CentralAsiaOilCompanyLimited中亞石油有限公司

2014年采油工程

主要管理和工藝措施挖潛思路注采工程技術部二零一四年二月CentralAsiaOilCompanyLimit12014年注采工程部以原油25萬噸生產任務為中心，按照滿足油田開發、生產管理的需要，潛心攻關，精細管理，努力做到“兩控制、兩提高”，實現工藝措施挖潛思路的“一個轉變”，為油田可持續發展提供工藝技術支撐。兩控制：檢泵率控制在20%以內，返工率控制在10%以內。兩提高：分注率提高到60%，注水合格率突破65%。一轉變：由低含水措施挖潛向高含水控水穩油挖潛轉變。2014年注采工程部以原油25萬噸生產任務為中心，按照滿足油2第一部分提高注水井兩率確保老井持續穩產第一部分3

分析無法細分小夾層井情況，優選單井細分工藝實現分注率60%。2014年各區塊細分潛力分布表油田總井數口分層井口潛力井口不具備潛力井，口注水壓力高夾層小州13（1-2）104637277州13（3-6）1113912537肇413822682523合計2971282711537分注率（%）43.1%+9.1%通過降壓增注細分12.5%分析無法細分小夾4工藝類別工藝名稱工藝原理管柱示意圖小卡距細分雙導向細分工藝利用正反導向偏心配水器，采用一正一反導向體，并配套正、反導向投撈器，實現2m配水間距投撈互不干擾小隔層細分長膠筒細分工藝利用長膠筒封隔器的膠筒長度優勢來密封小隔層，實現小隔層細分0.5m雙膠筒細分工藝利用雙組膠筒封隔器密封小隔層，坐封時必有其中一組膠筒位于隔層內部，實現小隔層細分0.5m化學淺調剖細分工藝部分水井夾層小仍無法實現細分且層段內差異大，為此，以“調剖面、控含水”為目標，按照區塊、井組優先的原則，應用化學淺調剖技術，控制高滲透層的吸水能力，改善層間動用狀況，緩解層間矛盾。采用上述工藝，可實現2m卡距及0.5m或0.5m以下隔層的細分要求。1完善注水井配套工藝工藝類別工藝名稱工藝原理管柱示意圖小卡距雙導向利用正反導向偏5根據調剖的主要機理及現場施工要求，確定淺調剖的選井原則：

一是單層最大吸水強度與全井吸水強度的比值大于1.6，最大水淹半徑與全井平均水淹半徑的比值大于1.25

二是無吸水剖面資料的注水井層間滲透率變異系數大于0.5，調剖目的油井含水40%以上

三是泵壓高于注水壓力2MPa以上四是層段內吸水差異較大的分層井根據調剖的主要機理及現場施工要求，確定淺調剖的選井原則：一6針對問題油藏存在鉆井液、粘土、腐蝕產物等無機物和膠質、瀝青質、蠟和細菌等有機物堵塞儲層存在非均質且污染程度存在差異以往措施無效井技術對策研究應用復合酸化技術，解除近井地帶污染、恢復水井吸水能力主要研究暫堵酸化工藝，實現儲層均勻吸水主要研究機械細分水力壓裂酸化工藝，達到單井逐層酸化增注的目的研究以復合酸化為主的主體酸化技術，試驗應用暫堵酸化和機械細分水力壓裂酸化工藝，逐步完善注水井酸化降壓增注技術，解決水井高壓欠注問題。2開展注水井降壓增注現場試驗針對問題油藏存在鉆井液、粘土、腐蝕產物等無機物和膠質、瀝青質72014全年分層井井數大約為150井次，按照大慶油田分層井每年每口測調三次測算，全年需要測調總井數為450井次。2014年測試隊將增加1臺測試車大約于3月中旬能夠使用，這樣計劃在2014年能夠有5臺測試車投入生產，每個車組在車輛正常，無雨季及其它因素影響的情況下，如果每月完成7井次，測試隊計劃每月總共能完成35井次。全年按工作10個月計算能完成350井次，距全年計劃450井次還有100井次的差距。月份234567891011121合計工作量，井次12323535282828353530189325自有隊伍完成注水井分層測試工作量預測月份234567891011121合計工作量，井次01610106666202040104剩余完成注水井分層測試工作量預測3加強注水井測調試工作，確保注好水、注夠水2014全年分層井井數大約為150井次，按照8

注水井洗井工作量測算表單位水井開井數，口當年新投井，口轉注井，口分層井

洗井

井次籠統井

洗井

井次應洗井數

井次分層井籠統井分層井籠統井分層井籠統井一區644200012128108236三區38710001176164240四區2656000652124176全區12816900029256396652

2014年計劃洗井652井次，重點在提高洗井質量上下功夫。一是完善監督管理體系，重點檢查水量和水質，同時加大技術改造力度。二是從二月下旬開始罐車洗井，搶前抓早，確保全年每口井洗兩次；三是由注采部每月組織實行測試、洗井例會協調制度。四是加大對測試隊伍的技術培訓力度和考核力度，充分調動測試隊伍的積極性。月份1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月小計計劃，井次001009072504545759065106522014年洗井工作量運行計劃

4為確保注好水注夠水

強化注水井洗井技術管理注水井洗井工作量測算表單位水井開井數，口當年新投井9第二部分做實做細井筒管理控制兩率在指標以內第二部分10

2013年檢泵井影響產量共計2256t，針對這種情況，在2014年的工作中將繼續摸索高溫蒸汽熱洗、超導熱洗和化學加藥等清防蠟方式在不同井況條件下的合理施工周期及參數，逐步建立以化學加藥和超導熱洗為主，高溫蒸汽熱洗為輔的清防蠟分類管理體系，通過強化井筒管理，確保井筒暢通，努力降低兩率來減少影響產量，確保影響產量系數控制在1%以內。主要采取化學清蠟為主，超導熱洗為輔組合清防蠟方式含水低于30%含水30~70%主要以改性降粘劑和高溫蒸汽熱洗的組合清防蠟方式含水高于70%不加藥井，以藥劑為添加劑進行高溫蒸汽熱洗清防蠟方式。

針對稠油區油井主要以加改性降粘劑和強磁防蠟器組合進行清防蠟方式。在采油四工區采用超導熱洗為主加清防蠟劑為輔方式

研制清防蠟運行監督系統，并以監測結果為參考，實施月度考核，從而增強崗位員工的責任意識，保證洗井施工質量。1加強泵筒管理，控制檢泵率在20%以內2013年檢泵井影響產量共計2256t，針對11優參數下調抽汲參數，減緩桿管偏磨降阻力試驗油管錨定裝置，減少油管彈性變形偏磨治理技術阻接觸應用扶正器、防偏磨接箍，減緩桿管偏磨應用限位抽油桿，防止扶正器竄位應用非金屬涂塑接箍，防止連桿偏磨優參數下調抽汲參數，減緩桿管偏磨降阻力試驗油管錨定裝置，12抽油泵固體防蠟阻垢管篩管尾管井下點滴阻垢裝置長柱塞防砂防垢泵固體防蠟阻垢器結垢治理技術清垢質應用化學除垢技術，周期清理井筒垢質應用高壓水力射流技術，清除油管垢質阻沉積應用固體阻垢技術，預防有機、混合垢應用井下點滴阻垢技術，預防無機垢防卡漏應用長柱塞防砂防垢泵，降低卡漏機率抽油泵固體防篩管尾管井下點滴阻垢裝置長柱塞固體防蠟結垢治理技13據統計僅2013年因重復作業影響產量790.8噸。2014年我們要實行一體化管理模式，完善清防蠟、除防垢、偏磨治理三項技術管理體系，努力降低油井兩率，力爭一年檢泵率降到20%，兩年內綜合返工率降到5%的目標，最大限度地減少因重復作業影響產量。檢泵率20%，綜合返工率5%管理模式日常管理配套技術指標運行偏磨防治技術清防蠟技術結垢防治技術井下工具管理三方監督體系機采指標考核作業指標考核制度保障方案設計井控檢泵管理制度疑難油井治理井筒動態調整2加強系統各節點管理，確保作業指標“兩”據統計僅2013年因重復作業影響產量790.8噸。2014年14

2014年以提高作業質量、減少維護工作量、保障原油生產為目標，繼續從強化管理和提高技術兩方面控制作業兩率。三年是將檢泵率、綜合返工率指標列入各采油工區年度獎金考核指標，強化各相關部門的井筒管理意識。加大對重點環節的現場管控力度。一是按大泵徑、長沖程、慢沖次原則，優化地面參數；采用碰泵熱洗上調參三步法加大檢前處理力度，能處理不作業。五是結合檢泵原因，在每月5日召開作業講評會，由作業組逐一講評返工井返工原因，認定責任返工井，并下處罰通知單，同時提出下步降低綜合返工率對策。二是實施井筒分類管理，減少停機不當造成卡泵；將蠟卡井列入采油工區季度獎金考核，確保井筒管理暢通，達到井筒管理規范化。四是強化作業現場監督，建立檢泵井三方寫實記錄卡片（附檢泵記錄），加強現場記錄寫實力度，注采工程部組織逐口井進行分析作業原因，制定對策，以降低檢泵率。三方認證檢泵井寫實記錄卡片（采油工區）編號：ZC-ZY-XSJL-01采油工區檢泵井號：

檢泵時間：

上報檢泵原因：

上次作業時間：

上次作業原因：

現場監督

寫實

監督人：填寫日期：三方認證檢泵井寫實記錄卡片（作業監督）編號：ZC-ZY-XSJL-02作業監督檢泵井號：

檢泵時間：

備注：

現場監督

寫實

填寫人：填寫日期：三方認證檢泵井寫實記錄卡片（機采組）編號：ZC-ZY-XSJL-03機采組檢泵井號：

泵徑：

鋼號：

檢泵記錄

填寫人：填寫日期：2014年以提高作業質量、減少維護工作量、保障原15第三部分2014年圍繞措施增產所要開展的主要工作第三部分162014年計劃實施油井增產措施138口，水井增注措施15口，油水井大修6口。預計年增油1.1×104t，年增注2.0×104m3。項目油井水井老井壓裂機械堵水化學堵水換大泵調參小計酸化深淺調剖小計計劃口4095246013851015預計增油/增注×104t/m30.760.10.10.070.091.12.0/2.0大修分類普修，口側斜，口深取，口合計，口計劃600612014年主要措施工作安排2014年計劃實施油井增產措施138口，水井增注措施172014年措施工作量運行計劃措施項目工作量2014年施工計劃，口完成時間2月3月4月5月6月7月8月9月10月鉆井，投產，投注1064

3月油井壓裂402849944

8月備選壓裂13

換偏心井口23

隨作業換大泵11

2月堵水14

3443

10月周期采油3

6月大修4

11

11

6月高含水關井13

高含水開井1

注水井轉抽油機1

1

抽轉撈13454

維護作業544757166810

水井油井轉注29

2477910月撈液降壓16

3443

2

10月補孔2

11

6月大修6

11

1111

重配15

22

2

2

1

2

2

2

周期注水開3

周期注水關7

分層注水18

3

33333

8月測試調整49

籠統調整23

3月2014年措施工作量運行計劃措施項目工作量2014年施工計182014年，針對40口老井壓裂井，我們要通過壓裂選井敏感因素分析，分析單井的連通情況、剩余油分布規律及改造目的層的特點，以控制含水、提高老井產量為目標，按照“中高水淹層控制壓裂規模，低水淹層適當加大壓裂規模，未水淹層采用大砂量壓裂”的設計原則，優化不同類型區塊壓裂規模，開展“一井一對策”個性化壓裂工藝。類別因素分析結果越小越優滲透率若產層滲透率極低，采取壓裂可提高導流能力，擴大泄油面積孔隙度對孔隙度低的油層，采取壓裂可改變孔隙結構，增加連通喉道的數目含水飽和度反映油層物性好壞，對含水飽和度過高的井層，采取壓裂難以獲得良好效果油井產量壓裂措施主要針對滲透率低、產量低的井層采出程度采出程度越高，剩余可采儲量越低，增產效果不會太好越大越優表皮系數表皮系數越大，污染程度越嚴重，若進行壓裂可有效改善滲流條件有效厚度有效厚度太薄，增產效果受到很大影響注采壓差注采壓差越大，若進行壓裂，產生刺穿遮擋或低滲帶裂縫州13、肇413壓裂選井敏感因素分析表2優化壓裂工藝設計，提高老井措施產量2014年，針對40口老井壓裂井，我們要通過19從壓裂效果的角度分析，施工規模越大裂縫越長，壓裂有效期相對較長；但從經濟的角度分析，施工規模越大，壓裂費用越高。隨著加砂量的增加，水力裂縫的延伸在縫長、縫寬、縫高三個方向是不一樣的，以縫長延伸為主，縫高略有增加、縫寬基本不變。隨著排量增加，縫高延伸加快。對隔層較小井，為防止竄槽，降低施工排量。對于層段內夾層薄、小層多井，增加施工排量，盡可能壓開多個層段。從壓裂效果的角度分析，施工規模越大裂縫越長，壓裂有效期相對較20序號井況特點壓裂工藝1已壓裂過層段重復轉向壓裂2高含水井高滲透層、有挖掘潛力應用覆膜砂3油層多、厚度小、夾層薄多裂縫4裂縫性見水、有動用差接替層高含水井堵壓結合5全井夾層平均小于3m，小層數6個以上定向打孔壓裂6夾層小，卡段內小層多，無法細分壓裂大排量7油層水淹程度高、斷層附近高砂比壓裂壓裂工藝參數優化序號井況特點壓裂工藝1已壓裂過層段重復轉向壓裂2高含水井高滲21針對以上工藝措施，逐口分析2014年計劃壓裂井40口，分析認為12口井暫時不具備壓裂條件。井號地層條件工藝設計制定依據工藝設計砂巖有效滲透率肇132-斜627.22.627.2單方向注水，注采不完善大規模壓裂肇136-斜626.51.07.3單方向注水，注采不完善大規模壓裂肇142-斜523.92.055.7單方向注水，注采不完善，注水井壓力高①可對注水井降壓增注后觀察效果②對應壓裂③大規模壓裂肇142-斜607.53.074.6PI5有效厚度3m，其他層無有效厚度相鄰注水井壓力較高定向打孔壓裂PI5肇142-斜623.40.78.7有效厚度小，地層條件差籠統壓裂肇146-斜603.60.0

無有效厚度大規模、大排量壓裂肇162-斜605.03.232.9PI2-4厚度3.2m定向打孔大排量壓裂肇162-斜624.22.2119.3PI41厚度1.6，滲163.9，注水井PI2層較好，隔層小無法分層壓裂大排量壓裂肇162-斜663.21.19.6斷層邊部，平面矛盾嚴重，注水井壓力高，定向打孔壓裂肇166-斜554.22.760.5注水井肇74-更斜40為更新井，投注時間短緩壓肇166-斜604.42.055.3平面矛盾嚴重，單向注水，注采不完善大規模壓裂州1607.63.6

PI2層堵水，厚度較大，其他層有效厚底僅1m分層壓裂，PI2/PI3+4，覆膜砂大砂比壓裂州24-285.14.025.0本次作業產量突降，結垢嚴重，活塞卡死在工作筒試驗熱氣酸解堵，或對3+4層大規模壓裂州28-186.33.342.7平面矛盾嚴重，油井東側有可疑斷層定向打孔壓裂州28-288.40.0

斷層邊部，無有效厚度，結垢非常嚴重試驗熱氣酸解堵州30-268.53.522.7

分層壓裂，上部2-4大排量壓裂，下步5+6籠統壓裂州34-斜447.53.246.2斷層邊部，平面矛盾注水井州34-46定向打孔分層壓裂，州34-斜44方向壓PI2層，州34-斜48方向壓PI4層州34-斜484.81.314.2州36-506.24.021.2層多，隔層薄大排量壓裂州36-527.13.37.3雙方向注水，層多，隔層薄大排量壓裂2014年老井壓裂措施優化統計井號地層條件工藝設計制定依據注采部意見砂巖有效滲透率州38-485.22.816.0斷層邊部，層多，隔層薄大排量壓裂州38-504.92.510.4

大排量壓裂州24-606.42.719.1平面矛盾嚴重，注水不受效，油水井井距大大規模壓裂州27-675.11.633.1平面矛盾嚴重，注水不受效定向打孔壓裂（方向28-64、30-64之間）州31-斜685.83.090.7注水井州29-69注水時間短，累注量低建議緩壓州44-393.81.331.4

重復轉向壓裂州48-404.32.49.8注水井州48-38注水時間短，累注量低建議緩壓州8044.71.7

斷層邊部，油水井井距大，注水井州48-62撈液降壓定向打孔壓裂肇144-斜585.92.05.8斷層邊部，地層條件差不建議壓裂肇146-斜504.22.935.6油水井間存在可疑斷層，如無斷層，定向打孔大規模壓裂，如有斷層不建議壓裂肇158-新斜485.01.118.7斷層邊部，平面矛盾導致油井地層壓力低不建議壓裂肇164-斜5614.02.311.9斷層邊部，地層壓力低不建議壓裂州38-544.92.122.8平面矛盾嚴重或污染嚴重加大規模壓裂州42-524.02.133.0州29-斜357.94.752.6無注水井，多層夾角處不建議壓裂州42-斜436.21.918.3受斷層切割，供油面積小，注水不受效不建議壓裂肇224.63.4

地層條件差不建議壓裂或大規模壓裂PI4州13-496.21.24.3地層壓力低不建議壓裂州16-斜405.43.331.5斷層邊部不建議壓裂或大砂比壓裂州62345.90.822.8地層條件差，含水飽和度高不建議壓裂針對以上工藝措施，逐口分析2014年計劃壓裂221、各項技術指標應符合SY/T6376-1998《壓裂液通用技術條件》要求；2、現場見到的壓裂液是根據施工要求和地層狀況配制的加入稠化劑及添加劑的混合液，即基液。基液性能一個十分重要的指標是表觀粘度，可用六速粘度計測試，還要觀察凍膠粘度，合格的凍膠粘度均勻、能夠挑掛、不粘杯壁、不脫水，還要測試壓裂液的PH值和交聯時間；3、現場施工中要注意交聯劑應連續、均勻。

強化壓裂現場監督確保壓裂施工效果壓裂液性能檢查設專人現場監督1、各項技術指標應符合SY/T6376-1998《壓裂液通23

1、檢查砂罐的數量、每罐的裝載量和支撐劑的規格是否符合設計砂量要求。

2、檢查支撐劑性能測試報告，包含以下性能指標：

----粒徑分布

----圓、球度

----表面光滑度

----單粒抗壓強度

----群體破碎率

----酸溶解度

----濁度

----密度

----裂縫短期導流能力或長期導流能力的測定支撐劑的檢查設專人現場監督支撐劑的檢查設專人現場監督24

1、壓裂過程中要執行國家標準、行業標準及企業技術標準的要求，確保各道工序施工質量；

2、壓裂施工中，要有完整的壓裂施工曲線，實時監測壓裂施工中的壓力、排量、砂比等各項施工參數，對于問題井要及時調整施工方案；

3、壓裂后替擠時間及擴散壓力時間執行設計要求。壓后放噴、泄壓、動管柱應在壓裂液破膠之后進行，避免支撐劑隨未破膠壓裂液大量返出，影響裂縫導流能力和第二層壓裂的正常施工；

4、壓裂后，壓裂液的返排要求定時取樣觀察，了解壓裂液破膠水化情況；

5、壓裂后起壓裂管柱、下完井管柱過程中，嚴禁動水壓井，特殊情況應履行審批手續；

6、在整個施工全過程中，要嚴格執行HSE的有關規定，嚴禁在井場附近排放殘液。壓裂施工現場全過程設專人連續跟蹤壓裂施工現場全過程設專人連續跟蹤25對于處在注采井網中水線方向上的低產低效井，為了避免人工裂縫沿水線方向的過度延伸，常規重復壓裂通常規模小，未形成新的泄油區，是壓裂效果不好的原因之一；對于處在油藏邊部的井，由于沒有完善的注采井網，沒有建立合理的注采關系，地層能量保持水平較低，是造成常規重復壓裂效果不好的原因之；對于地層能量偏高、有注水見效史的井選擇重復壓裂工藝，導致人工裂縫的過度延伸，最終造成重復壓裂后油井含水上升過快；對于注水受效程度低造成低產低效的油井，老裂縫控制的原油已接近全部采出，裂縫成了主要出水通道，如果繼續采用常規重復壓裂工藝技術，容易導致油井過快水淹。2014年計劃壓裂的40口井，38口井低含水井，這些井大部分受斷層切割或注采系統不完善等因素影響，注水不受效，地層壓力低，分析下來至少有12口井難以取得較好的壓裂效果，難以達到措施增產目標。3轉變措施挖潛思路，拓寬老井增產措施2013年壓裂井整體效果較差，分析主要有以下四方面原因：對于處在注采井網中水線方向上的低產低效井，為了避免人工裂縫沿26目前項目部主要增產措施以壓裂為主。截止目前，全區未壓裂井共計203口，其中低含水井43口，中高含水井160口，所以立足低含水井進行措施選井難度較大。目前油田已進入中高含水后期，因此需要逐步轉變措施挖潛思路，今后將由低含水井措施挖潛向中高含水井措施挖潛轉變，要重點做實做細中高含水后期控水穩油這篇文章，拓寬措施選井選層空間，尤其在壓裂井選井選層上逐步向高含水低產液，高含水高產液層內有剩余油挖潛空間轉移。同時針對不同的高含水成因優化不同的工藝措施。州13、肇413區塊經歷了無水采油、低含水采油（油田綜合含水小于40%）、中含水采油（油田綜合含水小于40%-60%）、高含水采油（油田綜合含水小于60%-80%）四個階段，截止2014年2月，全區綜合含水已達71.9%。隨著油田進入高含水采油階段，出現了油田開發分層注水和分層開采難度系數增加，平面矛盾難以調整，無效注水循環現象嚴重，控制含水上升難度大，噸油耗能逐年增加等諸多技術問題。目前項目部主要增產措施以壓裂為主。截止目前，27

為此開展低滲透裂縫性油藏高含水油井堵壓結合工藝技術研究。1、天然裂縫是造成含水升高的主要原因

從水驅開發動態看，天然裂縫是造成含水升高的主要原因。2、剩余油分布不均衡，平面矛盾突出

裂縫性見水導致高含水區域呈條帶狀，兩側仍存在剩余油，平面矛盾突出；從剩余儲量分布看，采出程度高的主力單元，地質儲量大，剩余儲量豐富，是主要挖潛對象。3、高含水井缺少有效挖潛手段

常規壓裂、機械堵水等常規增產工藝，不能夠有效挖潛高含水井剩余油，需探索新的挖潛手段。3.1針對裂縫性水淹井高含水井，采取堵壓結合技術裂縫性見水對油田開發主要有以下幾方面影響：

裂縫性見水主要有以下特征：水沿裂縫竄流、波及面積少、油井見水早、含水上升快、累計產油低。為此開展低滲透裂縫性油藏高含水油井堵壓結合工藝技術研究。128該技術采用先進行深部封堵、再進行轉向壓裂，重新開辟滲流通道。應用前置段塞膨潤土堵劑，對地層中的裂縫、大孔道實施預堵；應用中間段塞PAM凝膠，對微裂縫和水竄通道實施深部封堵；用封口段塞水泥漿，防止生產過程中聚合物凝膠段塞返吐；應用頂替段塞PAM溶液，過量替擠確保水泥漿被充分頂替，無需磨塞。堵壓結合選井原則：

裂縫性水淹儲層，高產史大于3t、采出程度低于20%、含水大于90%、見水時間速度快、單層改造厚度大于2.0m的Ⅰ類、Ⅱ類儲層油井。該技術的重點是對大通道進行深部封堵，主要采取以下措施：該技術采用先進行深部封堵、再進行轉向壓裂，重新開辟滲流通道。29原理：調剖劑在注入地層的過程中，其流體遵循最小流動阻力原則。體膨型顆粒調剖劑進入阻力小的地層，在孔道內沉降或滯留并吸水膨脹，可防止后面的調剖劑流失；鈉土-HPAM絮凝堵劑，作為充填劑和驅替液，使前緣調剖劑進入處理深部，擴大了處理半徑；擠入高強度的調剖劑在近井地帶形成高強度、耐沖刷的封堵隔板作為封口，防止調剖劑反吐，可延長調剖有效期，提高注水啟動壓力，啟動中、低潛力層，使注入水進入中、低滲透層，提高水驅效率。工藝：

油水井間形成無效循環的儲層大孔道，導致注入水沿高滲透帶單層突進，油井水淹，含水逐漸上升，產量逐漸下降，受重力分異作用影響，油層底部水淹嚴重，要達到控水穩油的目的，必須采取大孔道封堵措施。

葡萄花油層主要采用復合型堵劑對水井進行調剖，主要的調剖劑由堿土-聚合物體系構成。3.2主力油層水淹，層內剩余油挖潛采取注水井深度調剖技術原理：調剖劑在注入地層的過程中，其流體遵循最小流動阻力原則。30

針對部分井厚油層頂部水洗強度較低，單一方向調剖存在繞流現象，對剩余油的挖潛能力有限，因此提出了對應調剖挖潛頂部剩余油的思路。首先，通過電位法測井或微量物質示蹤劑檢測確定井組內注入水突進方向，優化設計工藝參數后，對油水井分別采取深度調剖措施。作用機理：選井條件：

油井反向調剖技術是在油井不采取找水措施的情況下，針對層內、層間剩余油富集的高含水井，將堵劑從采油井注入，利用堵劑的阻力“最小進入原則”，控制堵劑有選擇地進入高含水層和層內高滲部位，占據高滲透帶，在油井的油層中遠井地帶建立封堵屏障，迫使注入水繞流，擴大其波及體積，改變注入水驅替場分布，驅動死油區，從而改善油井開采狀況和提高油井產能。注水井注水壓力低，原則上要求注水壓力低于16MPa；采油井綜合含水在90%以上，累積產油在10000t以上；采油井主力油層厚度大，要求單層厚度大于2m；采油井見水特征要求為非裂縫性見水。3.3采取對應調剖的措施，探索層內剩余油挖潛的有效途徑針對部分井厚油層頂部水洗強度較低，單一方向31

高含水層以優勢通道控制剩余油分布，層內挖潛仍是高含水油田進一步提高水驅采收率的重點，調剖、封堵強水洗段“大孔道”作為主體挖潛后，圍繞高含水井，實施油水井對應調整挖潛技術。對應調壓措施原則：思路：

通過采取間采措施，利用最少的投入，實現低含水低流壓、高含水高流壓，讓驅動水線向有利方向流動。

以井組為單元，從油井端初發，對已形成大通道且無接替層的高產液高含水井進行間采，對低含水井采取降流壓措施，從而抑制高含水層位、釋放低含水層位，同時在對應的水井端進行方案調整，最終達到利用最小的投入驅動水線向有利方向流動，改善層間及平面動用狀況的目的。3.4針對高產液高含水井，實施對應調整挖潛技術高含水層以優勢通道控制剩余油分布，層內挖潛仍32對應分控措施2口

針對層間干擾與平面差異特別嚴重的井，在完善水井分注技術的基礎上。在油井上相應地開展可調、可堵的油井智能配產技術，實現油水井的對應分控，進一步解決層間干擾與平面矛盾問題。

2014年我們繼續擴大試驗壓力開關找堵水技術，進行油水井對應分控。對應分控是以井組為單元，水井端完善配套的精細細分及測試技術，油井端配套壓電開關，采取油水井對應分控、調整，進而實現井組整體均勻動用。對應分控措施2口針對層間干擾與平面差異特別嚴重的井，33井號砂巖有效日產液日產油含水累計產油備注注采部意見州20-斜3610.42.310.62.180.01231該井滲透率182.1，投產即見水，注水井壓力17.2，各層厚度較小單一見水層位

堵壓結合否覆膜砂州58483.61.68.40.792.03288分析該井見水層位為PI2，該層有效厚度0.3，滲透率22.9，其它層有效厚度1.3m堵壓結合州58445.72.722.33.982.410307該井投產6個月即見水，見水層位為PI5對應分控州18-628.36.023.03.883.411770該井主力油層PI2+3厚度3.1，PI5厚度2.1對應調剖州32-208.32.429.72.591.416222見水層位為PI3+4，無接替層對應調壓州1-517.03.813.61.192.111785該井主力油層PI2厚度2.2，反向調剖州52526.73.99.81.584.914567分析該井PI2及PI4層均見水，測產出，無接替層州32-565.11.710.80.099.66277該井見水層位為PI3+4，該層有效厚度1.7，滲透率202.7，無接替層覆膜砂州28-46.94.73.80.684.07160該井主要見水層位為PI5層，有效厚度為3m，滲透率為108.6州18-547.21.94.90.785.27811該井可觀察州16-54、州16-56措施后效果，同時測產出，當見水層含水大于90%后堵水，觀察州56566.43.010.10.991.13194分析見水層位為PI2化學細分州16-545.23.620.13.881.019485該井主力油層PI2厚度1.7州22-64.32.121.92.190.312651該井相鄰注水井芳246-114注水壓力15MPa州30-206.01.67.60.790.911489分析PI5層見水，有效厚度0.9，滲透率13.4，相鄰注水井壓裂17.9、20，上下隔層厚度2.2、1.4，測產出機械堵水州52329.32.48.81.978.472052012年測產出見水層位為PI5州84.82.08.71.187.27820無法確定出水層位，測產出州24-307.22.429.51.694.413521分析該井見水層位為PI5層，相鄰注水井由于均19MPa以上州26-07.91.921.60.896.27191分析該井見水層位為PI2，州16-568.03.15.50.787.47643該井厚度較大，測產出深度調剖州26-445.03.420.40.896.115312分析該機見水層位為PI2，州32-148.84.319.81.592.618422高產液，高含水，周圍注水井壓力16MPa左右州32-285.82.133.02.392.922807見水層位為PI4，無接替層州34-129.01.534.72.891.813068高產液，高含水，周圍注水井壓力16MPa左右州14-449.22.818.61.591.810335該井處于斷層邊部，投產10個月見水州54365.31.510.92.081.67203無法確定出水層位，測產出

堵水井工藝措施設計針對地質部提出16口機械堵水井及注采部選擇的9口高產液高含水井，通過逐井分析，對堵水井工藝措施進行初步設計思路。井號砂巖有效日產液日產油含水累計產油備注注采部意見州20-斜34①油藏條件：剩余油飽和度較高（35%~60%），水驅效果差，低滲、產能不足的單干井、與周圍井的連通性差，其他強化開采方法不能見效的油井、受層間干擾的油井；油藏密封性好；油層溫度越高越好；油井含水率小；層內非均質性好，層間滲透率差異小；原油粘度低；原油膠質、瀝青質含量小；原油組分分子量中等偏小，輕質多、甲烷等較少；地下水礦化度高。②井筒限制條件：存在如套損的機械故障問題；井筒有封隔器等機械卡封的工藝；完井工藝有質量問題，生產中存在竄槽現象；所需井筒作業措施少。③地面輔助條件：主要井場面積大，道路較好，適合施工車輛的擺放與運輸條件。

該技術是將一定量的二氧化碳由油井的油套環空注入地層后經過一段時間的燜井，二氧化碳充分擴散到油層中，使原油粘度降低，體積膨脹等，使原油易于采出。二氧化碳吞吐技術選井條件：影響措施效果的主要因素：①剩余油飽和度：剩余油飽和度是提高采收率的物質基礎，剩余油飽和度低，一方面是增油的物質基礎薄弱，另一方面整體含水太高會影響CO2與原有的溶解作用。②構造位置：構造位置主要影響CO2與原油的接觸作用，處于斷層根部或者微構造高點的井能形成有效的CO2聚集區，使CO2能夠與原油充分發生作用。③優勢滲流通道：優勢滲流通道也是影響CO2與原油的接觸作用，優勢滲流通道的存在，導致CO2沿著優勢滲流通道發生氣竄，同樣不能形成有效的CO2聚集區，使CO2能夠與原油充分發生作用。因此，對于分析有明顯優勢滲流通道的油藏或井區，建議先實施堵水或調剖，后實施CO2吞吐。④單井注入量：單井注入量是影響開發效果的最重要操作因素，主要受油井的含水率和油藏屬性等因素影響。4調研項目4.1二氧化碳吞吐技術①油藏條件：剩余油飽和度較高（35%~60%），水驅效果差，35熱氣酸解堵技術是一項成熟的、有效的增產措施，可有效解除油井近井地帶無機、有機堵塞，提高滲透能力，增油效果顯著。熱氣酸解堵機理

熱氣酸解堵藥劑體系主要由土酸、銨鹽、亞硝酸鹽及表面活性劑組成。其中土酸可解除近井地帶無機垢質堵塞，恢復地層滲透率，同時也可與泥質膠結物及石英、長石顆粒反應，增大地層孔隙度；銨鹽與亞硝酸鹽反應放出大量氣體和熱，熱能在油層中進行徑向和垂向傳導，使油井近井地帶溫度升高，降低膠質、瀝青質等高粘有機物粘度，增加其流動性，產生的氣體可以進入油層孔隙，沖散“架橋”物質，打破毛細管力構成的油流阻力；表面活性劑可在解堵完成后吸附在巖石表面，降低界面張力，改變潤濕性，防治重質有機物的再沉積，延長措施有效期。熱氣酸選井原則①連通水井注水穩定，油井注水受效較好，近期內有過穩定的高產期，近期產量因頻繁作業或多次熱洗解卡等原因急劇下降，地層中存在堵塞污染的井；②有過結垢歷史或近期在修井或作業過程中發現結垢嚴重的井。

該技術對含水在20%以下的井解堵增油效果較好，施工工藝簡單，無需動管柱、處理時間短、返排速度快，多次施工的施工周期應該結合油田的地層結構情況及油井的污染速度確定，適當延長施工周期，以保證取得較好的措施效果。4.2熱氣酸解堵技術熱氣酸解堵技術是一項成熟的、有效的增產措施，可有效解除油井近362014年項目計劃安排表分類序號項目名稱研究內容負責人高效注入

工藝技術1注水井結垢防治工藝試驗深入研究州15扶楊井區結垢機理，并尋求有效的防垢措施楊延喆岳云國2州13區塊高效測調技術研究優化洗井工藝，配套完善管柱工藝，應用成熟細分工藝，不斷提高分注率和分層注水測試合格率，試驗應用高效測調技術，實現每口井一年三次的測調任務指標。楊延喆郝禎國3高壓注水井降壓增注工藝技術開展以酸化為主的降壓增注工藝技術，實現高壓注水井降壓增注，提高注水井高效注水。楊延喆隋小強精細分層注水4突破0.5米隔層界限，完善分層注水工藝配套技術應用雙導向偏心配水器和雙密封封隔器、長膠筒和化學細分淺調剖提高分注率和分層注水合格率。楊延喆顧迪穩油控水

技術5油水井對應分控工藝技術試驗智能找堵水工藝管柱研究與試驗；找堵水層段調試配套技術研究。毛旭根孟令軍6對應調剖工藝技術現場應用試驗在注水井端實施深調剖，在油井端實施反向調剖，通過封堵大孔道，改變注水井液流方向，擴大注水井波及面積，提高水驅效率，減少平面和層間矛盾，從而提高油井產量。楊彥喆金鑫井筒管理工藝技術7深入研究低滲透油田熱洗技術室內評價優選一種高溫蒸汽熱洗化學藥劑添加劑，防止清水熱洗造成低含水油層尤其是扶余油層乳化污染，熱洗后不再加藥。同時篩選一種適合高含水不加藥油井高溫蒸汽熱洗添加藥劑。超導熱洗現場應用效果評價。李鳳君倫東旭8套損機理研究與防治工藝技術通過對套損機理的認識和研究，有針對性地防止套損和治理套損。毛旭根遲亞恒提高單井

產量技術9二氧化碳吞吐工藝技術試驗將一定量的二氧化碳由油井的油套環空注入地層后經過一段時間的燜井，二氧化碳充分擴散到油層中，使原油粘度降低，體積膨脹等，使原油易于采出。

金鑫陳西南10優化壓裂工藝設計，提高老井單井產量根據地層條件，油水井井況，優化壓裂工藝毛旭根金鑫11熱氣酸工藝解堵技術現場應用藥劑體系在地層發生作用，接觸近井地帶有機及無機堵塞，提高地層滲透率，降低油流阻力，降低界面張力，改變潤濕性。金鑫周雪松5試驗應用成熟工藝技術，不斷提高工藝技術水平2014年項目計劃安排表分類序號項目名稱研究內容負責人高效注37

思路決定出路方法總比困難多思路決定出路38演講完畢，謝謝觀看！演講完畢，謝謝觀看！39CentralAsiaOilCompanyLimited中亞石油有限公司

2014年采油工程

主要管理和工藝措施挖潛思路注采工程技術部二零一四年二月CentralAsiaOilCompanyLimit402014年注采工程部以原油25萬噸生產任務為中心，按照滿足油田開發、生產管理的需要，潛心攻關，精細管理，努力做到“兩控制、兩提高”，實現工藝措施挖潛思路的“一個轉變”，為油田可持續發展提供工藝技術支撐。兩控制：檢泵率控制在20%以內，返工率控制在10%以內。兩提高：分注率提高到60%，注水合格率突破65%。一轉變：由低含水措施挖潛向高含水控水穩油挖潛轉變。2014年注采工程部以原油25萬噸生產任務為中心，按照滿足油41第一部分提高注水井兩率確保老井持續穩產第一部分42

分析無法細分小夾層井情況，優選單井細分工藝實現分注率60%。2014年各區塊細分潛力分布表油田總井數口分層井口潛力井口不具備潛力井，口注水壓力高夾層小州13（1-2）104637277州13（3-6）1113912537肇413822682523合計2971282711537分注率（%）43.1%+9.1%通過降壓增注細分12.5%分析無法細分小夾43工藝類別工藝名稱工藝原理管柱示意圖小卡距細分雙導向細分工藝利用正反導向偏心配水器，采用一正一反導向體，并配套正、反導向投撈器，實現2m配水間距投撈互不干擾小隔層細分長膠筒細分工藝利用長膠筒封隔器的膠筒長度優勢來密封小隔層，實現小隔層細分0.5m雙膠筒細分工藝利用雙組膠筒封隔器密封小隔層，坐封時必有其中一組膠筒位于隔層內部，實現小隔層細分0.5m化學淺調剖細分工藝部分水井夾層小仍無法實現細分且層段內差異大，為此，以“調剖面、控含水”為目標，按照區塊、井組優先的原則，應用化學淺調剖技術，控制高滲透層的吸水能力，改善層間動用狀況，緩解層間矛盾。采用上述工藝，可實現2m卡距及0.5m或0.5m以下隔層的細分要求。1完善注水井配套工藝工藝類別工藝名稱工藝原理管柱示意圖小卡距雙導向利用正反導向偏44根據調剖的主要機理及現場施工要求，確定淺調剖的選井原則：

一是單層最大吸水強度與全井吸水強度的比值大于1.6，最大水淹半徑與全井平均水淹半徑的比值大于1.25

二是無吸水剖面資料的注水井層間滲透率變異系數大于0.5，調剖目的油井含水40%以上

三是泵壓高于注水壓力2MPa以上四是層段內吸水差異較大的分層井根據調剖的主要機理及現場施工要求，確定淺調剖的選井原則：一45針對問題油藏存在鉆井液、粘土、腐蝕產物等無機物和膠質、瀝青質、蠟和細菌等有機物堵塞儲層存在非均質且污染程度存在差異以往措施無效井技術對策研究應用復合酸化技術，解除近井地帶污染、恢復水井吸水能力主要研究暫堵酸化工藝，實現儲層均勻吸水主要研究機械細分水力壓裂酸化工藝，達到單井逐層酸化增注的目的研究以復合酸化為主的主體酸化技術，試驗應用暫堵酸化和機械細分水力壓裂酸化工藝，逐步完善注水井酸化降壓增注技術，解決水井高壓欠注問題。2開展注水井降壓增注現場試驗針對問題油藏存在鉆井液、粘土、腐蝕產物等無機物和膠質、瀝青質462014全年分層井井數大約為150井次，按照大慶油田分層井每年每口測調三次測算，全年需要測調總井數為450井次。2014年測試隊將增加1臺測試車大約于3月中旬能夠使用，這樣計劃在2014年能夠有5臺測試車投入生產，每個車組在車輛正常，無雨季及其它因素影響的情況下，如果每月完成7井次，測試隊計劃每月總共能完成35井次。全年按工作10個月計算能完成350井次，距全年計劃450井次還有100井次的差距。月份234567891011121合計工作量，井次12323535282828353530189325自有隊伍完成注水井分層測試工作量預測月份234567891011121合計工作量，井次01610106666202040104剩余完成注水井分層測試工作量預測3加強注水井測調試工作，確保注好水、注夠水2014全年分層井井數大約為150井次，按照47

注水井洗井工作量測算表單位水井開井數，口當年新投井，口轉注井，口分層井

洗井

井次籠統井

洗井

井次應洗井數

井次分層井籠統井分層井籠統井分層井籠統井一區644200012128108236三區38710001176164240四區2656000652124176全區12816900029256396652

2014年計劃洗井652井次，重點在提高洗井質量上下功夫。一是完善監督管理體系，重點檢查水量和水質，同時加大技術改造力度。二是從二月下旬開始罐車洗井，搶前抓早，確保全年每口井洗兩次；三是由注采部每月組織實行測試、洗井例會協調制度。四是加大對測試隊伍的技術培訓力度和考核力度，充分調動測試隊伍的積極性。月份1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月小計計劃，井次001009072504545759065106522014年洗井工作量運行計劃

4為確保注好水注夠水

強化注水井洗井技術管理注水井洗井工作量測算表單位水井開井數，口當年新投井48第二部分做實做細井筒管理控制兩率在指標以內第二部分49

2013年檢泵井影響產量共計2256t，針對這種情況，在2014年的工作中將繼續摸索高溫蒸汽熱洗、超導熱洗和化學加藥等清防蠟方式在不同井況條件下的合理施工周期及參數，逐步建立以化學加藥和超導熱洗為主，高溫蒸汽熱洗為輔的清防蠟分類管理體系，通過強化井筒管理，確保井筒暢通，努力降低兩率來減少影響產量，確保影響產量系數控制在1%以內。主要采取化學清蠟為主，超導熱洗為輔組合清防蠟方式含水低于30%含水30~70%主要以改性降粘劑和高溫蒸汽熱洗的組合清防蠟方式含水高于70%不加藥井，以藥劑為添加劑進行高溫蒸汽熱洗清防蠟方式。

針對稠油區油井主要以加改性降粘劑和強磁防蠟器組合進行清防蠟方式。在采油四工區采用超導熱洗為主加清防蠟劑為輔方式

研制清防蠟運行監督系統，并以監測結果為參考，實施月度考核，從而增強崗位員工的責任意識，保證洗井施工質量。1加強泵筒管理，控制檢泵率在20%以內2013年檢泵井影響產量共計2256t，針對50優參數下調抽汲參數，減緩桿管偏磨降阻力試驗油管錨定裝置，減少油管彈性變形偏磨治理技術阻接觸應用扶正器、防偏磨接箍，減緩桿管偏磨應用限位抽油桿，防止扶正器竄位應用非金屬涂塑接箍，防止連桿偏磨優參數下調抽汲參數，減緩桿管偏磨降阻力試驗油管錨定裝置，51抽油泵固體防蠟阻垢管篩管尾管井下點滴阻垢裝置長柱塞防砂防垢泵固體防蠟阻垢器結垢治理技術清垢質應用化學除垢技術，周期清理井筒垢質應用高壓水力射流技術，清除油管垢質阻沉積應用固體阻垢技術，預防有機、混合垢應用井下點滴阻垢技術，預防無機垢防卡漏應用長柱塞防砂防垢泵，降低卡漏機率抽油泵固體防篩管尾管井下點滴阻垢裝置長柱塞固體防蠟結垢治理技52據統計僅2013年因重復作業影響產量790.8噸。2014年我們要實行一體化管理模式，完善清防蠟、除防垢、偏磨治理三項技術管理體系，努力降低油井兩率，力爭一年檢泵率降到20%，兩年內綜合返工率降到5%的目標，最大限度地減少因重復作業影響產量。檢泵率20%，綜合返工率5%管理模式日常管理配套技術指標運行偏磨防治技術清防蠟技術結垢防治技術井下工具管理三方監督體系機采指標考核作業指標考核制度保障方案設計井控檢泵管理制度疑難油井治理井筒動態調整2加強系統各節點管理，確保作業指標“兩”據統計僅2013年因重復作業影響產量790.8噸。2014年53

2014年以提高作業質量、減少維護工作量、保障原油生產為目標，繼續從強化管理和提高技術兩方面控制作業兩率。三年是將檢泵率、綜合返工率指標列入各采油工區年度獎金考核指標，強化各相關部門的井筒管理意識。加大對重點環節的現場管控力度。一是按大泵徑、長沖程、慢沖次原則，優化地面參數；采用碰泵熱洗上調參三步法加大檢前處理力度，能處理不作業。五是結合檢泵原因，在每月5日召開作業講評會，由作業組逐一講評返工井返工原因，認定責任返工井，并下處罰通知單，同時提出下步降低綜合返工率對策。二是實施井筒分類管理，減少停機不當造成卡泵；將蠟卡井列入采油工區季度獎金考核，確保井筒管理暢通，達到井筒管理規范化。四是強化作業現場監督，建立檢泵井三方寫實記錄卡片（附檢泵記錄），加強現場記錄寫實力度，注采工程部組織逐口井進行分析作業原因，制定對策，以降低檢泵率。三方認證檢泵井寫實記錄卡片（采油工區）編號：ZC-ZY-XSJL-01采油工區檢泵井號：

檢泵時間：

上報檢泵原因：

上次作業時間：

上次作業原因：

現場監督

寫實

監督人：填寫日期：三方認證檢泵井寫實記錄卡片（作業監督）編號：ZC-ZY-XSJL-02作業監督檢泵井號：

檢泵時間：

備注：

現場監督

寫實

填寫人：填寫日期：三方認證檢泵井寫實記錄卡片（機采組）編號：ZC-ZY-XSJL-03機采組檢泵井號：

泵徑：

鋼號：

檢泵記錄

填寫人：填寫日期：2014年以提高作業質量、減少維護工作量、保障原54第三部分2014年圍繞措施增產所要開展的主要工作第三部分552014年計劃實施油井增產措施138口，水井增注措施15口，油水井大修6口。預計年增油1.1×104t，年增注2.0×104m3。項目油井水井老井壓裂機械堵水化學堵水換大泵調參小計酸化深淺調剖小計計劃口4095246013851015預計增油/增注×104t/m30.760.10.10.070.091.12.0/2.0大修分類普修，口側斜，口深取，口合計，口計劃600612014年主要措施工作安排2014年計劃實施油井增產措施138口，水井增注措施562014年措施工作量運行計劃措施項目工作量2014年施工計劃，口完成時間2月3月4月5月6月7月8月9月10月鉆井，投產，投注1064

3月油井壓裂402849944

8月備選壓裂13

換偏心井口23

隨作業換大泵11

2月堵水14

3443

10月周期采油3

6月大修4

11

11

6月高含水關井13

高含水開井1

注水井轉抽油機1

1

抽轉撈13454

維護作業544757166810

水井油井轉注29

2477910月撈液降壓16

3443

2

10月補孔2

11

6月大修6

11

1111

重配15

22

2

2

1

2

2

2

周期注水開3

周期注水關7

分層注水18

3

33333

8月測試調整49

籠統調整23

3月2014年措施工作量運行計劃措施項目工作量2014年施工計572014年，針對40口老井壓裂井，我們要通過壓裂選井敏感因素分析，分析單井的連通情況、剩余油分布規律及改造目的層的特點，以控制含水、提高老井產量為目標，按照“中高水淹層控制壓裂規模，低水淹層適當加大壓裂規模，未水淹層采用大砂量壓裂”的設計原則，優化不同類型區塊壓裂規模，開展“一井一對策”個性化壓裂工藝。類別因素分析結果越小越優滲透率若產層滲透率極低，采取壓裂可提高導流能力，擴大泄油面積孔隙度對孔隙度低的油層，采取壓裂可改變孔隙結構，增加連通喉道的數目含水飽和度反映油層物性好壞，對含水飽和度過高的井層，采取壓裂難以獲得良好效果油井產量壓裂措施主要針對滲透率低、產量低的井層采出程度采出程度越高，剩余可采儲量越低，增產效果不會太好越大越優表皮系數表皮系數越大，污染程度越嚴重，若進行壓裂可有效改善滲流條件有效厚度有效厚度太薄，增產效果受到很大影響注采壓差注采壓差越大，若進行壓裂，產生刺穿遮擋或低滲帶裂縫州13、肇413壓裂選井敏感因素分析表2優化壓裂工藝設計，提高老井措施產量2014年，針對40口老井壓裂井，我們要通過58從壓裂效果的角度分析，施工規模越大裂縫越長，壓裂有效期相對較長；但從經濟的角度分析，施工規模越大，壓裂費用越高。隨著加砂量的增加，水力裂縫的延伸在縫長、縫寬、縫高三個方向是不一樣的，以縫長延伸為主，縫高略有增加、縫寬基本不變。隨著排量增加，縫高延伸加快。對隔層較小井，為防止竄槽，降低施工排量。對于層段內夾層薄、小層多井，增加施工排量，盡可能壓開多個層段。從壓裂效果的角度分析，施工規模越大裂縫越長，壓裂有效期相對較59序號井況特點壓裂工藝1已壓裂過層段重復轉向壓裂2高含水井高滲透層、有挖掘潛力應用覆膜砂3油層多、厚度小、夾層薄多裂縫4裂縫性見水、有動用差接替層高含水井堵壓結合5全井夾層平均小于3m，小層數6個以上定向打孔壓裂6夾層小，卡段內小層多，無法細分壓裂大排量7油層水淹程度高、斷層附近高砂比壓裂壓裂工藝參數優化序號井況特點壓裂工藝1已壓裂過層段重復轉向壓裂2高含水井高滲60針對以上工藝措施，逐口分析2014年計劃壓裂井40口，分析認為12口井暫時不具備壓裂條件。井號地層條件工藝設計制定依據工藝設計砂巖有效滲透率肇132-斜627.22.627.2單方向注水，注采不完善大規模壓裂肇136-斜626.51.07.3單方向注水，注采不完善大規模壓裂肇142-斜523.92.055.7單方向注水，注采不完善，注水井壓力高①可對注水井降壓增注后觀察效果②對應壓裂③大規模壓裂肇142-斜607.53.074.6PI5有效厚度3m，其他層無有效厚度相鄰注水井壓力較高定向打孔壓裂PI5肇142-斜623.40.78.7有效厚度小，地層條件差籠統壓裂肇146-斜603.60.0

無有效厚度大規模、大排量壓裂肇162-斜605.03.232.9PI2-4厚度3.2m定向打孔大排量壓裂肇162-斜624.22.2119.3PI41厚度1.6，滲163.9，注水井PI2層較好，隔層小無法分層壓裂大排量壓裂肇162-斜663.21.19.6斷層邊部，平面矛盾嚴重，注水井壓力高，定向打孔壓裂肇166-斜554.22.760.5注水井肇74-更斜40為更新井，投注時間短緩壓肇166-斜604.42.055.3平面矛盾嚴重，單向注水，注采不完善大規模壓裂州1607.63.6

PI2層堵水，厚度較大，其他層有效厚底僅1m分層壓裂，PI2/PI3+4，覆膜砂大砂比壓裂州24-285.14.025.0本次作業產量突降，結垢嚴重，活塞卡死在工作筒試驗熱氣酸解堵，或對3+4層大規模壓裂州28-186.33.342.7平面矛盾嚴重，油井東側有可疑斷層定向打孔壓裂州28-288.40.0

斷層邊部，無有效厚度，結垢非常嚴重試驗熱氣酸解堵州30-268.53.522.7

分層壓裂，上部2-4大排量壓裂，下步5+6籠統壓裂州34-斜447.53.246.2斷層邊部，平面矛盾注水井州34-46定向打孔分層壓裂，州34-斜44方向壓PI2層，州34-斜48方向壓PI4層州34-斜484.81.314.2州36-506.24.021.2層多，隔層薄大排量壓裂州36-527.13.37.3雙方向注水，層多，隔層薄大排量壓裂2014年老井壓裂措施優化統計井號地層條件工藝設計制定依據注采部意見砂巖有效滲透率州38-485.22.816.0斷層邊部，層多，隔層薄大排量壓裂州38-504.92.510.4

大排量壓裂州24-606.42.719.1平面矛盾嚴重，注水不受效，油水井井距大大規模壓裂州27-675.11.633.1平面矛盾嚴重，注水不受效定向打孔壓裂（方向28-64、30-64之間）州31-斜685.83.090.7注水井州29-69注水時間短，累注量低建議緩壓州44-393.81.331.4

重復轉向壓裂州48-404.32.49.8注水井州48-38注水時間短，累注量低建議緩壓州8044.71.7

斷層邊部，油水井井距大，注水井州48-62撈液降壓定向打孔壓裂肇144-斜585.92.05.8斷層邊部，地層條件差不建議壓裂肇146-斜504.22.935.6油水井間存在可疑斷層，如無斷層，定向打孔大規模壓裂，如有斷層不建議壓裂肇158-新斜485.01.118.7斷層邊部，平面矛盾導致油井地層壓力低不建議壓裂肇164-斜5614.02.311.9斷層邊部，地層壓力低不建議壓裂州38-544.92.122.8平面矛盾嚴重或污染嚴重加大規模壓裂州42-524.02.133.0州29-斜357.94.752.6無注水井，多層夾角處不建議壓裂州42-斜436.21.918.3受斷層切割，供油面積小，注水不受效不建議壓裂肇224.63.4

地層條件差不建議壓裂或大規模壓裂PI4州13-496.21.24.3地層壓力低不建議壓裂州16-斜405.43.331.5斷層邊部不建議壓裂或大砂比壓裂州62345.90.822.8地層條件差，含水飽和度高不建議壓裂針對以上工藝措施，逐口分析2014年計劃壓裂611、各項技術指標應符合SY/T6376-1998《壓裂液通用技術條件》要求；2、現場見到的壓裂液是根據施工要求和地層狀況配制的加入稠化劑及添加劑的混合液，即基液。基液性能一個十分重要的指標是表觀粘度，可用六速粘度計測試，還要觀察凍膠粘度，合格的凍膠粘度均勻、能夠挑掛、不粘杯壁、不脫水，還要測試壓裂液的PH值和交聯時間；3、現場施工中要注意交聯劑應連續、均勻。

強化壓裂現場監督確保壓裂施工效果壓裂液性能檢查設專人現場監督1、各項技術指標應符合SY/T