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创新管理模式强化技术配套不断提升采油工艺挖潜水平中原油田分公司采油五厂二O。二年十二月常生产的四大因素。在生产过程中如何优化井筒工艺配套，减轻 砂、蜡、气、斜对生产的影响，对控制躺井、延长检泵周期有着 重大意义。采油五厂通过几年来的探索创新，井筒“五防”配套 技术形成系列化。1、井筒防砂工艺技术按照储层特点和出砂情况，形成了以机械挡砂和沉砂为主，化 学抑砂为辅的防砂工艺原则。工艺实施上按出砂强度的大小确定 防砂方式（机械防砂挡、排、沉或化学防砂）；按粒度中值确定油 井机械防砂工具，形成了由普通防砂管到锲合金防砂管、旋流沉 砂器、长柱塞防砂泵等防砂配套工艺技术。出砂井的平均检泵周 期由1996年的201d延长到目前的364d。2、油井防偏磨工艺技术制定了防偏磨技术三原则：一是减少偏磨次数原则，按“长冲 程，慢冲次”优化抽汲参数来减少单位时间内的偏磨次数；二是 消灭井筒偏磨原则，对供液能力强的井优选无杆泵采油方式，消 灭井筒偏磨；三是降低能耗原则。通过开发应用斜井受力分析软 件，合理选择用量和布置抽油杆扶正器安装位置，使抽油杆柱和 油管间所受阻力最小，最终达到降低悬点载荷和降低能耗的目的。完善油井防偏磨工艺技术：形成了 “两旋、两扶、一软件” 的从地面设计到井下杆、管、泵整体配套防偏磨工艺。两旋一一 旋转井口和旋转悬绳器；两扶一一抽油杆扶正和油管扶正；一软件一一斜井扶正防偏磨优化软件。通过斜井防偏磨技术整体实施, 偏磨井检泵周期由1996年的233d延长到目前的412do3、油井防蜡工艺技术为减少油井结蜡对生产的影响，采油五厂工程系统不断引进 清防蜡新工艺新技术，形成了连续防蜡和不连续防蜡两大系列八 种清防蜡手段。连续防蜡工艺一一固体防蜡器、自动清洁器、强 磁防蜡器、防蜡油管、复合防蜡工艺；不连续清防蜡工艺一一空 心杆热洗、热洗防漏阀和加清防蜡剂。基本满足了胡庆油田不同 井况、不同生产管柱油井的清蜡需要，降低了油井因结蜡产生的 躺井隐患，基本消除了热洗清蜡 排水期长、热洗液漏失造成的占 产减产问题。空心杆热洗流程图Q25-6、Q41 井于 2002 年 7 月 份和9月份分别下入空心杆热洗 管柱，两口井进行热洗试验后， 与常规热洗相比有以下几个优 点：一是热洗时间在1-2小时，较 常规热洗工作时效提高2-4倍；二是热洗液返出时间短10-25min, 提高了热洗效率；三是热洗后排水期短（3-8小时），含水恢复时 间快，产量恢复期短，影响产量极小；四是热洗介质不与地层接 触，不污染油层。Q41井热洗情况见下表。Q41井热洗情况表时间温度。C电流A排量m3/h含水进站温 度。C400C 出 口井口温度12:0003048/24612412:10903249/26612712:20904550/26613212:35905050/246304212:45906348/266785013:00906548/256955713:15907047/246936013:30:906746/246966314:00停洗906746/246956222:003246/2263254、油井防气工艺技术按照油气比大小（60n?/t）形成了两项配套技术。油气比小于 60m3/t的井采用小直径气锚；油气比大于60m3/t的井采用高效气 锚和防气泵，使用井泵效平均提高10.3%,有效减少气体对生产 的影响。5、稠油开采技术稠油开采技术形成了 “三大一小”一大泵、大管、长冲程和小 冲次的井筒配套原则，应用了抽稠泵、井下电加热器、空心杆电 加热和化学降粘等配套工艺技术。（二）深抽增效明显深油提液是一项投入少、见效快的常规工艺措施。近年来通 过配套油管锚定技术和深抽减载器，实现了大（小）泵深抽提液 下泵深度的突破，达至!I 了 56mm下深2000m、44mm下深2300m、 38mm下深2900m、32mm下深3300m的超深抽新指标。解决了 常规抽油技术无法实现的大泵深抽提液的问题；为低能、超深、 边探井生产提供了有力的技术支撑。2002年1-10月，共实施深抽 措施47井次，措施有效率85%,累计增油4141.2t。2002年油管锚定大泵深抽效果统计表井号对比工作制度产状动液面泵效累增油液油含水7-62前56*3*4.5*144121.21.195133344.445后56*4.8*4*179833.9294173649.9C12-27前44*4.8*4.5*189824.32.291156651.464后56*4.8*6*180878.26.392110877.2HC23前38*4.8*5*200113.26.950124333.8117后44*4.8*5*218718.69.748/35.4X10-I2刖50*4.8*6.3*180741.63.392152049.142后56*4.8*4.7*175750.5492/63.2合计268（三）水井分注工艺不断完善随着油田注水开发时间的推移，日益复杂的井筒技术状况，给 分注工艺提出更高的要求。采油五厂通过引进应用、联合研发和 独自研制新技术并重的思路，搞好分注工作。到2002年10月底 分注率达到60.9%,居全局领先水平。1、引进应用Y341-U4封隔器+双向锚高压分注管柱，满足高 压注水井分注的需要。2000年以来，共应用该工艺32井次，目 前在平均注水压力已达24.5MPa下，取得了较好的分注效果。2、应用高压机械封隔器，解决了斜井分注封隔器有效期短、 大斜度造成胶筒偏磨和座封不居中的问题，同时简化了注单层管 柱结构。应用12井次，在平均注水压力16.8MPa下，封隔器有效 期已达85天。3、推广应用两级三段高压分层注水工艺管柱。2002年共应用 该工艺管柱18 口井22井次，工艺成功率达到100%。封隔器有效 期最长的已达244天。增加水驱动用储量HX104t,对应油井累 计增油2853to4、自行设计并试验新型井口高压单流阀、直腔悬挂式高压井 口，降低了压力波动和油管挂刺漏对封隔器有效期的影响。5、试验同心集成分注技术，满足油田细分注水要求。目前偏 心配水管柱，投捞测试工作量大，且要求两级配水器之间间距不 小于8m,这一条件制约了进一步细分注水。同心集成分层注水技 术最小卡距2m,可实现六个层段以内的细分层注水，一次投捞可 同时调配三层，分层流量或分层压力可实现同步测试，消除层间 干扰，测试精度大幅度提高。9月份应用该技术已在5-133井试验, 达到了隔层3.1M,注水层1层3.0M小卡距、小薄层细分注水要求。（四）改善剖面、提高采收率技术针对性增强面对井筒状况日益复杂、油层出砂严重、注水压力不断升高、斜井逐渐增多等技术难题，广大技术人员不断整合单项技术，努 力研发应用新技术，形成了灵活多样实用高效的改善剖面及提高 采收率技术。1、降压增注技术目前胡庆油田注水压力25MPa以上的注水井达52 口，最高注 水压力达到37.2MPa,单井注水压力呈现逐年上升趋势。高压注 水给油田开发带来了极大的困难。2002年在正确判断注水井高压 成因的基础上，应用了物理和化学两种降压增注工艺。化学法降压增注主要应用了酸化工艺和自生气降压增注，打破 以往解堵工艺的局限性。2002年110月份共实施水井降压增注 16井次（酸化13井次，自生气降压增注3井次），工艺成功率100%, 措施有效率91.3%o累增注70935m3,平均单井降低注水压力 10.2MPa,对应油井增油842t。试验了物理法降压增注工艺（主要应用了强磁振荡解堵增注器 和电脉冲解堵工艺）。2002年开展物理法降压增注12井次（磁振 荡降压增注工艺试验11井次，电脉冲解堵1井次），取得了一定 的降压增注效果。2、调剖工艺注水井调剖作为高含水开发阶段控水稳油的一项重要措施， 2002年共实施32井次，其中层间调剖22井次，层内深部调剖10 井次。层间调剖改善了注水剖面，启动了中差层。经8 口井吸水 剖面资料对比，有5 口井剖面变化明显，调前吸水厚度37.9m/20 层,调后吸水厚度9L43m/37层，启动新层53.53m/17层，启动压 力上升3-5MPa,注水压力上升2-8MPa；层内深部调剖提高了 I 类储层采收率，经3 口井吸水剖面资料对比，层内吸水厚度有一 定的改善，调后启动压力上升2-4MPa,注水压力上升35MPa。 2002年调剖井对应油井累计增油4840t,降水28784m3。2002层内调剖主要应用S-2000颗粒微观流向改变剂、双液法 和WD稀体系调剖剂。H5-57为胡五块的一口注水井，注水层位 S3上，”7对应油井X5-41、HC5-27,井组地质储量8.6万吨。 连通性较好的S3尸的6、7号砂体，注入水沿层内高渗带突进， 造成对应油井水淹，含水均在93%以上，层内矛盾表现突出。为 了缓解层内矛盾，决定对$3中2的11、12号层进行深部调剖。 2002519616应用撬装式注入装置进行层内深部调剖施工，分层 工艺管柱，S-2000调剖剂注入浓度为0.2%,注入量2670 m3。H5-57 井深调前17.2MPa下日注52m3,深调后17.5MPa下日注60m3, 调剖前后注水压力及注水量未发生明显变化，说明调剖剂向地层 深部运移，未在近井地带滤失后产生滤饼封堵。对应2 口油井 (HC5-27和XH5-41)见到明显增油效果，井组平均日增油5.3t。截止10月底该井组累增油690.8t,累降水3052m30S2000深剖调剖效果统计表施工井号施工层位对应油井措施前产状措施后产状日增油累计增油累计降水日产液日产油含水日产液日产油含水5-57S3中2N5-4120.70.29922.42.9872.7283.3272.8C5-2723.91.79327.53891.3407.532.412-104S3 中 9-1012-33441.89643.61.397N12-131453.39047.23.8920.542.4188.812-15731.16.57969.110853.5338.9N12-8623.22.988314871.1106.15-123S3 上 3.4H5-18450.71.59763.410.1848.6197.85-61S3中8H5-6323.70.29915.50.299H5-66合计13764943、三次采油技术按分公司年初制定的三次采油工作部署，2002年采油五厂三 次采油计划实施预交联聚合物调驱15个井组，交联聚合物调驱1 个井组，复合驱4个井组，微生物和SD单井吞吐30井次，计划 年增油7800吨。目前三采项目共计实施20个井组和31井次，累 计注入调驱剂76238m3,累计增油7050吨,预计全年增油8400 吨，可较好完成了年初制定的计划。其中实施交联聚合物调驱1 井组，累计增油1650吨；预交联聚合物调驱12井组，累计增油 2300吨；S-2000球形颗粒调驱5井组，已实施完的4个井组，累 计增油1376吨；预交联+SD复合调驱2井组，累计增油1100吨; 微生物单井吞吐23井次，SD单井吞吐8井次，累计增油624吨。 2002年S-2000球形颗粒调驱与微生物单井吞吐技术在现场应用 取得了较大突破，S-2000球形颗粒调驱措施有效率达到了 100%, 阶段投入产出比达到1： 2.8；微生物单井吞吐技术措施有效率由 过去的50%提高至U目前的83%,目前日增油水平16吨。如H5-120 井由施工前的4.3/0.3/94%变为6.6/3/54%,该井累计增油100t,增 油效果明显。在现场应用取得了较好效果的同时，室内研究也取 得了较大突破，由采油五厂承担的高温高盐二元复合驱技术研究 项目，目前已研究出了耐温耐盐的二元复合驱体系配方，并完成 室内评价，预计明年4月份将进入现场实施。4、封堵套漏技术为解决胡庆油田油水井破损的堵漏修复问题，降低油水井生 产作业成本，针对套管破损穿孔漏失等井筒状况恶化问题，开展 了油水井化学堵漏技术的研究，研制开发出了新型高强度微膨胀 化学堵剂。为封堵套漏、井网修复提供了有力的技术保证。为解决上部封套漏、停注层及高压注水井保护上部套管的问题 推广应用了高压顶封封隔器。该管柱不受注水压力波动的影响， 封隔器采用了肩部保护，防止了下井过程中胶筒受到损害，减少 了封隔器座封后造成的肩部“流动”，提高了胶筒的抗剪切能力和 耐压差值，实现了新的突破。共应用该工艺管柱33 口井36井次, 工艺成功率达到100%,封隔器有效期最长的已达540天，减少无 效注水23万方，对应油井累计增油54546。5、化学堵水工艺注入水沿高渗透带突进，严重影响水驱效果。为完善注采井网, 达到控水稳油的目的，在总结以往化学堵水工作的基础上，完善 了油水井化学堵水工艺技术，提高堵剂性能，取得了良好效果， 最终实现了高强度封堵。2002年主要应用HT-01、WD、YLD等 堵剂及分层堵水管柱，累计实施化学堵水29井次，工艺成功率 100%,措施有效率68%,累计增油2325L累计降水21970L（五）修复井筒，完善井网技术日趋成熟老井侧钻、大修、下4时套是修复井筒、完善井网、挖掘剩 余油的有效途径。2002年采油五厂在侧钻、大修、下4时套工艺 上开展了一项研究、进行了一项改进、完善了一项技术、研制开 发了电泵打捞工具，使完善井网的技术更加成熟。开展了复杂打 捞技术的研究，优化了钻具组合，加工制作了组合沉淀杯，推广 应用了高强度磨钱工具，使12-35、12-99、12-17复杂井况下4时 套管工艺取得了成功；进行了固井水泥浆体系的改进。增加了下 4套管井测井温曲线工序，根据固井段的井温梯度，确定水泥浆 初凝时的温度以及合理的添加剂比例，保证水泥浆体系在不同区 块、不同的单元的初凝时间满足现场施工需要；完善了 4时套管 悬挂回插技术，通过对5%时悬挂器改成回插式悬挂器，解决了下 套管需用2%正扣钻杆进行输送的弊端；研制开发了电泵打捞工具 （电泵叶轮打捞筒、电泵叶轮套铳筒和电泵电缆套铳筒）三件套, 成功进行了 3 口井落井电泵的打捞。2002年共实施大修工艺12 口井，累增油4000t;实施侧钻7 口井，增加可采储量2002年共实施4套10井，累计增油938t,恢复控制储量32.2X一、概况371（一）地质概况371（二）油水井生产及工艺技术现状372二、创新管理模式，不断提升管理水平375（一）建立六位一体井筒管理模式，提升机采管理水平375（二）推行作业联队运作模式，实现资源的优化配置376三、强化技术配套，提升工艺水平377（一）井筒“五防”技术系列化377（二）深抽增效明显380（三）水井分注工艺不断完善380（四）改善剖面、提高采收率技术针对性增强382（五）修复井筒，完善井网技术日趋成熟386（六）防腐水平不断提高387（七）节能新技术推广效果显著387104t,可采储量 11.2X10%（六）防腐水平不断提高随着近几年系统防腐工作的不断细化，通过强化管理、应用 新技术新工艺、提高防腐工作科技含量，加强监测评价，提高了 油井井筒防腐效果；进行区域范围内提高加药浓度纵向试验，有 效降低了系统腐蚀速率；组织新型水处理杀菌剂的现场试验，保 证了水质达标；研制并推广应用金属罐新型复合涂料，解决大罐 外防腐问题；井筒阴极保护、固体缓蚀剂及水溶性缓蚀剂等新技 术的应用，使采油五厂防腐水平不断提高。一是生产系统腐蚀穿 孔得到有效控制，1-10月全厂生产系统腐蚀综合穿孔78次，较去 年同期下降4.8%；二是生产系统腐蚀速率远低于部颁标准 0.076mm/a （油系统平均腐蚀速率0.0306mm/a,水系统平均腐蚀 速率0.0439mm/a）；三是系统综合防腐能力进一步提高。油井产 出液平均含铁在从2000年6月的41.4mg/L下降到2002年6月的 26.6mg/Lo（七）节能新技术推广效果显著广大技术人员立足生产实际，在成熟中找不成熟点，开展技 术创新，逐步形成了一系列节能新技术，应用于生产见到了良好 的经济效益。在电力系统节能方面：开发了抽油机专用节能电机，实现了 同一机壳两个额定极限功率同一运行方式，与普通电机相比，平 均单井电流降低46%,单井平均节电率26.3%,现已在油田全面 推广；研发了十二极低速电机，满足了部分低产井低冲次运行的 要求，平均节电率33.2%；开发了 KX-3yc抽油机节能控制箱，减 少了电动机的机械硬特性与抽油机交变负载不相匹配造成的电能 损失，综合节电率为23.8%；研制了防盗计量箱，有效防止了外 部环境干扰和私拉乱接窃电造成的电量流失及供电系统不平稳现 象，日减少电量流失2.2Xl()4kwh。在抽油机节能方面：推广应用摩擦换向抽油机，采用智能模拟 及数字混合控制，摩擦轮传动工作机构。具有启动换向平稳、冲 击力小、参数可独立无级调节、光杆上下行速度可分别控制的特 点，单井日耗电量下降220kW；推广应用偏轮游梁抽油机，与常 规抽油机相比，在相同工况下，悬点动负荷和最大线速度小，减 速箱扭矩降低3050%,平均节电率30%；推广应用异相平衡旋转 驴头增程式抽油机，实现了小机大冲程目的，降低了净扭矩，平 均增程60%,节电16.7%。(A) CLO2污水处理技术初见成效应用CLO2复合发生器产生CLO2的处理污水是采油五厂于 2002年2月份开展试验的一项新型污水处理工艺，主要解决了原 改性水处理工艺污泥残渣量大、腐生菌高(达IO,个届1)难以杀死 的问题。其原理为：CLO2在水中的氧化还原电位高达L5V,能迅 速将水中Fe?+氧化成Fe3+,Fe3+在PH值为7.0-7.5时形成的Fe(OH)3 胶体絮凝能力强，可大量吸附原水中的机杂，在除铁剂的作用下, 达到快速沉降、分离，提高水质滤膜系数的目的；CL02与细菌及 微生物蛋白质中的部分氨基酸发生氧化还原反应，使氨基酸分解 破坏，从而控制微生物繁殖，还可迅速氧化破坏病毒衣壳上的酪 氨酶，导致细菌死亡。通过实施该技术，使污水的PH值由8-9 降到7-7.5,污泥残渣量减少了 40%,腐生菌含量降低到小于IO1 个/ml, SRB含量降低到小于IO2个/ml。由于PH的降低，注入水 与地层的配伍性增强，对减轻地层污染及堵塞起到一定的作用， 实现了胡庆油田注水水质稳定硬达标。四、当前胡庆油田采油工艺技术面临的挑战（一）斜井分层调、堵、解、分注工艺成功率低的挑战胡庆油田近几年投产的多靶定向井和侧钻井使大斜度井数量 增多，有的井斜达到了 50以上，仅最大井斜角大于30。的油井 就有71 口，占井斜角大于5。斜井的34.5%,目前进行油层分层 改造或找漏、找窜工艺使用的传统直井封隔器，因大井斜段套管 与封隔器胶皮的摩擦使胶皮损坏，失去封隔器密封性能，造成作 业返工，导致工艺无效。严重时会因封隔器不解封或不完全解封 卡在井中造成事故。由于大斜井配套工艺不够完善，进行有针对 性地分层改造难以正常实施。（二）深层及差层改造挖潜难度大的挑战2002年新投入开发刘庄地区，主要含油层层位为沙一和沙二 下亚段，含油层段27004700米都有分布，平均油层中深3500米, 与胡状老区相比油层中深超深且纵向跨度大。储层中5-15%的伊 蒙混层矿物导致沙一段、沙二下亚段为中等偏强水敏（遇水膨胀） 伤害（III）,水敏系数0.47-0.55；沙二段和沙二下亚段储层中绿泥 石含量高达50-60%,酸敏系数0.89-L0,有明显的酸敏性（遇酸 产生沉淀）；伊利石（1463%）、高岭石（418%）在沙一段和沙 二下亚段储层不同程度的含有是引起速敏（颗粒迁移）的主要敏 感性矿物。酸敏、水敏、速敏增加了储层改造措施和新区动用的 难度。（三）I类层提高采收率增强工艺适应性的挑战胡庆油田为极复杂小断块油田，层间、层内、平面三大矛盾 十分突出。经过十几年的注水开发，目前综合含水已达86.5%, 但整体采出程度仅17.76%。地质研究表明胡状油田三大主力区块 胡五、胡十二、胡七块，I类储层表现为储量大，水驱动用程度高, 采出程度高、剩余油储量高等特点，加之层内非均质性十分严重, 造成了该类储层的采油速度低、提高采收率难度大等问题。针对 目前胡庆油田开发状况，如何挖掘I类储层潜力，提高I类储层采 收率是胡庆油田控水稳油的一项重要课题。（四）井况恶化还难以根治目前胡庆油田三大主力区块共有套损油水井155 口（2002年 三大块新增16 口），其中油井76 口，水井79 口；由于注水井套 管的大量损坏对三大主力区块的开发造成了极大的影响：一是从 1998年至今由于水井的损坏已减少水驱控制储量430X10%减少 水驱动用储量265X10*二是注采井数比下降，注采井网遭到了 严重损坏，注采井数比由正常井网的1： 1.47下降到1： 2.58；三 是加大了全油田的自然递减，油水井的大量损坏每年减少的油量 都在1.0X104t以上,增加全油田自然递减3%以上；四是严重的影 响了全油田的稳产，虽然近年加大调整恢复的力度在一定程度上 缓解了井况问题造成的影响，但是仍有4个单元（胡5块砂三中 38层系、胡18井区、胡7南砂三中910层系、胡12块砂三中 4-5层系）的注采井网未充分恢复。五、管理及技术在油田开发中的潜力（一）2003年的工作思路以增储上产为中心，以三年科技攻关会战为契机，立足井筒, 瞄准剖面，树立系统思想，创新管理，重建流程，发展工艺，优 化配套，实现规模见效。（二）管理上的潜力1、继续坚持“六位一体”的井筒管理，进一步提升采油管理 水平抓好油井日常管理，加大“五小措施”实施力度，坚持不懈的 抓好“六位一体”的井筒管理，强化机采管理考核，做好预警和 控躺工作，促进全厂机采管理上水平，提高工程技术人员参与控 躺工作的责任心；预计抽油井检泵周期达到480d,泵效达到45%, 开井时率保持在99%以上。继续以低产低效井虚拟公司为主体， 做好低产低效益井管理工作，优化双低井的管理，挖掘油井潜力， 双低井年转化率达到80%以上，基本消灭年初的低效井。2、结合油藏特点，针对油井具体情况，抓好机采配套针对胡庆油田出砂井多、斜井多偏磨现象严重、油井结蜡严重 等实际情况，2003年主要在防蜡、防砂、防斜、防气及深抽工艺 等方面做好机采配套。按照各项配套技术的实施原则，结合单井 井筒具体情况，预计在H5、H7南和H12三大主力区块共实施机 采井筒配套措施195井次，为有效控制躺井，延长检泵周期提供 技术保证。全年躺井率控制在0.5%以下。3、抓好星级队达标和培养长寿井竞赛活动，促进基础管理上 水平以控躺治躺、提高开井时率为中心，以严格落实各项制度为手 段，以精细采油基础管理为目标，推行五个到层和控躺等好的做 法和经验，抓好星级队达标活动；开展培养检泵周期大于500天 的长寿井活动，激发工程技术人员控躺治躺的热情，推动检泵周 期不断攀升。预计全年新培养检泵周期大于500天的长寿井10 口， 争创三星级采油队二个，二星级采油队二个，一星级采油队三个, 青年文明号计量站1。座。4、结合“金银铜”牌队竞赛，推进作业联队建设2003年，以“金银铜”牌队竞赛为载体，以提高作业质量和 管理水平为中心，强化服务生产意识，推动作业联队建设，努力 降本增效。一是从人力资源入手，“以人本化管理、制度化管理、 标准化管理、程序化管理”为目标，充分调动广大职工的积极性， 抓好考核评比工作，做到有制度、有落实。二是实现劳动竞赛的 全过程控制，抓好检查工作。作业联队全部达到铜牌作业队标准， 争创金牌作业队1个，银牌作业队2个。（三）工艺技术上的潜力及对策1、应用侧钻、水平径向侧钻、下4寸套恢复井筒完善井网的 潜力及对策对因井况问题损失储量大的单元，层间渗透率级差大、层内 矛盾突出的单元，以及跨层系开采、套损严重的油水井修复，从 油藏经济角度出发，充分利用现有井点实施老井侧钻、下4寸套 措施，以恢复井筒、完善井网，是现阶段行之有效的手段。（1）老井侧钻主要分三类：套管内开窗侧钻：该技术适用于上部套管（水泥返高以上） 完好，下部油层段套管损坏难以修复，且储层剩余油分布集中， 控制储量较大的井，以调层、换井底、恢复井筒、挖掘剩余油为 目的，在油顶以上50-100m处开窗侧钻，下入悬挂4寸套管固井 完井。拔套侧钻工艺：适用于全井套管损坏严重、变形、破漏、生产 多年、原井套管腐蚀严重，且井点控制剩余油储量较大，以恢复 井筒、重建注采井网为目的，需要一定水平位移的油水井侧钻。水平径向侧钻工艺：在5%套管内，目的层油顶上部l-2m,锻 铳套管4-6m,挤注水泥候凝，下入专用工具造斜至水平位置，再 用柔性钻具径向延伸，打出径向水平井眼，最后采用筛管完井。 适用于单层厚度大，剩余油储量大井提高采收率。预计2003年首 批试验6 口井。2003年方案共部署侧钻58 口井（三大主力区块44 口，零星 块14 口），结合各单井目前井筒技术状况，按以上侧钻工艺的实 施原则优选分类，实施拔套侧钻47 口井，恢复年产能力7.0X10* 开窗侧钻11 口井，恢复年产能力1.0X10k（2）下4寸套管工艺技术适应于渗透率级差大、层间矛盾突出、跨层系开采、套损严 重的油水井修复，目的是恢复井筒，实现细分层系，重组井网。2003年共部署下4寸套20 口，其中油井5 口，水井15 口。结 合各单井目前井筒技术状况，有6 口井（H井96-21、蜜151/20-183、 K37）既有套漏、套变又有落物，需打捞落物后下4寸套，其余 14 口井都有不同程度的套漏、套变。按照下4寸套的工艺实施原 则，20 口井全部采用全井下寸套工艺，其中胡五块5 口，胡七块12 口，胡十二块3 Do 20 口井共下入套管43100m,总投入资金1330万元，恢复年产能力3.0X10%2、分层调堵解的潜力及对策（1）斜井分层调堵解的潜力及对策逐步完善和研究斜井分层改造配套技术，有针对性地进行油 井分层改造，保证油水井的正常生产，成为目前重要的课题。根 据斜度大小及井况，进行研究攻关，并积极研究引进相应的配套 工艺技术进行斜井分层改造。对于斜度较大，井况较好能实现分层改造的井，开展三方面 的配套工艺技术研究：（1）对于井斜角大于30而小于45。、井 况正常的，通过与大专院校和科研院所合作，研究斜井专用封隔 器，着重解决封隔器下井过程中的偏磨和座封不居中的问题。（2） 研究配套分层管柱，并配套分层管柱锚定装置、泄压装置，达到 对任一层调、堵、解的目的。（3）研制斜井分层调堵剂，解决斜 井调堵后作业钻塞难度大的问题。主要是优选堵剂配方，增强堵 剂的驻留性和封堵强度，并重点考虑堵剂的流变性，保证施工安 全。对于斜度较大，但井况差，无法分层改造的井做好二方面的 工艺技术配套。（1）应用投球暂堵技术。根据施工井的主力吸水 层厚度（注水井）、低压层厚度（油井）和该井射孔资料等数据， 利用投球调剖动态仿真模拟软件计算出所投球规格及数量，指导 暂堵调剖工艺，达到分层改造解除污染、调整剖面的目的；（2） 应用油溶性暂堵剂暂堵技术。利用油溶性暂堵剂不溶于水而溶于 油及耐酸碱、耐高温的性能，注入地层后，在井壁快速形成低渗 泥饼，对强吸水层（注水井）、低压层或出水层（抽油井）进行暂 堵，再对低渗层进行解堵。达到分层改造油层的目的，有利于低 渗油层的开发和采收率的提高。（2）调、解综合措施的潜力及对策胡状油田非均质性特别严重，层间渗透率变异系数达到0.88。 由于多层注采，使层间、层内矛盾日益加剧，单层突进严重，水 淹速度快，水驱动用程度低，一部分油层改造措施对于减缓自然 递减、降低对应油井含水起到了很大的作用。但是在日常生产、 注水井洗井或改造措施施工的同时，如果采取的保护措施不当， 或因井况的限制对某些层必然会造成一定程度的污染，实施单一 的调剖或解堵等措施，效果得不到很好的体现，因而将进行调剖、 解堵整体治理，最大限度地改造地层，提高效益。该项技术主要是调剖剂、耐酸封口剂、解堵剂应用的有机结 合。调剖剂是以冶金工业废渣（BFS）为原料，在适当的化学剂 作用下，使其内部结晶释放出来，经水化反应，达到封堵目的， 同时配套应用一定的耐酸封口剂，在同一口井中把调剖和解堵两 种技术结合起来，施工工艺上采用填砂或下机械分层工具保护非 目的油层，利用堵剂的耐温耐酸性能，在有效地封堵高吸水层的（八）CLC2污水处理技术初见成效388四、当前胡庆油田采油工艺技术面临的挑战389（一）斜井分层调、堵、解、分注工艺成功率低的挑战389（二）深层及差层改造挖潜难度大的挑战390（三）I类层提高采收率增强工艺适应性的挑战390（四）井况恶化还难以根治391五、管理及技术在油田开发中的潜力391（一）2003年的工作思路391（二）管理上的潜力392（三）工艺技术上的潜力及对策393六、2003年总体工作量及工作目标405同时，对低渗污染层实施酸化解堵，充分发挥两种工艺的优势， 达到改善注水井吸水剖面、提高水驱动用储量的目的。(3)自生气降压增注的潜力及对策自生气降压增注工艺是针对地层渗透率极低、常规酸化难以 奏效的超高压注水井采用的一项新技术，现场施工与常规酸化措 施类似，不受井温、井斜等条件限制，有很强的适应性。施工时 所先用活性稀体系酸清除井筒和近井地带污染物，然后交替注入 酸碱，使其在地层深部相遇发生中和反应，生成大量高温高压二 氧化碳气体，该气体对地层孔隙产生强烈挤压，可大幅度提高致 密地层孔隙体积，从而有效提高地层渗透率。措施完后立即恢复 注水，将高温高压的二氧化碳气体推向地层深部，在向地层深部 推进过程中不断挤压地层内表面，扩大孔隙体积，直至其压力和 热量逐步扩散完。2002年共应用自生气降压增注工艺3井次，施 工井注水压力均在25MPa以上。除Q25-9因对应关系不明确无效 外，其余两口井都见到了较好效果。2003年将继续遵循酸与盐反应生成二氧化碳气体的化学原理 来完善应用高压注水井自生气降压增注技术。通过室内实验优 选盐的类型，既能生成更多的二氧化碳气体，同时生成粘土稳定 剂。在酸液中配加合适的添加剂，增加其解堵功能，并能有效 改善砂岩润湿性，使之向有利于增注的方向发展。对现场使用 酸盐的段塞大小、隔离液种类和用量做优化设计，制定科学合理 的施工方案。3、挖掘I类储层的潜力及对策胡状油田主力区块I类层的采出程度均大于20% （胡七北块 采出程度稍低，为15.08%）,综合含水已超过90%, I类储层剩余 可采储量占全部剩余可采储量的50%左右，储量基数大。因此， 对I类储层的进一步挖潜，仍是进一步攻关研究及提高整个油田 采收率的主要对象。（1）、应用S-2000深部调驱挖潜I类层剩余油S-2000该调剖剂与其它类型的调剖剂相比具有以下特性： （1）易于用清水及注入水配制。比重约为1.0,在配制的过程中 悬浮性好，不易产生沉降；（2）耐温、抗盐、抗剪切性强。耐温 可达120C,耐矿化度达15Xl（）4mg/L；（3）可注入性强。该调剖 剂为一种预交联的体型聚合物，不含其它任何无机杂质，吸水膨 胀40-80倍后，对泵的注入无大的影响，在调剖施工中，提高注 水压力约3-5MPa,适合层内调剖；（4）成本较低。按0.2%的使 用浓度，单方成本为50元左右；（5）高粘弹性。类似“变形虫” 及卸水特性，具有深部调驱双重作用。2002年，在胡五块和胡十 二块两大主力区块共选择了四个井组进行挖潜I类层层内剩余油 的试验，4 口井主力吸水层层内矛盾表现突出，小层内地质储量 高、采出程度低、剩余可采储量比例大，且油水井对应关系清楚, 对应油井均高含水。4个试验井组取得了显著的效果，截止10月 底累计增油1376t,达到了挖潜层内剩余油的目的。结合胡状油田目前开采现状，在剩余油的挖潜上，特别是I类 储层层内剩余油的挖潜方面，主要应侧重于应用目前先进的 S-2000新型球型颗粒微观流向改变剂深调技术，配套相应的施工 管柱和设备，进行层内剩余油的进一步挖潜，并结合胡状油田的 特点，不断去发展完善该项深调技术。在具体的注水井组选择上, 应注重选择层内剩余储量基数大、油水井对应关系清楚、水驱受 效方向明确的井组，并且注采井网较完善、构造上相对封闭性好 的层系或区块，同时坚持整体制定方案，整体组织实施。以提高 挖潜的效果。（2）二元复合驱提高采收率技术的潜力及对策胡庆油田高含水油藏的储量有1722.7 XI 04t,占全部储量的 41.4%,采油速度0.68%,采出程度20.12%,综合含水达92%。 按同类油藏相比，此类油藏的采收率应在35%以上，剩余可采储 量258X10%若按原CNPC的要求，采收率应达到45%以上，剩 余可采储量则达到430X10%地质研究进一步表明，此类储量有 三部分构成，一是注采不完善型占33.4%；二是滞留区型占58.3%； 三是层内未水淹型占8.3%。通过连续不断的努力工作，假定能把 这部分储量的采收率提高到40%,将增加可采储量344X10%但 此时仍有1033X1CA的储量留在地下不能在水驱阶段采出。水驱 所不能采出的剩余油主要由两部分构成。一部分是注入水所波及 不到的地方所形成的剩余油。另一部分是微观孔隙内以连续的油 膜或油滴状态残留在油层孔隙里的原油。这部分的残余油可以通 过提高驱替液的波及系数和洗油效率来提高采收率。目前常用的 提高波及系数和洗油效率的方法为聚合物/表面活性剂的二元复 合驱。胡庆油田高含水油藏的这部分剩余储量基数较大，为二元 复合驱技术的应用提供了巨大的潜力。针对胡庆油田油藏特点，目前已经研究出了一套适合于胡庆 油田的二元复合驱油体系配方：0.2%WPS-A+0.1 WA-18+1 OOOmg/L 的生物聚合物。通过室内评价该体系的耐温可以达到9(TC,耐矿 化度超过18Xl()4mg/L,抗Ca2+、Mg?+能力达至ij 5000mg/L,在此 条件下与原油的界面张力可以达到10-3mN/m,聚合物的粘度达到 13mPa - So目前正在对该体系进行数模参数测定。2003年1季度 将针对胡十二块S3中75层系的5个井组(H12-30、H12-10. H12-68. HC7-43. NH12-23)进行二元复合驱数值模拟研究，预计 2003年4月份将进入现场先导性试验的实施工作。先导试验区的 总注入规模将达到0.3PVo4、提高系统效率的潜力及对策目前采油五厂共开抽油井361 口，占总开井数的90.9%,年耗 电3952.95*l()4kw h,平均单井系统效率为19.7% (借用采油六 队、采油十队的测试结果)。假如有效功率不变，单井平均系统效 率提高1%,则平均单井可日节电14.4kWh,单井年节电5256kW -ho以每度电0.48元计，平均单井年节约电费0.25万元。 显然，不论是节约能量还是提高经济效益，都要求有杆抽油井有 较高的系统效率。国内外的研究资料表明，抽油井系统效率的理论上限为49%, 理论下限为41%。据调查，目前抽油机井的系统效率状况为：国 际平均水平为29.7%,最高水平为36%；国内平均水平为26.2%, 最高水平为31% (大庆油田的平均系统效率为31%)；采油五厂平 均为19.7%,与国外和国内水平相比有较大的差距，说明了采油 五厂提高系统效率潜力较大。2002年上半年，应用“一种有杆泵机械采油工艺参数确定方 法”技术取得成功，对目前采油五厂380 口抽油机井进行分析后, 预计将有280 口井可以应用该技术进行优化设计，按单井年节电 2.2*l()4kw h计算，全部实施后年可节电626*l()4kw h,年可 节约电费(按0.48元/kWh) 295.68万元。根据我厂抽油机井的 躺井比例(月躺井约18井次左右)，预计年实施该技术80 口井， 即在三年内应用该技术可将全厂的抽油机井实施一遍，2002年共 实施该技术30 口井，平均单井系统效率由27.24%提高到41.23%, 平均单井系统效率提高了 13.99%,平均输入功率由11.14 kW h 下降到期8.8kWh,平均单井输入功率下降2.34 kW h,节电 率21%。30 口井年节电可达59.81*l()4kw h,年节约电费28.7 万元。预计年实施80 口井。投入资金：技术服务、测试费用56万元 （每口井0.7万元），电机改造费用14.22万元（每台改造费用按 0.26万元计算，有2/3的井需要改造电机），共计70.22万元。产 出：年节电176*l（）4kw h,年节电费84.48万元。年实现经济效 益14.26万元，年投入产出比为1： 1.2；按两年有效期计算，可 实现经济效益98.74万元，投入产出比为1： 2.4；按三年有效期 计算，可实现经济效益183.22万元，投入产出比为1： 3.6o并可 有效地延长检泵周期，降低作业成本，综合效益更加突出。5、微生物采油的潜力及对策微生物单井吞吐作为一种投资少、见效快、施工方便的提高 采收率的技术，2002年引进了北京中远恒通科技发展有限公司和 美国微生物总公司共同合作开发的菌种，其各项性能指标达到了 胡庆油田高温高矿化度的条件要求，措施有效率和增油量比以往 明显上升，是一种适合于胡庆油田部分油藏特点菌种。经18 口井 现场试验，有效率83%,充分证明该菌种注入地层后能有效降解 稠油和高分子烷烧及其它有机物质，改变原油的活动性，提高单 井产量。目前胡庆油田有低产低能井120 D,井筒工艺符合单井 吞吐工艺的有90 口 o预计单井增油60T,措施有效率按80%计算, 预计该项技术应用后将增油4320to6、提高分注率的潜力及对策胡庆油田现有注水井279 口，其中下封分注井130 口，一级 一段和一级两段管柱是分注井主导类型，占到76.9%o从剖面资 料看，大跨度的分层注水，每一段内剖面仍不均匀，仍有部分中、 低渗层未得到动用；4寸套管注水井15 口，分注4 口； 2002年以 来转注待分注井有19 口，2003年计划转注21 口井。已分注井应 用同心集成细分注水工艺技术进一步细分，4寸套管注水井推广 封隔配水器一体一级分注工艺，新转注井待注水稳定后继续推广 二级三段分注工艺，将成为提高水驱动用储量和分注率的潜力。7、机采工艺配套方面的潜力及对策对成熟工艺技术，实施整体配套，规模见效。防偏磨方面应 用旋转井口和扶正技术；防蜡工艺方面主要应用固体防蜡工艺； 稠油开采方面优化管柱配套，通过规模应用，挖掘成熟机采配套 工艺的潜力。对于新引进和开发的配套技术，如防偏磨的油管扶正器，防 砂工艺的活塞环阀式抽油泵，防蜡工艺的空心杆热洗，稠油开采 的井下电加热器等工艺，在小范围内进行先导试验，在试验成功 后规模实施，挖掘新技术配套的潜力。在深抽提液方面，推广应用14型大机配合超强度抽油杆、油 管锚和减载器，进一步挖掘中深油层的潜力。同时应用30m3小排 量电泵深抽到3000m的技术，挖掘油层在3000m以下，有注水井 对应或供液能力强，需要深抽大排量提液井的潜力。全年预计30 口井，增油300038、老区n、hi类油层动用及新区深层低渗储层改造的潜力及对策 目前老区由于层间非均质性干扰，II、in类油层剩余油占总 剩余油的53%,有983义10%储量没有得到很好动用，近几年零星 投入开发的刘庄、H96等边远新区，初步控制储量约600X10% 由于储层埋藏深、低渗，改造难度大，投入费用高，目前仍零星 试采，没有投入规模开发。针对这部分储量开展储层改造，成为 下步上产的潜力。对老区H、IH类储层，在井网重组，单独细分 注采差层后，引用一米弹射孔、深穿透射孔、深部酸化、高压增 注、压裂等手段进行改造；对新区深层、低渗油藏：一是开展注 入流体性能评价研究，防止注水及储层改造时对油层的二次伤害； 二是开展区块整体压裂工艺研究，优化压裂规模；三是与科研院 所、专家合作，试验酸压、强制闭合、快速返排、加粉砂造长缝 等压裂新工艺。六、2003年总体工作量及工作目标1、年度措施及维护工作量全年油水井维护工作量控制在230井次以内；交井合格率和施 工全优率保持在99%以上；设备完好率保持在100%。三大主力区 块2003年总体措施工作量为202 口，其中油井工作量87 口，水井工作量U5 口（详见下表）。2003年三大主力区块技术改造工作量统计表区块油井水井合计侧钻下4 寸套回采归位补孔大修堵水小计侧钻下4 寸套转注分注补孔归位大修调剖化耕坨瓶其它小计H5102821234523272346H7第434722048322726466173171443262037小计10441453718123562274683HI2II121012278271421214673合计3156232388713152141223342271152022、措施实施指标增加可采储量72X10*水驱控制程度由65.9%增加到77.2%, 增加11.3个百分点；水驱动用程度由34.0%增力口至ij 46.04%,增加 12.0个百分点；综合含水下降0.2个百分点；最终采收率提高3.08 个百分点。3、管理指标全年争创三星级采油队二个，二星级采油队二个，一星级采油 队三个，青年文明号计量站10座；作业联队全部达到铜牌作业队 水平，争创金牌作业队1个，银牌作业队2个；躺井率控制在0.5% 以下；水井利用率达到96%以上；油井利用率达到97%以上。4、工艺技术指标抽油井检泵周期达到480d,泵效达到45%,开井时率保持在 99%以上；电泵井检泵周期达到350d,泵效、开井时率维持目前水平；分注井分注率达到70%以上，封隔器有效期达到200d以上;措施工艺成功率达到95%以上，措施有效率达到85%以上。一、概况(-)地质概况胡庆油田是一个极复杂的小断块油田，位于东濮凹陷西斜坡 第二断阶带，构造南北长约25km、东西宽约7.5km,受石家集、 长垣两条主断层夹持形成一长条状单斜构造。内部发育的一系列 次生断层与主断层相交，形成的“墙角形”断块是胡庆油田的主 要油藏类型。目前已动用15个开发区块34个油藏单元，动用含 油面积23.18km2,动用石油地质储量4217X10%标定采收率25.4%, 可采储量1071X10”。其主要特征表现如下：断层发育、区块破碎。开发区生产井含油井段内单井平均钻 遇2.7个断点，最小断块仅有0.02km2。因此造成许多开发单元难 以完善注采井网。砂体复杂、储层非均质严重。平均孔隙度20%,平均渗透率 70Xl(y4 11m2,层间渗透率级差30836倍，层内渗透率级差100 倍以上。渗透率变异系数0.86-0.95,平均0.88o储层横向、纵 向严重非均质性，注水开发后层间干扰严重，给注采两个剖面调 整改善带来极大困难。油层埋藏深跨度大，产出液高盐、高矿化度、腐蚀性强。从 16004600m都有含油层段；井温最高达130C,一般在6012(TC 之间，产出液pH值6.3,呈弱酸性，Ca2 Mg2+含量高达3000 5000mg/L,矿化度高达10-30X 104mg/L,腐蚀、结垢造成地面 管网服役时间短，维护工作量大，井下套管易损坏，油水井井筒 技术状况恶化，客观上给机采工艺配套、储层改造等工艺带来了 极大的挑战。（二）油水井生产及工艺技术现状1、油井生产概况2002年10月，胡庆油田共有油井553 口（包括报废井84 口）, 开井397 口（包括报废井开井24 口），开井率71.8%。油井井口日 产液8656t,日产油946t,平均单井日产液21.8t,平均单井日产 油2.4t,综合含水89%。其中自喷井3 口，占开井总数的0.8%, 产量占2.2%；抽油机井开井363 口，占开井总数的91.4%,产量 占85.5%；电泵井开井31 口 ,占开井总数的7.8%,产量占12.3%o 油井不同采油方式生产状况如下表。油井生产状况统计表生产方式总弁数开井数产液量（1）产油量（1）综合含水 （%）平均单井总日产平均单井总日产自喷井338.0247.02114.6抽油机井51736316.559982.2380987.7电泵井33318526343.711695.6合计53339721.886562.494689油井管理技术指标与去年同期对比生产方式时间总井数开井数平均泵深平均液面平均沉没度平均泵效检泵周期抽油井01.10404311185715742834241202.104333391905159730842.5461对比+29+28+48-23+ 25+0.5+49电泵井01.1023211862128857410130402.10333118921326566107333对比+ 10+ 10+ 30-38-8+6+ 29从上表可以看出，抽油机井在井数增加的情况下，各项管理指 标有所上升，平均泵效提高了 0.5%,平均泵挂增加了