石油开发工艺技术介绍

石油开发中心生产技术部2011年4月石油开发工艺技术介绍主要工艺技术1、防砂技术2、调剖控水技术3、多轮次吞吐提高采收率技术4、水平井完井修井技术5、水平井井筒堵塞处理技术（1）适度改造、防排并重。（2）水平井依据油藏特点，调整酸洗防砂工序。1、防砂理念一、防砂技术（1）适度改造、防排并重。1、防砂理念适度改造：控制施工规模，达到高砂比端部脱砂效果。防排并重：既要防住大粒径骨架砂，又要使粉细砂随油排除。高渗端部脱砂低渗压裂典型井例周期生产天数油汽比采注比61760.20.872650.93.9重防砂一、防砂技术（2）水平井依据油藏特点，调整酸洗防砂工序。1、防砂理念针对浅薄层稠油地层胶结差、井壁不稳定，酸洗后井壁易坍塌等问题，由先酸洗后防砂变为先防砂后酸洗，保证防砂工序的正常进行。先酸洗后防砂先防砂后酸洗由于井壁局部塌陷，循环充填压力较高，无法完成循环充填施工井壁稳定，循环充填压力保持稳定，成功完成循环充填施工。一、防砂技术2、防砂工艺强化防砂过程控制提高防砂设计符合率优化改进防砂配套工具提高防砂有效期充填砂引进和优化提高控水增油效果一、防砂技术（1）强化防砂过程控制压裂防砂软件模拟优化施工曲线预警机制及灵活控制2、防砂工艺具体作法一、防砂技术（1）强化防砂过程控制2、防砂工艺压裂防砂软件模拟优化具体作法采用阶梯排量和停泵压降测试，通过压裂防砂软件计算，确定地层破裂压力、压裂液效率和综合滤失系数等参数。一、防砂技术根据模拟结果确定施工排量和携砂液交联比，通过以上优化，防砂施工最高砂比达到90%，平均砂比37%以上，措施后，注汽压力较上周期降低近2MPa，有效提高了该井热采开发效果。优化效果：草4-9-X412井施工曲线（1）强化防砂过程控制2、防砂工艺压裂防砂软件模拟优化一、防砂技术施工曲线预警机制及灵活控制①针对地层滤失大，施工过程油套压上升迅速，采用变砂比施工，适当采用分步加砂方式，防止施工早期砂堵。（1）强化防砂过程控制2、防砂工艺一、防砂技术②对储层物性较差的油井，优化加大前置液用量，提高施工排量，在动态裂缝扩展充分的情况下进行加砂，有效提高了施工成功率。施工曲线预警机制及灵活控制（1）强化防砂过程控制2、防砂工艺一、防砂技术压裂防砂先期试验效果注汽参数草109-平16草109-平12注汽压力19MPa20MPa注汽干度71%0%注汽速度7t/h7t/h一、防砂技术②对储层物性较差的油井，优化加大前置液用量，提高施工排量，在动态裂缝扩展充分的情况下进行加砂，有效提高了施工成功率。施工曲线预警机制及灵活控制（1）强化防砂过程控制2、防砂工艺③针对水平井循环充填短路型，迅速停泵组织反洗井，避免砂卡施工管柱重大作业事故的发生。施工曲线预警机制及灵活控制（1）强化防砂过程控制2、防砂工艺一、防砂技术（2）优化改进防砂配套工具定向井高压充填工具改进加长丢手芯子与外管密封段长度，从而提高密封段耐压强度，降低因漏失油套返砂埋油管风险。将两端点焊绕丝方式，改为带筋的每圈点焊方式，提高了防砂管的抗冲刷能力和耐温指标。定向井优化防砂管结构具体作法2、防砂工艺加长防砂服务器密封段长度和采用多级密封结构，提高防砂服务器和充填装置之间密封段的耐压差强度。水平井防砂服务器工具改进一、防砂技术应用效果2010年中心定向井共重防砂105井次，通过工艺优化措施后，设计符合率由87%提高到90%，防砂有效率由94%提高到97%，平均油汽比由0.5提高到0.7，取得了显著的优化效果。2010年定向井优化效果2、防砂工艺井数比例井数比例措施前474187%4494%0.5措施后585290%5697%0.7油汽比项目设计符合率防砂有效率总井数一、防砂技术2010年中心共水平井防砂67井次，通过工艺优化措施后，设计符合率由措施前91%提高到95%，避免井壁坍塌实现循环充填成功率由78.3%提高到100%，取得了很好的优化调整效果。2010年水平井优化效果井数比例井数比例措施前231878.3%2191%措施后4444100.0%4295%设计符合率项目总井数避免井壁坍塌应用效果2、防砂工艺一、防砂技术2、防砂工艺（3）充填砂的引进和优化控水增油支撑剂孚盛砂：表面形成单层分子膜，形成较强疏水性能的界面膜，在多孔介质中具有良好的阻水透油作用。骨料：石英砂包覆层一、防砂技术应用效果：井号措施前措施后累油含水含水草128-斜972.00%60.00%2307.8草128-斜1390.00%76.00%437.7草4-7-斜21585.00%73.00%632.7草128-斜1477%66%115现场施工优化配套VES压裂液，应用4口井，措施后平均含水降低10%左右，见到了明显的控水增油效果。2、防砂工艺（3）充填砂的引进和优化一、防砂技术二、泡沫调剖工艺氮气泡沫注入方式优化通过数模软件进行泡沫注入方式理论分析优化基础上，从前置泡沫为主改变为伴注泡沫方式。通过室内试验筛选出高温堵剂，建立多组分概念模型，利用数值模拟技术，进行泡沫+高温堵剂多相复合调堵机理及注入方式研究和现场应用耐高温多相复合调堵工艺创新与应用1、氮气泡沫调剖注入方式优化数模方法：采用蒸汽吞吐一个周期后转泡沫调剖吞吐，分别采用全部伴注泡沫、前置33%泡沫、前置66%泡沫，全部前置泡沫。数值模拟结果从两个主要方面进行对比，一是累产油，随着泡沫伴注量增加，周期累油呈递增的趋势，其中全部伴注泡沫累产油最高。采用CMG软件建立泡沫机理热采模型全部伴注前置33%前置66%全部前置累产油t数模累产油对比累产油对比局部放大图二、泡沫调剖工艺1、氮气泡沫调剖注入方式优化前置泡沫和伴注泡沫含水率变化数模对比图全部前置全部伴注含水%二是周期生产含水变化情况对比，从两种调剖方式含水率变化看，全部伴注泡沫较前置泡沫含水降低的幅度有明显增加。数模优化结论：伴注泡沫注入方式控水增油效果好于前置泡沫注入方式。二、泡沫调剖工艺50.055.060.065.070.075.080.085.090.095.0100.01815222936435057647178859299106时间/d综合含水/%通过以上数值模拟研究，确定了以伴注泡沫为主的技术策略，自2010年以来陆续实施了12口井以伴注泡沫调剖为主的施工，可对比7口井，现场试验表明，措施后周期平均综合含水降低5%左右。1、氮气泡沫调剖注入方式优化应用效果：前置伴注可对比7口井含水变化对比图二、泡沫调剖工艺耐高温化学凝胶类堵剂筛选多相复合调堵技术数模机理研究主要作法现场试验2、耐高温多相复合调堵工艺创新与应用二、泡沫调剖工艺2、耐高温多相复合调堵工艺创新与应用（1）耐高温化学凝胶类堵剂筛选及评价通过筛选，高温堵剂选择落叶松改性栲胶，主要的有效成分是单宁，可在300℃条件下应用，且耐温稳定性好，强度不损失。05010015020025030035080828486889092949698100重量保有率/%老化时间/h落叶栲胶的热稳定强试验（试验温度300℃）050100150200250300350老化时间（h)具有良好的热稳定性二、泡沫调剖工艺2、耐高温多相复合调堵工艺创新与应用（1）耐高温化学凝胶类堵剂筛选及评价加入栲胶堵剂不会影响泡沫的发泡体积和半衰期。与高温起泡剂具有良好的配伍性二、泡沫调剖工艺2、耐高温多相复合调堵工艺创新与应用（1）耐高温化学凝胶类堵剂筛选及评价通过调整栲胶浓度和交联剂配方可实现成胶时间的优化和主动调控。012345678678910111213成胶时间/h栲胶浓度/％1000mg/LNaCl0mg/LNaCl10015020025030035012345678成胶时间/h温度/℃成胶时间可调可控二、泡沫调剖工艺2、耐高温多相复合调堵工艺创新与应用File:foam-gel.irfUser:AdministratorDate:2011-02-08Z/X:42.00:1963.0963.4963.8964.2964.6965.0965.4965.8966.2966.6967.0gel-foamlammenlasteamGridTop(m)0.00day采用CMG软件建立栲胶+泡沫复合调堵热采模型，组分模型为油气水三相，（水、油、起泡剂、栲胶基液、交联剂、交联栲胶、氮气、泡沫）八组分热采模型，模型中泡沫在油层中生成、运移采用泡沫机理模型，考虑泡沫和栲胶的吸附堵塞对渗透率降低的影响。三维地质模型组分模型（2）多相复合调堵技术数模机理研究二、泡沫调剖工艺注汽压力2、耐高温多相复合调堵工艺创新与应用数值模拟结果表明，从两种调剖方式含水率变化看，单纯泡沫调剖在生产中后期含水率明显上升，而高温多相复合调剖含水一直保持较低，封堵的有效期较长。注汽压力表现为栲胶+泡沫单纯泡沫单纯蒸汽.注泡沫与栲胶+泡沫含水变化数模对比栲胶+泡沫单纯泡沫井点生产情况对比注泡沫与栲胶+泡沫注汽压力数模对比栲胶+泡沫单纯泡沫单纯蒸汽含水（2）多相复合调堵技术数模机理研究二、泡沫调剖工艺2、耐高温多相复合调堵工艺创新与应用从含水饱和度场变化看，单纯泡沫调剖，生产过程高含水区域有逐渐向井点附近突破的趋势，而栲胶+泡沫调剖高含水区域向井点突破趋势不明显。饱和度场、压力场情况对比INJTGINJTLINJTgelSTEAMINJTWELL-1WELL-201002003004005000100200300400500-400-300-200-1000-400-300-200-10000.0070.00140.00yards0.0065.00130.00metersFile:foam-gel2井组纯泡沫.irfUser:AdministratorDate:2011-02-21Scale:1:3255Y/X:1.00:1AxisUnits:m0.000.060.120.180.240.300.360.420.480.540.60gel-foamlammenlasteamWaterSaturation260.00dayKlayer:2INJTGINJTLINJTgelSTEAMINJTWELL-1WELL-201002003004005000100200300400500-400-300-200-1000-400-300-200-10000.0070.00140.00yards0.0065.00130.00metersFile:foam-gel2井组.irfUser:AdministratorDate:2011-02-21Scale:1:3255Y/X:1.00:1AxisUnits:m0.000.060.120.180.240.300.360.420.480.540.60gel-foamlammenlasteamWaterSaturation260.00dayKlayer:1泡沫调剖含水饱和度场栲胶+泡沫调剖含水饱和度场（2）多相复合调堵技术数模机理研究二、泡沫调剖工艺饱和度场、压力场情况对比从压力场变化看，单纯泡沫调剖，生产过程井点附近和高含水区域之间压降较小，利于边水的突进，而有栲胶+泡沫调剖井点附近形成较高的封堵压差，有力于控制边水的突进速度。INJTGINJTLINJTgelSTEAMINJTWELL-1WELL-201002003004005000100200300400500-400-300-200-1000-400-300-200-10000.0070.00140.00yards0.0065.00130.00metersFile:foam-gel2井组纯泡沫.irfUser:AdministratorDate:2011-02-21Scale:1:3255Y/X:1.00:1AxisUnits:m7,6708,1098,5498,9899,4289,86810,30710,74711,18711,62612,066gel-foamlammenlasteamPressure(kPa)260.00dayKlayer:2INJTGINJTLINJTgelS