创新管理模式 强化技术配套不断提升采油工艺挖潜水平

371 创新管理模式 强化技术配套 不断提升采油工艺挖潜水平 中原油田分公司采油五厂 二二年十二月 372 目 录 一、概况 371 （一）地质概况 371 （二）油水井生产及工艺技术现状 372 二、创新管理模式，不断提升管理水平 375 （一）建 立六位一体井筒管理模式，提升机采管理水平 375 （二）推行作业联队运作模式，实现资源的优化配置 376 三、强化技术配套，提升工艺水平 377 （一）井筒“五防”技术系列化 377 （二）深抽增效明显 380 （三）水井分注工艺不断完善 380 （四）改善剖面、提高采收率技 术针对性增强 382 （五）修复井筒，完善井网技术日趋成熟 386 （六）防腐水平不断提高 387 （七）节能新技术推广效果显著 387 373 （八） 388 四、当前胡庆油田采油工艺技术面临的挑战 389 （一）斜井分层调、堵、解、分注工艺成功率低的挑战 389 （二）深层及差层改造挖潜难度大的挑战 390 （三）类层提高采收率增强工艺适应性的挑战 390 （四）井况恶化还难以根治 391 五、管理及技术在油田开发中的潜力 391 （一） 2003年的工作思路 391 （二）管理上的潜力 392 （三）工艺技术上的潜力及对策 393 六、 2003年总体工作量及工作目标 405 374 一、概况 （一）地质概况 胡庆油田是一个极复杂的小断块油田，位于东濮凹陷西斜坡第二断阶带，构造南北长约 25东西宽约 石家集、长垣两条主断层夹持形成一长条状单斜构造。内部发育的一系列次生断层与主断层相交，形成的“墙角形”断块是胡庆油田的主要油藏类型。目前已动用 15 个开发区块 34 个油藏单元，动用含油面积 用石油地质储量 4217 104t,标定采收率 可采储量 1071 104t。其主要特征表现如下： 断层发育、区块破碎 。开发区生产井含油井段内单井平均钻遇 小断块仅有 此造成许多开发单元难以完善注采井网。 砂体复杂、储层非均质严重。 平均孔隙度 20%，平均渗透率70 10间渗透率级差 30 836倍，层内渗透率级差 100倍以上。渗透率变异系数 均 层横向、纵向严重非均质性，注水开发后层间干扰严重，给注采两个剖面调整改善带来极大困难。 油层埋藏深跨度大，产 出液高盐、高矿化度、腐蚀性强。 从1600 4600温最高达 130，一般在 60 120之间，产出液 弱酸性， 量高达 30005000，矿化度高达 10 30 104，腐蚀、结垢造成地面 375 管网服役时间短，维护工作量大，井下套管易损坏，油水井井筒技术状况恶化，客观上给机采工艺配套、储层改造等工艺带来了极大的挑战。 （二）油水井生产及工艺技术现状 1、油井生产概况 2002年 10月，胡庆油田共有油井 553口 (包括报废井 84口 )，开井 397 口 (包括报 废井开井 24 口 )，开井率 油井井口日产液 8656t，日产油 946t，平均单井日产液 均单井日产油 合含水 89%。其中自喷井 3口，占开井总数的 产量占 抽油机井开井 363口，占开井总数的 产量占 电泵井开井 31口，占开井总数的 产量占 油井不同采油方式生产状况如下表。 油井生产状况统计表 生产方式 总井数 开井数 产液量（ t） 产油量（ t） 综合含水（ %） 平均单井 总日产 平均单井 总日产 自喷井 3 3 4 1 油机井 517 363 998 09 泵井 33 31 85 2634 16 计 533 397 656 46 89 油井管理技术指标与去年同期对比 生产方式 时间 总井数 开井数 平均泵深 平均液面 平均沉没度 平均泵效 检泵周期 抽油井 04 311 1857 1574 283 42 412 33 339 1905 1597 308 61 376 对比 29 28 48 25 49 电泵井 3 21 1862 1288 574 101 304 3 31 1892 1326 566 107 333 对比 10 10 30 8 6 29 从上表可以看出，抽油机井在井数增加的情况下，各项管理指标有所上升，平均泵效提高了 平均泵挂增加了 48m，平均检泵周期延长了 49d。电泵井同样在井数增加情况下，平均泵效了提高 6%，平均检泵周期延长了 29d。 2、水井生 产概况 截止 2002 年 10 月底，胡庆油田共有注水井 279 口 (不包括报废井 52口 )，开井 173口 (不包括报废井开井 28口 )，开井率 62%，日注水平 10601注水压力分类，压力大于 1824 口，开井 90 口，小于 18常压注水井 155 口，开井 83口；按注水方式分类，分注井 142口，开井 110口，合注井137口 , 开井 63口；单体泵共开 54台，控制水井 124口，实际开井 90 口，日注水 4408有报废利用井 24 口。封隔器有效期 186d。 注水井管理技术指标 总井数 开井数 开井率 （ %） 日注 （ 按压力分 按注水方式分 报废利用井 1818注井 合注井 总井数 开井数 总井数 开井数 总井数 开井数 总井数 开井数 279 173 62 10601 124 90 155 83 142 110 137 63 24 377 3、井筒现状 油水井出砂严重。 油井不同程度的出砂，部分油井在较短的时间内出现砂埋油层现象，特别是 3 中 和 3 上 3 1层系，出砂情况尤为严重，最大出砂速度 （ d），粒度中值 砂井数占总井数的 70%； 25%的水井出砂。储层出砂给油水井维持正常生产带来极大困难。 斜井多。 油井井斜大于 5的有 236 口，最大井斜角在井深 1800m 2300近油层平均生产井段上界（ 注水井井斜大于 20的分注井有 30 口。部分井的最大井斜达到 50以上。井斜给油水井调、堵、解分层措施的实施和管理指标的提升带来严峻挑战。 边缘零散井点多。 全厂单拉井点 80口井，单井储罐数达 90具，给生产带来 了极大困难。其中有 60 多口油井油层中深在3000 4600m，下泵深度达到 2500 3000m 才能满足方案要求。油层超深给机采配套和油层改造带来了一定的难度。 高压注水井多。 高压注水井有 124口，开井 90口，占注水井开井总数的 52%，注水压力在 25上的有 52 口，大于303口。 井况损坏严重。 三大主力区块自 1998 年以来共有 155 口油水井井筒损坏（ 2002 年三大块新增 16 口），其中油井 76 口，水井 79口。 井筒状况的复杂性，给油水井管理、井筒配套、细分开 378 采及措施实施都带来极大的困难。只 有不断创新管理、强化技术配套，才能满足油田长远开发的需要。 二、创新管理模式，不断提升管理水平 （一）建立六位一体井筒管理模式，提升机采管理水平 管理制度的不断创新和完善是实现各项工艺技术指标不断提高的重要保障。采油五厂创新建立了“六位一体”井筒管理新模式 “五线一图”跟踪管理、四单制的超前管理、预警制的危机管理、六小措施的系统管理、计划停井的创新管理和评价奖惩的监督管理”，以“星级队竞赛达标”和“控躺及培养高效长寿井活动”为龙头，坚持月度检泵原因动态分析，完善了计划停井保养规范；成立了双低 井（低能、低效）虚拟管理公司；初步建立了机采工艺技术链；开展了油藏目标网络化管理；制定了重大措施井运行管理规定、施工预案管理规定等规章制度，使油水井措施实施和机采管理逐渐系统化、程序化、规范化、科学化。在开井数不断增加的情况下，连续两年消除了每年 3份的躺井高峰期，检泵周期由去年的 412 天延长到目前的 461 天；平均泵效由去年同期的 42%增长为 躺井率由去年同期的 降为 机采管理指标稳步提高 ,同时治理双低井 58 口，消灭低效井 42口，转换率高达 （二）推行作业联队运作 模式，实现资源的优化配置 379 为强化队伍管理，提高生产效率，创建一支优质高效施工的作业队伍， 2001年 9月份，我厂在作业队伍中试行了联队运作模式，把 4个作业队整合为两个联队（作业联队、试油联队）。在总结成功试点的基础上， 2002年 4月份，在作业系统中全面推广了联队运作模式 ,将原来的 16 个作业队，重组为 7 个作业联队和 1 个试油联队。联队模式的运作，用工总量由原来的 618 人减少到 568人，劳动用工减少 8%。压缩了人员，精简了机构，减化了管理程序。同时配备精良设备，建立了作业培训基地，实现了人员、设备的优化配置，提升了 队伍整体素质和工作效率，作业质量和经济效益得到了明显提高。同时从人力资源开发入手，以“人本化管理、制度化管理、标准化管理、程序化管理”为目标，对作业系统进行管理流程再建，纵向上分为人力资源、管理制度、三项标准、工作程序四个管理点，横向上按照项目、途径、内容、目标点点深入，使岗位有工作标准，施工有技术操作标准，管理有量化考核标准， 规范了各项资料的动态管理，形成了全员、全方位的规范化管理流程。 三、强化技术配套，提升工艺水平 （一）井筒“五防”技术系列化 储层出砂、井筒偏磨、结蜡、油稠和高气油比是影响油井正 380 常 生产的四大因素。在生产过程中如何优化井筒工艺配套，减轻砂、蜡、气、斜对生产的影响，对控制躺井、延长检泵周期有着重大意义。采油五厂通过几年来的探索创新，井筒“五防”配套技术形成系列化。 1、井筒防砂工艺技术 按照储层特点和出砂情况，形成了以机械挡砂和沉砂为主，化学抑砂为辅的防砂工艺原则。工艺实施上按出砂强度的大小确定防砂方式（机械防砂挡、排、沉或化学防砂）；按粒度中值确定油井机械防砂工具，形成了由普通防砂管到镍合金防砂管、旋流沉砂器、长柱塞防砂泵等防砂配套工艺技术。出砂井的平均检泵周期由 1996年的 201到目前的 364d 。 2、油井防偏磨工艺技术 制定了防偏磨技术三原则： 一是减少偏磨次数原则，按“长冲程，慢冲次”优化抽汲参数来减少单位时间内的偏磨次数；二是消灭井筒偏磨原则，对供液能力强的井优选无杆泵采油方式，消灭井筒偏磨；三是降低能耗原则。通过开发应用斜井受力分析软件，合理选择用量和布置抽油杆扶正器安装位置，使抽油杆柱和油管间所受阻力最小，最终达到降低悬点载荷和降低能耗的目的。 完善油井防偏磨工艺技术： 形成了“两旋、两扶、一软件”的从地面设计到井下杆、管、泵整体配套防偏磨工艺。两旋 旋转井口和旋转悬绳 器；两扶 抽油杆扶正和油管扶正；一软 381 件 斜井扶正防偏磨优化软件。通过斜井防偏磨技术整体实施，偏磨井检泵周期由 1996年的 23312d。 3、油井防蜡工艺技术 为减少油井结蜡对生产的影响，采油五厂工程系统不断引进清防蜡新工艺新技术，形成了连续防蜡和不连续防蜡两大系列八种清防蜡手段。连续防蜡工艺 固体防蜡器、自动清洁器、强磁防蜡器、防蜡油管、复合防蜡工艺；不连续清防蜡工艺 空心杆热洗、热洗防漏阀和加清防蜡剂。基本满足了胡庆油田不同井况、不同生产管柱油井的清蜡需要，降低了油井因结蜡产生的躺井隐患，基本消除了热洗清蜡排水期长、热洗液漏失造成的占产减产问题。 002年 7月份和 9 月份分别下入空心杆热洗管柱，两口井进行热洗试验后，与常规热洗相比有以下几个优点：一是热洗时间在 1常规热洗工作时效提高 2是热洗液返出时间短 10高了热洗效率；三是热洗后排水期短（ 3时），含水恢复时间快，产量恢复期短，影响产量极小；四是热洗介质不与地层接触，不污染油层。 空心杆热洗流程图 382 热洗情况表 时间 温度 电流 A 排量 m3/h 含水 % 进 站温度 400C 出口 井口温度 12:00 0 30 48/24 6 1 24 12:10 90 32 49/26 6 1 27 12:20 90 45 50/26 6 1 32 12:35 90 50 50/24 6 30 42 12:45 90 63 48/26 6 78 50 13:00 90 65 48/25 6 95 57 13:15 90 70 47/24 6 93 60 13:30: 90 67 46/24 6 96 63 14:00 停洗 90 67 46/24 6 95 62 22:00 32 46/22 6 3 25 4、油井防气工艺技术 按照油气比大小（ 60m3/t）形成了两项配套技术。油气比小于60m3/t 的井采用小直径气锚；油气比大于 60m3/t 的井采用高效气锚和防气泵，使用井泵效平均提高 有效减少气体对生产的影响。 5、稠油开采技术 稠油开采技术形成了“三大一小” 大泵、大管、长冲程和小冲次的井筒配套原则，应用了抽稠泵、井下电加热器、空心杆电加热和化学降粘等配套工艺技术。 （二）深抽增效明显 深油提液是一项投入少、见效快的常规工艺措施。 近年来通 383 过配套油管锚定技术和深抽减载器，实现了大（小）泵 深抽提液下泵深度的突破，达到了 56000m、 44300m、38深 2900m、 32深 3300m 的 超深抽新指标。 解决了常规抽油技术无法实现的大泵深抽提液的问题；为低能、超深、边探井生产提供了有力的技术支撑。 2002年 1实施深抽措施 47井次，措施有效率 85%， 累计增油 2002 年油管锚定大泵深抽效果统计表 井号 对比 工作制度 产状 动液面 泵效 累增油 液 油 含水 7 56*3*441 5 1333 5 后 56*1798 94 1736 12 44*898 1 1566 4 后 56*1808 2 1108 38*2001 0 1243 17 后 44*2187 8 / 10 50*807 2 1520 2 后 56*757 92 / 计 268 （三）水井分注工艺不断完善 随着油田注水开发时间的推移，日益复杂的井筒技术状况，给分注工艺提出更高的要求。采油五厂通过引进应用、联合研发和独自研制新技术并重的思路，搞好分注工作。到 2002 年 10 月底分注率达到 居全局领先水平。 1、引进应用 双向锚高压分注管柱，满足高 384 压注水井分注的需要。 2000 年以来，共应用该工艺 32 井次，目前在平均注水压力已达 得了较好的分注效果。 2、应用高压机械封隔器，解决了斜井分注封隔器有效期短、大斜度造成胶筒偏磨和座封不居中的问题，同时简化了注单层管柱结构。应用 12井次，在平均注水压力 隔器有效期已达 85天。 3、推广应用两级三段高压分层注水工艺管柱。 2002年共应用该工艺管柱 18口井 22井次，工艺成功率达到 100%。封隔器有效期最长的已达 244 天。增加水驱动用储量 11 104t，对应油井累计增油 2853t。 4、自行设计并试验新型井口高压单流阀、直腔悬挂式高压井口，降低了压力波动和油管挂刺漏对封隔器有效期的影响。 5、试验同心集成分注技术，满足油田细分注水要求。目前偏心配水管柱，投捞测试工作量大，且要求两级配水器之间间距不小于 8m，这一条件制约了进一步细分注水。同心集成分层注水技术最小卡距 2m，可实现六个层段以内的细分层注水，一次投捞可同时调配三层，分层流量或分层压力可实现同步测试，消除层间干扰，测试精度大幅度提高。 9月份应用该技术已在 5到了隔层 水层 1层 薄层细 分注水要求。 （四）改善剖面、提高采收率技术针对性增强 面对井筒状况日益复杂、油层出砂严重、注水压力不断升高、 385 斜井逐渐增多等技术难题，广大技术人员不断整合单项技术，努力研发应用新技术，形成了灵活多样实用高效的改善剖面及提高采收率技术。 1、降压增注技术 目前胡庆油田注水压力 252口，最高注水压力达到 井注水压力呈现逐年上升趋势。高压注水给油田开发带来了极大的困难。 2002年在正确判断注水井高压成因的基础上，应用了物理和化学两种降压增注工艺。 化学法降压增注主要应用了酸化 工艺和自生气降压增注，打破以往解堵工艺的局限性。 2002年 1 10月份共实施水井降压增注16井次（酸化 13井次，自生气降压增注 3井次），工艺成功率 100%，措施有效率 累增注 70935应油井增油 842t。 试验了物理法降压增注工艺（主要应用了强磁振荡解堵增注器和电脉冲解堵工艺）。 2002年开展物理法降压增注 12井次（磁振荡降压增注工艺试验 11 井次，电脉冲解堵 1 井次），取得了一定的降压增注效果。 2、调剖工艺 注水井调剖作为高含水开发阶段控水稳油的一项重要 措施，2002年共实施 32井次，其中层间调剖 22井次，层内深部调剖 10井次。层间调剖改善了注水剖面，启动了中差层。经 8 口井吸水 386 剖面资料对比，有 5 口井剖面变化明显，调前吸水厚度 0层，调后吸水厚度 7层，启动新层 7层，启动压力上升 3水压力上升 2内深部调剖提高了 3 口井吸水剖面资料对比，层内吸水厚度有一定的改善，调后启动压力上升 2水压力上升 3002年调剖井对应油井累计增油 4840t，降水 28784 2002层内调剖主要应用 液法和 体系调剖剂。 胡五块的一口注水井，注水层位 4 中 应油井 组地质储量 通性较好的 2的 6、 7 号砂体，注入水沿层内高渗带突进，造成对应油井水淹，含水均在 93%以上，层内矛盾表现突出。为了缓解层内矛盾，决定对 2 的 11、 12 号层进行深部调剖。层工艺管柱， 注 入量 2670 2调后 0 剖前后注水压力及注水量未发生明显变化，说明调剖剂向地层深部运移，未在近井地带滤失后产生滤饼封堵。对应 2 口油井（ 到明显增油效果，井组平均日增油 止 10月底该井组累增油 降水 剖调剖效果统计表 施工井号 施工层位 对应油井 措施前产状 措施后产状 日增油 累计增油 累计降水 日产液 日产油 含水 日产液 日产油 含水 387 53 中 2 9 7 53 89 23 中 924 6 7 5 0 2 29 0 85 8 31 4 87 53 上 57 4 53 中 8 9 9 合计 1376 494 3、三次采油技术 按分公司年初制定的三次采油工作部署， 2002年采油五厂三次采油计划实施预交联聚合物调驱 15个井组，交联聚合物调驱 1个井组，复合驱 4个井组，微 生物和 0井次，计划年增油 7800吨。目前三采项目共计实施 20个井组和 31井次，累计注入调驱剂 76238计增油 7050 吨，预计全年增油 8400吨，可较好完成了年初制定的计划。其中实施交联聚合物调驱 1井组，累计增油 1650吨；预交联聚合物调驱 12井组，累计增油2300吨； 井组，已实施完的 4个井组，累计增油 1376吨；预交联 +井组，累计增油 1100吨；微生物单井吞吐 23井次， 井次，累计增油 624吨。2002 年 形颗粒调驱与微 生物单井吞吐技术在现场应用取得了较大突破， 00%，阶段投入产出比达到 1： 生物单井吞吐技术措施有效率由 388 过去的 50%提高到目前的 83%，目前日增油水平 16吨。如 4%变为 ，该井累计增油 100t，增油效果明显。在现场应用取得了较好效果的同时，室内研究也取得了较大突破，由采油五厂承担的高温高盐二元复合驱技术研究项目，目前已研究出了耐温耐盐的二元复合驱体系配方，并完成室内评价，预计明年 4月份将进入现场实施。 4、封堵套漏技术 为解决胡庆油田油水井破损的堵漏修复问题，降低油水井生产作业成本，针对套管破损穿孔漏失等井筒状况恶化问题，开展了油水井化学堵漏技术的研究，研制开发出了新型高强度微膨胀化学堵剂。为封堵套漏、井网修复提供了有力的技术保证。 为解决上部封套漏、停注层及高压注水井保护上部套管的问题推广应用了高压顶封封隔器。该管柱不受注水压力波动的影响，封隔器采用了肩部保护，防止了下井过程中胶筒受到损害，减少了封隔器座封后造成的肩部“流动”，提高了胶筒的抗剪切能力和耐压差值，实现了新的突破。共应用该工艺管柱 33口井 36井次，工艺成功率达到 100%，封隔器有效期最长的已达 540天，减少无效注水 23万方，对应油井累计增油 5、化学堵水工艺 注入水沿高渗透带突进，严重影响水驱效果。为完善注采井网，达到控水稳油的目的，在总结以往化学堵水工作的基础上，完善 389 了油水井化学堵水工艺技术，提高堵剂性能，取得了良好效果，最终实现了高强度封堵。 2002 年主要应用 堵剂及分层堵水管柱，累计实施化学堵水 29 井次，工艺成功率100%，措施有效率 68%，累计增油 2325t，累计降水 21970t。 （五）修复井 筒，完善井网技术日趋成熟 老井侧钻、大修、下 4 吋套是修复井筒、完善井网、挖掘剩余油的有效途径。 2002年采油五厂在侧钻、大修、下 4吋套工艺上开展了一项研究、进行了一项改进、完善了一项技术、研制开发了电泵打捞工具，使完善井网的技术更加成熟。开展了复杂打捞技术的研究，优化了钻具组合，加工制作了组合沉淀杯，推广应用了高强度磨铣工具，使 121212吋套管工艺取得了成功；进行了固井水泥浆体系的改进。增加了下4 套管井测井温曲线工序，根据固井段的井温梯度，确定水泥浆初凝时的温度以及合理的 添加剂比例，保证水泥浆体系在不同区块、不同的单元的初凝时间满足现场施工需要；完善了 4 吋套管悬挂回插技术，通过对 215 吋悬挂器改成回插式悬挂器，解决了下套管需用 872 正扣钻杆进行输送的弊端；研制开发了电泵打捞工具（电泵叶轮打捞筒、电泵叶轮套铣筒和电泵电缆套铣筒）三件套，成功进行了 3 口井落井电泵的打捞。 2002 年共实施大修工艺 12口井，累增油 4000t;实施侧钻 7口井，增加可采储量 104t。2002 年共实施 4 套 10 井，累 计增油 938t，恢复控制储量 390 104t，可采储量 104t。 （六）防腐水平不断提高 随着近几年系统防腐工作的不断细化，通过强化管理、应用新技术新工艺、提高防腐工作科技含量，加强监测评价，提高了油井井筒防腐效果；进行区域范围内提高加药浓度纵向试验，有效降低了系统腐蚀速率；组织新型水处理杀菌剂的现场试验，保证了水质达标；研制并推广应用金属罐新型复合涂料，解决大罐外防腐问题；井筒阴极保护、固体缓蚀剂及水溶性缓蚀剂等新技术的应用，使采油五厂防腐水平不断提高。一是生产系统腐蚀穿孔得到有效控制， 18次，较去年同期下降 a（油系统平均腐蚀速率 a，水系统平均腐蚀速率 a）；三是系统综合防腐能力进一步提高。油井产出液平均含铁在从 2000年 6月的 下降到 2002年 。 （七）节能新技术推广效果显著 广大技术人员立足生产实际，在成熟中找不成熟点，开展技术创新，逐步形成了一系列节能新技术，应用于生产见到了良好的经济效益。 在电力系统节能方面：开发了抽油机专用 节能电机，实现了同一机壳两个额定极限功率同一运行方式，与普通电机相比，平 391 均单井电流降低 46%，单井平均节电率 现已在油田全面推广；研发了十二极低速电机，满足了部分低产井低冲次运行的要求，平均节电率 开发了 少了电动机的机械硬特性与抽油机交变负载不相匹配造成的电能损失，综合节电率为 研制了防盗计量箱，有效防止了外部环境干扰和私拉乱接窃电造成的电量流失及供电系统不平稳现象，日减少电量流失 104 在抽油机节能方面：推广应用摩擦换向抽油机， 采用智能模拟及数字混合控制，摩擦轮传动工作机构。具有启动换向平稳、冲击力小、参数可独立无级调节、光杆上下行速度可分别控制的特点，单井日耗电量下降 220推广应用偏轮游梁抽油机，与常规抽油机相比，在相同工况下，悬点动负荷和最大线速度小，减速箱扭矩降低 30平均节电率 30%；推广应用异相平衡旋转驴头增程式抽油机，实现了小机大冲程目的，降低了净扭矩，平均增程 60%，节电 （八） 应用 合发生器产生 处理污水是采油五厂于2002年 2月份开展试验的 一项新型污水处理工艺，主要解决了原改性水处理工艺污泥残渣量大、腐生菌高 (达 104 个 /以杀死的问题。其原理为： 迅速将水中 化成 时形成的 H)3 392 胶体絮凝能力强，可大量吸附原水中的机杂，在除铁剂的作用下，达到快速沉降、分离，提高水质滤膜系数的目的； 还原反应，使氨基酸分解破坏，从而控制微生物繁殖，还可迅速氧化破坏病毒衣壳上的酪氨酶，导致细菌死亡。通过实施该技 术，使污水的 由 8泥残渣量减少了 40%，腐生菌含量降低到小于 101个 /02个 /于 入水与地层的配伍性增强，对减轻地层污染及堵塞起到一定的作用，实现了胡庆油田注水水质稳定硬达标。 四、当前胡庆油田采油工艺技术面临的挑战 （一）斜井分层调、堵、解、分注工艺成功率低的挑战 胡庆油田近几年投产的多靶定向井和侧钻井使大斜度井数量增多，有的井斜达到了 50以上，仅最大井斜角大于 30的油井就有 71 口，占井斜角大于 5斜井的 目前进行油层 分层改造或找漏、找窜工艺使用的传统直井封隔器，因大井斜段套管与封隔器胶皮的摩擦使胶皮损坏，失去封隔器密封性能，造成作业返工，导致工艺无效。严重时会因封隔器不解封或不完全解封卡在井中造成事故。由于大斜井配套工艺不够完善，进行有针对性地分层改造难以正常实施。 （二）深层及差层改造挖潜难度大的挑战 393 2002年新投入开发刘庄地区，主要含油层层位为沙一和沙二下亚段，含油层段 27004700米都有分布，平均油层中深 3500米，与胡状老区相比 油层中深超深且纵向跨度大 。储层中 5伊蒙混层矿物导致沙一段、沙二下亚段 为中等偏强水敏（遇水膨胀）伤害（），水敏系数 二段和沙二下亚段储层中绿泥石含量高达 50酸敏系数 明显的酸敏性（遇酸产生沉淀）；伊利石（ 1463%）、高岭石（ 418%）在沙一段和沙二下亚段储层不同程度的含有是引起速敏（颗粒迁移）的主要敏感性矿物。酸敏、水敏、速敏增加了储层改造措施和新区动用的难度。 （三）类层提高采收率增强工艺适应性的挑战 胡庆油田为极复杂小断块油田，层间、层内、平面三大矛盾十分突出。经过十几年的注水开发，目前综合含水已达 但整 体采出程度仅 地质研究表明胡状油田三大主力区块胡五、胡十二、胡七块， 驱动用程度高，采出程度高、剩余油储量高等特点，加之层内非均质性十分严重，造成了该类储层的采油速度低、提高采收率难度大等问题。针对目前胡庆油田开发状况，如何挖掘 高 （四）井况恶化还难以根治 目前胡庆油田三大主力区块共有套损油水井 155口（ 2002年 394 三大块新增 16 口），其中油井 76 口，水井 79 口；由于注水井套管的大量损坏对三大主力区块的开发造成了 极大的影响：一是从1998年至今由于水井的损坏已减少水驱控制储量 430 104t，减少水驱动用储量 265 104t；二是注采井数比下降，注采井网遭到了严重损坏，注采井数比由正常井网的 1： ： 是加大了全油田的自然递减，油水井的大量损坏每年减少的油量都在 104t 以上 ,增加全油田自然递减 3%以上；四是严重的影响了全油田的稳产，虽然近年加大调整恢复的力度在一定程度上缓解了井况问题造成的影响，但是仍有 4 个单元（胡 5 块砂三中3系、胡 18 井区、胡 7 南砂三中 9系、胡 12 块砂三 中4注采井网未充分恢复。 五、管理及技术在油田开发中的潜力 （一） 2003年的工作思路 以增储上产为中心，以三年科技攻关会战为契机，立足井筒，瞄准剖面，树立系统思想，创新管理，重建流程，发展工艺，优化配套，实现规模见效。 （二）管理上的潜力 1、继续坚持“六位一体”的井筒管理，进一步提升采油管理水平 抓好油井日常管理，加大“五小措施”实施力度，坚持不懈的 395 抓好“六位一体”的井筒管理，强化机采管理考核，做好预警和控躺工作，促进全厂机采管理上水平，提高工程技术人员参与控躺工作的责任心；预计抽油井检泵周 期达到 480d，泵效达到 45%，开井时率保持在 99%以上。继续以低产低效井虚拟公司为主体，做好低产低效益井管理工作，优化双低井的管理，挖掘油井潜力，双低井年转化率达到 80%以上，基本消灭年初的低效井。 2、结合油藏特点，针对油井具体情况，抓好机采配套 针对胡庆油田出砂井多、斜井多偏磨现象严重、油井结蜡严重等实际情况， 2003年主要在防蜡、防砂、防斜、防气及深抽工艺等方面做好机采配套。按照各项配套技术的实施原则，结合单井井筒具体情况，预计在 12三大主力区块共实施机采井筒配套措施 195 井次，为有 效控制躺井，延长检泵周期提供技术保证。全年躺井率控制在 下。 3、抓好星级队达标和培养长寿井竞赛活动，促进基础管理上水平 以控躺治躺、提高开井时率为中心，以严格落实各项制度为手段，以精细采油基础管理为目标，推行五个到层和控躺等好的做法和经验，抓好星级队达标活动；开展培养检泵周期大于 500 天的长寿井活动，激发工程技术人员控躺治躺的热情，推动检泵周期不断攀升。预计全年新培养检泵周期大于 500天的长寿井 10口，争创三星级采油队二个，二星级采油队二个，一星级采油队三个， 396 青年文明号计量站 10座。 4、结合“金 银铜”牌队竞赛，推进作业联队建设 2003 年，以“金银铜”牌队竞赛为载体，以提高作业质量和管理水平为中心，强化服务生产意识，推动作业联队建设，努力降本增效。一是从人力资源入手，“以人本化管理、制度化管理、标准化管理、程序化管理”为目标，充分调动广大职工的积极性，抓好考核评比工作，做到有制度、有落实。二是实现劳动竞赛的全过程控制，抓好检查工作。作业联队全部达到铜牌作业队标准，争创金牌作业队 1个，银牌作业队 2个。 （三）工艺技术上的潜力及对策 1、应用侧钻、水平径向侧钻、下 4寸套恢复井筒完善井网的潜力及对策 对 因井况问题损失储量大的单元，层间渗透率级差大、层内矛盾突出的单元，以及跨层系开采、套损严重的油水井修复，从油藏经济角度出发，充分利用现有井点实施老井侧钻、下 4 寸套措施，以恢复井筒、完善井网，是现阶段行之有效的手段。 （ 1） 老井侧钻主要分三类： 套管内开窗侧钻： 该技术适用于上部套管（水泥返高以上）完好，下部油层段套管损坏难以修复，且储层剩余油分布集中，控制储量较大的井，以调层、换井底、恢复井筒、挖掘剩余油为目的，在油顶以上 50开窗侧钻，下入悬挂 4 寸套管固井 397 完井。 拔套侧钻工艺： 适用于全井套管损 坏严重、变形、破漏、生产多年、原井套管腐蚀严重，且井点控制剩余油储量较大，以恢复井筒、重建注采井网为目的，需要一定水平位移的油水井侧钻。 水平径向侧钻工艺： 在 215 套管内，目的层油顶上部 1铣套管 4注水泥候凝，下入专用工具造斜至水平位置，再用柔性钻具径向延伸，打出径向水平井眼，最后采用筛管完井。适用于单层厚度大，剩余油储量大井提高采收率。预计 2003年首批试验 6口井。 2003 年方案共部署侧钻 58 口井（三大主力区块 44 口，零星块 14 口），结合各单井目 前井筒技术状况，按以上侧钻工艺的实施原则优选分类，实施拔套侧钻 47口井，恢复年产能力 104t；开窗侧钻 11 口井，恢复年产能力 104t。 (2)下 4寸套管工艺技术 适应于渗透率级差大、层间矛盾突出、跨层系开采、套损严重的油水井修复，目的是恢复井筒，实现细分层系，重组井网。 2003年共部署下 4寸套 20口 ,其中油井 5口，水井 15口。结合各单井目前井筒技术状况，有 6口井（ 737）既有套漏、套变又有落物，需打捞落物后下 4 寸套，其余14口井都有不同程度的 套漏、套变。按照下 4寸套的工艺实施原则， 20口井全部采用全井下寸套工艺，其中胡五块 5口，胡七块 398 12 口，胡十二块 3 口。 20 口井共下入套管 43100m，总投入资金1330万元，恢复年产能力 104t。 2、分层调堵解的潜力及对策 （ 1）斜井分层调堵解的潜力及对策 逐步完善和研究斜井分层改造配套技术，有针对性地进行油井分层改造，保证油水井的正常生产，成为目前重要的课题。根据斜度大小及井况，进行研究攻关，并积极研究引进相应的配套工艺技术进行斜井分层改造。 对于斜度较大，井况较好能实现分层改造的井，开展三方面的 配套工艺技术研究：（ 1）对于井斜角大于 30而小于 45、井况正常 的，通过与大专院校和科研院所合作，研究斜井专用封隔器，着重解决封隔器下井过程中的偏磨和座封不居中的问题。（ 2）研究配套分层管柱，并配套分层管柱锚定装置、泄压装置，达到对任一层调、堵、解的目的。（ 3）研制斜井分层调堵剂，解决斜井调堵后作业钻塞难度大的问题。主要是优选堵剂配方，增强堵剂的驻留性和封堵强度，并重点考虑堵剂的流变性，保证施工安全。 对于斜度较大，但井况差，无法分层改造的井做好二方面的工艺技术配套。（ 1）应用投球暂堵技术。根据施工井的主 力吸水层厚度（注水井）、低压层厚度（油井）和该井射孔资料等数据，利用投球调剖动态仿真模拟软件计算出所投球规格及数量，指导 399 暂堵调剖工艺，达到分层改造解除污染、调整剖面的目的；（ 2）应用油溶性暂堵剂暂堵技术。利用油溶性暂堵剂不溶于水而溶于油及耐酸碱、耐高温的性能，注入地层后，在井壁快速形成低渗泥饼，对强吸水层（注水井）、低压层或出水层（抽油井）进行暂堵，再对低渗层进行解堵。达到分层改造油层的目的，有利于低渗油层的开发和采收率的提高。 （ 2）调、解综合措施的潜力及对策 胡状油田非均质性特别严重，层间渗透率变异系数 达到 于多层注采，使层间、层内矛盾日益加剧，单层突进严重，水淹速度快，水驱动用程度低，一部分油层改造措施对于减缓自然递减、降低对应油井含水起到了很大的作用。但是在日常生产、注水井洗井或改造措施施工的同时，如果采取的保护措施不当，或因井况的限制对某些层必然会造成一定程度的污染，实施单一的调剖或解堵等措施，效果得不到很好的体现，因而将进行调剖、解堵整体治理，最大限度地改造地层，提高效益。 该项技术主要是调剖剂、耐酸封口剂、解堵剂应用的有机结合。调剖剂是以冶金工业废渣（ 原料，在适当的化学剂作用 下，使其内部结晶释放出来，经水化反应，达到封堵目的，同时配套应用一定的耐酸封口剂，在同一口井中把调剖和解堵两种技术结合起来，施工工艺上采用填砂或下机械分层工具保护非目的油层，利用堵剂的耐温耐酸性能，在有效地封堵高吸水层的 400 同时，对低渗污染层实施酸化解堵，充分发挥两种工艺的优势，达到改善注水井吸水剖面、提高水驱动用储量的目的。 （ 3）自生气降压增注的潜力及对策 自生气降压增注工艺是针对地层渗透率极低、常规酸化难以奏效的超高压注水井采用的一项新技术，现场施工与常规酸化措施类似，不受井温、井斜等条件限制，有很强的适 应性。施工时所先用活性稀体系酸清除井筒和近井地带污染物，然后交替注入酸碱，使其在地层深部相遇发生中和反应，生成大量高温高压二氧化碳气体，该气体对地层孔隙产生强烈挤压，可大幅度提高致密地层孔隙体积，从而有效提高地层渗透率。措施完后立即恢复注水，将高温高压的二氧化碳气体推向地层深部，在向地层深部推进过程中不断挤压地层内表面，扩大孔隙体积，直至其压力和热量逐步扩散完。 2002年共应用自生气降压增注工艺 3井次，施工井注水压力均在 25 余两口井都见到了较好效果。 2003年将继续遵循酸与盐反应生成二氧化碳气体的化学原理来完善应用高压注水井自生气降压增注技术。通过室内实验优选盐的类型，既能生成更多的二氧化碳气体，同时生成粘土稳定剂。在酸液中配加合适的添加剂，增加其解堵功能，并能有效改善砂岩润湿性，使之向有利于增注的方向发展。对现场使用酸盐的段塞大小、隔离液种类和用量做优化设计，制定科学合理 401 的施工方案。 3、挖掘 胡状油田主力区块 I 类层的采出程度均大于 20%（胡七北块采出程度稍低，为 ，综合含水已超过 90%， 采储量的 50%左右，储