上半年工艺研究所总结

上半年采油工艺总结 及下半年工作安排 上半年 ， 面对我厂成本紧张 、 原油生产任务重的形势 ， 工 艺所坚持以经济效益为中心 ， 以科技创新为先导 ， 以 “ 集成技术 ”为手段 ， 积极研究新 工 艺解决技术瓶颈 ，推广成熟配套技术 ， 为我厂 “ 双过半 ” 的完成提供了坚强的技术支持 。 引 言 第一部分 :上半年重点采油工艺技术实施情况 目 录 一、机采工艺技术 二、调剖工艺技术 三、大修工艺技术 四、分注工艺技术 五、压裂工艺技术 六、解堵工艺技术 七、油层保护技术 机采参数概况 05年 6月全厂 开井 606口 抽油机 井 593口 ,占 电泵 井 12口，占 螺杆泵 井 1口，占 +1口 04年 6月全厂 开井 614口 抽油机 井 600口 ,占 电泵 井 14口，占 螺杆泵 井 0口 日期 日产液 t/d 日产油 t/d 含水 % 平均动液面 m 平均泵径均泵挂 m 平均冲程m 平均冲次n/m 平均泵效 % 检泵周期 d 时率 % 躺井比例 % 0406 258 710 9 504 93 506 268 736 0 500 96 值 0 6 去年同期对比呈现 “ 七升五降一持平 ” 的状况 。 日产液量 、含水 、 冲程 、 时率 、 泵效 、 泵挂 、 躺井比例上升；开井数 、 液面 、泵径 、 冲次 、 检泵周期下降；日产油量基本持平 。 机采指标情况 油井主要指标对比情况统计表 （一）、控躺工作 上半年躺井对比 2004年 275 2005年 289 14井次 上半年躺井情况 指标 290 实际 289 减少 1井次 2 0 0 4 年以来躺井变化趋势图01020304050607080200401200402200403200404200405200406200407200408200409200410200411200412200501200502200503200504200505200506200507井次短返 躺井（一）、控躺工作 与去年年底相比，躺井呈下降趋势， 由 2004年 12月份最高 70井次下降到 2005年 5月份最低 41井次。 3、 4月份检测线停 10、 11月份上产提液 1、 2月份作业队机构调整 1、躺井发现问题 其它4 . 2 0 %问题1 7 %、躺井发现问题 与去年同期相比，管刺漏、泵问题造成的躺井比例分别上升 发现问题井比例下降 上半年躺井作业发现问题统计表 井次 比例 井次 比例 井次 比例 井次 比例 井次 比例 井次 比例 井次 比例04 年 1 - 6 275 90 2 4 1 0 4 1 - 6 289 88 6 9 17 27 0 2 值 14 4 5 4 10 2 砂结蜡结盐 工具质量问题 未发现问题月份躺井总数杆断脱 管刺漏2、躺井原因分析 腐蚀偏磨34%老化疲劳16%管杆质量15%施工质量6%砂蜡垢13%其它8%泵质量8%2、躺井原因分析 上半年躺井因素统计表 与去年同期相比，偏磨腐蚀造成的躺井增加 18井次，质量造成的躺井增加 7井次，上升 砂结垢结蜡造成的躺井增加 4井次，上升 井次 比例 井次 比例 井次 比例 井次 比例 井次 比例 井次 比例 井次 比例0 4 年 1 - 6 275 82 6 4 16 15 3 3 12 32 年 1 - 6 289 100 6 4 2 6 7 4 4 18 10 8 质量 施工质量 出砂结垢结蜡月份躺井总数腐蚀偏磨 老化疲劳（二）、提液工作 有效 227井次 累计增油 11147t 超年计划 5417t 实施 324井次 上半年提液措施分类表 （二）、提液工作 类 别 泵升级 泵加深 上调冲程 上调冲次 其它 合计实施井次 38 72 11 83 120 324累 增 油 2257 3841 268 2139 2642 11147单井增油 平均单井增油 50平均有效期达到 2个月 。 上调冲程和上调冲次效果相对较差 ， 平均单井增油不超过 30t， 平均有效期不到 1个月 。 增液( t ) 年增油( t ) 单井增油( t )）、提液工作 各采油区上半年工艺增油完成情况 （二）、提液工作 明一区 33 80 3明二区 36 868 920 2卫一区 47 50 8卫二区 42 050 33 45卫三区 56 519 1150 0马寨区 18 80 3卫东区 84 70 4古云区 8 50 30 6全厂 324 730 8阶段有效期 （ d ）累计增油(t)计划增油（ t ）单井增油（ t ）单位实施井次有效率% （三）、系统效率工作 上半年 ， 应用调速器 33套 、 40井次；实施前后日产液量稳定 ， 耗电量下降 ， 系统效率提高 ， 累计节电 措施 前后 冲次 n/产液量 m3/d 泵效 % 平均电流 A 月耗电量 统效率 % 前 2220 489 值 8 速器应用效果统计表 （三）、系统效率工作 上半年 ， 应用低速电机的 3口井 ， 泵效大幅度提高 ， 日产液量增加 ， 耗电量下降 ， 系统效率提高 ，累计节电 低转速电机应用效果统计表 对比 冲次 n/产液量 m3/d 泵效 % 平均电流 A 功率因数 有功功率 耗电量 统效率 % 前 5099 9 1535 值 3564 （四）、机采工艺技术效果评价 机采工艺技术应用情况表 类型工艺名称实施井次应用效果 备 注割缝防砂筛管 29目 前 从 免 修 期 看 ， 8 口 井 的 检 泵 周 期 已 有延长，平均单井延长了3 7 天，防砂效果好。井下旋流除砂器 5 下入时间较短，效果待观察。适 合 日 产 液 量 大 于 30层防砂筛管 12目 前 从 免 修 期 看 ， 4 口 井 的 检 泵 周 期 已 有延长，平均单井延长了5 4 天，防砂效果较好适 合 卫 城 油 田 的 出 砂 井 。固体防腐器 1 6 月 份 下 入 ， 效 果 待 观 察应 用 于 卡 封 井 ， 效 果 不 好 对比点滴加药器 1从 效 果 看 ， 防 腐 效 果 不 明显，油管和抽油杆本体腐蚀较严重总 铁 浓 度 使 用 前 为 2 4 P P M , 使用 后 为 2 7 P P M 。防腐短节 1 下 入 时 间 较 短 ， 效 果 待 观 察阳 极 防 腐 短 节 几 何 尺 寸 大 ，容易卡造成大修，如M Z W 9 5 - 1 6 0防砂技术防腐蚀技术 （四）、机采工艺技术效果评价 机采工艺技术应用情况表 类型工艺名称实施井次应用效果 备 注双向保护接箍 16从 3 口已起出井情况看 , 检泵周期延长了 50天 , 起出的接箍表面磨损非常小，且没加保护器的杆接箍偏磨严重，效果好。价格贵。固定式尼龙扶正器 77目前从免修期看， 27 口井的检泵周期已有延长，平均单井延长了 37 天，防偏磨效果好固定式尼龙扶正器应用 77 口井，日常储备不足，有时缺货。旋转扶正器 5目前从免修期看， 2 口井的检泵周期已有延长，平均单井延长了 81 天，防偏磨效果好其 中 3 6 0 - 6 已 转 注 。双旋配套 3 安装时间短，效果待观察 增加采油管理的难度，老乡易破坏清防蜡强磁防蜡器 6已有 2 口井检泵周期延长，平均单井延长了 78 天，且从 M 3 8 4 井作业起出发现，油管上部 500m 无结蜡现象，说明起到防蜡效果不适合含水低于 60% 的油井应用。防盐固体抑盐器 7从免修期看，已有 3 口井检泵周期延长，平均单井延长了 68 天，说明起到抑盐效果163防偏磨技术合 计经 验 做 法 1、完善奖罚激励机制 2、加强工况措施分析 3、重视设计优化工作 4、引进新的治躺工艺 5、强化日常采油管理 （五）机采工作中好的经验和做法 年初 ， 对机采系统考核办法进行修改完善 ，按 “ 责 、 权 、 利 ” 的原则 ， 将机采指标层层分解 ， 加大考核力度 ， 及时兑现 ， 充分调动了工程技术人员的积极性 。 加强油井工况分析 ，坚持 “ 旬分析 ， 月总结 ” ，按照 “ 供采协调 ” 、 “ 三大一小 ” 的原则 ， 合理动态调参 ， 实施有效提液；积极寻求提液与控躺的最佳效益点 。 加强检泵井设计会审 ， 根据具体躺井原因和历次躺井情况 ， 优化出有针对性的治躺措施 ， 确保控躺措施到位 。 针对躺井治理过程中出现的腐蚀偏磨 、 结盐造成频繁躺井 ， 引进双向保护接箍 、 50m3/防腐短节 、 固体防腐剂 、固体抑盐剂等新工艺 ， 丰富了控躺手段 。 严格落实油井洗井制度 ， 推广应用超导热洗 、 洗井阀热洗 、 热活性水 、 清蜡剂等低伤害清蜡工艺 ， 在 避免污染油层 的前提下 ， 确保油井正常生产；优化加药周期 ， 提高防腐效果 。 （六）、目前机采工作存在的主要问题 玻璃钢抽油杆 、 特种抽油杆等没有应用 ， 限制了深抽提液工艺的实施；调速器数量不能满足调参井的需要 ， 还需要 45套调速器和 40台低速电机 。 1、机采配套技术应用不够 上半年卡封生产井 24口 ， 躺井 20井次；卡封后躺井一次的有 6口井 ， 频繁躺井的有 7口井；主要原因：卡封后油管弯曲 ， 造成管杆偏磨；卡封后无法加药 ， 导致腐蚀加剧；特别是高液量 、 高含水的油井 ， 腐蚀偏磨尤为严重 。 2、卡封油井控躺难度大 （六）、目前机采工作存在的主要问题 虽然已经根据各油田 、 区块的产出液物性对缓蚀剂性能进行室内评价 ， 但是现场应用效果需要进一步跟踪评价；防腐杆投入不足；部分井含水上升加剧了偏磨 。 3、腐蚀偏磨依然严重 （六）、目前机采工作存在的主要问题 目 录 一、机采工艺技术 二、调剖工艺技术 三、大修工艺技术 四、分注工艺技术 五、压裂工艺技术 六、解堵工艺技术 七、油层保护技术 工作思路 科技创新为先导，降低成本为重点，提高效益为中心 上半年重点工作 P A C 凝胶颗粒体系 固化体系 近解远调 絮凝体 缔合物 (一 )、 工作指标完成情况 项目 时间 计划 实际2004 70 672005 60 442004 560 20 600 49352005 3600 36902004 8892005 690工作量（井次）材料费用（万元）增油（吨）吨油成本（元）与去年同期对比，调剖形势出现 “ 二降二增 ” 的势态 工作量下降 ， 井次费用下降； 井次增油略有上升 ， 井次剂量增大 。 2 0 0 4 2 0 0 5 井次费用 次剂量 769 805 2 0 0 5 2 0 0 4 2 0 0 5 2 0 0 4 井次增油 74 84 2 0 0 4 2 0 0 5 工作量 67 44 1、 水井效果 (二 )、 效果分析 有效期调前 调后 变化 调前 调后 变化 调前 调后 变化 12 15 3 62 80 18 61固化 3 3 19 0近解远调 8 52 47 0颗粒 4 8 7 67 10 9 53 6固化 4 0 68 2颗粒 9 0 49 4 1 30 44 34 9固化 1 1 3 . 2 1 7 . 5 4 . 3 99 100 1 51P A C 2 1 3 . 4 1 2 . 5 - 0 . 9 90 41 - 4 9 115颗粒 8 1 1 . 1 1 1 . 8 0 . 7 1 6 . 1 1 8 . 5 2 . 4 84 73 - 1 1 48缔合物 1 1 2 . 3 1 3 . 6 1 . 3 1 7 . 8 19 1 . 2 60 60 0 551 1 . 7 1 2 . 7 1 1 5 . 1 1 6 . 9 1 . 8 83 69 - 1 5 76 156 9 52 4注水压力 M p a 日注水量 m 3 / 城 平均单 位 体系 井次启动压力 M P 均马 寨 平均调 前 后 动压力 前 后 水压力 计 44口调剖井 ,平均启动压力 ,注水压力得到了不同程度的提高 ,有效期达 64天。 1、 水井效果 2、 油井效果 (二 )、 效果分析 44口水井对应油井 95口 , 见效率 累计增油3690t， 井次增油 84t， 与去年同期对比 ， 井次增油上升 10t。 其中文明寨油田上升 19t；卫城上升 25t， 马寨下降 15t。 8310260857661020406080100120文明寨 卫城 马寨2 0 0 4 年井次增油2 0 0 5 年井次增油(三 )、 主要技术对比分析 固化体系 8 9颗粒 21 0P A C 3 08近解远调 8 35絮凝体系 3 52004 67 42005 44 4体系类型 井次井次增油（吨）井次施工费( 万元)井次费用（万元）井次材料费( 万元)1102030405060封堵体系 调驱体系2 0 0 4 、2 0 0 5 年不同体系调剖井占总井数比例对比图200420052004年 67井次调剖井中封堵类堵剂 39井次 ， 调驱类堵剂 28井次； 2005年 44井次调剖井中封堵类堵剂 19井次 ， 调驱类堵剂25井次 。 15% 15% (四 )、调剖主要做法 1、优化调剖体系 减少近井封堵类调剖体系的应用，增加远井地带调驱调剖体系的应用。 采用复合调剖体系，提高了调剖效果。 专用分水器、专用水咀及尾管保护密封段配水器组合成无尾管分调管柱，改变了调剖剂的流道 ，增大流道可通过面积。 改进后的分层调剖注水封隔器，缩小了油套环空的沉积口袋，改进了配水器出口射流形式，减少胶筒上部调剖剂的沉积 。 直接进行分层调剖施工 ，减少作业工序 ，节约了费用 。 （ 1）、改进创新点 通过投捞测试实现分注与分调功能转换。 2、加大调剖新技术 创新 力度 分调注水一体化管柱 2005年现场试验 3井次 （ 。 5年 3月 1日施工完井 ， 累增油 158吨 ， 有效期达83天 。 另两口井由于施工时间较短 （ 6月份施工 ） ， 效果待观察 。 （ 2）、现场应用 2、加大调剖新技术创新力度 分调注水一体化管柱 区域性整体调剖技术是针对区块的几个井组组成的相对封闭的井区进行整体调剖。整体调剖时井区内的重点水井实施深部调剖，同时对非重点水井采用近井浅调工艺，以整体性产生调剖的协同效应，由于区域内的几口水井同时调剖，其水驱波及体积远大于单个水井调剖的水驱波及体积。 区域性调剖技术 2、加大调剖新技术 创新 力度 区域性调剖技术 实施 4个井区 ： 、 、 56 、 、 9522应油井累增油 460t，阶段有效期达 120天，目前继续有效；其余井组由于施工时间较短，效果待观察。 区域调剖与单井调剖效果对比表 井号 施工日期 调剖体系 调剖半径( m 3 ) 剂量( m 3 ) 增油（t ) 油井有效期 备注解远调 60 118 102 单井调剖解远调 00 38 197 单井调剖解远调 5 785凝体系 35460 120 区域调剖2、加大调剖新技术 创新 力度 针对 体系产气量小于充分混合时的产气量的问题 ， 通过大量的实验 ， 筛选出 3体酸 +10%石灰泥 2、加大调剖新技术 创新 力度 在不找水的情况下，注入调剖剂，按照油井产水层内渗透率的高低、各层出水能力大小堵剂自然选择进入，对高含水油井的高产水井段或层段进行选择性深部封堵，通过过顶替，使封堵层达到堵而不死， 以达到增大油井中远井地带波及体积， 调整产液剖面，改变出水通道的目的。油井调剖技术是水井调剖技术的进一步发展，建议在文卫马油田开展油井调剖现场试验。 油井调剖技术 2、加大调剖新技术 创新 力度 3、严格控制了调剖费用 (四 )、调剖主要工作 优化调剖体系和调剖工艺 ，节约 调剖 优化调剖措施选井，减少低效调剖井 6口。 存在的问题 多轮次调剖井效益提高的问题 配套低压低排量等注入工艺问题 深部调剖成本过高，推广难度大 ( 五 )、存在问题 随着近井地带水洗效率的提高和剩余油饱和度的降低 ， 多轮次调剖井的措施效果呈现越来越差的趋势 ， 如何提高多轮次重复调剖井增油效果 ，提高措施效益 ， 是我们面对的一个难题 。 1、 多轮次调剖井效益提高的问题 (五 )、存在问题 2、 配套低压低排量等注入工艺问题 (五 )、存在问题 在现场施工中 ， 由于调剖泵的排量不能进行调节 ， 高压高排量注入导致调剖剂进入非目的层 ， 伤害了非目的层 。 3、 深部调剖成本过高 ， 推广难度大 (五 )、存在问题 目前调剖技术以近井地带调剖为主，要实现深部调剖，必然要注入大剂量的有机类堵剂，而有机类堵剂的成本较高。调剖费用的紧张，阻碍了深部调剖技术进入现场。 目 录 一、机采工艺技术 二、调剖工艺技术 三、大修工艺技术 四、分注工艺技术 五、压裂工艺技术 六、解堵工艺技术 七、油层保护技术 （一） 、经济技术指标及效果 1、大修指标 今年 1井 29口 ，修复 26口 （油井14口，水井 12口），中途完井 3口 （ 95大修成功率 。 （一） 、经济技术指标及效果 1、大修指标 截至 6月底，修复油井平均单井日增油 增油 1848t。水井累增注 104井对应油井日增油 增油 1084t。合计阶段增油 2932t。 （一） 、经济技术指标及效果 2、井况防治指标 2005年上半年共新发现事故井 13口 （ 油井 5口 ， 水井 8口 ） 。 按事故类型分：套损井（ 含套损 +落物 ） 4井次 ， 落物井 9井次 ， 分别占 事 故 井 总 数 的 30. 8 、 69. 2 % 。 （二）、所做主要工作 上半年 ， 进一步完善了数据库 ， 实现了事故井动态管理 ， 并根据事故井数据库进行油井潜力分析和井况防治方案优化设计 。 完善了井况防治主页 ， 将井况知识 、 管理制度 、 事故井资料等各项台帐都上网 ， 极大地方便了井况防治工作的开展 。 1、加强井况防治基础管理，提高修井成功率 2、积极争取分公司高成本油投资，缓解厂成本压力 截至到 6月底，共签订长停井修复协议 30口井，争取了局投资 作业劳务 杆泵等 629万元）。 （二）、所做主要工作 （二）、所做主要工作 利用分公司长停井修复政策，承担大修中途完井风险，还可吸纳一部分投产费用。上修了一批潜力大的复杂长停事故井。 2、积极争取分公司高成本油投资，缓解厂成本压力 （二）、所做主要工作 3、做到“三个结合”，提高修井质量 上半年，大修过程中做到了与地质紧密结合，优选地质方案；与井下作业公司结合，优化施工工艺；与局长停井修井项目组结合，提高修井成功率。 （二）、所做主要工作 3、做到“三个结合”，提高修井质量 明侧 1套管内进行复杂打捞 的井 ， 另外施工中发现上部 184米处套管漏失严重 。 经过与局大修项目组和作业处反复讨论 ， 精心组织 ， 最终成功修复了该井 。 换套后与地质人员进行分析认为 ， 184米处套破造成表层水进入套管引起该井含水过高 。 决定打捞后放弃挤堵 。大修完投产后日产液 24吨 ， 产油 22吨 ， 目前该井已稳产一个月 。 （二）、所做主要工作 4、开展长停井大调查，完善井况防治数据库，加强事故井管理 针对以往长停井资料数据录取不全等问题，上半年对全厂长停井进行普查，把每一口井都作成多媒体形式，能较直观、全面、详细的掌握每一口的动态，并完善了事故井相关台帐和数据库，对事故井的进行动态管理，并对事故井逐一进行论证和经济效益评价，优化方案设计，降低了修井风险，提高了修井成功率。 目 录 一、机采工艺技术 二、调剖工艺技术 三、大修工艺技术 四、分注工艺技术 五、压裂工艺技术 六、解堵工艺技术 七、油层保护技术 （一）、分注概况 下封分注井 2004年 180 2005年 208 +28井次 注水井总井数 2004 435 2005 471 +36口 （一）、分注概况 重分和细分新分和措施后分注换封65井次 59井次 19井次 共 143井次 （一）、分注概况 换封井井数 2004年 2005年 42井次 65井次 23井次 2004年 2005年 352天 244天 108天 换封井平均免修期 主要原因是今年下封的短命井多达 35口井 41井次 （二）、实施效果 新增分注井 34口 对应油井 82口 见效井 65口 平均单井日增油 1 . 2 t 累计增油 2427t 累计降水 104 三）、目前分注管柱技术现状 114系列 110系列 105系列 基本满足不同分注需要 目前我厂分注井主要是由 221型两种型号 、 不同规格的封隔器组成的系列分注管柱 。 基本能够满足目前我厂不同油藏 、 不同注水压力范围和不同井况条件下一级两段到三级四段的分注需要 。 1、常压分注工艺技术现状 常压分注技术 锚 定 未锚定 未锚定 锚 定 12口，阶段有效期 565天 81口，阶段有效期 232天 6口，阶段有效期 193天 16口，阶段有效期 206天 （三）、目前分注管柱技术现状 2、高压分注工艺技术现状 高压分注技术 锚 定 未锚定 未锚定 锚 定 20口，阶段有效期 625天 41口，阶段有效期 239天 16口，阶段有效期 506天 14口，阶段有效期 357天 （三）、目前分注管柱技术现状 （三）、目前分注管柱技术现状 3、 4 套管井分注技术 4套管井分注技术 80系列配套工具 封 隔 器 配 水 器 一 体 化 设 计 注水压力自动座封 实现一级两段分注 分 层 测 试 调 配 工 艺 完 善 、管柱下到设计位置自动座封，免去管柱先装死嘴打压座封、再投捞更换水嘴注水的工序，施工操作简单 ; 、 实现了一级二段分层注水 ; 、满足投捞调配工艺，一次投捞两个水嘴，操作安全快速。 2005年上半年 4套分注井效果统计表 油压 套压 配注 日注 油压 套压 配注 日注1 005341套管井分注工艺 4口井 ， 对应油井 13口 ， 见效 7口井 ， 截止 2005年 6月底 ， 累计增油189t， 累计降水 706平均阶段有效期 73天 ， 目前继续有效 。 4 套分注技术实施情况和效果 （四）、存在的主要问题 1、工具质量管理有待进一步加强 返工 24井次 工具质量问题 13井次 偏配问题 9井次 封隔器问题2井次 水力锚漏 2井次 （四）、存在的主要问题 2、分注管柱结构不合理 分注管柱无锚定支撑 ， 注水压力波动使油管蠕动 ， 封隔器解封或胶皮容易损坏 ， 导致封隔器密封失效 。 （四）、存在的主要问题 、配套技术还需完善 二级三段分注井需要验封 投捞测试不成功井偏多 3 （四）、存在的主要问题 4、分注井井筒脏造成测试遇阻 注水井井筒脏 测试遇阻 卡 管 柱 上作业 上大修 （四）、存在的主要问题 5、高压分注工具价格高，增加了成本压力 目前我厂高压分注工具价格偏高，需要开发具有自主知识产权的高压分注工具。 目 录 一、机采工艺技术 二、调剖工艺技术 三、大修工艺技术 四、分注工艺技术 五、压裂工艺技术 六、解堵工艺技术 七、油层保护技术 五、压裂工艺技术 （一）、水力压裂概况 概 况 合计增 （ 产 ） 原油 3454t 水力压裂措施 14井次 工艺成功率 累计产油 2148t 累计增油 1306t 新投井压裂 7口井 老井压裂 7井次 五、压裂工艺技术 1、新投井压裂效果分析 压裂后生产情况 6 月份日产量 时 间 压裂井数 口 液 m3/d 油 t / d 含水 % 动液面 m 液 m3/d 油 t / d 含水 % 动液面 m 单井累 产油 t 2004 17 1 9 . 7 9 . 7 4 4 . 8 857 1 2 . 9 6 . 7 3 9 . 2 1229 442 2005 7 1 6 . 3 6 . 8 5 8 . 3 1258 1 7 . 7 5 . 3 7 0 . 1 1 1 7 7 307 差值 - 10 - 3 . 4 - 2 . 9 1 3 . 5 401 4 . 8 - 1 . 4 3 0 . 9 - 52 - 135 新投井水力压裂效果同期对比表 （ 二 ） 、 压裂效果分析 与去年同比 ， 新井压裂工作量减少 , 单井产量下降 135t,压投效果差主要原因有二：一是投产层品次差造成低效井比例偏高 ,日产油低于 1口 ,占 40%；二是有两口井 （ 360新投压裂排液后投注 ，生产时间较短 。 与去年同比 ， 压裂工作量明显减少 、 单井日增油水平略有下降 ， 单井累增油基本持平 。 五、压裂工艺技术 压裂前生产情况 压裂后生产情况 单井日增产 时间 压裂井数 口 液 m3/d 油 t / d 含水 % 液 m3/d 油 t / d 含水 % 液 m3/d 油 t / d 单井累 增油 t 2004 26 356 2005 6 340 差值 - 20 - - - - - - - 1 6 2、老井常规水力压裂效果分析 老井常规水力压裂效果同期对比表 常规水力压裂 6口井 ， 工艺成功率 截止 6月底开抽 3口井 ， 单井日增油 7.2 t， 单井累增油 340t。 （ 1） 、 概况 （ 二 ） 、 压裂效果分析 五、压裂工艺技术 （ 2）老井压裂效果变差原因分析 2001寨低渗油藏实施油井水力压裂 323井次，单井日增油水平及单井累增油量呈逐年下降趋势，老井压裂高效措施井的选井范围缩小，选井难度增大。 历年老井压裂效果对比曲线 52 586 1034 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 2002年 2003年 2004年 0 200 400 600 800 1000 1200 单井日增油水平 t 单井累增油 t （ 二 ） 、 压裂效果分析 五、压裂工艺技术 3、老井 转向剂裂缝暂堵重复压裂 重复压裂裂缝延伸方位与原裂缝发生一定角度的偏转 ， 以提高油井的泄油面积 ， 提高油藏的采出程度 。 卫 360该井 7（ 1 ， 油套合压 ， 井温曲线显示主要开启层段为 6 动用程度较高 。 本次实施裂缝暂堵重复压裂，主要目的为压开 1 14。 （ 二 ） 、 压裂效果分析 五、压裂工艺技术 卫 360裂缝暂堵重复压裂后井温监测结果对比 解释层号 层位 射孔层段 射孔厚度 20020322解释结论 20050319解释结论 备注 1 30 压开层 未压开层 2 30 压开层 未压开层 3 30 压开层 未压开层 4 30 压开层 未压开层 5 30 压开层 压开层 6 30 压开层 压开层 7 30 2 压开层 压开层 8 30 压开层 压开层 9 30 压开层 压开层 10 30 压开层 压开层 11 30 压开层 压开层 12 30 未压开层 压开层 13 30 未压开层 压开层 14 30 压开层 沙埋 15 30 58 压开层 沙埋 16 30 压开层 沙埋 17 沙 三 中 30 压开层 沙埋 井温显示，本次压开了原未压开的层 n，（ 二 ） 、 压裂效果分析 五、压裂工艺技术 卫 360 卫 360本次转向压裂施工发生了转向 ,转向角度 井名 压裂时段 方位（度） 长度 （米） 高度（米） 倾向 卫 360置压裂 0 北东 正式压裂 6 北东 日产液（ 产油（ t） 升 裂后液量稳定,止 6月底累增油 286t （ 二 ） 、 压裂效果分析 目 录 一、机采工艺技术 二、调剖工艺技术 三、大修工艺技术 四、分注工艺技术 五、压裂工艺技术 六、解堵工艺技术 七、油层保护技术 针对井的生产状况实施动管柱和不动管柱两种解堵工艺；针对不同污染因素，运用了 8种解堵技术， 实施油水井解堵 40口井。 驱排剂3 口常规解堵1 4 口压后处理3 口热气酸酸化5 口多级分层酸化4 口抑盐解堵2 口酸压2 口暂堵酸化2 口、解堵技术应用情况 1、 酸压技术 产液m3/液m3/ C 2- 91 5 13 开W C N 142 效酸压前后生产情况井号措施前生产情况有效期 水力压裂易压窜 ， 采用酸压改造 ， 提高差层动用 。 其中 酸压后 间开 ， 效果不明显 。 18n， 酸压后生产：四 1n， 建议测产液剖面落实出水层位 。 2、 暂堵酸化技术： M 9 - 5 0 40 60 80 化后针对层间矛盾突出 、 因 井况 问题 卡封受限 、 笼酸效果差 ， 采用暂堵酸化 2口井 ： 压力下降 2水量没变 ， 剖面对比：吸水厚度增加 启动新层 n。 水量没变 ， 没测剖面 ， 无法对比 。 3、 热气酸酸化 、 综合热解堵技术： M 1 1 9 0 0 30 2565 02N W 1 3 4 23 100 0 150 4N W 2 2 - 1 6 00 0 效措施后注水状况水井热气酸酸化前后注水情况井号措施前注水状况油压M P 热量降解有机物 进行解 堵。 力下降 增注 26增注 2565力下降12增注 增注 工前后均不出液 ， 分析为油层没有潜力 。裂胍胶污染 ， 措施后 ， 日产液由 日产油由 日增油 继续有效 。 3、 热气酸酸化 、 综合热解堵技术： 产液m3/液m3/ M 82C 0 0 0 0 无效W C 360 3 22油井综合热解堵措施前后生产情况有效期 号措施前生产情况 4、 多级分层酸化技术： 1、注水压力 (化前 酸化初期 下降 6 前 、日注水量 (m3/d ) 化前 酸化初期 增注 42 增注10271况较好 ， 层间矛盾突出的井 ， 实施 多级分层酸化 水井 3口 ， 油井 1口 。 酸后 ， 单井 压力 下降 6单井 日 累增注 104酸 试验 ， 酸后效 果不明显 （ 因酸开层负压 ， 返排率低 ， 层间干扰所致 ）。 目前 针对盐卡造成检泵的井 ， 采用抑盐解堵 ， 在 延长检泵周期 。 卫 360 结盐严重 ， 检泵周期 35天 ， 4月 8日结合检泵实施抑盐剂处理 ， 免修期已达 83天 。 05101520253035401卡检泵 ,结合抑盐 卫 3605、 抑盐剂解堵技术： 云 904年 10