞絲篩管環(huán)空間隙小，填砂過程容易成橋。采用小直徑套管內防砂工藝對長停套漏防砂井進行治理。

防砂工藝上采用反循環(huán)充填工藝，應用彈片扶正器，保證篩管居中。措施前后效果對比貼堵后防砂管柱圖井況制定措施40B顯示油層上套管腐蝕嚴重采用114/100可鉆貼堵至油層上界目的層漏失嚴重且高產采用填砂保護，不貼油層貼堵施工時流體對砂面有沖刺力采用側面流通貼堵阻流工具貼堵后井筒內徑縮小至100mm采用小直徑防砂工具防砂施工情況液量油量含水施工前長停貼堵、防砂后1072080作業(yè)費用54萬元累產油8345噸原始管柱圖114/1002015年至今，小直徑防砂共實施油井17口，其中扶長停井8口。典型井例：STN2-19井40B顯示1636-1641m漏失導致高含水長停。漏失段腐蝕嚴重。3、長井段貼堵工藝扶正器處速度流場旋流扶正器固井車剪切力與粘度曲線針對多處漏點、長井段腐蝕井，實施長井段貼堵工藝，全井套管井壁再造，恢復注采井網(wǎng)，減少儲量損失。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、固井質量，改變流體流向。堵劑200min流動性測試間距＞1000m典型井例：STT123X6全井段腐蝕嚴重多處套破、縮徑嚴重截止目前，勝采廠共實施長井段（大于1000m）貼堵井31口，成功率100%。井況：40B顯示全井套管腐蝕嚴重，多處套破縮徑。為恢復正常注水，對全井進行貼堵加固。匯報提綱第一部分勝坨油田“