低效稠油水平井治理.pptx

低效稠油水平井治理方法探讨低效稠油水平井治理方法探讨 近几年来，在稠油油藏开发过程中，由于汽水窜、套损、防砂近几年来，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、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，实施析，加大研发攻关力度，实施专项治理，开展专项治理，开展了了稠油热采水平井堵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，取得等技术探索，取得一定进展，改善了低效水平井开发效果，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为稠油水平井的稳产开发进行有益的探索。进行有益的探索。前前 言言一、低效稠油水平井现状二、低效水平井治理方法的探索二、低效水平井治理方法的探索三、2013年工作方向目目 录录三、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低效效水水平平井井治治理理方方法法汽水窜治理汽水窜治理井况问题井修复井况问题井修复浅层超稠油举升提液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 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2009-2010-20112010-2012-（一）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温敏可逆凝胶温敏可逆凝胶氮气泡沫调剖氮气泡沫调剖凝胶颗粒凝胶颗粒泡沫泡沫+凝胶复合堵调凝胶复合堵调（一）汽、水窜治理方法及应用情况汽、水窜治理效果工作量（口）累增油（t）2009-2012年实施水平井汽水窜治理措施124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89.2%。投入产出比1：1.29。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，减缓生产水抑制水淹高渗条带窜进，减缓生产水淹淹泡沫泡沫泡沫泡沫抑制边底水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u泡沫调剖工艺参数优化泡沫调剖工艺参数优化 根据实验数据：泡沫剂浓度优选为0.3-0.5左右；注入方式选择先期注氮气，再采用“N2泡沫剂”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。序号序号蒸汽注速蒸汽注速t/ht/h泡沫剂速度泡沫剂速度L/hL/h1 11010180 180 2002002 21212210 210 2402403 31515260 260 3003004 41818320320360360 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0.15-0.3m3/h。泡沫剂注入时机 含水大于80%形成稳定泡沫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措施有效率日液t/d日油t/d含水%日液t/d日油t/d含水%平均生产天数d累水 t累产油t日液t/d日油t/d含水%氮气泡沫调剖20092528.21.993.330.55.083.516817645 187332.42.692.169108420101328.52.989.9 31.36.67915156264 7697 31.83.190.1 42769220112420.21.393.4 31.24.984.41691008879736 22.12.489.3 61168520123919.31.89128.25.48115915958623518 27.63.687.2 1521795小计小计10110121 21 1.85 1.85 91.2 91.2 29.329.35.3 5.3 82.1 82.1 16016033438334382 24282442824 26.8 26.8 2.82.889.6 89.6 3251932519892009-2012年水平井氮气泡沫调剖效果统计 2009-2012年氮气泡沫调剖实施101井次，累计产油42824t，增油32519t，措施后初期含水率82.1%，比措施前降低9.1%，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48733m3，泡沫剂用量6.1t。累增油15217t，平均单井增油390吨。投入总费用3943万元，平均单井费用101.1万元，投入产出比1：2.97。u实施效果实施效果 u取得认识取得认识 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29.3*1.9*93.9%，动液面309m。措施施工：注入泡沫剂5吨，注入氮气67200m3。注汽量1501t，减少1007m3，压力提高2MPa。草草13-13-平平9 913-P9草13-平9典型井例典型井例 草草13-13-平平9 9典型井例典型井例u取得认识取得认识措施前周期措施后周期草13-平9措施前后周期生产曲线 生产257天，产油2075t目前19.8*7.1*64%生产144天，产油1033t336m399m309m341m144m动液面 措施后：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19.8*7.1*64%，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。典型井例典型井例草草20-20-平平3636 措措施施前前：草20-平36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18.6*1.2*93.1%。认识二：强边水侵入井调剖效果差C20-p36C20-p36u取得认识取得认识 施工：注入泡沫剂7t，氮气57600m3，注汽1500t，压力12.3MPa。措施后：生产174d,产油183t，比上周减少557t。峰值2.2t/d，减少6.2t/d。目前生产水平36.3*0.5*98.6%，液面在井口，边水能量较强，导致效果差。草20-平104为草20馆1井，该井注汽过程中与草20-平102、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38400m3。周期产油分别为404、428t。措施前生产水平5.2*0.6*88.3%。典型井例草20-平104周期 作业内容日期注汽量t注汽压力MPA干度%速度t/h生产 天数d累液t累油t1新投2011.6250017.1-18.4699.511416567422调剖转周2011.11250018.36799114974043调剖转周2012.3120218.87012.51011665428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u取得认识取得认识周周期期作业内容作业内容注汽量注汽量m m3 3注汽压力注汽压力MPaMPa速度速度t/ht/h干度干度%生产天数生产天数d d累液累液t t累油累油t t2 2调剖转周调剖转周2500250018.318.39.59.570709797152115214124123 3调剖转周调剖转周1202120218.818.89 97070101101166516654284284 4调剖转周调剖转周2000200018.418.413.513.56868939318841884183183 措施施工：第4周期注入泡沫剂6t，氮气38400m3，蒸汽2000t，压力18.4MPa。措施后：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。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100m的水平井实施泡沫堵水后均见效。而对于生产含水95%，液面接近井口的油井仅部分见效。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。u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。u泡沫调剖堵水应用条件u取得认识取得认识1、氮气泡沫调剖技术性能：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（75-90度）转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。2.0%的温敏凝胶体系的温敏特性 凝胶转变点温度：凝胶转变点温度：75-9075-90可调可调 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5080温敏凝胶成胶状况2、温敏凝胶堵水技术温敏凝胶堵水效果 2010-2011年实施5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 t措施前措施后目前日液 t/d日油 t/d含水%天数 累液t累油t日液 t/d日油 t/d含水%日液 t/d日油 t/d含水%累增油 t 2010草20-平4825029.81.794.377630508192631.17.376.52012.8.25转周805草20-平1940061.70.499.447421391144950.513.174.12012.1.29转周12622011王140-平227626.90.598.15831692189427.23.2872013.1.2转周407草20-平52300封井2151693851536.61.296.534.51.795515草20-平3830046.81.8964171697642542.61.79648197.916平均30230233330.90.997.397.3493493 2054720547 1042104237.637.65.35.385.985.941.341.31.41.496.796.7565565合计102734102734520952092825典型井例草20-平48 措施施工：注入浓度1.5-2%温敏凝胶体系200m3；注入蒸汽2502t，压力12.8MPa。堵水后：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2-3.5吨,含水下降8-12%，效果明显。措施前：草20-平48井生产层位馆二，（第2周）调剖转周，生产112天，累油507t，末期30.6/1.7/94%,动液面井口。草20-平48井温敏凝胶堵水效果草20-平48草20-平38典型井例草20-平38 草20-平38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34.1*1.2*96.2%，动液面170m。措施施工：注入温敏可逆凝胶300m3，蒸汽2500t，压力11.4MPa。措施后：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425t温敏凝胶堵水常规转周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 1）开展室内研究，开发出适用于现场的堵剂）开展室内研究，开发出适用于现场的堵剂悬浮性实验悬浮性实验耐温实验耐温实验耐温实验耐温实验过筛实验过筛实验凝胶颗粒堵剂凝胶颗粒堵剂构成：构成：超细水泥超细水泥+凝胶凝胶+添加剂。添加剂。过筛率高：106um筛子过筛率达到100%；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；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。PNN测井-通过剩余油分布了解见水位置目前应用的测井找水技术 微温差测井、水平段温度压力测井-通过温度场了解动用及出水情况 加强油藏认识基础上，利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 2）加强）加强PNNPNN测井、微温差测井等找水工艺配套，测井、微温差测井等找水工艺配套，提高堵水针对性提高堵水针对性PNNPNN测量图示测量图示微温差测试微温差测试凝胶颗粒堵水效果统计 2010-2012年实施凝胶颗粒堵水工艺12井次，累产油10577吨，增油8858t，平均单井增油738吨，措施有效率91.7%。其中增油大于400t的8口，占总数的66.7%，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105.4万元。投入产出比1：2.5。完井完井方式方式井号井号施工时施工时间间堵剂用堵剂用量量t t开采方开采方式式堵水前堵水前堵水后初期堵水后初期目前生产情况目前生产情况生产天生产天数数d d有效有效期期d d产油产油t t增油增油t t日液日液t/dt/d日油日油t/dt/d含水含水%日油日油t/dt/d含水含水%日液日液t/dt/d日油日油t/dt/d含水含水%套管套管射孔射孔草草20-20-平平34342011.12011.116.216.2热采热采57571.11.198.198.15.75.790902012.11.62012.11.6转周转周63663633233210651065385385草草20-20-平平16162012.22012.23535热采热采0 00 00 06.46.487.387.349.249.21.91.996962492492492491702170216021602平均平均25.625.628.528.50.550.5598.198.16.16.188.988.949.249.21.91.996964434432902902767276719871987精密精密滤砂滤砂管管王王140-140-平平1 12011.12011.116.116.1热采热采37370.60.698.298.2101070702012.11.42012.11.4转周转周 635635529529888888583583王王140-140-平平7 72011.32011.32020热采热采10100 099.599.58.98.969692012.5.242012.5.24转周转周 406406406406434434434434草草13-13-平平42422011.82011.82020热采热采41.841.80.40.499991.11.1979755551 19898430430277277345345173173王王140-140-平平4 42011.92011.925+25+凝胶凝胶6060方）方）热采热采34.334.31.11.196.896.85.55.5848443.843.83.43.49292420420413413973973511511平均平均30.830.80.50.598.398.36.46.481.481.449.449.42.22.296964254253453452640264017011701草草13-13-平平45452010.82010.81010冷采冷采29.529.51.31.395.695.63.33.352.952.928.328.39.39.367678208208208203758375830843084草草13-13-平平34342011.112011.112525冷采冷采2 20 01001002.62.6858527270.40.49898366366233233498498400400草草13-13-平平11112012.32012.33535冷采冷采36.336.30.70.798.198.13.93.971.771.743.243.20.40.49999262262108108598598439439草草13-13-平平78782012.32012.32525冷采冷采11.911.90.10.199.299.21.21.277.477.428.528.50 01001002462460 046460 0草草13-13-平平13132012.52012.53535冷采冷采23.123.10.20.299.199.12.12.1909024.624.60.20.299991921923232115.7115.78383草草13-13-平平80802012.62012.63535冷采冷采25250.20.299.299.20.90.9979721.321.30.30.399991631638 8154.7154.75656平均平均24.624.621.321.30.40.498982.32.385.485.428.828.81.81.89494342 342 200 200 5170 5170 4062 4062 合计合计1212272272307.9307.95.75.7989851.651.68585320.9320.916.916.99595403 403 277 277 10577 10577 8858 8858 u实施效果实施效果 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88.9%，下降9.2%，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井号施工施工时间时间堵剂用堵剂用量量t t开采开采方式方式堵水前堵水前堵水后初期堵水后初期目前生产情况目前生产情况生产生产天数天数d d有效有效期期d d产油产油t t增油增油t t上周产上周产油油t t日液日液t/dt/d日油日油t/dt/d含水含水%日液日液t/dt/d含水含水%日液日液t/dt/d日油日油t/dt/d含水含水%草草20-20-平平3434 2011.12011.1 16.216.2热采热采57571.11.198.198.158.558.590902012.11.62012.11.6转周转周63663633233210651065385385972972草草20-20-平平1616 2012.22012.23535热采热采0 00 00 050.250.287.387.349.249.21.91.996962492492492491702170216021602100100平均平均25.625.628.528.50.550.5598.198.154.454.488.988.949.249.21.91.996964434432902901384 1384 994 994 536 536 认识一：射孔完井水平井堵水效果较好，有效期长认识一：射孔完井水平井堵水效果较好，有效期长u取得认识取得认识22105草草20-平平17草草20-平平16草20-平16井位部署 草20-平16井开发层位馆一，原油粘度26213mPa.s，射孔井段长度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46.8*0*100%，动液面井口。分析认为该井是受草南边水水淹影响。经SNP测井结果显示，水平段多段出水。典型井例典型井例草草20-20-平平1616（热采）（热采）出水层位出水层位出水层位堵水堵水目前目前49.2*1.9*96%生产生产436436天，累液天，累液20935t20935t，累油，累油100100t t生产生产249249天，累油天，累油17021702t t 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10.2t/d，措施后初期含水率74.7%，下降25.3%，堵水取得较好效果。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-平12011.116.1热采370.698.2 33.810702012.11.4转周 635529888583518王140-平72011.320热采10099.5298.9692012.5.24转周 406406434434766草13-平422011.820热采41.80.499541.397541.397.5430277345173 4625王140-平42011.925（+温敏凝胶60方）热采34.31.196.8355.58441.81.895.5420413973511692平均30.80.598.3 34.3 6.4 81.4 47.9 1.6 96.8 425 345 2640 1701 6601认识二：筛管水平井凝胶颗粒堵水后热采，初期效果较好，但稳产期短，递减快认识二：筛管水平井凝胶颗粒堵水后热采，初期效果较好，但稳产期短，递减快u取得认识取得认识王王140-平平1 该井2008.4投产，生产层位沙三中41，筛管完井。堵水前堵水前：周期（第3周期）泡沫调剖，泡沫剂4t，氮气7.2万方，注汽2106t。生产233天，累产液7392t，累产油518t，回采水率326%，动液面井口；2010年11月进行SNP找水测试，测试资料显示：水平段多段出水。出出水水段段典型井例典型井例王王140-平平1（筛管完井、热采）（筛管完井、热采）王140-平1井位部署 堵水后：生产635天，累产油888t，比上周泡沫调剖增加352t，增油507t，峰值日油10.3t，同比下降5.5t/d，措施后初期含水率70%，下降18.2%，堵水后初期生产见到效果，但有效期较短。目前该井上作转周停。生产生产264264天，天，累油累油536536t t凝胶堵水凝胶堵水氮气泡沫调剖氮气泡沫调剖生产生产635635天，天，累油累油888888t t日产油日产油2t2t7676天天认识三：认识三：筛管水平井凝胶颗粒堵水后冷采仅部分井见效筛管水平井凝胶颗粒堵水后冷采仅部分井见效，需要进一步攻关配套需要进一步攻关配套 实施普通稠油筛管水平井凝胶颗粒堵水后冷采6井次，累计增油4062t，平均单井增油677t，效果两极分化严重，增油大于400t的井3口，小于100t的井3口。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%草13-平45 2010.810冷采 29.51.395.673.352.9 28.39.3678208203758 3084674草13-平34 2011.125冷采 20100182.685270.498.236623349840091草13-平11 2012.335冷采 36.30.798.113.83.971.7 43.20.499262108598439159草13-平78 2012.325冷采 11.90.199.25.31.277.4 28.501002460460903草13-平13 2012.535冷采 23.10.299.121.32.19024.60.298.819232115.783352草13-平80 2012.635冷采 250.299.230.30.99721.30.398.51638154.756201小计27.521.3 0.4 98.0 16.0 2.3 85.4 28.8 1.8 93.9 342 200 5170 4062 2380 筛管水平井堵水后冷采效果u取得认识取得认识草13-平11井测井解释 草13-平11井生产沙二1，原油粘度1701.9mPa.s，筛管段1321.12-1473.94m（长度152.82m）。措施前：措施前：第3周期（上周期）生产175天，累产液5965t，累产油159t，生产水平36*0.5*98.4%，动液面井口，生产高含水。2012.1.10转周，进行微温差井温测试，测试结果显示：在1350-1450米处，压力温度无异常，微差稳定，为水淹层。草13断块沙二段上1小层平面图草草13-平平11水淹层水淹层典型井例典型井例草草13-13-平平1111（堵水后冷采）（堵水后冷采）草13-平11井堵水后生产310天，累产油620t，比上周增加461t，增油465t，峰值日油7.3t，同比增加3.8t/d，措施后初期含水率71.7%，下降26.4%。目前生产水平6*0.6*89.6%。堵水初期见到一定效果，由于边水突破，有效期较短。水平井复合堵调示意图水平井复合堵调示意图边水油层油层凝胶段塞凝胶段塞泡沫段塞泡沫段塞水平段水平段汽、水窜通道针对同一井多轮次调剖、多井汽窜调剖效果差的问题，为了弥补这一技术空白，转变思路，开展“远堵近调”复合堵调先导试验。高温泡沫剂+凝胶复合堵调：先注入凝胶段塞在地层深部形成挡水和汽窜屏障，再利用高温氮气泡沫在近井地带和过渡带进行调剖，改善吸汽剖面。4、氮气泡沫+凝胶复合堵调技术 通过室内实验，研发新型耐温耐盐性凝胶配方：用清水配成0.5%的聚丙烯酰胺溶液，分别加入1.0%有机铬+0.2%酚醛交联剂，初步形成了现场复合堵调用剂。热稳定性强，热稳定性强，60-120不破胶不破胶成胶温度成胶温度60-90可调可调凝凝凝凝胶胶胶胶特特特特点点点点耐盐性能良好耐盐性能良好稳定时间长，目前实验室稳定时间稳定时间长，目前实验室稳定时间60天天凝胶体系强度大，具有一定弹性，耐剪切能力强凝胶体系强度大，具有一定弹性，耐剪切能力强4、氮气泡沫+凝胶复合堵调技术 2012年实施氮气泡沫+凝胶复合堵调5井次，累产油1491t，增油974t，平均单井增油195t，措施有效率100%，措施后初期含水率75.2%，比措施前降低11.5%，目前平均生产水平32.0*4.1*90%。投入总费用456万元，平均单井费用91.2万元，投入产出比1：0.8。由于生产时间短，目前3口井持续有效，效果继续观察。2012氮气泡沫+凝胶复合堵调生产效果井号 堵剂用量 措施前 措施后初期 目前生产情况 累增油t 凝胶t氮气量m3泡沫剂t 日液t/d日油t/d 含水%日液t/d 日油t/d含水%生产天数 d 累产液 t 累产油t日液t/d日油t/d含水%草20-平101 53360068.62.768.620.210.2 49.21401540 486.611.27转周 293草20-平85 55760064.20.783.3179.345.1120145656511.30带产转周 488草37-平2 533600745.6295.647.93.293.2138662532145.31.39767草20-平112 1.53840057.63.454.16.9010055118721520.88.257100草13-平221.567200634.61.894.830.22.890.728811.55930.33.2 89.620小计 3.63.646080460806 620.120.12.12.186.786.723235.75.775.275.2 93931127311273 1491149132324.24.28787 9749744、氮气泡沫+凝胶复合堵调技术草20-平85草20-平85井位部署图 草20-平85生产层位馆二，油藏顶面埋深890m，割缝筛管完井，筛管完井（1044.29-1244.16m），筛管段产度177.02m。原油粘度26568mPa.s。措施前：措施前：该井注汽与草20-平87相互影响、受草20-平101井影响。第4周期生产142d，产油426t，均油3.7t/d。泵挂847m，后期动液面806m，供液不足。草20-平85措施前生产状况典型井例草20-平85 措施施工：注入凝胶5t，施工压力2-6MPa；注汽2437t，最高压力17.2MPa（较上周高0.6MPa）。措施后：目前该井生产120天，累产液1456t，累产油565t，比上周增加139t。峰值9.5t/d，比上周增加1.5t。目前带产转周。取得认识：取得认识：氮气泡沫+凝胶复合堵调技术正处于试验初期阶段，凝胶堵剂的配方正进一步优化。(1)氮气泡沫+凝胶复合堵调技术试验，拓宽了堵调技术思路；(2)需要进一步提高凝胶堵剂的封堵强度、耐温性、稳定性等性能；(3)复合堵调施工工艺需要深入论证，对凝胶堵剂的施工用量、推出半径等参数进行进一步进行优化。4、氮气泡沫+凝胶复合堵调技术 针对稠油地区套管损坏、防砂失效等水平井井况问题，重点开展了四项修复技术应用。井况问题水平井应用技术液压增力拔滤砂管重新液压增力拔滤砂管重新防砂技术防砂技术膨胀管补贴修复技术膨胀管补贴修复技术防砂失效防砂失效套管损坏套管损坏液压整形技术液压整形技术（二）井况问题井治理方法及应用情况 1、液压膨胀整形技术（二）井况问题井治理方法及应用情况 应应用用液液压压膨膨胀胀整整形形技技术术，采采用用液液压压方方式式在在轴轴向向产产生生大大负负荷荷推推力力，实实现现变变形套管的整形恢复。形套管的整形恢复。套管锚定装置套管锚定装置液压动力总成液压动力总成整形工具整形工具 技术指标：技术指标：51/2in51/2in：额定推力：额定推力600KN600KN，整形范围，整形范围67mm-118mm67mm-118mm 7in7in：额定推力：额定推力1300KN1300KN，整形范围整形范围100mm-153mm100mm-153mm 草草20-20-平平118118应应用用水水平平井井液液压压整整形形工工艺艺进进行行分分级级整整形形的的方方法法，利利用用两两种种规规格格（145145、156156）的的胀胀头头进进行行分分级级整整形形，轴轴向向推推力力最最大大达达到到795KN795KN，胀胀头头通通过过缩缩径径位位置，治理后，用置，治理后，用152*1200mm152*1200mm通径规顺利通过，成功恢复了生产通道。通径规顺利通过，成功恢复了生产通道。2、膨胀管补贴修复技术（二）井况问题井治理方法及应用情况 利利用用锥锥型型膨膨胀胀器器，通通过过液液压压，把把井井下下的的钢钢管管膨膨胀胀到到预预定定的的设设计计直直径径，从从而达到治理目的。而达到治理目的。草草27-P2427-P24井，井，20092009年年3 3月新投，生产一个周期内发现套管错断，采取月新投，生产一个周期内发现套管错断，采取了以下四项措施：了以下四项措施：1 1、选择了性能合适的泥浆体系，平衡地层压力，在漏失部位泥浆造、选择了性能合适的泥浆体系，平衡地层压力，在漏失部位泥浆造壁，屏蔽了地层，抑制出砂问题壁，屏蔽了地层，抑制出砂问题 。2 2、使用了、使用了“柔性膨胀头柔性膨胀头”对错断套管上下两端强制扶正；利用对错断套管上下两端强制扶正；利用“异型膨胀管异型膨胀管”满足套管曲率及补贴的需要。满足套管曲率及补贴的需要。3 3、采用、采用“热采井膨胀管软金属密封加固补贴方法热采井膨胀管软金属密封加固补贴方法”，保证高温注气，保证高温注气条件下补贴管密封的需求。条件下补贴管密封的需求。4 4、对膨胀胀头、膨胀管的外径和长度按照套损处套管的曲率进行优、对膨胀胀头、膨胀管的外径和长度按照套损处套管的曲率进行优化。化。该井实施补贴后，历经四个周期，累计产油该井实施补贴后，历经四个周期，累计产油4523.23吨。吨。（二）井况问题井治理方法及应用情况 稠稠油油水水平平井井有有8 8口口井井出出现现滤滤砂砂管管失失效效现现象象，采采用用井井下下液液压压增增力力拔拔虑虑技技术术对对草草27-P527-P5和和草草27-P2927-P29两两口口井井实实施拔滤重新防砂，取得成功。施拔滤重新防砂，取得成功。该该技技术术是是利利用用液液压压增增力力器器打打压压时时，在在卡卡点点处处产产生生大大吨吨位位的的拉拉力力，使使井井下下落落物物产产生生移移动动；其其中中提提放放式式可可退退捞捞矛矛，可可通通过过上上提提下下放放实实现现轨轨道道换换向向方方便便可可靠靠的的实实现现打打捞捞管管柱柱与与鱼鱼顶顶的的对对接接和和释释放放，拔拔出出井井内内防防砂砂管管柱，重新防砂，恢复防砂效果。柱，重新防砂，恢复防砂效果。草草27-27-平平5 5使使用用液液压压增增力力拔拔滤滤砂砂管管重重新新防防砂砂技技术术，打打压压15Mpa15Mpa，顺顺利利拔拔出出井井内内70m70m滤滤砂砂管管，重重新新下下入入滤滤砂砂管管，循循环环充充填填，恢恢复复防防砂砂，目目前前该该井井已已经经生生产产6 6个周期，累产油个周期，累产油5977t5977t。3、液压增力拔滤砂管重新防砂技术取得认识（二）井况问题井治理方法及应用情况 1 1、应用非常规膨胀管补贴修井技术可打破常规，采用、应用非常规膨胀管补贴修井技术可打破常规，采用“柔型膨胀柔型膨胀头头”、“异型膨胀管异型膨胀管”、“金属密封环金属密封环”能够解决稠油热采水平井套管能够解决稠油热采水平井套管错断、破漏问题，是一种较理想修井技术。错断、破漏问题，是一种较理想修井技术。2 2、井下液压增力拔滤砂管重新防砂技术：操作简单、井下液压增力拔滤砂管重新防砂技术：操作简单;拔滤成功率拔滤成功率高。高。（三）浅层稠油举升提液技术 针对草古125区块浅层超稠油举升提液困难的问题，开展攻关，主要开展了以下三方面的工作：1、浅层超稠油举升温度场分布研究2、举升工艺管柱优化3、井筒电加热工艺优化开展的研究工作1、浅层超稠油举升温度场分布研究产液温度随深度变化曲线 由于油藏埋深较浅，地层温度低（36），注汽后热量散失较快，热能损失大，导致热采效果差。（三）浅层稠油举升提液技术不同产液量电加热条件下，流体温度在井筒分布曲线 相同加热功率，产液量越低，热量散失越快，井筒温度越低。动液面处存在拐点，井口温度易造成假象。1、浅层超稠油举升温度场分布研究（三）浅层稠油举升提液技术2、举升工艺管柱优化（三）浅层稠油举升提液技术不同地层温度下产液温度测算地层温度80