探索適應濮城油田剩余油挖潛的新途徑

依靠技術(shù)進步 探索適應濮城油田 剩余油挖潛的新途徑 179 濮城油田經(jīng)過二十多年的開發(fā)，油田整體已進入高含水開發(fā)后期，大部分主力油層水淹嚴重，層間、層內(nèi)、平面矛盾日益突出，如何解決好這些矛盾是關(guān)系到油田是否能夠持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)的關(guān)鍵。油藏工程和采油工程是采油廠最為關(guān)注的兩大工程，采油工程技術(shù)現(xiàn)狀和水平極大地左右著油田生產(chǎn)開發(fā)指標完成情況。因而弄清油田采油工程技術(shù)現(xiàn)狀，作出與其現(xiàn)階段油田開發(fā)相適應的正確估價顯得尤為重要。 一、油田概況和采油技術(shù)指標變化情況 1、油田概況 截止 2002 年 10 月底，濮城油田共有油水井 1517 口，其中油井 914口，水井 603口。油井開井 788口，井口日產(chǎn)液水平 32254t，日產(chǎn)油水平 2641t，綜合含水 平均單井日產(chǎn)液水平 產(chǎn)油水平 質(zhì)采出程度 工業(yè)采出程度 油田自然遞減 綜合遞減 抽油機井開井 619口，日產(chǎn)液水平 10078t，日產(chǎn)油水平 1636t，綜合含水 占總產(chǎn)量的 電泵井開井 155 口，日產(chǎn)液水平 19357t，日產(chǎn)油水平 887t，綜合含水 占日產(chǎn)油的 注水井開井 418口，日注水平 45052均單井日注 109002年 1104積注采比 2、采油技術(shù)指標變化情況 180 （ 1）、有桿泵采油技術(shù) 1）、概況 目前濮城油田抽油機總井數(shù) 714口，開井 619口，其中報廢開井 51口，平均單井日產(chǎn)液 產(chǎn)油 合含水 平均泵徑 均泵掛深度 2029m，平均動液面 1322m，保持 707均泵效 檢泵周期 440d。 2）、近幾年抽油機井主要技術(shù)指 標及變化情況 、泵徑變化情況 1999有桿泵泵徑變化曲線 從圖 1 可以看出，近三年來濮城油田平均泵徑波動不大，但總的趨勢在平穩(wěn)的變小，但幅度不大，由 1999 年 12 月份的 徑變小的主要原因一是油田整體動液面下降，二是泵掛的加深。 、沖程和沖次變化情況 次 181 圖 2 1999沖程、沖次變化曲線 沖程和沖次的變化比較明顯，平均沖程由 1999 年 12 漸增加到目前的 均沖次則由 /分下 /分。以上兩參數(shù)的變化對提高我廠機采管理水平，降低躺井率，延長檢泵周期，提高機采系統(tǒng)效率方面起到了積極的作用（見圖 2）。 、理論排量、泵效變化情況 從 1999 年以來，濮城油田平均單井理論排量整體是下降的，平均泵效前兩年穩(wěn)定在 45%上下，今年有所下降，主要原因是電泵與抽油機采油方式轉(zhuǎn)換以及外圍新區(qū)投產(chǎn)井數(shù)逐漸增多造成的（見圖 3）。 圖 3 1999有桿泵理論排量、泵效變化曲線 、平均泵掛深度、動液面、沉沒度變化情況 量 182 圖 4 1999平均泵掛深度、動液面、沉沒度變化 從圖 4 中可以看出，平均泵掛深度逐漸加深，動液面呈下降趨勢，沉沒度也有所下降?？偟膩砜?，我廠的沉沒度偏大，一直在 700m 左右，但泵效并不高，而油井的真實沉沒度可能要小。 2002 年 10 月 29 日，我們對兩口動液面較淺，而功圖反映嚴重供液不足的井進行了消泡試驗，前后對比測試動液面相差很大， 213由 999496m，下降了 470m；92由 314036m，下降了 722m，從這兩口井可以看到泡沫段是存在的，而且比較長。這些井主要分布在濮城油田沙三段及文衛(wèi)濮 結(jié)合部油藏，共有 215 口，根據(jù)折算液面將下降 200此看來濮城油田的真實沉沒度在300間。 、 檢泵周期的變化 733 738 737 749691 682 7071202 12331252 12611325 1344 13221935 ） 平均動液面（米） 平均泵深（米） 183 從圖 5中可以看出，近幾年來濮城油田抽油井檢泵周期在逐步 ）圖 5 1999延長，由 99年 12月的 396天延長到目前的 440天，延長了 44天。這是我廠三年來加強機采控躺管理工作取得的成果。 （ 2）、電泵井采油技術(shù) 1）、概況 目前全廠電泵井開井數(shù) 155口，平均單井日產(chǎn)液 產(chǎn)油 合含水 平均動液面 968米，平均泵掛 1911米，平均泵效 106%，其不同型號電泵井生產(chǎn)情況見表 1。 表 1 2002 年電泵井主要技術(shù)指標 泵 型 井數(shù) 平均單井 日產(chǎn)液 (T) 平均日 產(chǎn)油 (T) 綜合 含水 (%) 平均動 液面 （ M） 平均 泵掛 (M) 沉沒 度 (M) 排量 效率 (%) 30 3 234 2603 1409 141 50 21 394 2328 1065 114 70 25 8 970 2081 1134 119 100 40 30 1848 804 115 150 36 18 1786 909 111 200 18 10 1723 865 108 250 11 59 1692 768 102 320 8 291 49 1621 721 162 68 1911 06 184 計 2）、近 幾年指標變化情況 、理論排量、泵效變化情況 從近幾年理論排量、泵效變化情況來看，從 1999 年到 2000年 12月，由于加大了低滲油藏的提液，理論排量、泵效減小，從2000年以后，對于中高含水油藏加大了提液的力度，其理論排量、泵效逐步增大（見圖 6）。 效圖 6 1999電泵井理論排量、泵效變化 、平均泵深、沉沒度、動液面變化情況 從圖 7 可以看出，從 1999 年到目前平均泵掛深度基本呈加深趨勢，沉沒度呈下降趨勢，動液面整體 呈下降趨勢，泵掛深度的加深，沉沒度、動液面的下降這是與我們加大提液力度是分不開的。 、檢泵周期的變化 185 從圖 8可以看出，濮城油田由于近幾年加大電泵井的管理和配 38821909968 943 9767009001100130015001700190021001999年12月2000年3月2000年6月2000年9月2000年12月2001年3月2001年6月2001年9月2001年12月2002年3月2002年6月2002年9月泵掛深度 沉沒度 動液面圖 7 1999平均泵深、沉沒度、動液面變化 3653583984294163003203403603804004204401999年12月2000年3月2000年6月2000年9月2000年12月2001年3月2001年6月2001年9月2001年12月2002年3月2002年6月2002年9月檢泵周期(d)圖 8 1999電泵井檢泵周期變化 套技術(shù)的應用，電泵井的檢泵周期不斷延長，由 1999 年 12 月的365天延長到 2002年 9月的 416天。 二、濮城油田采油工藝技術(shù)發(fā)展現(xiàn)狀及取得的效果 （一）、機械采油工藝技術(shù) 機械采油工藝技術(shù)是濮城油田最為成熟的配套技術(shù)之一。無論 186 是機采提液、提高泵效技術(shù)、控躺治躺延長檢泵周期技術(shù)，經(jīng)過長期不斷更新完善配套，濮城油田的采油技術(shù)指標在國內(nèi)目前處在較高水平。 1、有桿泵采油技術(shù) （ 1）、有桿泵提液技術(shù) 1）、抽油設備 濮城油田游梁式抽油機從 8型 形增程式抽油機最大沖程可達 效防氣泵、防砂泵、防腐泵、長沖程抽油泵，及玻璃鋼抽油桿、高強度抽油桿、防腐抽油桿等新型三抽設備在油田生產(chǎn)中得到廣泛的 應用，并取得較好的效果。 2）、有桿泵診斷技術(shù) 有桿泵診斷采用便攜式診斷儀，實現(xiàn)了更新，不僅功能更加豐富，而且較好地解決了 2500m 以內(nèi)動液面的測試問題，特別適用深抽井的需要，診斷軟件采用當今流行的 序設計，使診斷合格率高達 90%以上。 3）、有桿泵優(yōu)化設計技術(shù) 以地層、井筒、舉升設備等多方面的有機協(xié)調(diào)為原則，進行整個系統(tǒng)的優(yōu)化設計，做到地層、井筒、地面設備的合理匹配，保證了桿柱組合的合理性。目前使有桿泵優(yōu)化設計復合率達 95%以上。 4）、深抽配套提液技術(shù) 187 目前已形成 32、 38 44、 50、 56、 70油桿形成了鋼桿、玻璃鋼桿、高強度桿深抽配套技術(shù)。深抽技術(shù)已相當配套完善，其與下電泵、泵升級等機采提液一起成為油田高含水期的重要提液增油手段。 從 1999年 0月共進行各類提液措施 733井次，其中泵升級 323 井次，加深 410 井次，實施后日增液 均單井日增液 增油 積增液 537545t，增油 80859t（見表 2）。 表 2 1999 10 月份提液措施效果匯總表 總 增液 增液 增油 增油 措施前 措施后 增 產(chǎn) 平 均 累 計 年項 井 有效 有效 有效 有效 日產(chǎn) 日產(chǎn) 日產(chǎn) 日產(chǎn) 日增 日增 日增 日增 增 增 份 目 數(shù) 井 率 井 率 液 油 液 油 液 油 液 油 液 油 （口） （口） （ %） （口） （%） （ t） （ t） （ t） （ t） （ t） （ t） （t） （ t） （ t） （ t） 1999 升級 61 54 9 8922 5923 加深 104 81 6 8541 8194 2000 升級 102 94 7 9422 7807 加深 129 115 02 3093 13501 2001 升級 101 90 7 57037 22160 加深 86 71 6 7815 5181 2002 升級 66 57 6 8343 13151 加深 84 71 6 372 4942 （ 2）、綜合防治偏磨技術(shù) 抽 油機井管桿偏磨已成為制約機采工藝的一個主要問題，為此我們采用了從管桿同時入手，綜合治理的方針，采取邊試驗、邊 188 完善的步驟。濮城油田防偏技術(shù)大致經(jīng)歷了以下幾個階段：第一個階段在抽油桿上安裝分瓣式扶正器，在使用過程中，分瓣式扶正器存在易磨損，磨損后易造成抽油泵被 卡。第二階段引進了油管桿修復線，同時應用了井口管、桿缺損探傷技術(shù)，這些技術(shù)的應用，保證了下井管桿質(zhì)量。第三階段在抽油桿固化扶正器，并開展旋轉(zhuǎn)井口試驗，旋轉(zhuǎn)井口可以通過地面人力定期、定量轉(zhuǎn)動，帶動井下油管串轉(zhuǎn)動來改變井下油管與抽油桿的偏磨面，從而保證油管內(nèi)外磨損面的均勻分布，達到延長管、桿使用壽命的目的。第四階段建立了固化抽油桿生產(chǎn)線，并開展了旋轉(zhuǎn)減振懸繩器裝置試驗。通過上述四個階段，使濮城油田的防偏技術(shù)得到完善與發(fā)展，目前形成完善管桿修復、探傷系統(tǒng)，完善的固化抽油桿生產(chǎn)設備，完善的井口防偏配套系統(tǒng)和完善的井 筒配套系統(tǒng)。通過四個系統(tǒng)的完善配套，較好地緩解了管桿偏磨造成的躺井， 取得了很好的防治效果。據(jù)統(tǒng)計 尼龍扶正抽油桿目前使用 189井次、9680 根，旋轉(zhuǎn)井口目前全廠達到 102 口， 2002 年 1應用 41口，旋轉(zhuǎn)減振懸繩器目前已安裝 100 臺。由于這些措施，今年與去年同期對比躺井率由去年的 降到 檢泵周期由去年的 417天延長到 449天。 （ 3）、防氣配套技術(shù) 針對部分油井油氣比較高，嚴重影響泵的正常工作，我廠主要配套應用了加長回流式氣錨和環(huán)閥式防氣泵。加長回流氣錨是利 189 用油氣比重差，使其分離 更充分，采用回流效應的一種氣錨。進入錨筒的油氣迂回流動、氣體上升溢出、液體下行沉降，由于回流的距離達到了 100米以上，從而提高分氣效果。從 1999年至 2002年共下這種加長氣錨 60口井，見到了較好的防氣效果。 60口井下入加長氣錨前后對比，增液有效 50口，有效率 增油有效41口，有效率 日增液 264t，日增油 53t，增油 均泵效提高 15%。從現(xiàn)場應用情況看，該氣錨對高油氣比、低含水、低液面、低泵效的井防氣效果較理想。 環(huán)閥式防氣泵 2001年 12月開始下井 試驗，目前已結(jié)合檢泵下井 9 口，這些井含水在 40%以下，油氣比大于 100m3/t，實施后 9口井平均單井日增液 增油 效提高了 目前看來防氣、提液效果很好，有待于進一步推廣。 此外 2002 年我廠試驗了采油院開發(fā)的旋流式氣錨、長管串氣錨，也見到一定的防氣效果，單井提高泵效 5%以上，該工藝技術(shù)有待進一步試驗觀察。 （ 4）、防腐蝕配套技術(shù) 濮城油田由于地層水礦化度高，井下腐蝕嚴重。在防腐上一是采用了端點加藥技術(shù)，二是井筒加緩蝕劑技術(shù)，三是井下管串陰極保護技術(shù)，基本解決了井筒腐蝕的問題。目 前已在全廠 110 座計量站建立端點加藥系統(tǒng)，以解決集輸管線腐蝕問題，對于 228口腐蝕嚴重井采取定期加緩蝕劑技術(shù)，對腐蝕嚴重的 28口井（抽 190 油機 20口，電泵 8口）采用下防腐抽油桿、安裝井下陰極保護裝置等技術(shù)，取得了好的效果。 （ 5）、防砂、防垢、防鹽配套技術(shù) 針對油井出砂，主要應用了長柱塞式防砂泵和防砂雙層濾砂篩管，基本解決了砂卡造成的躺井，在防垢、防鹽上應用了定期加防垢劑、防鹽劑，并實施防、除、阻垢相結(jié)合的配套技術(shù)，解決了出砂、結(jié)垢、結(jié)鹽問題。 通過強化系統(tǒng)管理工作和完善配套工藝技術(shù)，近幾年我廠的躺井數(shù)、躺井率 呈逐年下降趨勢，檢泵周期明顯延長（見表 3）。 表 3 1999有桿泵躺井、檢泵周期統(tǒng)計 時 間 開 井 數(shù) （ 口 ） 躺 井 數(shù) （ 井 次 ） 躺 井 率 （ %） 檢 泵 周 期 （ d） 1999 年 519 513 96 2000 年 575 397 20 2001 年 627 357 44 2002 年 1 668 298 49 2、電泵井采油技術(shù) 電泵井采油也是濮城油田的一種重要方式，目前在濮城油田也得到了廣泛的應用，在提液、防氣、防除垢以及井 下配套方面形成了比較完善的配套技術(shù)，滿足了電泵井提液的需要。 （ 1）、電泵井提液技術(shù) 目前濮城油田電潛泵采油技術(shù)形成了 30 50 70 00 120 150 200 250 320 191 各種泵型齊全配套，滿足了不同類型油藏提液的需要。從 1999年以來，針對濮城油田開發(fā)已進入高含水開發(fā)期，進一步加大了電泵井提液的力度，特別是加大了對中、低滲油藏的提液，取得了明顯效果。從 19990月，共實施電泵井提液 150口，實施后日增油 積增油 77451t（見表 4）。同時從表可以看出，隨著油田進入高含水開發(fā)后期，電泵井提液工作量在逐年減小，增油比重也在逐年減小。 表 4 1999 10 月電泵井提液效果 時間 總井 數(shù) 有效 井數(shù) 措施前 措施后 差值 累積 增油 t 日產(chǎn)液 t 日產(chǎn)油 t 含水 % 日產(chǎn)液 t 日產(chǎn)油 t 含水 % 日產(chǎn)油 t 含水 % 1999 年 34 28 7566 2000 年 53 39 4300 2001 年 42 38 4800 2002 年 21 19 0785 （ 2）、電泵井防氣技術(shù) 氣量大是影響電泵井壽命的一個重要因素，針對這一情況，2000 年以來加大了雙級分離器的使用力度，目前已在 100 方以下的井全部進行了應用 ，雙級分離器可大大提高電泵井的油氣分離效果，消除了氣體對機組的影響，檢泵周期由原來的 256 天延長至目前的 350天。 （ 3）、電泵井防除垢技術(shù) 隨著電泵提液技術(shù)向中、深油藏的轉(zhuǎn)移，電泵結(jié)垢已成為一個 192 嚴重的問題，為此首先在部分電泵井進行加除垢劑實驗，取得了一定效果，使檢泵周期得到延長。但隨著實踐的不斷深入，目前在電泵井除垢方面形成了除、防、阻相結(jié)合。除即利用化學除垢劑對地層井筒除垢；防是使用強磁防垢器抑制垢的形成；阻是利用阻垢劑，在正常生產(chǎn)過程中，定期加少量阻垢劑，阻止垢的形成。通過除、防、阻相結(jié)合，延長了電泵 井檢泵周期，平均檢泵周期由以前的 260 天延長至 389 天。同時 2001 年 12 月還在 3 口井開展固體防垢試驗，該技術(shù)是把固體防垢劑放置在電泵的底部，使防垢劑不斷釋放，除 1 口井因作業(yè)起出外，另外 2 口井還在使用中。 （ 4）、電泵井防腐技術(shù) 由于地層水礦化度高，井下腐蝕嚴重，因電泵井排量大，應用防腐劑不太適應。在應用防腐劑的基礎上，開展了陰極保護技術(shù)試驗，并取得了較好的效果，目前對于井下腐蝕嚴重的 8 口井進行了應用，效果良好。 （ 5）、配套技術(shù)的應用 電泵過壓保護裝置的研究與應用 電網(wǎng)電壓波動對電泵危害很大，是 造成電泵井躺井的重要原因，根據(jù)這種狀況，研制了電泵過電壓保護裝置及新型的 前已推廣應用 3 套，該裝置對運行機組有較好的保護作用，并且能對電泵井運行電流進行記憶，為電泵管 193 理提供了依據(jù)。 、供液不足井變頻器的推廣應用 供液不足將造成電泵井的檢泵周期縮短，為解決此矛盾，與深圳華能公司研制了變頻器在此類井進行試驗，變頻器采用自動控制技術(shù)，根據(jù)井下工況自動控制排量及壓力，從而使機組在最佳狀態(tài)下運行，在 5行周期由原來的 2 個月延長到目前的 110 天，日增油 2t,節(jié)能達 40%，取得了良好的經(jīng)濟效益 。 、應用電泵遙控檢測技術(shù)，提高生產(chǎn)時率 電泵井停產(chǎn)后，由于發(fā)現(xiàn)不及時，將嚴重影響生產(chǎn)時率，為此與大連電子研究所合作，應用了電泵井遙控檢測技術(shù)，此技術(shù)能24 小時對電泵井進行監(jiān)控，掌握電泵井生產(chǎn)動態(tài)，提高故障電泵井的處理及時率，延長電泵井周期， 2000今年 5月份進行了試驗，目前已應用 100口井，取得了較好的效果。 、優(yōu)化電泵高、低溫電纜配置 電泵井由于排量大和電機的散熱，使井筒液體溫度升高，電泵井井下溫度一般在 95 ，以前使用的 90 C 電纜在高溫 下極易老化損壞，因此必須應用高溫電纜才能滿足井下的需要，但全部應用高溫電纜必然導致成本上升。為此對全部電泵井進行了井溫測試，掌握各個井的井溫數(shù)據(jù)，對井下電纜進行高、低溫組合，既節(jié)約了成本，又達到了減少躺井的目的。 194 1999 年以來，濮城油田通過完善電泵井采油工藝技術(shù)，使電泵井采油工藝技術(shù)取得了完善與進步，同時也取得了明顯的經(jīng)濟效益，電泵井躺井率和檢泵周期得到不斷延長（見表 5）。 表 5 1999電泵井主要技術(shù)指標 （二）、油層改造技術(shù) 油層改造工藝技術(shù)形成了以壓裂、酸化為主要手段，物理法解堵（超聲波、高能氣體壓裂、電脈沖）為發(fā)展方向的、適應不同油藏類型的油層改造需要的系列工藝技術(shù)。 1、壓裂工藝技術(shù) 壓裂技術(shù)是改善低滲透油藏的重要手段，隨著壓裂技術(shù)的不斷進步，壓裂技術(shù)的針對性逐步增強，根據(jù)濮城油田油藏的不同特點，在沙二上 4二下油藏實施針對性的保護性壓裂，在沙三段、結(jié)合部油 藏采用了分層壓裂技術(shù)，并且由逐步實施了大型壓裂技術(shù)，提高了加砂比，滿足了不同油數(shù) 據(jù) 年 度 經(jīng)營指標 技術(shù)指標 躺井 井次 作業(yè)勞務費 （萬元） 電泵 總成本 （萬元） 單井 費用 （萬元） 平均開 井數(shù) 年產(chǎn) 油量 單井日產(chǎn)油 平均 泵掛 動液 面 綜合 含水 檢泵 周期 （天） 99 年 215 726 2723 55 823 841 65 2000 年 193 1180 2718 68 848 914 58 2001 年 154 782 2485 74 872 961 98 2002 年 （ 1 117 528 2081 54 878 964 16 195 藏壓裂的需要。 從濮城油田近幾年壓裂工藝來看，主要發(fā)生了以下幾大變化：一是由籠統(tǒng)壓裂向分層壓裂發(fā)展；二是由低滲層（沙三段以下）壓裂向中低滲層（沙二上 4裂發(fā)展；三是中深層向深層壓裂發(fā)展；四是由小型壓裂向大型壓裂發(fā)展；五是由油井壓裂向水井壓裂發(fā)展；六是壓裂由單井壓裂向區(qū)塊整體壓裂、重復壓裂和復合壓裂方向發(fā)展。 1999年以來濮城油田共實施壓裂 465井次（表 6），其中新井 表 6 濮城油田 1999壓裂分類 年度 新投井 新井二次措施 老井壓裂 合計 井數(shù) 日產(chǎn)液 t 日產(chǎn)油 t 含水 % 井數(shù) 日產(chǎn)液 t 日產(chǎn)油 t 含水差 % 井數(shù) 日產(chǎn)液 t 日產(chǎn)油 t 含水差 % 99 24 1 1 2000 37 6 6 9 2001 89 8 5 02 8 1 4 33 合計 198 1 96 65 投產(chǎn)壓裂 198 井次，占壓裂總井次的 新井二次措施壓裂71 井次，占壓裂總井次的 老井壓裂 196 井次，占壓裂總井次的 從壓裂效果來看，新井投產(chǎn)壓裂初期平均單井日產(chǎn)油 井二次措施壓裂平均單井日增液 增油 均含水下降 老井壓裂平均單井日增液 增油 均含水下降 從目前來看，油層壓裂改造逐步向分層壓裂發(fā)展，投球分層及合層壓裂比例減小，而且壓裂增產(chǎn)所占措施總增產(chǎn)比重也不斷加 196 大，成為了油田油氣上產(chǎn)的重要措施。由于分層壓裂提高了對地層的針對性，分層壓裂井數(shù)在逐年增加，尤其是 2002年以來加大了壓裂新工藝和新技術(shù)的應用推廣，實現(xiàn)了卡雙封分層壓裂的試驗并取得突破，取得了較好的增產(chǎn)效果（見表 7、 8）。 表 7 1996濮城油田壓裂方式統(tǒng)計 年度 合壓井數(shù) 投球井數(shù) 卡封井數(shù) 限流井數(shù) 合計 1999 28 20 1 1 50 2000 32 43 2 77 2001 108 83 7 198 1 20 31 1 133 合計 249 173 41 2 465 表 8 2002 年油井分層壓裂效果統(tǒng)計 井號 壓裂層位 厚度 /層數(shù) 壓裂日期 壓裂前 壓裂后 壓后 日產(chǎn)液 t 日產(chǎn)油 t 含水 % 日產(chǎn)液 t 日產(chǎn)油 t 含水 % 日產(chǎn)液 t 日產(chǎn)油 t 含水 % 三中 30 三中 3 35 7 三中 62 三中 7 6 三上 9 7 三中 71 4 三上 12 二下 315 合計 2002年 133井次，有效 122井次，有效率 其中新井投產(chǎn)壓裂實施 48井次，有效 44井次，壓后平均單井日產(chǎn)液油達 至目前已累計產(chǎn)油 197 38848t；老井壓裂實施 74井次，有效 67井次，有效率 壓后合計日增液 增油 合含水平均下降 平均單井日增液 增油 至目前已累積增油 26863t。另外新井二次壓裂也取得了一定效果，分別增油 2680t。 2、酸化工藝技術(shù) 近年來，濮城油田儲層酸化改造技術(shù)取得重大進步，在廣泛應用膠束酸、濃縮酸和土酸系列酸化的同時，對注水井應用了降壓增注技術(shù)， 2002年開展了超高壓增注技術(shù)（清華）、層內(nèi)生氣驅(qū)油技術(shù)（俄羅斯）、多級酸化技術(shù)（北奧科技公司）、暫堵酸化（采油院），取得了一定效果。特別是降壓增注技術(shù)由于具有防膨性能好 、反應速度慢、酸化作用半徑大、對地層溶蝕量小傷害小等特點，已成為目前濮城油田注水井主要的酸化技術(shù)。 （ 1）、降壓增注技術(shù) 注水井降壓增注技術(shù)從 1999 年開始進行試驗并進行推廣，當年實施 41口，平均注水壓力下降 井日增水量 累積增加注水 231335 時有 22口對應油井見到增注效果，日增油 46t，累積增油 5450t。在 1999年取得較好效果的基礎上，2001年加大了降壓增注技術(shù)的應用，從 19990月共實施降壓增注 172井次（見表 9），注水壓力平均下降 井日增水量 54注水壓力下降的同時，水井的吸水剖面也得到了一定程度的改善，如 2002年 6月 23日進行酸化，施工前注水壓力 注 150際注水 120化后注水 198 壓力 注水 146水壓力下降 增注水26注水剖面來看，酸化前只有沙二上 24、 5、 6三個小層吸水，吸水厚度 層，酸化后吸水厚度 層，并且主力吸水層吸水得到控制，吸水差的層得到加強，新增吸水層 層（見圖 9）。 圖 9 2降壓增注前后吸水剖面對比 表 9 1999水井降壓增注效果 時間 井次 施工前 施工后 差值 累增 水量 壓 注 注 壓 注 注 壓 注 999 年 41 00 00 31335 2000 年 41 30 30 66921 2001 年 48 30 30 102 77260 2002 年 42 20 64 20 109 5 105256 酸化 2 - 5 4 8 （后）0102030405060701 2 3 4 5 6 7 8 9 度酸化 2 - 5 4 8 ( 前 ）01020304050601 2 3 4 5 6 7 8 9 10012345吸水 厚度 199 在對應油井上有 125口油井見到注水效果，日增油 積增油 19584t（見表 10）。 （ 2）、超高壓降壓增注技術(shù) 超高壓增注技術(shù)是以強氧化劑、熱力催化劑為主，添加活性劑、穩(wěn)定劑、緩蝕劑等多種化學藥劑。它是多種酸液協(xié)同解堵施工，綜合多種酸化技術(shù)，能夠達到有效清除各類污染和解除泥質(zhì) 表 10 1999降壓增注對應油 井效果 時間 見效 油井 見效前 見效后 差值 累增油 t 日產(chǎn)液 t 日產(chǎn)油 t 含水 % 日產(chǎn)液 t 日產(chǎn)油 t 含水 % 日產(chǎn)油 t 含水 % 1999 年 369 450 2002 年 39 939 2001 年 29 007 2002 年 24 188 的作用，從而達到降壓增注的目的。 2002 年開展了 5 口（ 79213高壓降壓增注技術(shù)試驗， 5 口井措施前平均油壓 均日注 33施后平均油壓 均日注 100壓降低 注水平提高 67前累計增注 89435口井中有 4口水井對應的 4口油井見到增油效果，以衛(wèi) 42對應的 1口油井（衛(wèi) 42到良好效果，見效前日產(chǎn)液 3 t，日產(chǎn)油 水 5%，見效后日產(chǎn)液 產(chǎn)油 水 200 日增油 水下降 百分點， 4月 30日泵加深，目前日產(chǎn)液 產(chǎn)油 水 目前已累計增油 （ 3）、層內(nèi)生氣驅(qū)油技術(shù) 層內(nèi)生氣驅(qū)油技術(shù)通過連續(xù)向地層注入可生成氣體的溶液和活性酸，其可以優(yōu)先進入高滲透層，兩者發(fā)生放熱化學反應產(chǎn)生氣體，氣體溶解在低濃度酸溶液的聚合物形成穩(wěn)定泡沫屏障，堵塞高滲層，與此同時聚合物滲透到 低滲油層中表現(xiàn)粘彈效應，并從中驅(qū)替原油。 2002年 6月份在 5口井進行了試驗，見到了一定的增注效果，5口井措施前平均油壓 計日注 181施后平均油壓 26計日注 260水壓力下降了 增水量79計增注 15337最為明顯的是 施前 31 施后油壓降為 23 水量提高到 60 油效果上， 2 口水井對應的 3 口油井見到增油效果， （ 4）、多級酸化技術(shù) 多級酸化技術(shù) 2002 年開展了 3 口井（ 424242驗，由前置酸、主體酸、后置酸、頂替液組成。多級酸化技術(shù)是采用前置液造縫，隨后注入一濃度的酸液溶蝕裂縫壁面，以形成較高的導流能力的酸化工藝技術(shù)； 4225 高施工壓力 48 束時壓力 38 施后注入壓力由 201 39 4 降了 注水量由 33 12 高了 79 前注入壓力 39 注水量 35 水狀況得到明顯的好轉(zhuǎn)，但有效期需進一步觀察，對應油井已增油 4242果需進一步觀察。 （ 5）、暫堵酸化技術(shù) 由于層間差異，實施籠統(tǒng)的復合酸解堵后更容易導致層間矛盾的加大，影響措施效果，因此開展了暫堵酸化技術(shù)應用，該技術(shù)在保護原有吸水層的同時，使更多酸液進入低滲層，有效啟動二、三類差層，充分達到改善剖面的目的。實施 2口（ 由于施工結(jié)束時間短，效果需要進一步觀察。 （三）、油水井堵水技術(shù) 1、找水工藝技術(shù) 油井堵水時準確地確定出水層位是堵水能否成功的關(guān)鍵因素之一。為提高油井堵水成功率，開展了油井找水工藝技術(shù)的研究，所使 用的找水技術(shù)主要有： （ 1）動態(tài)資料分析找水技術(shù)； （ 2）井溫找水技術(shù)； （ 3）分層抽汲技術(shù)； （ 4） 控測井找水技術(shù)； （ 5） C/ （ 6）油井產(chǎn)出剖面測井找水技術(shù)； 202 （ 7）測 2、堵劑的選擇 濮城油田油層溫度高、地層水礦化度高、出水層壓力高、滲透性相對較好。針對這些特點，首先選擇抗鹽、抗溫，強度大的無機顆粒堵劑。 1998濮城油田的主要開發(fā)單元都進行了油井化堵，所使用的堵劑主要為無機顆粒堵劑（見表 11）。對滲透性好、孔隙度大的沙二上 1、沙二上 2+3 油 藏使用 高濃度水泥漿等堵劑；對層間差異大的中低滲透層的沙二上4二下 1 51塊油藏使用 泥漿等堵劑；對沙三段油藏、文 90等外圍區(qū)塊，油井大部分都進行過壓裂，地層存在著裂縫，主要應用了 細水泥等堵劑，滿足了各類油藏堵水的需要。 表 11 歷年油井化堵所用堵劑 單 元 井 數(shù) 所 用 主 要 堵 劑 S 二上 1 4 S 二上 2+3 12 泥漿 S 二上 4 二下 10 泥漿 S 三上 1 劑 S 三上 53 三中 1 三中 6 超細水泥、 51 塊 12 90 塊 6 超細水泥、 98 塊 1 水泥漿 衛(wèi) 317 塊 1 水泥漿 衛(wèi) 79 塊 1 203 其它 3 泥漿 合計 96 3、擠堵工藝技術(shù) （ 1）、分層擠堵技術(shù) 為了不污染其它油層，一般 采用分層擠堵工藝，就分層擠堵而言，主要有以下幾種情況： 1）、堵上采（注）下 2）、堵下采（注）上 3）、堵中間采（注）上下 根據(jù)上述三種情況，我們采用以下幾種分層擠堵工藝。 、對于堵上采（注）下的油（水）井，采用打水泥塞、電纜橋塞、填砂和封隔器等措施，保護下部地層，待上部油層堵水后再鉆塞、沖砂（圖 10）。 、對于堵中間采（注）上下的油（水）井，采取封隔器分隔上部油層，將下部油層封堵，生產(chǎn)上部油層（圖 11）。 204 圖 10 封上采下管柱 圖 11 封中間采上下管柱 圖 12 封下采上管柱 、 對于堵下采（注）上的油（水）井。采用以下兩種方法（圖12）。一種方法是下部填砂，打橋塞、懸空水泥塞等，上部用封隔器分開，堵中間層位。另一種方法是采用中原分公司采油工程院研制的 98是利用兩級封隔器實現(xiàn)對中間油層擠堵水泥或復合堵劑，施工后不留塞，縮短了作業(yè)時間，降低了堵水成本。 技術(shù)指標： 耐壓差： 40 密封件耐溫： 140 能反洗井；化堵施工中封隔器不產(chǎn)生蠕動； 解封靈活可靠。 4、堵水技術(shù)應用及效果 濮城油田油井化堵工作始于 1985年，但直至 1998年上半年，由于技術(shù)、認識等方面原因，一直沒有大的突破， 4年內(nèi)總共實施橋塞、填砂塞 205 27 井次，且效果不理想。 1998 年下半年至 2002 年，濮城油田共實施油井化堵 96井次（見表 12），成功 89口，工藝成功率 其中有 67井次有增油降水效果，有效率 有效期平均為 375天，目前仍有 20口井繼續(xù)有效。由于機械卡堵受井況影響大，封隔器易失效，造成卡堵有效期短，因此化學堵水明顯優(yōu)于機械堵水。 表 12 濮城油田歷年油井化堵效果表 年 份 井 次 有效井次 單井費用 （萬元） 總費用 （萬元） 當年增油 （ t） 平均有效期 （ d） 有效期內(nèi)增油 （ t） 1998 年 13 9 468 500 16762 1999 年 26 17 0023 444 22466 2000 年 20 16 926 455 174