油水井综合治理总结

工程技术作业中心2015年10月油水井综合治理项目总结开拓创新渡过难关2单位名称－序号下步工作计划三汇报内容背景与概况一综合治理阶段性成果二3单位名称－序号背景与概况根据渤海研究院8月底梳理的数据：低效井149口低效井的特点：产油低或无产出（储层物性、水淹、出砂、地层能量亏空、污染……）面临难度：传统模式成本高；场地、设备能力受限；多项工作同步进行，作业空间受限……渤海油田低效井统计表区块低效井井数治理方向常规措施侧钻大修上返有待研究无潜力辽东40303412渤南312渤西3020514秦皇岛32-6/渤中412993曹妃甸853蓬勃278145合计1499234878在目前油价较低的不利情况下，面对产量压力，如何化解难题，推动低效井治理工作的开展不仅是工程技术作业中心的工作重点，也得到公司各级领导和各生产、研究部门的广泛关注。4单位名称－序号背景与概况为了打破僵局从中突围，油水井综合治理工作由公司领导亲自引领并督导，中心领导大力主抓，结合当前环境解放思路，提出适合治理方针与理念：发挥工程技术作业中心专业融合力量，围绕地质油藏论证可行性；深化区域管理理念及纵深，降低成本；优化合同架构，利益、风险共担；技术革新与创新，大胆尝试，积累经验；建立适合低效井治理的管理及操作新章程。51.2015年1月7日，渤海石油研究院成立了低效井治理一体化研究小组。2.2015年4月29日，工程技术部、工程技术作业中心和工程技术研究所联合成立“油水井综合治理工作组”。3.2015年7月10日，渤海辽东油田低效井综合治理项目启动及技术交底会顺利召开。4.2015年7月15日~8月14日，绥中36-1油田M20H和M25H综合治理作业。5.2015年7月15日，旅大10-1油田A13井开始弃井作业。6.2015年7月19日~9月16日，曹妃甸11-1油田A78H和A75H井综合治理作业。7.2015年7月23日~7月31日，绥中36-1油田N8井再充填（压裂）作业。8.2015年9月中旬~10月，埕北A17H井和旅大10-1A13井完成综合治理作业。油水井综合治理大事记6下步工作计划三汇报内容背景与概况一综合治理阶段性成果二7油水井综合治理方案定向井再充填（压裂）同层侧钻1.对高速水充填过得未达配产井进行再次压裂充填；2.将筛套换空陶粒挤入地层或是循环至地面，建立压裂通道；3.不动防砂管柱，保护筛管完整前提下作业。大修井转侧钻井治理方案1.水平井套铣割拔筛管，裸眼侧钻，下优质筛管；2.定向井沿工程最有利侧钻；1.部分大修井井况复杂，大修不可预见风险高，工期费用无法控制，选择侧钻工期费用可控。1.适合高速水充填未达配产井；2.有效的隔层；3.地层具有产能；1.工程原因导致的低效井；2.同层井位；1.用于井况复杂，大修不可预见风险高的井；2.油藏落实；方案简述试用条件8方案研究与制定水平井同层侧钻SZ36-1M20H/M25H&CFD11-1A75H/A78H油水井综合治理方案一94口井基本情况A75H及A78H井防砂方式均采用8-1/2”裸眼+5-1/2”3D星孔筛管防砂方式+20/40目卡博陶粒砾石充填，然而两口井在防砂作业中均出现循环测试压力过高，无法进行正常充填作业，泥沙堵塞筛管影响产能。M25H及M20H井防砂方式均采用8-1/2”裸眼+7”3D星孔筛管防砂方式，两口井均不同程度的钻遇泥岩、水淹层，泥沙运移堵塞筛管影响产能，投产后产量下降明显。井号日产液m3日产油m3日产水m3配产m³/d含水%频率Hz生产压差MPaM20H241414.43040446.2M25H758673585436.7A75H181531001640/A78H16160900403.510M25H0GR120深度1850190019502000205021002150测井解释0.2RS2000.2RD200着陆位置（MD：1833m）钻遇泥岩段位置（MD：1969m）青色：设计轨迹红色：实钻轨迹泥岩钻遇泥岩段（MD：1942-1972m）钻遇泥岩段位置（MD：2047-2160m）泥质段低风险段理想条件段钻后地质测井分析实钻结果新井思路钻后分析再次认识新井风险最佳井段共钻进332m，其中钻遇油层167m，差油层48m，泥岩117m1、地震精度低，重新标定。2、泥岩发育规律追踪。3、分段预测产能。1、M25H井在实钻过程中的主要问题为钻遇顶部泥岩。2、产量主要贡献层段为前210m井段。1、中部泥岩中低风险。2、远端储层发育风险。1、原层侧钻。2、轨迹低于原轨迹。3、低成本高回报。4、井段长度与产能最优配比。原井眼前210m井段11油藏钻完井1、着陆、水平段均顺利施工，具备作业经验。2、实钻过程轨迹控制较好，达到油藏要求。3、工具和工艺的优化对费用存在影响。地质测井1、两口井储层为细砂岩，均质性良好。2、储层孔渗条件优越。3、录井油气显示良好。4、M25H井评估段存在钻遇泥岩低风险。1、M20H井前120m、M25H前200m均为之前产能主力贡献段。2、处于剩余油富集区或油气成藏有利区域。3、储层规模满足开发需求。4、开发周期短，水淹程度低，剩余产能高。评估井段各角度分析均具备较高的可实施性，地震等细节存在优化空间；方案可行性评价及确定采用成熟钻完井工艺，使用简易钻具，即2条线（伽马+电阻率）作业可满足实施需求。12侧钻方案比选开窗侧钻同层侧钻开窗侧钻需要重新着陆，不可避免的会钻遇泥岩；斜向器座挂位置井斜85°左右，能否成功座挂、密封，能否承受钻进扭矩及冲击均不能保证，所以首选回填侧钻。13治理成果展示9016167362640102030405060708090100配产（液）m³/d日产油m³日产液m³CFD11-1A78H1井治理情况治理前治理后1001518537897020406080100120配产（液）m³/d日产油m³日产液m³CFD11-1A75H1井治理情况治理前治理后4口井较治理前日增油130.77方1414该项技术优点：1、节约槽口；2、油藏重新认识，风险低；3、钻完井施工难度、设备要求低；4、见效快，费用低。该项技术适用如下水平井：1、工程原因造成初期产能低；2、储层具备产能条件，由于初期认识不清造成的钻遇泥岩、强水淹层等问题影响产能。总结水平井同层侧钻技术成功15方案研究与制定定向井再充填（压裂）SZ36-1N8油水井综合治理方案二1616N8井基本情况由于SZ36-1油田储层为疏松砂岩，且N8井油层水淹情况较严重，防砂方式选定为高速水充填17N8井生产情况投产初期2014年6月19日启泵生产，期间多次环空补液生产，产量较低，10月4日停泵，期间累计产液2440m³，产油659.4m³。2015年5月28日酸化作业，29日酸化作业结束。酸化作业酸化后返排，返出量较小，期间间断性环空补液生产；期间累计产液380.3m³，产油06月8日手动停泵，关闭生产翼阀恢复井下压力，。6月18日钢丝作业打开N8井另外两层滑套，日产液量150m³/d，日产油量7.5m³/d，累计产液3367.7m³，累计产油118.6m³。7月12日手动停泵，做再次压裂充填作业准备。020406080100120140160180日产液(方)日产油（方）SZ36-1N8井生产曲线（截止：2015.7.1）酸化后测压恢复开滑套18射开井段射开段斜深顶m斜深底m17.434.77819.29.8强水淹1643.21648.1滑套初期关闭9.133.76317.05.0强水淹9.429.0349.021.7低水淹1686.61693.4滑套初期开启16.133.54555.89.7低水淹9.530.62280.411.2强水淹9.931.31063.113.1强水淹24.134.38595.04.2未水淹7.524.938.029.5油层*11.128.0116.423.2中水淹12.734.77447.413.0中水淹10.027.8156.927.8中水淹Ⅰ上1737.91751.1滑套初期开启1715.21726.9滑套初期关闭泥质含量%解释结论34.25小层Ⅰ下油组防砂段孔隙度%渗透率10-3μm2备注地层电阻率Ω.m再充填（压裂）方案渗透率低，物性差，需要再次压裂1、N8井所在F井区水淹规律复杂，目前产液能力差；2、中上层及底层储层物性差；厚度小；渗透率低,低水淹层位；3、为达到增产目的，现对中上层及底层进行不动原井防砂管柱再次压裂充填作业。19方案比选方案介绍优点缺点步骤一1、下入冲砂管柱，尝试将高速水充填于筛套环空的人工陶粒挤进地层，为后续压裂提供通道。2、压裂作业。1、砂卡风险相对较低；2、操作方便1、地层造缝难度较大2、压力可控范围小3、冲砂效果不易检验步骤二在压裂作业前先进行验充填作业，计算埋高，若步骤一冲砂效果不明显，则直接利用充填服务工具，进行步骤二作业。1）首先从钻杆及环空打液，将环空埋砂直接挤入地层。2）若上步无效果，则进行反循环作业，由环空打液，将环空埋砂带出，经钻杆反出地面。1、冲砂效果易检验2、满足冲砂充填一趟管柱1、砂卡风险相对较大2、筛管损坏后，会有较大的砂卡风险根据可操作性强及风险有效的特点优先选用步骤一2020脱砂油压3,347psi套压724psi泵速2bpm返出1.8bpm模拟裂缝数据裂缝长(m)33.8m裂缝高(m)12.8m裂缝顶深(m)1425.5m裂缝底深(m)1439m裂缝均宽(cm)0.564cm验充填油压2,134psi泵速2bpm盲管埋高31.4ft压裂规模脱砂油压3,502psi套压816psi泵速2bpm返出1.8bpm模拟裂缝数据裂缝长(m)37.7m裂缝高(m)13.2m裂缝顶深(m)1470.2m裂缝底深(m)1483.4m裂缝均宽(cm)0.879cm验充填油压977psi泵速2bpm盲管埋高13.3ftN8井压裂后投产后产量仍然偏低，产液量逐渐下降，目前在补液生产。21N8井原因分析N8井所在F井区水淹规律复杂，储层油水动态分布规律研究需进一步加强；在生产油层段砂岩物性、孔渗条件中等偏差，储层连通性较差；滑套关闭层段油层厚度小、物性好，储层水淹严重。下步措施：打开中下层生产2222总结全球首次成功实现再充填（压裂）工艺该项技术优点：1、不需重新钻井；2、不需起出防砂管柱；2、施工难度、设备要求低；3、见效快，费用低。该项技术适用如下定向井：1、储层具备产能，近井地带污染严重，初期产能低；2、注水困难的注水井，后期注水井下入充填滑套备用再压裂；23方案研究与制定大修井转侧钻井LD10-1A13油水井综合治理方案三24单位名称－序号完井情况1.油气井基本数据a.套管程序：13-3/8″表层套管N80197.1m+9-5/8″生产套管N8040#2138.7mb.完井方式：裸眼完井c.防砂方式：8-1/2″裸眼+7″优质筛管d.生产层位：东二下段Ⅱ油组e.原生产管柱：Y合采f.最大井斜：54º，最大狗腿度4.57°/30mg.电泵参数：大庆；排量300m³/d；扬程1000m；4#圆电缆筛管挡砂精度基管外径基管内径苍南7优质筛管150μm7.000”6.184”人工井底SC-1R2094.82m2138m2217.5m2230m9-5/8“套管鞋裸眼段2138.7m预计砂高10.82m电机12.87m保护器3.71m剩余分离器0.31m落井压力计电缆厚度0.85m落井护罩手铐绑带等预计鱼顶2066.26m25单位名称－序号方案研究与制定方案比选鉴于以上原因，经过前期调研、中心专家研究讨论，结合大修作业与侧钻作业的优缺点，并与作业公司油藏落实风险，确定无边、底水，最终提出按照低效井治理方案进行综合治理：打捞裸眼段部分筛管，打造新井眼。如打捞不成功，则采用备用方案：套管内侧钻。侧钻高出费用主要涉及泥浆材料消耗、定向井设备费用等26单位名称－序号人工井底SC-1R2094.82m2138m2217.5m2230m9-5/8“套管鞋裸眼段2138.7m管外封隔器打捞