不断发展完善采油工艺技术 努力提高油田开发水平 确保老区持续稳产

第二部分 目前存在问题 目 录 第一部分 文中 技术发展状况 第三部分 下步努力方向 概 况 概 况 概 况 采油一厂所辖文中 文东油田分为文中 、 文东两大油田 ， 虽然动用含油面积只有 石油地质储量8581*104t， 但分布在 18个不同类型的开发断块区 。 文东 、文中两大油田地质条件开发特点差异大 ,是两个开发类型截然不同的油藏 ， 文中油田属于典型的复杂断块中高渗透油藏；文东油田是国内外罕见的异常高温 、 高压 、深层低渗透特殊类型油藏 （ 见表一 ） 。 表一 文中 文东油田分类油藏地质参数表油田平 均 井 深 始 压 力 压 力 温 度压 力 系 数文中 2 4 0 0 - 3 1 0 0 1 0 0 - 3 7 0 2 0 - 2 6 2 7 - 4 0 9 . 7 - 2 4 . 0 8 5 - 1 2 4 1 . 0 - 1 . 3 8文东 2 8 6 0 - 3 8 0 0 5 - 5 1 1 4 - 2 0 3 2 - 6 5 1 1 . 6 - 3 6 . 0 1 0 7 - 1 4 9 1 . 1 6 - 1 . 8 1 这样的油藏类型给采油工艺技术带来了众多的难题 。 又经过二十一年高效注水开发 ， 大部分区块已进入高含水中后期开发阶段 ， 油田开发对采油工艺提出了更多的要求 。 而许多的难题很少有可借鉴的技术成果 ， 需要我们不断地探索 、 攻关 。 概 况 采油工艺的技术思路是以油藏工程为基础 ， 以监测资料为依据 ， 以增储 、 挖潜促稳产为目标 ， 以提高技术含量 、 优化措施结构为手段 、 围绕油藏工程提出的问题 ， 认真分析 、 详细认证 、 明确挖潜方向 ， 即：以确保老区稳产 、 实现控水稳油 、 提高原油采收率为主攻方向 ， 紧紧围绕 “ 一个改善 ” (改善两个剖面 )，“ 两个控制 ” (控制无效注水和含水上升速度 ， 控制储量的损失速度和自然递减 )， “ 三个提高 ” (提高存水率 ， 提高水驱动用储量 ， 提高采收率 )， 制定工艺对策 ，重点打好 “ 三次采油 、 分层注水 、 分层改造 、 高效气举 、 机采配套 、 调剖堵水 、 油层保护 、 井况防治 ” 八个硬仗 。 概 况 两年来，共完成各种工艺措施 1473井次 降 水 60 万 方 增 油 23 万 吨 增 注 26 万 方 节 气 56 万 方 第一部分 文中 采油工艺技术发展状况 一、油田注水 注 所 水 做 方 工 面 作 加强水体 改 造 完善文东 注水管网 强化分注 工 作 （一）积极进行污水处理流程的改造，确保了 水质的稳定达标 新建一座 750将原来的事故池改成沉降池 更换站内 300新上了一套混合器 文一污 完善文一污污水处理工艺流程 成功应用了低污泥污水处理技术 新上一套混合器，减少了施工对水质的影响， 提高了水质的稳定性 为了落实井口水质的达标情况，我们在末端站选择了 8个水质监测点 对水质达标率低的 3条注水干线进行了清洗，从而使站外水质达标率达到 100% 文三污 应用了压裂、钻井等废液的处理技术。 （二）完善改造注水管网，加强注水井管理， 提高了开井率和配注合格率 为了改善注水开发效果 ， 我厂自去年以来先后对文东注水系统进行了设备管网改造 ， 实现了分四套注水压力系统 （ 1853545分压注水 。 目前 13座注水站均能按各注水井的注水压力不同需要注水 ， 达到了提压增注的目的 ， 日增加注水量 1728m3/d,提高了注水效率 ， 并为以后 、 类层动用创造了条件 。 通过改单泵注水 、 使用恒流水嘴 、 注水泵参数变频调速 、 注水站配水阀组改造 、 储层酸化改造等措施 ， 解决了欠注井 35口 ， 日增注水量 2538m3/d。 同时对 95口注水井在注水站安装了恒流水咀 ， 日减少无效注水 1689m3/d。 从而使油田注水井的配注合格率由原来的 高到目前的 配注合格率提高了 （三）分层注水工作初见成效 随着油田注水开发的不断深入 ， 油层吸水状况呈现出两极分化：一是大多数主力吸水层都已一级水淹 ， 水淹程度高 ， 造成无效注水严重；二是非主力吸水层吸水状况差 ，甚至不吸水 ， 导致这类层动用程度差 ， 甚至未动用 。 据2000年文中 7口测剖井吸水剖面资料统计：主力吸水层层数 126层 ， 只占总吸水层数 439层的 而吸水量却达 7160日吸水量 11636 另外未启动层达 763层 ， 占总层数的 由于 各种原因 油田分注率只有 8%， 提高油田的水驱控制及动用程度 ， 实现产层转换 ， 维持油田的高产 、 稳产 ， 分层注水势在必行 。 井况损坏多，造成分注井大修多 动用 、 类层注水压力增高 高温、高压、井深，井身结构复杂， 没有配套工具 文中 文东 制约水井分注的主要因素 为了使油田分注率不断提高 ， 以提高油田开发水平 ，我们提出了分层注水工作思路 ， 即本着 “ 由低到高 ， 由浅到深 ， 由大到小 ， 由易到难 ” 的原则 ， 依靠科技进步 ， 不断提高分注工艺水平 、 扩大分层注水规模 ， 力争使油田分注率逐年提高 。 通过 两年努力 ， 共实施分注 96口 ， 目前全厂共有分注井 93口 ， 油田水井分注率由 2000年年底的 8%升至 提高了 分注工作思路 由低到高 分注井注水压力由 180- 40水封隔器耐温性能由 90 提高到 120； 由浅到深 井下工具下入深度由 2500米向 3400米发展； 由大到小 适应分注井的套管内径由 12421 118应的下井工具（封隔器等）外径 由 114 112适应不同套管内径的需要； 由易到难 分注工作范围由实施难度相对较小的文中油田 向难度较大的文东发展，以改善不同类型油田开发效果。 所做的技术工作 1、 文中油田常压分注井对以往所用的各种注水封隔器进行了对比和优选 ， 选择了适合文中油田井下分注工艺需要的封隔器 。 2、 文中 、 文东油田高压分注井引进采油工程技术研究院开发的高压分层注水工艺 ， 较好地解决了高压分注问题；同时也较好地解决了高压分注合格率偏低的难题 。 3、完善了适合各种不同注水井需要的分注管柱 通过 13我们认识到文东油田水井分注必须完善施工工艺：清洗井筒（刮削套管壁、高温循环井筒、柴油浸泡等），根据套管组合，选择合理的工具串，座封以前磁定位校深，以保证分注的成功率。 4、完善了文东分注井的施工工艺 5、引进恒流堵塞器替代偏心水咀，用于超高压分注井 图四 两级三段管柱示意图 下入 “ 水力锚 +注水封隔器 +偏心配水器 +球座 ” ， 下至第 98根遇阻 ， 但有硬蜡进入反洗通道内 ， 封隔器上部油管被稠油和蜡裹住 。 下冲洗管 1200米 ， 冲洗 20第二次下入分注管柱 ， 下至第80根遇阻 ， 起出后发现封隔器已座封 ， 上 、 中胶筒被刮掉 ， 下胶筒外翻 。 分析认为井筒内硬蜡未冲洗干净 。 用旧封隔器带管柱下至 1200米 ， 未见遇阻 ， 起出 。 文 13 13 原为笼统注水 ， 注水层段 压 油压 套压 配注 150m3/d， 实注111m3/d。 根据生产需要 ， 需进行分层注水 ， 以缓解层间矛盾 。 要求停注 单注 配注 150m3/d， 均衡注水 。 施工工序 由于井筒内仍有硬蜡 ， 因此 ， 又下入 116*3米刮削器刮削至2000米 ， 用两台高效热洗车热洗 ， 下 116* 下至第 74根时遇阻 ， 加压下至第79根再也下不动 。 分析主要原因是管柱工具串过于复杂 ， 被热洗的硬蜡逐步上行并堆积 ， 因而造成封隔器遇阻 。 鉴于上述原因 ， 决定去掉顶封和偏 2， 将偏 1和水力锚上提至2600米 ， 封隔器下接 6根油管 。 当封隔器下至 750米时热洗 40方水 ，趁蜡软化时下管至 900米时又热洗 20方 ， 再趁热下井顺利 。 开井正常注水后 ， 泵压 40油压 36配注 150m3/d， 实注 147m3/d， 达到分注要求 。 文 13二、机采工艺 至 2002年 10月 31日 ， 全厂抽油井共有 346口 ， 开井269口 ， 平均单井日液 日产油 含水 平均动液面为 1429m， 平均泵挂 平均沉没度603m。 1、深抽配套实现了 “ 一个降低、一个延长、两个提高 ” 。 抽油井 2000年 2002年 平均泵效 平均检泵周期 抽油井系统效率 抽油井躺井率 376天 402天 26天 与 2000年同期相比： （ 1） 以“治躺”为目标，机械防砂手段日益完善 对出砂井均现场了解，分析出砂原因，出砂类型，粒径大小； 重点井取样化验，确定成份； 返工井重点跟踪，制订适宜方案； 文东压裂转抽井均下防砂泵或防砂筛管； 文东冲砂井均采取冲砂后大排量洗井方案； 对出砂量较大，且粗、细混合的油井，采取防砂筛管 +防砂泵配合应用措施； 两年来共实施机械防砂 150井次 (其中防砂管应用 68井次；防砂泵应用 82井次 )， 有效 133井次 ， 有效率 增油 所做的主要技术管理工作 效 果 （ 2）以提高泵充满程度为目标，防气技术实现了系统综合应用 根据油井产量 、 油气比 、 含水等资料 ， 采用了螺旋分离器 、 气举阀助流举升 、 防气锁阀 、 防气泵 、气液混抽泵 等防气技术 ， 重点在文东抽油井 ， 兼顾文中高气量井 ， 使防气技术做到了有系统地应用 。两年共实施防气 191井次 ， 有效 177井次 ， 增液 增油 所做的主要技术管理工作 文 115井为文 13西南一口油气比较大井 ， 正常生产时工作制度32*日产液 d， 日产油 泵效 油气比达 376m3/t，2001年 3月 11日应用防气锁泵 +螺旋分离器 +气举阀助流举升等综合防气技术后 ， 在工作制度不变情况下 ， 日产液 d， 日产油 d， d， 累增油 如图显示了 2001年 3月作业前后功图对比 ， 可见功图明显变好 ， 气体影响基本不存在 ， 泵效达 效果明显 。 （ 3）以减少油层污染，提高清蜡效果为目标，低压油井防蜡技术走向完善 （ 4）以防偷油及提高油井开井时率为目标，实现了防盗技术由井口到井下的转移 固体清蜡剂技术 高磁场多功能防蜡技术 低压漏失层热洗技术 低能低产井负压采油井热洗技术 所做的主要技术管理工作 （ 5） 以延长检泵周期为目标 ， 油井防偏磨技术实现了因井制宜 ， 灵活应用 两年来推广应用了活动式扶正器、旋转式扶正器、防腐节箍扶正器等各类防偏磨、防腐技术 75井次。同时对腐蚀偏磨严重的抽油井应用了牺牲阳极保护节箍扶正器，有效率 与 2000年同比，每年减少由于管、杆偏磨造成的作业 17井次，两年共减少计 34井次。 所做的主要技术管理工作 （ 6） 以提高低能井产量为目标 ， 玻杆的应用实现了超深提液 为了使低能井能正常生产 ， 我们根据生产资料 ， 及时实施小泵 +玻杆深抽提液技术 ， 放大生产压差 。 目前我厂玻杆正常生产 26口井 ， 平均泵挂由 2114加深了 397m， 液面由 1969125m， 下降了156m， 平均泵效由 高至 提高了 所做的主要技术管理工作 （ 7） 以减少活塞上凡尔罩断为目标 ， 应用了高效活塞 （ 8） 以减少泵漏失 、 泵卡几率为目标 ， 应用了陶瓷凡尔球 、 防落物双凡尔球座 （ 9） 以提高结盐井的生产效率为目标 ， 抽油井防盐工艺得 到进一步完善 所做的主要技术管理工作 2、完善了管、杆、泵管理体系，保障了抽油井管理水平的提高 随着 1999年来我厂抽油杆 、 油管检测修复的建立 ，2001年来又重点抓管 、 杆 、 泵的基础管理及严把入库 、发放等工作 ， 两年来管 、 杆 、 泵造成作业井次逐年减小 ，管 、 杆 、 泵造成检泵作业井数共 195井次 ， 占 较2000年下降 管 、 杆 、 泵管理体系的完善和质量的提高为抽油井管理水平的进一步提高提供了保障 。 所做的主要技术管理工作 目前采油一厂有气举井 134口 ， 其中正常注气井 125口 ， 气举井日产液水平 3200t/d， 日产油水平 740t/d， 综合含水 平均流压 均工作阀 6级 ， 平均举深 2526m， 平均注入气液比 402m3/t。 气举井 1、从设计入手，不断创新，确保了举升效率的提高 （ 1）提高气举阀设计压力，充分合理地利用增压气能量 针对原设计方法中气举阀的设计工作压力为 最后一级气举阀都使用单流阀 ， 造成低产井地面注气工作压力很低 （ 普遍为 5 ， 远小于地面供气系统压力 （ ， 造成高压气能量利用率低的问题 ， 采取了： 根据各配气站的干压 ， 提高设计注气压力； 提高各级气举阀的设计打开压力 低产气举井不下单流阀 实施 39井次，平均提高设计打开压力 均地面注气压力为 改进前提高 比较接近地面供气系统压力，平均注入气液比由 680m3/20m3/t，降低 24%，明显提高了高压气能量利用率。 所做的主要技术管理工作 （ 2）不断完善和改进管柱设计方法，改善了气举参数 低能量井管柱设计改进 主要突破点 ：第一级阀下深突破 850m；设计举深突破 3000m；设计打开压力提高到 开展高能量井提液研究 主要是通过准确预测井筒压力 、 温度分布 ， 提高布阀设计精度和温度预测吻合率 ， 使高能量井达到较大举深 。 共实施高能量井提液增加举深 11井次 ， 平均单井日产液达到 d， 平均流压降至 平均举深 2679m。 其中 4口井举深达到 2700 （ 3）引进应用了 一步完善了设计手段 所做的主要技术管理工作 2、以提高注气效率为目的，开展气举系统优化配气工艺的研究 如何用最少的气量获取最高的产量一直是气举工艺追求的目标 ， 为此今年以来我们开展了优化配气模型的研究 。 主要是通过选取目前生产工况正常的气举井 ， 分别取 5个不同注气量值 （ 高产井为 12000， 15000， 18000， 20000， 25000；低产井为 5000， 8000， 10000， 12000， 15000） ， 改变注气量 ， 同步录取注气压力 、 油压 、 产液量 、 含水 、 流压 、 流温等参数 。 在对测试卡片及各种资料综合分析的基础上 ， 绘制单井动态特性曲线 ， 确定各不同注气量下油井产液与注气量的匹配关系 ， 做优化配气模型 。 所做的主要技术管理工作 3、建立了供气平衡与压力调节系统 气举井注气能量来自地面压缩机组输出的高压天然气。由于各单井井况和地质条件不同，需设计不同的气举井下管柱、排液压力和注气量，而所有气举井的注气都来源于同一供气系统，因此，供气系统的压力变化将影响所有气举井的正常生产。为精确气举井配气，实现系统自动控制注气，减小注气系统波动对单井注气的影响，我们与浙江大学共同研制开发了供气平衡与压力自动调节仪，目前已实施完成 60口井，节约用气量 15*104m3/d。 所做的主要技术管理工作 4、开发应用了 气举生产管理系统软件 解决了“气举井注气量难以有效控制”的问题，保持了气举生产系统的稳定； 进一步降低了气举生产成本，提高了生产管理水平； 提高了低产低能气举井的举升效率，使气举技术进一步合理化和科学化。 所做的主要技术管理工作 5、编制了 气举采油系统效率评价软件 我们和西南石油学院合作开发了 气举采油系统效率评价软件 ， 利用气举井基础数据和测试资料 ， 对整个气举系统效率进行计算 ， 并通过量化分析 ， 确定影响气举系统效率的因素 ，有效指导各项工艺措施的实施 。 利用该软件对全厂 68口气举井输气管线 、 气举井 、 输油管线进行了效率计算 ， 并进行了分析整改 。 应用后 ， 平均注入气液比下降 平均举升深度突破 2550m， 达到历史最好水平；气举井平均简化效率由 上升了 并且实现了气举井评价的科学化 、 智能化 、 系统化 。 所做的主要技术管理工作 6、研制并建成气举阀动态特性实验室 检测气举阀的生产工艺水平 ， 促进气举阀质量的提高； 提高气举井管柱设计的精度和高压气能量的利用率； 提高气举井工况诊断和卸载模拟技术水平； 检测修复气举阀的性能 气举阀动态特性实验室的建成 ， 填补了国内气举阀研究领域的空白 ， 标志着我国已经具备检测动态特性的能力 ，对提高我国气举采油工艺技术水平和国产气举阀的质量具有很大意义 。 所做的主要技术管理工作 1、应用双串分离器配套防气技术 应用双串分离器 36口，占电泵井总数的 平均泵效由措施前的 高至 上升了 增液 增油 本消灭了由于气体影响而造成欠载停机。 所做的主要技术管理工作 电泵井 文 209该井 累增液 累增油 截止目前 ， 机组免修期 305天 ， 较措施前的 142天延长了 163天 。 典型井例 文 2 0 9 - 2 3 井 应 用 双 串 分 离 器 效 果 统 计 表效果统计内 容泵型泵挂 日产液日产油含水动液面泵效日增液 (t)日增油 (t)泵效(%)措施前 7 6 2 1 1 7 . 1 7 . 7 805 7 8 . 4措施后 7 6 0 1 4 5 . 4 7 . 4 683 9 7 . 42 8 . 3 1 9 . 0所做的主要技术管理工作 2、建立了电泵井地面试验系统 3、采用了“ 1+1” 电缆设计法，扩展了电泵井 的应用范围 4、广泛运用了电泵清防垢技术 5、应用了电泵井遥控监测管理技术 三、井况防治 经过 20多年的高速开发 ， 我厂共有事故井 428口 ， 占总井数的 其中落物井 132口 ， 套损井 164口 ， 套损 +落物井 132口 。 共损失控制储量 动用储量 严重影响了油田的稳产基础 。 为此 ， 近两年来 ， 我们以 “ 一降两持平 ” 为工作目标 ， 克服大修力量不足 、 资金短缺等困难 ， 加大井况防治工作的技术和资金投入 ， 采取 “ 井况预防 ” 和 “ 事故井治理 ” 双管齐下的方针 ， 取得了显著成效 。 两年来 ， 新发现事故井 74口 ， 事故井下降率为 损失可动用储量 油水井大修修复 105口 ， 恢复可动用储 修复井与事故井持平率为 修复井恢复可动用储量与事故井损失储量持平率为 实现了 “ 一个下降 ， 两个超平衡 ” 的目标 。 新井提高套管钢级 。 根据文中 结合区块地应力与射孔对套管强度的影响等研究成果 ， 将文东产层套管由 110 文中产层套管由 80 110 两年来 ， 在新钻井上实施 26口井 。 推广应用 两年来在 45口新井上使用 。 推广应用自由段封固技术 ， 采用高密度水泥浆封固下部油层 ， 低密度水泥浆上返至井口 ， 提高套管抗挤强度 ， 增强套管防腐 、 抗挤能力 ， 延长油水井寿命 。 今年来共实施 32口井 ， 收到了较好的井况预防效果 。 强化新钻井过程监督 ， 提高新钻井质量 1、 抓源头，努力提高新钻井质量，新井井况事故明显减少 井况预防 2、 强化油水井日常管理，减少落物事故，延缓套管损坏。 3、加大 组合测井技术的应用，进一步拓展了井况监测手段。 开展防腐和水质达标工作，减缓井筒腐蚀。 优化油水井增产增注措施，防止井况事故发生。 加强作业质量监督，强化井下工具质量管理，防止各类 事故井的发生。 进一步加大水井检管力度，预防管柱卡落事故的发生。 2、 51/2 套管内全井下 4 套管加固工艺 对套管长井段多处破漏或油层层数多、厚度大、非均质严重、非主力层水淹程度低，需进行层间调整的油水井实施全井下 4 套管修复工艺。 1、侧钻 井况治理 两年来共实施侧钻工艺 42口 ， 其中拔套侧钻 39口 ， 开窗侧钻 3口 。 恢复可采储量 增油 取得了显著的增储上产效果 。 155东块的一口注水井 ， 原注水层位 由于上部层漏失严重 ， 无法满足地质配注要求 。 今年 6月份对该井下4 套管重新固井 ， 射开 吸水剖面显示各层吸水相对均衡 ， 目前对应油井文 15日产油由 6月份的 d， 为 四、油层改造 一是油水井套管损坏严重 ， 导致管外窜槽 、 漏失 ， 全油田共有套损井 177口 ， 占生产井总数的 二是经过 20年的注水开发 ， 主力层大多水淹 ， 非主力层动用程度差 ， 特别是文东盐间油气藏更是如此 。 统计文东油田产出剖面与吸水剖面：吸水厚度占总厚度的 其中主力吸水层吸水厚度就占了 主产层只占总厚度的 因此 ， 挤堵高含水层 ， 动用 、 类层 、 改善两个剖面 ，进一步挖掘层间潜力 ， 实现控水稳油是我厂采油工程的主攻方向 。 目前文中 （一）开展了封窜堵漏和水淹层挤堵工作 对自由段套管破损位置的管外环空存在空洞的井 ， 先用大量污水站排出的污泥填充 ， 再进行挤堵 ， 使封堵层的堵剂获得了支撑 ， 提高了措施成功率和有效期 。 由于 4 小套管侧钻井无法实现措施后钻塞 ， 挤堵后井筒不能留塞 ， 于是我们采用变径管柱 ， 下部用 2 油管 ， 并对堵剂中的缓凝剂加以调整 ， 使井筒内残留的堵剂初凝时间延长 ，挤堵完待压力扩散后 ， 即加深管柱探冲至井底 ， 实现了 4 小套管侧钻井的封窜堵漏 。 所做的主要技术管理工作 如 文侧 10 因 造成各层互窜 ， 且射孔生产层位 7 投产含水高达 由于该井下部为 4 套管 ，目前没有配套的钻塞工具 ， 挤堵后井筒内不能留塞 ， 因此常规的挤堵施工风险极大 ， 长期未上作业 。 2001年 5月 13日应用该技术 ，对该井进行了封窜堵漏施工 ， 压力由 5再对部分原生产层位重炮后下泵生产 ， 该井措施前日产液 d， d,含水 措施后日产液 d， 日产油 d， 日增油 d,含水下降了 65个百分点 ， 使该井得以正常生产 。 典型井例 侧 10 应用了油层暂堵保护挤堵技术 该技术解决了因保护层位漏失无法实施填砂或因井况差 、 夹层薄等问题无法卡封保护时不能分层挤堵的难题 。 该技术主要是采用耐高压暂堵剂对保护层进行暂堵保护 ， 对挤堵目的层进行封堵后 ，再对暂堵层进行解堵 ， 进一步扩大了挤堵技术的应用范围 。 所做的主要技术管理工作 如 文 13 今年元月 73中 8后 ， 含水大幅上升 ， 日产液55t/d,日产油 d,含水 分析认为 为主要出水层位 。 堵水时在填砂施工中 ， 发现下部层位 漏失严重 ， 且该井套变无法卡封 。 为避免砂卡管柱事故 ， 采用 3中 9进行屏蔽暂堵 ， 再对 挤堵的方案 。 于 2001年 2月 18日实施 ， 采用 “ 小排量 、 低压注入法 ” ， 使暂堵层优先进入暂堵剂 ， 候凝 24392m， 并于 2月 19日利用原管柱对的挤堵 ， 再次候凝 48h， 钻塞至井底 ， 于 2月 22日完成了对 的解堵施工 ， 该井的暂堵 解堵配套工艺相当成功 。 措施后日产液 d，日产油 d,含水 日增油 d， 含水下降了 23个百分点 ， 累计增油 降水 4954有效期达 205天 。 对于层间差异大的长井段的封堵，采用了“低排量、间隙挤注工艺”，避免了堵剂的单层突进，使启动压力高低不同的小层都能得到有效的封堵。 所做的主要技术管理工作 如 65 生产层位 井段跨距大 ， 共 开小层多 ， 共有 3n。 试挤发现启动压力低 ， 仅 7失量大 ，18m3/h。 顶替施工中 ， 使用 1档车 ， 堵剂进入油层后 ， 压力升至 12 暂停 20再开泵顶替发现压力上升明显加快 ， 157明堵剂进入高渗低压层后 ， 经过一段时间的失水 ， 形成网架结构 ， 阻止了堵剂往深部的流动 ， 同时随着挤注压力的上升 ， 使启动压力较高的低渗高压层也得到了有效的启动 ， 最高压力达 29停泵稳压 27 共打堵剂 18候凝 36025 重炮投产 共 1n（ 2 、 8 、 9 、 16 、 20 、22 、 26） 。 后于 2002年元月转注 ， 元月 18日测吸水剖面 。 剖面显示挤堵后投注的 2 、 8 、 9 、 16 、 20 、 22 、 26 11个小层的相对吸水量为 而挤堵后未重炮的 22个小层 ， 且其中 19 、 23 、 25这三个小层紧邻重炮投注的小层 ， 相对吸水 占未重炮投注小层吸水总量的 由此可见 ， 该井的挤堵取得了较好的效果 ， 成功地实现了多层 、 长井段的有效封堵 。 如 13989年 9月投产 ， 生产层位 井段 共 1n，因主产层 3600 管外窜槽严重 ， 而其中的39 为矿化度较高的水层 ， 以致该井结盐严重 ， 次 、 大修一次 。 2000年 7月 ， 为彻底治理该井 ， 决定：先射开 再进行挤堵 ， 施工一次成功 ， 恢复了该井的正常生产 ， 至今未发生过盐卡事故 ， 措施前日产液 d， 日产油 d， 含水 措施后日产液 d， 日产油 d， 含水 累增油 1610t， 含水下降了 有效期达 387天 ， 继续有效 ， 效果见下图 。 所做的主要技术管理工作 油技套环空挤堵工艺 3600 3中 5670 为了提高挤堵效果 ， 确保 “ 堵得牢 、 堵得死 ” ， 今年来 ， 我们进行了 “ 挤堵后不反洗 、 不动管柱带压候凝 ” 的尝试 ， 取得较好的效果 ， 如 13 采取挤堵后不反洗 、不动管带压候凝的施工工艺 ， 施工成功且效果很好 。 实践证明 ，这一工艺是成功可行的 。 常规的挤堵施工工序是： 挤堵剂 顶替（ 正挤 ） 反洗 反挤 关井扩散数小时 上提管柱 。 这样的施工方法虽然确保了施工管柱的绝对安全 ， 但由于堵剂进入地层时间较短 ， 井口卸压后容易出现堵剂反吐现象 ， 导致施工失败 ， 特别是文东油田地层压力较高 ， 一旦井口卸压 ， 堵剂容易快速反吐 。今年我们把挤堵工序改为 “ 挤堵剂 顶替 （ 正挤 ） 反挤 憋压关井 24小时 ” ， 关键是必须确保反挤的量足够 （ ，否则 ， 管脚处稍有堵剂上返就可能卡死管柱 。 因此 ， 虽然后者有一定的施工风险 ， 但效果优于前者 。 所做的主要技术管理工作 开展“不动管柱不反洗带压候凝”技术 文东油田由于具有高压低渗的油藏特点 ， 油水井挤堵施工压力高 、 难度大 ，用清水顶替时 ,常常出现压力高达 45 导致了堵剂进入地层的量少 、 井筒留塞高 、 泵车由于设备老化在高压下易出现故障停车 ， 其直接后果有三： 影响挤堵效果 。 加大作业钻塞难度 。 增加施工风险 。 为了降低施工压力 ， 3月 20日 ， 我们首次在 13从施工过程看 ， 效果较好 。 该井应用了比重 共顶替 油管内堵剂顺利顶出管脚 45米 ， 正常顶替时最高施工泵压仅 39 当泥浆顶替 施工泵压为 38 如用清水顶替 ， 则其折算泵压应为 达到常规挤堵的压力极限 ， 而此时 ， 按以往的施工方式 ， 只能停泵倒管线将油管内剩余的 由此说明 ， 泥浆顶替工艺值得在文东油田挤堵施工中进一步推广应用 。 在以后的油水井挤堵施工中 ， 我们又在 13130313口井上应用了 “ 泥浆顶替工艺 ” ， 都取得了成功 ， 平均最高施工泵压由 559下降了 16有效地降低了泵车负荷 ， 提高了施工安全性；而且井筒留塞减少了 ， 原来井筒留塞一般在油层上界以上 100 改用该工艺后 ， 塞面一般就在油层上界附近 。 所做的主要技术管理工作 应用了“泥浆顶替工艺” 203措施后 措施前 （二）加大分层压裂及大型压裂力度，改善老井压裂效果 压裂一直是文东油田主要的油层改造手段 ， 为文东油田的开发起到了重大的作用 ， 近年来我们除常规压裂外 ，还引进了以大型水力压裂为主的新技术 ， 与常规压裂对比 ， 具有以下特点： 加砂强度大 、 排量大 、 砂比高 压裂人工裂缝 、 供油面积大 压裂增产幅度大 ， 增产倍数高 压裂有效期长 ， 大部分井初期均能自喷生产 如 文 133东块 原生产层位为 ， 水淹程度较高 ， 综合含水为 日产油 d。 为了挖掘该井生产潜力 ， 通过注采及层间动用状况分析认为 ， 该井 仍具有一定的增产潜力 。 于是 2001年 2月初将该井 进行了注灰堵水；然后射开 层 并进行大型水力压裂改造 ， 措施前后对比日增产 d， 降到 典型井例 两年来 ， 除压裂改造油层外 ， 我们还加大了油水井酸化解堵的力度 。 共实施油水井解堵 187井次 ， 有效 176井次 ， 有效率 其中 ， 水井增注 66口 ， 有效 60口 ， 有效率 平均注水压力下降 平均单井增注3991累增水量 04井解堵 121井次 ， 有效 116井次 ， 有效率 累计增油 均单井增油 （三）油水井酸化解堵工艺 1、油井酸化解堵工艺技术 油井深部大型酸化解堵工艺技术 压裂后处理技术： 高浓度酸酸化技术 气举井不动管柱解堵技术 所做的主要技术管理工作 （ 1） 完善了深井酸化技术 该技术主要针对油层埋藏较深 （ 2800米以下 ） 、 井温较高 （ 100 以上 ） 的井而开发应用的一项新技术 。 主要是采用了抗高温的各类酸液助剂 ， 在油层埋藏较深 、 井底温度较高的情况下 ， 使酸液能继续长时间地保持其有效活度 ， 从而减缓酸岩反应速度 ， 延长酸液有效作用距离 ， 提高解堵有效率 。 经两年的现场应用证明 ， 平均单井增注达 4019 效果明显 ，为我们今后的增注工作提供了一种新的技术 。 （ 2） 分注井不动管柱酸化 文中 完不成配注 ， 针对这种情况 ， 我们通过分析井下分注工具的性能特点 ， 配合水咀投捞 ，不动管柱进行分层酸化试验 ， 取得了较好的效果 。 2、水井降压增注工艺技术 所做的主要技术管理工作 （ 3） 加大了降压增注工艺技术的应用 ， 取得了好的效果 今年以来 ， 我们在文中 取得了较好的效果 。 截止目前共实施水井增注 29口 ， 有效 26口 ， 有效率 平均注水压力由 下降了 平均单井增注 2693累增水量 104 所做的主要技术管理工作 通过以上技术的应用，基本上消除了欠注井 五、调驱工艺 为了探索 “ 三高 ” 油藏提高采收率 、 改善开发效果的新途径 ， 在 20000西块 、 文 25东块 、 文 15块 、 文 92南块 、 文 13西块等区块31个井组进行了预交联颗粒凝胶调驱先导试验 ， 共挤注调驱剂 87862方； 200101块 、 文 25西块 、文 25东块 17个井组开展了 “ 交联 +预交联 ” 复合调驱先导试验 ， 截止目前共注入调驱剂 195189方； 2002年又在文 10块进行预交联颗粒凝胶调驱二次试验 。 这些先导试验的应用 ， 为挖掘老区剩余油潜力 ， 改善老区开发效果 ， 起到了积极的作用 。 2000年以来我们在文 10、文 25东、文 15、文 92南、文13西块开展了预交联颗粒凝胶深部调驱先导试验，完成试验工作量 31井次，共挤注调驱剂 87862方，截止 2002年 9月底，累计增油 104t，降水 104加水驱动用储量 104t，平均提高原油采油率 老油田增储稳定提供了新的技术支撑。 1、预交联颗粒凝胶调驱先导试验 所做的主要技术管理工作 该试验在文 101块 3个井组实施 ， 已累计注入调驱剂 调驱后呈现 “ 一稳一升两降 ” 的生产特点 ， 即：日产液基本稳定 ， 日产油上升 ， 含水和动液面下降 。 月份 d， 日增油 d， 目前日产油 均动液面由 642140m， 下降 498m；综合含水由 低降至今年 2月份 下降 目前综合含水为 截止 10月底 ,6口油井累计增油 水 17115 2、交联聚合物调驱技术先导试验 所做的主要技术管理工作 3、 “ 交联 +预交联 ” 复合调驱先导试验 该技术先后在文 25东 、 25西 13个井组进行试验 ， 已累计注入调驱剂 调驱后呈现 “ 一稳一升两降 ” 的生产特点 ， 即：日产液基本稳定 ， 日产油上升 ， 含水和动液面下降 。 其中日产油由 月份 d，日增油 d， 目前日产油 均动液面由 642140m， 下降 498m；综合含水由 低降至今年 2月份 下降 目前综合含水为 截止10月底 ,6口油井累计增油 降水 17115 所做的主要技术管理工作 文 2555 其中文 65月投产 ， 1993年因高含水而长期关井 ， 1999年 2月扶躺 ， 到 2002年 7月底累产液 累产油 年 6月 30日 ， 文 25 交联 +预交联 ” 复合调驱 ，今年 8月份见到明显效果 。 见效前日产液 含水 见效后日产液 日产油 含水 日增油 含水下降了 累增油 继续有效 ， 效果非常明显 （ 见下图 ） 典型井例 25产量含水变化曲线 65产量含水变化曲线 第二部分 目前存在问题 第二部分 目前存在问题 近年来经过我们全厂工程技术人员的努力，努力在上级业务部门和技术院所的大力帮助，文中 由于油田的特殊地质条件，还远不能满足油藏工程的需要，仍有许多问题急待解决。主要表现在： 近年来经过我们全厂工程技术人员的努力 ，在上级业务部门和技术院所的大力帮助 ， 文中 但由于油田的特殊地质条件 ， 还远不能满足油藏工程的需要 ， 仍有许多问题亟待解决 。 尽管欠注井基本消除 ， 但从分注井测试资料和吸水剖面看 ， 欠注层较多 ， 统计目前已测试的 75口井中 ， 欠注层段有46个 ， 占总测试层数的 28%（ 见下表 ） 。 可见 分注后二 、 三类层的启动问题有待解决； 第二部分 目前存在问题 1、分层注水已实现了由一级二段走向二级三段，但分层 注水工艺存在主要的问题有： 一、注水工作方面 75 口 测 试 井 效 果 统 计 表加强层 控制层 均衡层 停注层 累计层段合格层 24 26 39 15 104超注层 2 5 6 1 14欠注层 16 （ 4 层 不 吸 水 ） 4 26 （ 7 层 不 吸 水 ） 46合计 42 35 71 16 1642、水质处理后产生的污泥没有得到妥善的处理 文东油田高压分注井测试成功率低 ， 需改变常规测试技术 ， 引进新的高压注水井测试工艺 。 全厂 目前分注率仅为 远不能满足油田开发的需要 ，有待于进一步完善分注工艺 ， 提高分注率 。 第二部分 目前存在问题 3、 今年通过大量工作 ， 使我厂日注水平由 22000m3/5000m3/ 注水地面设施不能满足日注水平提高的需要 ， 平稳注水难度加大 第二部分 目前存在问题 1、深抽配套技术有待于进一步完善 玻杆 、 高强度杆 、 深抽减载器的应用使低能井深抽成为可能 ， 但随着井况的不断恶化 ,部分注采井网被破坏 ， 油井液面不断下降 ,抽油井泵挂也不断加深 。 据统计 2002年 10月我厂抽油井液面大于