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1、鄂南致密油藏开发工程技术进展及下步重点工作,前 言,2013年，华北分公司紧紧围绕“提高会战质量和效益”这一中心工作，着力工程技术攻关研究和探索实践，取得了“五项突破和六项进展”，初步形成了适合鄂南致密油藏特点的水平井及丛式井优快钻完井、定点分段压裂、超前注水补充能量为主导的工程技术体系，为鄂南致密油藏增储上产及有效开发提供了坚强保障。,一、概况二、工程工艺技术进展三、下步重点工作,汇报 提纲,1、持续改进方案，不断优化设计。,以“三优、四强、五结合、六提高”为手段，持续改进工程方案和设计，不断提升会战质量、效益和工程技术水平。,（一）主要工作思路,一、概 况,1、立足提速提效二级井身结构优快
2、钻井2、立足提高产量固井完井定点分段压裂3、立足储层保护裂缝型油藏防漏、堵漏4、立足浅层开发丛式井+超前注水+整体压裂5、立足老井挖潜低效水平井综合治理6、立足降本减费简化工艺流程，优化方案设计7、立足老区稳产直井注+水平井采CO2能量补充,2、积极探索新工艺，实现工程工艺技术有效突破。,以“技术引领、创新提升” 为主线，着力技术攻关，积极开展新工艺试验，不断配套完善工程工艺技术，为油田的快速有效建产提供技术支撑。,一、概 况,3、多措并举，系统优化，降本减费。,以“源头优化、全程控制” 为原则，优化工程工艺技术，降低工程技术成本，为油田有效开发提供技术保障。,一、概 况,渭北注水试验区压裂投
3、产作业规范、连续油管带底封分段压裂施工规范可钻桥塞分段压裂施工规范、水平井固井完井操作规范。,4、固化经验，制定标准，规范运行。,总结先进经验，制定技术标准，规范作业流程，不断提高施工效率和工程质量。,一、概 况,水平井钻井提速提效显著：最短钻井周期12.5天，固井优良率84.72 %；超浅层丛式钻井日渐成熟：平台钻井实现8口/井台，最小轨迹距离0.99m；定点分段压裂技术全面推广：施工成功率99%，单井最高产油85.8t/d；渭北浅层丛式井整体压裂技术有效应用：压后初产单井日均产油2.87t/d；致密油藏精细注水技术初步形成：实现重张压力下温和注水，避免水窜。,超浅层水平段实现有效延伸：最大
4、位垂比3.52，最小垂深346.39m；直井注+水平井采整体压裂设计优化技术取得初步成效：见油井产量达7t/d以上；低效井综合治理有序开展：解堵14口井，补充压裂2口井，累增油1751t；CO2能量补充稳步实施：气窜现象得到有效控制；水平井防漏堵漏效果逐步改善：漏失比率从一季度47.37%，下降至31.37%；控本减费措施有效推进：水平井成本降低到1845万元/井，渭北浅层单井投资控制到200万元/井。,一、概 况,1、钻井工作量,截至2013年11月10日，鄂南石油共完钻水平井579口。其中2013年241口（红河油田162口，渭北油田17口，泾河油田24口，宁东油田20口，洛河油田18口）
5、。,（1）水平井,（二）工作量完成情况,一、概 况,2013年鄂南水平井完钻241口,其中裸眼完井127口，套管固井完井114口。,一、概 况,（2）丛式井,截至2013年11月10日，渭北丛式定向井完钻19个井台100口井，平均5.3井/井台,最多8井/井台。,一、概 况,（1）水平井,2、压裂工作量,截至2013年11月10日，鄂南共压裂水平井459口4350段。其中红河油田373口,宁东15口, 洛河17口，泾河24口，渭北30口。,一、概 况,2013年鄂南水平井压裂203井，其中裸眼封隔器分段压裂110口，可开关滑套分段压裂20口，水力喷射压裂5口，连续油管底封分段压裂42口，可钻桥
6、塞分段压裂26口。,一、概 况,（2）渭北丛式井组,一、概 况,自2013年以来，渭北油田3万吨产能建设区压裂66口127层 ，单层压裂7口，合层压裂9口，两层分压35口，三层分压15口。,3、能量补充工作量,渭北油田3万吨产建区注水井34口 ，其中单层注水5口，笼统注水24口，分注5口，目前累积注水34787m3，红河油田长8油藏注CO2井1口，注入CO2576t，泡沫液167m3。,能量补充情况统计表,渭北3万吨产建区注水情况统计表,一、概 况,一、概况二、工程工艺技术进展三、下步重点工作,汇报 提纲,（一）强化基础研究，加强储层保护（二）优化钻井工艺，实现提速提效（三）优化丛式钻井，攻克
7、渭北浅层（四）优化压裂工艺，提高改造效果（五）开展注水注气，缓解产量递减（六）加强综合治理，盘活老井资源（七）优化源头设计，降低工程成本,二、工程工艺技术进展,围绕致密油藏有效开发，突出开展了七个方面的重点工作：,1、深化评建区储层工程地质特征认识，明确储层主要敏感因素。,（1）敏感性评价,（一）强化基础研究，加强储层保护。,二、工程工艺技术进展,实验数据源于渭北油田长3敏感性测试,（2）岩石力学,二、工程工艺技术进展,（1）可循环微泡沫欠平衡钻井液体系降低井底压差，实现有效防漏。,2、优化调整钻完井液体系，有效保护裂缝性储层。,HH105-44,二、工程工艺技术进展,（1）密度低：0.61-
8、0.86g/cm3；（2）伤害小：岩心渗透率平均恢复值为88.18%；（3）堵漏好、可酸溶：加入可酸溶超细CaCO3和具有屏蔽暂堵能力的DF-1，可实现有效防漏。,微泡沫钻井液在HH105-44井开展现场试验，实现有效防漏且提速明显，取得初步成功。,试验井：HH105-44井参考井：HH105-43井试验井段：407m-1875m两井井距4.23m，同一井队施工增加材料：0.15t增加费用：0.45万元，3.1元/米,HH105-43井在407-840m(罗汉洞、环河)漏失泥浆200m3 ,在1310-1499m（洛河-宜君）漏失泥浆180m3,共计380m3。HH105-44井全井段未发生漏
9、失，微泡沫钻井液体系具有良好的防漏能力。,二、工程工艺技术进展,HH105-44井提速38.4%，微泡沫钻井液体系提速效果显著。,优选出对钾铵基钻井液泥饼具有强酸溶能力的复合酸；采用可酸溶超细碳酸钙进行钻井液加重；优化防漏堵漏技术，提高堵漏材料可酸溶性。,酸溶率可达83.6%,二、工程工艺技术进展,（2）复合酸完井液体系消除固相伤害，有效保护储层。,目的：降低残渣及滤液伤害，实现分段同步破胶。,3、持续优化压裂液体系，进一步降低储层伤害。,（1）胍胶用量优化,二、工程工艺技术进展,优化的压裂液体系能满足施工要求，伤害率降低至18.5-29.8%之间。,二、工程工艺技术进展,实现了储层温度25-
10、70度条件下的分段同步破胶。,（2）分段破胶优化,红河、泾河油田中温油藏（40-70）,渭北、洛河低温油藏（25-40）,二、工程工艺技术进展,针对天然裂缝发育段钻井漏失、易压窜情形，添加防水锁剂(或高效表面活性剂)，降低压裂液表面张力, 增加压裂液的返排能力，减少水锁伤害。,8.0%SL,0.5%XN,0.2%HL,恢复,88.5%,76%,恢复,恢复,45.3%,基液,恢复,19.3%,驱替24小时,（3）防水锁剂优化,二、工程工艺技术进展,目的：增加入井压裂液温度、防止原油结蜡及储层冷伤害，确保冬季压裂施工，降低储层伤害。,4、研制自生热压裂液体系，有效防止储层冷伤害。,二、工程工艺技术
11、进展,渭北油田长3层储层温度低（25-35）、原油凝固点较高（14-26）、含蜡量高（14-15.2%），当温度低于25 时，蜡质析出，原油粘度迅速增加。,自生热压裂液体系：,10下，自生热压裂液温度随时间变化,基液：4.9%自动发泡剂BP-GA+6.3%自动发泡剂BP-GB+0.25%HPG+0.1%杀菌剂+2%KCL+0.1%NaCO3+0.3%CX-307；交联液：专用交联剂0.3%+催化剂HC2 0.4%+缓蚀剂0.5%。,自生热压裂液体系伤害评价,三级井身结构+预制管柱,二级井身结构+水平段固井,（1）长裸眼段快速钻进技术,PDC 钻头(M1952C),高效PDC钻头，提高切削效率，
12、延长使用寿命，减少起下钻次数与时间； “转盘+井下动力马达”的复合钻进技术，增加钻头对岩石切削频率； 快速钻完裸眼段，攻克二开裸眼段较长导致井壁易失稳技术难点，并有效减少裸眼段的浸泡时间。,（二）优化钻井工艺，实现提速提效。,二、工程工艺技术进展,1、优化二级井身结构，缩短钻井周期。,（2）强抑制钾铵基聚合物钻井液技术,滤失量小、造壁性好，能有效封堵井壁5mm处孔喉，稳定井壁；具有较强的抑制性，能保证煤层、斜井段及水平段长泥岩段的井眼稳定；流变性好、携岩携砂能力强、能有效携带岩屑，保证井眼清洁。,二开井段基本配方：清水+24%钠土+0.20.3%Na2CO3+0.30.5%K-PAM+0.51
13、%K-HPAN+ 0.51%NH4HPAN+0.51%LV-CMC23%防塌剂+23%润滑剂,泾河油田水平井分段钻井液性能指标,二、工程工艺技术进展,（3）井眼轨迹设计及控制技术,非目的层段采用随钻MWD测量控制技术；目的层段采用随钻LWD（伽玛实时数据+地质录井），大大方便了待钻井眼轨迹的优化、预测与调整。,轨道设计技术,轨迹控制技术,二、工程工艺技术进展,优选双增剖面；第一增斜率等于或略大于第二增斜率；稳斜段30-50m，为着陆调整留有余地；稳斜段井斜控制在55-75，利于着陆探顶。,红河油田钻井周期缩短21.5%，完井周期缩短20.1%。泾河油田钻井周期缩短38.48%，完井周期缩短41
14、.28%。渭北油田钻井周期缩短34.31%，完井周期缩短28.70%。洛河油田钻井周期缩短7.86%，完井周期缩短1.50%。,应用效果,二、工程工艺技术进展,弹性材料,弹性粒子增加塑性形变能力，起到缓冲作用提高水泥石的抗冲击性能。,增韧止裂作用。,（1）针对鄂南油田中低温储层，采用“弹塑性水泥浆体系”。,2、攻克固井难题，提升固井质量。,增韧材料,二、工程工艺技术进展,（2）针对裂缝易漏特点，采用 “变密度双凝水泥浆” 体系和“变排量压力节点控制”顶替技术，优化套管管串，确保固井质量。,地层承压能力5MPa:紊流+塞流复合顶替设计,地层承压能力3MPa 全程塞流顶替设计,二、工程工艺技术进展
15、,关井阀：完全隔离套管内外的压力传递，避免环空水泥倒返。,浮鞋+2根套管（20m）+浮箍+1根套管+关井阀+套管+水泥头,浮鞋+2根套管（20m）+浮箍+1根套管+浮箍+套管+水泥头,2012年鄂南水平井固井共7口,固井质量：优秀3口，良好2口，合格2口，固井质量合格率100%，优良率71.43%。 2013年鄂南水平井固井114口，统计78口，其中优秀40口，良好26口，合格11口，固井质量优良率84.72%。 固井优良率提高18.61%。,应用效果,二、工程工艺技术进展,根据地层漏失量大小、形成对应的堵漏浆及堵漏措施。,（1）根据红河油田不同漏失特征，形成针对性堵漏措施。,3、研究漏失机理
16、，形成针对性防漏堵漏技术。,二、工程工艺技术进展,（2）根据泾河油田不同裂缝宽度，形成防漏技术措施。,根据相邻探井的测井资料，建立裂缝宽度计算模型，计算出裂缝宽度大小，预先选择不同的防漏、堵漏浆体系。,依据计算出的裂缝大小，预先选择不同的防漏、堵漏浆体系。,二、工程工艺技术进展,针对储层发生漏失时易污染储层的特点，研究形成“钾铵基钻井液体系+屏蔽暂堵配方”，堵漏剂主要采用油溶性材料堵漏，后期采油过程中可油溶自然解堵。,钾铵基钻井液+23%FH+1.52%PD-1+23%油溶性暂堵剂WZD-2+稀胶液,（3）针对目的层漏失，形成油溶性屏蔽暂堵技术。,孔喉暂堵示意图,后期油溶解堵示意图,屏蔽机理,
17、若：d粒d孔，则通过孔喉 d粒d孔，则沉积在孔喉外 d粒与d孔相当（大小、尺寸），则在孔喉处卡住，则称为架桥暂堵。,二、工程工艺技术进展,红河、泾河油田防漏、堵漏效果显著，漏失量、漏失井比例大幅减少。,2013红河漏失比例逐季减小：一季度47.37%，二季度35.29%，三季度31.37%,泾河平均单井漏失量逐年降低：2012年613方，2013年101方。,应用效果,泾河,红河,二、工程工艺技术进展,井口坐标呈“一”字排开，钻机“一”字轨道整搬，井口5m小间距。统筹安排、整体设计，充分利用山谷狭长井场。,靶点围绕井场周围排布、尽量利用有限的井场，多打井，靶点基本以井场为圆心的圆环上分布。,先
18、进行整体部署工程设计、根据已实施井实钻轨迹第二次重新微调设计后，再下发，确保轨迹零碰撞。,（1）“一、圆、二、牵”钻井设计优化技术,一个井场设计采用一台或两台钻机施工，钻机搬迁方式采用轨道式，液压牵引，实现快速搬迁。,井口“一”条线,靶点“圆”上站,“二”次定轨迹,“牵”引快搬迁,二、工程工艺技术进展,（三）优化丛式钻井，攻克渭北浅层。,1、丛式井钻完井技术井场利用最大化，井间碰撞风险最小化。,（2）“差异化”与“同一化”轨迹控制技术,1）钻具组合“差异化” 同一口井不同层段微调钻具组合，实现钻井轨迹全井精准控制。 2）钻井参数“同一化” 不同井的相同井段，采用相同的钻头选型、钻井参数、钻具组
19、合，以有利于轨迹走向预测、预判，降低轨迹控制难度。,二、工程工艺技术进展,钻井指标提速 “丛式井”单井提速：钻井周期2013年第三季度较2012年缩短56.87%，完井周期缩短50.68%。,“丛式井”实现优快钻完井，提速效果显著。,截至11月10日，渭北油田累计完成19个丛式平台优化设计和施工（单井100口），实现了轨迹零碰撞。 平台单井最多8口井，长3单井最大靶心位移540m，平台钻井最短周期22.85天，单井最短钻井周期2.67天。,二、工程工艺技术进展,水平段倒装钻具组合,倒装钻具组合力学模拟计算,1)思路：采用钻具倒装设计思路；2)方法：“加重钻具”刚性较大，加在直井段或小斜度井段；
20、钻铤加放在井斜角不大于30位置；加重钻杆加放在井斜角不大于50位置；3)控制：设定钻进过程中摩阻系数不大于0.5。,倒装组合：8 1/2钻头6 3/4单弯螺杆（1）回压凡尔+定向接头6 1/2无磁钻挺MWD5斜坡钻杆1020m5加重钻杆300m7钻挺180m5钻杆39m,（1）倒装钻具组合技术实现钻具有效延伸,二、工程工艺技术进展,2、超浅大位移水平井钻完井技术水平段延伸最大化,（2）节点张力精细控制技术实现套管安全下入,各种工况套管屈服强度模拟计算,下套管模拟井口张力计算（井口欠压）,下套管各种工况下，套管正弦屈曲，螺旋屈曲极限计算表,二、工程工艺技术进展,建立三维力学模型，精细绘制套管下入
21、时节点张力变化曲线，合理控制井口压力，确保套管柱顺利安全下入井底。,实施效果,2013年长3超浅（500m）层水平井完钻9口，最大位垂比3.52，平均位垂比2.74，平均钻井周期23.4天，较2012年平均单井缩短47.5%，平均机械钻速提高67.1%。,二、工程工艺技术进展,1、针对储层特征，采取针对性压裂设计方法。,储层特点：储层非均质性强，不同井段产量差异大裂缝发育，压裂易导致井间沟通基质物性差，压后产量递减快部分区域油水关系复杂，控水困难,2013年重点开发区：HH73、74井区长813、长812油藏HH12、36井区长812油藏扩边泾河油田长812、长811油藏,红河、泾河油田,（四
22、）优化压裂工艺，提高改造效果。,二、工程工艺技术进展,（1）“DSP”压裂选段技术,针对储层非均质性强，不同井段产量贡献率差异大问题，采用“地质甜点+工程甜点”（DSP）压裂选段技术，提高压裂改造针对性和有效性。,二、工程工艺技术进展,（2）“3D”压裂设计优化技术,针对不同储层地质特征及改造难点，工程与地质结合，采用三维立体（3D）差异化设计方法，进一步提高设计的针对性。,HH73、74井区长813、812油藏裂缝发育，油水复杂， 隔层变化大HH12、36井区长812扩边裂缝发育，隔层好，无水层，规模压裂；泾河油田长812、长811油藏裂缝发育，隔层差，适当控制缝高，提高缝长,储层改造难点：
23、,HH73、74井区长813、812油藏缝高控制技术，实现控水增油HH12、36井区长812扩边级大断裂层段避开大断裂或打开储层不压裂裂缝发育段有效支撑基质层段造长缝、扩大改造体积泾河油田长812、长811油藏控缝高技术,采取对策：,二、工程工艺技术进展,应用效果,除73-74井区外，2013年红河油田地质有效井投产1月平均产量达到9t以上，泾河油田较去年有较大提升。,二、工程工艺技术进展,埋藏浅，人工裂缝形态复杂；地层压力低、温度低，破胶困难，压裂液返排难度大；地应力差值小，裂缝高度难以控制，难以形成有效缝长。,储层特点,多种裂缝形态,裂缝形态识别标准,2、针对渭北“丛式井+水平井”开发模式
24、及储层特点，形成整体压裂技术。,二、工程工艺技术进展,（1）浅层裂缝形态识别技术,室内地应力测试裂缝监测瞬时停泵压力实际埋深,利用室内实验、裂缝监测及瞬时停泵法，识别浅层油藏人工裂缝形态，以此优化压裂设计，指导现场作业。,裂缝形态,二、工程工艺技术进展,裂缝形态识别方法及结果埋深450米，形成水平缝；埋深600米，形成垂直缝；450米埋深600米，根据压前瞬时停泵压力梯度确定裂缝形态（停泵压力梯度大于0.024MPa/m，形成水平缝，反之形成垂直缝）。,（2）整体压裂工艺技术,针对渭北油田储层跨度大，纵向上发育多个油层，层内隔夹层遮挡性差异性大的特点，采取合压或机械分压工艺，实现储层纵向有效动
25、用，提高储量动用率。,隔层厚度小于5米，通过提高排量和加大规模可以压开隔层，采取分层射孔合压工艺；隔层厚度在5-10米，通过控制排量和施工规模，可以采用机械分压工艺，避免压窜造成封隔器失效，其次也可使用投球分压；隔层厚度大于10米，缝高得到控制，可有效实现机械分压。,针对渭北油田：,长3油藏平均砂体厚度10米，当隔层厚度为5米时，裂缝高度可以得到控制。,缝高控制机理：,二、工程工艺技术进展,8口裂缝监测井：层间微地震时间响应明显； 52口机械分压井：实现了储层纵向整体均衡改造要求，同时工具封隔可靠，压后均顺利起出。,二、工程工艺技术进展,隔层小,单层油管压裂,机械分压工艺,实施效果： 截至11
26、月10日,单压：17口井；双封双压：37口井 ；三封三压：15口井从压后效果看，三封三压效果最好。,隔层厚度5米,隔层厚度10米,二、工程工艺技术进展,（3）精细化整体压裂参数优化技术,结合注水井网井距及分压工艺的特点，形成了精细化整体压裂参数优化技术。,1）“直井注+直井采”井网压裂参数优化,控制缝长，避免压窜注水井造成水淹；分压工艺，适当控制规模和排量，避免压窜隔层；合压工艺，适当加大规模和排量，纵向均匀改造储层；不同裂缝形态，有针对性设计施工参数；裂缝发育区，控制有效缝长。,渭北注水开发试验区,整体压裂施工参数优化原则：,二、工程工艺技术进展,垂直裂缝模型,水平裂缝模型,通过局部网格加密
27、和纵向网格细分，建立垂直缝和水平缝模型，模拟裂缝参数对生产动态的影响。,设计参数优化：,二、工程工艺技术进展,施工参数优化：,垂直缝,水平缝,水平缝,垂直缝,二、工程工艺技术进展,截至2013.11.10，渭北3万吨产能建设区共压裂66口127层（65口定向井），目前全部机抽投产，59口见油，压后初期平均日产油2.87t/d，效果显著。,实施效果：,优化思路：适当放大段间距，采取“纺锤形”布缝方式，正对注入井段不压裂，偏离注入井段，控制缝长，避免水窜，增长稳产期，提高采出程度。,水平井压裂参数优化原则：人工裂缝形态布置方式；基质区与裂缝区的差异化设计；结合井网井距及埋深，一段一案。,纺锤形裂缝
28、形态布局：正对注入井井段：约200米左右水平段不压裂；靠近注入井井段：穿透比：1/3；裂缝半长：105-120m；远离注入井井段：穿透比：2/5；裂缝半长：120-140m。,二、工程工艺技术进展,2）“直井注+水平井采”井网压裂参数优化,二、工程工艺技术进展,实施效果： 试验区5口水平井利用“纺锤形”布缝实施后，2口井已获得日产油7t以上，实施效果良好，3口井刚压裂结束，目前正在抽汲排液。,套管固井压裂完井优点,1、分段改造目的性强、可以避免层段之间的窜通和干扰，分段可控；2、压裂后井筒全通径，后期采油工艺措施可行；3、可实现低渗储层重复改造或分层开采。,套管固井压裂完井缺点,1、套管完井周
29、期长；2、固井质量可能会影响后期作业。,3、水平井固井完井分段压裂技术稳步开展，储层改造初见成效。,二、工程工艺技术进展,二、工程工艺技术进展,国外致密油开发主要以套管固井完井+段内多簇分段压裂为主，针对各自储层特点均发展了适应自己的分段压裂水平井开发技术，实现有效规模开发。,国外致密油开发技术调研,大庆油田：套管射孔完井双封单卡、可钻桥塞等为主要压裂工艺，2006年以来开展水平井网注水开发试验；长庆油田：套管射孔完井为主采用水平井+体积压裂的理念，油井2011年压裂88口，2012年203口，95%以上为套管完井，目前针对低渗油藏水平井开展堵水试验；吉林油田：套管射孔完井及裸眼完井。套管完井
30、以套内多段多簇压裂工艺，裸眼完井利用可开关滑套压裂65口井635段，已经开展水平井注水开发及整体开发技术研究及试验。,二、工程工艺技术进展,国内致密油开发技术调研,2013年立足后期能量补充及综合治理，结合国内外调研及论证，初步确立“可钻桥塞分段压裂及连续油管带底封分段压裂技术”。,（1）可钻桥塞分段压裂技术（26口）（2）连续油管带底封分段压裂技术（42口）,二、工程工艺技术进展,华北分公司固井完井水平井开发技术,（1）可钻桥塞分段压裂技术,泵送桥塞射孔联作技术多簇分段压裂技术水平井优快钻塞技术前置酸预处理技术配套井口装置和地面设施,技术特点：套管压裂，桥塞封隔，不限级数，压裂针对性强，压后
31、井筒全通径，利于后期水平井治理。桥塞输送方式：泵送、连续油管、油管。,二、工程工艺技术进展,五项工艺技术配套,截至2013.11.10，可钻桥塞分段压裂工艺共实施26口井，18口见油，见油井初期平均日产油9/d，试油期间获日产油大于7t井8口。近期投产井返排率较低，效果有待观察。,应用效果,技术特点：水力喷砂射孔，油套环空压裂，底部封隔器封隔，不限级数，压裂针对性强，压后井筒全通径，利于后期水平井治理转层方式：连续油管拖动封隔器重复坐封,（2）连续油管带底封分段压裂技术,连续油管快速安全转层技术水力喷砂射孔技术回压控制技术配套井口装置和地面设施预前置酸处理技术,五项工艺技术配套,二、工程工艺技
32、术进展,截至2013.11.10，连续油管带底封分段压裂工艺应用42口，19口井见油，初期平均日产油9.53t/d，最高单井日产油85.8t，日产油大于7t井8口,近期投产井返排率较低，效果有待观察。,应用效果,可钻桥塞可实现1天内完成4段压裂施工，2天内钻塞桥塞11个。连续油管带底封分段压裂可实现1天完成8-12段压裂。,二、工程工艺技术进展,通过试验初期的跟踪、总结分析，逐步完善配套固井完井分段压裂工艺，施工作业效率逐渐提高。,施工效率,HH156井组：储层物性：渗透率0.4mD，孔隙度12%注采井网：一注四采注入方式：CO2/泡沫液交替注入注入时机：滞后,1、红河长8油藏CO2能量补充先
33、导试验。,面临的难题井区内裂缝发育，易发生气窜。 井组裂缝发育，HH156测试的吸水强度高达120m3/(dMPa），远大于该渗透率下的吸水强度，证明地层裂缝较为发育。CO2腐蚀严重。 CO2溶于水产生碳酸易腐蚀管线。,HH156泡沫液注入测试情况表,HH156井区二阶导图,（五）开展注水注气，缓解产量递减。,二、工程工艺技术进展,HH156地面注入流程图,（1）形成了CO2/泡沫地面注入工艺，保障了先导试验有序开展。,HH156井CO2注入曲线,二、工程工艺技术进展,（2）形成了防腐配套工艺技术，有效降低注采井的腐蚀。,二、工程工艺技术进展,加缓蚀剂后铁离子下降，油井腐蚀得到有效控制。,采油
34、井产出水中铁离子变化图,研发了高效防腐剂：UT2-2注入井：3Cr防腐油管+耐腐蚀高压井口+环空隔离保护液采油井：环空投加缓蚀剂（500ppm ）监测：注入井腐蚀挂片+采油井产出液监测,套管环空保护液：1000ppm,3Cr气密封油管,1807.645m,1812.905m,1813.18m,Y221-114封隔器,注入井腐蚀率控制在0.0064mm/a,远远低于国家标准0.076mm/a,油套环空加药,HH156井注入管柱,现场控制注入压力在重张压力16.9MPa以下。 HH12P70井产出气中CO2含量达到9.87%，控制注入压力后降低至0.44%。,注CO2指示曲线,CO2含量9.87%
35、调节排量控制压力,16.9MPa,CO2注入曲线,二、工程工艺技术进展,控窜：注入过程中控制注入压力在裂缝重张压力之下。防窜：研发了起泡剂UT8-2，确定气液比2:1，有效防窜（阻力因子28）。,（3）形成了控压防窜+封窜工艺技术，有效延缓了气窜。,整体效果开始显现生产初期HH12P152井含水较高，HH12P70、HH12P71井含水较低，注CO2后H12P152含水率降低，HH12P70、HH12P71井含水略有上升，递减变缓，说明注入CO2起到了驱替作用。,应用效果井组见效特征开始显现,二、工程工艺技术进展,HH12P152井明显见到增油降水效果。原油轻组分含量明显升高，原油粘度下降明显
36、。,HH12P152井生产曲线,HH12P152井产出油精馏曲线,HH12P152井产出油粘度变化图,HH12P152井动液面变化图,应用效果井组见效特征开始显现,二、工程工艺技术进展,2、渭北长3油藏超前注水先导试验初见成效。,面临难点：难点1-储层渗透率低、孔喉半径小且储层具有一定程度的水敏性，注水过程中易受伤害；难点2-储层裂缝发育，储层裂缝重张压力及地层破裂压力低，易水窜；难点3-储层非均质性严重，存在层间吸水不均匀现象。,储层物性：渗透率0.76mD，孔隙度12.2%部署：105口（采油井-69口；注水井-36口）注水时机：超前,二、工程工艺技术进展,渭北长3储层裂缝发育，储层裂缝重
37、张压力及地层破裂压力低，易水窜，精细调配注水参数，控制在地层破裂压力及裂缝重张压力下进行温和精细注水。,注水压力控制在裂缝开启压力下；注水强度控制在0.5-1m3/m.d；变频控制柜实现流量的精细调节；小直径流量计提高了计量的精度。,变频控制器,小直径流量计,（1）形成温和精细注水工艺技术，降低水窜风险。,二、工程工艺技术进展,渭北长3油藏纵向差异性大，层间吸水不均匀，配套了油套分层注水工艺技术，实现了层间均衡注水。,油套分注注水管柱结构图,管柱结构由下而上为：十字叉+油管+筛管+坐封球座+油管+封隔器+扶正器+油管在WB2-26-3、WB2-33-1成功应用,WB2-33-1井油套分注情况,
38、WB2-33-1井吸水剖面图,（2）形成大斜度井分注工艺技术，实现层间均衡注水。,泵压：6.2MPa注水量：27.8m3,不吸水,二、工程工艺技术进展,（3）渭北超前注水区初见成效。,二、工程工艺技术进展,注水量1600m3水井,注水量800m3水井,统计渭北48井组超前注水区不同注水量对油井生产情况的影响：累注水量大于1600m3水井对应油井的递减率远低于低注水量水井对应油井；累注水量大小对油井初产和产油量影响不明显。,两口油井储层物性与压裂规模基本相当，由于注水井注水量差异导致油井稳产差别大。,两口井物性参数对比表,地质有效低产井：储层特征储层物性好、录井显示级别高裂缝发育特征位于裂缝区或
39、靠近裂缝区邻井情况邻井钻遇储层较好，或产量较高,工程低产井分类统计表,二、工程工艺技术进展,针对246口开发井，重点分析地质有效低产井，明确低产原因，为低效井选井及治理措施提供依据。,（六）加强综合治理，盘活老井资源。,低效井治理选井原则,-地质特征,-生产特征,低液中含水：液量10t以下，含水40%-80%低液高含水：液量10t以下，含水80%以上高液高含水：液量10t以上，含水80%以上,河道主体部位、裂缝发育区域录井显示好、含油级别高其邻近高产,根据前期水平井生产情况，结合地质特征与工程施工情况，筛选了24口低效水平井，并进行了归类分析，针对不同情况选取了三种治理措施。,二、工程工艺技术
40、进展,1、水平井解堵技术，有效解决压窜井伤害，提产效果明显。,二、工程工艺技术进展,解堵效果明显井统计表,复合解堵药剂：酸处理无机堵塞，强氧化剂处理有机堵塞，表面活性剂解除水锁。,针对水平井间压窜导致水平井含水上升产油下降的问题，通过水平井复合解堵处理，恢复水平段产油能力，目前已完成14井、16井次的措施施工，累增油超过1480t，其中取得了明显效果的有HH37P15等7口井。,HH37P15低产原因：1、两次被压串，第1次压串后油井产液递减明显，储层受伤害；2、钻铣滑套作业，累计钻扫4个球座，过滑套冲砂至第4级滑套3605m。作业后油井持续低产，含水上升至100%，储层受伤害。,HH37P1
41、5井水平段长1729.57m ，裸眼封隔器分15段压裂。,措施后生产149d；最高日产油12.2t累计增油523,23t。,二、工程工艺技术进展,2、补充压裂工艺有效实施，取得一定效果。,针对前期裂缝型储层未压裂井段，通过2口水平井补充压裂，累增油超过217.1t。,3、实时跟踪优化调整生产参数，提高采油效果。,优化生产参数防止油井出砂，确保正常生产。压窜水平井强抽，缩短恢复期，降低储层伤害。针对有提产潜力井，放大生产压差降水增油，日增油50t。间抽井优化抽时，提高泵效24%。,二、工程工艺技术进展,红河油田二级井身结构钻井周期35.91d，三级结构钻井周期47.5天，按照日费7万元/天，单井
42、钻完井费用节约107万元，套管头优化节约5.1万元/井，累计节约122万元/井。,二级与三级井身结构水平井钻井对比,1、优化二级井身结构，缩短钻井周期，降低钻完井成本。,二级井身结构投资对比（节约10天测算）,（七）优化源头设计，降低工程成本。,二、工程工艺技术进展,2、完善压裂工艺，降低单井压裂成本。,压裂工艺调整裸眼向固井压裂转化，节约17-30万元/井；国产工具应用平抑国外工具价格，节约54万元/井；入井流体优化压裂液体系优化，成本降低14-15.5%；过程节点控制整体配液，减少富余5%以上，节约5-6万元/井；压裂设计优化标准规范制定；技术管理控制质量考核、招标。,二、工程工艺技术进展
43、,（1）推广应用斜井抽油泵，提高泵效显著。,浅层水平井斜井泵应用效果统计,有效解决了渭北浅层油藏下泵处井斜角大导致抽油泵泵效降低的问题， 渭北注水试验区已投产62口定向井均采用斜井抽油泵，下泵处平均井斜角43，平均泵效46.6%，较同区块老井泵效提高26%。红河油田试验斜井泵21口，提高泵效17%。,3、优化采油技术，节能降耗，降低生产成本。,二、工程工艺技术进展,（2）优化油井工作制度和优选防偏磨工艺，使油井检泵周期逐年提升，降低作业成本。,优化抽油机工作制度。 使用“长冲程、低冲次”，降低摩擦频次。优化油管杆防磨措施。淘汰尼龙扶正器，试验应用接箍式扶正器、防偏磨接箍和内衬油管，油井免修期逐
44、年提升。优化加药制度。排查躺井原因，制定加药制度，加强跟踪分析。躺井复活技术。碰泵、洗井和强抽等措施累积实施123井次，使躺井复活。,二、工程工艺技术进展,1、井台部署减少征地2、顺序钻井、压裂减少钻井、压裂、试油动迁费3、分压合采减少作业工序4、放喷集中管理控制5、采油井集中管理,4、丛式井钻、压、采一体化，系统降本。,二、工程工艺技术进展,渭北丛式井整体部署，节约土地面积497.7亩，综合降低单井投资60余万元，确保单井投资有效控制在200万元以内。,一个井场面积：80m*55m=4400m2平均一个台子5.3口井，一个台子井场面积55m*（80+5*5.3）m=5857.5m2一个台子节
45、约土地：5.3*4400-5857.5=17462.5m219个台子共节约井场面积：17462.5*19=331787.5m2(约497.7亩）,一、概况二、工程工艺技术进展三、下步重点工作,汇报 提纲,基质和断缝双重储集空间并存，是鄂南红河油田、泾河油田的特征，外来流体更容易进入断缝系统。,存在问题：鄂南油田断层、裂缝发育，储层保护难度大。,（一）加大鄂南裂缝+基质双重介质储层保护攻关力度。,三、下步重点工作,重点攻关方向：开展断缝储层伤害机理评价；针对机理研究结果，开展针对性的保护性措施研究。,铸体薄片观察微裂缝,野外露头观察裂缝,（二）进一步完善防漏、堵漏工艺技术。,存在问题：鄂南水平井
46、漏失问题依然比较严重，一定程度上制约钻井指标提升，并对储层造成污染。,重点攻关低成本防漏、堵漏工艺技术固井过程中防漏、堵漏研究油溶性堵漏工艺技术研究微泡钻井液防漏技术应用,2011-2013年，泾河油田共钻水平井21口，发生漏失13口，占62%。单井漏失处理时间4.11天，2013年完钻10口水平井，8口发生不同程度漏失。,三、下步重点工作,存在问题：渭北油田，对于垂深300m，水平段长800m的水平井，目前的二级结构常规下套管工艺技术无法实现。,（三）攻关垂深300m超浅水平井套管下入难题。,三、下步重点工作,二级结构+漂浮技术套管理论下深,套管下入过程中力学模拟曲线,重点攻关方向： 漂浮工
47、具研究 漂浮工艺研究 井口加压研究,（四）持续优化固井完井分段压裂工艺技术，提升改造效果。,存在问题：固井完井压裂工艺配套技术有待进一步研究，能量补充整体压裂设计参数优化，仍属于探索阶段。,重点攻关优化可钻桥塞射孔联作分段压裂工艺配套完善连续油管带底封分段压裂工艺补充能量下的整体压裂设计优化,截至目前，固井工艺在鄂南油田共实施68口677段，其中由于初期配套工艺不完善造成7段施工失败。同时能量补充区水平井目前只施工5口，仍在探索阶段。,配套井口优化,配套工艺优化,设计参数优化,三、下步重点工作,（五）开展洛河长7浊积岩体积缝网压裂试验，增加泄油面积。,存在问题：洛河油田长7储层水平井压后主要表
48、现为低产液，高含水特征。,截至目前，洛河油田长7储层共实施14口水平井，初产在5t以上只有3口，大部分井表现低产液高含水，室内实验及现场施工表明长7储层地应力偏高、杨氏模量偏大，停泵压力较高。,重点攻关加强浊积岩工程地质特征研究开展体积缝网压裂工艺攻关体积压裂设计参数优化,北美施工调研,长庆体积压裂施工调研,三、下步重点工作,（六）加大低效井治理攻关力度，形成技术配套。,存在问题：裸眼预置管柱分段压裂完井条件下，各段产出不明，管柱通径小，措施工具匹配难，找水、堵水、重复改造难度大；,攻关方向：,1、产液剖面测试工艺研究,3、重复压裂工艺研究,2、堵水工艺研究,三、下步重点工作,针对非均质性油藏
49、，以“避裂缝、选甜点、变井距、温和注”为原则，重点推广精细注水工艺、注采参数优化及裂缝封堵防窜工艺、基质区降压增注工艺等，开展6个井组的先导试验，目前已完成了注采工程方案的编制： 5个井组直井注水水平井采先导试验：HH37P26、36P65、55P1、WB2P38、JH17P16井组 1个水平井组注CO2补充能量先导试验：HH12P50井组,HH37P26井组,HH36P65井组,HH55P1井组,HH12P50井组,WB2P38井组,JH17P16井组,在深化水驱认识基础上，开展6个井组的能量补充先导试验。,（七）抓好能量补充，提高最终采收率，实现规模有效开发。,三、下步重点工作,鄂南致密油藏开发工程工艺技术应用取得积极进展的同时，仍然面临诸多难题和挑战，华北分公司将按照总部的整体部署及各位领导、专家的要求，持续攻坚克难、不断突破技术瓶颈，攻克关键技术，储备前沿技术，全力打造华北分公司鄂南油田开发工程工艺特色及核心技术，推动鄂南致密油藏规模有效开发。,汇报结束 敬请批评指正 谢谢！,
