[精选]石油开发工艺技术介绍29823.pptx

石油开发中心生产技术部石油开发中心生产技术部石油开发中心生产技术部石油开发中心生产技术部2011201120112011年年年年4 4 4 4月月月月石油开发工艺技术介绍石油开发工艺技术介绍石油开发工艺技术介绍石油开发工艺技术介绍主要工艺技术主要工艺技术1 1、防砂技术、防砂技术2 2、调剖控水技术、调剖控水技术3 3、多轮次吞吐提高采收率技术、多轮次吞吐提高采收率技术4 4、水平井完井修井技术、水平井完井修井技术5 5、水平井井筒堵塞处理技术、水平井井筒堵塞处理技术（1）适度改造、防排并重。）适度改造、防排并重。（2）水平井依据油藏特点，调整酸洗防砂工序。）水平井依据油藏特点，调整酸洗防砂工序。1、防砂理念、防砂理念一、一、防砂技术防砂技术（1）适度改造、防排并重。）适度改造、防排并重。1、防砂理念、防砂理念适度改造：适度改造：控制施工规模，达到高砂比控制施工规模，达到高砂比端部脱砂效果。端部脱砂效果。防排并重：防排并重：既要防住大粒径骨架既要防住大粒径骨架砂，又要使粉细砂随油排除。砂，又要使粉细砂随油排除。高渗端部脱砂低渗压裂典型井例典型井例周期周期生产生产天数天数油汽油汽比比采注采注比比6 61761760.20.20.80.87 72652650.90.93.93.9重重防防砂砂一、一、防砂技术防砂技术（2）水平井依据油藏特点，调整酸洗防砂工序。）水平井依据油藏特点，调整酸洗防砂工序。1、防砂理念、防砂理念针对浅薄层稠油地层胶结差、井壁不稳定，酸洗后井壁易坍针对浅薄层稠油地层胶结差、井壁不稳定，酸洗后井壁易坍塌等问题，由先酸洗后防砂变为先防砂后酸洗，保证防砂工塌等问题，由先酸洗后防砂变为先防砂后酸洗，保证防砂工序的正常进行。序的正常进行。先酸洗后防砂先酸洗后防砂先防砂后酸洗先防砂后酸洗由于井壁局部塌陷，循环充填压力较高，由于井壁局部塌陷，循环充填压力较高，无法完成循环充填施工无法完成循环充填施工井壁稳定，循环充填压力保持稳定，成井壁稳定，循环充填压力保持稳定，成功完成循环充填施工。功完成循环充填施工。一、一、防砂技术防砂技术2、防砂工艺、防砂工艺强强 化化 防防 砂砂 过过 程程 控控 制制提高防砂设计符合率提高防砂设计符合率优优化化改改进进防防砂砂配配套套工工具具提高防砂有效期提高防砂有效期充充 填填 砂砂 引引 进进 和和 优优 化化提高控水增油效果提高控水增油效果一、一、防砂技术防砂技术（1）强化防砂过程控制）强化防砂过程控制压压 裂裂 防防 砂砂 软软 件件 模模 拟拟 优优 化化施施 工工 曲曲 线线 预预 警警 机机 制制 及及 灵灵 活活 控控 制制2、防砂工艺、防砂工艺具具体体作作法法一、一、防砂技术防砂技术（1）强化防砂过程控制）强化防砂过程控制2、防砂工艺、防砂工艺压裂防砂软件模拟优化压裂防砂软件模拟优化具具体体作作法法 采用阶梯排量和停泵压降测试，采用阶梯排量和停泵压降测试，通过压裂防砂软件计算，确定地层破通过压裂防砂软件计算，确定地层破裂压力、压裂液效率和综合滤失系数裂压力、压裂液效率和综合滤失系数等参数。等参数。一、一、防砂技术防砂技术 根据模拟结果确定施工排量和携砂液交联比，通过以上优化，根据模拟结果确定施工排量和携砂液交联比，通过以上优化，防砂施工最高砂比达到防砂施工最高砂比达到90%，平均砂比，平均砂比37%以上，措施后，注以上，措施后，注汽压力较上周期降低近汽压力较上周期降低近2MPa，有效提高了该井热采开发效果。，有效提高了该井热采开发效果。优化效果：优化效果：草草4-9-X4124-9-X412井施工曲线井施工曲线（1）强化防砂过程控制）强化防砂过程控制2、防砂工艺、防砂工艺压裂防砂软件模拟优化压裂防砂软件模拟优化一、一、防砂技术防砂技术施工曲线预警机制及灵活控制施工曲线预警机制及灵活控制 针对地层滤失大，施工过程油套压上升迅速，采用变砂比施工，针对地层滤失大，施工过程油套压上升迅速，采用变砂比施工，适当采用分步加砂方式，防止施工早期砂堵。适当采用分步加砂方式，防止施工早期砂堵。（1）强化防砂过程控制）强化防砂过程控制2、防砂工艺、防砂工艺一、一、防砂技术防砂技术 对储层物性较差的油井，优化加大前置液用量，提高施工排量，对储层物性较差的油井，优化加大前置液用量，提高施工排量，在动态裂缝扩展充分的情况下进行加砂，有效提高了施工成功率。在动态裂缝扩展充分的情况下进行加砂，有效提高了施工成功率。施工曲线预警机制及灵活控制施工曲线预警机制及灵活控制（1）强化防砂过程控制）强化防砂过程控制2、防砂工艺、防砂工艺一、一、防砂技术防砂技术压裂防砂先期试验效果压裂防砂先期试验效果注汽参数注汽参数草草109-109-平平1616草草109-109-平平1212注汽压力注汽压力 19MPa19MPa20MPa20MPa注汽干度注汽干度 71%71%0%0%注汽速度注汽速度7t/h7t/h 7t/h7t/h一、一、防砂技术防砂技术 对储层物性较差的油井，优化加大前置液用量，提高施工排量，对储层物性较差的油井，优化加大前置液用量，提高施工排量，在动态裂缝扩展充分的情况下进行加砂，有效提高了施工成功率。在动态裂缝扩展充分的情况下进行加砂，有效提高了施工成功率。施工曲线预警机制及灵活控制施工曲线预警机制及灵活控制（1）强化防砂过程控制）强化防砂过程控制2、防砂工艺、防砂工艺 针对水平井循环充填短路型，迅速停泵组织反洗井，避免砂卡施针对水平井循环充填短路型，迅速停泵组织反洗井，避免砂卡施工管柱重大作业事故的发生工管柱重大作业事故的发生。施工曲线预警机制及灵活控制施工曲线预警机制及灵活控制（1）强化防砂过程控制）强化防砂过程控制2、防砂工艺、防砂工艺一、一、防砂技术防砂技术（2 2）优化改进防砂配套工具）优化改进防砂配套工具定向井高压充填工具改进加长丢手芯子与外管密封段长度，从而提高密封段耐压强度，降低因漏失油套返砂埋油管风险。将两端点焊绕丝方式，改为带筋的每圈点焊方式，提高了防砂管的抗冲刷能力和耐温指标。定向井优化防砂管结构具具体体作作法法2、防砂工艺、防砂工艺加长防砂服务器密封段长度和采用多级密封结构，提高防砂服务器和充填装置之间密封段的耐压差强度。水平井防砂服务器工具改进一、一、防砂技术防砂技术应用效果应用效果 2010 2010年中心定向井共重防砂年中心定向井共重防砂105105井次，通过工艺优化措施后，井次，通过工艺优化措施后，设计符合率由设计符合率由87%87%提高到提高到90%90%，防砂有效率由，防砂有效率由94%94%提高到提高到97%97%，平均，平均油汽比由油汽比由0.50.5提高到提高到0.70.7，取得了显著的优化效果。，取得了显著的优化效果。20102010年定向井优化效果年定向井优化效果年定向井优化效果年定向井优化效果2、防砂工艺、防砂工艺一、一、防砂技术防砂技术 2010 2010年中心共水平井防砂年中心共水平井防砂6767井次，通过工艺优化措施后，设计井次，通过工艺优化措施后，设计符合率由措施前符合率由措施前91%91%提高到提高到95%95%，避免井壁坍塌实现循环充填成功率，避免井壁坍塌实现循环充填成功率由由78.3%78.3%提高到提高到100%100%，取得了很好的优化调整效果。，取得了很好的优化调整效果。20102010年水平井优化效果年水平井优化效果年水平井优化效果年水平井优化效果应用效果应用效果2、防砂工艺、防砂工艺一、一、防砂技术防砂技术应用效果：应用效果：井号井号措施前措施前措施后措施后累油累油含水含水含水含水草草128-128-斜斜9 972.00%72.00%60.00%60.00%2307.82307.8草草128-128-斜斜131390.00%90.00%76.00%76.00%437.7437.7草草4-7-4-7-斜斜21521585.00%85.00%73.00%73.00%632.7632.7草草128-128-斜斜141477%77%66%66%115115 现场施工优化配套现场施工优化配套VESVES压裂液，应用压裂液，应用4 4口井，措施后口井，措施后平均含水降低平均含水降低10%10%左右，见到了明显的控水增油效果。左右，见到了明显的控水增油效果。2、防砂工艺、防砂工艺（3 3）充填砂的引进和优化）充填砂的引进和优化一、一、防砂技术防砂技术二、泡沫调剖工艺二、泡沫调剖工艺氮氮气气泡泡沫沫注注入入方方式式优优化化通过数模软件进行泡沫注入方式理论通过数模软件进行泡沫注入方式理论分析优化基础上，从前置泡沫为主改分析优化基础上，从前置泡沫为主改变为伴注泡沫方式。变为伴注泡沫方式。通过室内试验筛选出高温堵剂，建通过室内试验筛选出高温堵剂，建立多组分概念模型，利用数值模拟立多组分概念模型，利用数值模拟技术，进行泡沫技术，进行泡沫+高温堵剂多相复合高温堵剂多相复合调堵机理及注入方式研究和现场应调堵机理及注入方式研究和现场应用用耐耐高高温温多多相相复复合合调调堵堵工工艺艺创创新新与与应应用用1 1、氮气泡沫调剖注入方式优化、氮气泡沫调剖注入方式优化、氮气泡沫调剖注入方式优化、氮气泡沫调剖注入方式优化数模方法：采用蒸汽吞吐一个周期后转泡沫调剖吞吐，分别采用全部伴注泡数模方法：采用蒸汽吞吐一个周期后转泡沫调剖吞吐，分别采用全部伴注泡沫、前置沫、前置33%33%泡沫、前置泡沫、前置66%66%泡沫，全部前置泡沫。泡沫，全部前置泡沫。数值模拟结果从两个主要方面进行对比，一是累产油，随着泡沫伴注量增加，数值模拟结果从两个主要方面进行对比，一是累产油，随着泡沫伴注量增加，周期累油呈递增的趋势，其中全部伴注泡沫累产油最高。周期累油呈递增的趋势，其中全部伴注泡沫累产油最高。采用采用CMGCMG软件建立泡沫机理热采模型软件建立泡沫机理热采模型全部伴注前置33%前置66%全部前置累产油累产油 t数模累产油对比数模累产油对比累产油对比局部放大图累产油对比局部放大图二、泡沫调剖工艺二、泡沫调剖工艺1 1、氮气泡沫调剖注入方式优化、氮气泡沫调剖注入方式优化、氮气泡沫调剖注入方式优化、氮气泡沫调剖注入方式优化前置泡沫和伴注泡沫含水率变化数模对比图前置泡沫和伴注泡沫含水率变化数模对比图全部前置全部伴注含水含水%二是周期生产含水变化情况对比，从两种调剖方式含水率变化看，全部二是周期生产含水变化情况对比，从两种调剖方式含水率变化看，全部伴注泡沫较前置泡沫含水降低的幅度有明显增加。伴注泡沫较前置泡沫含水降低的幅度有明显增加。数模优化结论：伴注泡沫注入方式控水增油效果好于前置泡沫注入方式。数模优化结论：伴注泡沫注入方式控水增油效果好于前置泡沫注入方式。二、泡沫调剖工艺二、泡沫调剖工艺通过以上数值模拟研究，确定了以伴注泡沫为主的技术策略，自通过以上数值模拟研究，确定了以伴注泡沫为主的技术策略，自20102010年以来年以来陆续实施了陆续实施了1212口井以伴注泡沫调剖为主的施工，可对比口井以伴注泡沫调剖为主的施工，可对比7 7口井，现场试验表明，口井，现场试验表明，措施后周期平均综合含水降低措施后周期平均综合含水降低5%5%左右。左右。1 1、氮气泡沫调剖注入方式优化、氮气泡沫调剖注入方式优化、氮气泡沫调剖注入方式优化、氮气泡沫调剖注入方式优化应用效果：应用效果：前置前置伴注伴注可对比可对比7口井含水变化对比图口井含水变化对比图二、泡沫调剖工艺二、泡沫调剖工艺耐耐 高高 温温 化化 学学 凝凝 胶胶 类类 堵堵 剂剂 筛筛 选选多多 相相 复复 合合 调调 堵堵 技技 术术 数数 模模 机机 理理 研研 究究主主主主要要要要作作作作法法法法现现场场试试验验2 2、耐高温多相复合调堵工艺创新与应用、耐高温多相复合调堵工艺创新与应用、耐高温多相复合调堵工艺创新与应用、耐高温多相复合调堵工艺创新与应用二、泡沫调剖工艺二、泡沫调剖工艺2 2、耐高温多相复合调堵工艺创新与应用、耐高温多相复合调堵工艺创新与应用、耐高温多相复合调堵工艺创新与应用、耐高温多相复合调堵工艺创新与应用（1 1）耐高温化学凝胶类堵剂筛选及评价耐高温化学凝胶类堵剂筛选及评价通过筛选，高温堵剂选择落叶松改性栲胶，主要的有通过筛选，高温堵剂选择落叶松改性栲胶，主要的有效成分是单宁，可在效成分是单宁，可在300条件下应用，且耐温稳定条件下应用，且耐温稳定性好，强度不损失。性好，强度不损失。具有良好的具有良好的热稳定性热稳定性二、泡沫调剖工艺二、泡沫调剖工艺2 2、耐高温多相复合调堵工艺创新与应用、耐高温多相复合调堵工艺创新与应用、耐高温多相复合调堵工艺创新与应用、耐高温多相复合调堵工艺创新与应用（1 1）耐高温化学凝胶类堵剂筛选及评价耐高温化学凝胶类堵剂筛选及评价加加入入栲栲胶胶堵堵剂剂不不会会影影响响泡泡沫沫的的发发泡泡体体积积和和半衰期。半衰期。与高温起泡剂与高温起泡剂具有良好的配具有良好的配伍性伍性二、泡沫调剖工艺二、泡沫调剖工艺2 2、耐高温多相复合调堵工艺创新与应用、耐高温多相复合调堵工艺创新与应用、耐高温多相复合调堵工艺创新与应用、耐高温多相复合调堵工艺创新与应用（1 1）耐高温化学凝胶类堵剂筛选及评价耐高温化学凝胶类堵剂筛选及评价通通过过调调整整栲栲胶胶浓浓度度和和交交联联剂剂配配方方可可实实现现成胶时间的优化和主动调控。成胶时间的优化和主动调控。成胶时间可成胶时间可调可控调可控二、泡沫调剖工艺二、泡沫调剖工艺2 2、耐高温多相复合调堵工艺创新与应用、耐高温多相复合调堵工艺创新与应用、耐高温多相复合调堵工艺创新与应用、耐高温多相复合调堵工艺创新与应用采用采用CMGCMG软件建立栲胶软件建立栲胶+泡沫复合调堵热采模型，组分模型为油气水三泡沫复合调堵热采模型，组分模型为油气水三相，（水、油、起泡剂、栲胶基液、交联剂、交联栲胶、氮气、泡沫）相，（水、油、起泡剂、栲胶基液、交联剂、交联栲胶、氮气、泡沫）八组分热采模型，模型中泡沫在油层中生成、运移采用泡沫机理模型，八组分热采模型，模型中泡沫在油层中生成、运移采用泡沫机理模型，考虑泡沫和栲胶的吸附堵塞对渗透率降低的影响。考虑泡沫和栲胶的吸附堵塞对渗透率降低的影响。三维地质模型三维地质模型 组分模型组分模型 （2 2 2 2）多相复合调堵技术数模机理研究多相复合调堵技术数模机理研究多相复合调堵技术数模机理研究多相复合调堵技术数模机理研究二、泡沫调剖工艺二、泡沫调剖工艺注汽压力注汽压力2 2、耐高温多相复合调堵工艺创新与应用、耐高温多相复合调堵工艺创新与应用、耐高温多相复合调堵工艺创新与应用、耐高温多相复合调堵工艺创新与应用数值模拟结果表明，从两种调剖方式含水率变化看，单纯泡沫调剖数值模拟结果表明，从两种调剖方式含水率变化看，单纯泡沫调剖在生产中后期含水率明显上升，而高温多相复合调剖含水一直保持在生产中后期含水率明显上升，而高温多相复合调剖含水一直保持较低，封堵的有效期较长。注汽压力表现为栲胶较低，封堵的有效期较长。注汽压力表现为栲胶+泡沫泡沫单纯泡沫单纯泡沫单单纯蒸汽纯蒸汽.注泡沫与栲胶+泡沫含水变化数模对比 栲胶+泡沫单纯泡沫井点生产情况对比井点生产情况对比注泡沫与栲胶+泡沫注汽压力数模对比 栲胶+泡沫单纯泡沫单纯蒸汽含水含水（2 2 2 2）多相复合调堵技术数模机理研究多相复合调堵技术数模机理研究多相复合调堵技术数模机理研究多相复合调堵技术数模机理研究二、泡沫调剖工艺二、泡沫调剖工艺2 2、耐高温多相复合调堵工艺创新与应用、耐高温多相复合调堵工艺创新与应用、耐高温多相复合调堵工艺创新与应用、耐高温多相复合调堵工艺创新与应用从含水饱和度场变化看，单纯泡沫调剖，生产过程高含水区域有从含水饱和度场变化看，单纯泡沫调剖，生产过程高含水区域有逐渐向井点附近突破的趋势，而栲胶逐渐向井点附近突破的趋势，而栲胶+泡沫调剖高含水区域向井点泡沫调剖高含水区域向井点突破趋势不明显。突破趋势不明显。饱和度场、压力场情况对比饱和度场、压力场情况对比泡沫调剖含水饱和度场泡沫调剖含水饱和度场栲胶栲胶+泡沫调剖含水饱和度场泡沫调剖含水饱和度场（2 2 2 2）多相复合调堵技术数模机理研究多相复合调堵技术数模机理研究多相复合调堵技术数模机理研究多相复合调堵技术数模机理研究二、泡沫调剖工艺二、泡沫调剖工艺饱和度场、压力场情况对比饱和度场、压力场情况对比饱和度场、压力场情况对比饱和度场、压力场情况对比从压力场变化看，单纯泡沫调剖，生产过程井点附近和高含从压力场变化看，单纯泡沫调剖，生产过程井点附近和高含水区域之间压降较小，利于边水的突进，而有栲胶水区域之间压降较小，利于边水的突进，而有栲胶+泡沫调剖泡沫调剖井点附近形成较高的封堵压差，有力于控制边水的突进速度。井点附近形成较高的封堵压差，有力于控制边水的突进速度。泡沫调剖压力场泡沫调剖压力场栲胶栲胶+泡沫压力场泡沫压力场2 2、耐高温多相复合调堵工艺创新与应用、耐高温多相复合调堵工艺创新与应用、耐高温多相复合调堵工艺创新与应用、耐高温多相复合调堵工艺创新与应用（2 2 2 2）多相复合调堵技术数模机理研究多相复合调堵技术数模机理研究多相复合调堵技术数模机理研究多相复合调堵技术数模机理研究二、泡沫调剖工艺二、泡沫调剖工艺2 2、耐高温多相复合调堵工艺创新与应用、耐高温多相复合调堵工艺创新与应用、耐高温多相复合调堵工艺创新与应用、耐高温多相复合调堵工艺创新与应用伴注栲胶前置栲胶不同栲胶注入方式累油对比 不同栲胶注入方式含水变化对比 累产油累产油 t t含水含水%栲胶注入方式数模优化：栲胶注入方式数模优化：通过数模对前置栲胶泡沫和伴注栲胶泡沫两通过数模对前置栲胶泡沫和伴注栲胶泡沫两种注入方式进行效果对比。数模结果表明，伴注栲胶生产效果效果较好。种注入方式进行效果对比。数模结果表明，伴注栲胶生产效果效果较好。（2 2 2 2）多相复合调堵技术数模机理研究多相复合调堵技术数模机理研究多相复合调堵技术数模机理研究多相复合调堵技术数模机理研究二、泡沫调剖工艺二、泡沫调剖工艺2 2、耐高温多相复合调堵工艺创新与应用、耐高温多相复合调堵工艺创新与应用、耐高温多相复合调堵工艺创新与应用、耐高温多相复合调堵工艺创新与应用（3 3 3 3）现场应用效果现场应用效果现场应用效果现场应用效果井号井号施工时间施工时间注入方式注入方式栲胶注入量栲胶注入量/方方郑郑411-411-平平53532009.122009.12前置栲胶前置栲胶+前置泡沫前置泡沫4 4万万+伴注泡沫伴注泡沫4 4万万6565郑郑411-411-平平7 72010.92010.9前置栲胶前置栲胶+前置泡沫前置泡沫3 3万万+伴注泡沫伴注泡沫7 7万万4040郑郑411-411-平平67672010.92010.9前置栲胶前置栲胶+前置泡沫前置泡沫3 3万万+伴注泡沫伴注泡沫7 7万万2020草草104-104-斜斜51512010.112010.11前置栲胶前置栲胶+前置泡沫前置泡沫1 1万万+伴注泡沫伴注泡沫4 4万万2020草草128-128-斜斜19192010.112010.11前置栲胶前置栲胶+前置泡沫前置泡沫1 1万万+伴注泡沫伴注泡沫5 5万万2020草草109-109-平平19192011.22011.2前置栲胶前置栲胶6060方方+前置泡沫前置泡沫1 1万万+伴注栲胶伴注栲胶6060方方+伴注泡沫伴注泡沫9 9万万120120通过以上堵剂筛选和数模机理研究的基础上，通过以上堵剂筛选和数模机理研究的基础上，2010年年以来陆续实施了以来陆续实施了6井次复合调堵控水施工，注入方式井次复合调堵控水施工，注入方式为栲胶为栲胶+伴注泡沫方式，可对比伴注泡沫方式，可对比5井次。井次。二、泡沫调剖工艺二、泡沫调剖工艺2 2、耐高温多相复合调堵工艺创新与应用、耐高温多相复合调堵工艺创新与应用、耐高温多相复合调堵工艺创新与应用、耐高温多相复合调堵工艺创新与应用（3 3 3 3）现场应用效果现场应用效果现场应用效果现场应用效果现场试验表明，措施后平均综合含水比常规泡沫调剖方式降低现场试验表明，措施后平均综合含水比常规泡沫调剖方式降低10%以上，以上，其中草其中草109-平平19井采用伴注栲胶泡沫，含水降低幅度达井采用伴注栲胶泡沫，含水降低幅度达25%，整体措施初，整体措施初步见到了一定的成效。步见到了一定的成效。二、泡沫调剖工艺二、泡沫调剖工艺三、多轮次吞吐提高采收率技术三、多轮次吞吐提高采收率技术 经过多年的开发，部分区块经过多年的开发，部分区块油井已进入高轮次吞吐阶段（尤油井已进入高轮次吞吐阶段（尤其草其草4ES44断层封闭区块），生断层封闭区块），生产特征主要表现为周期注汽压力、产特征主要表现为周期注汽压力、油汽比下降，回采水率上升。油汽比下降，回采水率上升。存在问题存在问题存在问题存在问题工艺技术工艺技术工艺技术工艺技术1 1、蒸汽伴注氮气泡沫调剖，改善油井吸汽剖面，提高油层注汽热利用效率。、蒸汽伴注氮气泡沫调剖，改善油井吸汽剖面，提高油层注汽热利用效率。2 2、采用空气催化氧化技术，达到增加地层能量、扩大热波及体积、裂解稠油，、采用空气催化氧化技术，达到增加地层能量、扩大热波及体积、裂解稠油，改善热采效果目的。改善热采效果目的。（1 1 1 1）氮气泡沫调剖先期试验效果氮气泡沫调剖先期试验效果氮气泡沫调剖先期试验效果氮气泡沫调剖先期试验效果序号序号井号井号周期序号周期序号油汽比油汽比措施前措施前措施后措施后1C4-10-X31660.3 0.2 2C4-6-X42470.5 0.5 3C4-6-X42570.6 0.5 4C4-7-X42540.7 0.9 5C4-7-X42640.6 0.8 6C4-8-X32661.1 1.0 采用采用CMG数模软件，对无边水油数模软件，对无边水油藏添加氮气泡沫蒸汽吞吐井进行机理藏添加氮气泡沫蒸汽吞吐井进行机理模拟，结果表明周期累油和日产油峰模拟，结果表明周期累油和日产油峰值都较常规吞吐有较大幅度增长，为值都较常规吞吐有较大幅度增长，为下步现场试验奠定了理论基础。下步现场试验奠定了理论基础。现场实施现场实施7 7井次，可对比井次，可对比6 6井井次，其中有次，其中有5 5井次措施后油汽比井次措施后油汽比增高或保持不递减，措施有效率增高或保持不递减，措施有效率达到达到83%83%，为下步该措施进一步，为下步该措施进一步推广应用打下良好的实践基础。推广应用打下良好的实践基础。累产油累产油 t t日产油日产油 t/dt/d三、多轮次吞吐提高采收率技术三、多轮次吞吐提高采收率技术（2 2 2 2）空气催化氧化技术先期试验效果空气催化氧化技术先期试验效果空气催化氧化技术先期试验效果空气催化氧化技术先期试验效果 现场试验了草现场试验了草4-8-4-8-斜斜313313井，日井，日产油峰值较上周期增加产油峰值较上周期增加4t/d4t/d，目前，目前生产势头良好，措施取得了较好的生产势头良好，措施取得了较好的效果，下步将进一步研究工艺的适效果，下步将进一步研究工艺的适用条件，优化注入参数，在此基础用条件，优化注入参数，在此基础上继续选井试验。上继续选井试验。稠油催化氧化技术是在注蒸汽前，注入高温催化剂，并辅以一定量稠油催化氧化技术是在注蒸汽前，注入高温催化剂，并辅以一定量的空气注入，在油层发生催化、裂化、氧化反应，起到了降粘、加的空气注入，在油层发生催化、裂化、氧化反应，起到了降粘、加大热波及体积的作用。大热波及体积的作用。技术原理技术原理技术原理技术原理三、多轮次吞吐提高采收率技术三、多轮次吞吐提高采收率技术四、水平井完井修井技术应用四、水平井完井修井技术应用1 1、免钻塞完井技术创新和扩大应用、免钻塞完井技术创新和扩大应用、免钻塞完井技术创新和扩大应用、免钻塞完井技术创新和扩大应用无内管免钻塞分级无内管免钻塞分级注水泥完井技术注水泥完井技术 针针对对常常规规滤滤砂砂管管完完井井钻钻塞塞过过程程易易导导致致套套管管伤伤害害问问题题，首首创创了了无无内内管管免免钻钻塞塞分分级级注注水水泥泥完完井井技技术术，实实现现了了分分级级箍箍、管管外外封封隔器和盲板的三位一体设计。隔器和盲板的三位一体设计。该该技技术术在在经经历历了了3 3次次大大的的改改进进后后，在在中中心心应应用用5656井井次次，除除先先期试验阶段几口井外，免钻成功率达到期试验阶段几口井外，免钻成功率达到100%100%。为分析免钻塞工艺对于减少套损的效果，统计了开发中心热采区为分析免钻塞工艺对于减少套损的效果，统计了开发中心热采区块钻塞完井和免钻塞完井的水平井，在固井工具附近套损的情况。块钻塞完井和免钻塞完井的水平井，在固井工具附近套损的情况。分类分类施工井数施工井数固井工具处套损井固井工具处套损井数数套损率套损率钻塞完井钻塞完井5252121223%23%免钻塞完井免钻塞完井56562 24%4%现场应用表明，套损率由钻塞完井的现场应用表明，套损率由钻塞完井的23%下降到免钻塞完井的下降到免钻塞完井的4%，有效降低了常规滤砂管完井钻塞完井的套损率。，有效降低了常规滤砂管完井钻塞完井的套损率。注：免钻塞注：免钻塞2口套损井口套损井(草草104-平平6、草、草104-平平18)，是钻塞过程造成固井工具附近破损。，是钻塞过程造成固井工具附近破损。1 1、免钻塞完井技术创新和扩大应用、免钻塞完井技术创新和扩大应用、免钻塞完井技术创新和扩大应用、免钻塞完井技术创新和扩大应用四、水平井完井修井技术应用四、水平井完井修井技术应用针对不同类型套损井，形成了四类套损井修复技术：针对不同类型套损井，形成了四类套损井修复技术：2 2、水平井修井技术应用及效果、水平井修井技术应用及效果、水平井修井技术应用及效果、水平井修井技术应用及效果套损形式修复方式井数恢复产量/吨套管错断内挂套管加固方式修复34359.1固井段套破双端密封支撑体加固技术修复31628.6管外滤砂管破损管内悬挂滤砂管防砂19884.3管内滤砂管破损水平井增力打捞滤砂管后进行重防砂1581合计716500 采用以上四种修井工艺对以上采用以上四种修井工艺对以上7口套损井全部进行了修复，口套损井全部进行了修复，截止到截止到2010底累计恢复产量底累计恢复产量1.65万吨。万吨。四、水平井完井修井技术应用四、水平井完井修井技术应用 随着水平井吞吐轮次的增加，近井及井筒滤砂管堵塞日益严随着水平井吞吐轮次的增加，近井及井筒滤砂管堵塞日益严重，直接影响注汽开发效果，针对泥质、粉细砂的无机堵塞以及重，直接影响注汽开发效果，针对泥质、粉细砂的无机堵塞以及胶质、沥青质有机堵塞问题，形成了以下两项解堵工艺：胶质、沥青质有机堵塞问题，形成了以下两项解堵工艺：水水平平井井井井筒筒解解堵堵技技术术泡沫酸分段混排工艺泡沫酸分段混排工艺热化学增能解堵工艺热化学增能解堵工艺五、水平井井筒堵塞处理技术五、水平井井筒堵塞处理技术技术特点：技术特点：针对井筒附近和滤砂管泥质和粉细砂无机堵塞问题，利用针对井筒附近和滤砂管泥质和粉细砂无机堵塞问题，利用泡沫低密度携砂能力强的特性，通过分段混排和泡沫酸溶解作用，反复泡沫低密度携砂能力强的特性，通过分段混排和泡沫酸溶解作用，反复泡沫吞吐，解除堵塞。泡沫吞吐，解除堵塞。1 1、泡沫酸分段混排工艺、泡沫酸分段混排工艺、泡沫酸分段混排工艺、泡沫酸分段混排工艺现场应用效果现场应用效果现场应用效果现场应用效果2010年现场实施年现场实施5井次井次中，有中，有3井次油汽比明井次油汽比明显增高，起到很好的解显增高，起到很好的解堵增产效果。堵增产效果。五、水平井井筒堵塞处理技术五、水平井井筒堵塞处理技术技术特点：技术特点：针对有机和无机堵塞，通过注入两种水溶性药剂，反应生针对有机和无机堵塞，通过注入两种水溶性药剂，反应生成的化学热溶解稠油重质堵塞后，注入缓速酸，解除泥质、粉细砂堵成的化学热溶解稠油重质堵塞后，注入缓速酸，解除泥质、粉细砂堵塞，达到复合解堵的目的。塞，达到复合解堵的目的。2 2、热化学增能解堵工艺、热化学增能解堵工艺、热化学增能解堵工艺、热化学增能解堵工艺现场应用效果现场应用效果现场应用效果现场应用效果自自2010年以来实施了年以来实施了郑郑411-平平83，现场试，现场试验表明，措施后油汽验表明，措施后油汽比由措施前比由措施前0.2提高到提高到0.5。五、水平井井筒堵塞处理技术五、水平井井筒堵塞处理技术演讲完毕，谢谢观看！