整装油田开发技术ppt

胜利油田有限公司采油研究院二OO四年五月胜利油田整装油藏采油工艺技术进展及下步工作方向2004年整装油藏开发研讨会材料目录一、开发现状三、下步采油工艺主攻方向二、采油工艺技术进展

整装构造油藏包括胜坨、孤岛、孤东、埕东等四个油田，其地质特点是含油面积大，构造简单，油层多，厚度大，储量大，渗透率高，平均空气渗透率3.4μm2，平均地下原油粘度28.2mPa.s。油藏类型动用储量（108t）标定可采储量（108t）占油区可采储量（%）年平均含水（%）已采出地质储量的（%）剩余可采储量采油速度（%）平均采收率为（%）与全油区平均采收率比较（%）整装构造油田11.954.2040.393.530.615.135.16.3整装油藏—开发现状整装油藏的开发现状和采收率水平

动用储量、可采储量均占油区各类油藏首位。2003年产油957×104t，占油区产油量的35.9%。整装油藏—开发现状油井8118口开井6694口日油水平3.29万吨/天单井日油4.91吨/天日液水平44.42万吨/天单井日液66.4吨/天水井3398口开井2759口日注水平42.3万方/天单井日注153方/天整装油田采收率35.1%动用地质储量11.95亿吨标定可采储量4.20亿吨年产油957万吨累积产油3.66亿吨可采储量采出程度87.1%采出程度30.6%剩余速度15.1％2003年底油区开发现状注采比0.9综合含水93.5%整装油藏—开发现状目录一、开发现状三、今后采油工艺主攻方向二、采油工艺技术进展采油工艺技术进展针对整装油藏普遍存在的问题，通过应用套损井修复及修复后分层注采技术完善注采井网，提高水驱控制程度；加强堵调、防砂、有效提液的集成配套，改善水驱开发效果；利用复杂结构井挖潜剩余油；应用三采技术提高采收率，进一步提高了整装油藏开发效果。受沉积相变和纵向上非均质性的影响，中上部由于渗透性相对较差，加上驱替过程中的重力作用

受现有分注工艺水平的限制，采取大段合采合注的开发方式，注入水在高渗透带内突进

采油工艺技术进展—细分韵律层有效注采技术顶部水淹弱，驱油效率低，剩余油富集造成对应油井过早水淹，而低渗透层能量得不到及时补充，致使其储量动用程度差，采出程度低技术特点：锚定补偿结构有效克服管柱蠕动耐温160℃，密封压差35MPa调配投捞成功率高直接携带水咀下井，简化施工工艺1、长寿命分层注水工艺

筛、堵补偿器水力卡瓦水力锚人工井底配水器

Y341G封注水层注水层Y341G封配水器采油工艺技术进展—细分韵律层有效注采技术针对性：管柱受温度、压力效应影响造成的管柱蠕动频繁封隔器自动解封、分层不清、管柱使用寿命缩短地层地层封隔器配水器套管可以直观地判断封隔器密封状况，验证分层可靠性。压力计密封段流量计压力计压力下压力上流量2、封隔器在线验封技术

采油工艺技术进展—细分韵律层有效注水技术3、分层注水防砂一体化管柱技术

安全阀补偿器水力锚皮碗封隔器HFZ配水器注水层Ⅰ注水层Ⅱ注水层ⅢY341ZS封隔器HFZ配水器芯子实现分层注水、分层防砂一体化提出密闭分层注水技术，有效保持了注水能量

注水层1注水层Ⅱ安全阀安全接头皮碗封隔器反洗阀封隔器扶正器坐封工具注水内管注水外管双管管柱单管管柱采油工艺技术进展—细分韵律层有效注水技术

在10个示范区共实施287口井，累计增油30053吨，增加水驱储量1109万吨。分注率81.3%95%层段合格率48.6%81.7%注采对应率69.6%80.5%采油工艺技术进展—细分韵律层有效注水技术特点：套管加液压，实现不动管柱任意换层生产节省作业成本，提高采油时效主要参数：封隔器密封压差：25MPa耐温：150℃分层数量：3层工作寿命：3年应用情况：自2000年10月开始应用，一次施工成功率成功率97.2%，换层成功率84.7％。YK换层开关AY441封隔器抽油泵+打捞头丢手工具Y341封隔器丝堵YK换层开关BY341封隔器YK换层开关C油水层油水层油水层4、不动管柱换层采油工艺技术

采油工艺技术进展—细分韵律层有效注水技术123850200040006000800010000120001400010973总开井数2638抽油机井数偏磨井数占总开井数的88.6%

占抽油机井数的24.04%

偏磨现状采油工艺技术进展—细分韵律层有效注水技术5、杆管防偏磨配套技术

防偏磨技术防偏原理油管锚定可防止油管弯曲、窜动加重杆减少抽油杆失稳弯曲的几率扶正防偏杆具有加重扶正双重作用液力反馈泵减轻下部抽油杆柱的失稳弯曲旋转井口均匀磨损，延长偏磨周期钢连续杆无接箍，承压面积的增大磨损减少抗偏磨副改变了摩擦界面、减小了摩擦阻力主要特点转变磨损对象，防止杆管磨损生产系统优化设计抗磨副偏磨综合工艺技术液力反馈泵(加重技术)效果：与普通防偏磨措施相比，延长油井免修期3～4倍以上。5、杆管防偏磨配套技术

采油工艺技术进展—细分韵律层有效注水技术

自2000年来，胜利油田在杆、管、泵优化设计的基础上，集成各项防偏磨技术，实施各种防偏磨措施近2000井次，措施作业井平均免修期比配套前延长了90天，取得了很好的治理效果。现场应用情况采油工艺技术进展—细分韵律层有效注水技术5、杆管防偏磨配套技术

在强化堵剂适应性的基础上，实现了由单一段塞堵调向多级复合段塞提高采收率转变。

（1）完善堵调剂系列（2）推广应用区块整体堵调优化决策技术（3）形成适用于不同施工特点的注入流程（4）油藏当前渗透率场描述技术

采油工艺技术进展—堵水调剖技术14174井堵水前后生产曲线89.2％63.5％

前三年，年均实施500余井次，取得较好的增油效果和经济效益。其中，胜坨油田2003年实施堵调150口，堵调后平均注入压力上升3.1MPa，增油3万吨。

采油工艺技术进展—堵水调剖技术参数编码初始群体的设定适应度函数的设计遗传操作设计控制参数设计

采油工艺技术进展—堵水调剖技术1、利用遗传算法预测渗透率技术

算法的核心要素1、利用遗产算法预测渗透率技术

采油工艺技术进展—堵水调剖技术传统堵调设计仅考虑油藏原始渗透率数据，存在局限性。微分方程动态反演技术利用现场动态数据计算出当前油藏的渗透率场，提高了堵调的针对性和实施成功率，并可通过实施前后的渗透率场对比来评价堵调施工效果。利用遗传算法预测油藏渗透率，只需提供拟和过程中所需的单井压力和产量数据就可以获得最终的结果。该方法不仅运算速度快，而且可以获得全局最优解，使计算结果更为真实有效。1、利用遗产算法预测渗透率技术

采油工艺技术进展—堵水调剖技术应用实例－飞雁滩油田调整前调整后

开始存在的连续高渗透带被一些相对低渗的部分分割渗透率变异系数由调整前的0.72下降为调整后的0.682.多级段塞深部调剖高含水期深部调剖流场动态描述流场有效调整渗透率场反演多级组合段塞积分反演关键1关键2静态模型生产动态后续段塞前置段塞主体段塞建立了利用动态生产数据描述当前油藏渗透率场的方法，优选堵调井点，优化施工方案。采用强度、流度相结合的多段塞式思路，优化组合模式。

采油工艺技术进展—堵水调剖技术

前缘段塞

主体段塞

后缘段塞确保主体调剖段塞既能有效地“漂移”，又不过早“突破”，延长处理的有效期。通过堵剂在油藏多孔介质中连续运移、分配，不断增大作用半径，从而达到提高水驱效率和增油降水的目的。要求它具有较高的堵塞强度和耐冲刷性能，确保注入水处理后保持足够注入量，以满足油藏稳产的要求。深部定位复合式段塞调剖2、多级段塞深部调剖工艺

采油工艺技术进展—堵水调剖技术2、多级段塞深部调剖工艺

采油工艺技术进展—堵水调剖技术调剖井号目的层厚度（m）设计用量（m3）实际用量（m3）ST14-176.528002970ST14-1715.025002635ST14-1723.218001917ST13-1524.022002300ST13-1733.218001960胜坨1区调剖井设计用量与实际用量对比表2、多级段塞深部调剖工艺

采油工艺技术进展—堵水调剖技术调剖井号干线压力MPa堵前注水压力MPa最高注入压力MPa实际注入压力MPa14-1713.48.613.47.1~12.314-17114.08.614.09.0~12.714-17213.310.013.39.5~12.713-15212.77.812.77.8~12.013-17313.39.413.38.3~12.5胜坨1区设计最高注入压力和实际注入压力对比表注入排量：10～14m3/h井号对比生产情况日液（t/d）日油（t/d）含水（％）14174堵前1111190.1堵后49.71667.914191堵前94.41290.3堵后67.59.585.913N141堵前57.17.487.1堵后58.78.785.214152堵前245.89.396.2堵后317.815.995

胜坨1区14-17井区对应油井见效情况统计表

采油工艺技术进展—堵水调剖技术2、多级段塞深部调剖工艺降低了注入水利用率加剧了层间吸水差异缓解层间矛盾，避免聚合物溶液沿原水窜通道窜流采出程度高注入水窜流高渗透高含水3、注聚区堵水调剖技术

-注聚前剖面调整

采油工艺技术进展—堵水调剖技术见聚早见聚浓度高低压井层内存在高渗透条带调整层内矛盾，防止聚合物单向突进，尽可能形成高质量的聚合物段塞。3、注聚区堵水调剖技术

-注聚期间调剖

采油工艺技术进展—堵水调剖技术油层非均质性的存在注入水与聚合物的粘度差

聚合物段塞被破坏保护地下已经形成的聚合物段塞更加持久地发挥驱油作用3、注聚区堵水调剖技术

-注聚转后续水驱初期调剖

采油工艺技术进展—堵水调剖技术3、注聚区堵水调剖技术

采油工艺技术进展—堵水调剖技术技术路线：双体凝胶封窜技术（VTP-1）+触膨体堵水技术（VTP-2）+单体地下聚合交联技术（VTP-3）—既形成超强段塞组合式防止窜聚和堵水的综合技术。开井初期日增油14吨，含水74%，降聚浓度70%，目前日产油8吨，含水70%。见到良好效果。采油工艺技术进展—复杂结构井挖潜技术近年来利用复杂结构井技术挖潜整装高含水油藏正韵律厚油层顶部剩余油以及开发薄油层均取得了较好的进展，分别在坨142块、孤东7区、8区、孤岛中一区等油田进行了规模应用，大幅度地提高了采收率和开发效益。设计水平井16口，单井控制地质储量13×104t，可采储量3.9×104t。第一批设计水平井6口(其中包括先导试验井1口)，初期平均单井日产液49.5t，日产油29t、含水41.4﹪。第二批设计水平井10口，2004年正在实施。

9P9

17P512

13P511

13P513

9P511

12P51111-1811XN1911-311-70511-70911-71111-71311-71511-71711-91411N1615-2015-70515-70815-70915-71115-71315-71515-71715-91415N1215N1615N1815N315N415N815NB1619-1019-1219-1619-1819-70919-71119-71519-71719-819N1419N7132-103-9133N125-205N97-147-167-187-4197-7077-7097-7137-7157-7177-87-9177-91811N8x1-12X1N10X1-NB1415-9133N14111N1015N1011-619-611-140-71915X7067N1211x7077-7117-91111NB120-200-3210-5110N51110-20711-51212N51113-1713-1913-613-71013-71213c71313-71613-72013-913N1113N1513X2113XN1914-50814G2015X90816-2016-51316-51516-6111-71817-7117-71217-91517-91717N1717N19117NB1117X90517X90717X91318-50718-5111N151X9153-103-7203-9154-5114-9164G224N184X235-7105N7125-7145-7215N175NB156-186-9147-207-68-5118N3179-1919-7089-719-7149-7169-9169-9179-9189G99N119N179X715B2X2-412X2-42017N71817NB1313X72117X9110X72212-214X20917X2035N7129-71313x9131-9139-71217-71017-7169-70517XN15113-91513-71813C70813-70317X20314X2099c1514-5119C71013-7178x01117cx8069-9159p917-5111nb135N115N71213XN71214-50814-51114x9125N7129C7109c95-7150150300450600比例尺5-?5129-?5138-?5139-?51413-?51813-?51712-?51613-?51417-?51817-?516新水平井老水平井孤岛中一区Ng53应用效果

复杂结构井挖潜正韵律厚油层顶部剩余油技术

采油工艺技术进展—复杂结构井挖潜技术形成的采油技术系列：水平井、侧钻水平井优化设计技术水平井侧钻水平井完井技术水平井、侧钻水平井防砂技术水平井分段开采分段卡水技术井下增力打捞滤砂管修井技术分支井开采技术防落物装置泄油器+抽油泵水平井有杆泵生产管柱水层夹层目的层造斜段注水泥加筛管（或滤砂管）完井及井眼清洗一次管柱已实施16口井，最长一次打捞187m滤砂管，打捞成功率100%。水平井管内滤砂管打捞技术胜利油田共有防砂的水平井130口，全部采用管内滤砂管防砂研制了井下打捞增力器（专利）及配套技术，满足了水平井、大斜度井和特殊工艺井滤砂管等井内管柱打捞工艺的需要。采油工艺技术进展—复杂结构井挖潜技术井号措施前措施后液量油量含水液量油量含水永66-平440013.397％105.7103.62%辛151-平11795.497%1218232%采用多级封隔器和液控开关，可实现水平井多层系合采或分段选择性开采。水平井分段卡水、分段采油技术采油工艺技术进展—复杂结构井挖潜技术整装油田中套损井影响开发效果不容忽视。以孤岛油田为例，近几年孤岛油田油水井套管损坏严重，并呈逐年上升趋势。因套损年平均关闭油井30～60口，水井10～30口左右，相当于年减产原油11.0×104t，年减少注水量105×104m3。胜利油田套损井现状采油工艺技术进展—套损井修复技术采油工艺技术进展—套损井修复技术

2003年有限公司把套损井治理作为采油工程系统实施的“五大重点工程”之一进行了统一部署和实施，有重点、有选择地开展套损井专项治理，形成规模效益。全年实施370口井，日增油970吨，日增注10610立方米，恢复产能24.3万吨，恢复可采储量519万吨，恢复水驱控制储量1677万吨达到了项目预期的目标，为老油田的持续稳定发展做出更大贡献，经济效益和社会效益显著。光纤传输井下电视检测技术修复后分层采油、分层注水及二次完井技术套变井快速打通道技术长井段套管密封加固技术热采井套管预应力加固技术小套管二次固井技术

采油工艺技术进展—套损井修复技术形成的新技术采油层封闭层加固段注水层注水层加固段研究应用了修复后的分层采油、注水、酸化、防砂等工艺技术和配套工具，满足了2－3层分层生产的需要。技术关键：大膨胀比K341封隔器最大外径mm内径mm密封压差MPa102622595489040耐温℃适应井径mmmaxmin180110150170100160100

采油工艺技术进展—套损井修复技术

总体上实现两个转变，达到一个目标重治理重预防单项工艺研究系统配套、整体优化防治结合，预防为主，从源头上治理套损井两个转变一个目标走出“停产、治理，再停产、再治理”的怪圈

采油工艺技术进展—套损井修复技术稳产措施增产措施井筒井筒与油层结合单一工艺集成工艺三个转变压裂防砂技术挤压充填防砂技术分层防砂分层注采一体化技术

采油工艺技术进展—防砂工艺技术整体实施及效果

采油工艺技术进展—防砂工艺技术项目类别井次产液（吨）井次产油（吨）平均有效期（天）采液强度(m3/m)机械防砂绕丝47.56.64245.9滤砂管98.55.930212.9化学防砂涂料砂57.66.32808.9干灰砂110.54.523013.8复合防砂涂下滤63.56.431212.7涂下绕32.15.54218.6干下滤84.23.829412.1干下绕59.94.53068.8压裂防砂2010试油1.02合计78.145.8633411.4压前平面径向流压后呈双线性流污染地带水力裂缝工艺措施压裂防砂一体化工艺管柱优化设计及裂缝形态控制技术技术优势增加渗流面积，并突破近井污染堵塞带；降低生产压差，提高近井地带导流能力。1、压裂防砂技术

采油工艺技术进展—防砂工艺技术清河面120-4-10井原油粘度：5000mPa.S地层砂粒度中值：0.07mm日产油1.7t施工前施工后

日产油12t增幅10.3t/d1、压裂防砂技术

采油工艺技术进展—防砂工艺技术

密实高渗带

中间封隔器技术优势弥补地层亏空，预防套变套损；针对非均质油藏不同渗透率级差,

实现分层挤压充填防砂。工艺措施短井段挤压充填工艺管柱分层挤压充填工艺管柱施工参数优化设计2、挤压充填防砂工艺

采油工艺技术进展—防砂工艺技术GD7-39-355井日产油3.2t施工前施工后

日产油18.5t增幅4.8倍2、挤压充填防砂工艺

采油工艺技术进展—防砂工艺技术施工有效期普通防砂0.3年～1.0年

采用高压挤压施工0.9年～2.1年延长110％～200％

室内驱油机理及配方筛选技术油藏方案研究和化学驱数模优化技术注采工艺技术分层注聚技术跟踪分析、调整和效果评价技术项目经济评价技术发展形成了基本成熟的聚合物驱油配套技术Ⅱ、Ⅲ类高温高盐油藏聚合物驱油技术取得成功研究开发的耐温、抗盐交联体系的XL-III交联剂产品，交联体系耐盐高达80000mg/L，耐温达到80℃，交联体系在热老化80天后粘度保留率为75.8%。

采油工艺技术进展—三次采油技术共实施注聚单元20个，覆盖储量2.2亿吨，见效井885口，日产油量占全油田的11.8%。平均提高采收率3.26%,最终采收率提高7.3%,年增油144万吨，占油区产量的5.4％。采油工艺技术进展—三次采油技术采油工艺配套后续水驱工艺技术前期工艺技术实施过程中工艺技术降水提液注水井复射孔油井补孔归位堵水调剖更新井添加交联剂防砂工艺分层注聚阳离子堵聚酸化解堵达到注聚方案要求保证注聚顺利进行采油工艺技术进展—三次采油技术1、化学驱采油工艺综合配套技术

采油工艺技术进展—三次采油技术2、注聚区低压井添加交联剂工艺聚合物严重窜流影响注聚效果大孔道矛盾采用交联技术，改善聚合物驱效果聚合物剪切采油工艺技术进展—三次采油技术2、注聚区低压井添加交联剂工艺油压平均上升1.73MPa共推广113口井孤岛中二中孤东Ng54-62

胜一区扩大河口孤岛中一区胜一区先导区中二南、中先导孤岛西区

中一区Ng4采油工艺技术进展—三次采油技术2、注聚区低压井添加交联剂工艺序号井号加前2001.8加后2001.12压力MPa注聚量m3压力MPa注聚量m3111-X7073.975.69.3100219-7115.1125.87.6121平均4.5100.78.45110.5孤岛中一区Ng52口井加交联剂前后注聚动态对比

采油工艺技术进展—三次采油技术3、交联剂分配技术

稳压器泵流量分配器过滤器分配器改为安装在交联剂泵后，这样，即使聚合物倒流，也不易堵塞分配器，达到了不清洗的目的，减少了劳动强度，提高了分配装置的分配精度。选用较粗的阻尼管、筛网，降低了交联剂泵泵压。采油工艺技术进展—三次采油技术3、交联剂分配技术

采油工艺技术进展—三次采油技术3、交联剂分配技术

采油工艺技术进展—三次采油技术3、交联剂分配技术

采用改进后交联剂分配系统井口Cr3+浓度均差平均误差4.1%采用撬装计量泵井口Cr3+浓度均差平均误差88.86%

——渤19交联聚合物驱工业化应用试验地质储量737×104t；油井38口，水井21口；累计注入液量282.149×104m3；采油工艺技术进展—三次采油技术4、交联聚合物驱油技术已累计增油18万吨，提高采收率3%日产油t综合含水%20136491.381.8油压MPa7.711.2——渤19交联聚合物驱工业化应用试验采油工艺技术进展—三次采油技术采油工艺技术进展—三次采油技术4、交联聚合物驱油技术矿化度对交联效果影响曲线HPAM1500+SC700mg/L

T=85℃交联体系热稳定性曲线

（T=85℃）耐温85℃，耐盐80000mg/L满足二类及部分三类油藏驱油的要求——耐温抗盐交联聚合物驱油技术采油工艺技术进展—三次采油技术4、交联聚合物驱油技术X50-C14X50-X27X50-77X50-81X50-24X50-53X50-N54X50-87X50-28东辛油田辛50砂二83+4先导试验区块含油面积0.66km2

地质储量161×104t采出程度41.1%目前剩余可采储量11×104t单层厚度达10-20m温度85℃矿化度51000mg/L——耐温抗盐交联聚合物驱油技术采油工艺技术进展—三次采油技术4、交联聚合物驱油技术

辛50方案设计注入0.25PV,第一段塞0.05PV,第二段塞0.2PV，预测增油77289吨，计划实施1300天。——耐温抗盐交联聚合物驱油技术采油工艺技术进展—三次采油技术4、交联聚合物驱油技术2003年6月30日完成地面建设8月6日投注聚合物截止目前，总注聚量62112m3交联溶液可在地下形成良好的交联体系油井生产动态正常128mPa.s地下交联验证——耐温抗盐交联聚合物驱油技术采油工艺技术进展—三次采油技术4、交联聚合物驱油技术采油工艺技术进展—三次采油技术5、微生物驱油技术

混气水+营养激活剂油层深部地带（厌氧区）产甲烷菌等厌氧菌被激活代谢产生H2、CO2、CH4等注水井及近井地带（好氧区）烃类氧化菌等好氧菌被激活代谢产生生物表活剂、有机酸及生物气等代谢产物内源微生物驱油原理罗801区块微生物驱油先导试验

2002年底开始应用好氧微生物启动空气辅助微生物驱试验。共注好氧微生物菌液322方，平均日配入空气150方。日产油量从88t/d上升到112t/d，最高达117t/d。综合含水从77.5%降低到70.2%，降低7.3%。采油工艺技术进展—三次采油技术5、微生物驱油技术

空气辅助微生物驱阶段微生物驱阶段罗801区块开发曲线

试验区累计增油3.32万吨，其中空气辅助微生物驱阶段增油8851吨。采油工艺技术进展—三次采油技术5、微生物驱油技术

目录一、开发现状三、下步采油工艺主攻方向二、采油工艺技术进展今后采油工艺主攻方向

随着整装油田进入特高含水开发期，剩余油分布更加零散，主力油层水淹严重，整装油田综合含水高达93.5％，采出程度高，储采矛盾突出，已进入“精细挖潜，深度开发”阶段。在油藏情况日益复杂的开发形势下，需要解决制约采油工艺措施实施新矛盾与新问题，对采油工艺提出更高要求。

对采油工艺的制约因素：（1）层间和平面上渗透率差异大、河流相沉积和井网完善程度不够以及分层注水工艺不能完全满足油藏纵向上的需要而出现层间干扰严重等因素导致水驱控制程度低、油层水淹严重。（2）大孔道及窜层严重，封管外窜、深部调剖等工艺技术尚需进一步攻关。（3）套损逐渐成为综合治理的难点，目前没有有效的技术可以解决。油井出砂越来越严重。（4）三次采油方面，注聚合物资源接替的形势不容乐观，二、三类储量因缺乏成熟的配套技术未得到有效动用。今后采油工艺主攻方向1、开展注水、堵调与有效提液等工艺技术集成应用研究，改善水驱开发效果，进一步提高老油田采收率2、加强三次采油技术特别是二三类油藏提高采收率攻关，取得规模效益3、加大复杂结构井完井采油技术的研究和应用力度，充分发挥其在挖掘剩余油中的特殊作用今后采油工艺技术主攻方向今后采油工艺主攻方向从采油工艺的角度认识油藏，加强采油工程软件与油藏工程软件的集成应用研究，提高采油工程决策的针对性和适应性加强细分层系的有效注水以及与油藏的适应性研究整体堵调与有效提液技术的配套应用研究分层挤压砾石充填防砂工艺技术套损井、长停井综合治理研究

1、配套完善注采、堵调、防砂等工艺技术，改善水驱开发效果今后采油工艺主攻方向防砂堵水一体化技术攻关

堵水防砂一体化技术研究

在堵水和防砂分布实施的基础上集成配套，使得选择性堵水后使油相渗透率与水相渗透率之比达到3～6，达到降水增油防砂的目的。

解决高含水油藏防砂难题

1、配套完善注采、堵调、防砂等工艺技术，改善水驱开发效果今后采油工艺主攻方向今后采油工艺主攻方向采用液力反馈原理和井口分流技术，利用常规井口，成功解决了抽油井在高冲次下杆柱下行困难的问题，减少了地面运转故障率和管理难度。平均泵效提高10%；在偏磨油井上应用，生产周期延长一倍。井号生产方式工作制度产液t/d含水%泵效%生产天数d营31－X23常规采油56*3*639.995.562.5抽油泵上400米偏磨严重，生产145天后，管漏上作业空心杆采油44/70*3*531.595.562.6270天仍生产营33－15常规采油70*3*340.49564.2抽油泵上500米偏磨严重，生产92天后，杆断上作业空心杆采油44/70*3*645.491.784.5180天仍生产防偏磨配套技术——液力反馈空心杆采油工艺

1、配套完善注采、堵调、防砂等工艺技术，改善水驱开发效果超强耐磨防腐复合内涂层油管技术完成了超强耐磨防磨复合内涂层油管的耐磨防腐、抗拉抗冲击、附着强度等性能的室内试验；通过试验证明：该耐磨防腐复合涂层油管完全可取代常规油管应用于油田生产，能从根本上解决油井的管杆偏磨问题，油管的耐磨寿命能提高3～5倍。完成了产业化生产线的方案设计。今后采油工艺主攻方向套损井综合治理一是建立套管损坏监控系统和完善全油田的套管损坏动态数据库，加强套损机理研究，形成一套套损井预防技术。今后采油工艺主攻方向

1、配套完善注采、堵调、防砂等工艺技术，改善水驱开发效果二是研发和引进先进的光纤井下电视检测技术、膨胀套管修井工艺技术等套管检测和修复工艺技术，提高修井质量。今后采油工艺主攻方向套损井综合治理

1、配套完善注采、堵调、防砂等工艺技术，改善水驱开发效果

三是开展套损修复井的分层注采技术研究，研发大膨胀比压缩式封隔器、膨胀式封隔器、小直径注水井封隔器、配水器等，恢复和提高原有注采井网的完善程度。抽油泵丝堵分流开关套变井封隔器套变段油管锚采油层封堵层今后采油工艺主攻方向套损井综合治理

1、配套完善注采、堵调、防砂等工艺技术，改善水驱开发效果小井眼加密井网挖潜技术

90％的井身直径小于Φ177.8mm(7in)或70％的井身直径小于Φ127mm(5in)的井为小井眼井。小井眼井缩小套管等尺寸，减低了管材，减小钻头、钻井液和水泥等消耗材料的费用成本成本25％～75％。

1、配套完善注采、堵调、防砂等工艺技术，改善水驱开发效果今后采油工艺主攻方向今后采油工艺主攻方向2、完善一类油藏聚合物驱油配套技术，加快适用于二、三类油藏的耐温抗盐交联聚合物驱油技术的研究

加强化学驱采油工艺综合配套技术研究应用加快耐温抗盐交联聚合物驱油技术试验步伐。

三采新技术研究

由于X50N53井报废，造成井网不完善由于X50-28井堵塞严重，已不能正常注入，需开展压裂、复合解堵；单元注采严重不均衡，注采比达到2。地面流程需要改造。存在主要问题辛50耐温抗盐交联聚合物驱油先导试验X50N53报废X50-28堵塞今后采油工艺主攻方向地面流程改造已准备实施。50-28井小型压裂、复合解堵及注采比调整待实施。为确保试验效果需要打一口更新井。深入开展矿场条件体系粘度与注入能力、交联效果之间的关系研究。继续加强辛50现场试验的跟踪与调整。搞好辛50耐温抗盐交联聚合物驱油先导试验下步工作安排今后采油工艺主攻方向双水相及相关体系探索研究复合泡沫驱油体系

注聚后活性聚合物提高采收率技术

三采新技术今后采油工艺主攻方向极端微生物驱油体系研究耐高温（70℃~100℃）极端微生物菌种筛选和驱油机理研究耐高盐（1万~15万mg/L）繁殖能力强代谢能力强适应高温、高盐等油藏环境，有效提高二、三类油藏的采收率极端微生物采油菌种筛选下步工作深化微生物驱油机理研究应用长管模型研究动态条件下微生物在多孔介质中生长、繁殖、代谢、运移、吸附等规律进一步优化微生物驱油工艺今后采油工艺主攻方向

多效泡沫复合驱油体系高温泡沫剂TH-1在280℃、压力8.4MPa阻力因子达16以上调剖、洗油、降粘多效驱油剂STH-3与特稠油在55℃时的界面张力为1.2×10-3mN/m；泡沫半衰期为2420s；油水比为7:3时降粘率为97.2%今后采油工艺主攻方向注聚后活性聚合物提高采收率可行性研究SAP粘浓关系曲线0204060801001201401601800100020003000400050006000浓度mg/L粘度mPa.sSAP粘度（mPa.s）3530S（mPa.s）SAP具有一定的增粘性活性聚合物溶液有很好的表面活性和极强的降低油水界面张力，体系浓度在800-2000mg/L，界面张力就可达到10－3mN/m，即超低水平。今后采油工艺主攻方向水驱结束后转入活性聚合物驱，比水驱提高采收