XXXX年采油工程主要措施挖潜思路

CentralAsiaOilCompanyLimited中亚石油有限公司2014年注采工程部以原油25万吨生产任务为中心，按照满足油田开发、生产管理的需要，潜心攻关，精细管理，努力做到“两控制、两提高”，实现工艺措施挖潜思路的“一个转变”，为油田可持续发展提供工艺技术支撑。两控制：检泵率控制在20%以内，返工率控制在10%以内。两提高：分注率提高到60%，注水合格率突破65%。一转变：由低含水措施挖潜向高含水控水稳油挖潜转变。分析无法细分小夹层井情况，优选单井细分工艺实现分注率60%。2014年各区块细分潜力分布表油田总井数口分层井口潜力井口不具备潜力井，口注水压力高夹层小州13（1-2）104637277州13（3-6）1113912537肇413822682523合计2971282711537分注率（%）43.1%+9.1%通过降压增注细分12.5%工艺类别工艺名称工艺原理管柱示意图小卡距细分双导向细分工艺利用正反导向偏心配水器，采用一正一反导向体，并配套正、反导向投捞器，实现2m配水间距投捞互不干扰小隔层细分长胶筒细分工艺利用长胶筒封隔器的胶筒长度优势来密封小隔层，实现小隔层细分0.5m双胶筒细分工艺利用双组胶筒封隔器密封小隔层，坐封时必有其中一组胶筒位于隔层内部，实现小隔层细分0.5m化学浅调剖细分工艺部分水井夹层小仍无法实现细分且层段内差异大，为此，以“调剖面、控含水”为目标，按照区块、井组优先的原则，应用化学浅调剖技术，控制高渗透层的吸水能力，改善层间动用状况，缓解层间矛盾。1完善注水井配套工艺根据调剖的主要机理及现场施工要求，确定浅调剖的选井原则：•一是单层最大吸水强度与全井吸水强度的比值大于1.6，最大水淹半径与全井平均水淹半径的比值大于1.25•二是无吸水剖面资料的注水井层间渗透率变异系数大于0.5，调剖目的油井含水40%以上•三是泵压高于注水压力2MPa以上•四是层段内吸水差异较大的分层井针对问题油藏存在钻井液、粘土、腐蚀产物等无机物和胶质、沥青质、蜡和细菌等有机物堵塞储层存在非均质且污染程度存在差异以往措施无效井技术对策研究应用复合酸化技术，解除近井地带污染、恢复水井吸水能力主要研究暂堵酸化工艺，实现储层均匀吸水主要研究机械细分水力压裂酸化工艺，达到单井逐层酸化增注的目的研究以复合酸化为主的主体酸化技术，试验应用暂堵酸化和机械细分水力压裂酸化工艺，逐步完善注水井酸化降压增注技术，解决水井高压欠注问题。2开展注水井降压增注现场试验2014全年分层井井数大约为150井次，按照大庆油田分层井每年每口测调三次测算，全年需要测调总井数为450井次。2014年测试队将增加1台测试车大约于3月中旬能够使用，这样计划在2014年能够有5台测试车投入生产，每个车组在车辆正常，无雨季及其它因素影响的情况下，如果每月完成7井次，测试队计划每月总共能完成35井次。全年按工作10个月计算能完成350井次，距全年计划450井次还有100井次的差距。月份234567891011121合计工作量，井次12323535282828353530189325自有队伍完成注水井分层测试工作量预测月份234567891011121合计工作量，井次01610106666202040104剩余完成注水井分层测试工作量预测3加强注水井测调试工作，确保注好水、注够水注水井洗井工作量测算表单位水井开井数，口当年新投井，口转注井，口分层井洗井井次笼统井洗井井次应洗井数井次分层井笼统井分层井笼统井分层井笼统井一区644200012128108236三区38710001176164240四区2656000652124176全区128169000292563966522014年计划洗井652井次，重点在提高洗井质量上下功夫。一是完善监督管理体系，重点检查水量和水质，同时加大技术改造力度。二是从二月下旬开始罐车洗井，抢前抓早，确保全年每口井洗两次；三是由注采部每月组织实行测试、洗井例会协调制度。四是加大对测试队伍的技术培训力度和考核力度，充分调动测试队伍的积极性。月份1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月小计计划，井次001009072504545759065106522014年洗井工作量运行计划4为确保注好水注够水强化注水井洗井技术管理2013年检泵井影响产量共计2256t，针对这种情况，在2014年的工作中将继续摸索高温蒸汽热洗、超导热洗和化学加药等清防蜡方式在不同井况条件下的合理施工周期及参数，逐步建立以化学加药和超导热洗为主，高温蒸汽热洗为辅的清防蜡分类管理体系，通过强化井筒管理，确保井筒畅通，努力降低两率来减少影响产量，确保影响产量系数控制在1%以内。主要采取化学清蜡为主，超导热洗为辅组合清防蜡方式含水低于30%含水30~70%主要以改性降粘剂和高温蒸汽热洗的组合清防蜡方式含水高于70%不加药井，以药剂为添加剂进行高温蒸汽热洗清防蜡方式。针对稠油区油井主要以加改性降粘剂和强磁防蜡器组合进行清防蜡方式。在采油四工区采用超导热洗为主加清防蜡剂为辅方式研制清防蜡运行监督系统，并以监测结果为参考，实施月度考核，从而增强岗位员工的责任意识，保证洗井施工质量。1加强泵筒管理，控制检泵率在20%以内优参数下调抽汲参数，减缓杆管偏磨降阻力试验油管锚定装置，减少油管弹性变形阻接触应用扶正器、防偏磨接箍，减缓杆管偏磨应用限位抽油杆，防止扶正器窜位应用非金属涂塑接箍，防止连杆偏磨抽油泵固体防蜡阻垢管筛管尾管井下点滴阻垢装置长柱塞防砂防垢泵固体防蜡阻垢器清垢质应用化学除垢技术，周期清理井筒垢质应用高压水力射流技术，清除油管垢质阻沉积应用固体阻垢技术，预防有机、混合垢应用井下点滴阻垢技术，预防无机垢防卡漏应用长柱塞防砂防垢泵，降低卡漏机率据统计仅2013年因重复作业影响产量790.8吨。2014年我们要实行一体化管理模式，完善清防蜡、除防垢、偏磨治理三项技术管理体系，努力降低油井两率，力争一年检泵率降到20%，两年内综合返工率降到5%的目标，最大限度地减少因重复作业影响产量。检泵率20%，综合返工率5%日常管理配套技术指标运行偏磨防治技术清防蜡技术结垢防治技术井下工具管理三方监督体系机采指标考核作业指标考核制度保障方案设计井控检泵管理制度疑难油井治理井筒动态调整2加强系统各节点管理，确保作业指标“两”2014年以提高作业质量、减少维护工作量、保障原油生产为目标，继续从强化管理和提高技术两方面控制作业两率。三年是将检泵率、综合返工率指标列入各采油工区年度奖金考核指标，强化各相关部门的井筒管理意识。加大对重点环节的现场管控力度。一是按大泵径、长冲程、慢冲次原则，优化地面参数；采用碰泵热洗上调参三步法加大检前处理力度，能处理不作业。五是结合检泵原因，在每月5日召开作业讲评会，由作业组逐一讲评返工井返工原因，认定责任返工井，并下处罚通知单，同时提出下步降低综合返工率对策。二是实施井筒分类管理，减少停机不当造成卡泵；将蜡卡井列入采油工区季度奖金考核，确保井筒管理畅通，达到井筒管理规范化。四是强化作业现场监督，建立检泵井三方写实记录卡片（附检泵记录），加强现场记录写实力度，注采工程部组织逐口井进行分析作业原因，制定对策，以降低检泵率。三方认证检泵井写实记录卡片（采油工区）编号：ZC-ZY-XSJL-01采油工区检泵井号：检泵时间：上报检泵原因：上次作业时间：上次作业原因：现场监督写实监督人：填写日期：三方认证检泵井写实记录卡片（作业监督）编号：ZC-ZY-XSJL-02作业监督检泵井号：检泵时间：备注：现场监督写实填写人：填写日期：三方认证检泵井写实记录卡片（机采组）编号：ZC-ZY-XSJL-03机采组检泵井号：泵径：钢号：检泵记录填写人：填写日期：2014年计划实施油井增产措施138口，水井增注措施15口，油水井大修6口。预计年增油1.1×104t，年增注2.0×104m3。项目油井水井老井压裂机械堵水化学堵水换大泵调参小计酸化深浅调剖小计计划口4095246013851015预计增油/增注×104t/m30.760.10.10.070.091.12.0/2.0大修分类普修，口侧斜，口深取，口合计，口计划600612014年主要措施工作安排2014年措施工作量运行计划措施项目工作量2014年施工计划，口完成时间2月3月4月5月6月7月8月9月10月钻井，投产，投注10643月油井压裂4028499448月备选压裂13换偏心井口23随作业换大泵112月堵水14344310月周期采油36月大修411116月高含水关井13高含水开井1注水井转抽油机11抽转捞13454维护作业544757166810水井油井转注292477910月捞液降压163443210月补孔2116月大修6111111重配1522221222周期注水开3周期注水关7分层注水183333338月测试调整49笼统调整233月2014年，针对40口老井压裂井，我们要通过压裂选井敏感因素分析，分析单井的连通情况、剩余油分布规律及改造目的层的特点，以控制含水、提高老井产量为目标，按照“中高水淹层控制压裂规模，低水淹层适当加大压裂规模，未水淹层采用大砂量压裂”的设计原则，优化不同类型区块压裂规模，开展“一井一对策”个性化压裂工艺。类别因素分析结果越小越优渗透率若产层渗透率极低，采取压裂可提高导流能力，扩大泄油面积孔隙度对孔隙度低的油层，采取压裂可改变孔隙结构，增加连通喉道的数目含水饱和度反映油层物性好坏，对含水饱和度过高的井层，采取压裂难以获得良好效果油井产量压裂措施主要针对渗透率低、产量低的井层采出程度采出程度越高，剩余可采储量越低，增产效果不会太好越大越优表皮系数表皮系数越大，污染程度越严重，若进行压裂可有效改善渗流条件有效厚度有效厚度太薄，增产效果受到很大影响注采压差注采压差越大，若进行压裂，产生刺穿遮挡或低渗带裂缝州13、肇413压裂选井敏感因素分析表2优化压裂工艺设计，提高老井措施产量从压裂效果的角度分析，施工规模越大裂缝越长，压裂有效期相对较长；但从经济的角度分析，施工规模越大，压裂费用越高。随着加砂量的增加，水力裂缝的延伸在缝长、缝宽、缝高三个方向是不一样的，以缝长延伸为主，缝高略有增加、缝宽基本不变。随着排量增加，缝高延伸加快。对隔层较小井，为防止窜槽，降低施工排量。对于层段内夹层薄、小层多井，增加施工排量，尽可能压开多个层段。序号井况特点压裂工艺1已压裂过层段重复转向压裂2高含水井高渗透层、有挖掘潜力应用覆膜砂3油层多、厚度小、夹层薄多裂缝4裂缝性见水、有动用差接替层高含水井堵压结合5全井夹层平均小于3m，小层数6个以上定向打孔压裂6夹层小，卡段内小层多，无法细分压裂大排量7油层水淹程度高、断层附近高砂比压裂压裂工艺参数优化针对以上工艺措施，逐口分析2014年计划压裂井40口，分析认为12口井暂时不具备压裂条件。井号地层条件工艺设计制定依据工艺设计砂岩有效渗透率肇132-斜627.22.627.2单方向注水，注采不完善大规模压裂肇136-斜626.51.07.3单方向注水，注采不完善大规模压裂肇142-斜523.92.055.7单方向注水，注采不完善，注水井压力高①可对注水井降压增注后观察效果②对应压裂③大规模压裂肇142-斜607.53.074.6PI5有效厚度3m，其他层无有效厚度相邻注水井压力较高定向打孔压裂PI5肇142-斜623.40.78.7有效厚度小，地层条件差笼统压裂肇146-斜603.60.0无有效厚度大规模、大排量压裂肇162-斜605.03.232.9PI2-4厚度3.2m定向打孔大排量压裂肇162-斜624.22.2119.3PI41厚度1.6，渗163.9，注水井PI2层较好，隔层小无法分层压裂大排量压裂肇162-斜663.21.19.6断层边部，平面矛盾严重，注水井压力高，定向打孔压裂肇166-斜554.22.760.5注水井肇74-更斜40为更新井，投注时间短缓压肇166-斜604.42.055.3平面矛盾严重，单向注水，注采不完善大规模压裂州1607.6