高凝油开采工艺技术PPT

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1、高凝油开采工艺高凝油开采工艺技术技术汇汇 报报 提提 纲纲一、基本概况一、基本概况二、开采过程中遇到的配套工艺问题二、开采过程中遇到的配套工艺问题三、配套工艺技术及应用三、配套工艺技术及应用一、基本概况一、基本概况19711971年发现年发现19861986年开发年开发动用含油面积：动用含油面积：83.64km83.64km2 2动用地质储量：动用地质储量：19191.3319191.3310104 4t t可采储量：可采储量：4559.374559.3710104 4t t标定采收率：标定采收率：23.76%23.76%油藏埋深：油藏埋深：- -13501350-3720m-3720m静安堡

2、油田静安堡油田高凝油油田构 造 位 置 图边台油田边台油田E2S3E2S4PtAr综合柱状图静北潜山静北潜山安安1-安安97潜山潜山东胜堡潜山东胜堡潜山沈沈95块块沈沈84-84-安安1212块块高凝油油田储量面积图高凝油油田储量面积图边台潜山边台潜山静静35块块高凝油田主要含油区块分类 中高渗中高渗（沈沈84-84-安安1212块块）高凝油高凝油油田油田砂岩油藏砂岩油藏中低渗中低渗（沈沈9595块块、静、静3535块、块、257257砂岩）砂岩）碳酸盐岩碳酸盐岩油藏油藏中深层中深层（静北潜山静北潜山、沈、沈259259、沈、沈253253） 深深 层层（沈沈625625潜山、沈潜山、沈257

3、257潜山潜山）变质岩变质岩油藏油藏较强底水较强底水（东胜堡潜山东胜堡潜山）弱底水弱底水（安安1-1-安安9797潜山潜山、边台潜山、沈、边台潜山、沈628628块）块）潜山潜山油藏油藏 N N：9161.29161.210104 4t tN N：10030.1310030.1310104 4t tN N：19191.3319191.3310104 4t tN N：6374637410104 4t tN N：2787.22787.210104 4t tN N：1791.711791.7110104 4t t N N：3601.423601.4210104 4t t N N：1509150910

4、104 4t tN N：3128312810104 4t tN N：5393.13X105393.13X104 4t t N N：4637463710104 4t t 高凝油具有以下四个特点：高凝油具有以下四个特点： (1)(1)含蜡量高，一般为含蜡量高，一般为30304545，最高达，最高达53.5253.52。 (2)(2)凝固点高，一般为凝固点高，一般为4242以上，最高达以上，最高达6767。 (3)(3)析蜡点高，一般为析蜡点高，一般为54546161。 (4)(4)蜡熔点高，一般为蜡熔点高，一般为58587575。油品性质特殊油品性质特殊高凝油区块油品性质表高凝油区块油品性质表油藏

5、油藏 类型类型区块区块凝固点凝固点 ( () ) 含蜡量含蜡量 (%) (%) 析蜡析蜡 温度温度 ( () ) 蜡熔点蜡熔点 ( () ) 油藏油藏类型类型区块区块凝固点凝固点 ( () ) 含蜡量含蜡量 (%) (%) 析蜡析蜡 温度温度 ( () ) 蜡熔点蜡熔点 ( () ) 砂岩砂岩 油藏油藏沈沈84- 84- 安安1212块块454532.632.654-5854-5858-6258-62碳酸碳酸盐岩盐岩油藏油藏静北静北 潜山潜山606035.535.574748080沈沈9595块块545437-38.537-38.563636969沈沈625 625 潜山潜山42-4642-4

6、632.2-32.2-43.943.952-6052-6056-6556-65前前2 2块块464635.235.2545457-6157-61沈沈253 253 潜山潜山454537.737.7616159-6359-63变质变质岩油岩油藏藏东胜堡东胜堡 潜山潜山444430.330.358586464沈沈257 257 潜山潜山4545515137.2-37.2-42.642.652-6152-6163-7063-70安安1-1-安安97 97 潜山潜山50.350.334.734.761616767边台潜山边台潜山47.647.634.234.260606666上产阶段上产阶段稳产阶段稳

7、产阶段递减阶段递减阶段低速稳产阶段低速稳产阶段建产能建产能200104t平均年产油平均年产油225104t年均递减年均递减17.0104t年均产油年均产油87.5104t投产油藏投产油藏沈沈84-84-安安1212东胜堡东胜堡沈沈9595块块静北潜山静北潜山沈沈84-84-安安1212块、静北潜块、静北潜山加密调整；沈山加密调整；沈9595块块加密调整及整体压裂；加密调整及整体压裂；安安1 1潜山滚动开发边台潜山滚动开发边台潜山投入开发。潜山投入开发。安安1-1-安安9797潜山滚动开发初具潜山滚动开发初具规模；沈规模；沈84-84-安安1212块两次加块两次加密调整及细分层系；静北、密调整及

8、细分层系；静北、东胜堡潜山开展划分单元注东胜堡潜山开展划分单元注水，静水，静3535块投入开发块投入开发沈沈625625潜山潜山, ,沈沈628628潜山潜山, ,沈沈253253潜山潜山, ,沈沈259259潜山相继潜山相继投入开发。投入开发。注水特点注水特点弹性能量、笼弹性能量、笼统注水统注水全面注水、简单分注全面注水、简单分注多元化、细分层系注水多元化、细分层系注水优化注水、多级分注优化注水、多级分注开发特点开发特点两高一快两高一快压力保持水平高压力保持水平高（18.0MPa18.0MPa）单井产量高单井产量高（44.1t/d44.1t/d）上产速度快上产速度快（两年内建产能（两年内建产

9、能20010200104 4t t）两稳一快两稳一快原油产量稳原油产量稳（年均产油（年均产油22010220104 4t t）地层压力稳地层压力稳（稳定在（稳定在16MPa16MPa）含水上升快含水上升快（年均上升（年均上升7.4%7.4%）两快两快产量递减快产量递减快（年均自然递减率为（年均自然递减率为24.9%24.9%）压力下降快压力下降快（年均下降（年均下降0.8 0.8 MPaMPa）三低三低采油速度低采油速度低（年均采油速度（年均采油速度0.53%0.53%）压力保持水平低压力保持水平低（保持在（保持在28.9%-59.2%28.9%-59.2%）递减率低递减率低（年均综合递减率为

10、（年均综合递减率为8.4% 8.4% ）高凝油油田开发阶段划分高凝油油田开发阶段划分高凝油开发现状表高凝油开发现状表高凝油主力区块开发现状表高凝油主力区块开发现状表汇汇 报报 提提 纲纲一、基本概况一、基本概况二、开采过程中遇到的配套工艺问题二、开采过程中遇到的配套工艺问题三、配套工艺技术及应用三、配套工艺技术及应用二、开采过程中遇到的配套工艺问题二、开采过程中遇到的配套工艺问题 高凝油开发初期，受油品性质的影响，自喷井及抽油井管柱结蜡高凝油开发初期，受油品性质的影响，自喷井及抽油井管柱结蜡现象严重，常常造成管柱堵死、油井停产现象。现象严重，常常造成管柱堵死、油井停产现象。1、井筒举升中原油析

11、蜡凝固造成油井无法正常生产、井筒举升中原油析蜡凝固造成油井无法正常生产2 2、注水井分注和分层测试遇到的问题、注水井分注和分层测试遇到的问题1 1）由于层间矛盾突出，导致分注井管柱出现弯曲现象；）由于层间矛盾突出，导致分注井管柱出现弯曲现象；2 2）分注井数和分注层段多，分层测试和动态调配的工作量较大；）分注井数和分注层段多，分层测试和动态调配的工作量较大；3 3）由于井筒死油影响，注水井分注和进行分层测试受到很大影响，）由于井筒死油影响，注水井分注和进行分层测试受到很大影响，分注管柱遇阻及测试下井仪器遇阻现象频繁发生。分注管柱遇阻及测试下井仪器遇阻现象频繁发生。二、开采过程中遇到的配套工艺问

12、题二、开采过程中遇到的配套工艺问题3 3、修井作业困难、修井作业困难 由于高凝油凝固点高的特性，修井作业过程中常常遇到管柱凝死由于高凝油凝固点高的特性，修井作业过程中常常遇到管柱凝死提不动、工具下井遇阻等现象。提不动、工具下井遇阻等现象。对于油藏埋藏较深、渗透率较低的油井，为提高单井产量，需对于油藏埋藏较深、渗透率较低的油井，为提高单井产量，需要加大压裂施工规模。要加大压裂施工规模。4 4、深层潜山压裂问题、深层潜山压裂问题5 5、油井措施易对、油井措施易对、油井措施易对、油井措施易对油层油层油层油层造成冷伤害造成冷伤害造成冷伤害造成冷伤害大大型型措措施施或或修修井井作作业业外来液外来液的侵入

13、的侵入近井地带近井地带暂时温降暂时温降高凝油中的重高凝油中的重质成份析出质成份析出油层渗透率油层渗透率降低降低高凝油与外来液高凝油与外来液形成乳化现象形成乳化现象 润湿性改变表润湿性改变表面张力提高面张力提高油流动性油流动性变差变差 二、开采过程中遇到的配套工艺问题二、开采过程中遇到的配套工艺问题汇汇 报报 提提 纲纲一、基本概况一、基本概况二、开采过程中遇到的主要工艺问题二、开采过程中遇到的主要工艺问题三、配套工艺技术及应用三、配套工艺技术及应用（一）井筒举升工艺技术（一）井筒举升工艺技术（一）井筒举升工艺技术（一）井筒举升工艺技术（二）注水工艺技术（二）注水工艺技术（二）注水工艺技术（二）

14、注水工艺技术（三）修井作业技术（三）修井作业技术（三）修井作业技术（三）修井作业技术（四）措（四）措（四）措（四）措 施施施施 工工工工 艺艺艺艺三、配套工艺技术及应用三、配套工艺技术及应用第一阶段第一阶段：水力活塞水力活塞泵、闭式热水循环采油泵、闭式热水循环采油工艺工艺第二阶段第二阶段：闭式热水闭式热水循环、空心杆热线、潜循环、空心杆热线、潜油电泵采油工艺油电泵采油工艺第三阶段第三阶段：空心杆热线、潜空心杆热线、潜油电泵、电热油管、化学加药油电泵、电热油管、化学加药冷采、常规冷采采油工艺冷采、常规冷采采油工艺第第1 1阶段阶段第第2 2阶段阶段第第3 3阶段阶段（一）井筒举升工艺技术（一）井

15、筒举升工艺技术1 1、井筒举升工艺技术的发展、井筒举升工艺技术的发展第一阶段第一阶段（19861986年年-1995-1995年年) )：高凝油田高凝油田19861986年投入开发，初期以自喷井为主，年投入开发，初期以自喷井为主，为保证出油温度，先后设计应用了井下掺热油、掺热水循环管柱，对自喷油流为保证出油温度，先后设计应用了井下掺热油、掺热水循环管柱，对自喷油流进行加热，延长自喷生产期。为提高油田采油速度，研究应用了系统进行加热，延长自喷生产期。为提高油田采油速度，研究应用了系统开式水力开式水力开式水力开式水力活塞泵采油工艺、闭式热水循环采油工艺活塞泵采油工艺、闭式热水循环采油工艺活塞泵采油

16、工艺、闭式热水循环采油工艺活塞泵采油工艺、闭式热水循环采油工艺，为沈阳油田的加速开发做出了巨大，为沈阳油田的加速开发做出了巨大贡献，使沈阳油田建成贡献，使沈阳油田建成300300万吨产能规模的目标于万吨产能规模的目标于19911991年得以实现。年得以实现。 第二阶段第二阶段（19951995年年-2003-2003年年) )：随着油田综合含水上升、单井产量下降，水力泵及闭随着油田综合含水上升、单井产量下降，水力泵及闭式热水循环系统的高能耗与油井低产的矛盾日益突出，并且随着抽油机井管柱电加式热水循环系统的高能耗与油井低产的矛盾日益突出，并且随着抽油机井管柱电加热技术日益发展成熟，从安全生产、油

17、井资料测取等各方面综合考虑，水力活塞泵热技术日益发展成熟，从安全生产、油井资料测取等各方面综合考虑，水力活塞泵和闭式热水循环生产方式逐步被和闭式热水循环生产方式逐步被空心杆热线、电热油管空心杆热线、电热油管空心杆热线、电热油管空心杆热线、电热油管等管柱电伴热生产方式取代。等管柱电伴热生产方式取代。第三阶段第三阶段（20032003年年- -至今至今) )：高凝油田进入中高含水期，实现了以高凝油冷采冷输、高凝油田进入中高含水期，实现了以高凝油冷采冷输、深抽提液和提高抽油机井系统效率为主要内容的采油工艺优化。采油方式以抽油机、深抽提液和提高抽油机井系统效率为主要内容的采油工艺优化。采油方式以抽油机

18、、螺杆泵、电泵为主，抽油机方式中螺杆泵、电泵为主，抽油机方式中冷抽、加药冷抽、空心杆热线、电热油管冷抽、加药冷抽、空心杆热线、电热油管冷抽、加药冷抽、空心杆热线、电热油管冷抽、加药冷抽、空心杆热线、电热油管并存。并存。（一）井筒举升工艺技术（一）井筒举升工艺技术 为实现高凝油热采，为实现高凝油热采，1985-19871985-1987年进行了水力泵试年进行了水力泵试验，取得了成功。验，取得了成功。19881988年推广应用，年推广应用，19931993年应用规模年应用规模达到最高达到最高279279口井，产油量占全油田的口井，产油量占全油田的5454。 由于该工艺存在油井资料录取困难、运行成本

19、高由于该工艺存在油井资料录取困难、运行成本高等问题，为适应精细化管理要求，等问题，为适应精细化管理要求，19961996年起逐步转化，年起逐步转化，到到19981998年已全部实现工艺转化。年已全部实现工艺转化。（1 1）水力活塞泵采油工艺）水力活塞泵采油工艺2 2、加热举升工艺、加热举升工艺（一）井筒举升工艺技术（一）井筒举升工艺技术优点：优点：泵效高，总效率可达泵效高，总效率可达40-60%40-60%；液力起、下泵；液力起、下泵方便；排量大，国外最大排量已达方便；排量大，国外最大排量已达12451245方方/ /天；对定天；对定向井、斜井有较好的适应性。向井、斜井有较好的适应性。缺点：缺

20、点：换向机构在井下，检修时必须起出；地面设换向机构在井下，检修时必须起出；地面设备较为复杂。备较为复杂。（2 2）闭式热水循环采油工艺）闭式热水循环采油工艺 19841984年试验成功，到年试验成功，到19871987年闭式热水循环抽油井年闭式热水循环抽油井为为181181口，占高凝油生产井总数的口，占高凝油生产井总数的70.970.9。 由于该工艺无法测试油井液面资料，且系统老化由于该工艺无法测试油井液面资料，且系统老化采油成本高，采油成本高，19971997年开始逐步被其它采油工艺所取年开始逐步被其它采油工艺所取代，到代，到20032003年全部转化。年全部转化。（一）井筒举升工艺技术（一

21、）井筒举升工艺技术优点：优点：由于闭抽油水不混，减去了原油脱水工作量；因地由于闭抽油水不混，减去了原油脱水工作量；因地面设备等因素停产，井下循环后很快复产，生产管理方便；面设备等因素停产，井下循环后很快复产，生产管理方便；检泵方便，仅动检泵方便，仅动1/2“1/2“油管，不动油管，不动4”4”管柱封隔器就可完管柱封隔器就可完成；井口采用大四通，保证采油树的通用性和互换性。成；井口采用大四通，保证采油树的通用性和互换性。缺点：缺点：地面泵循环排量较大，设备无用功增加；采用水基地面泵循环排量较大，设备无用功增加；采用水基动力液，管壁结垢严重，腐蚀严重；由于套管环空形成循动力液，管壁结垢严重，腐蚀严

22、重；由于套管环空形成循环液通道，不能测流压、静压、动液面等地质资料。环液通道，不能测流压、静压、动液面等地质资料。（3 3）空心杆热线采油工艺）空心杆热线采油工艺 19951995年在静年在静3535块开始试验应用。块开始试验应用。19961996年开始年开始在油田得到规模推广应用，到在油田得到规模推广应用，到20082008年采用该工年采用该工艺的总开井数艺的总开井数255255口，日产液口，日产液22482248吨，日产油吨，日产油10461046吨，综合含水吨，综合含水53%53%。优点：优点：对低产液、低含水油井加热效果好。对低产液、低含水油井加热效果好。缺点：缺点：一次性投资大；耗电

23、量大一次性投资大；耗电量大( (日平均耗电日平均耗电849kW.h)849kW.h)、运行成本高；加热电缆使用寿命短，、运行成本高；加热电缆使用寿命短，一般为年或年半左右，维护及更新费用高。一般为年或年半左右，维护及更新费用高。（一）井筒举升工艺技术（一）井筒举升工艺技术（4 4）电热油管采油工艺电热油管采油工艺 20022002年年3 3月引入沈阳油田，很好地替代了闭月引入沈阳油田，很好地替代了闭抽及部分热线生产方式。在应用过程中，先后抽及部分热线生产方式。在应用过程中，先后进行了绝缘短节、接触器、高压密封器等研究进行了绝缘短节、接触器、高压密封器等研究改进，获得多项国家专利。改进，获得多项

24、国家专利。 到到20052005年现场应用规模达到年现场应用规模达到196196口井，目前口井，目前有有8282口井。口井。（一）井筒举升工艺技术（一）井筒举升工艺技术日产液高于日产液高于2020吨，含水超过吨，含水超过90%90%的高凝油井的高凝油井（一）井筒举升工艺技术（一）井筒举升工艺技术3 3、冷采举升工艺、冷采举升工艺（1 1）常规冷采工艺）常规冷采工艺 高凝油进入高含水开发期后，含水原油的粘度降低，给油井的冷采创高凝油进入高含水开发期后，含水原油的粘度降低，给油井的冷采创造了条件。经现场实践，日产液高于造了条件。经现场实践，日产液高于2020吨，含水超过吨，含水超过90%90%的多

25、数高凝油井，的多数高凝油井，井口出液温度保持在井口出液温度保持在3434以上，可以实现冷采，配合定期热洗可保持长期以上，可以实现冷采，配合定期热洗可保持长期连续冷采。连续冷采。 通过提液等措施，增加油井产液量，扩大了常规冷采井的规模，目前通过提液等措施，增加油井产液量，扩大了常规冷采井的规模，目前高凝油区块已有高凝油区块已有324324口井实现了常规冷采，占高凝油总井数的口井实现了常规冷采，占高凝油总井数的45.545.5。（2）化学加药采油工艺化学加药采油工艺 从从19961996年开始研究试验，通过套管环空点滴加年开始研究试验，通过套管环空点滴加药，与油层产出液混合，利用药剂润湿分散作用，

26、药，与油层产出液混合，利用药剂润湿分散作用，减小混合液的流动阻力，防止凝固，实现冷采。减小混合液的流动阻力，防止凝固，实现冷采。 从从20052005年开始规模应用，最大应用规模达到年开始规模应用，最大应用规模达到8484口井，年累节电量口井，年累节电量700700万度以上。万度以上。产液量在产液量在1010吨以上、含水在吨以上、含水在50%50%以上的高凝油井以上的高凝油井3 3、冷采举升工艺、冷采举升工艺（一）井筒举升工艺技术（一）井筒举升工艺技术（3 3）井下平行双管掺水冷采工艺）井下平行双管掺水冷采工艺 通过井下掺入热水，增加产液量与含水实现冷采。通过井下掺入热水，增加产液量与含水实现

27、冷采。20082008年开始研究试验，现已试验年开始研究试验，现已试验4 4口井，获得成功，可口井，获得成功，可以取代电伴热技术，实现节电目的。以取代电伴热技术，实现节电目的。产液量低于产液量低于1010吨、含水吨、含水50%50%以下的高凝油井以下的高凝油井有利条件：有利条件： 177.8mm177.8mm套管与套管与73mm73mm油管空间；油管空间； 地面掺水伴热系统完善。地面掺水伴热系统完善。主要原理：主要原理： 利用污水利用污水(70)(70)通过下入通过下入48mm48mm油管向井下掺入油管向井下掺入, ,产出液与掺入热水一起采出产出液与掺入热水一起采出, ,从而替代热线或电热油管

28、从而替代热线或电热油管伴热，实现冷采。伴热，实现冷采。（一）井筒举升工艺技术（一）井筒举升工艺技术第一阶段：第一阶段：油田开发初期，注水工作以投转注为主，实现主力区块注水油田开发初期，注水工作以投转注为主，实现主力区块注水开发，注水方式以开发，注水方式以笼统注水笼统注水为主。为主。第二阶段：第二阶段：随注水矛盾日益突出，在主力砂岩油藏实施分注配套技术，随注水矛盾日益突出，在主力砂岩油藏实施分注配套技术，主要以主要以低级别分注、小剂量调剖、增压注水低级别分注、小剂量调剖、增压注水为主。为主。第三阶段：第三阶段：为进一步解决注水矛盾，实现注好水的目标，实施细化注水为进一步解决注水矛盾，实现注好水的

29、目标，实施细化注水技术。主要以技术。主要以多级分注、大剂量调驱、控量增压注水多级分注、大剂量调驱、控量增压注水技术为主。技术为主。（二）注水工艺技术（二）注水工艺技术1 1、注水工艺技术的发展、注水工艺技术的发展2、多级分注工艺管柱多级分注工艺管柱（二）注水工艺技术（二）注水工艺技术管柱组合：管柱组合：GY341封隔器封隔器+偏心配水器偏心配水器+坐坐封反洗阀，配套镍磷镀油管及配水器。封反洗阀，配套镍磷镀油管及配水器。 20002000年引进偏心多级分注管柱，并研年引进偏心多级分注管柱，并研究改进，在究改进，在139.7mm139.7mm套管及套管及177.8mm177.8mm套套管井推广应用

30、，最高分注级数达管井推广应用，最高分注级数达6 6级级6 6层。层。目前油田共有分注井目前油田共有分注井320320口，三级以上分口，三级以上分注井注井146146口，占分注井的口，占分注井的45.645.6。3 3、多级分注管柱防弯配套工艺、多级分注管柱防弯配套工艺平衡式管柱平衡式管柱止推锚定式管柱止推锚定式管柱加强式管柱加强式管柱下拉锚定式管柱下拉锚定式管柱 随着多级细分注水技术的规模实施，在随着多级细分注水技术的规模实施，在177.8mm177.8mm套管井出现了管柱弯曲问题。为此研套管井出现了管柱弯曲问题。为此研究配套了防弯工具并优化了管柱组合，现场应用下拉式防弯锚及究配套了防弯工具并

31、优化了管柱组合，现场应用下拉式防弯锚及44油管防弯措施效果较好。油管防弯措施效果较好。20032003年以来累计实施年以来累计实施4343口井，有效缓解了管柱弯曲对测试的影响。口井，有效缓解了管柱弯曲对测试的影响。（二）注水工艺技术（二）注水工艺技术4 4、测调联动工艺、测调联动工艺为减少测试工作量，提高分注水平，引进测调联动注水工艺。该套工艺实现为减少测试工作量，提高分注水平，引进测调联动注水工艺。该套工艺实现层段测试、分层配注、地面可控、数据采集自动化，不仅缩短动态调配周期，而层段测试、分层配注、地面可控、数据采集自动化，不仅缩短动态调配周期，而且提高了分层配注效果。且提高了分层配注效果。

32、20092009年现场应用测试年现场应用测试2727口井，测试成功率口井，测试成功率100100，层段合，层段合格率达到格率达到9797，对比常规测试有大幅提高。，对比常规测试有大幅提高。项目项目常规测试常规测试测调联动测调联动测测试试仪仪器器仪器仪器流量测试、水流量测试、水嘴更换分开嘴更换分开测试、调节测试、调节联动联动工作效率工作效率平均平均5 5个工作日个工作日/ /单井单井平均平均1 1个工作个工作日日/ /单井单井下井次数下井次数频繁频繁一次投捞一次投捞数据录取数据录取回放回放存储存储/ /直读直读堵堵塞塞器器投捞更换投捞更换频繁投捞频繁投捞一次投捞一次投捞水嘴水嘴分级调换分级调换一

33、次投捞、一次投捞、连续可调连续可调测调联动与常规测试对比表测调联动与常规测试对比表 （二）注水工艺技术（二）注水工艺技术 针对井筒死油影响，解决办法主要采用大排量热洗管柱，近年引进密闭循针对井筒死油影响，解决办法主要采用大排量热洗管柱，近年引进密闭循环洗井工艺，清除管柱死油影响。环洗井工艺，清除管柱死油影响。设备构成：设备构成： 电加热装置、两级旋流除砂器、高效低阻液电加热装置、两级旋流除砂器、高效低阻液- -液旋流除油器、卧式聚结沉降液旋流除油器、卧式聚结沉降器、一级深床过滤器、二级精细过滤器及两套气动加药装置。器、一级深床过滤器、二级精细过滤器及两套气动加药装置。循循环环洗井工洗井工艺艺流

34、程框流程框图图（二）注水工艺技术（二）注水工艺技术5 5、密闭循环洗井工艺、密闭循环洗井工艺 针对高凝油特点和修井作业难点，通过针对高凝油特点和修井作业难点，通过实践和技术攻关，逐步形成以下修井作业配实践和技术攻关，逐步形成以下修井作业配套工艺。套工艺。1 1、热冲洗套管解堵修井工艺、热冲洗套管解堵修井工艺 下下73mm73mm油管，采用热洗车连续油管，采用热洗车连续冲洗至冲洗至1200m1200m，冲洗水温保持在，冲洗水温保持在80809090； 循环建立热场，起出井内冲下管循环建立热场，起出井内冲下管柱；柱； 下入下入153mm153mm通井规（通井规（177.8mm177.8mm套管）或

35、套管）或116mm116mm通井规（通井规（139.7mm139.7mm套套管）彻底通井。管）彻底通井。热冲洗套管解堵管柱示意图热冲洗套管解堵管柱示意图（三）修井作业技术（三）修井作业技术 在油管内下入在油管内下入25mm25mm或或30mm30mm连续油连续油管，采用热洗车和水泥车连续冲洗，洗净管，采用热洗车和水泥车连续冲洗，洗净油管内高凝油，冲洗水温保持在油管内高凝油，冲洗水温保持在80809090； 循环建立热场，将环套内的高凝油熔循环建立热场，将环套内的高凝油熔化；化； 用水泥车在原井油管及环套间建立循用水泥车在原井油管及环套间建立循环，替出环套内高凝油；环，替出环套内高凝油； 分别起

36、出连续油管和原井管柱。分别起出连续油管和原井管柱。2 2、连续油管车解堵修井工艺、连续油管车解堵修井工艺连续油管车解堵管柱示意图连续油管车解堵管柱示意图（三）修井作业技术（三）修井作业技术 倒扣起出部分井内管杆；倒扣起出部分井内管杆； 在油套环空冲下入在油套环空冲下入114mm114mm油管至油管至1200m1200m； 循环并洗净循环通道内的死油，水温保循环并洗净循环通道内的死油，水温保持在持在80809090； 建热场，熔化建热场，熔化73mm73mm油管内的死油；油管内的死油； 洗出洗出73mm73mm油管内的死油；油管内的死油； 起出起出114mm114mm油管；油管； 起出原井的抽油

37、杆和起出原井的抽油杆和73mm73mm油管。油管。3 3、套冲解堵修井工艺、套冲解堵修井工艺套冲解堵管柱示意图套冲解堵管柱示意图（三）修井作业技术（三）修井作业技术1 1、油井措施工艺的发展、油井措施工艺的发展第一阶段：第一阶段：油井产能建设阶段，主要以油井补层、提液措施为主。油井产能建设阶段，主要以油井补层、提液措施为主。第二阶段：第二阶段：随油藏地层能量下降，储层伤害现象增加；同时提液造随油藏地层能量下降，储层伤害现象增加；同时提液造成油井出砂加剧、含水上升迅速，此阶段油井措施以解堵、防砂、成油井出砂加剧、含水上升迅速，此阶段油井措施以解堵、防砂、找堵水为主。找堵水为主。第三阶段：第三阶段

38、：主力中高渗砂岩区块进入高含水期，低渗区块注水见效主力中高渗砂岩区块进入高含水期，低渗区块注水见效基础差。此阶段油井措施以有效提液、低渗压裂改造为主。基础差。此阶段油井措施以有效提液、低渗压裂改造为主。（四）措施工艺（四）措施工艺 20042004年以前深井压裂加砂量小、成功率较低，年以前深井压裂加砂量小、成功率较低，20042004年后攻克了深层潜山变质年后攻克了深层潜山变质岩大型压裂难题，单井平均加砂量从岩大型压裂难题，单井平均加砂量从20.5m20.5m3 338.4m38.4m3 3，最大达到，最大达到80m80m3 3。施工成功。施工成功率从率从63%63%94% 94% 。 使用复

39、合交联高温压裂液，适用温度使用复合交联高温压裂液，适用温度90-140 90-140 ，保证耐高温强携砂性能。，保证耐高温强携砂性能。 在前置液中低砂比在前置液中低砂比( (一般在一般在10%10%左右左右) )分段加入分段加入100100目粉砂。封堵天然微裂隙及目粉砂。封堵天然微裂隙及主裂缝两侧的微裂缝，降低压裂液滤失。主裂缝两侧的微裂缝，降低压裂液滤失。 携砂液中分段加入原胶段塞补充携砂过程压裂液的滤失；变台阶式加砂为坡携砂液中分段加入原胶段塞补充携砂过程压裂液的滤失；变台阶式加砂为坡阶式加砂，增加砂浆运移平稳性，避免砂堵。阶式加砂，增加砂浆运移平稳性，避免砂堵。 抗砂堵工艺抗砂堵工艺降滤

40、失工艺降滤失工艺抗高温工艺抗高温工艺2 2、深层潜山变质岩大型压裂技术、深层潜山变质岩大型压裂技术（四）措施工艺（四）措施工艺2003-20082003-2008年老井压裂措施效果统计表年老井压裂措施效果统计表年度2003年2004年2005年2006年2007年2008年2009年井数（口）17373330302922增油(吨） 7317.2 25707 17236 27880 19507 2565812512（四）措施工艺（四）措施工艺3 3、热压裂工艺、热压裂工艺热基压裂液热基压裂液压裂液温度压裂液温度80808585破胶温度破胶温度 4040选用液体胍胶选用液体胍胶高温稳定剂高温稳定剂

41、入井温度超过入井温度超过7575，井，井底温度保持在底温度保持在6060以上以上 热压裂解决了冷伤害，在曹台低潜山近年来实施了热压裂解决了冷伤害，在曹台低潜山近年来实施了3 3口井，单井最大加砂量达口井，单井最大加砂量达到到80m80m3 3。累增油。累增油24312431吨。吨。（四）措施工艺（四）措施工艺溶剂：混合苯与溶剂：混合苯与 水乳化形成水乳化形成溶剂酸解溶剂酸解堵技术堵技术 该技术解决冷伤害，年实施超过该技术解决冷伤害，年实施超过4040井次，有效率井次，有效率8383以上，实现以上，实现增油超过增油超过1100011000吨。吨。酸液：无机酸酸液：无机酸洗油破乳和溶解胶质、沥洗油破乳和溶解胶质、沥青质青质 对有机沉积物有润湿、渗对有机沉积物有润湿、渗透、分散直至剥离等作用透、分散直至剥离等作用解除机杂、岩石碎屑造成解除机杂、岩石碎屑造成的无机堵塞的无机堵塞 防止酸液与原油接触，防止酸液与原油接触，避免形成二次污染避免形成二次污染4 4、油井解堵工艺、油井解堵工艺（四）措施工艺（四）措施工艺