采油气工程方案编制

采油气工程方案编制 采油 （ 气 ） 工程方案编制 二 总述 一 实例分析 三 内 容 一、采油（气）工程方案的重要性 油气田开发是一项庞大而复杂的系统工程，因此在油气田投入正式开发之前，必须编制油气田开发总体建设方案，作为油气田经济、高效开发的指导性文件。 油气田地质方案 钻井工程方案 油气藏工程方案 采油（气）工程方案 地面工程方案 总体经济评价 总体方案决策与制定 一、采油（气）工程方案的重要性 采油（气）工程方案是总体开发方案的重要组成部分和方案实施的核心，在油（气）田开发总体方案中起着承上启下的重要作用。它是完成油气藏方案开发指标的重要保障，也是地面工程建设的依据和出发点。 二、采油（气）工程方案的基本构成 尽管油气田情况千差万别，但油气田开发工作遵循着共同的基本规律。采油（气）工程在油气田开发过程中的任务确定了采油（气）工程方案的基本构成 二、采油（气）工程方案的基本构成 油田开发部署及方案编制原则与要求 开发过程中系统保护油层的要求与措施 方案编制的油藏地质与油藏工程基础 注水 工艺设计 采油（气） 工艺设计 辅助配套 工艺设计 储层改造 工艺设计 动态监 测要求 完井工 程设计 推荐方案及实施大纲 经济评价 三、采油（气）工程方案设计的基本原则 设计方法必须具有较强的科学性 采油（气）工程方案设计必须紧密结合油气藏的实际，并兼顾地面工程的要求，符合油田开发的总体部署和技术政策；应借鉴国内外同类油气藏和地面条件相近油田开采的成功经验，分析国内外同类油气藏已编制和实施的采油（气）工程方案的特点；充分运用油气田在试油试气及试采中取得的基本数据和前期研究所取得的成果；采用先进的数值模拟、物理模拟方法，对方案设计中所涉及的各项专题开展深入研究，使方案设计有坚实的实验和理论基础，以保证方案决策的科学性。 三、采油（气）工程方案设计的基本原则 方案设计内容必须全面 因为是指导性文件，必须结合油气田采油（气）工程的特点，针对油田开发中存在的问题，开展全面研究工作。除采油（气）工程方案基本构成中所涉及的内容，对一些特殊性油气藏还应有针对性地开展专题研究。 三、采油（气）工程方案设计的基本原则 必须满足油藏工程和地面建设的要求 采油（气）工程方案中的采油（气）工艺应该是先进的、且技术成熟、工艺配套，并对油藏具有良好的适应性，能够完成开发方案配产的目标，满足油气田各开发阶段生产的需要；有良好的可操作性，随着开发过程的推移，在调整上有一定的灵活性，并能在油气田开发中最大程度地发挥油气井产能； 要最大可能地减少井下作业工作量。 三、采油（气）工程方案设计的基本原则 加强敏感性研究，进行多方案优化 对采油（气）工程方案中的重要研究专题，必须进行多方案的敏感性分析对比研究。在多方案充分论证和深入研究的基础上，给出最优方案。也可根据优化结果给出各方案的优先顺序，结合油气田的实际情况，供高层决策选用。 三、采油（气）工程方案设计的基本原则 方案的实施必须具有良好的可操作性 为便于采油（气）方案能够顺利实施，除了方案编制单位应该与现场结合外，编制的方案理论依据必须充分，专题研究必须深入，观点明确，工艺技术可靠，各项措施有针对性，对不同类型的油气田必须突出方案的特点。所选用的技术和材料设备要做到货源可靠，规格齐全。方案通过评审后能够为具体的单项工程设计提供依据和指导 三、采油（气）工程方案设计的基本原则 坚持“少投入、多产出”的经济原则 坚持对方案同时进行技术和经济评价，通过技术可行性和经济评价指标评价方案优劣，使得优化后的方案既能够最大限度地发挥油气井单井产能和采油设备的效率，又尽可能地减少油气田开发的成本支出，提高油气田的总体经济效益。 四、采油（气）工程编制要求 充分应用油气藏地质和油气藏工程提供的基本资料，以之作为主要的设计依据； 重点论证油气藏开发的主要问题，基本工艺和关键技术； 结合油藏特点开展必要的室内和现场工艺研究，并充分借鉴同类油气田的经验 采用先进的理论和设计方法，进行科学论证和方案的优选 编制的方案应具有科学性、完整性、适应性、可操作性和经济性 五、采油（气）工程方案编制步骤 早期介入，熟悉和掌握油藏地质和油藏特点，参与油田开发的总体部署讨论； 收集和分析油藏地质和试油（气）、试采以及钻井、完井等相关资料； 结合油藏的特点和总体部署的要求进行技术调研； 拟定采油气工程方案编制大纲，确定重点，提出试采工艺要求和方案编制过程中需要开展的研究课题； 在进行工程设计的同时，针对油田的某些特殊问题开展专题研究和现场工艺实验； 在编制过程中需要对各部分的内容进行定期协调和对部分成果进行审查； 提出方案报告，并进行方案评审和终审 采油 （ 气 ） 工程方案编制 二 总 论 一 实例分析 三 内 容 一、采油（气）工程方案编制依据 油气田（区块）油藏、地质基础资料 主要包括：油气田地理位置、构造特征、岩性特征、储层物性、储层分布特征、油水关系、储层裂缝及地应力研究成果、敏感性分析结果、流体性质、地层压力、温度、埋深、油藏类型和驱动方式等。 采油（气）工程方案设计的基础和主要依据是油气田地质和油藏工程设计方案。在编制采油气工程方案时，应收集以下与油田地质研究成果和油藏工程方案有关的资料 一、采油（气）工程方案编制依据 试油（气）试采成果及试井资料解释成果 主要包括：试油（气）层段、产能 、含水、表皮系数、油井采液指数、允许最大生产压差、有效渗透率等 油气藏工程方案部署结果 主要包括：开发层系、开发方式、井网布署、井距、井数、动用储量、配产、采油（气）速度、稳产时间等。 油气藏工程对采油工程的实施要求 77 二、系统保护油气层的要求及措施 油气层保护贯穿从钻井打开油气层到油气井开采终结这一整个油气田开发生产过程。在采油（气）、注水、增产增注措施及修井作业等油气田开发的全过程中，实施有效的系统的保护油气层措施，是减轻储层伤害、充分发挥储层潜能，减少增产增注措施，提高开发效果的主要手段之一。 二、系统保护油气层的要求及措施 根据油气田地质和油藏工程设计提供的储层敏感性矿物分析资料和敏感性试验评价结果，以及试油（气）试采过程中表现的问题，对可能造成地层伤害的各种潜在因素进行系统的分析研究，提出保护措施。 二、系统保护油气层的要求及措施 87 推荐保护油气层的措施及实施建议 储层保护研究内容 完井过程中 保护油层的要求及措施 射孔修井作业过程中 保护油层的要求及措施 注水过程中保护 油层的要求及措施 增产措施中 保护油层的要求及措施 主要伤害 因素分析： 滤液和固相 侵入伤害； 压差对屏 蔽环形成 质量的影响 主要伤 害因素 分析： 入井液 伤害 射孔、修井液优选 主要伤 害分析： 注水过 程中引 起水敏 伤害 主要伤 害因素 分析： 入井液 伤害 入井液优选 钻井、固井液优选 三、完井工程方案编制 完井方式选择 生产管柱尺寸确定 生产套管尺寸设计 射孔工艺设计 方案实施建议 三、完井工程方案编制 1、完井方式选择 各种完井方式都有各自的适用条件和局限性。完井方式应根据油气藏类型、储层特性、完井方式的适用条件以及采气工程技术的需要进行选择。 完井方式选择需要考虑的因素 油藏地质及油藏工程条件 采油工程技术措施要求 完井方式的适用条件 块 状 油 气 层 多 套 油 气 层 古 潜 山 油 气 层 气 顶 底 水 油 层 层 间 矛 盾 突 出 层 间 压 力 差 异 大 裂 缝 性 地 层 高 倾 角 地 层 分 层 注 水 增 产 措 施 人 工 举 升 防 砂 调 整 井 防 腐 蚀 定 向 井 水 平 井 三、完井工程方案编制 2、生产管柱尺寸确定 满足高效生产、稳产需要 满足后期增产措施要求 气井管柱应满足携液和防冲蚀需要 考虑与井下工具的配套性能 成本低 三、完井工程方案编制 2、生产管柱尺寸确定 应用生产系统节点分析方法进行油管尺寸优选 气井管柱还应进行不同尺寸下临界携液流量和临界冲蚀流量计算 油井自喷井还应考虑清防蜡的需要（油管内径不应小于 50.3 自喷井、气井油管尺寸的选定1 三、完井工程方案编制 2、生产管柱尺寸确定 根据油藏工程预测的不同含水期对应的产液量值，确定最大产液量 计算泵的理论排量（泵效一般初选 50% 按泵的理论排量大小选择泵的公称直径 根据泵的公称直径确定油套管尺寸 人工举升油管尺寸的优选 130三、完井工程方案编制 3、套管尺寸设计 生产套管尺寸通常按油、套管匹配关系确定 油、套管尺寸匹配表 油管外径， 产套管尺寸， 2 3/8 5 2 7/8 5 1/2 3 1/2 6 5/8 7 4 7 4 1/2 7 三、完井工程方案编制 4、射孔工艺方案设计 射孔方式适应性分析 将各种射孔方式的适应性及目前达到的水平对比整理 ，进行射孔方式适应性分析 射孔方式选择 根据不同射孔方式的适应性分析结果，从经济、技术、实现产能等方面综合考虑，进行射孔方式选择 射 孔 方 式 选 择 三、完井工程方案编制 4、射孔工艺方案设计 参数优选所需基本数据 ：主要包括渗透率、孔隙度、温度、压力、中深、压实程度、压实厚度、油气井半径、供油气半径等 射孔参数敏感性分析： 选取不同的孔深、孔径、孔密、相位角、压实程度、污染程度，利用软件进行射孔参数敏感性分析 射 孔 参 数 优 化 设 计 三、完井工程方案编制 4、射孔工艺方案设计 射孔枪、射孔弹的初选 ：根据射孔参数敏感性分析结果，选择射孔枪弹。但必须考虑套管尺寸的影响 射孔优化设计 ：应用设计软件进行参数优化。如果进行压裂储层改造，还要考虑与压裂的协同作用。 射 孔 参 数 优 化 设 计 三、完井工程方案编制 4、射孔工艺方案设计 保证与岩石和流体配伍，防止射孔过程中和射孔后对油层的进一步伤害 满足射孔施工工艺要求 成本低、配制方便 射 孔 液 性 能 要 求 106 对完井方案设计进行总结：完井方式、生产和套管尺寸、射孔参数等 5、方案实施建议 三、完井工程方案编制 四、低渗透油气藏压裂改造方案编制 压裂改造可行性分析 压裂工艺选择 压裂材料选择 压裂液注入方式选择及施工管柱设计 裂缝几何参数优选及设计 压裂工艺参数设计 压裂液返排 方案实施建议 四、低渗透油气藏压裂改造方案编制 1、压裂改造可行性分析 从油气田构造特征、地应力、储层物性、配产要求、试油（气）试采情况或开发中出现问题进行综合分析，进行油气田或区块压裂改造的必要性及可行性分析 四、低渗透油气藏压裂改造方案编制 应根据各种压裂工艺的优缺点和适应性，结合油气田的实际情况进行选择。 常规砂岩油气藏一般采用工艺技术较为成熟的水力压裂技术。 如果地层破裂压力高，水力压裂难以压开时，可利用高能气体压裂作为水力压裂前的预处理措施。 对于碳酸盐岩油气藏通常采用酸化压裂工艺。 2、压裂工艺选择 151 四、低渗透油气藏压裂改造方案编制 压裂材料包括压裂液和支撑剂两项专用材料（酸压主要是酸液体系选择）。压裂液和支撑剂应根据油藏地质条件、流体性质、压裂工艺要求和经济效益进行选择。 压裂液选择主要涉及压裂液性能指标、压裂液添加剂、压裂液配方 支撑剂选择主要是指选择支撑剂的类型、粒径，性能指标等 3、压裂材料选择 四、低渗透油气藏压裂改造方案编制 注入方式的选择要根据固井质量、井况以及施工目的层、储层特性确定 对于固井质量好的水力压裂井，以油套混注、合层注入压裂为主 对于井况较差的老井、固井质量不好的井或酸压井，以油管注入、卡封注入为主 4、注入方式选择及施工管柱设计 四、低渗透油气藏压裂改造方案编制 施工管柱的结构、尺寸、规范、钢级、抗拉及抗内压、抗外挤等性能应根据目的层情况、固井质量、井况、施工规模、注入方式等因素进行设计。 158 4、注入方式选择及施工管柱设计 四、低渗透油气藏压裂改造方案编制 应用三维模型计算裂缝几何尺寸，包括缝高、支撑缝长和平均支撑缝宽。预测不同裂缝长度和导流能力下的产量，优选裂缝参数组合：裂缝半长、无因次导流能力、裂缝内渗透率。 5、裂缝几何参数优选及设计 四、低渗透油气藏压裂改造方案编制 应用压裂优化设计软件确定不同裂缝长度和导流能力所需要的施工规模、工艺参数。主要包括注入压力、注入排量、液体用量、前置液比例等，水力压裂还应包括砂比 根据不同的压裂工艺和压裂液体系，结合实际应用采油工艺方式，选择不同的返排方法。如强化破胶技术、强制闭合技术、液氮助排 、 抽汲等 6、压裂工艺施工参数设计 7、压裂液返排 四、低渗透油气藏压裂改造方案编制 对压裂方案设计进行总结：压裂工艺、注入方式、压裂管柱、注入压力、注入排量、液体用量、前置液比例、砂比 8、压裂方案实施建议 五、采油（气）工艺方案编制 采油方式选择 自喷采油（气）工艺设计 人工举升采油工艺设计 各种采油方式配套工艺技术 采油工艺方案实施建议 五、采油（气）工艺方案编制 1、采油方式选择 107 采油方式适应性分析 综合国内外有关资料，将各种举升方式的适应性及目前达到的水平进行整理，对比各种采油方式的优缺点。再结合油田的采油工艺现状，对不同采油方式在本油田的适应性做进一步分析。 五、采油（气）工艺方案编制 1、采油方式选择 采油方式选择 从经济、技术、实现产能和生产管理等方面综合考虑，进行采油方式选择。 对能量能满足要求的井，优先选用自喷采油方式；无法自喷生产井采用人工举升采油方式。 五、采油（气）工艺方案编制 2喷采油工艺设计 112 油井自喷生产动态预测 自喷是管理方便而又经济的一种举升方式，但随着油田的开发，地层能量会不断下降，含水会不断上升，油井的自喷能力会越来越弱。因此自喷采油工艺设计的前提是首先确定在不同油藏压力水平下，油井在不同含水阶段的自喷能力。 自喷能力预测的计算过程中，应考虑油田的地理环境及地面工程需要，借鉴周围相似油藏开发经验，初步选取井口回压，进行自喷井动态预测。 五、采油（气）工艺方案编制 2喷采油工艺设计 自喷生产管柱 设计 根据生产需要确定管柱下入深度、通过强度校核确定管柱组合。生产管柱结构应以满足生产需要为基础，按照结构简单、安全可靠、可以保护套管、作业简便等要求进行设计。 井口防喷器 人工井底 筛管丝堵 球座 锚定封隔器 滑套 井下安全阀 油层 油层 自喷生产管柱 五、采油（气）工艺方案编制 2气工艺设计 生产系统节点分析 依据气田（区块）的基础数据，进行生产系统分析。主要包括产能与地层压力的关系、产能与油管尺寸的关系、产能与井口压力的关系等 采气管柱的确定： 原则方法与自喷管柱一样，但考虑因素较多。如防冲蚀、排液采气的需要等。 流动短节 流动短节 井下安全阀 伸缩管 封隔器 滑套 座放短节 球座接头 100油（气）工艺方案编制 3、人工举升采油工艺设计 有杆泵举升设计： 设计内容主要包括冲程、冲次的确定 、泵径计算及泵型选择 、下泵深度计算 、抽油杆柱设计 、抽油机选择 、油管柱选择及井口装置选择等 人工举升采油工艺设计应以油井产能预测结果及生产或试油情况为基础，结合油田人工举升工艺技术水平和实践经验进行设计。 五、采油（气）工艺方案编制 3、人工举升采油工艺设计 电动潜油泵举升系统设计 ： 设计内容主要包括确定下泵深度 、确定泵型 、潜油电机的选择 、选择保护器 、潜油电缆的选择 、控制屏的选择 、变压器的选择等 气举井系统设计 ： 设计内容主要包括确定气举井油管尺寸 、确定注气点深度 、确定日注气量 Q 、确定各级阀的下入深度、启开压力及阀嘴直径 、优选气举管柱结构等 五、采油（气）工艺方案编制 4、采油（气）配套工艺技术 根据油气田（区块）开发中存在或可能的问题进行配套工艺选择 采油配套工艺技术 ：设计内容主要包括深抽、防砂、防蜡、防气、防偏磨、防腐、稠油开采等 采气配套工艺技术主要是排液采气、防硫沉积、防水合物、防腐等 如果某问题严重，可以作为采油工程辅助配套工艺进行单独设计 五、采油（气）工艺方案编制 5、采油（气）工艺方案实施建议 对采油方式选择、采油工艺设计结果进行总结 六、采油（气）工程辅助配套工艺编制 1、解堵工艺方案 通过对油气层损害程度分析，进行解堵的必要性论证 通过对比各种解堵技术优缺点和适应性，结合油气田实际情况，进行解堵工艺选择 对解堵施工工艺进行优化设计 方案实施要求 六、采油（气）工程辅助配套工艺编制 2、堵水工艺方案 162 通过对油气层出水原因分析，进行堵水的必要性论证 通过对比各种堵水技术优缺点和适应性，结合油气田实际情况，进行堵水工艺选择 对堵水施工工艺进行优化设计 方案实施要求 六、采油（气）工程辅助配套工艺编制 3、清、防蜡工艺方案 分析含蜡量、蜡性及结蜡规律 分析各种清、防蜡方法优缺点和适应性，结合油气田实际情况，选择清、防蜡方法 推荐清、防蜡工艺方案 六、采油（气）工程辅助配套工艺编制 4、油井、水井防砂工艺方案 出砂的可能性或出砂情况分析 分析各种防砂方法优缺点和适应性，结合油气田实际情况，选择防砂方法 推荐防砂工艺及配套技术 六、采油（气）工程辅助配套工艺编制 5、防腐工艺方案 174 油藏流体性质及防腐必要性分析 腐蚀机理和管材耐腐蚀性能评价 分析各种防腐方法优缺点和适应性，结合油气田实际情况，进行防腐方案优化 推荐的防腐工艺方案 六、采油（气）工程辅助配套工艺编制 6、排液采气工艺方案 162 通过对油气层出水原因分析，进行排液采气的必要性论证 通过对比各种排液采气技术优缺点和适应性，结合气田实际情况，进行排液采气工艺选择 对排液采气工艺进行优化设计 方案实施要求 七、注水工艺方案编制 注入水水源选择与水质要求 注水压力预测 注水管柱设计 注水井投 (转 )注措施及要求 注水井增注及调剖措施 注水工艺方案总结及实施建议 1、 注入水水源选择与水质要求 参照 5329 94及局颁标准，结合油田注水站实际情况，选择注入水水源和水质标准。对于新投入开发的油田，没有注、污水系统，地理位置距已建注水站较远，注水水源可采用地下水。 参数 标 准 悬浮固体 mg/l 个 /膜系数 腐生菌 个 /解氧 mg/l 硫化物 mg/l 总铁 mg/l 部颁标准 102 102 级标准 102 25 102 级水质标准 七、注水工艺方案编制 2、注水压力预测 合理的注水压力设计应考虑地面设备和流程的合理压力等级，因为地面管网高压比中压、中压比低压价格约高一倍。所以编制工程方案时必须预测出不同开发阶段的注水压力。原则上注水压力不应超过地层破裂压力。 七、注水工艺方案编制 2、注水压力预测 根据配注量、吸水指数、管柱尺寸和油藏压力，利用注水井的节点分析方法，确定注水井的井口、井底注水压力，并从防止套管损坏的角度对注水压力作必要的限制 应用试注数据，利用不同时期吸水指数和预测注水量来求出注水压力 可借鉴类似油藏的吸水指数或用经验系数估计吸水指数，进行注水压力预测 井口注水压力设计还应考虑地面管网和设备在技术上允许的工作压力 七、注水工艺方案编制 3、注水管柱设计 应根据油藏工程部署和相似油田注水工艺应用实践，结合油田注水工艺技术水平和区块特征，进行管柱设计。管柱设计应主要考虑深度、井斜、温度、耐压差、洗井要求、测试及调配等因素选择工具和管柱结构。必须满足井下各种作业措施和测试要求，即油管强度能够保证起下管柱作业时安全可靠。 七、注水工艺方案编制 3、注水管柱设计 顶封封隔器 上层或套漏段 顶封管柱 水力锚 导流器 丝堵 下层 一级两段 支撑卡瓦 偏 1 水力锚 偏 2 球座 、 撞击筒等 油层 油层 偏配 2 偏配 3 多级管柱 注水层 注水层 注水层 水力卡瓦 偏配 1 水力锚 偏配 4 球座 、 撞击筒 注水层 七、注水工艺方案编制 4、注水井投 (转 )注措施及要求 投 (转 )注前的预处理措施：提出一些具体要求。如排液强度、洗井方式、洗井液性能等 注水井试注要求 ： 提出一些具体要求。如取得资料的要求 七、注水工艺方案编制 5、注水井增注及调剖措施 应根据区块油藏地质特征、开发过程中存在的问题以及工艺现状，进行注水井增注或调剖措施的选择。 措施工艺设计 增注措施：对注不进或吸水状况不好的井，应及时采取粘土防膨、降压增注、增压增注措施，提高地层的吸水能力。常用的降压增注工艺技术主要有深穿透缓速酸降压增注工艺技术、多元复合酸降压增注工艺技术、接力式酸压增注工艺技术等。 调剖调驱措施：对三大矛盾突出的井实施调剖。对目前层间矛盾特别突出且己进入高含水期油藏，以 交联技术应用为主；对含水相对较低、油藏非均质严重的油藏以缔合聚合物、交联 预交联复合调驱技术应用为主要手段 七、注水工艺方案编制 6、注水工艺方案总结及实施建议 对以上内容进行总结，如水质要求、注入压力、管柱结构、工艺措施 七、注水工艺方案编制 八、油水井动态监测方案编制 满足油气藏工程方案对油田生产动态监测的要求 考虑油气田地理位置、地面环境、操作水平、管理水平对生产动态监测的要求 考虑油水井生产方式、井身结构、地下流体性质、油藏压力、深度、温度等因素，选择测试仪器及配套设备，确定测试方法 尽量采用国内外成熟先进的仪器设备和配套工艺 1、油藏动态监测设计原则 八、油水井动态监测方案编制 2、动态监测仪器设备及工艺选择 通过对比各种动态监测仪器设备及工艺技术优缺点和适应性，结合油气田实际情况，进行动态监测仪器设备及工艺技术选择 八、油水井动态监测方案编制 3、动态监测方案实施要求与建议 根据油藏工程方案要求，提出动态监测方案实施要求。比如资料录取频率、合格率、全准率及仪表定期达标率等 九、采油（气）工程方案投资预测 采油工程方案投资预测包括的主要内容 基本参数和分析评价指标的确定 采油设备投资和采油工程费用分析 根据有关费用定额和 开发方案 中油气藏工程方案部署，参照油气田相似区块近年新井投产实际发生费用，预测采油工程投资费用。 九、采油工程方案经济分析 1、基本参数和分析评价指标 项 目 项 目 起始年，年 每度电费，元 研究年数，年 井月耗电， 气井数，口 人员工资，元 采油气设备投资，万元 井平均工人数，人 采油气折旧年限，年 管理费，元 /103料成本，元 站经费，元 /103料成本，元 他费用，元 /103、采油工程方案经济分析 2、采油设备投资和采油工程费用 类 别 采 油 气 设 备 投 资 燃 料 费 材 料 费 动 力 费 工 资 井 下 作 业 费 用 管 理 费 用 其 他 费 用 折 旧 费 总论 一 采油 （ 气 ） 工程方案编制 二 内 容 实例分析 三 塔河五区采油工程方案 目 录 一、方案编制依据及原则 二、储层保护措施及要求 三、完井工艺方案 四、采油工艺技术方案 五、酸压工艺技术方案 六、堵水技术方案 七、防腐工艺技术方案 八、动态监测技术 九、采油工程投资概算 十、采气工程方案实施建议 方案编制依据及原则 一、方案编制原则 坚持“少投入多产出”以经济效益为中心的原则。 优先选择经济高效、生产管理和操作方便的工艺技术，尽可能减少作业工作量，最大限度地降低采油成本。 坚持运用系统工程理论和方法的原则。 切实做到采油工程以油藏地质为基础，与油藏工程、钻井工程和地面工程紧密结合，互为依据、互相论证、同步设计，使采油工程设计最优化。 坚持科学化、程序化设计原则。 充分利用采油工程最新理论及计算机软件技术进行优化设计，使设计方案具有科学性和准确性，提高方案设计水平和质量。 坚持依靠先进科学技术原则。 大力应用和推广国内外同类油藏开发较成熟的先进技术和产品设备，满足开发要求。 坚持以核心技术为主导的原则。 针对储层特点，提出区块主导措施及配套措施，所选单项技术要切合油田开发的实际。 坚持实用性原则。 方案具有针对性、适用性、指导性和可操作性。 塔河油田 5区位于塔河油田北部，奥陶系油藏主体位于塔河油田 3区北部， 4区东部，中心位臵约东经 84 02 ，北纬 41 21 。 油藏埋深 含油面积 探明石油地质储量 3091 104t； 石油可采储量 104t； 溶解气地质储量 108 溶解气可采储量 108 二、方案编制依据 1、油藏、地质概况 储集空间特征及储集层类型： 储层空间： 孔洞、孔隙、裂缝； 储集层类型：裂缝型、裂缝 岩溶作用整体相对 4、 6区较弱，且横向差异性大。 二、方案编制依据 1、油藏、地质概况 储层物性 本区上部储层较发育，向下逐渐变差。 孔隙度分布区间为 平均值 渗透率分布区间为 10。 流体性质 原油： 原油性质较好，属含硫、高蜡的中质原油。 相对密度：地面 层 地面原油粘度： 地层原油粘度： 凝固点：平均为 ； 含硫：平均为 含蜡：平均为 体积系数为 原始气油比为 127m3/ 饱和压力 1、油藏、地质概况 二、方案编制依据 天然气 ： 甲烷含量平均为 气体平均相对密度为 地层水 ： 呈弱酸性， 化度平均 04，为 油藏温度及压力 ： 具有统一的原始压力和温度场，属正常压力、温度系统。 地层压力： 力系数 : 地层温度： ，地温梯度为 100m 。 油藏类型 ： 具有底水的碳酸盐岩岩溶缝洞型中质油藏 1、油藏、地质概况 二、方案编制依据 完钻 8口井（ 503），投入试采 5口井（ 投产初期 目前 井号 投产时间 油嘴（ 油压MP a 套压 M P a 日产油（ 含水( % ) 气油比(m3/ 油嘴（ 油压 M P a 套压M P a 日产油 % ) 气油比(m3/ 累产液（ 累产油（ 月递减率% S 73 04 . 9. 22 - 05 . 8. 30 4 33 . 2 18 71 . 7 0 657 4 25 . 8 27 . 8 15 . 41 1. 8 716 59 15 . 3 58 10 . 5 38 . 71 S 90 02 . 2. 8 - 04 . 12 . 20 6 12 . 4 6. 55 183 0. 03 24266 12447 16 . 66 T 50 2 02 . 9. 4 - 02 . 11 . 21 4 16 . 1 5. 86 72 50 58 2. 12 90 31 23 95 . 2 2181 74 . 1 T 50 3 04 . 9. 12 - 04 . 10 . 11 6 0. 3 8. 68 5. 18 88 15 79 . 4 56 8. 5 74 . 9 S 61 02 . 7. 25 - 03 . 9. 1 机抽 5. 8 45 17 60 . 5 28 2. 5 2、单井试采情况 二、方案编制依据 建产率低 ： 全区建产率 50%。 产量递减快： 无水期短 ： 71天，94天。 204天 183420天 71天 72停喷 3、区块试采总体特征 二、方案编制依据 井数 （口） 已部署井 （口） 新井 （口） 生产井 （口） 新建产能 （ 104t） 高峰期三年平均配产 日产油（ t） 年产油（ 104t） 25 8 17 15 河油田 5区奥陶系油藏开发方案设计表 井数 （口） 设计 产能 （ 104t） 采油 速度 （） 稳产期 （年） 稳产期 采出程度 （ %） 中低含水期 采出程度 （ %） 预测期末 含水率 （ %） 10年末采 出程度 (%) 25 塔河油田 5区奥陶系开发方案指标对比表 4、开发方案总体部署 二、方案编制依据 新钻井按方案设计的要求尽量采用裸眼酸压完井方法； 保护油层，实效低伤害作业，延长油井免修期；各种作业工作液必须清洁，与地层配伍性良好，防止油层污染； 各种井下作业操作，必须严格执行油田井下作业规程； 生产过程中要根据具体情况适当进行重复酸压，以保证油井具有稳定的产能。 5、油藏工程对完井、采油工程的要求 二、方案编制依据 该区见水快，目前在整个塔河油田堵水效果不太理想，措施有效率较低，堵水工艺有待完善提高。 塔河油田共实施堵剂堵水措施 22井次，有效 12井次（不包含效果待含观察井），措施有效率 机械堵水 4井次，有效 3井次，措施有效率 75%。 前期酸压效果不理想，酸压工艺仍需进一步完善 塔河油田 5区共实施酸压措施 9井次，未见到增产效果的 6井次，酸压效果不理想。为进一步提高 5区酸压效果，还必须在酸液体系、方式选择、施工参数优化方面进行完善。 防腐、防蜡措施有待进一步加强等。 17 6、采油工程需要解决的问题 二、方案编制依据 储层保护措施及要求 2 3 4 5 6流量，m L / m i 0透率基本呈上升趋势，故储层不存在速敏性 一、 储层岩心敏感性分析 速敏实验分析 从实验结果可以看出：油层具有弱水敏 水敏实验数据表 岩心号 0-30-3w 10-3w 水敏程度 1 2 注： 用标准盐水测定的岩样渗透率； 用次标准盐水测定的岩样渗透率； 用蒸馏水测定的岩样渗透率； 水敏指数。 一、 储层岩心敏感性分析 水敏实验分析 试验岩心的渗透率在矿化度递减的系列盐水中呈下降趋势 ;岩心的临界矿化度不太明显，约 8万 左右。 盐敏评价实验图01234567891080000 40000 20000 10000 5000 0矿化度，m g / 0储层岩心敏感性分析 盐敏实验分析 岩心在通入盐酸后，渗透率明显提高，故储层 不存在酸敏感性 。 020406080100120140160180渗透率，10储层岩心敏感性分析 酸敏实验分析 储层渗透率随着流体 上升趋势，故该储层 不存在碱敏性 。 碱敏评价试验图0123456787 0 0储层岩心敏感性分析 碱敏实验分析 应力敏感性损害试验数据表（ 升高） 岩心编号 j 10 % ： 有效应力， 不同有效应力下岩心渗透率， 10D 渗透率损害率， % 一、 储层岩心敏感性分析 应力敏实验分析 应力敏感性损害试验数据表（ 降低） 岩心编号 j 10 % ： 有效应力， 不同有效应力下岩心渗透率， 10H 渗透率恢复率， %。 一、 储层岩心敏感性分析 应力敏感性实验分析 从实验结果可以看出：应力最大损害率达 最大恢复率达只有 油藏岩心 呈强应力敏 。 10 15 20有效应力M P 储层岩心敏感性分析 储层存在强应力敏，由于储层有效应力的增加而导致的渗透率降低将难以得到恢复； 入井液中的固相颗粒进入到储集层微缝而堵塞油层； 酸压解堵过程中，酸液与岩石发生反应产生酸渣而堵塞地层； 由于地层弱水敏，入井液矿化度过低将引起渗透率下降。 结论：防止固体颗粒对储层的损害、考虑入井液与地层流体配伍性以及水敏和应力敏对储层的影响等。 二、油层损害因素分析 生产过程中控制合理的生产压差（ 3尽量减少因应力敏导致的储层渗透率下降的不可逆性引起的地层伤害； 防止固体颗粒对储层的损害； 入井液与地层流体配伍。 20 三、储层保护措施 完井工艺方案设计 一、完井方式选择 目前国内外最常见的完井方式 套管射孔完井 尾管射孔完井 裸眼完井 割缝衬管完井 裸眼砾石充填 套管砾石充填 完井方式 适用的地质条件 套管射孔完井 有底水、或有含水夹层、易塌夹层等复杂地质条件，要求实施分隔层段的储层 性等差异，要求实施分层测试、分层采油、分层注水、分层处理的储层 酸盐岩裂缝性储层 尾管射孔完井 （适用塔河 5区较经济的方式） 裸眼完井 壁稳定不坍塌的碳酸盐岩储层 底水、无含水夹层及易塌夹层的储层 压力、岩性基本一致的多层储层 适用 5区最经济实惠的完井方式） 割缝衬管完井 底水、无含水夹层及易塌夹层的储层 压力、岩性基本一致的多层储层 择性处理的储层 砂粒储层 裸眼砾石充填 底水、无含水夹层及易塌夹层的储层 压力、岩性基本一致的多层储层 择性处理的储层 、细砂粒储层 套管砾石充填 有底水、或有含水夹层、易塌夹层等复杂地质条件，要求实施分隔层段的储层 性等差异，要求实施选择性处理的储层 、细砂粒储层 一、完井方式选择 裸眼完井 ： 能使油层保持最佳的连通条件，油、气层所受的伤害最小，并且最经济，但要求储层岩性坚硬，井壁不坍塌，且难以实施分层措施 套管射孔完井： 避免了裸眼完井的缺点，但应用于深井完井成本高，且存在污染地层的问题 尾管射孔完井： 比套管射孔完井经济，主要适用于常压深井 其它三种完井方式： 主要应用于出砂严重的储层 一、完井方式选择 完井方式选择原则 充分发挥各油层段的潜力； 为必要的井下作业措施创造良好的条件。 目前完井方面存在的主要问题为长裸眼段完井增加了酸压、堵水难度，不利于下步增产措施的实施等。 一、完井方式选择 完井方式选择 首选裸眼完井方式 对于底水影响严重的井或钻井过程中油气显示较差的井，为便于下步实施分层酸压改造、分层堵水措施，采用尾管射孔完井方式 储层埋藏深； 长裸眼段完井增加了酸压、堵水难度，不利于下步增产措施的实施等。 5区储层岩性坚硬致密，井壁稳定不坍塌 一、完井方式选择 根据各种射孔工艺的性能特点及适应性，结合塔河油田 5区奥陶系油藏完井方式选择原则（通常油气显示不好的井采用尾管射孔完井方式），认为该区块射孔方式应选取 电缆输送套管枪射孔 。 因为该区地层压力系数较大（ 射孔压实作用对碳酸盐岩地层影响较小，所以 不考虑负压射孔 。 射孔方式 优点 缺点电缆输送套管枪射孔高孔密、深穿透、施工简单、成本低及较高可靠性对于油气层厚度大的井需多次下射孔枪射孔不能保持必要的负压安全隐患大电缆输送过油管射孔减少压井和起下油管作业因射孔枪直径受制于油管内径，无法实现高孔密、深穿透，目前很少使用油管输送射孔具有高孔密、深穿透的优点负压值高，易于解除射孔对储集层的伤害一次射孔层段厚度大安全性能好射孔后即可投入生产，也便于测试、压裂、酸化等和射孔联作施工成本高常用射孔方式对比射孔方式选择 二、射孔工艺设计 射孔参数优化 优选结果 射孔枪 89型射孔枪； 射孔弹 102射孔弹； 孔密 16孔 /m； 相位角 60 。 根据射孔优化软件计算结果，结合塔河油田的射孔实践经验，进行射孔参数优选。 二、射孔工艺设计 研究证明，螺旋布孔优于交错布孔，而交错布孔又优于平面简单布孔。由于螺旋布孔是在枪身的每一平面上只射一个孔，枪身变形小，有利于施工，因此最优的选择是螺旋布孔 。 布孔方式选择 二、射孔工艺设计 保证与岩石和流体配伍，防止射孔过程中和射孔后对油层的进一步伤害； 能满足射孔施工工艺要求，并且成本低、配制方便。 鉴于 5区储层无速敏、盐敏、碱敏、