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1、石油开发中心生产技术部 2011年4月,石油开发工艺技术介绍,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，
2、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
3、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，
4、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
5、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,201
6、0年中心共水平井防砂67井次，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
7、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
8、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
9、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，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
10、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
11、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+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
12、，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）
13、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
14、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
15、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5
16、6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
