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1、稠油热采水平井开发效果分析,靳青青采油二厂地质研究所2013年7月,汇 报 提 纲,一、热采水平井的总体应用情况二、水平井生产效果分析三、水平井生产存在问题四、提高水平井开发效果技术对策,（一）水平井生产情况,截止2012年底共投产热采水平井64口，累计核实产油10.16万吨。热采水平井的投产井数由2007年的2口增加到2012年的64口,累计产油量由0.1万吨增加到10.16万吨，2012年水平井产量占稠油年产量的6.5%。,热采水平井历年来投产情况图,年 2007 2008 2009 2010 2011 2012,投产井数（口）,产量（万吨）,（二）稠油水平井应用领域,涵盖普通稠油、特超稠
2、油油藏，均取得较好效果（截止2012年底）,年 2007 2008 2009 2010 2011 2012,年累计投产井数（口）,阶段产油（万吨）,分年度产油（万吨）,杨浅3区6、7层系,杨浅3区1层系、王集西区热采,南三块水平井,杨浅3区水平井,（累计）,（三）水平井生产现状,水平井周期吞吐进展表,特超稠油水平井普遍处于低周期生产，普通稠油南三块处于高周期生产，其余区块普遍处于低周期生产,（三）水平井生产现状,水平井产能分类表（累计）,（三）水平井生产现状,2012年底共投产稠油水平井64口，开井58口，其中普通稠油30口，特超稠油28口，低效井占总水平井数的33%；目前普通稠油平均产能1.
3、7t/d,特超稠油平均产能3.0t/d.,水平井产能分类表（2013.1-4月底）,汇 报 提 纲,一、热采水平井的总体应用情况二、水平井生产效果分析三、水平井生产存在问题四、提高水平井开发效果技术对策,（一）热采水平井分区块总体效果评价（二）特超稠油水平井开发效果分析（三）普通稠油水平井开发效果分析（四）特超稠油和普通稠油水平井开发效果对比,四个方面,截止目前共投产64口，开井58口，关井6口（新泌浅95-平1、新泌浅67-平1、新泌167-平1、杨浅3-1H、杨浅3-P4、杨浅19-平2）,（一）热采水平井分区块总体效果评价,各区块水平井平均单井累计生产情况表,从上表可知：1、南三块水平井
4、生产情况最好，其次是一区；2、南三块、一区、七区水平井处于中高周期生产，杨浅3区、王集西区热采、八区热采水平井处于低周期生产,（二）特超稠油水平井开发效果分析,特超稠油水平井油藏地质条件对比,周期日产油曲线对比,周期递减率:8-9层(36.99%)楼8区(26.37%)62层(16.43%)1、8-9层油层厚度最大，初期日产油高，但是因水平段长度最短，周期递减最大；2、与楼8区水平井相比，一区62层水平段长，埋藏浅，原油粘度低，周期递减相对较低,特超稠油水平井生产效果与油层厚度、水平段长度、原油粘度、油藏埋深、油层物性等相关,周期,日产油（t/d),周期产油曲线对比,1、一区油层孔渗性好，埋藏
5、浅，周期产油量高；8-9层油层厚度最大，是其它3倍左右，周期产油最高；2、楼8区水平井原油粘度大，且出砂较严重影响生产，导致周期产油量低；3、杨浅3区水平井油藏埋深大，注汽质量差，所以周期产油量低。,特超稠油水平井生产效果与油层厚度、水平段长度、原油粘度、油藏埋深、油层物性等相关,周期产油量（t),周期,周期生产天数曲线对比,1、第1周期生产天数都很短，均在50天左右；2、杨浅3区水平井埋藏最深，注汽质量差，光杆滞后严重，周期生产时间最短；,特超稠油水平井生产效果与油层厚度、水平段长度、原油粘度、油藏埋深、油层物性等相关,周期油汽比曲线对比,周期油汽比主要受原油粘度的影响，楼8区水平井属特稠油
6、，周期油汽比最低，生产效益最差！,特超稠油水平井生产效果与油层厚度、水平段长度、原油粘度、油藏埋深、油层物性等相关,典型区块-楼8区热采水平井生产效果分析,楼八区水平井平均单井周期吞吐效果表,楼8区61层，油藏埋深293.6-494米，原油性质为超稠油。,水平井原油粘度分析表,楼8区水平井与同层邻井直井周期吞吐效果对比,由上表可知：1、楼8区热采61层因开采超稠油生产周期短，平均周期生产68天；2、水平井第一轮周期产油是直井的2.8倍，但周期递减较直井快；3、从效益上看，水平井油汽比效益比直井差；,典型区块-楼8区热采水平井生产效果分析,楼8区水平井与同层邻井周期递减对比效果图,周期,日产油（
7、t/d),由上图可知：水平井周期递减为直井周期递减的3倍原因：1、61层为超稠油，水平井早期生产光杆滞后严重，递减快；2、水平井因出砂、管柱等泵况问题检泵频率高，影响生产时率；3、5口水平井平均水平段长度107.3m，吞吐后期递减快，水平段动用不均匀,典型区块-楼8区热采水平井生产效果分析,针对油稠、光杆滞后问题优化管柱,楼8区水平井管柱优化明细表,楼8区水平井管柱优化前后周期吞吐表,解决因稠油而光杆滞后、生产周期短的问题，越早效果越明显！,典型区块-楼8区热采水平井生产效果分析,楼8区水平井作业明细表,根据检泵结果计算，沉砂速度约1.5米/月,典型区块-楼8区热采水平井生产效果分析,（三）普
8、通稠油水平井开发效果分析,普通稠油水平井油藏地质条件对比,周期日产油曲线对比,周期递减率:七区(28.38%)南三块(11.18%)南三块水平井油层厚度是七区水平井的3.3倍，周期递减率较低,普通稠油水平井生产效果与油层厚度、油层物性等相关,周期累计产油曲线对比,1、南三块水平井受边水影响，同时采取注氮工艺较好地抑制边水，在第2周期后周期产油递减减缓；2、因七区油层物性较差，第5周期后周期产油递减快；,普通稠油水平井生产效果与油层厚度、油层物性等相关,周期油汽比曲线对比,因南三块水平井油层厚度大，油层渗透性好，含油饱和度高，生产效益比七区水平井好,普通稠油水平井生产效果与油层厚度、油层物性等相
9、关,典型区块南三块水平井生产效果分析,含油宽度窄（140m)长宽比（6 12）边水油藏（水油体积比20 41）面积小（0.05 0.24 km2）埋藏浅（421 807m）中孔高渗（27.1%，1.649m2）普通稠油(333 8068mPa.s）边水活跃的复杂小断块油藏,南三块油藏特点,南三块水平井平均单井周期吞吐效果表,（注氮井次）109=83（氮气泡沫调剖井次）+26（氮气助排）,生产井数,措施井数,单井注汽量,生产天数,排水期,日产液,日产油,综合含水,采注比,油汽比,南三块水平井分周期生产效果图,南三块水平井从第4周期开始规模辅助注氮措施，在6-10周期，措施井数占吞吐井数的74%，
10、水平井递减得到一定的缓解，边水受到一定抑制，但在11周期后，边水上升加速，主要原因1、采注比未得到较好的控制；2、后期边水突进严重，工艺措施效果变差。,典型区块南三块水平井生产效果分析,日产油水平随吞吐轮次增加呈指数递减，周期递减率8.3%，通过注氮措施和控制采注比方式控制递减,南三块水平井周期递减曲线,典型区块南三块水平井生产效果分析,普通稠油与特超稠油水平井油藏地质条件对比,（四）普通稠油与特超稠油水平井生产效果对比,稠油油藏热采水平井周期内吞吐规律可总结为“四段式”特征，即存在吐水段、高产段、稳产段和低产段四个阶段。,普通稠油比特超稠油水平井生产效果好,普通稠油和特超稠油周期内吞吐效果对
11、比,普通稠油与特超稠油分周期分阶段生产天数对比,1、普通稠油由于受边水影响，通过控制生产时间来控制采注比；特超稠油随周期数增加周期生产时间延长2、普通稠油的稳产段+高产段生产时间普遍比特超稠油长,普通稠油与特超稠油分周期分阶段产油量对比,1、普通稠油的周期产油量普遍比特超稠油高，特超稠油在第2周期因有高产段产油，周期产油量达到峰值，比普通稠油井略高。2、两种类型稠油在第3周期均无高产段，但特超稠油稳产段产油递减快。,周期递减率:一区(30.92%)南三块(13.75%)受原油粘度影响，特超稠油流变性差，周期递减快！,分周期日产油曲线对比,普通稠油比特超稠油水平井生产效果好,分周期产油量曲线对比
12、,南三块第1周期产油量高，因受边水影响，第2周期开始为控制采注比控制了生产时间，周期产油量降低,普通稠油比特超稠油水平井生产效果好,分周期生产天数曲线对比,特超稠油初期周期生产时间短，但随着周期吞吐轮次的增加，储层热能场建立，生产天数逐渐延长；南三块普通稠油初期生产时间较长，为抑制边水，在第2周期开始通过控制周期生产时间控制采注比。,普通稠油比特超稠油水平井生产效果好,分周期油汽比曲线对比,受原油粘度的影响，普通稠油周期生产效益比特超稠油好,普通稠油比特超稠油水平井生产效果好,汇 报 提 纲,一、热采水平井的总体应用情况二、水平井生产效果分析三、水平井生产存在问题四、提高水平井开发效果技术对策
13、,水平井存在问题,问题1：因地质设计、钻完井等原因造成水平井初期投产效果差地质因素问题2：水平段动用不均影响水平井生产效果问题3：边水侵入影响水平井开发效果问题4：局部区域汽窜影响水平井开发效果注采参数不合理影响水平井开发效果问题5：采注比过高、采液强度过大导致水平井开发效果不合理工艺因素问题6：部分水平井工艺不配套影响开发效果,初期投产效果差水平井统计表,通过完井录井资料、测井资料、剩余油监测资料、邻井生产情况等确定初期投产即低效生产水平井的低效原因，目前1口井间开生产，5口井关井，这类井缺乏有效的治理手段。,问题1：因地质设计、钻完井等原因造成水平井初期投产效果差,B167-P1井于200
14、9年1月份投产H3I3小层,射孔段为840-974m，油层厚度10m，该井累产液10112吨，产油180吨，后高含水关井。邻井XK10井累产油670t，综合含水94.4%,电测解释油水边界与动态生产不吻合，造成水平井部署层位含油宽度窄，边水侵入,举例新泌167-平1,问题1：因地质设计、钻完井等原因造成水平井初期投产效果差,2009年1月9日投产H33层下段,问题1：因地质设计、钻完井等原因造成水平井初期投产效果差,2009年4月6日上返H33层中段,2009年10月16日上返H312层,问题2：水平段动用不均影响水平井生产效果,稠油水平井监测汇总表,水平段油层动用不均与剖面非均质性、注汽口位
15、置相关,水平段长204.48m,新浅25-平3井温度剖面与渗透率关系图,由温剖曲线与油层渗透曲线关系可以看出：温剖曲线与油层渗透率曲线走势接近,油层渗透率高的层段吸入的热量较多。由于油层吸汽与油层物性有一定关系，一个吞吐周期中单点注汽难以解决油层动用不均的问题。,问题2：水平段动用不均影响水平井生产效果,渗透率高的水平段吸热效果好,杨浅3-平5温度剖面与渗透率关系图(2012.11.30),新浅24-平2温度剖面和渗透率关系图,筛管位置：580m；生产井段：598-678,662m,新浅24-平2水平段监测情况统计,水平段长80米,问题2：水平段动用不均影响水平井生产效果,注汽口位置50m左右
16、范围动用较好,调整注汽口位置,第8周期,第9周期,第10周期,问题2：水平段动用不均影响水平井生产效果,注汽口位置50m左右范围动用较好,2013.5.5监测后注汽口位置前移至639m,注汽口位置662m,新浅24-平2剩余油监测图,新浅24-平2测井解释成果图,新庄油田南三块水平井因距油水边界距离较近，受边水影响含水上升速度较快，严重影响了开发效果。,问题3：边水侵入影响水平井开发效果,新庄油田南三块水平井距油水边界距离,通过对南三块各含油小层的水油体积比计算，南三块水油体积比最高达41，一般在1130之间，这也是新庄油田南三块水平井含水上升快的主要原因之一。,问题3：边水侵入影响水平井开发
17、效果,南三块分周期日均产油和含水曲线,第1-3周期含水上升快，第4-10周期由于采取了控制采注比、氮气泡沫调剖等辅助措施，含水稳定在64-80%之间，第11周期后，受油井采出程度以及注氮工艺、封堵工艺的限制，周期含水在80%以上，日均产油基本在3.0吨以下。,含水（%）,日均产油（t/d),周期,问题3：边水侵入影响水平井开发效果,第2周期因含水上升快，导致没有高产期，并且低产期也比第1周期提前,新浅24-平3剩余油监测图,后期边水沿局部某段突进，缺乏有效治理手段,新浅24-平3测井解释成果图,调整后，注汽口位置635m,问题3：边水侵入影响水平井开发效果,针对边水沿局部段突进造成水平段储量动
18、用不均匀，采取氮气泡沫调剖或者调整注汽口位置效果不理想,问题3：边水侵入影响水平井开发效果,热蒸汽在水平段内沿高孔隙度、高渗透段、低压力方向窜流。井楼油田一区、新庄油田南三块稠油油藏埋藏浅，地层胶结较疏松，水平井较高的注汽速度和注汽量，使蒸汽沿高渗带突进，推至邻井，产生井间干扰，引起汽窜，随着吞吐轮次的增加，汽窜现象越来越严重。,井楼油田一区水平井汽窜图,新庄南三块水平井汽窜图,问题4：局部区域汽窜影响水平井开发效果,热采各区块水平井汽窜情况统计表,问题4：局部区域汽窜影响水平井开发效果,因一区、南三块原油物性好，且投产时间早，采出程度高，汽窜较严重,问题5：采注比过高、采液强度过大导致水平井
19、开发效果不合理,南三块由于属于窄条状边水油藏，油井距边水较近，周期采注比过高，采液强度过大容易加快边水推进。,南三块水平井周期采注比与周期递减关系表,水平生产初期采注比过高容易加大周期递减！,H3I21,平4,问题5：采注比过高、采液强度过大导致水平井开发效果不合理,典型井新浅25-平4,H3I21,问题5：采注比过高、采液强度过大导致水平井开发效果不合理,典型井新浅25-平2,新浅25-平3井温度剖面测试资料,采出程度10.2%，测温剖并多点注汽,第11周期（氮调）,问题6：部分水平井工艺不配套影响开发效果,（1）因边水淹、油层非均质性等水平段动用不均，调剖和封堵工艺不配套,第12周期（氮调
20、）,第13周期（多点注汽）,问题6：部分水平井工艺不配套影响开发效果,新浅25-平3井剩余油监测图,第13周期末剩余油监测，第14周期调整注汽口位置至825m,第14周期，注汽722t,发泡剂4.3t/氮气36000标方,调整注汽口位置、调剖无效,（1）因边水淹、油层非均质性等水平段动用不均，调剖和封堵工艺不配套,楼8-平5第2周期注汽后生产产状（早期）,（2）部分特超稠油井井下管柱优化不足,问题6：部分水平井工艺不配套影响开发效果,（2）部分特超稠油井井下管柱优化不足,问题6：部分水平井工艺不配套影响开发效果,41天,套管伴热,注汽2125t/注降粘剂2t/注氮12000标方,（第4周期）,
21、杨浅3-平8第1周期注汽,因光杆滞后严重，采取蒸汽反洗,（2）部分特超稠油井井下管柱优化不足,问题6：部分水平井工艺不配套影响开发效果,（3）杆脱、泵漏等影响开发效果,杨浅3区水平井作业明细表,因油藏埋深深、原油粘度高且注汽质量差，导致抽油杆负荷重，杆脱占65%！,（3）杆脱、泵漏等影响开发效果,问题6：部分水平井工艺不配套影响开发效果,楼8区水平井作业明细表,汇 报 提 纲,一、热采水平井的总体应用情况二、水平井生产效果分析三、水平井生产存在问题四、提高水平井开发效果技术对策,（一）加强动态监测，及时了解水平井剖面动用情况；（二）优化注汽方式和注采参数，提高水平井开发效果；（三）优化工艺技术
22、，提高油层剖面动用程度；（四）加强井下管柱优化，改善特超稠油生产效果；（五）加强现场管理，提高水平井管理水平；,五大点,（一）加强动态监测，及时了解水平井剖面动用情况,主要依据水平段长度、吞吐周期数（采出程度）、油层非均质性等因素制定动态监测措施工作量,下步动态监测工作量安排,1、针对多点注汽井，监测使用多点注汽管柱后水平段动用情况；2、针对高周期吞吐后水平段水淹层剖面动用情况（剩余油监测）；3、部分水平井工艺上不能满足剩余油动态监测，用温度剖面监测手段了解剖面动用情况；,（二）优化注采参数和注采方式，提高水平井开发效果,加强动态分析，确定关键注采参数（采注比）,生产井数,措施井数,单井注汽量
23、,生产天数,排水期,日产液,日产油,综合含水,采注比,油汽比,通过对南三块现场13口能够正常生产的水平井周期吞吐进行研究分析后得到：吞吐中合理的采注比在1.0-1.2之间，油井含水上升速度慢，大于1.2后含水上升速度加快。,加强动态分析，确定关键注采参数（注汽量）,Qz：直井注汽量 Qp：水平井注汽量 K:注汽系数 L:水平段长度 r：波及半径=50m,Qz=120*h=K*r2,Qp=K*(r2+L*2r),Qp/h=120+240L/r,Qp=h*(120+1.52L),以水平段110m为基础，对比计算了注汽强度1030t/m的开发效果，结果表明，最优注汽强度为2025t/m。注汽量需根据
24、油层厚度及射孔段长度综合确定，并且需合理地动态配汽。,水平井注汽强度优化,（二）优化注采参数和注采方式，提高水平井开发效果,南三块水平井汽窜图,P1,X2309,（二）优化注采参数和注采方式，提高水平井开发效果,针对水平井汽窜，优化注汽方式,4口水平井组合注汽周期效果统计,优化注汽组合,针对水平井汽窜问题：防止井间干扰，扩大蒸汽波及体积，对产生汽窜通道的井组合注汽。,（二）优化注采参数和注采方式，提高水平井开发效果,第4周期,第6周期,（二）优化注采参数和注采方式，提高水平井开发效果,XQ24-P2、XQ24-P3井组合注汽吞吐效果,（二）优化注采参数和注采方式，提高水平井开发效果,注汽口位置
25、对吞吐效果的影响,模拟结果显示，单点注汽水平段动用严重不均,注汽管柱尾部出口位置不同，水平井吸汽井段也不同(模拟结果)。只有在靠近尾管（蒸汽出口）附近的井段吸汽较好，离开蒸汽出口较远的井段基本不吸汽。水平井只能有效动用蒸汽出口附近60米左右。,（三）优化工艺技术，提高水平井油层剖面动用程度,（三）优化工艺技术，提高水平井油层剖面动用程度,1、调整注汽口位置,A,B,中点,（三）优化工艺技术，提高水平井油层剖面动用程度,1、调整注汽口位置,水平井调整注汽口位置生产效果统计表,（三）优化工艺技术，提高水平井油层剖面动用程度,1、调整注汽口位置,（三）优化工艺技术，提高水平井油层剖面动用程度,1、调
26、整注汽口位置,H322,第7周期,第8周期,第9周期,射孔井段：（871-915）44m，注汽口位置调整前847m,调整后902m.,2、多点注汽改善注汽效果,（三）优化工艺技术，提高水平井油层剖面动用程度,多点注汽井明细表,新浅25-平3注汽管柱图,杨浅3-平13注汽管柱图（杨浅3区早期多点注汽）,注汽单独一套管柱,多点注汽注采一体,多点注汽管柱1,多点注汽管柱2,楼平6井多点注汽管柱图,水平段长143.8m,调整前注汽口位置840m,多点注汽管柱3,多点注汽改善注汽效果,文献名1超稠油水平井分隔配注技术研究与应用辽河油田，2012年,关于多点注汽工艺的调研,分隔配注技术是为解决水平井笼统注
27、汽普遍存在的水平段储层动用不均的矛盾，在现有笼统注汽管柱上安装封隔器、注汽阀、分配器和扶正器，有针对性地将注汽管与筛管之间封隔，在水平井水平段形成两个相对独立的注汽腔，有针对性地实现水平段分段、按需注汽，有效改善水平段动用不均状况，提高水平段动用程度。,水平段长度335m,在取得初步试验效果基础上，该技术又实施4井次，累计增油2612t，平均单井周期增653t，平均油汽比提高0.08，取得较好开发效果。,配套技术-抗高温管外裸眼封隔器，封隔了裸眼与筛管之间的环空；注汽封隔器-封隔注汽管柱和筛管之间的环空,（三）优化工艺技术，提高水平井油层剖面动用程度,文献名2稠油热采水平井多点吞吐最优注汽点个
28、数研究西南石油大学，2012年,关于多点注汽工艺的调研,结论：1、单注汽点的有效控制范围为(7090)m2、数模认为段长为150m、250m及350m 的水平井分别采用两点、三点和四点吞吐技术进行开发，蒸汽热能利用率更高，油井的综合开发效益更好。,地质模型：浅层超稠油油藏，油层非均质性严重,热采水平井井段长度分类表,（三）优化工艺技术，提高水平井油层剖面动用程度,新庄南三块：油层非均质严重，最小渗透率为0.118m2，最大渗透率为1.034m2，水平井距边水近，50150m之间。边水活跃。,油层非均质性造成的水平段动用不均,边水舌进,影响因素,油层温度与渗透率相关性强,高渗层段吸热效果好,边水
29、舌进,生产效果变差，影响储量有效动用,具有“堵大不堵小”的作用，有利于调整吸汽剖面，动用中低渗透层段；具有“堵水不堵油”的作用，有利于抑制边水舌进，有效动用剩余油,氮气泡沫调剖的机理,（三）优化工艺技术，提高水平井油层剖面动用程度,3、优化调剖工艺,南三块吞吐轮次统计表,氮气泡沫调剖轮次统计表,（三）优化工艺技术，提高水平井油层剖面动用程度,3、优化调剖工艺,新浅25-平2井小层平面图,新浅25-平2井小层数据表,新浅25-平2井I21层有效厚度5米，射孔段长度88米，距边水60米，距断层28米，控制储量2.24万吨，破裂压力10.7MPa。第5周期时开始连续调剖，调剖前累计产油3630吨，采
30、出程度13%，累计调剖14井次。,（三）优化工艺技术，提高水平井油层剖面动用程度,新浅25-平2井氮气泡沫调剖实际施工参数与设计参数对比,新浅25-平2多轮次注氮周期吞吐表,2011年设计的气液比40/45:1，前置与后置段塞比例1:3-1:4,符合率低,（三）优化工艺技术，提高水平井油层剖面动用程度,新浅25-平2多轮次注氮周期吞吐表,新浅25-平2井氮气泡沫调剖实际施工参数与设计参数对比,加大前置段塞量,加大前置段塞量,2012年设计的气液比50:1，前置段塞比例1:1-1:1.5,（三）优化工艺技术，提高水平井油层剖面动用程度,新浅25-平7井氮气泡沫调剖实际施工参数与设计参数对比,新浅
31、25-平7多轮次注氮周期吞吐表,提高气液比，加大前置段塞量,下步建议：继续优化氮气泡沫调剖参数和施工方式。优化注入量和注入速度，段塞级别，优化氮气和泡沫剂注入时机。,关于氮气泡沫调剖的工艺和参数优化,设计参数气液比：2011年约20-40:1,2012至目前40-50:1前置段塞与后置段塞的比例：2011年约1:3-1:4,2012-目前约1:1-1:1.5施工方式2012年及以前：3级段塞2013年：尝试5级段塞实际的生产效果 将气液比优化至40-50:1的前提下，适当提高前置段塞的比例;5级段塞的施工方式改善生产效果不太明显。,（三）优化工艺技术，提高水平井油层剖面动用程度,3、优化调剖工
32、艺,（三）优化工艺技术，提高水平井油层剖面动用程度,4、加强水平井封堵技术攻关(层内堵水）,2012.12.10水平井返段731.0-780.0,注汽800t，注调剖剂4t，氮气32000标方,受窜,剩余油监测,累计生产156d，产油326t,（三）优化工艺技术，提高水平井油层剖面动用程度,4、加强水平井封堵技术攻关(多个出水点）,新浅25-平5剩余油监测成果图,水平段长158m,新浅25-平4剩余油监测成果图,出水点,出水点,出水点,（三）优化工艺技术，提高水平井油层剖面动用程度,4、加强水平井封堵技术攻关(1个出水点）,新浅24-平1剩余油监测成果图,新浅24-平3剩余油监测成果图,出水点
33、,出水点,（三）优化工艺技术，提高水平井油层剖面动用程度,机械封堵仅能实现套管内的空间的封隔，但水平段是一套油砂体，无隔层或隔层很薄，堵水难度大化学封堵河南油田无先例,文献名2高升油田水平井化学分段堵水技术研究与应用辽河油田，2012.5文献名3水平井化学分段堵水技术辽河油田,关于水平井堵水技术的调研,液体桥塞分段堵水工艺：利用暂堵段塞、保护段塞对采油层保护，利用封堵段塞对堵水层进行封堵，然后注入蒸汽对采油层解堵求产；,文献名1水平井堵水技术在彩南油田的应用新疆油田，2011.2,堵水工艺：采用高强度超细颗粒堵剂和暂堵凝胶堵剂及笼统挤堵工艺，可达到水平井的堵水目的。,先注暂堵剂，在注封堵剂,（
34、三）优化工艺技术，提高水平井油层剖面动用程度,关于水平井堵水技术的调研,高2-莲H602井依据：2010年9月对该井水平段进行了产液剖面测试，19352092m为低动用层段，出水部位集中在18631935m处，约72m井段方案设计：设定18631940m为堵水施工井段。为了使堵剂具有针对性地进入出水目的层，先利用复合段塞调剖堵水剂和液体桥塞将19402092m井段暂堵，然后用复合段塞堵水调剖剂及无机封口剂对18631940m井段进行封堵，最后利用分段注汽工艺对19402092m井段进行注汽解堵并求产。实施效果：经过65天的返排期后，产液量从35.2m3/d下降到22m3/d，日产油量从0.5t
35、/d上升到3.3t/d，含水从98%下降到85%，见到了明显的增油降水效果。,（四）加强井下管柱优化，改善特超稠油生产效果,水平井优化管柱情况统计表,1、针对特超稠油早期吞吐生产表现光杆滞后、生产时间短的问题采取的措施；2、主要优化加重杆数量和位置,26.5d/油52.9t,33d/油64.2t,57.7d/油263.5t,优化管柱,优化管柱,9.9d/油4.5t,光杆严重滞后下不去,18.7d/油85.4t,19.9d/油65t,57.6d/油372t,（四）加强井下管柱优化，改善特超稠油生产效果,周期生产时间延长了2-3倍，周期累计产油增加了3.3倍，油汽比提高了0.1,注降粘剂3t，注汽
36、1376t,注降粘剂3.3t，注汽1688t,注汽669t,（五）加强现场管理，提高水平井管理水平,几点建议1、保证水平井的注汽质量2、针对部分特超稠油水平井初期光杆滞后、生产时间短的问题，建议及时优化井下管柱；3、针对楼8区频繁砂卡的问题，建议小冲次生产、定期洗井冲砂作业；4、针对水平井现场注氮工艺实施，注氮量、调剖剂量以及注入方案严格按照工艺设计执行,水平井技术是实现油田高效开发的有效手段，在油田生产中发挥越来越重要的作用。我们要以本次水平井技术应用交流会为契机，进一步解放思想，提高认识，认真学习兄弟油田的成功经验，大力推动水平井开发技术创新，不断拓展应用领域和规模，为河南油田“十二五”稳定发展提供技术支撑。,结束语,97,不妥之处敬请批评指正！谢谢,问题4：局部区域汽窜影响水平井开发效果,2012.9.27受窜,2012.11.29受窜,2013.1.2受窜,2013.4.4检泵并受汽窜,注汽933t,热处理,注汽1113t,注汽715t,热处理,2013.1.18受窜,注汽1387t,注汽1018t,注汽1257t,热处理544t,南三块水平井不同周期注氮生产效果对比,周期,日均产油（t/d),
