卫城沙三下2006年工程方案2005.10.19

卫 城 油 田 （卫 360、 22、 11 块） 完善调整方案 （采油工程） 中原油田分公司采油三厂 卫 城 油 田 2006 年 （卫 360、 22、 11 块） 完善调整方案 编制人员 ： 张学锋 赵长权 初 审：祝明华 审 核：吕清河 审 定： 中原油田分公司采油三厂 二五年十月 目 录 前言 . 4 一 、采油工程现状 . 4 （一）、地面现状 . 4 （二）、油水井技术指标 . 4 二、工艺技术应用情况 . 5 （一）、工艺技术应用情况 . 5 三、油藏开发对采油工程技术的要求 . 11 四、采油工程方案 . 11 （一）、编制原则 . 11 （二）、具体对策 . 11 （三）、综合治理方案部署 . 12 （四）、工程方案设计 . 14 五、进度安排及要求 . 24 （一）、进度安排 . 24 （二）方案实施要求 . 24 六、效果评价 . 24 （一）、效果预测 . 24 （二）、投资费用概算 . 25 前言 依据中原油田分公司采油三厂二五年十月编制的卫城油田 (卫 360、 22、11 块 )完善调整方案中油藏工程研究成果、开发部署方案及对采油工程的要求，在强化监测资料录取工作并对目前采油工艺技术应用情况进行调查分析的基础上，制定了卫城油田沙三下块工程方案，充分发挥工艺技术优势，以指导各项油水井措施的实施，改善注水剖面，调整产液结构，强化沙三下油层动用程度，从而达到提高水驱开发效 果的目的。 一 、采油工程现状 （一）、地面现状 卫城沙三下目前集输方式以单管输送、小站计量为主，井口计量为辅，进联合站处理的工艺流程。采油方式为有杆抽油方式。目前该层 按照断裂系统和层系主要包括卫 360 块、卫 11 块、卫 22 块 3 个开发单元。 地面抽油设备以 10 型抽油机和 14 型抽油机为主，其中 14 型抽油机 161 台，10 型抽油机 22 台。注水井 111 口，开井 89 口全为高压注水井 。 （二）、油水井技术指标 1、油井技术指标 卫城沙三下通过近二十年的产能建设和井网完善，到目前共建成油水井 294 口（油井 183 口、水井 111 口），注采井数比 止到 2005 年 7 月底，卫城沙三下油井开井 173 口， 日产液量 3183t，日产油量 599t， 平均单井日产液 产油 综合含水 采油速度 采出程度 自然递减 （见表 1） 。 表 1 沙三下开发指标 开井总数口油井口水井口日产液t/m 3 / 然递减%综合递减%备注沙三下 2063 294 262 173 89 99 4158 水井技术指标 注水井总井数 111 口，注采井数比 1:井 89 口，日注水平 4158平均单井日注水 47 年注水量为 104累计注采比 二、工艺技术应用情况 （一）、工艺技术应用情况 从沙三下有杆抽油井机采技术指标的变化看，基本满足生产需要，具体表现为：平均单井日产液上升，泵效上升，液面上升，冲次上升 (见表 2)。 表 2 沙三下 2005 年机采参数 及产状变化表 1、油井工艺技术应用情况 （ 1）、压裂工艺实施情况 水力压裂是沙三下主要的增产措施。 1993 年至 2005 年共计水力压裂 110 井次，工艺成功率 有效率 阶段平均有效期 104 天 ， 累积压裂增产 78223t，占总措施工作量的 单井平均加砂量 砂强度 m，平均缝长105m。水力压裂主要包括老井和新井压裂，其中新井压裂 63口井， 工艺成功率 100%，阶段平均生产时间 85 天。全部为 89管注入，采用合压、填砂、卡单封等压裂方式。压裂后平均单井日产 液 d、日产油 d；目前平均单井日产液 21.8 m3/d，日产油 d，产油 49673t(见表 3)。 表 3 新投井压裂单井生产情况同期对比表 压裂井数 口 压裂后生产情况 9 月份日产量 单井累 产油 t 液 m3/d 油 t/d 含水 % 动液面 m 液 m3/d 油 t/d 含水 % 动液面m 63 95 418 788 日期 泵径 冲程 冲次 泵深 单井日 产油量 单井日 产液量 含水 动液面 泵效 沉没度 200501 925 626 99 200502 912 656 56 200503 926 690 36 200504 963 676 87 200505 946 623 23 200506 932 654 78 200507 927 559 68 200508 49 970 9 589 81 200509 973 688 85 平均 640 01 老井压裂 47 口井， 压前单井日产液 d，日产油 1.5 t/d，含水 压后单井日产液 15m3/d，日产油 d，含水 76%，累增油 28550t，增液 见表 4）。 表 4 老井常规水力压裂单井生产情况同期对比表 压裂井数 口 压裂前生产情况 压裂后生产情况 单井日增产 单井累 增油 t 液 m3/d 油 t/d 含水 % 液 m3/d 油 t/d 含水 % 液 m3/d 油 t/d 47 5 6 07 老井压裂主要分补孔压裂、原补孔层压裂、重复压裂，其中，补孔压裂井 效果最好，原补孔层压裂次之、重复压裂较差（具体见表 5）。 表 5 老井压裂井效果统计表 类别 井数 内容 平均单井 日产液 平均单井 日产油 含水 液面 累增油 单井累增 油 有效期 补孔 压裂 22 压前 4 1427 16653 757 113 压后 12 412 差值 15 增幅 % 00 原补 孔层 压裂 10 压前 859 5806 581 132 压后 452 差值 5 幅 % 729 625 重复 压裂 引效 15 压前 524 6091 406 92 压后 193 差值 331 增幅 % 122 24 从表 5 中可以看出： 重复压裂 15 口，压后单井日增油 增油水平较低。重复压裂井增液幅度较大，压后单井日增液 8.2 液幅度 122%），增油幅度不大（增油幅度 24%），应在其对应水井上多做工作。 补孔压裂井效果最好，压后单井日增油 井增液幅度 增油幅度400%。 补孔压裂井 22 口井，占老井压裂总井数 增油 16653t，单井增油 757t，占老井压裂增油的 原补孔层压裂 10 口井，占压裂总井数 增油 5806 t，单井增油 581t，占老井压裂增油的 重复压裂 15 口井，占压裂总井数 增油 6901t，单井增油 406t，占老井压裂增油的 2000 年 以来，压裂是采油三厂主要的增产上产措施，每年老井压裂增油量占老井措施总增油量的 30%以上。全厂自 2002在卫城、马寨低渗油藏共实施油井水力压裂 323 井次，单井日增油水平及单井累增量近三年来呈逐年下降的趋势（见图 1），老井压裂选层逐渐向二、三类从总体情况看，新井压裂，措施初期产能较高，但无能量补充，压裂后稳产有效期短，高产期仅在 65 天左右；而老井压裂，补孔压裂井效果最好，原补孔层压裂次之，重复压裂效果最差。 （ 2） 、补孔工艺实施情况 沙三下物性较差，油井在 投产 及补孔后均采取压裂改造措施，单纯补孔 投产及增产井较少， 1993共实施 15 井次，其中，其中 89射孔 10 井次，复合射孔 2 井次，超正压射孔 3 井次，工艺成功率 100%，可满足现场对射孔工艺要求。 （ 3）、解堵工艺实施情况 针对施工过程中的污染造成产能下降的问题，统计 35 口井酸化解堵效果，平均有效期 102 天，累计增油 12495t，单井平均增油 357 t， 有一定的增产效果。其中采用 多级连续分层酸化 10 口井，累计增油 3913t，单井平均增油 391t，平均有效期 106 天；综合热解堵、热气酸解堵 5 口井，累计增油 1025 t，单井平均增油 205t，平均有效期 86 天；驱排剂解堵 7 口井，累计增油 2284t，单井平均增油 326t，平均有效期 92 天；压后处理解堵 5 口井，累计增油 2405t，单井平均增油 481t，平均有效期 112 天；抑盐剂解堵 4 口井，累计增油 1663t，单井平均增油 416t，平均有效期 189 天；泡沫酸解堵 2 口井，累计增油 625t，单井平均增油 313t，平均有效期 85图 1 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 天；多脉冲解堵 2 口井，累计增油 580t，单井平均增油 290t，平均有效期 96 天。具体解堵工艺技术如下： 、多层连续分层酸 多层连续分层酸化管柱就是针对多层系开发油藏而应用的剖 面改善工艺。它通过多级封隔器和滑套开关，将多个层系分隔开来，根据不同层系油层的污染原因和污染程度分别挤入针对性的酸液体系和用量，从而有效改善产液剖面。应用该技术 12 口井。 措施后，平均日产液由 增液 产油由 增油 、综合热解堵、热气酸工艺技术 多元复合酸酸化对胍胶、聚合物等高分子有机物引起的堵塞效果不理想。而综合热解堵剂中的强氧化剂二氧化氯及反应中释放出的热量，能够将大分子有机物质有效降解为小分子化合物，并且能够消除碳酸盐、 硅酸盐及重烃对油层污染、堵塞。应用该技术 5 口井。 措施后，平均日产液由 增液 产油由 增油 、 抑盐剂解堵工艺技术 360 块共有 5 口油井结盐严重（ 2004 年由于结盐盐卡造成检泵作业 12 井次，占全区躺井比例的 23%，占 360 块总作业费用的 给该块的采油管理带来极大的困难。热清水洗井虽能解决盐卡但易造成洗井污染、降低油井产量。针对上述问题 2005 年初对常规抑盐剂进行了 改进，成功研制了抑盐剂复合体系该体系具有改变无机盐的结晶形状、大幅度增加盐在水中溶解度 (盐溶解增加率 20%)的特点，从而减少了盐的析出，有效地提高了抑盐防卡的效果。应用该技术 4 口井（ ）。 措施后，平均日产液由 增液 6产油由 升到 增油 、 驱排剂解堵工艺技术 卫城油田地质情况复杂，属复杂断块油气藏，以低渗透储层为主体，有 97 口井需要定期洗井，有 57 口井洗洗井时出现负压现象，导致大量洗井水进入地层，造成地层污染 ，同时作业替油或施工过程中也容易造成地层污染， 驱排剂是由多种表面活性剂复配而成，具有驱油，助排，缩短热洗排水期的功能，适用于驱油或热洗是作添加剂。该药品与水混合后产生发泡作用，使混合溶液密度减小，减少了进入地层的水量，同时驱排剂具有很强的去污能力，能够将泵及管柱内的污垢清理干净，洗井效果好，除此之外，驱排剂还具有良好的洗油效果，特别试用于低含水，低能量井。应用该技术 7 口井。 措施后，平均日产液由 增液 产油由 增油 、 压后处理解堵工艺技术 卫城油田的井大多数经过一次或多次压裂投产，早期的压裂液性能差（甲叉基聚丙烯酰胺）：一是与地层流体和粘土矿物反应，二是破胶或返排不彻底，胍胶压裂液体系在地层中不容易降解，导致地层受到长期伤害。我们采用两种反应可生成强氧化剂的物质，作为压后处理剂的主剂。其强氧化性物质中的自由氧基可以打断胍胶分子的主链，使其断裂、分解，从而使胍胶降解、破胶、水化。从而达到解堵效果。应用该技术 5 口井。 措施后，平均日产液由 增液 12.3 产油由 升到 日增油 水由 68%升为 、 多脉冲解堵工艺技术 该技术是把多脉冲造缝技术和酸化技术进行联作，既能造缝延长酸液穿透距离，又可利用耐高温缓速酸刻蚀裂缝、改善基质缝面渗流能力，吸取两种解堵方法的特点和优点进行复合解堵，有效提高增产增注的效果。应用该技术 2口井（ 2）。 措施后，平均日产液由 增液 13.6 产油由 增油 水由 38%升为 、泡沫酸解堵工艺技术 该工艺技术是把预先配制好的高 效泡沫酸液体系，注入泡沫发生器与高压氮气混合，形成稳定的泡沫充气酸再泵注入井，对目的层进行酸化解堵。由于泡沫充气酸是一种高效多组份活性体系酸，可广泛的溶解 土等各种矿物和机械杂质，还可溶解沥青质，胶质 和重油，解除各种乳化堵塞。当开井时，井口压力降低，气体膨胀，残酸携带大量溶解和不溶解的油层堵塞物排出地面，从而达到疏通油流孔道，达到增产的目的。为低产低能油井酸化解除储层伤害和残液返排提供了行之有效的途径。泡沫酸酸化工艺可以兼有泡沫暂堵、缓速酸化、气体助排等优点。应用该技术 2 口井（ 2222）。 措施后，日产液由 增液 7.3 产油由 增油 水由 69%降为 （ 4）、防盐、防蜡工艺实施情况 沙三下的卫 360 块油井三低井较多，结盐结蜡井相对较多，有 18 口井，其中，严重的有 9 口井， 2003，我们对 13 井次的油井采用防盐防蜡施工，其中，采用机械防盐、防蜡工艺 5 口井，化学防盐、防蜡工艺 4 口井，平均有效期 295 天，累计增油 3815t，既减少了躺井，又延长了检泵周期。 （ 5）、堵水工艺 实施情况 沙三下 2002共计实施油井堵水 15 口，其中，卡封堵水 11 井次，化学堵水 4 井次，日增油 计增油 3612t， 平均有效期 215 天。 2、水井工艺技术应用情况 （ 1） 、分注工艺实施情况 卫沙三下由于渗透率特低，平均注水压力 止目前开展了 35 口水井分注，分注率为 其中一级两段井 31 口井，两级三段井 4 口井。 （ 2） 、酸化工艺实施情况 针对该块注水压力高的状况，实施 44 井次的酸化增注工艺，累计增注156130井平均增注 3548均有效期 156 天，其中 采用 多级连续分层酸化13 口井，累计增注 50427井平均增注 3879均有效期 149 天；暂堵酸化 4 口井， 累计增注 20150井平均增注 5038均有效期 153 天；多脉冲解堵 5 口井，累 计增注 23420井平均增注 4684均有效期 149 天； 多元复合酸深部解堵 7 口井，累 计增注 28720井平均增注 4103均有效期156 天；常规解堵 14 口井，累 计增注 33413井平均增注 2387均有效期 138 天，从实施情况看，对消除油层污染及油层改造有一定的效果。 （ 3）、挤堵工艺实施情况 沙三下 2002共计实施水井挤堵 12 口，其中，填砂挤堵 6 口，卡封挤堵 2 口，全井段挤堵后重炮 4 口，减少无效注水 平均有效期 168 天。 三、油藏开发对采油工程技术的要求 1、通过老井转注、事故井更新及部署调整井、侧钻井来完善注采井网，提高储量控制程度。 2、采取分注、降压增注、分层解堵、分层压裂、转向压裂等技术，提高两类不同油藏的动用程度，提高采收率。 3、对注水见效井及时实施压裂引效、解堵和提液措施 ，提高单井产能。 4、制定合理的工作制度和管理制度，保持合理的 生产压差，防止近井地带有机物堵塞污染，并根据单井情况提前制定防蜡、防气、防盐等配套措施，保证油水井正常生产。 5、在作业施工过程中加强油层保护工作，防止地层污染。 四、采油工程方案 沙三下 采油工程 方案以油藏方案为依据，以现有井网为基础，进行修复、完善、重组，实现平面注采井网的合理优化；同时水井以酸化、细分为主要手段，改善吸水剖面，为油藏措施挖潜及效果巩固奠定物质基础。在油藏稳产基础得到夯实的前提下，实施油井以分层压裂、解堵为主导的增产措施，调整产液结构，从而实现油藏的高效开发。 （一）、编制原则 1、严格按 地质调整方案的部署和要求编制工程方案，优化工艺设计，确保措施到层，达到方案要求的最终目的。 2、“坚持少投入多产出”的原则，以经济效益为中心，根据区块特点制定合理的工艺技术措施，提高措施工艺成功率和有效率，提高区块开发效果。 （二）、具体对策 1、加强油藏监测，提高措施针对性 由于沙三下层间矛盾差异较大， 2006 年将加大油藏监测力度，进一步提高对地层压力水井吸水剖面的认识，搞清注水状况，增强措施的针对性。 2、实施水井分注，提高水驱动用程度 沙三下平均注水压力 压分注管柱不能满足分注要求。 2006 年主要以高压一级两段或两级三段分注管柱实施分注，提高水驱动用程度。 分注管柱主要由偏心配水器和 隔器组成。封隔器技术指标：耐压差 40温 120。 3、实施分层压裂，提高油层压开程度 针对油层物性存在的差异，采用卡封、填砂、限流等分层压裂技术，提高油层的改造程度。 4、采用分层酸化，增加解堵针对性 采用多级分层酸化管柱，针对不同油层的污染原因、污染程度分别挤入不同配方体系和不同体积的酸液，实施分层解堵，提高解堵针对性，减小层间差异，改善层间矛盾。 5、配套机采工艺，减缓机采矛 盾 沙三下原始油气比高、凝固点低、含蜡高、矿化度高，油井普遍结蜡、结盐、脱气严重。因此应用高效气锚、低伤害洗井液热洗、清 型抑盐剂复合体系等配套机采工艺技术。 6、修套侧钻，减少储量损失 沙三下内 2 口事故井（ 油井 1 口、水井 1 口 ），共损失控制储量 104t。2006 年将对这两口事故井实施侧钻更新，完善该井区的注采井网，减少储量损失 。 （三）、综合治理方案部署 2006 年方案部署 ：卫城沙三下方案设计总井数 281 口，其中油井 181 口，水井100 口，注采井数比为 1:驱控制程度 水驱动用程度 其中新钻井 16 口（油井 7 口、水井 9 口）。利用老井 265 口：油井 174 口，水井 91 口。 1、调整井部署工作量 方案部署 新钻井 工作量 15 口：包括 调整井 11 口（其中油井 6 口，水井 5 口），单井日产油能力 9 t/d，新建产能 104t，钻井进尺 104m。 更新水井 3口，开窗侧钻井 2 口（油井 1 口、水井 1 口）， 单井日产油能力 5 t/d， 104m，新建产能 104t。年产 104t。 沙三中 1系： 主要是分布在卫 360 井区、卫 360区、 卫 360区，面积 制储量 24 104t。其中卫 360区由于受断层影响，油层厚度只有 10m，面积 井控制储量只有 1 万吨，无法完善井网。而卫 360 井区面积 制储量 7 104t，该区现有 1 口油井卫 360，由于无水井对应，一直低能生产，下步可通过部署 1 口调整水井来完善注采井网；卫 360量 16 104t，该区现有 1 口油井卫 360南部有 6 104t 的储量未被控制，下步可通过部署 1 口调整油井完善该区井网； 沙三下 层系： 卫城沙三下油藏的主要是分布在卫 360 块的井网不完善区、构造复杂区和卫 11 块、卫 22 块及 360东、卫 360 井以南、卫 360以北、卫 360通过部署调整油井来提高储量动用；卫 360 井以南有面积 制储量 6 104t，可通过部署 1 口调整水井完善该区井网；卫 360以南，现井网未控制区面积面积 量 32 104t，沙三下：部署主要思路是在对断块西南部构造有新认识的基础上，完善注采井网，增加储量控制程度。在井况损坏区部署更新水井新卫 360 通 过以上措施的运行， 2006 年总的工作量为：油井方面 ， 新投 7 口 ， 压裂 8 井次 ， 解堵 5 井次 ， 提液 5 井次，其它 5 井次，预计新井产量 104t，措施年产油 104t；水井方面投注 9 井次，转注 8 井次，增注 25 井次，分注 15 井次 。 本方案部署调整油水井措施 169 井次（具体见表 6、 7）。 表 6 2006 年沙三下综合油井治理工作量表 井别 措施名称 井号 目的 平均日增油（ t） 备注 老井 压裂 22360裂引效 40 小计 8 口 提液 22化机采参数 10 小计 5 口 其它 5 口 待定 10 大修 5 口 待定 15 补孔 2 2211106030 小计 15 恢复 22101112 小计 3 口 堵水 229280、 294、 2101 2降水增油 30 小计 15 口 合计 56 口 147 表 7 2006 年沙三下水井综合治理工作量表 井类 措施类型 井次 井号 日增注 （ 年累注 （ 104 老井 转注 8 其它待定 480 注 25 500 复 5 11其它待定 300 修 5 待定 调剖 30 待定 分注 15 定 挤堵 10 200 它 9 100 计 113 1680 四）、工程方案设计 1、油井工程方案 （ 1）、压裂工艺技术设计 、 工艺设计依据 沙三下属于高压低渗油藏，储层具有一定的产能基础，压裂达到较好的增油效果（见表 8）。根据 1993统计的 110 口油井压裂措施效果表明，工艺有效率达 100%，但沙三下压裂后有效期较短。 表 8 沙三下新投压裂效果统计表 层 位 三 中 三下 三中、三下 井 数 7 89 14 平均有效期（天） 260 90 210 、 压裂工艺的方案设计 针对沙三下油藏地 层致密，施工压力高的特点，为保证措施效果，按以下原则实施压裂： A、沙三下和三中合采油井进行分层压裂。 B、 2006 年综合治理方案主要部署了老井压裂，由于沙三下所有井均为压裂投产，所以重复压裂比例较高，利用裂缝暂堵转向技术堵老缝、造新缝，根据单井情况设计裂缝长度、高度及砂比。 C、为防止压裂沙反吐井底造成作业的现象，单井压裂后均采用双层防砂筛管防砂（单井方案设计详见表 9）。 表 9 油井压裂方案设计表 序号 井号 生产情况 目前生产层位 目前生产管柱 措施层位 压裂方式 备注 1 液不足 三下 1 44泵 +筛管丝堵 三下 1 分层压裂 2 液不足 三下 2三下 2缝暂堵重复压裂 正作业 3 液不足 三下 48泵 +筛管丝堵 三下 4 裂缝暂堵重复压裂 4 液不足 三下 18泵 +筛管丝堵 三中 1层压裂 5 液不足 三下 24泵 +筛管丝堵 三下 2缝暂堵重复压裂 6 液不足 三中 48泵 +筛管丝堵 三中 4缝暂堵重复压裂 7 液不足 三中 4下 1 38泵 +筛管丝堵 三中 4下 1 裂缝暂堵重复压裂 8 液不足 三下 34泵 +筛管丝堵 三下 3缝暂堵重复压裂 （ 2） 、深抽提液工艺技术 、 工艺设计依据 沙三下目前共有油井 183 口 ， 平均油层顶深 ，平均管柱深度 均泵效仅 29%，泵加深潜力较大。 、 深抽工艺的方案设计 针对该区块情况，主要采取以下技术： 玻璃钢杆深抽技术，玻璃钢杆是深抽减载的有效手段，可以 大幅度降低杆柱载荷。 高强度钢杆深抽技术，对部分深井采用高强度钢杆结合小冲次参数可实现深抽。（单井方案设计情况详见下表 10） 表 10 2006 年沙三下提液方案设计 序号 井号 目前生产情况 工艺设计 油层上界 工作制度 日产液 日产油 动液面 泵径 泵深 抽油杆 1 7*92 70泵 1200 高强杆 2 0*277 57泵 1600 高强杆 3 4*44 57泵 1650 高强杆 4 4*455 50泵 2100 玻杆 5 0*5*6*54 57泵 1700 高强杆 (3)、油井补孔工艺设计 、 工艺设计依据 2002 年到 2005 年 9 月共 实施补孔 28 井次，其中 89射孔 23 井次，复合射孔 2 井次，超正压射孔 3 井次，工艺成功率 100%，可满足现场对射孔工艺要求。 虽然补孔的数量呈上升趋势，但受油层因素影响效果明显降低，有效率由 2002年的 100%，下降到 2005 年的 下降 百分点，平均单位厚度日增油量由 /米减少到 /米，下降了 因此依靠补孔增加产量的潜力逐渐减少（具体见表 11）。 表 11 2002补孔效果统计表 时间 井数 有效井数 有效率 % 厚度 m 日增油 t/d 单位厚度日增油 t/002 3 3 100 003 5 3 60 004 12 8 7 005 8 5 3 计 28 19 、油井补孔工艺设计 单井补孔工艺方案设计情况详见表 12 表 12 单井补孔方案设计表 序号 井 号 日产液 t 日产油 t 泵效 % 沉没度 m 补孔方式 相位角 孔 密 备注 1 83 89孔 90 16 C/0 测剩余油补孔 2 88 89孔 90 16 C/0 测剩余油补孔 3 26 89孔 90 16 C/0 测剩余油补孔 4 41 89孔 90 16 C/0 测剩余油补孔 5 65 89孔 90 16 C/0 测剩余油补孔 6 24 89孔 90 16 C/0 测剩余油补孔 7 86 89孔 90 16 C/0 测剩余油补孔 8 75 89孔 90 16 C/0 测剩余油补孔 （ 4）、油井堵水工艺设计 1）、 工艺设计依据 2002 年到 2005 年 9 月堵水措施实施 15 口井，其中下电桥 3 口，封隔器卡封 4口，化学堵水 8 口，措施有效率 100%，平均有效期 173 天，日增油 ，累计增油 3944 吨（表 13），因此增加找堵水措施工作量可取得较好效果。沙三下平均油层厚度 /，跨度 ，具有层数少，跨度及夹层大的特点，常规的一级两段和找堵水一体化管柱可满足区块堵水需要。 表 13 2002堵水效果统计表 时间 井次 有效井次 有效率 % 措施前含水 % 措施后含水 % 日增油 t/d 2002 3 3 100 0 003 2 2 100 96 91 004 5 5 100 2 005 5 5 100 7 计 15 15 100 ）、油井堵水工艺介绍 沙三下的堵水措施采用卡封堵水和找堵水一体化管柱等工艺； 对于出水层位明确的堵水措施，采用无机颗粒堵剂为主的化学堵水工艺。 化学堵水工艺 堵 剂简介 卫城油田主要使用无机盐颗粒堵剂，该类型堵剂具有耐温高（ 120）、封堵强度大（ 30m）等优点，同时该类型堵剂还具有施工工艺简单、成本低等优点。 多段塞挤堵 无机盐颗粒堵剂 在溶液中主要以颗粒形式存在，进入近井地层后，大量颗粒以架桥作用在近井 地层孔喉处形成一定强度堵塞。因此在挤堵施工中少量堵剂进入地层后，施工压力上升快，同时无机盐颗粒堵剂摩阻大，比重高，反洗井困难。针对以上不足将以往的堵剂一次注入法，改为配制浓度由低到高、多段塞注入地层的方法，以提高封堵半径，提高了挤堵工艺措施有效率，延长有效期。 机械卡堵水工艺 卡堵水方式选择 在找准出水层位后，根据井况和各油层的特点，制定合理的机械堵水措施，针对性地采取分层堵水技术。对下部油层水淹的井采用填砂、打塞、堵水的方法。其中，对于有溢流或者负压无法填砂、打塞的井，采用下电桥的方法，对于上部水淹的 井采用封隔器卡封堵水的方法，对于水淹层不确定的井，采用找堵水一体化管柱的方法进行，找准出水层位后立即实现堵水。 、常规卡堵水管柱 常规卡堵水管柱主要采用 隔器 +油管锚以及 隔器卡堵水管柱。根据现场情况可实现封上采下、封上采下、封中间采两头和封两头采中间，目前主要应用一级两段卡堵水管柱。管柱结构如图 1、 2、 3、 4 所示。管柱封隔器工作方式均为压缩式，依靠管柱重量压缩胶筒座封。其中 隔器为尾管支撑，必须以 隔器或油管锚为支撑使用。 找堵水一体化管柱 找堵水一体化管柱 可实现 对多层系实现找堵水操作。根据其完井管柱的不同可分为丢手和不丢手两种。 找堵水一体化管柱是利用封隔器将油层分隔，各层系分别对应有找堵水开关器，在地面可通过液压控制开关器的开关状态。由开关器的开关顺序不同，可依次开启并各层，根据产出液情况判断出水层段。 对动态资料不明确或出水层位不能准确判断的油井，可使用 找堵水一体化管柱。 堵水方案设计 依据卫城油田（卫 360、 22、 11 块） 2006 年完善调整方案共有 15 口油井需要实施堵水工艺，其中油井找堵水一体化管柱 6 口： 229280、 22隔 器卡封堵水 2 口： 机颗粒堵剂化学堵水 6 口： 1102294。 （ 5）、油水井大修工艺设计 1）、 工艺设计依据 目前卫城沙三下累计套损、套损 +落物和落物井 253 口，已修复 144 口，还有110 口井影响开发，损失水驱动用储量可采储量 69 104t，造成事故井区注采无法完善 。 2002 年到 2005 年 9 月油井大修实施 16 井次，其中整形 5 口，打捞 8 口，侧钻 3 口，恢复日产油能力 ；水井大修 4 口，其中打捞落物 3 口，修套 1 口，恢复注水厚度 /82 层，恢复日注水量 285累计增注 方，使区块的井况得到恢复和改善，满足了采油注水工艺的要求。 2）、油水井大修工艺 目前应用成熟的油水井大修工艺有取套换套、套管补贴、套管整形、复杂落物打捞、老井侧钻及悬挂和全井下 4 寸套管恢复生产等工艺技术。 悬挂 4套管（加固）技术 油水井套管损坏（通常指井眼套管的变形、错断、破裂、孔洞等）将直接影响正常生产或停产。而套管变形、错断井的修复特别是套管变形、错断井的修复工作，占全部套损井修复的很大比例。套管变形、错断井的修复主要是整形、扩径复位。为使 整形、扩径复位的效果保持较长时期，尽量发挥其修复后的功能，需对整形扩径后的部位进行加固。 4套管加固技术不但可以预防套管的再次变形、错断，还能保持套管井眼有一基本通道，维持生产。根据方案要求结合实际情况，采用高强度平底、空心磨鞋、长锥面铣锥、铣头套铣筒等工具进行套磨铣打出通道，然后悬挂 4套管固井加固套管。 爆炸修套技术 爆炸整形是指利用化学方法对套管变形部位、错断部位进行高能气体扩胀复位修复，使变形部位的套管或错断部位的套管得以恢复原来径向尺寸和通径。爆炸整形适用于机械整形无法实现的变形。错断通径小于 90井况，受现有技术水平限制，无法进行机械整形，采用爆炸整形的办法则可以对该类井达到整形的目的。 爆炸整形的基本原理是：将具有一定综合性能的炸药药柱用管柱或电缆送到井内欲整形