实现文南油田持续发展(采油四厂)

297 推进技术、管理进步 不断提高采油工艺应用水平 中原油气田股份有限公司采油四厂 二 二 年 十 二 月 298 目 录 前 言 297 第一部分 油田生产概况 299 第二部分 工艺技术的发展状况 300 一、完善配套水质达标技术，保持水质稳定 300 二、注水工艺技术 303 三、油层改造工艺技术 314 四、机采配套工艺技术 325 五、水井调驱先导试验 341 六、修井工艺技术 342 第三部分 生产管理进步 345 一、躺井控制工作 345 二、应用先进技术提高生产管理水平 348 三、综合应用各种新技术，降低采油成本 352 第四部分 工艺上存在的主要问题 355 一、产量结构不合理，稳产基础差 355 二、 注水启动压力高，注水困难 356 三、 改善两个剖面技 术未形成规模 357 四、井下技术状况差，大修难度大 359 五、油井偏磨现象普遍存在 361 第五部分 下步发展对策 363 一、工作思路 363 二、 下步工作重点 363 299 前 言 近年来，我厂 认真贯彻落实分公司有关会议精神，从文南油田实际情况出发，以经济效益为中心，以油气上产为主体，狠抓注水工作，大力推进科技进步，精细采油管理，完善各项规章制度，坚持“稳定水质、调整剖面、有效注采、保护井层、控制腐蚀、高效节能”的工作方针，紧密围绕控制躺井、延长检泵周期、提高泵效，注够水、注好水，增储挖潜、高效节能等方面开展工作，在产量压力大且成本紧张的情况下，较好地完成了分公司下达的油气生产任务，连续几年实现了油气产量爬坡，单位成本得到有效控制。 300 第一部分 油田生产概况 截止到 2002 年 10 月，文南油田共有油水井 749 口（不含报废井），其中油井 516 口，水井 233 口。油井开井 403 口，日产液5300t，日产油 1492t，综合含水 其中，抽油井 392 口，开井 335 口，日产液 4172t，日产油 1351t，平均单井日产液 均单井日产油 4.0 t，综合含水 平均泵挂深度 2094m，平均视动液面 1348m，平均视沉没度 746m，平均泵效 平均检泵周期 459d。 注水井总数 233 口，开井 144 口，日注水量 13964均单井日注 97 中笼统注水 144 口 ，开井 84 口，日注水量 7880 层注水井 102 口，开井 60 口，日注水量 6083.5 报废油水井共有 395 口（油井 234 口，水井 161 口），其中 2002年再利用报废油井 77 口，日产液 1050t，日产油 150t， 301 第二部分 工艺技术的发展状况 文南油田属典型的高压低渗复杂断块油田。油藏埋深2210藏温度高 (92 140油藏原始地层压力高（ 32 压力系数高（ 平均 空气渗透率 10透率变异系数 透率级差为 示较强的非均质性。 原油密度低（地面原油密度 ,原油粘度低（地下原油粘度 s），原油含蜡达 20%，属石蜡基原油。 这些特点决定了在文南油田进行各项工艺技术的难度，加上近年来油田开发中暴露出腐蚀、偏磨、注采调整、剖面改善、系统效率等诸多问题，需要采油工程师们在工作中不断探索、认真研究解决。 近几年来，在各方面的支持和帮助下，在大家的共同努力下，文 南油田的 工 艺技术不断发展进步，较好的满足了油田开发的需要。 一、完善配套水质达标技术，保持水质稳定 不断强化注水水质技术管理，在系统配套的技术改造中加大科技攻关力度，实现了站内和井口水质“双百”达标。主要开展了以下几方面的工作： 1、 “清污水混合处理工艺技术”的不断完善 302 “清污水混合处理工艺技术”在文二污水站的成功应用，虽实现了水质达标，但当来水含油波动大、来水量出现波动或滤罐反冲洗时则时常出现水质波动。究其原因，主要是前期除油效果差，加药量不能随处理量的变化而变化以及滤罐过滤负荷过大所致。根据这一 情况，我们对文二污水处理站进行了进一步的改造完善。改造的主要内容是： 一是针对目前文南油田注水量不断增加，污水处理能力严重不足的问题，于 2001 年 11 月份开始对文二污水处理站污水处理流程进行了扩建，并于 2002 年 5 月完工投产，使污水沉降罐由 2 俱增加为 3 俱，局部日处理能力由过去的 15000加为 21000水沉降时间比过去增加了二分之一，大大增强了污水沉降效果。 二是针对文二污水处理站高含水罐至收油罐的原玻璃钢管线管径小、输送能力严重不足，且经常出现穿孔等问题，对该管线进行了更换，共更换 500 钢骨 架复合管线 300 米，目前运行良好。 三是针对万方池提升泵、污水滤罐、诱导浮选器等污水处理过程中的薄弱环节，制定了改造和扩建方案，目前正在施工中。 经过几年的不断实践和摸索，“清污水混合处理工艺技术”得到了全面发展和完善，形成了一套以“多级除油混合杀菌加药沉降加压过滤稳定外输”为主线的独特的水处理工艺流程（图 1），并具有成本低、水处理效果好、污泥量小、运行操作简便、水质稳定等优点。 303 清水 2 原油脱出水 洗井回水 4 3 5 图 1 文二污水站清污水混合处理工艺流程图 2、继续推行注水水质“按质、按量论价”的管理办法 ：进一步强化技术监督机制，充分调动了人的主观能动性，在运用经济手段强化技术和管理的同时，推进了技术进步和管理进步。 3、有效及时地开展了污水处理过程中“污垢定位沉积”和“降低泥垢产出量”的技术攻关研究 采用目前国内外先进的动态结垢模拟试验、岩芯流动试验、扫描、化学分析等综合研究手 段，在收集、调研国内外相关资料的基础上，经过大量室内、现场实验等研究工作，使“攻关研究”的课题取得了成功。 已由 到了 A 剂投加量下降了三分之二，日产污泥由 27t 降为 5t，下降了 81%，水质合格稳定。通过“污垢定位沉积”项目的研究实现将污垢指定在沉降罐处，从而大大改善污水处理系统的运行效率。这两个项目的全面应用在降低加药成本、控制污泥产出量，确保水质稳定，提高注水开发效果方面发挥了重要作用。 5000含水罐 500式自然除油罐 诱 导 气浮选器 斜管 沉降罐 缓冲装置 滤罐 反应器 净化水罐 304 4、对部分注水干线、支线，回水管线进行了清洗和更换 近几年来共更换注水干线 1923m，新建、更换回水管线 5 条4199m，清洗注水支线 5 条 4160m，确保了达标水质在井口的稳定。 5、水质稳定技术的井下延伸 针对光油管注水井长期采用油管正注方式，环空“死水”水质恶化造成的井下管柱结垢、腐蚀和井底水质污染问题，在井口水质达标的前提下，通过将正注井改为油、套合注，减少了井底水质污染因素。 6、加强药品监测、堵住不合格药品流入 在水质处理中，加药也是重要的关键环节之一，而药品质量的好坏直接关系到处理后的水质，为此，我们由有关部门、单位组成协调小组，按照分工各司其职，互相监督，对药品 的质与量进行严格把关，确保了水质的质量和水质的稳定。 二、注水工艺技术 1、强化注水井降压增注工作，见到了好的效果 自油田投入注水开发以来，增注工作经历了逐步认识、逐步改进完善的过程，先后应用过土酸、胶束酸、浓缩酸、稀土酸、自生气热力酸、粉末硝酸等酸化技术。施工工艺也由最初直接注酸完善为：井筒、炮眼清洗 地层预处理 主体液处理 后置液处理 残酸返排 洗井投注；同时也配套了投球、转向、卡封等分层布酸技术。这些增注技术的应用为我厂降低注水压力，完成 305 配注，起到了应有的作用，但增注效果存在逐年变差的趋势。 99年我们 对历年 69 口酸化增注水井，按区块、层系进行效果对比发现，储层物性相对较好，渗透率在 60 10上的增注效果较好，措施有效率在 85%左右；渗透率在 30 10下的效果很差。分析认为其主要原因是：以土酸为主体的酸化液体系：酸岩反应速度快，处理半径小，酸化过程中易生成氟硅酸盐沉淀，酸量过大会伤害岩石骨架，不适宜低渗透泥质地层酸化处理；大部分地层酸敏性矿物含量较高；因地下断块复杂，对油、水井地下对应连通认识也存在一定偏差。通过总结分析找出了增注工作的经验和教训，并开展了大量的室内研究试验， 形成了以深穿透缓速酸酸化体系为主的降压增注工艺。 深穿透缓速酸化体系由低碳有机酸、 岩缓速酸、防膨剂、缓蚀剂、防乳化抗酸渣剂、石蜡分散剂组成，与土酸体系相比具有如下特点：具有高温缓蚀性能，酸液腐蚀速率低（不大于3g/酸岩反应速度低，是常规土酸反应速率的 1/10，能有效增加地层处理深度；由于 岩缓速酸的水解产物是一种高效硅沉淀阻止剂，酸化过程不产生氟硅酸盐沉淀，防范了处理过程产生新的污染；酸液具有很强的清洗有机沉积物能力和防乳化抗酸渣性能；适合于低渗透、泥质、酸敏地层的酸化处 理。在近几年应用中取得较好的增注效果（见表）。 306 1999 酸化增注效果统计表 年份 井次 有效率 % 单井增水量 均有效天 数 d 平均压降 999 13 74 3554 72 11 2000 29 89 4133 89 7 2001 26 88 3724 87 7 2002 16 708 85 7 2、不失时机地开展高压分注工艺 1990 年以来，相继开展了油套分注、双层（三层）自调分注和空心配水等分注方式，经历了一个不断尝试、不断否定、不断反复的曲折过程。 由于受注 水水质、封隔器耐压差强度和有效期等因素的制约，虽然没少做工作，但高压分注的进展不大。近年来在油田注水水质有了明显改善，达到了低渗油田注水水质标准的情况下， 在总结以往多种类型封隔工具应用的基础上，引进高性能的 隔器，对注水层位上部非套变井段的漏失井、上部层段水淹井，实施卡堵漏、注单层和分层挤堵等，均获得了成功，为文南油田实现高压分注工艺带来了曙光。通过近几年的不断改进完善，推动了该项技术的全面应用，并见到了好的效果。 （ 1）高压油套分层注水工艺： 该工艺主要由井下工艺管柱和地面配套工艺流程组成。 整套工艺设计示意图如下： 307 接 头 2 - 堵 头 3 - 密 封 圈4 - 壳 体 5 - 水 嘴 压 丝 6 - 水 嘴7 - 密 封 圈 8 - 密 封 圈 9 - 密 封 套1 0 - 水 嘴 套接 头 2 - 堵 头 3 - 密 封 圈4 - 壳 体 5 - 水 嘴 压 丝 6 - 水 嘴7 - 密 封 圈 8 - 密 封 圈 9 - 密 封 套1 0 - 水 嘴 套图 2 油套分注工艺示意图 井下分注工艺管柱主要由高性能的 流器、坐封球座、底部球座等组成。 地面流程主要由油套分注嘴子套、水表及水表总成、油套单流 阀、控制放压水嘴套等组成。 1 接头 2 堵头 3 密封圈 4 外壳 5 水嘴压帽 6 水嘴 7 密封圈 8 密封圈 9 密封套 10 水嘴套 图 3 油套分注水嘴示意图 来水油套分注嘴子套回水油层连通阀水表总成单流阀控制放压嘴子套油层 器座封球座节流器底部球座人工井底 308 （ 2）高压油套分层定量配水 ：是通过在地面油套分注水嘴套里安装不同直径的水嘴来实现的，因此分层定量配水最关键的问题是 选出合适的水嘴。 (1) 选择水嘴的原理 在油层无控制注水时，注水量、注水压力和吸水指数的关系为： (2) 分层注水量的理论计算 油层无配水嘴控制时，计算分层注水量公式 Q = K P P = P 井口 + P 静水柱 P 启动 P 管损 油层有配水嘴控制时，计算分层注水量公式 Q 配 = K P 配 P 配 = P 井口 + P 静水柱 P 启动 P 管损 P 嘴损 在现场应用过程中，由于实际注水量会随地层压力而变化，当压力平稳后，可根据地质要求按下式选取水嘴： (3) 高压油套分注工艺技术的改 进与完善 在现场应用过程中，为更好地取全取准各项资料，满足油田开发需要，我们对该工艺进行了改进和完善： 尝试油套分注井的上段剖面测试 1212 309 为满足油套分注井上段测剖需要，对分注井口进行了改进，改进后的井口工艺流程（如下图）使同位素投放口能同时置入上下层段，共对（ 13333333 口井进行了测剖，所测结果准确，尝试成功，实现了一次就能测出全井各小层的剖面资料。 放压水嘴套分注水嘴套同位素投放口来水回水图 4 改进后的分注井口 优化井口试压管柱 随着文南油田超高压（最高注 水压力 水工艺的实施，以前井口试压管柱满足不了现场需要，分注井投注后经常出现井口渗漏，在整改井口过程中常常导致封隔器失效，为此我们设计了耐 70压的试压管柱；同时对试压封隔器进行了改进，保证了井口试压的可靠性。 研究适合文南油田不同压力等级的分注管柱 文南油田自 2001 年 2 月开始实施提压增注，使部分注水井井 310 口压力高于 40高注水压力达 这种注水情况下，引进 隔器，组成新的耐高压差分层注水管柱。 在引进耐高压差封隔器之后，对全油田的分注井进行了调查摸 底，根据不同区块、不同注水压差，确立了适合文南油田的不同压力等级的两种分注管柱，从而简化了分注管柱的类型，方便了生产管理。其管柱分别为： a、压差小于 35分注井主要用 注管柱； b、压差大于 35分注井主要用 注管柱。 加强方案的前期论证工作，确保分注实施成功率 方案的论证是确保分注成功的前提。地质方案必须搞清分注目的，出示历次测试的吸水剖面、吸水指示曲线及对应的油水井连通关系图。工程方案必须查清井史、井身结构、井斜数据，并提供详细的分注管柱图及施工要求。同时加强作业 、工程、地质协作，及时反馈有关问题。 2002 年分注、换封方案 41 口井，实施成功 37 口井，因井况问题未实施成 4 口井，实施成功率 改进施工工艺 a、针对水力压差式封隔器下井时验封球及底部凡尔球导致洗井压差大、洗井不彻底的问题，在管柱设计上，改进球及球座的几何尺寸，在施工中采取先不装凡尔球的方法，待洗井合格后依次投入凡尔球，实现验封及投注一次进行的目的，使该管柱既可反洗井又可正洗井，从而解决了这一问题。 311 b、在分注井的调配上，绘制了流量、压差、水嘴关系曲线，极大地方便了现场测试调配选择水嘴工作。 c、在地面工艺流程上设计了单流装置，有效防止了在停注或来水压力低时油、套管内水的串通。 (4) 强化分注井的管理 在停注过程中，先关笼统注水井，再关分注井。 在分注井关井时，先关套管再关油管，分注井开井时，先开油管再开套管。 定期开展分注井验封大调查，摸索出一套行之有效的验封方法。 3、提压增注 针对文南油田主力吸水层已大面积水淹，而二、三类油藏无法有效启动的严峻开发形势，我厂敢于打破旧的条条框框，集中精力开展了提压注水工作。提压注水共分四步进行，先易后难，循序渐进。 第一步：利用 700 型水泥车 进行单井提压试注。 第二步：以区块为单元的提压试注。 第三步：增压泵站提压注水的全面推广。 第四步：单井单泵提压注水。 截止 2002 年 10 月底， 已提压的增压泵站数达到了 21 个， 现场实施提压增注井 91 口，目前仍继续提压增注 67 口井， 平均注 312 水压力由 至 均提压 统计 2002 年 10 月底的 67 口提压增注井提压前后吸水量的变化，提压注水前日注水量 3826均单井日注 57压增注后初期日注水量 7753均单井日注 116前日注水量5159均单井 日注 77均单井日增注水量 20 通过连续两年的提压注水工作，使我厂注水能力得到了大幅度提高，今年 2 月份，我厂日注水量首次达到 15000上， 5月份日平均注水量更是高达 15050前，全厂有效日注水量一直保持在 14000右，同时，注水井配注完成率也得到了大幅度提高。 4、注水井高压精细过滤器 2001 年以来，我厂在低渗块和低渗井安装了过滤精度为 1 别是在新投建的 23#、 79#、 82#等 3座泵站配套使用了组合式高压精细过滤器，每座站 4 台，累计最大过滤能力为 40m3/h，实现了增压泵站来水的整体精细过滤，使今年新投入注水开发且物性较差的文 79 北块和文 179 块从一开始注水就实现了精细过滤。目前全厂高压精细过滤器总台数已达到了 29 台，使 26 口井实现了注入水精细过滤。 5、注水井调剖工艺 文南油田自 89 年开始应用注水井调剖工艺，先后应用了脂、 玻璃 313 策、单层挤封等调剖技术。调剖剂分类型为凝胶冻胶类、沉淀类、树脂类、固体颗粒类。从现场应用情况看，凝胶冻胶及沉淀类调剖剂耐压低、有效期短；树脂类调剖剂成本高 、风险大应用效果不理想； 策技术适宜于解决区块大厚度的层内矛盾，不适合非均质严重的油田。 1999 年在得到 策技术启发，借鉴以往调剖工艺技术的经验与教训的基础上，深入分析了存在的问题，结合油田的地质特点，为此提出了单层挤封工艺思路，其目的在于封堵水驱效率较高的高渗透吸水层，启动、类层。研究开发的堵剂性能指标如下： 耐矿化度 20上 对目的层封堵率在 99%以上 突破压力梯度 39m 耐温 130 可泵性好，地面配制粘度 解堵率 90% 2000 年进入现场试验 ，依据井层状况，设计合理的浓度梯度，采取大剂量、高强度封口的施工工艺，当年实施 6 井次，吸水剖面均得到改善，对应油井见效明显。例如 2000 年初对该井调剖，共挤注调剖剂 240高挤注压力为 43剖前后测剖（注水剖面变化详见下图），启动新层 4内 9 号层 314 应油井 2000 年 3 月初开始见到水效果，见效前日产液 产油 合含水30%，见效后日产液 产油 合含水 36%，累计增油 1660t。 注水井单层挤封技术的研制成功，使得调剖成为文南油田稳油控水的一项重要的工艺技术，且取得了较好的措施效果（效果见下表），为油田的注水开发探索出了一条行之有效的路子。统计2000 年至今，在注水井上实施单层挤封工艺 20 口井，措施有效率80%，有效期 150d，对应油井见效增油 9000 余吨，实现了封死高渗层，有效启动低渗层的目的。 图 5 W 7 9 - 6 1 井 注 水 剖 面 变 化 图0 10 20 30 40 50 60 施前相对吸水% 315 表 2 颗粒类调剖剂措施效果表 调剖剂类型 施工井次 对应油井数(口 ) 见效油井数（口） 累计增油 (t) 95泥浆体系 31 54 17 1570 97I 决策体系 12 27 7 1222 层挤封体系 20 31 11 9122 合计 63 112 35 12322 三、油层改造工艺技术 1、压裂工艺技术 （ 1）压裂工作量及效果 2002 年 1份全厂实施压裂 54 井次，没有一口油井压裂后出现暴性水淹。其中老井压裂 39 井次 ,有效 34 井次，累计增油 15327t，平均单井增油 451t，压后平均单井日增油 井压裂 15 井次 ,有效率 80%，累计增油 9931t，平均单井增油 828t，压后平均 单井日增油 表 3 采油四厂压裂效果对比 时间 总井次 有效井次 有效率 % 平均有效期 d 年增 油 /t 平均单井增油 t/井 平均单井日 增油 t/井 井 2001 38 38 100 80 18793 495 002 39 34 04 15327 451 比 +1 +24 44 井 2001 4 4 100 97 2904 726 002 15 12 80 126 9931 828 比 +11 +8 +29 +7027 +102 316 （ 2）压裂的做法 ：从 2001 年 压裂引效井的成功上我们认识到：与依靠自然能量相比，压裂引效井具有能量充足、有效期长、增油效果显著的特点，所以今年压裂工作的方向从油层改造转向压裂引效上。同时，优化压裂设计，改善压裂效果。压裂引效的关键是根据地质特点和具体生产情况确定合理的压裂规模和设计缝长。一般情况下，对压裂引效井设计以短宽缝为宜，设计缝长控制在 1/3 井距内，平均砂比在 25%以上。 表 4 压裂引效 与油层改造效果对比 总井次 有效井次 有效率 单井日增油 /t 累计增油 /t 油层改造 19 15 857 压裂引效 20 19 0470 （ 3）不断完善压裂技术配套 裂缝强制闭合技术 该技术通过合理选择支持剂、优化泵注程序、完善添加剂等手段，实现压裂后立即采用 3嘴放喷， 4 小时后视压力情况逐级放大油嘴放喷，尽量减少压裂液对储层污染。在 179 3口井上采用裂缝强制闭合技术，即在前置液中加入 5陶（粒径 采用分段 破胶，并加大破胶剂用量，在原 4压裂后立即采用 3嘴放喷，取得了相关数据。 应用粉砂降滤失技术 317 在前置液中加入 砂，这些粉砂能够进入许多细微的裂缝和通道中，借助水力切割作用对弯曲裂缝进行冲刷使其光滑，降低裂缝摩阻，可减少压裂液的滤失，防止压裂过程中过早脱砂，实现主裂缝深穿透，延长有效期。试验表明，粉砂形成的支撑裂缝导流能力相对较低，但仍然高于地层的原始渗透率。粉砂作为降滤失剂压裂 13 井次，平均单井日增油 工成功率100%。 斜井压裂技术 由于 隔器对于井斜大于 30的井坐封困难，卡封压裂工艺一直要求井斜在 30以内。 2002 年 9 月 18 日我厂在定向井文 79上采用 封隔器压裂，获得成功。该井压裂井段 裂层段井斜 36，封隔器深度 2908m，破裂泵压 63砂 5液量 泵压力21个过程施工顺利。 开展裂缝监测技术。借助裂缝监测数据，既可以验证压裂方案设计和对地层的认识同时也能为周围邻近井压裂优化设计提供 可靠依据。 2002 年采油四厂实施裂缝监测 51 井次，其优势裂缝延伸方向为北东东向。 大规模、高砂比施工工艺 近年来，我们借鉴 98 至 99 年与廊坊分院合作在文 88 块进行整体压裂改造，取得明显效果的经验，走高砂比压裂设计路线。 318 该工艺可以使裂缝在垂向及水平方向上均得到最大量的填充，而且对裂缝面及支撑砂堤污染小并能有效控制缝高的发展。在压裂设计时，我们通过对比分析及模拟，提高了砂比，阶段最高砂比达 45%，平均砂比提高到 30%，提高了裂缝导流能力。统计文南油田 2002 年压裂井 34 井次，平均加砂强度 m，平均 其中 19 井次压裂井加砂强度大于 m，平均单井日增油 15 井次加砂强度小于 均单井日增油 日产油量大于 10t/d 的井中，有随着砂比的提高日产油量逐渐增大的趋势。因此，在地层条件允许的情况下，尽量采用大规模压裂方式，提高砂比能够提高油井的产能。 另外，近几年来，水井压裂进行了多次尝试，尝试过不加砂压裂，酸化压裂等技术，虽整体上压裂后初期注水压力较低，但是短时间内 注水压力上升很快，单井累积增水量较少，有效期较短，总体上没有大的突破，以后建议开展水井压裂工艺 技术专项研究，注水井短宽缝压裂工艺技术试验，争取在水井压裂上有所突破，解决文南油田注水压力高，注不进的难题。 2、化学堵水技术已成为主要增产措施之一 文南油田自 1991 年 开始化学堵水试验， 97 年应用颗粒类堵剂取得重大突破，通过近年来堵剂配方的改进与配套工艺的完善，已形成了特有的适宜低渗透油藏的油井堵水技术。 1991 年至今已实施 247 井次，累计增油 吨，为文南油田的开发做出了 319 积极贡献。堵水工艺的日益成熟，是通过在不断探索、不断试验的历程中总结经验教训，才有今天的成绩。 第一阶段 : 从 1991 年 至 1993 年，采用水玻璃复合堵剂，共实施 3 井次，有效率 累计增油 均单井增油 第二阶段 : 从 1994 年至 1996 年，选用 聚物、树脂、水泥等化学堵剂堵水，实施 10 井次，有效 3 井次，有效率 30，累计增油 2220t，平均单井增油 222t。 第三阶段 : 从 1997 年至 1998 年，运用 粒堵水剂 ,实施 60 井次，有效率 70，累计增油 24500t，平均单井增油 408t，堵水增产占措施总产量由 96 年的 升到 和 分别上升了 是化学堵水取得重大突破的阶段。 第四阶段 : 从 1999 年至 2002 年为自行施工阶段 ,实施 174 井次，有效率 72，累计增油 66594t，平均单井增油 水增产占措施总产量的比重日益加大 ,成为文南油田主要的上产措施。 表 5 文南油田历年堵水情况 年 份 堵 剂 类 型 用 量 实施 井次 有效率 % 累计增 油（ t） 单井增油 （ t） 1991玻璃复合堵剂 80 994 共 聚 物 60 995脂、水泥浆 5 012 997 水剂 200 68 998 水剂 200 71 15768 999 深 部 堵 水剂 404 75 000 深 部 堵 水剂 504 70 17203 001 深 部 堵 水剂 500 70 21925 002(1深 部 堵 水剂 406 320 从文南油田油井堵水历程来看 , 共聚物、凝胶型堵剂抗压强度、抗温、抗矿化度性能较低，有效期较短；树脂、水泥浆堵剂，虽然凝固强度高，但挤入量受限，且初凝时间难以完全控制，易造成井下事故， 颗粒类堵剂较适应文南油田特殊的地质特点。 995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002(1水增产占措施增产百分数近年来化学堵水工艺的主要做法 （ 1）加强对堵水机理的再认识，不断改进堵水剂配方 通过对堵水机理的再认识，提出并建立了一套堵塞实验模型，围绕增强堵剂的抗压强度、 抗渗性及粒径最佳级配等方面开展了大量的室内研究工作，形成了具有抗温、抗压、抗渗、施工安全等特点的堵水剂配方体系。 （ 2）堵水配套技术的完善 不断完善和优化找水技术 堵水先找水是堵水工作的前提，如果堵水前出水层位不明确，堵水是盲目的。统计近五年来应用的找水技术结果对比（见下表），环空测试找水准确率最高为 80%，精细 C/O 比次之为 321 居第三为 精细 C/O 比找水在文 33 块沙二下、文 95 块井况良好的井上应用准确率高；环空测试找水虽然准确率高，但因找水时间长、对井况要求苛刻，应用井次较 少，98 年以来应用 5 井次，远远满足不了油井测试的需要。因此，在实际工作中，根据不同区块、不同井的具体情况，采取不同的找水方式来提高对地下的认识水平，为堵水措施有效率提供保证。 表 6 找水效果对比表 项目 井温找水 碳氧比测井 井 环空测试 其他 合计 施工井次 28 16 13 5 4 94 有效井次 13 11 9 4 2 39 有效率 80 50 优化设计挤注程序，延长了堵水井的有效期 针对文南油 田高压低渗油藏的特征，在采用颗粒堵剂其处理量受限制的情况下，为提高有效处理半径，延长堵水有效期，在注入堵剂时采取以下途径增大挤入地层的能力。 a、对吸水能力较差的油井，采用表面活性剂或地层清洗剂对近井地带进行预处理，降低地层的启动压力；以提高堵剂的注入能力； b、依据地层的吸水状况，优化设计合理的浓度、粒径梯度：若试挤压力较高的井先用低浓度细粒径的堵剂作前置液，然后挤入粒径稍大的中浓度堵剂，最后用较高浓度的堵剂封口；若试挤压力较低的井，则采用中粒径、适中浓度作主体液，最后用较高浓度封口；对吸收能 322 力特差的目的层采 取重炮或酸化等预处理措施，使施工压力平稳爬坡，增加堵剂用量，扩大处理半径。 严格执行挤堵施工程序和管理办法，保证施工井的安全 油井化学堵水同其它增产措施不同，投资大、风险高，易卡钻造成大修事故，影响因素多，为了保证堵水成功率，需要把好堵水工作的各个环节。为此我们制定了挤堵措施施工程序和管理办法，在方案制定上和现场施工主要强化了以下几方面： a、卡上封保护套管；应用 600 型井口，下封隔器对套管短节及井口整体试压，以防止井口刺漏给施工带来不安全因素。 b、采用试压合格油管：所有挤堵井均采用 大试压合格油 管，并固定 1，为专门挤堵所用，保证了施工管串的密封性，同时在施工井口安装油套压力表，判断施工情况，发现问题及时处理；严格施工工序，排除事故隐患。 c、将管脚位置下到挤堵层上界 150量顶替清水、控压反洗井至进出口水质一致，反挤带压关井侯凝。 （ 3）完善施工工艺，采用下部填沙，上部卡封保护非挤堵层的配套工艺，满足了现场对上、中、下不同井段封堵的要求。 3、机械找堵水技术在文南油田取得实质性进展 2002 年以来，我们主要从管柱结构和施工工艺方面对机械找堵水技术进行改进，以满足生产的需要。首先使 用了高性能封隔器，极大地提高了座封成功率和密封可靠性，延长了措施有效期； 323 其次引进了顺序开关，可同时进行四段找堵水，对长井段多层出水的判断提供了新的手段。 该管柱主要由 隔器和找堵水开关组成。用 隔器将各产层分隔开，对应各产层位置下入一个找堵水开关，全部管柱用普通卡瓦封隔器锚定。通过液压调整各产层开关的工作状态，对各目的层求产，分析各层产液量和含水率，达到不动管柱完成找堵水的目的。管柱结构详见图。 找堵水开关卡瓦式封隔器层系2丝堵找堵水开关 机械找堵水管柱示意图 （ 1）找堵水开关结构 找堵水开关是机械找堵水一体化管柱中最为关键的工具。为达到不动管柱完成找水、堵水、生产的目的，该找堵水开关采用 324 液压控制方式，主要由换向控制、液流控制及球座组成。 找堵水开关主要技术参数： 钢体长度： 790大外径： 114小内径： 48换压力： 10制状态：开 关 该找堵水开关具有两种控制状态，即“开 关”，并可往复操作。当中心管内压力达到 10开关状态发生变化，即由原来的开启（或关闭）状态变为 关闭（或开启）状态。该开关适用于两层多次调层的情况。 图 8 开关器结构示意图 325 （ 2）主要技术特点 机械找堵水一体化工艺管柱将找水、堵水、生产于一体，一次下入管柱后可不动管柱就能完成多个层位的转换； 找堵水开关采用液压控制方式，可往复操作，不受换向次数的限制； 同一压力下实现开关的工作状态转换； 找堵水准确、可靠，节约成本，减少了作业费用和占产时间； 该工艺具有分层开采、分层测试的功能，可为地质上提供各生产层的准确资料，从而为制定大型 措施提供可靠的依据，避免更大的低效投入。 整体管柱设计先进、合理，工艺原理有所创新，施工操作简单、灵活方便。 2002 年利用该管柱在我厂试验 10 口井，有效 9 口，有效率90%；累计增油 2695t，平均单井增油 299t，平均有效期 120d。 4、油井酸化解堵工艺 由于钻井、修井及生产过程中采用的多种入井液与地层流体的不配伍性以及地层中大量敏感矿物的存在，对油层均存在不同程度的伤害，影响油井生产潜力的正常发挥，因此解除油层污染，是恢复油井产能的重要措施。 油井解堵工作的成败，关键在于对地层污染原因的认识、所选 解堵剂配方及施工工艺的适应性。只有在判断和识别地层属于 326 哪种污染类型后，才能对症下药，有的放矢。今年以来，我们利用土酸解堵工艺、 岩缓速酸解堵工艺、热力解堵工艺以及活性解堵工艺技术各自的优点，针对不同的污染原因，分别采取不同的工艺技术，见到了较好的效果。 表 7 油井解堵效果对比表 工艺名称 实施井次 有效井次 有效率 % 累增液 增油 t 平均单井 增液 均单井 增油 t 土酸解堵 2 1 50 3010 1520 1505 760 复合活性解堵 2 2 100 365 121 穿透缓速酸解堵 14 13 651 3614 计 18 16 3026 5255 、机采配套工艺技术 1、 防偏磨技术 针对文南油田的偏磨现状，我们对油井偏磨的原因进行了详细的分析，一方面从影响偏磨的因素出发，减少这些因素对偏磨的影响；另一方面，应用各种防偏磨技术解决油井的偏磨问题。 （ 1）加强现场跟踪，优化方案设计 在油井每次作业下泵时，首先完整地了解该井的井况和井斜资料，掌握井斜较突出、方位角变化大的 一些井段，通过防偏磨优化设计软件，合理地设计抽油杆扶正器，减少管杆的偏磨。 （ 2）制定合理的工作参数 合理调整油井生产参数，尽量采用长冲程、低冲次的工作制 327 度，减少管杆磨损。 （ 3）采用加重杆技术减少抽油杆弯曲 深井泵柱塞在下冲程时受到液体的阻力，引起抽油杆柱下部弯曲，与油管形成接触摩擦，形成管杆偏磨。因此，在抽油杆柱的下部采用较大直径的抽油杆的加重技术来消除弯曲造成的偏磨。 同时为了减少油管和抽油杆在上下运动过程中由于弹性变形造成的管杆的弯曲变形所带来的偏磨，采用油管锚技术。该油管锚具有结构简单，依靠油套压 差自动座封，上提管柱自动解封的优点。在我厂共应用 10 井次，主要应用在小泵深抽井上，平均泵效提高了 检泵周期延长了 81 天。 （ 4）对抽油杆进行扶正 龙扶正器的应用 95 年至 2000 年，文南油田主要应用 龙扶正器，在一定程度上缓解了管杆之间的偏磨，但暴露出来的问题也越来越多。首先其材料耐磨性能差，使用寿命短，并容易老化呈大颗粒状或长条状破碎，容易造成泵卡或泵漏；其次，结构不合理，容易滑动，不能有效地起到防偏磨作用，根据扶正器间距安装优化设计，当扶正器安装在正弦波四分之一波长的位置时，不 但使用寿命极短，而且不能起到防偏磨的作用。 抽油杆扶正短节防偏磨技术 抽油杆扶正短节通常连接在抽油杆上，利用扶正套的外径大 328 于抽油杆接箍外径，起扶正作用，利用扶正套是高强度耐磨塑料，与油管接触使扶正体磨损，而减少油管的磨损，以达到防偏磨的作用。利用扶正套的旋转使尼龙均匀磨损，以达到延长使用寿命的目的。其结构如 下图： 扶正短节结构简单、现场安装方便、使用寿命长，具有自动旋转功能，能较好地解决固定式扶正器无法解决的单面磨损问题。与 正器相比，一方面减少了泵卡和检泵井次；另一方面，延长了扶正器的寿命和油井 的检泵周期。 目前文南油田共应用抽油杆扶正短节防偏磨技术 48 井次，共投入资金 元，减少管、杆偏磨 米，节约管杆更换费用 元，取得了良好的经济效益。 固定式抽油杆注塑尼龙扶正器 从 2001 开始，我们引进了固定式抽油杆注塑尼龙扶正器。通过在每根抽油杆上注塑两个尼龙扶正器，使其固定在抽油杆上，减少了在杆上的自由滑动，并在磨损过程中不易破碎造成泵卡，可有效地减缓管杆之间的偏磨。至目前，共应用 67 井次，防偏磨效果较好，无一口井出现扶正器破碎造成泵卡泵漏现象。如偏磨， 2002 年 1 月 5 日作业起出管杆偏磨严重，接箍腐抽 油 杆 防 偏 磨 扶 正 短 节 结 构 示 意 图 329 蚀呈坑洞， 12 根抽油杆接箍偏磨达 3204 根杆本体断，检泵周期 72 天，本次作业配套带注塑固定增强尼龙扶正器的抽油杆，免修期达 302 天，目前仍生产正常。 33作业时，发现部分接箍磨穿，检泵周期分别为 167 天和 95 天，本次作业更换带固定注塑增强尼龙扶正器的抽油杆，免修期分别达 219 天和273 天，目前仍生产正常。分析认为，注塑式固定增强尼龙扶正器，由于在每根抽油杆上注塑了两个扶正器，并且位置固定，因而能较好地保护接箍和抽油杆。目前，我 厂 正在建立抽油杆尼 龙扶正器注塑生产线，并逐步淘汰 龙扶正器。 应用旋转井口减少油管磨损 旋转井口通过定期对井下油管柱旋转一定角度，来实现抽油杆与油管的均匀磨损，达到延长作业周期的目的。 2001 年至今，文南油田共应用旋转井口 38 井次，平均检泵周期为 224 天，通过对 4 口偏磨严重的抽油井油管进行切割观察，油管内壁的磨损程度明显变好，偏磨较为均匀，有效地降低了油管磨损严重而出现裂缝的现象。 2、储层保护技术 储层保护技术方面主要应用了：（ 1）作业不压井装置（带压作业装置）；（ 2）空心杆洗井技术；（ 3）电热杆清蜡技术；（ 4） 入井液精细过滤装置。 （ 1） 作业不压井装置（带压作业装置） 330 提升短接油管悬挂密封器顶丝抽油杆油管单流泄油器活塞泵井下开关进油接头尾管防顶器加重管底堵管式泵结构示意图不压井装置自 94 年投入现场应用以来较好地解决了困绕高气液比油井作业的三大难题：、压井对油层造成污染的问题；、不压井井喷造成环境污染的问题；、压井后油井排液导致见产时间长的问题。然而在现场应用中有时出现不压井装置的活门打不开的情况，我们经过认真的分析研究后对不压井装置的结构进行了改进，现场应用后，口口成功，取得了显著的效果。 不压井装置由油管悬挂密封器、井下开关、单流泄油器、进油接头、防顶器、加重管等组成。油管悬挂密封器由外壳和胶 筒组成，用于悬挂油管并密封油套环形空间，它可替代普通井口油管悬挂器。 井下开关由外筒、活门，轨道管、凡尔球、凡尔罩、球座及弹簧组成，使用时用以代替管式泵的固定凡尔，主要作用是当抽油杆下压活门时，压缩弹簧使轨道换向，通过改变活门的行程实现管柱的开或