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2-低效稠油水平井治理方法探讨--现河厂.

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非常规油气 分层注水 油藏钻采 稠油油藏
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低效稠油水平井治理方法探讨现河采油厂二零一三年一月现河 ·工艺近几年来,在稠油油藏开发过程中,由于汽水窜、套损、防砂失效、浅层超稠油举升困难等因素影响,高液高含水、低液低产能、停井等低效水平井比例快速上升。针对水平井的低效问题,深入剖析,加大研发攻关力度,实施 专项治理,开展 了 稠油热采水平井堵水、井况问题井修复、浅层超稠油举升工艺优化 等技术探索,取得一定进展,改善了低效水平井开发效果, 为稠油水平井的稳产开发进行有益的探索。前 言现河 · 工艺一、 低效 稠油水平井现状二、低效水平井治理方法的探索三、 2013年工作方向目 录现河 · 工艺现河稠油油藏主要分布在乐安油田和王家岗油田 12个区块 20个单元,动用含有面积 动用地质储量 104t。目前年产油 104t, 连续 6年保持平稳上升局面。(一)稠油开发状况一、低效稠油水平井现状草 13广 9草 20草 27乐安油田分布 王家岗油田分布草 33草古 125王 109王 140广气 2草古 1王 90王 146现河 · 工艺目前稠油水平井完钻 299口,开井 224口,占稠油开井数的 产量占稠油产量的 一、低效稠油水平井现状2007年以来,应用精密滤砂管、充填防砂、分段完井、免钻塞、分支水平井等水平井配套开发技术 ,实现了一批 薄层、出砂、超稠 等低品味油藏的动用。(一)稠油开发状况稠油水平井完井管柱滤失水平井逆向挤压充填示意图精密微孔滤砂管免钻塞精密滤砂管分段完井现河 · 、低效稠油水平井现状(二)存在主要问题低效水平井产量比例受汽窜、水侵、套管损坏、防砂失效、油层埋藏浅等因素影响,稠油 水平井低效问题突出 。液95%停产井正常井低效水平井井数比例稠油水平井低效主要表现为 高含水、井况问题停井、低液低产能 三方面,这三类低效水平井 121口,占近年投产水平井总数的 产量占水平井产量 挖掘低效水平井潜力,成为稠油上产稳产的主要阵地。现河 · 工艺一、低效稠油水平井现状低效稠油水平井现状及治理难点,主要体现在三方面:1、汽窜、水侵现象日益突出2、套管破损、防砂失效等井况问题严重3、浅层超稠油举升提液困难(三)低效原因分析汽窜 :储层非均质性强、薄层的草 33、广 9、草 27区块;水侵 :采出程度高的边水油藏草 20、草 13老区单元;含油条带窄的草 13两翼、王 140地区。以储层胶结疏松 7、草 13区块为主。油藏埋深浅、原油粘度大的草古 125、广气 2区块。现河 · 工艺广 9单元汽窜连通图 草 27单元汽窜连通图 草 33单元馆一层和馆二层叠合图( 1) 汽窜原因1、汽窜、水侵现象日益突出近几年动用的 低品位稠油油藏 ,受储层物性、储层厚度、注汽参数等因素影响, 汽窜较严重 。目前汽窜主要分布在草 33、草 27、广 9等三个单元,涉及储量 285万吨。到 2012年底已发生汽窜的注汽井 45口,被影响井 35口,减少产量 2945吨。随着吞吐轮次增加,汽窜问题加剧。(三)低效原因分析单元 注汽井 影响井数 影响井次 影响产量广 9 4 5 6 406草 27 4 4 4 538草 33 37 26 49 2001合计 45 35 59 2945现河 · 工艺汽窜特点:1、 由 “ 一对一 ” 向 “ 一对多 ” 发展 :由初期的 “ 一对一 ” 即一口注汽井与一口油井汽窜 , 发展到 “ 一对二 ” 、 “ 一对三 ” 、 “ 二对一 ” 、 “ 多对一 ” ;2、 由层内汽窜逐步向层间汽窜演化 ;3、 汽窜影响发生时间多样 :由初期的正注时汽窜发展为 “ 正注汽窜 ” 、“ 焖井汽窜 ” ;序号 类别 频次 比例%1 正注 36 井 13 9草 33单元汽窜时间统计表 以草 33单元为例,注汽期间发生汽窜36井次占总数的 焖井期间发生汽窜 13井次占 如:草 2010井,初期影响 2口井平 88、平 112,后期又影响平 114、平 108、平 100井。( 1) 汽窜原因1、汽窜、水侵现象日益突出(三)低效原因分析现河 · 工艺分析稠油水平井汽窜原因,主要有以下几点:一是储层非均质性 :储层各项异性,导致蒸汽易 向高渗透方向指状突进 ,形成汽窜。例草 33馆一为砾岩储层,非均质性强,汽窜井多;而馆二为砂岩,均质性较好,汽窜井少;二是储层薄,注汽参数难确定 :油稠需加大注汽量降粘增能,但层薄需易造成汽窜。三是井距近 :发生汽窜的油井井距一般 120汽井和生产井间形成较大的压降梯度,容易汽窜。( 1)汽窜原因1、汽窜、水侵现象日益突出(三)低效原因分析现河 · 工艺含水 >95%水平井井数 含水 >95%010 2011 5%井所占比例(%)时间0204060801002009 2010 2011 201238 5372 90含水>95%井数(口)时间由于 边 底水侵入,高含水水平井呈 逐年增长趋势, 目前正常生产 含水大于95% 水平井 90口,占开井数的 40%,水平井高含水问题突出 。6334324385695958070 60草 13沙一 3砂体含水等值线图草南边水草 20块边底水入侵方向底水( 2) 水侵原因1、汽窜、水侵现象日益突出(三)低效原因分析现河 · 工艺水侵原因两方面: ①开发期长,地层亏空大,边低水侵入633432438569595807060草南边水现河稠油油藏是典型的 边底水油藏 , 容易受边底水影响 。其中草 20馆陶、草 13馆陶、草 13沙一二等老区单元,经过 20多年的开发, 采出程度高, 地层亏空大, 边底水在压差的作用下逐步侵入 。草 13沙一 3砂体含水等值线图草 20块边底水入侵方向底水草南边水( 2) 水侵原因1、汽窜、水侵现象日益突出(三)低效原因分析现河 · 工艺②油藏含油条带窄王 140、王 90、草 13两翼等油藏,含油条带窄, 边水突破较快。 如王 140井据边水约220m,投产初期日油 d,含水 39%, 生产 68日油下降至 d,含水上升至 边水草 13东翼边水入侵方向王 140区块边水入侵方向王 140王 140王 140断块沙二 1小层平面图2) 水侵原因1、汽窜、水侵现象日益突出(三)低效原因分析现河 · 工艺怀疑套损位置: 1002- 10257、草 13区块储层胶结 疏松 造成 井眼扩大率大 、注汽过程中 套管蠕动 ;注汽产生的热应力,使水平井段 失稳弯曲破坏 ,造成水平井 套管损坏、防砂失效 问题严重。其中,草 27区块初期筛管完井,因套损严重,后期改为套管射孔 +管内充填防砂完井。草 27井套损分析套损井井数 失控储量 控储量 1井 ,失控地质储量 104t,严重制约区块有效开发。2、套管破损、防砂失效等井况问题严重(三)低效原因分析现河 · 工艺(1)注高压高温蒸汽引起的交变热应力水平井无法采用预应力完井 , 在多轮次蒸汽吞吐采油过程中 , 套管受高温 、 高压引起的 交变热应力负荷影响 。 在热应力的作用下 , 钢材发生屈服 , 发生 局部塑形变形 。接头井底套管乐安地区低效稠油水平井井况问题突出表现在套管损坏,归结其原因主要有几下几点:2、套管破损、防砂失效等井况问题严重(三)低效原因分析现河 · 工艺⑵受井身轨迹影响,施工时对套管造成损伤在钻井完井过程中存在狗腿 、波浪轨迹 、 螺旋轨迹等情况 ,受造斜段 、 水平段的影响 , 频繁作业 , 油管对斜井段和水平段套管造成伤害 。套管内壁沟槽2、套管破损、防砂失效等井况问题严重(三)低效原因分析现河 · 工艺( 3)固井质量及套管质量不良加速套管的损坏固井质量 :完好时 , 套管截面上的有效应力是均匀的 , 当 水泥环出现缺陷 时 , 套管壁的 有效应力剧增 , 相应的应力集中系数也增加 。套管质量 :在相同的内压和地应力条件下 , 套管居中与套管偏心时的有效应力相差10% 甚至更多 , 固井时 套管不居中明显降低了套管的承载能力 。 而水平井由于井身轨迹的问题固井很容易存在缺陷 , 套管存在质量问题 , 进一步加剧套损 。0 20 40 60 80 100 120020406080100120140160180200220240水泥环有效应力 /内压 / 偏心居中套管偏心有限元计算模型草 2018井套管脱扣套管内径由 15443丝扣2、套管破损、防砂失效等井况问题严重(三)低效原因分析现河 · 工艺( 4)疏松砂岩油藏套管发生应力损坏稠油油藏胶结疏松 , 注蒸汽过程中产生套管蠕动 , 导致套管下沉 , 易造成套管损坏 ( 弯曲 、 变形 、 错断 ) 。通过左图看以明显看出,油层胶结疏松可以引起井筒周围地应力场发生改变,注汽过程中导致油层段的套管应力最大可达 530汽热采井垂向应力井下摄像拍摄的套管错断2、套管破损、防砂失效等井况问题严重(三)低效原因分析现河 · 工艺草古 125油藏剖面图草古 125开发层位 潜山奥陶系 ,埋藏深度 450油面积 质储量为 104t; 36℃ 地层条件下原油粘度 84484~ 168892s,凝固点 17 属于浅层高凝高粘超 、浅层超稠油举升提液困难(三)低效原因分析现河 · 工艺草古 125水平井生产效果草古 125区块水平井投产 5口,目前开井 4口,累产油 9737t;平均单井周期注汽1347t,产油 885t,油汽比 均生产水平 动液面 45m。整体表现:在能量充足情况下, 液量低( 生产参数上提困难,杆柱下行阻力大,导致低液低产,使得区块产能建设方案在投产 5井后,暂停实施,仅动用储量 30× 104t,只占总储量的 t 累液 t 累油 t 综合含水 % 油汽比 t/日液 t/d 日油 t/d 平均含水 % 平均生产水平3、浅层超稠油举升提液困难(三)低效原因分析现河 · 工艺草古 125区块浅层特超稠油油藏开发过程中,液面较高,生产参数难以上调,生产液量偏低( 天),造成低液低产的主要原因:( 1)油层埋藏浅,地层温度低,原油粘度大。( 2)造斜点浅,下泵深度受限;造斜点: 178层埋深: 4507效原因分析3、浅层超稠油举升提液困难(三)低效原因分析现河 · 工艺温度( ℃ )粘度( 增 10℃ ,粘度变化 %30 293000036 105000040 601000 0 149000 0 45200 0 17720 0 8020 0 3683 古 126井原油粘温曲线( 1)油层埋藏浅,地层温度低,原油粘度大原油 粘度对温度敏感性强 ,温度每升高 10℃ ,原油粘度降低 50通过电加热至井口温度 80℃ ,粘度依然在 8000 930000105000060100014900045200 17720 8020 3683050000010000001500000200000025000003000000350000030 40 50 60 70 80 90 100温度(℃)粘度(古 125油层 埋藏浅( 450地层 温度低( 36℃ ),热量散失快。3、浅层超稠油举升提液困难现河 · 工艺( 2)造斜点浅,下泵深度受限草古 125区块造斜点浅( 170配套 Φ70 采,泵型适应最大井斜 60° ,受 井斜限制 ,泵下入到井斜 50° 井段,对应斜深 430在参数上调困难。草古 125水平井下泵深度序号 井号基础数据生产参数造斜点 m 下泵深度m 对应井斜泵下加热长度 21 70*5*80 70*5*26 41 70*5*96 0*5*16 406 4 25潜山举升工艺管柱图3、浅层超稠油举升提液困难现河 · 工艺杆柱下深每增加 20油粘度 柱下入深度, m 垂向重量增幅 % 杆柱与油管摩擦力增幅 % 液柱与杆柱摩擦力增幅 %380400 杆重增加幅度远小于抽油杆柱与油管以及液柱之间的摩擦载荷 ,在这种条件下,管杆重力克服不了所受到的阻力,参数上提受到限制。管杆受力分析( 2)造斜点浅,下泵深度受限3、浅层超稠油举升提液困难现河 · 工艺一、 低效 稠油水平井现状二、低效水平井治理方法的探索三、 2013年工作方向目 录现河 · 工艺三、低效水平井治理方法的探索为了挖掘稠油低效水平井潜力,加大攻关研究,探索稠油低效水平井的治理方法,主要开展 汽水窜治理、井况问题修复、浅层超稠油举升 三方面研究探索。氮气泡沫调剖凝胶颗粒堵水温敏凝胶堵水复合堵调低效水平井治理方法汽水窜治理井况问题井修复浅层超稠油举升提液液压增力拔滤砂管技术膨胀管补贴修复技术液压整形技术浅层超稠油举升温度场分布研究举升工艺管柱优化井筒电加热工艺优化现河 · 工艺从 2009年开始,针对稠油水平井汽窜、水侵问题,探索稠油水平井汽水窜的治理方法,主要开展四项技术试验:氮气泡沫调剖 开展汽窜、水侵治理凝胶颗粒堵水 水平井堵水温敏凝胶堵水 水平井堵水复合堵调 水平井封窜四项堵调技术2009)汽、水窜治理方法及应用情况三、低效水平井治理方法的探索现河 · 工艺温敏可逆凝胶氮气泡沫调剖 凝胶颗粒 泡沫 +凝胶复合堵调(一)汽、水窜治理方法及应用情况汽、水窜治理效果251324392009 2010 2011 20125201216 62010 2011 2012232010 2011691042766116152172009 2010 2011 2012313183023562010 2011 201296620129551252010 2011工作量(口)累增油(t)200924井次,累增油 39846t。其中 2012年实施 53井次,投入总费用 5349万元,累增油 19196吨 ,平均单井增油 362t,措施有效率 投入产出比 1: 河 · 工艺现河 ·工艺自 2009年起,针对汽窜、水侵导致的稠油水平井低效问题,应用高温氮气泡沫调剖技术,加大了对汽窜、高含水水平井的治理。推广应用过程中,不断总结分析氮气泡沫调剖的适应性,确立了技术应用条件,提高实施效果,在 低效水平井治理方面发挥了主导作用 。(一)汽、水窜治理方法及应用情况抑制水淹高渗条带窜进,减缓生产水淹泡沫泡沫抑制边底水泡沫调剖示意图汽窜治理水侵治理调节吸汽剖面泡沫调剖作用氮气泡沫调剖1、 氮气泡沫调剖 技术现河 · 工艺现河 ·工艺泡沫调剖工艺参数优化根据实验数据:泡沫剂 浓度 优选为 右 ;注入 方式 选择先期注氮气,再采用“ 沫剂” 3段塞注入 。泡沫剂浓度优选 注入方式优选(一)汽、水窜治理方法及应用情况1、 氮气泡沫调剖 技术根据不同区块汽窜类型、程度和油井采出程度,开展泡沫剂用量,氮气注入量及注入段塞、注速的参数优化,进一步提高泡沫调剖效果。现河 · 工艺现河 ·工艺序号 蒸汽注速 t/h 泡沫剂速度 L/0 180 ~ 2002 12 210 ~ 2403 15 260 ~ 3004 18 320~ 360泡沫剂现场注速泡沫剂 注入时机 选择: 含水高于 80%后 ,泡沫封堵压差明显增大。低含水井首先预注蒸汽,再注泡沫剂;高含水井直接注蒸汽泡沫剂段塞。泡沫剂现场注速根据蒸汽 注入速度 确定,一般选择 h。0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 10001234200℃120℃封堵压差度%泡沫剂注入时机含水大于 80%形成稳定泡沫现河 · 工艺现河 ·工艺封堵类型施工时间施工井次措施前 措施后初期 目前生产情况累增油t/d 日油 t/d 含水 % 日液 t/d 日油 t/d 含水 %平均生产天数气泡沫调剖2009 25 68 17645 1873 910 842010 13 9 151 56264 7697 276 922011 24 69 100887 9736 116 852012 39 1 1 159 159586 23518 5217 95小计 101 21 60 334382 42824 2519 892009施 101井次 ,累计产油 42824t,增油 32519t,措施后初期含水率 比措施前降低 措施有效率 89% 。其中 2012年实施 39井次 ,平均单井注汽量减少190t,注入氮气 48733沫剂用量 增油 15217t,平均 单井增油 390吨 。投入总费用3943万元,平均单井费用 入产出比 1: 实施效果现河 · 工艺现河 ·工艺取得认识认识一:氮气泡沫调剖对水侵相对较弱、汽窜初期以及调整吸汽剖面方面的治理效果相对较好。措施前: (第 4周期)生产 144天,累油 1033t,生产水平 动液面309m。措施施工 :注入泡沫剂 5吨,注入氮气 67200汽量 1501t,减少 1007力提高 2 13133●典型井例现河 · 工艺现河 ·工艺草 13●典型井例取得认识措施前周期 措施后周期草 13措施前后周期生产曲线生产 257天, 产油 20754%生产 144天, 产油 1033已生产 257天,产油 2075t。周期增油 1042吨 , 同期对比增加 1254吨 。排水期 2天,缩短 1天,目前生产水平 4%,液面井口。在注汽量大幅减少的情况下,本周期生产情况较理想,调剖效果明显。现河 · 工艺现河 ·工艺典型井例 —— 草 206措施前 :草 206井生产层位馆陶一 , 受边水影响 , 新投就高含水 , 生产 204天 ,累产油 740t, 回采水率 363%, 动液面井口 , 生产后期 认识二:强边水侵入井调剖效果差得认识施工: 注入泡沫剂 7t,氮气 57600汽 1500t,压力 施后: 生产 174d, 产油 183t,比上周减少 557t。峰值 d,减少 d。目前生产水平 液面在井口 ,边水能量较强,导致效果差 。现河 · 工艺现河 ·工艺草 2004为草 20馆 1井 , 该井注汽过程中与草 2002、 平 112、 平 88井 发生汽窜 。措施前:已连续两个周期 实施泡沫调剖 。 注入泡沫剂 6t, 氮气 38400周期产油分别为 404、 428t。 措施前生产水平 典型井例 —— 草 2004周期 作业内容 日期 注汽量 t 注汽压力 度 % 速度 t/h 生产天数 d 累液 t 累油 投 500 9 14 1656 7422 调剖转周 500 7 9 91 1497 4043 调剖转周 202 0 01 1665 428措施前周期生产效果统计认识三:同井多轮次调剖封窜效果差取得认识现河 · 工艺现河 ·工艺周期 作业内容 注汽量 汽压力产天数剖转周 2500 0 97 1521 4123 调剖转周 1202 70 101 1665 4284 调剖转周 2000 8 93 1884 183措施施工: 第 4周期注入泡沫剂 6t,氮气 38400汽 2000t,压力 施后: 生产 93天 , 产油 183t。较上周 减少 245t,泡沫调剖效果较差。原因分析: 同一井上,多轮次调剖治理效果变差。现河 · 工艺现河 ·工艺①泡沫调剖不适应强边水井: 泡沫封堵强度低,对强边水封堵能力差。调剖效果分析:末期生产含水 < 95%,液面低于 100对于生产含水 > 95%,液面接近井口的油井仅部分见效。②同井多轮次调剖、多井汽窜调剖效果差 。泡沫剂封堵压差较小,多井严重汽窜,形成大孔道,若无法实现多井同注,影响调剖效果。 泡沫调剖局限性 汽窜初期 :调剖延缓水窜通道的形成; 受弱边水影响井: 吞吐期生产末期供液相对较差、液量较低的油井; 提前预防,调整吸汽剖面: 对储层非均质性强的油井泡沫调剖,实现均匀吞吐,可防止因局部动用程度过大造成边水快速突破。 泡沫调剖堵水应用条件取得认识1、 氮气泡沫调剖 技术现河 · 工艺现河 ·工艺性能: 1、 低温时为低粘度流体 ,不受挡砂精度的限制,易于注入;2、 高温时( 75变为胶体封堵大孔道 ,调整吸汽剖面; 冷却后又转为低粘流体 。3、 高于 160℃ 丧失温敏特性,高于 200℃ 体系分解。温度,℃ 粘度,m P a ·99030 122640 77050 55160 38770 82880 >3 0 ×1 温敏凝胶体系的温敏特性凝胶转变点温度: 75可调针对泡沫调剖对强边水影响井的局限性,开展了“温敏可逆凝胶”堵水试验。(一)汽、水窜治理方法及应用情况2、 温敏凝胶堵水技术50℃ 80℃温敏凝胶成胶状况现河 · 工艺现河 ·工艺2、 温敏凝胶堵水技术温敏凝胶堵水效果2010井次,累产油 5209t,增油 2825t,平均单井增油 565吨,措施有效率 80%。其中 2010年实施的效果较好,平均单井增油达到 1033t; 2011年实施的 3井,平均单井增油仅有 313t,效果较差。主要原因,堵剂对强边水的适应性、耐温性有待该进。施工时间井号堵剂施后 目前日液t/数 累液 t 累油 液t/d 含水 %累增油050 76 30508 1926 05草 2000 74 21391 1449 2622011王 14076 83 16921 894 7 07草 2000 封井 215 16938 515 5 515草 2000 6 417 16976 425 6 48 1 6平均 302 33 93 20547 1042 65合计 102734 5209 2825现河 · 工艺现河 ·工艺典型井例 —— 草 208措施施工 :注入浓度 敏凝胶体系 200入蒸汽 2502t,压力 水后 :生产 776天,累液 30508方,累油 1926吨 ,增油 805吨。其中明显见效期126天,同比日产油提高 含水下降 8效果明显。措施前 : 草 208井生产层位馆二, (第 2周) 调剖转周,生产 112天,累油 507t,4%,动液面井口。草 208井温敏凝胶堵水效果草 208现河 · 工艺现河 ·工艺050100含水(%)01002002009/7/4 2010/1/20 2010/8/8 2011/2/24 2011/9/12 2012/3/30 2012/10/16动液面 (m)草 208典型井例 —— 草 208草 208井生产层位馆一,处于草 20边水推进边缘。措施前: 生产 831天 , 产油 1283t,生产水平 动液面 170m。措施施工: 注入温敏可逆凝胶 300汽 2500t,压力 施后: 生产 417天 , 产油 425t。较上周 减少 858t,效果较差。原因分析: 边水能量强,凝胶强度低;推出半径近,部分凝胶体系分解 。生产 831天,累产油 1283t 生产 417天,累油 425 工艺3、 凝胶颗粒堵水(一)汽、水窜治理方法及应用情况针对氮气泡沫、温敏凝胶适应性差,难以满足强边水水平井治理需求,为寻找更为经济、能够有效封堵强边水的堵水工艺方法, 研制了新型凝胶颗粒堵剂 ,并成功开展现场试验,在 水平井 堵水工艺方法上取得新进展 。( 1)开展室内研究,开发出适用于现场的堵剂悬浮性实验 耐温实验过筛实验凝胶颗粒堵剂 构成 : 超细水泥 +凝胶 +添加剂。① 过筛率高 : 10600%;② 耐温性强 : 堵剂低温不凝固 ; 90℃ 下 3天堵剂初步凝结,但硬度较低; 180℃ 下呈凝固状态且强度较好 , 因此该堵剂适合高温堵水;③ 悬浮性好 :堵剂浆液 具有粘弹性 , 通过凝胶堵塞孔道,起到驻留效果,延长稠化时间。现河 · 工艺① 微温差测井 、 水平段温度压力测井 用测试手段找准出水点,针对不同的出水类型和出水部位,采取相应的堵水配套技术。( 2)加强 温差测井等找水工艺配套, 提高堵水针对性测量图示 工艺凝胶颗粒堵水效果统计20102井次,累产油 10577吨,增油 8858t,平均单井增油 738吨,措施有效率 其中增油大于 400口,占总数的 其余 4井增油小于 200t, 总体效果呈两极分化 。投入总费用 1264万元,平均单井费用 投入产出比 1: 井方式 井号施工时间堵剂用量 水后初期 目前生产情况 生产天数 d 日油t/d 含水 % 日油t/d 含水 % 日液t/d 日油t/d 含水 %套管射孔草 204 采 57 0 36 332 1065 385草 206 5 热采 0 0 0 6 249 249 1702 1602平均 6 443 290 2767 1987精密滤砂管王 140 采 37 0 70 35 529 888 583王 140 0 热采 10 0 9 06 406 434 434草 132 0 热采 9 7 55 1 98 430 277 345 173王 140 5+凝胶60方) 热采 4 2 420 413 973 511平均 6 425 345 2640 1701草 135 0 冷采 7 820 820 3758 3084草 134 5 冷采 2 0 100 5 27 8 366 233 498 400草 131 5 冷采 9 262 108 598 439草 138 5 冷采 100 246 0 46 0草 133 5 冷采 0 9 192 32 3草 130 5 冷采 25 7 9 163 8 6平均 8 4 342 200 5170 4062 合计 12 272 8 5 5 403 277 10577 8858 实施效果现河 · 工艺现河 ·工艺套管射孔水平井堵水实施 2井次,平均单井累产油 1384t,平均增油 994t,措施后初期含水率 下降 堵水取得较好效果。套管射孔完井水平井堵水生产指标井号 施工时间 堵剂用 量 t 开采方式堵水前 堵水后初期 目前生产情况生产天数液t/液t/ 204 采 57 0 36 332 1065 385 972草 206 5 热采 0 0 0 6 249 249 1702 1602 100平均 6 443 290 1384 994 536 认识一:射孔完井水平井堵水效果较好,有效期长取得认识现河 · 工艺现河 ·工艺22105草 207草 206草 206井位部署草 206井开发层位馆一,原油粘度 孔井段长度 150m,处于草 20边水推进边缘。措施前: 第 9周期,生产 436天,累液 20935t,累油100t,措施前 *100%,动液面井口。分析认为该井是受草南边水水淹影响。经 水平段多段出水 。典型井例 —— 草 206(热采)出水层位出水层位出水层位现河 · 工艺堵水目前 6% 生产 436天,累液 20935t,累油 100t 生产 249天,累油 17021/18 2011/4/18 2011/9/18 2012/2/18 2012/7/18 2012/12/18动液面堵水后: 生产 249天,累产油 1702t,比上周 增加 1602t, 增油 1702t,峰值日油13.t/d,增加 d,措施后初期含水率 下降 堵水取得较好效果。现河 · 工艺现河 ·工艺筛管水平井堵水后热采生产统计2011年实施精密滤砂管水平井堵水 4井次,累产油 2640吨 ,增油 1701t,平均单井增油 425t;措施有效率 100%。精密滤砂管水平井堵水后热采,初期生产效果较好,但稳产期较短。完井方式 井号 施工时间堵剂用量t 开采方式堵水前 堵水后初期 目前生产情况 生产天数d 有效期 d 产油t 增油t 上周产油t 日液 t/d 日油 t/d 含水 % 日液 t/d 日油 t/d 含水 % 日液 t/d 日油 t/d 含水 % 精密滤砂管王 140 采 37 0 70 35 529 888 583 518王 140 0 热采 10
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