工艺技术_大港油田水平井产能建设钻采工艺方案

大港油田2007年水平井产能建设钻采工艺方案大港油田公司采油工艺研究院二六年七月我们总羡慕别人的幸福，却常常忽略自己生活中的美好。其实，幸福很平凡也很简单，它就藏在看似琐碎的生活中。幸福的人，并非拿到了世界上最好的东西，而是珍惜了生命中的点点滴滴，用感恩的心态看待生活，用乐观的态度闯过磨难。大港油田2007年水平井产能建设钻采工艺方案王新红 杨涛 编写人： 编制单位审核：采油工艺研究院审核：采油工艺研究院审定：钻采工程处审定：油田公司领导审批：大港油田公司采油工艺研究院二六年七月目 录第一章 方案编制依据1第二章 方案编制原则13第三章 钻井工艺方案13第四章 采油工艺方案13第一节 完井工程方案设计13第二节 采油方式优选及工艺方案设计23第三节 注水工程方案设计67第四节 措施工艺方案设计71第五节 对钻井、地面工程要求71第五章 安全环保要求72第六章 方案资金预测76第七章 方案实施要求76第一章 方案编制依据一、地质开发方案部署根据地质总体方案部署，大港油田2007年产能建设新井分布在14个油田47个断块上，计划油井数231口、水井数105口，计划建成年生产能力91.26万吨。其中设计水平井39口，分布在8个油田15个区块上，水平井的建产能力31.26万吨，占2007年总建产能力的34.2%。由于水平井分布零散，而且建产能力高，因此，水平井钻采工艺方案作为一个单体方案进行编制。其中滩海新区水平井（8口）和陆上孔102断块水平井（3口）所属的环境特殊以及流体粘度特殊（特稠油-水平井蒸汽吞吐开发），11口水平井方案单独编制，本方案只针对剩余的28口水平井进行编制。2007年陆上新钻水平井28口（不含孔102断块），其中油井27口，注水井1口，总进尺12.308104m，平均井深1826m。平均单井日配产18t/d，日产水平466t/d，年新建能力13.98104t，水平段长度待定，方案中暂按2006年已投产水平井水平段平均值214m计算。表1-1 水平井开发方案部署表（28口）类别油田区块层系新钻井数井深进尺投产油井数投转注水井单井日产能力日产水平新建能力水平段长度总井油井水井口口口m104m口口t/d t/d 104t m新区已探明港西西32-12水平井Ng66014002.100 4220 802.40/老区加密调整唐家河唐家河水平井馆陶3320001.500 325 752.25 /港西一区一水平井明化1112500.313 115 150.45 /港西港西二区二水平井明化2214000.700 215 300.90 /王徐庄歧南9X2（水平井）Es1下112800 0.700120 200.60/羊三木羊三断块水平井Ng331400 1.050 312 361.08 /孔店孔二南水平井Ng2201400 0.700 2015 300.90 /孔店孔104水平井Ng3211400 1.050 2115 300.90 /孔店孔85x1水平井NgIII111400 0.350 115 150.45 /王官屯官998（水平井）孔二3324601.845 325 752.25 /王官屯官68（水平井）孔二22030001.500 220 401.20 /板桥板64水平井Ng112000 0.500 120200.60 /合计28271182612.3082531846613.98/二、油藏地质特征依据各开发区块的油藏特点，2007年水平井产能建设所属油藏类型可以归属为以下四大类，见下表。从油藏类型驱动方式上看，目前采用天然能量开发的有羊三断块、孔104、孔85x1、板64等5个区块，采用注水开发的有唐家河（馆陶）、港西一区一、港西二区二等7个区块。表1-2 所属油藏类型及驱动方式分类统计表油藏类型未注水开发区块注水开发区块中高渗透砂岩油藏/唐家河（馆陶）、港西一区一、港西二区二高凝高粘稠油油藏/官998、官68稠油疏松砂岩底水油藏羊三断块、孔104、孔85x1、板64、港西西32-12孔二南其他（生物灰岩油藏）/歧南9X21、储层特征除歧南9X2断块（Es1下）为生物灰岩，其余断块岩性均为砂岩。构造类型均为断块构造。从渗透率分类看：属于低渗透油藏（集岩空气渗透率10-50*10-3um2）有2个区块（王官屯官68、王徐庄歧南9X2），属于中渗透油藏（集岩空气渗透率在50-500*10-3um2）有1区块（港西一区一），其余9个区块均属于高渗透油藏（500*10-3um2）。从油藏埋深分类看：属于深层油藏（埋藏深度28004000m）有1个区块（王官屯官68）；属于中深层油藏（埋藏深度15002800m）有3个区块（唐家河、王官屯官998、孔店孔85x1）；其余8区块属于浅层油藏（埋藏深度1500m）。表1-3 水平井所属各区块的储层特征油田区块层系岩性描述构造类型油层埋深m平均有效厚度m孔隙度%渗透率 10-3um2泥质含量%钙质含量%空气有效唐家河水平井馆陶中粒岩屑砂岩、砾状砂岩断块构造1690-200010.133/139422/港西二区二水平井明化细砂岩断块构造858.41443.68.83193830521.43.1港西一区一水平井明化细砂岩断块构造618.4-139515312217221.43.1王徐庄歧南9X2水平井Es1下生物灰岩灰岩构造2490.4-2759.47.419505015.712.6羊三木羊三断块水平井Ng细砂岩断块构造1229.4-1326.49.632190278321.86.5孔店孔二南水平井Ng细砂岩断块构造1206.8-1434.810.4331878/8.57.0孔店孔104水平井Ng细砂岩断块构造1323-1434.88.736.91783/20.16.4孔店孔85x1水平井NgIII细砂岩构造断块1323-1434.88.736.92209/16.86.4王官屯官998（水平井）孔二细砂岩岩性构造2177-26726.522923211.35.1王官屯官68（水平井）孔二细砂岩岩性构造2546.4-3102.49.716271110.78.7板桥板64水平井Ng细砂岩块状构造1750-179014.9323582/10.29.1港西西32-12水平井Ng细砂岩断块构造1200-1300143184428112.28.82、流体物性根据流体性质分类标准：低粘油是指油层条件下原油粘度5mPa.s；中粘油 指油层条件下原油粘度5-20 mPa.s；高粘油指油层条件下原油枯度20-50mPa.s；稠油指油层条件下原油枯度50mPa.s，相对密度0.920。按照分类标准，低粘油属于常规稀油有10个区块，粘度范围4.4118mPa.s，原油密度范围0.83610.9344g/cm3，属于稠油的有4个区块，粘度范围1771464mPa.s，原油密度范围0.87470.9685g/cm3。其中粘度较高的区块为孔二断块、羊三断块、板64断块。表1-4 水平井所属各区块原油物性油田区块层系地层原油物性地面原油物性体积系数粘度 mPa.s原始油气比m3/t密度 g/cm3粘度（50） mPa.s凝固点 含蜡量 %胶质含量 %唐家河水平井馆陶1.234650810.9435343.77-175.9715.7港西二区二水平井明化1.065080.8280.944540.5-21-226.322.6港西一区一水平井明化1.105047.10390.9147.1-17.3-13.29.112.8王徐庄歧南9X2水平井Es1下1.329513.381290.87542.74316.815.3羊三木羊三断块水平井Ng1.0804128.0310.9621330.02-6.04.721.9孔店孔二南水平井Ng1.037092270.96592118-9-43.526.1孔店孔104水平井Ng1.03702342270.9599266.52（80）-300.5649.53孔店孔85x1水平井NgIII1.075973.0270.9599266.52-300.5649.53王官屯官998（水平井）孔二1.14134.30350.871428.7635.526.725.7王官屯官68（水平井）孔二1.13202.30250.873011.6736.024.214.6板桥板64水平井Ng1.1670838.527.70.97541677.410.80 3.310.0港西西32-12水平井Ng1.054400250.947055971.4334.89表1-5 水平井所属各区块地层水性质油田区块层系地层水性质地层水型总矿化度唐家河水平井馆陶NaHCO33455港西二区二水平井明化NaHCO36226港西一区一水平井明化NaHCO39029王徐庄歧南9X2水平井Es1下NaHCO38975羊三木羊三断块水平井NgNaHCO32737孔店孔二南水平井NgNaHCO3/孔店孔104水平井NgNaHCO35873孔店孔85x1水平井NgIIINaHCO35873王官屯官998（水平井）孔二NaHCO325318王官屯官68（水平井）孔二CaCl229298板桥板64水平井NgNaHCO38022港西西32-12水平井NgNaHCO347863、油藏压力系统及温度系统；压力分类：正常地层压力是地层压力与静水柱压力基本一致，压力系数0.9-1.2；异常高地层压力(异常高压)为地层压力明显大于静水柱压力，压力系数1.2；异常低地层压力(异常低压) 为地层压力明显小于静水柱压力，压力系数0.9。从油藏压力系统分析，除歧南9X2为异常高压外，其余断块均属于正常的压力温度系统。温度梯度一般在3.4/100m左右，属于正常温度系统。表1-6 水平井所属各区块油藏压力系统及温度系统油田区块层系油层温度 原始地层压力 MPa饱和压力 MPa压力系数 唐家河水平井馆陶76.218.4913.341.0000港西二区二水平井明化55.811.4510.671.0000港西一区一水平井明化53.610.8510.261.0000王徐庄歧南9X2水平井Es1下10432.631.361.2733羊三木羊三断块水平井Ng5912.25/1.0000孔店孔二南水平井Ng59.012.95/1.000孔店孔104水平井Ng59.713.5710.691.0000孔店孔85x1水平井NgIII59.713.5710.691.0000王官屯官998（水平井）孔二95.026.307.251.0850王官屯官68（水平井）孔二10230.55/1.1920板桥板64水平井Ng65.317.44/1.0000港西西32-12水平井Ng56.111.5710.961.0000注：括弧中数据为借用邻井或断块数据三、储层潜在伤害因素分析对水平井所属各区块目前均无“五敏”数据，只能参考粘土矿物含量统计数据，对储层进行潜在伤害因素分析。原则上，将粘土矿物含量小于5%的砂岩视为较好储层，粘土矿物含量大于10%的储层视为较差储层。经统计港东二区六、唐家河港深41X1、王官屯、孔店、羊三木、板桥板821等油田区块泥质含量在10%以上，蒙脱石、伊利石的含量相对较高，容易发生吸水膨胀，堵塞孔喉，存在潜在的水敏损害因素。而港深41X1、板64、港172等油田没有粘土矿物含量数据，缺乏分析依据，在以后开发中应做好相应的工作，以利于油层保护工作的开展。不同粘土矿物损害油层形式见下表。表1-7 水平井所属各区块粘土矿物含量统计表油田区块层系油层埋深 m泥质含量 %钙质含量粘土矿物含量蒙脱石伊利石绿泥石高岭石唐家河水平井馆陶1690-200014.668.461.56.637.518.9港西二区二水平井明化858.41443.621.43.10000港西一区一水平井明化618.4-139521.43.10000王徐庄歧南9X2水平井Es1下2490.4-2759.415.712.6/羊三木羊三断块水平井Ng1229.4-1326.421.86.50546孔店孔二南水平井Ng1206.8-1434.820.17.00000孔店孔104水平井Ng1323-1434.816.86.40004.0孔店孔85x1水平井NgIII1323-1434.816.86.40004.0王官屯官998（水平井）孔二2177-267211.35.129.351.211.97.6王官屯官68（水平井）孔二2546.4-3102.410.78.7076.611.120.6板桥板64水平井Ng175010.29.1/港西西32-12水平井Ng1200-130012.28.8/四、开发工艺技术现状（一）开发现状水平井所属各区块采油及注水状况分别见表1-8、1-9。表1-8 水平井所属各区块采油现状区块总井数口开井数口单井日产油t/d日产水平t/d综合含水%累产油104t累产水104m3采油速度%采出程度%唐家河（馆陶）23147.98111.1693.92135.141727.762.1065.22港西二区二35263.7898.2394.14109.9707.580.7017.59港西一区一48423.65153.1490.40259.38837.860.8037.00歧南9X2（参考歧南9X1）101016.49164.8720.0218.162.154.0112.11羊三断块（三断块NgI）29234.0593.1380.3746.41135.950.9012.61孔二南21144.6665.1794.0466.02516.810.359.74孔104 911.731.7393.683.518.190.073.78孔85x1（四断块馆陶）40/1.942.8801.64官998865.3632.1786.9921.7412.130.8615.87官681188.8770.9762.6237.2212.340.8311.93板64 16109.1391.3680.3829.4989.43/西32-12 114.874.8752.830.00270.0003/表1-9 水平井所属各区块注水现状区块总井数口开井数口泵压范围MPa日配注m3平均单井日注m3日注水平m3累注水104m3累注采比累计亏空104m3唐家河218.5-141101111112.160.0011913.7二区二8810.15-10.4578094752878.861.057-47.28一区一292610.19-10.6522008020801275.41.106-122.58歧南9X2 4411.65-13.133809337221.68/-19.53羊三断块10/107.14/孔二南7410.32-12.4021054216424.91/孔104 00/孔85x100/官9987418.00-24.003407329227.940.68612.76官6813819.50-28.6056065520102.061.684-41.45板64 00/西32-12/（二）工艺技术现状1、水平井举升工艺现状大港油田陆上水平井主要以抽油机有杆泵采油和电潜泵采油为主。42口水平井，初期除2口井自喷投产外，其余井采用三种举升工艺投产。其中抽油机有杆泵井27口，电潜泵井8口，螺杆泵井5口。目前42口水平井中采用自喷生产1口，采用抽油机有杆泵生产的有24口，电潜泵5口，螺杆泵1口。到目前累计产油51.24104t，累计产水98.53104m3，累计产气264.43104m3。表1-10 水平井投产情况及工艺分类统计表采油工艺总井开井单井日产液单井日产油泵挂深度泵效/排量效率动液面免修期口口m3/dt/dm%md自喷2287.0385.45/抽油机272731.0016.09167066.65949161螺杆泵5538.6927.01107283.1119975(长寿天数)电潜泵8843.8527.23166164.001197158表1-11 水平井目前工艺分类及生产状况统计表采油工艺总井开井单井产液单井日产油泵挂深度泵效/排量效率动液面免修期口口m3/dt/dm%md自喷117.587.28/抽油机有杆泵292221.067.63165748.01248514螺杆泵4434.0315.61109073.1520844(长寿天数)电潜泵88174.1718.571452100.0840396（表中7口已经停产井末期数据参与统计）2、举升方式转换情况统计目前42口水平井自投产以来至目前共发生了17口井27井次的举升方式转变。抽油机有杆泵转电潜泵生产11井次，除了西H2、唐H2井外，其余井均发生在南部各油田。其中5口井转电潜泵后效果不理想又转回抽油机生产。电潜泵转抽油机有杆泵生产15井次，均发生在南部油田。其主要原因是地层供液不足，造成电潜泵的多次欠载、机组烧等问题。另外螺杆泵转电泵生产1口井，井号唐H3。表1-12 大港油田水平井举升方式转换情况统计表井号油田区块生产层位投产工艺生产简况风H1风化店孔二南111孔二2,4电潜泵电潜泵投产60天液量低转抽风H2风化店孔二南枣40孔二2,4电潜泵电潜泵投产37天液量低转抽风H3风化店孔二南枣40孔二2,4电潜泵电潜泵投产285天后低转抽官34-71KH王官屯官998孔二电潜泵电潜泵投产64天,多次欠载停机，后低转抽191天后液量低关井官50-9KH王官屯三沙一抽油机抽油机投产，后转70电潜泵多次欠载。103天后转回抽油机，04年9月出泥浆后封井官H1王官屯官63沙三孔一抽油机抽油机投产193天，后下电杆生产235天，液量72m3，转电潜泵提液，平均周期471天官H27-65王官屯官68孔二抽油机44mm*2000m投产，三次均因杆断脱捡泵，最长生产435天，后下50m3电潜泵*2500m深抽，生产73天后欠载停机转44mm*2100m深抽，2006年3月18日换电泵官H3王官屯王27枣三电潜泵96-99年采用70m电潜泵生产，后液量下降到30m3/d，转44mm小泵深抽官H4王官屯官63沙三孔一电潜泵97-99年电潜泵生产，因欠载导致电缆、机组烧先后6次作业，最长生产天数147天，99年9月转抽油机，平均周期达到了400天以上女MH1舍女寺女34中生界自喷自喷12天转抽538天后，转电122天后液量低关女MH3舍女寺女34中生界电潜泵电潜泵投产，42天因欠载机组烧，后加深泵挂，平均生产周期373天，后转抽油机生产。女MH4舍女寺女34中生界抽油机皮带机投产，日产油由3t/d上升到8.5t/d，转60方电潜泵，多次欠停，25天后转抽唐H2唐家河明馆馆陶抽油机抽油机70mm泵投产，96天后换95大泵，67天后400m3电潜泵提液，到目前一直正常生产小H1小集官9-6枣二电潜泵电潜泵投产，因欠载烧，平均周期85天，转抽油机因抽油机异响关井，05年1月长停井恢复家H2沈家铺官107X1孔二段抽油机抽油机生产正常，最长免修期360天，自05年12至今先后5次进行进行举升方式转换（抽转电，电转抽）西H2港西港172ES3抽油机06年2月17作业19日下电泵，22日作业27日转抽唐H3唐家河明馆馆陶螺杆泵螺杆泵投产，一直正常生产，200天后含水上升至90%，换电泵提液。3、水平井井型及泵挂位置统计表1-13 大港油田水平井井眼轨迹统计表井号完钻井深完钻垂深闭合半径水平类型造斜点深度造斜率泵挂位置官50-9KH19701758.95294.83中半径水平井14695.661303板H13560.63110.98530中半径水平井28967.831798房H13712.633258.18573.88中半径水平井30067.5/风H1无资料/1768风H226982461.89396.5/22539.61962风H329472513.08687/20166.31764港H124792110.523/1725/1003官H12347.92009.37472.57三段制17352.11408官H2无资料/1203官H2-6533923112.7394.52三段制2820101999官H33217.552851.64486.65三段制26399.211766官H423192001.78377.66/18613.151599官H88-4434803086.51523.86/285218/官H88-5033543303.74449.13三段制2780102109官H962-41950.51700352.89三段制14959.51451女MH13622.683110.58750.14长半径水平井24323自喷女MH234903084.4483.97三段制2877101820女MH334883122.14450.99/29339.561800歧H1无资料/2194歧H23168.83912.36367.35三段制26878.0419974、举升方式适应性分析自喷井举升工艺：主要在王徐庄油田的扣50断块。目的层沙河街油组，储层渗透率高（357毫达西），孔隙度24.47%，物性特点气量大，不含水。自喷期已经达到157天。另1口井为舍女寺油田女34断块的女MH1，目的层中生界，自喷仅12天后转抽。抽油机有杆泵举升工艺：应用范围较广，在中北部的板桥、港东、港西、唐家河、王徐庄油田以及南部的舍女寺、王官屯、沈家铺油田均有应用。其中港东和唐家河油田均采用大泵提液，港西油田由于地层胶结疏松易出砂，采用防砂卡泵。板桥以及南部投产油井液量普遍较低，采用小泵深抽生产。南部由于油稠原因均配套了井筒掺水加药降粘措施。另外针对羊三木三断块和王官屯三断块原油粘度对温度敏感的特性，采用了抽油机配套电加热杆举升工艺，官50-9KH最长生产天数达到了1054天。羊H1一直正常生产，长寿天数已达到458天。电潜泵举升工艺：中北部主要集中在港东、港西、唐家河油田。油藏特点为中高渗透砂岩油藏，边水驱动，地层能量充足。其中港H2井为05年新井，该井地质配产30t/d，为防止边水突进，含水上升过快，要求初期液量控制在50m3/d左右，后期根据含水情况，要求液量控制在100m3/d左右。该井采用了100m3的金属陶瓷防砂电潜泵配套变频投产。目前已经生产97天，日产液59.5m3/d，日产油40t/d左右，含水基本稳定在30%左右，达到了预期目的，满足了地质配产要求。该井采用电潜泵优点：（1）控制生产压差容易；（2）保证了液体连续的流入，避免了油层的激动，减缓了含水上升速度；（3）容易实现大幅度的液量调整，初期液量50m3/d,后期液量100m3/d；（4）免除了后续作业，降低了成本。唐H2井投产初期采用抽油机配套较大泵径投产，由于高含水（95.0%），采用400m3电潜泵提液，泵深1018m，日产液572m3，日产油20 m3，含水96.5%。南部电潜泵举升工艺主要集中在风化店孔二南、舍女寺的女34区块、王官屯、小集油田。排量一般在50-70m3，配套井筒掺水加药降粘措施。其中官H1井于93年8月采用抽油机有杆泵生产，由于地层能量充足，于01年采用电潜泵配套环空加药降粘措施进行提液，初期免修期在471天，目前为816天，一直正常生产。说明该工艺在地层供液充足的南部稠油区块配套环空加药降粘措施适应性较好。螺杆泵举升工艺：自05年以来，在唐家河、羊二庄、港东、板桥油田上应用。这些井均属于边底水油藏，为了控制含水上升速度，一般要求初期液量控制在50m3以下，采用较小的生产压差控制底水上升（如要求在1MPa以内），在举升方式选择上，采用了中排量螺杆泵配套变频举升工艺投产，下泵深度在直井段（泵深700-1200m）。目前除了唐H3井转电泵提液外，其余井投产后生产一直正常，平均排量效率73.15%。各水平井生产简况见附表1。5、取得的认识（1）、根据水平井井眼轨迹统计，我油田早期的水平井一般采用中长半径曲率造斜，造斜点深，直井段较长，井下泵均下在直井段。（2）、大港油田水平井投产方式以人工举升为主。针对不同油藏类型、油品性质相应采用了抽油机有杆泵、电潜泵、螺杆泵三种举升工艺方式。早期投产的水平井广泛采用抽油机有杆泵和电潜泵举升，基本满足了当时水平井的开发需求。（3）、经对早期投产的水平井免修期进行统计，投产后免修期小于100天有14口，占总井数的45.16%。这其中多数井是由于举升方式、工艺参数选择不合理造成的。其中南部油田举升方式转换较多，电潜泵转抽油机井14井次（其中包括初期采用抽油机投产，转电泵后由于多次欠载又转回抽油机3井次）。因此对水平井产能的准确预测以及举升工艺方式的优选、工艺参数的优化、以及配套措施的筛选相当重要。（4）、从近两年的水平井生产情况看出，对于边、底水油藏的水平井来说，为了减缓含水上升速度，一般在投产初期控制采用小排量（50m3/d左右）生产，后期视含水情况适时提液（100m3/d左右），因此要求举升工艺具备一定的液量调节范围。虽然抽油机有杆泵工艺现场应用成熟度高，但其排量调节范围较小，加之井筒排液不连续易导致油层激动出砂、边底水突进等问题。电潜泵和螺杆泵配套变频控制装置正好弥补了抽油机有杆泵采油的不足，应用效果较好。（5）、螺杆泵举升应用较少，但是效果较好，随着工艺进步，该举升技术目前已经成熟，可以作为今后水平井举升工艺方式的一种选择方向。五、开发难点分析1、早期投产的水平井产能普遍较低，主要原因之一是油层保护工作不到位。由于水平井配产高、投入大，因此水平井油层保护工作比普通开发井更为重要。2、06年部署的水平井数量多，分散程度高，油藏类型复杂，油品性质差异大，完井方式的优选难度大。3、港东、港西、羊三木等油田主力油层为明化、馆陶油组，油层胶结疏松易出砂，一旦出砂，治理难度大，需要结合完井工作进行防砂工艺优选。4、随着油田的不断开发，出现了大斜度水平井（如2006年产能新井西H3），造斜点比较浅，对于此类井目前常规举升工艺方式难以满足要求，需要进行特殊的工艺配套。5、港东、港西、羊三木等油藏边底水活跃，一旦出水，后期治理难度大，因此合理控制生产压差，优化工艺参数，是提高水平井开发效果的关键。第二章 方案编制原则一、以经济效益为中心，立足现有成熟、配套的工艺技术，实现少投入、多产出的目的。二、采用系统的油层保护措施，从钻井、完井、生产、作业的一系列环节防止油层污染，充分发挥油井产能。三、充分体现质量、安全、环保、健康的要求，严格执行大港油田公司颁布的“QHSE”管理体系文件。第三章 钻井工艺方案一、 第四章 采油工艺方案第一节 完井工程方案设计一、水平井完井工艺历程及现状1、“八五”“九五”期间水平井完井工艺“八五”“九五”期间共完成水平井21口，其中筛管完井8口，射孔完井12口，地质报废1口。表4-1-1 “八五-九五”期间水平井完井方式统计情况表序号井号油藏类型完井方式1女MH2块状均质砂岩割缝筛管+悬挂器2女MH3块状均质砂岩割缝筛管+悬挂器3官H962-4薄层状生物灰岩割缝筛管+悬挂器4风H1厚层状非均质砂岩水泥伞+割缝筛管5官H3生物灰岩水泥伞+割缝筛管6板H1非均质砂岩割缝筛管+管外封隔器7官50-9KH厚层生物灰岩割缝筛管+管外封隔器8官H2生物灰岩割缝筛管+管外封隔器9官H4厚层状均质砂岩油藏尾管固井射孔10官H1生物灰岩全井固井射孔11风H2厚层状非均质砂岩尾管固井射孔12风H3厚层状非均质砂岩全井固井射孔13歧H1块状非均质底水砂岩全井固井射孔14歧H2块状非均质底水砂岩全井固井射孔15小H1非均质砂岩尾管固井射孔16房H1非均质砂岩尾管固井射孔17官H88-50互层状非均质砂岩尾管固井射孔18官H88-44互层状非均质砂岩地质报废19女MH1块状均质砂岩尾管固井射孔20官H27-65薄层状均质砂岩钻杆固井射孔21家H1非均质砂岩全井固井定向射孔在此期间实施的完井工艺技术主要存在以下问题：（1）、水平井完井方式选择缺少科学评价，水平井完井方式比较单一。（2）、割缝筛管完井工艺存在着割缝筛管在掏空状态下井过程中，与井壁的接触和割缝处泥浆形成自灌浆。细小颗粒堵塞缝隙并在管外形成泥饼，加之现在割缝筛管完井工艺都存在管内留有水泥塞和筛管缝隙无法冲洗等技术问题，势必导致施工周期延长、完井成本上升，泥浆对油层浸泡时间加长，势必导致产量下降。（3）、完井过程中没有采用优质完井液，仍采用原钻井液稍加改造成硅基屏蔽暂堵钻井液。对盐敏、碱敏、水敏产层没有做出具有针对性地不同钻井液和射孔液。（4）、割缝筛管只能防中、粗砂砾，不宜用在不均质砂岩和渗透性强底水油藏。 2、自2003年以来水平井完井工艺目前我油田水平井完井方式主要有尾管固井射孔完井方式和筛管完井方式两种。2003年以来完钻的21口井中有7口井为尾管射孔完井，14口井采用筛管完井。通过充分的工艺技术论证，改变了以往水平井完井方式单一的局面，加大了筛管完井的应用力度，通过水平井油层保护技术的运用，实现了全过程的油气层保护，提高了水平井开发效果。表4-1-2 2003-2006年完钻水平井不同完井方式效果表井号区块完钻井深目的层完井方式投产日期初期产量t目前产量t目前含水%唐H2唐家河2039馆一尾管射孔2004.01.0369.313.8997.57扣H1扣村2656沙三尾管射孔2004.03.2799间关/羊H1羊三木1742馆一尾管射孔2004.09.2122.198.7826.54女MH4舍女寺3445中生界尾管射孔2004.10.199.23.2482.4西H1西13-131546明三尾管射孔2004.10.292218.1370.14港H1港2212490馆四尾管射孔2004.12.1423.41.595.7歧南H1歧南913100沙河街尾管射孔2005.06.1069.5319.9950.11家H2官1072658孔二主井眼筛管+两分支裸眼2004.12.312519.0785.18港H2港东一区1927明三筛管顶部注水泥+管外封隔器2005.09.1058.5631.8964.68西H2港西2100明三筛管+多级膨胀式管外封隔器2005.10.250.237.0996.71唐H3唐家河2442馆一筛管+多级膨胀式管外封隔器2005.10.0953.319.2695.15港浅10-5H港浅8-61803明三4精密微孔复合筛管完井2006.02.11 29.760.8697.70庄H1羊二庄庄一2049明52精密微孔复合筛管完井2006.01.28 36.08.8487.00庄H2羊二庄庄一1873明5精密微孔复合筛管完井2006.06.17 4.774.891.10枣72-16H孔一北2508枣四精密微孔复合筛管完井2006.05.19 9.570/板66-30KH板63区块1988.55Ng3精密微孔复合筛管完井2006.06.20 30.7915.1845.50板64-28KH板64区块2074.85Ng3筛管+多级膨胀式管外封隔器完井2006.04.07 34.024.1628.30西H2港西172 2100ES三2筛管+多级膨胀式管外封隔器完井2005.10.25 10.364.2696.30西H3港1451 1826Nm二6筛管+多级膨胀式管外封隔器完井2006.03.26 29.702.3393.00羊8H1羊三木羊G11958Ng精密微孔复合筛管完井2006.03.04 36.9338.409.00扣9H1扣村扣92260沙一下不锈钢精密冲缝筛管顶部注水泥完井2006.06.27 2.04因下雨无法拉油经过多年的技术发展，大港油田形成了以射孔完井和筛管完井为主体的两大主体完井工艺及相应的配套技术，基本满足了大港油田的水平井开发。尤其是05年以来筛管+封隔器完井技术的推广应用，实现了水平井先期防砂，并成为水平井完井的主要工艺，使大港油田的水平井完井工艺日趋成熟。水平井筛管选择性完井主要是指在水平段下入完井筛管的完井方式，筛管既是支撑套管又是挡砂筛管，根据筛管以上完井尾管完井方式的不同，水平井筛管完井主要又分为两种完井方式，即水平井筛管顶部注水泥完井技术和带多级膨胀式封隔器的水平井筛管完井技术。（1）、水平井筛管顶部注水泥完井技术是指在水平段下入完井筛管，完井筛管以上连接完井套管，完井套管一般回接到井口，完井套管外注水泥固井，实施的井例有港H2、唐H3井（均为边底水油藏）。水平井筛管顶部注水泥完井技术主要应用在生产层断以上有大段水层的情况，通过注水泥进行永久封固，提高封固效果；水平段筛管根据水平段长度和油藏情况，可以在水平段上连接膨胀式封隔器，实现对水平段分段，达到后期对水平段分段卡封和分段开采的目的。（2）、带多级膨胀式封隔器的水平井筛管完井技术是指在水平段下入完井筛管，完井筛管以上连接完井套管，完井套管回接到上部技术套管直井段内，并应用悬挂器悬挂在上部技术套管上；通过在完井技术套管上连接多级膨胀式封隔器的方式，实现对上部技术套管与目的层之间层断的压力封隔，不固井，实施的井例有家H2、西H2井等。带多级膨胀式封隔器的水平井筛管完井方式主要应用在生产层段以上没有大段水层和干扰层的情况，通过在回接的盲管段上连接膨胀式封隔器来实现与油层段的压力隔离；水平段筛管根据水平段长度和油藏情况，可以在水平段上连接膨胀式封隔器，实现对水平段分段，达到后期对水平段分段卡封和分段开采的目的。3、完井工艺需要进一步研究的内容随着筛管完井工艺的规模实施，在部分井相继发现了一些问题。（1）西H2井（筛管+封隔器完井）：投产后因含水较高，1月大泵提液，2月下电泵生产，生产2天因过载停机2次，又恢复抽油机大泵生产，27日开全水，3月1日出油。目前液量215.35m3/d，油量7.09t/d，含水96.71，动液面770m。检泵作业发现完井筛管位置下移50米，分析筛管带动管外封隔器下移，放开了下部的水层，导致含水上升。