2-低效稠油水平井治理方法探討-現(xiàn)河廠

低效稠油水平井治理方法探討現(xiàn)河采油廠二零一三年一月

近幾年來，在稠油油藏開發(fā)過程中，由于汽水竄、套損、防砂失效、淺層超稠油舉升困難等因素影響，高液高含水、低液低產(chǎn)能、停井等低效水平井比例快速上升。針對水平井的低效問題，深入剖析，加大研發(fā)攻關(guān)力度，實施專項治理，開展了稠油熱采水平井堵水、井況問題井修復(fù)、淺層超稠油舉升工藝優(yōu)化等技術(shù)探索，取得一定進(jìn)展，改善了低效水平井開發(fā)效果，為稠油水平井的穩(wěn)產(chǎn)開發(fā)進(jìn)行有益的探索。前言一、低效稠油水平井現(xiàn)狀二、低效水平井治理方法的探索三、2013年工作方向目錄現(xiàn)河稠油油藏主要分布在樂安油田和王家崗油田12個區(qū)塊20個單元，動用含有面積77.49km2，動用地質(zhì)儲量10377.16×104t。目前年產(chǎn)油27.5×104t，占采油廠產(chǎn)量的21.6%，連續(xù)6年保持平穩(wěn)上升局面。（一）稠油開發(fā)狀況一、低效稠油水平井現(xiàn)狀草13廣9草20草27樂安油田分布王家崗油田分布草33草古125王109王140廣氣2草古1王90王146目前稠油水平井完鉆299口，開井224口，占稠油開井?dāng)?shù)的54.8%，產(chǎn)量占稠油產(chǎn)量的70.6%。一、低效稠油水平井現(xiàn)狀

2007年以來，應(yīng)用精密濾砂管、充填防砂、分段完井、免鉆塞、分支水平井等水平井配套開發(fā)技術(shù)，實現(xiàn)了一批薄層、出砂、超稠等低品味油藏的動用。（一）稠油開發(fā)狀況稠油水平井完井管柱濾失水平井逆向擠壓充填示意圖精密微孔濾砂管免鉆塞精密濾砂管分段完井一、低效稠油水平井現(xiàn)狀（二）存在主要問題低效水平井產(chǎn)量比例受汽竄、水侵、套管損壞、防砂失效、油層埋藏淺等因素影響，稠油水平井低效問題突出。低效水平井井?dāng)?shù)比例稠油水平井低效主要表現(xiàn)為高含水、井況問題停井、低液低產(chǎn)能三方面，這三類低效水平井121口，占近年投產(chǎn)水平井總數(shù)的40.5%，產(chǎn)量占水平井產(chǎn)量10.8%，挖掘低效水平井潛力，成為稠油上產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)的主要陣地。一、低效稠油水平井現(xiàn)狀低效稠油水平井現(xiàn)狀及治理難點，主要體現(xiàn)在三方面：1、汽竄、水侵現(xiàn)象日益突出2、套管破損、防砂失效等井況問題嚴(yán)重3、淺層超稠油舉升提液困難（三）低效原因分析

汽竄：儲層非均質(zhì)性強、薄層的草33、廣9、草27區(qū)塊；

水侵：采出程度高的邊水油藏草20、草13老區(qū)單元；含油條帶窄的草13兩翼、王140地區(qū)。以儲層膠結(jié)疏松-松散的草27、草13區(qū)塊為主。油藏埋深淺、原油粘度大的草古125、廣氣2區(qū)塊。廣9單元汽竄連通圖草27單元汽竄連通圖草33單元館一層和館二層疊合圖（1）汽竄原因1、汽竄、水侵現(xiàn)象日益突出近幾年動用的低品位稠油油藏，受儲層物性、儲層厚度、注汽參數(shù)等因素影響，汽竄較嚴(yán)重。

目前汽竄主要分布在草33、草27、廣9等三個單元，涉及儲量285萬噸。到2012年底已發(fā)生汽竄的注汽井45口，被影響井35口，減少產(chǎn)量2945噸。隨著吞吐輪次增加，汽竄問題加劇。（三）低效原因分析單元注汽井影響井?dāng)?shù)影響井次影響產(chǎn)量廣9456406草27444538草333726492001合計4535592945汽竄特點：

1、由“一對一”向“一對多”發(fā)展：由初期的“一對一”即一口注汽井與一口油井汽竄，發(fā)展到“一對二”、“一對三”、“二對一”、“多對一”

；

2、由層內(nèi)汽竄逐步向?qū)娱g汽竄演化；

3、汽竄影響發(fā)生時間多樣：由初期的正注時汽竄發(fā)展為“正注汽竄”、“燜井汽竄”；草33單元汽竄時間統(tǒng)計表

以草33單元為例，注汽期間發(fā)生汽竄36井次占總數(shù)的73.5%，燜井期間發(fā)生汽竄13井次占26.5%。如：草20-平110井，初期影響2口井平88、平112，后期又影響平114、平108、平100井。（1）汽竄原因1、汽竄、水侵現(xiàn)象日益突出（三）低效原因分析分析稠油水平井汽竄原因，主要有以下幾點：一是儲層非均質(zhì)性：儲層各項異性，導(dǎo)致蒸汽易向高滲透方向指狀突進(jìn)，形成汽竄。例草33館一為礫巖儲層，非均質(zhì)性強，汽竄井多；而館二為砂巖，均質(zhì)性較好，汽竄井少；二是儲層薄，注汽參數(shù)難確定：油稠需加大注汽量降粘增能，但層薄需易造成汽竄。三是井距近：發(fā)生汽竄的油井井距一般120-150m，注汽井和生產(chǎn)井間形成較大的壓降梯度，容易汽竄。（1）汽竄原因1、汽竄、水侵現(xiàn)象日益突出（三）低效原因分析含水>95%水平井井?dāng)?shù)含水>95%水平井所占比例

由于邊底水侵入，高含水水平井呈逐年增長趨勢，目前正常生產(chǎn)含水大于95％水平井90口，占開井?dāng)?shù)的40%，水平井高含水問題突出。C13-P26C13-P28C13-P29C13-P30C13-P2347633889.962764490.31343.957.068.36279.55633432438569595807060草13沙一3砂體含水等值線圖草南邊水邊水草20塊邊底水入侵方向底水（2）水侵原因1、汽竄、水侵現(xiàn)象日益突出（三）低效原因分析水侵原因兩方面：①開發(fā)期長，地層虧空大，邊低水侵入C13-P26C13-P28C13-P29C13-P30C13-P2347633889.962764490.31343.957.068.36279.55633432438569595807060草南邊水邊水

現(xiàn)河稠油油藏是典型的邊底水油藏，容易受邊底水影響。其中草20館陶、草13館陶、草13沙一二等老區(qū)單元，經(jīng)過20多年的開發(fā)，采出程度高，地層虧空大，邊底水在壓差的作用下逐步侵入。草13沙一3砂體含水等值線圖草20塊邊底水入侵方向底水草南邊水（2）水侵原因1、汽竄、水侵現(xiàn)象日益突出（三）低效原因分析②油藏含油條帶窄

王140、王90、草13兩翼等油藏，含油條帶窄，邊水突破較快。如王140-平2井據(jù)邊水約220m，投產(chǎn)初期日油19.2t/d，含水39%，生產(chǎn)68d后邊水突破，日油下降至3.2t/d，含水上升至90.5%。邊水草13東翼邊水入侵方向王140區(qū)塊邊水入侵方向

王140-平2王140-平3王140斷塊沙二1小層平面圖邊水W140-P2（2）水侵原因1、汽竄、水侵現(xiàn)象日益突出（三）低效原因分析懷疑套損位置：1003.04m水平段234.42米擴徑：1002－1025m草27、草13區(qū)塊儲層膠結(jié)疏松-松散、造成井眼擴大率大、注汽過程中套管蠕動；注汽產(chǎn)生的熱應(yīng)力，使水平井段失穩(wěn)彎曲破壞，造成水平井套管損壞、防砂失效問題嚴(yán)重。其中，草27區(qū)塊初期篩管完井，因套損嚴(yán)重，后期改為套管射孔+管內(nèi)充填防砂完井。草27-平2井套損分析套損井井?dāng)?shù)失控儲量104t1288.2防砂失效井井?dāng)?shù)失控儲量104t975.6目前因井況問題導(dǎo)致水平井低效21井，失控地質(zhì)儲量163.8×104t，嚴(yán)重制約區(qū)塊有效開發(fā)。2、套管破損、防砂失效等井況問題嚴(yán)重（三）低效原因分析

(1)注高壓高溫蒸汽引起的交變熱應(yīng)力水平井無法采用預(yù)應(yīng)力完井，在多輪次蒸汽吞吐采油過程中，套管受高溫、高壓引起的交變熱應(yīng)力負(fù)荷影響。在熱應(yīng)力的作用下，鋼材發(fā)生屈服，發(fā)生局部塑形變形。接頭井底套管樂安地區(qū)低效稠油水平井井況問題突出表現(xiàn)在套管損壞，歸結(jié)其原因主要有幾下幾點：2、套管破損、防砂失效等井況問題嚴(yán)重（三）低效原因分析⑵受井身軌跡影響，施工時對套管造成損傷在鉆井完井過程中存在狗腿、波浪軌跡、螺旋軌跡等情況，受造斜段、水平段的影響，頻繁作業(yè)，油管對斜井段和水平段套管造成傷害。套管內(nèi)壁溝槽2、套管破損、防砂失效等井況問題嚴(yán)重（三）低效原因分析（3）固井質(zhì)量及套管質(zhì)量不良加速套管的損壞

固井質(zhì)量：完好時，套管截面上的有效應(yīng)力是均勻的，當(dāng)水泥環(huán)出現(xiàn)缺陷時，套管壁的有效應(yīng)力劇增,相應(yīng)的應(yīng)力集中系數(shù)也增加。

套管質(zhì)量：在相同的內(nèi)壓和地應(yīng)力條件下，套管居中與套管偏心時的有效應(yīng)力相差10%-15%，甚至更多，固井時套管不居中明顯降低了套管的承載能力。而水平井由于井身軌跡的問題固井很容易存在缺陷，套管存在質(zhì)量問題，進(jìn)一步加劇套損。套管偏心有限元計算模型草20-平118井套管脫扣套管內(nèi)徑由154mm縮徑至143mm套管節(jié)古露出6絲扣2、套管破損、防砂失效等井況問題嚴(yán)重（三）低效原因分析（4）疏松砂巖油藏套管發(fā)生應(yīng)力損壞稠油油藏膠結(jié)疏松，注蒸汽過程中產(chǎn)生套管蠕動，導(dǎo)致套管下沉，易造成套管損壞（彎曲、變形、錯斷）。

通過左圖看以明顯看出，油層膠結(jié)疏松可以引起井筒周圍地應(yīng)力場發(fā)生改變，注汽過程中導(dǎo)致油層段的套管應(yīng)力最大可達(dá)530MPa以上。注汽熱采井垂向應(yīng)力井下攝像拍攝的套管錯斷2、套管破損、防砂失效等井況問題嚴(yán)重（三）低效原因分析草古125油藏剖面圖草古125開發(fā)層位潛山奧陶系，埋藏深度450-690m；含油面積8.48km2，地質(zhì)儲量為339.2×104t；36℃地層條件下原油粘度84484～168892mPa?s,凝固點17-40℃,屬于淺層高凝高粘超-特超稠油油藏。3、淺層超稠油舉升提液困難（三）低效原因分析草古125水平井生產(chǎn)效果草古125區(qū)塊水平井投產(chǎn)5口，目前開井4口，累產(chǎn)油9737t；平均單井周期注汽1347t，產(chǎn)油885t，油汽比0.66，平均生產(chǎn)水平6.1*2.4*59.9%，動液面45m。整體表現(xiàn)：在能量充足情況下，液量低（6.1t），生產(chǎn)參數(shù)上提困難，桿柱下行阻力大，導(dǎo)致低液低產(chǎn)，使得區(qū)塊產(chǎn)能建設(shè)方案在投產(chǎn)5井后，暫停實施，僅動用儲量30×104t，只占總儲量的8.8%。平均單井周期生產(chǎn)效果1347239788563.10.66周期注汽t累液t累油t綜合含水%油汽比t/t6.12.459.9日液t/d日油t/d平均含水%平均生產(chǎn)水平3、淺層超稠油舉升提液困難（三）低效原因分析

草古125區(qū)塊淺層特超稠油油藏開發(fā)過程中，液面較高，生產(chǎn)參數(shù)難以上調(diào)，生產(chǎn)液量偏低（6.1方/天），造成低液低產(chǎn)的主要原因：

（1）油層埋藏淺，地層溫度低，原油粘度大。

（2）造斜點淺，下泵深度受限；

造斜點：178-260m；油層埋深：450-520m原油粘度：7-12×104mPa.s二、低效原因分析3、淺層超稠油舉升提液困難（三）低效原因分析溫度（℃）粘度（mPa.s）溫增10℃，粘度變化%30293000036105000040601000-79.4950149000-75.216045200-69.667017720-60.80808020-54.74903683-54.08草古126-平2井原油粘溫曲線（1）油層埋藏淺，地層溫度低，原油粘度大原油粘度對溫度敏感性強，溫度每升高10℃，原油粘度降低50-80%。通過電加熱至井口溫度80℃，粘度依然在8000mPa?s以上。草古125油層埋藏淺（450-690m），地層溫度低（36℃），熱量散失快。3、淺層超稠油舉升提液困難（2）造斜點淺，下泵深度受限草古125區(qū)塊造斜點淺（170-260m），配套Φ70mm環(huán)空泵過泵加熱開采，泵型適應(yīng)最大井斜60°，受井斜限制，泵下入到井斜50°井段，對應(yīng)斜深430-450m，存在參數(shù)上調(diào)困難。草古125水平井下泵深度序號井號基礎(chǔ)數(shù)據(jù)生產(chǎn)參數(shù)造斜點m下泵深度m對應(yīng)井斜泵下加熱長度m1CG125-P1178.41404.9144.74°2170*5*0.32CG125-P2206.2397.7739.1°8070*5*0.43CG126-P1218.0542650.50°4170*5*0.44CG126-P2259.7239636.52°32.1770*5*0.7平均21640643.5440.45草古125潛山舉升工藝管柱圖3、淺層超稠油舉升提液困難桿柱下深每增加20m受力增幅對比（原油粘度13800mPa.s）桿柱下入深度，m垂向重量增幅%桿柱與油管摩擦力增幅%液柱與桿柱摩擦力增幅%3804004.7617.175.264204.3716.315.004404.0015.374.764603.6514.424.554803.3013.504.355002.9812.624.175202.6611.794.005402.3511.023.85管桿受力計算分析：桿重增加幅度遠(yuǎn)小于抽油桿柱與油管以及液柱之間的摩擦載荷，在這種條件下，管桿重力克服不了所受到的阻力，參數(shù)上提受到限制。管桿受力分析（2）造斜點淺，下泵深度受限3、淺層超稠油舉升提液困難一、低效稠油水平井現(xiàn)狀二、低效水平井治理方法的探索三、2013年工作方向目錄三、低效水平井治理方法的探索為了挖掘稠油低效水平井潛力，加大攻關(guān)研究，探索稠油低效水平井的治理方法，主要開展汽水竄治理、井況問題修復(fù)、淺層超稠油舉升三方面研究探索。氮氣泡沫調(diào)剖凝膠顆粒堵水溫敏凝膠堵水復(fù)合堵調(diào)低效水平井治理方法汽水竄治理井況問題井修復(fù)淺層超稠油舉升提液液壓增力拔濾砂管技術(shù)膨脹管補貼修復(fù)技術(shù)液壓整形技術(shù)淺層超稠油舉升溫度場分布研究舉升工藝管柱優(yōu)化井筒電加熱工藝優(yōu)化從2009年開始，針對稠油水平井汽竄、水侵問題，探索稠油水平井汽水竄的治理方法，主要開展四項技術(shù)試驗：氮氣泡沫調(diào)剖開展汽竄、水侵治理凝膠顆粒堵水水平井堵水溫敏凝膠堵水水平井堵水復(fù)合堵調(diào)水平井封竄四項堵調(diào)技術(shù)2009-2010-20112010-2012-（一）汽、水竄治理方法及應(yīng)用情況三、低效水平井治理方法的探索溫敏可逆凝膠氮氣泡沫調(diào)剖凝膠顆粒泡沫+凝膠復(fù)合堵調(diào)（一）汽、水竄治理方法及應(yīng)用情況汽、水竄治理效果工作量（口）累增油（t）

2009-2012年實施水平井汽水竄治理措施124井次，累增油39846t。其中2012年實施53井次，投入總費用5349萬元，累增油19196噸，平均單井增油362t，措施有效率89.2%。投入產(chǎn)出比1：1.29。自2009年起，針對汽竄、水侵導(dǎo)致的稠油水平井低效問題，應(yīng)用高溫氮氣泡沫調(diào)剖技術(shù)，加大了對汽竄、高含水水平井的治理。推廣應(yīng)用過程中，不斷總結(jié)分析氮氣泡沫調(diào)剖的適應(yīng)性，確立了技術(shù)應(yīng)用條件，提高實施效果，在低效水平井治理方面發(fā)揮了主導(dǎo)作用。（一）汽、水竄治理方法及應(yīng)用情況抑制水淹高滲條帶竄進(jìn)，減緩生產(chǎn)水淹泡沫泡沫抑制邊底水泡沫調(diào)剖示意圖汽竄治理水侵治理調(diào)節(jié)吸汽剖面泡沫調(diào)剖作用氮氣泡沫調(diào)剖1、氮氣泡沫調(diào)剖技術(shù)泡沫調(diào)剖工藝參數(shù)優(yōu)化

根據(jù)實驗數(shù)據(jù)：泡沫劑濃度優(yōu)選為0.3-0.5％左右；注入方式選擇先期注氮氣，再采用“N2＋泡沫劑”3段塞注入。泡沫劑濃度優(yōu)選注入方式優(yōu)選（一）汽、水竄治理方法及應(yīng)用情況1、氮氣泡沫調(diào)剖技術(shù)根據(jù)不同區(qū)塊汽竄類型、程度和油井采出程度，開展泡沫劑用量，氮氣注入量及注入段塞、注速的參數(shù)優(yōu)化，進(jìn)一步提高泡沫調(diào)剖效果。序號蒸汽注速t/h泡沫劑速度L/h110180～200212210～240315260～300418320～360泡沫劑現(xiàn)場注速

泡沫劑注入時機選擇：含水高于80%后，泡沫封堵壓差明顯增大。低含水井首先預(yù)注蒸汽，再注泡沫劑；高含水井直接注蒸汽泡沫劑段塞。泡沫劑現(xiàn)場注速根據(jù)蒸汽注入速度確定，一般選擇0.15-0.3m3/h。泡沫劑注入時機含水大于80%形成穩(wěn)定泡沫封堵類型施工時間施工井次措施前措施后初期目前生產(chǎn)情況累增油t措施有效率日液t/d日油t/d含水%日液t/d日油t/d含水%平均生產(chǎn)天數(shù)d累水

t累產(chǎn)油t日液t/d日油t/d含水%氮氣泡沫調(diào)剖20092528.21.993.330.55.083.516817645187332.42.692.169108420101328.52.989.931.36.67915156264769731.83.190.142769220112420.21.393.431.24.984.4169100887973622.12.489.361168520123919.31.89128.25.4811591595862351827.63.687.21521795小計101211.8591.229.35.382.11603343824282426.82.889.632519892009-2012年水平井氮氣泡沫調(diào)剖效果統(tǒng)計

2009-2012年氮氣泡沫調(diào)剖實施101井次，累計產(chǎn)油42824t，增油32519t，措施后初期含水率82.1%，比措施前降低9.1%，措施有效率89%。其中2012年實施39井次，平均單井注汽量減少190t，注入氮氣48733m3，泡沫劑用量6.1t。累增油15217t，平均單井增油390噸。投入總費用3943萬元，平均單井費用101.1萬元，投入產(chǎn)出比1：2.97。實施效果取得認(rèn)識

認(rèn)識一：氮氣泡沫調(diào)剖對水侵相對較弱、汽竄初期以及調(diào)整吸汽剖面方面的治理效果相對較好。

措施前：（第4周期）生產(chǎn)144天，累油1033t，生產(chǎn)水平29.3*1.9*93.9%，動液面309m。

措施施工：注入泡沫劑5噸，注入氮氣67200m3。注汽量1501t，減少1007m3，壓力提高2MPa。

草13-平913-P9草13-平9●典型井例

草13-平9●典型井例取得認(rèn)識措施前周期措施后周期草13-平9措施前后周期生產(chǎn)曲線

生產(chǎn)257天，產(chǎn)油2075t目前19.8*7.1*64%生產(chǎn)144天，產(chǎn)油1033t336m399m309m341m144m動液面

措施后：已生產(chǎn)257天，產(chǎn)油2075t。周期增油1042噸，同期對比增加1254噸。排水期2天，縮短1天，目前生產(chǎn)水平19.8*7.1*64%，液面井口。

在注汽量大幅減少的情況下，本周期生產(chǎn)情況較理想，調(diào)剖效果明顯。典型井例——草20-平36

措施前：草20-平36井生產(chǎn)層位館陶一，受邊水影響，新投就高含水，生產(chǎn)204天，累產(chǎn)油740t，回采水率363%，動液面井口，生產(chǎn)后期18.6*1.2*93.1%。認(rèn)識二：強邊水侵入井調(diào)剖效果差C20-p36取得認(rèn)識

施工：注入泡沫劑7t，氮氣57600m3，注汽1500t，壓力12.3MPa。

措施后：生產(chǎn)174d,產(chǎn)油183t，比上周減少557t。峰值2.2t/d，減少6.2t/d。目前生產(chǎn)水平36.3*0.5*98.6%，液面在井口，邊水能量較強，導(dǎo)致效果差。

草20-平104為草20館1井，該井注汽過程中與草20-平102、平112、平88井發(fā)生汽竄。措施前：已連續(xù)兩個周期實施泡沫調(diào)剖。注入泡沫劑6t，氮氣38400m3。周期產(chǎn)油分別為404、428t。措施前生產(chǎn)水平5.2*0.6*88.3%。典型井例——草20-平104周期作業(yè)內(nèi)容日期注汽量t注汽壓力MPA干度%速度t/h生產(chǎn)天數(shù)d累液t累油t1新投2011.6250017.1-18.4699.511416567422調(diào)剖轉(zhuǎn)周2011.11250018.36799114974043調(diào)剖轉(zhuǎn)周2012.3120218.87012.51011665428措施前周期生產(chǎn)效果統(tǒng)計認(rèn)識三：同井多輪次調(diào)剖封竄效果差取得認(rèn)識周期作業(yè)內(nèi)容注汽量m3注汽壓力MPa速度t/h干度%生產(chǎn)天數(shù)d累液t累油t2調(diào)剖轉(zhuǎn)周250018.39.5709715214123調(diào)剖轉(zhuǎn)周120218.897010116654284調(diào)剖轉(zhuǎn)周200018.413.568931884183措施施工：第4周期注入泡沫劑6t，氮氣38400m3，蒸汽2000t，壓力18.4MPa。

措施后：生產(chǎn)93天,產(chǎn)油183t。較上周減少245t，泡沫調(diào)剖效果較差。原因分析：同一井上，多輪次調(diào)剖治理效果變差。

①泡沫調(diào)剖不適應(yīng)強邊水井：泡沫封堵強度低，對強邊水封堵能力差。調(diào)剖效果分析：末期生產(chǎn)含水＜95%，液面低于100m的水平井實施泡沫堵水后均見效。而對于生產(chǎn)含水＞95%，液面接近井口的油井僅部分見效。②同井多輪次調(diào)剖、多井汽竄調(diào)剖效果差。泡沫劑封堵壓差較小，多井嚴(yán)重汽竄，形成大孔道，若無法實現(xiàn)多井同注，影響調(diào)剖效果。泡沫調(diào)剖局限性汽竄初期：調(diào)剖延緩水竄通道的形成；受弱邊水影響井：吞吐期生產(chǎn)末期供液相對較差、液量較低的油井；提前預(yù)防，調(diào)整吸汽剖面：對儲層非均質(zhì)性強的油井泡沫調(diào)剖，實現(xiàn)均勻吞吐，可防止因局部動用程度過大造成邊水快速突破。泡沫調(diào)剖堵水應(yīng)用條件取得認(rèn)識1、氮氣泡沫調(diào)剖技術(shù)性能：1、低溫時為低粘度流體，不受擋砂精度的限制，易于注入；

2、高溫時（75-90度）轉(zhuǎn)變?yōu)槟z體封堵大孔道，調(diào)整吸汽剖面；冷卻后又轉(zhuǎn)為低粘流體。

3、高于160℃喪失溫敏特性，高于200℃體系分解。2.0%的溫敏凝膠體系的溫敏特性凝膠轉(zhuǎn)變點溫度：75-90℃可調(diào)針對泡沫調(diào)剖對強邊水影響井的局限性，開展了“溫敏可逆凝膠”堵水試驗。（一）汽、水竄治理方法及應(yīng)用情況2、溫敏凝膠堵水技術(shù)50℃80℃溫敏凝膠成膠狀況2、溫敏凝膠堵水技術(shù)溫敏凝膠堵水效果2010-2011年實施5井次，累產(chǎn)油5209t，增油2825t，平均單井增油565噸，措施有效率80%。其中2010年實施的效果較好，平均單井增油達(dá)到1033t；2011年實施的3井，平均單井增油僅有313t，效果較差。主要原因，堵劑對強邊水的適應(yīng)性、耐溫性有待該進(jìn)。施工時間井號堵劑t措施前措施后目前日液t/d日油t/d含水%天數(shù)

累液t累油t日液t/d日油t/d含水%日液t/d日油t/d含水%累增油t

2010草20-平4825029.81.794.377630508192631.17.376.52012.8.25轉(zhuǎn)周805草20-平1940061.70.499.447421391144950.513.174.12012.1.29轉(zhuǎn)周12622011王140-平227626.90.598.15831692189427.23.2872013.1.2轉(zhuǎn)周407草20-平52300封井21516938

515

36.61.296.534.51.795515草20-平3830046.81.89641716976425

42.61.79648197.916平均302330.997.3493

20547

104237.65.385.941.31.496.7565合計10273452092825典型井例——草20-平48措施施工：注入濃度1.5-2%溫敏凝膠體系200m3；注入蒸汽2502t，壓力12.8MPa。

堵水后：生產(chǎn)776天，累液30508方，累油1926噸，增油805噸。其中明顯見效期126天，同比日產(chǎn)油提高2-3.5噸,含水下降8-12%，效果明顯。措施前：草20-平48井生產(chǎn)層位館二，（第2周）調(diào)剖轉(zhuǎn)周，生產(chǎn)112天，累油507t，末期30.6/1.7/94%,動液面井口。草20-平48井溫敏凝膠堵水效果草20-平48草20-平38典型井例——草20-平38

草20-平38井生產(chǎn)層位館一，處于草20邊水推進(jìn)邊緣。措施前：生產(chǎn)831天,產(chǎn)油1283t，生產(chǎn)水平34.1*1.2*96.2%，動液面170m。措施施工：注入溫敏可逆凝膠300m3，蒸汽2500t，壓力11.4MPa。

措施后：生產(chǎn)417天,產(chǎn)油425t。較上周減少858t，效果較差。原因分析：邊水能量強，凝膠強度低；推出半徑近，部分凝膠體系分解。生產(chǎn)831天，累產(chǎn)油1283t生產(chǎn)417天，累油425t溫敏凝膠堵水常規(guī)轉(zhuǎn)周3、凝膠顆粒堵水（一）汽、水竄治理方法及應(yīng)用情況針對氮氣泡沫、溫敏凝膠適應(yīng)性差，難以滿足強邊水水平井治理需求，為尋找更為經(jīng)濟(jì)、能夠有效封堵強邊水的堵水工藝方法，研制了新型凝膠顆粒堵劑，并成功開展現(xiàn)場試驗，在水平井堵水工藝方法上取得新進(jìn)展。（1）開展室內(nèi)研究，開發(fā)出適用于現(xiàn)場的堵劑懸浮性實驗?zāi)蜏貙嶒炦^篩實驗?zāi)z顆粒堵劑構(gòu)成：超細(xì)水泥+凝膠+添加劑。過篩率高：106um篩子過篩率達(dá)到100%；耐溫性強：堵劑低溫不凝固；90℃下3天堵劑初步凝結(jié)，但硬度較低；180℃下呈凝固狀態(tài)且強度較好，因此該堵劑適合高溫堵水；懸浮性好：堵劑漿液具有粘彈性，通過凝膠堵塞孔道，起到駐留效果，延長稠化時間。①PNN測井----通過剩余油分布了解見水位置目前應(yīng)用的測井找水技術(shù)②微溫差測井、水平段溫度壓力測井----通過溫度場了解動用及出水情況加強油藏認(rèn)識基礎(chǔ)上，利用測試手段找準(zhǔn)出水點，針對不同的出水類型和出水部位，采取相應(yīng)的堵水配套技術(shù)。（2）加強PNN測井、微溫差測井等找水工藝配套，提高堵水針對性PNN測量圖示微溫差測試凝膠顆粒堵水效果統(tǒng)計2010-2012年實施凝膠顆粒堵水工藝12井次，累產(chǎn)油10577噸，增油8858t，平均單井增油738噸，措施有效率91.7%。其中增油大于400t的8口，占總數(shù)的66.7%，其余4井增油小于200t，總體效果呈兩極分化。投入總費用1264萬元，平均單井費用105.4萬元。投入產(chǎn)出比1：2.5。完井方式井號施工時間堵劑用量t開采方式堵水前堵水后初期目前生產(chǎn)情況生產(chǎn)天數(shù)d有效期d產(chǎn)油t增油t日液t/d日油t/d含水%日油t/d含水%日液t/d日油t/d含水%套管射孔草20-平342011.116.2熱采571.198.15.7902012.11.6轉(zhuǎn)周6363321065385草20-平162012.235熱采0006.487.349.21.99624924917021602平均

25.6

28.50.5598.16.188.949.21.99644329027671987精密濾砂管王140-平12011.116.1熱采370.698.210702012.11.4轉(zhuǎn)周635529888583王140-平72011.320熱采10099.58.9692012.5.24轉(zhuǎn)周406406434434草13-平422011.820熱采41.80.4991.19755198430277345173王140-平42011.925+凝膠60方）熱采34.31.196.85.58443.83.492420413973511平均

30.80.598.36.481.449.42.29642534526401701草13-平452010.810冷采29.51.395.63.352.928.39.36782082037583084草13-平342011.1125冷采201002.685270.498366233498400草13-平112012.335冷采36.30.798.13.971.743.20.499262108598439草13-平782012.325冷采11.90.199.21.277.428.501002460460草13-平132012.535冷采23.10.299.12.19024.60.29919232115.783草13-平802012.635冷采250.299.20.99721.30.3991638154.756平均

24.6

21.30.4982.385.428.81.89434220051704062合計12

272

307.95.79851.685320.916.995403277105778858實施效果

套管射孔水平井堵水實施2井次，平均單井累產(chǎn)油1384t，平均增油994t，措施后初期含水率88.9%，下降9.2%，堵水取得較好效果。套管射孔完井水平井堵水生產(chǎn)指標(biāo)井號施工時間堵劑用量t開采方式堵水前堵水后初期目前生產(chǎn)情況生產(chǎn)天數(shù)d有效期d產(chǎn)油t增油t上周產(chǎn)油t日液t/d日油t/d含水%日液t/d含水%日液t/d日油t/d含水%草20-平342011.116.2熱采571.198.158.5902012.11.6轉(zhuǎn)周6363321065385972草20-平162012.235熱采00050.287.349.21.99624924917021602100平均

25.6

28.50.5598.154.488.949.21.9964432901384994536認(rèn)識一：射孔完井水平井堵水效果較好，有效期長取得認(rèn)識22105草20-平17草20-平16草20-平16井位部署

草20-平16井開發(fā)層位館一，原油粘度26213mPa.s，射孔井段長度150m，處于草20邊水推進(jìn)邊緣。

措施前：第9周期，生產(chǎn)436天，累液20935t，累油100t，措施前46.8*0*100%，動液面井口。分析認(rèn)為該井是受草南邊水水淹影響。經(jīng)SNP測井結(jié)果顯示，水平段多段出水。典型井例——草20-平16（熱采）出水層位出水層位出水層位堵水目前49.2*1.9*96%生產(chǎn)436天，累液20935t，累油100t生產(chǎn)249天，累油1702t

堵水后：生產(chǎn)249天，累產(chǎn)油1702t，比上周增加1602t，增油1702t，峰值日油13.t/d，增加10.2t/d，措施后初期含水率74.7%，下降25.3%，堵水取得較好效果。篩管水平井堵水后熱采生產(chǎn)統(tǒng)計2011年實施精密濾砂管水平井堵水4井次，累產(chǎn)油2640噸,增油1701t，平均單井增油425t；措施有效率100%。精密濾砂管水平井堵水后熱采，初期生產(chǎn)效果較好，但穩(wěn)產(chǎn)期較短。完井方式井號施工時間堵劑用量t開采方式堵水前堵水后初期目前生產(chǎn)情況生產(chǎn)天數(shù)d有效期d產(chǎn)油t增油t上周產(chǎn)油t日液t/d日油t/d含水%日液t/d日油t/d含水%日液t/d日油t/d含水%精密濾砂管王140-平12011.116.1熱采370.698.233.810702012.11.4轉(zhuǎn)周635529888583518王140-平72011.320熱采10099.5298.9692012.5.24轉(zhuǎn)周406406434434766草13-平422011.820熱采41.80.499541.397541.397.54302773451734625王140-平42011.925（+溫敏凝膠60方）熱采34.31.196.8355.58441.81.895.5420413973511692平均

30.80.598.334.36.481.447.91.696.8425345264017016601認(rèn)識二：篩管水平井凝膠顆粒堵水后熱采，初期效果較好，但穩(wěn)產(chǎn)期短，遞減快取得認(rèn)識王140-平1

該井2008.4投產(chǎn)，生產(chǎn)層位沙三中41，篩管完井。

堵水前：周期（第3周期）泡沫調(diào)剖，泡沫劑4t，氮氣7.2萬方，注汽2106t。生產(chǎn)233天，累產(chǎn)液7392t，累產(chǎn)油518t，回采水率326%，動液面井口；

2010年11月進(jìn)行SNP找水測試，測試資料顯示：水平段多段出水。出水段典型井例——王140-平1（篩管完井、熱采）王140-平1井位部署

堵水后：生產(chǎn)635天，累產(chǎn)油888t，比上周泡沫調(diào)剖增加352t，增油507t，峰值日油10.3t，同比下降5.5t/d，措施后初期含水率70%，下降18.2%，堵水后初期生產(chǎn)見到效果，但有效期較短。目前該井上作轉(zhuǎn)周停。

生產(chǎn)264天，累油536t凝膠堵水氮氣泡沫調(diào)剖生產(chǎn)635天，累油888t日產(chǎn)油>2t76天認(rèn)識三：篩管水平井凝膠顆粒堵水后冷采僅部分井見效，需要進(jìn)一步攻關(guān)配套實施普通稠油篩管水平井凝膠顆粒堵水后冷采6井次，累計增油4062t，平均單井增油677t，效果兩極分化嚴(yán)重，增油大于400t的井3口，小于100t的井3口。井號施工時間堵劑用量t開采方式堵水前堵水后初期目前生產(chǎn)情況生產(chǎn)天數(shù)d有效期d產(chǎn)油t增油t上周產(chǎn)油t日液t/d日油t/d含水%日液t/d日油t/d含水%日液t/d日油t/d含水%草13-平452010.810冷采29.51.395.673.352.928.39.36782082037583084674草13-平342011.125冷采20100182.685270.498.236623349840091草13-平112012.335冷采36.30.798.113.83.971.743.20.499262108598439159草13-平782012.325冷采11.90.199.25.31.277.428.501002460460903草13-平132012.535冷采23.10.299.121.32.19024.60.298.819232115.783352草13-平802012.635冷采250.299.230.30.99721.30.398.51638154.756201小計

27.5

21.30.498.016.02.3

85.428.81.8

93.9342200517040622380篩管水平井堵水后冷采效果取得認(rèn)識草13-平11井測井解釋

草13-平11井生產(chǎn)沙二1，原油粘度1701.9mPa.s，篩管段1321.12-1473.94m（長度152.82m）。

措施前：第3周期（上周期）生產(chǎn)175天，累產(chǎn)液5965t，累產(chǎn)油159t，生產(chǎn)水平36*0.5*98.4%，動液面井口，生產(chǎn)高含水。

2012.1.10轉(zhuǎn)周，進(jìn)行微溫差井溫測試，測試結(jié)果顯示：在1350-1450米處，壓力溫度無異常，微差穩(wěn)定，為水淹層。草13斷塊沙二段上1小層平面圖草13-平11水淹層典型井例——草13-平11（堵水后冷采）草13-平11井堵水后生產(chǎn)310天，累產(chǎn)油620t，比上周增加461t，增油465t，峰值日油7.3t，同比增加3.8t/d，措施后初期含水率71.7%，下降26.4%。目前生產(chǎn)水平6*0.6*89.6%。堵水初期見到一定效果，由于邊水突破，有效期較短。水平井復(fù)合堵調(diào)示意圖邊水油層油層凝膠段塞泡沫段塞水平段汽、水竄通道

針對同一井多輪次調(diào)剖、多井汽竄調(diào)剖效果差的問題，為了彌補這一技術(shù)空白，轉(zhuǎn)變思路，開展“遠(yuǎn)堵近調(diào)”復(fù)合堵調(diào)先導(dǎo)試驗。

高溫泡沫劑+凝膠復(fù)合堵調(diào)：先注入凝膠段塞在地層深部形成擋水和汽竄屏障，再利用高溫氮氣泡沫在近井地帶和過渡帶進(jìn)行調(diào)剖，改善吸汽剖面。4、氮氣泡沫+凝膠復(fù)合堵調(diào)技術(shù)通過室內(nèi)實驗，研發(fā)新型耐溫耐鹽性凝膠配方：用清水配成0.5%的聚丙烯酰胺溶液，分別加入1.0%有機鉻+0.2%酚醛交聯(lián)劑，初步形成了現(xiàn)場復(fù)合堵調(diào)用劑。熱穩(wěn)定性強，60-120℃不破膠成膠溫度60-90℃可調(diào)凝膠特點耐鹽性能良好穩(wěn)定時間長，目前實驗室穩(wěn)定時間60天凝膠體系強度大，具有一定彈性，耐剪切能力強4、氮氣泡沫+凝膠復(fù)合堵調(diào)技術(shù)

2012年實施氮氣泡沫+凝膠復(fù)合堵調(diào)5井次，累產(chǎn)油1491t，增油974t，平均單井增油195t，措施有效率100%，措施后初期含水率75.2%，比措施前降低11.5%，目前平均生產(chǎn)水平32.0*4.1*90%。投入總費用456萬元，平均單井費用91.2萬元，投入產(chǎn)出比1：0.8。由于生產(chǎn)時間短，目前3口井持續(xù)有效，效果繼續(xù)觀察。2012氮氣泡沫+凝膠復(fù)合堵調(diào)生產(chǎn)效果井號堵劑用量措施前措施后初期目前生產(chǎn)情況累增油t

凝膠t氮氣量m3泡沫劑t日液t/d日油t/d含水%

日液t/d日油t/d含水%

生產(chǎn)天數(shù)d累產(chǎn)液t累產(chǎn)油t日液t/d日油t/d含水%草20-平101

53360068.62.768.620.210.249.21401540486.611.27轉(zhuǎn)周293草20-平85

55760064.20.783.3179.345.1120145656511.30帶產(chǎn)轉(zhuǎn)周488草37-平2

533600745.6295.647.93.293.2138662532145.31.39767草20-平112

1.53840057.63.454.16.9010055118721520.88.257100草13-平221.567200634.61.894.830.22.890.728811.55930.33.289.620小計3.646080620.12.186.7235.775.2

93112731491324.287

9744、氮氣泡沫+凝膠復(fù)合堵調(diào)技術(shù)草20-平85草20-平85井位部署圖

草20-平85生產(chǎn)層位館二，油藏頂面埋深890m，割縫篩管完井，篩管完井（1044.29-1244.16m），篩管段產(chǎn)度177.02m。原油粘度26568mPa.s。措施前：該井注汽與草20-平87相互影響、受草20-平101井影響。第4周期生產(chǎn)142d，產(chǎn)油426t，均油3.7t/d。泵掛847m，后期動液面806m，供液不足。草20-平85措施前生產(chǎn)狀況典型井例——草20-平85

措施施工：注入凝膠5t，施工壓力2-6MPa；注汽2437t，最高壓力17.2MPa（較上周高0.6MPa）。

措施后：目前該井生產(chǎn)120天，累產(chǎn)液1456t，累產(chǎn)油565t，比上周增加139t。峰值9.5t/d，比上周增加1.5t。目前帶產(chǎn)轉(zhuǎn)周。取得認(rèn)識：

氮氣泡沫+凝膠復(fù)合堵調(diào)技術(shù)正處于試驗初期階段，凝膠堵劑的配方正進(jìn)一步優(yōu)化。(1)氮氣泡沫+凝膠復(fù)合堵調(diào)技術(shù)試驗，拓寬了堵調(diào)技術(shù)思路；(2)需要進(jìn)一步提高凝膠堵劑的封堵強度、耐溫性、穩(wěn)定性等性能；(3)復(fù)合堵調(diào)施工工藝需要深入論證，對凝膠堵劑的施工用量、推出半徑等參數(shù)進(jìn)行進(jìn)一步進(jìn)行優(yōu)化。4、氮氣泡沫+凝膠復(fù)合堵調(diào)技術(shù)針對稠油地區(qū)套管損壞、防砂失效等水平井井況問題，重點開展了四項修復(fù)技術(shù)應(yīng)用。井況問題水平井應(yīng)用技術(shù)液壓增力拔濾砂管重新防砂技術(shù)膨脹管補貼修復(fù)技術(shù)防砂失效套管損壞液壓整形技術(shù)（二）井況問題井治理方法及應(yīng)用情況

1、液壓膨脹整形技術(shù)（二）井況問題井治理方法及應(yīng)用情況應(yīng)用液壓膨脹整形技術(shù)，采用液壓方式在軸向產(chǎn)生大負(fù)荷推力，實現(xiàn)變形套管的整形恢復(fù)。套管錨定裝置液壓動力總成整形工具技術(shù)指標(biāo)：

?51/2in：額定推力600KN，整形范圍67mm-118mm?7in：額定推力1300KN，整形范圍100mm-153mm

草20-平118應(yīng)用水平井液壓整形工藝進(jìn)行分級整形的方法，利用兩種規(guī)格（145、156）的脹頭進(jìn)行分級整形，軸向推力最大達(dá)到795KN，脹頭通過縮徑位置，治理后，用152*1200mm通徑規(guī)順利通過，成功恢復(fù)了生產(chǎn)通道。

2、膨脹管補貼修復(fù)技術(shù)（二）井況問題井治理方法及應(yīng)用情況利用錐型膨脹器，通過液壓，把井下的鋼管膨脹到預(yù)定的設(shè)計直徑，從而達(dá)到治理目的。

草27-P24井，2009年3月新投，生產(chǎn)一個周期內(nèi)發(fā)現(xiàn)套管錯斷，采取了以下四項措施：1、選擇了性能合適的泥漿體系，平衡地層壓力，在漏失部位泥漿造壁，屏蔽了地層，抑制出砂問題。2、使用了“柔性膨脹頭”－－對錯斷套管上下兩端強制扶正；利用“異型膨脹管”－－－滿足套管曲率及補貼的需要。3、采用“熱采井膨脹管軟金屬密封加固補貼方法”，保證高溫注氣條件下補貼管密封的需求。4、對膨脹脹頭、膨脹管的外徑和長度按照套損處套管的曲率進(jìn)行優(yōu)化。該井實施補貼后，歷經(jīng)四個周期，累計產(chǎn)油4523.23噸。（二）井況問題井治理方法及應(yīng)用情況

稠油水平井有8口井出現(xiàn)濾砂管失效現(xiàn)象，采用井下液壓增力拔慮技術(shù)對草27-P5和草27-P29兩口井實施拔濾重新防砂，取得成功。

該技術(shù)是利用液壓增力器打壓時，在卡點處產(chǎn)生大噸位的拉力，使井下落物產(chǎn)生移動；其中提放式可退撈矛，可通過上提下放實現(xiàn)軌道換向方便可靠的實現(xiàn)打撈管柱與魚頂?shù)膶雍歪尫?，拔出井?nèi)防砂管柱，重新防砂，恢復(fù)防砂效果。

草27-平5使用液壓增力拔濾砂管重新防砂技術(shù)，打壓15Mpa，順利拔出井內(nèi)70m濾砂管，重新下入濾砂管，循環(huán)充填，恢復(fù)防砂，目前該井已經(jīng)生產(chǎn)6個周期，累產(chǎn)油5977t。3、液壓增力拔濾砂管重新防砂技術(shù)取得認(rèn)識（二）井況問題井治理方法及應(yīng)用情況1、應(yīng)用非常規(guī)膨脹管補貼修井技術(shù)可打破常規(guī)，采用“柔型膨脹頭”、“異型膨脹管”、“金屬密封環(huán)”能夠解決稠油熱采水平井套管錯斷、破漏問題，是一種較理想修井技術(shù)。2、井下液壓增力拔濾砂管重新防砂技術(shù)：操作簡單;拔濾成功率高。。（三）淺層稠油舉升提液技術(shù)針對草古125區(qū)塊淺層超稠油舉升提液困難的問題，開展攻關(guān)，主要開展了以下三方面的工作：1、淺層超稠油舉升溫度場分布研究2、舉升工藝管柱優(yōu)化3、井筒電加熱工藝優(yōu)化開展的研究工作1、淺層超稠油舉升溫度場分布研究產(chǎn)液溫度隨深度變化曲線由于油藏埋深較淺，地層溫度低（36℃），注汽后熱量散失較快，熱能損失大，導(dǎo)致熱采效果差。（三）淺層稠油舉升提液技術(shù)不同產(chǎn)液量電加熱條件下，流體溫度在井筒分布曲線相同加熱功率，產(chǎn)液量越低，熱量散失越快，井筒溫度越低。動液面處存在拐點，井口溫度易造成假象。1、淺層超稠油舉升溫度場分布研究（三）淺層稠油舉升提液技術(shù)2、舉升工藝管柱優(yōu)化（三）淺層稠油舉升提液技術(shù)不同地層溫度下產(chǎn)液溫度測算地層溫度80℃100℃120℃200℃推薦泵掛環(huán)空泵特質(zhì)大縫