【7A文】石油开发井下作业工艺技术介绍

1、石油开发井下作业 工艺技术介绍,主要工艺技术,1、防砂技术 2、调剖控水技术 3、多轮次吞吐提高采收率技术 4、水平井完井修井技术 5、水平井井筒堵塞处理技术,（1）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。,1、防砂理念,一、 防砂技术,（1）适度改造、防排并重。,1、防砂理念,适度改造：,控制施工规模，达到高砂比端部脱砂效果。,防排并重：既要防住大粒径骨架砂，又要使粉细砂随油排除。,高渗端部脱砂,低渗压裂,典型井例,重防砂,一、 防砂技术,（2）水平井依据油藏特点，调整酸洗防砂工序。,1、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。,先酸洗后防砂,先防砂后酸洗,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,井壁稳定，循环充填压力保持稳定，成功完成循环充填施工。,一、 防砂技术,2、防砂工艺,强化防砂过程控制,提高防砂设计符合率,优化改进防砂配套工具,提高防砂有效期,充填砂引进和优化,提高控水增油效果,一、 防砂技术,（1）强化防砂过程控制,压裂防砂软件模拟优化,施

2、工曲线预警机制及灵活控制,2、防砂工艺,具体作法,一、 防砂技术,（1）强化防砂过程控制,2、防砂工艺,压裂防砂软件模拟优化,具体作法,采用阶梯排量和停泵压降测试，通过压裂防砂软件计算，确定地层破裂压力、压裂液效率和综合滤失系数等参数。,一、 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，防砂施工最高砂比达到90%，平均砂比37%以上，措施后，注汽压力较上周期降低近2MPa，有效提高了该井热采开发效果。,优化效果：,草4-9-X412井施工曲线,（1）强化防砂过程控制,2、防砂工艺,压裂防砂软件模拟优化,一、 防砂技术,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，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,2、防砂工艺,一、 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，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,（1）强化防砂过程控制,2、防砂工艺,一、 防砂技术,压裂防砂先期试验效果,一、 防砂技术, 对储层物性较差的油井，优化加大前置

3、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。,施工曲线预警机制及灵活控制,（1）强化防砂过程控制,2、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,（1）强化防砂过程控制,2、防砂工艺,一、 防砂技术,（2）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,具体作法,2、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、 防砂技术,应用效果,2010年中心定向井共重防砂105井次，通过工艺优化措施后，设计符合率由87%提高到90%，防砂有效率由94%提高到97%，平均油汽比由0.5提高到0.7，取得了显著的优化效果。,2010年定向井优化效果,2、防砂工艺,一、 防砂技术,2010年中心共水平井防砂67井次，

4、通过工艺优化措施后，设计符合率由措施前91%提高到95%，避免井壁坍塌实现循环充填成功率由78.3%提高到100%，取得了很好的优化调整效果。,2010年水平井优化效果,应用效果,2、防砂工艺,一、 防砂技术,2、防砂工艺,（3）充填砂的引进和优化,孚盛砂：表面形成单层分子膜，形成较强疏水性能的界面膜，在多孔介质中具有良好的阻水透油作用。,骨料：石英砂,包覆层,一、 防砂技术,应用效果：,现场施工优化配套VES压裂液，应用4口井，措施后平均含水降低10%左右，见到了明显的控水增油效果。,2、防砂工艺,（3）充填砂的引进和优化,一、 防砂技术,二、泡沫调剖工艺,氮气泡沫注入方式优化,通过数模软件进行泡沫注入方式理论分析优化基础上，从前置泡沫为主改变为伴注泡沫方式。,通过室内试验筛选出高温堵剂，建立多组分概念模型，利用数值模拟技术，进行泡沫+高温堵剂多相复合调堵机理及注入方式研究和现场应用,耐高温多相复合调堵工艺创新与应用,1、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沫、前置33%泡沫、前置66%泡沫，全部前置泡沫。 数值模拟结果从两个主

5、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。,采用CMG软件建立泡沫机理热采模型,累产油 t,数模累产油对比,累产油对比局部放大图,二、泡沫调剖工艺,1、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,全部前置 全部伴注,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。,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2010年以来陆续实施了12口井以伴注泡沫调剖为主的施工，可对比7口井，现场试验表明，措施后周期平均综合含水降低5%左右。,1、氮气泡沫调剖注入方式优化,应用效果：,前置,伴注,可对比7口井含水变化对比图,二、泡沫调剖工艺,耐高温化学凝胶类堵剂筛选,多相复合调堵技术数模机理研究,主 要 作 法,现场试验,2、耐高温多相复合调堵工艺创新与应用,二、泡沫调剖工艺,2、耐高温多相复合调堵工艺创新与应用,（1）耐高温化学凝胶类堵剂筛选及评价,通过筛选，

6、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300条件下应用，且耐温稳定性好，强度不损失。,具有良好的热稳定性,二、泡沫调剖工艺,2、耐高温多相复合调堵工艺创新与应用,（1）耐高温化学凝胶类堵剂筛选及评价,加入栲胶堵剂不会影响泡沫的发泡体积和半衰期。,与高温起泡剂具有良好的配伍性,二、泡沫调剖工艺,2、耐高温多相复合调堵工艺创新与应用,（1）耐高温化学凝胶类堵剂筛选及评价,通过调整栲胶浓度和交联剂配方可实现成胶时间的优化和主动调控。,成胶时间可调可控,二、泡沫调剖工艺,2、耐高温多相复合调堵工艺创新与应用,采用CMG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，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,组分模型,（2）多相复合调堵技术数模机理研究,二、泡沫调剖工艺,注汽压力,2、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

7、低，封堵的有效期较长。注汽压力表现为栲胶+泡沫单纯泡沫单纯蒸汽.,注泡沫与栲胶+泡沫含水变化数模对比,井点生产情况对比,注泡沫与栲胶+泡沫注汽压力数模对比,含水,（2）多相复合调堵技术数模机理研究,二、泡沫调剖工艺,2、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突破趋势不明显。,饱和度场、压力场情况对比,泡沫调剖含水饱和度场,栲胶+泡沫调剖含水饱和度场,（2）多相复合调堵技术数模机理研究,二、泡沫调剖工艺,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水区域之间压降较小，利于边水的突进，而有栲胶+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。,泡沫调剖压力场,栲胶+泡沫压力场,2、耐高温多相复合调堵工艺创新与应用,（2）多相复合调堵技术数模机理研究,二、泡沫调剖工艺,2、耐高温多相复合调堵工艺创新与应用,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 t,含水 %,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

8、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。,（2）多相复合调堵技术数模机理研究,二、泡沫调剖工艺,2、耐高温多相复合调堵工艺创新与应用,（3）现场应用效果,通过以上堵剂筛选和数模机理研究的基础上，2010年以来陆续实施了6井次复合调堵控水施工，注入方式为栲胶+伴注泡沫方式，可对比5井次。,二、泡沫调剖工艺,2、耐高温多相复合调堵工艺创新与应用,（3）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10%以上，其中草109-平19井采用伴注栲胶泡沫，含水降低幅度达25%，整体措施初步见到了一定的成效。,二、泡沫调剖工艺,三、多轮次吞吐提高采收率技术,经过多年的开发，部分区块油井已进入高轮次吞吐阶段（尤其草4ES44断层封闭区块），生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。,存在问题,工艺技术,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。 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，改善热采效果目的。,（1）氮气泡沫调剖先期试验效果,采用CMG数模软件，对无边水油藏添加氮气泡沫

9、蒸汽吞吐井进行机理模拟，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，为下步现场试验奠定了理论基础。,现场实施7井次，可对比6井次，其中有5井次措施后油汽比增高或保持不递减，措施有效率达到83%，为下步该措施进一步推广应用打下良好的实践基础。,累产油 t,日产油 t/d,三、多轮次吞吐提高采收率技术,（2）空气催化氧化技术先期试验效果,现场试验了草4-8-斜313井，日产油峰值较上周期增加4t/d，目前生产势头良好，措施取得了较好的效果，下步将进一步研究工艺的适用条件，优化注入参数，在此基础上继续选井试验。,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。,技术原理,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,1、免钻塞完井技术创新和扩大应用,无内管免钻塞分级注水泥完井技术,针对常规滤砂管完井钻塞过程易导致套管伤害问题，首创了无内管免钻塞分级注水泥完井技术，实现了分级箍、管外封隔器和盲板的三位一体设计。 该技术在经历了3次大的改进后，在中心应用56井次，除先期试验阶段几口井外，免钻成功率达到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。,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4%，有效降低了常规滤砂管完井钻塞完井的套损率。,注：免钻塞2口套损井(草104-平6、草104-平18)，是钻塞过程造成固井工具附近破损。,1、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,针对不同类型套损井，形成了四类套损井修复技术：,2、水平井修井技术应用及效果,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， 截止到2010底累计恢复产量1.65万吨。,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：,水平井井筒解堵技术,泡沫酸分段混排工艺,热化学增能解堵工艺,五、水平井井筒堵塞处理技术,技术特点：针对井筒

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