XXXX水平井采油工艺方案0816.docx

大港油田2007年
水平井产能建设钻采工艺方案

大港油田公司采油工艺研究院
二○○六年七月

大港油田2007年
水平井产能建设钻采工艺方案

王新红 杨涛
编写人：
编制单位审核：
采油工艺研究院审核：
采油工艺研究院审定：
钻采工程处审定：
油田公司领导审批：

大港油田公司采油工艺研究院
二○○六年七月

目 录

第一章 方案编制依据 1
第二章 方案编制原则 13
第三章 钻井工艺方案 13
第四章 采油工艺方案 13
第一节 完井工程方案设计 13
第二节 采油方式优选及工艺方案设计 23
第三节 注水工程方案设计 67
第四节 措施工艺方案设计 71
第五节 对钻井、地面工程要求 71
第五章 安全环保要求 72
第六章 方案资金预测 76
第七章 方案实施要求 76

第一章 方案编制依据
一、地质开发方案部署
根据地质总体方案部署，大港油田2007年产能建设新井分布在14个油田47个断块上，计划油井数231口、水井数105口，计划建成年生产能力91.26万吨。其中设计水平井39口，分布在8个油田15个区块上，水平井的建产能力31.26万吨，占2007年总建产能力的34.2%。由于水平井分布零散，而且建产能力高，因此，水平井钻采工艺方案作为一个单体方案进行编制。其中滩海新区水平井（8口）和陆上孔102断块水平井（3口）所属的环境特殊以及流体粘度特殊（特稠油-水平井蒸汽吞吐开发），11口水平井方案单独编制，本方案只针对剩余的28口水平井进行编制。
2007年陆上新钻水平井28口（不含孔102断块），其中油井27口，注水井1口，总进尺12.308×104m，平均井深1826m。平均单井日配产18t/d，日产水平466t/d，年新建能力13.98×104t，水平段长度待定，方案中暂按2006年已投产水平井水平段平均值214m计算。
表1-1 水平井开发方案部署表（28口）
类别
油田
区块
层系
新钻井数
井深
进尺
投产
油井
数
投转
注水
井
单井
日产
能力
日产水平
新建
能力
水平段长度
总井
油井
水井
口
口
口
m
104m
口
口
t/d
t/d
104t
m
新区已探明
港西
西32-12水平井
NgⅠ
6
6
0
1400
2.100
4
2
20
80
2.40
/
老区加密调整
唐家河
唐家河水平井
馆陶
3
3

2000
1.500
3

25
75
2.25
/
港西
一区一水平井
明化　
1
1

1250
0.313
1

15
15
0.45
/
港西
港西二区二水平井
明化　
2
2

1400
0.700
2

15
30
0.90
/
王徐庄
歧南9X2（水平井）
Es1下
1
1

2800
0.700
1

20
20
0.60
/
羊三木
羊三断块水平井
Ng
3
3

1400
1.050
3

12
36
1.08
/
孔店
孔二南水平井
Ng
2
2
0
1400
0.700
2
0
15
30
0.90
/
孔店
孔104水平井
Ng
3
2
1
1400
1.050
2
1
15
30
0.90
/
孔店
孔85x1水平井
NgIII
1
1

1400
0.350
1

15
15
0.45
/
王官屯
官998（水平井）
孔二
3
3

2460
1.845
3

25
75
2.25
/
王官屯
官68（水平井）
孔二
2
2
0
3000
1.500
2

20
40
1.20
/
板桥
板64水平井
Ng
1
1

2000
0.500
1

20
20
0.60
/
合计
28
27
1
1826
12.308
25
3
18
466
13.98
/

二、油藏地质特征
依据各开发区块的油藏特点，2007年水平井产能建设所属油藏类型可以归属为以下四大类，见下表。从油藏类型驱动方式上看，目前采用天然能量开发的有羊三断块、孔104、孔85x1、板64等5个区块，采用注水开发的有唐家河（馆陶）、港西一区一、港西二区二等7个区块。
表1-2 所属油藏类型及驱动方式分类统计表
油藏类型
未注水开发区块
注水开发区块
中高渗透砂岩油藏
/
唐家河（馆陶）、港西一区一、港西二区二
高凝高粘稠油油藏
/
官998、官68
稠油疏松砂岩底水油藏
羊三断块、孔104、孔85x1、板64、港西西32-12
孔二南
其他（生物灰岩油藏）
/
歧南9X2
1、储层特征
除歧南9X2断块（Es1下）为生物灰岩，其余断块岩性均为砂岩。构造类型均为断块构造。
从渗透率分类看：属于低渗透油藏（集岩空气渗透率10-50*10-3um2）有2个区块（王官屯官68、王徐庄歧南9X2），属于中渗透油藏（集岩空气渗透率在50-500*10-3um2）有1区块（港西一区一），其余9个区块均属于高渗透油藏（>500*10-3um2）。
从油藏埋深分类看：属于深层油藏（埋藏深度2800~4000m）有1个区块（王官屯官68）；属于中深层油藏（埋藏深度＞1500~2800m）有3个区块（唐家河、王官屯官998、孔店孔85x1）；其余8区块属于浅层油藏（埋藏深度<1500m）。
表1-3 水平井所属各区块的储层特征
油田
区块
层系
岩性描述
构造类型
油层埋深
m
平均有效厚度m
孔隙度
%
渗透率 10-3um2
泥质含量%
钙质含量
%
空气
有效
唐家河
水平井
馆陶
中粒岩屑砂岩、砾状砂岩
断块构造
1690-2000
10.1
33
/
1394
22
/
港西
二区二水平井
明化
细砂岩
断块构造
858.4—1443.6
8.8
31
938
305
21.4
3.1
港西
一区一水平井
明化
细砂岩
断块构造
618.4-1395
15
31
221
72
21.4
3.1
王徐庄
歧南9X2水平井
Es1下
生物灰岩
灰岩构造
2490.4-2759.4
7.4
19
50
50
15.7
12.6
羊三木
羊三断块水平井
Ng
细砂岩
断块构造
1229.4-1326.4
9.6
32
1902
783
21.8
6.5
孔店
孔二南水平井
Ng
细砂岩
断块构造
1206.8-1434.8
10.4
33
1878
/
8.5
7.0
孔店
孔104水平井
Ng
细砂岩
断块构造
1323-1434.8
8.7
36.9
1783
/
20.1
6.4
孔店
孔85x1水平井
NgIII
细砂岩
构造断块
1323-1434.8
8.7
36.9
2209
/
16.8
6.4
王官屯
官998（水平井）
孔二
细砂岩
岩性构造
2177-2672
6.5
22
92
32
11.3
5.1
王官屯
官68（水平井）
孔二
细砂岩
岩性构造
2546.4-3102.4
9.7
16
27
11
10.7
8.7
板桥
板64水平井
Ng
细砂岩
块状构造
1750-1790
14.9
32
3582
/
10.2
9.1
港西
西32-12水平井
NgⅠ
细砂岩
断块构造
1200-1300
14
31
844
281
12.2
8.8
2、流体物性
根据流体性质分类标准：低粘油是指油层条件下原油粘度≤5mPa.s；中粘油 指油层条件下原油粘度＞5-20 mPa.s；高粘油指油层条件下原油枯度﹥20-50mPa.s；稠油指油层条件下原油枯度＞50mPa.s，相对密度＞0.920。
按照分类标准，低粘油属于常规稀油有10个区块，粘度范围4.4～118mPa.s，原油密度范围0.8361～0.9344g/cm3，属于稠油的有4个区块，粘度范围177～1464mPa.s，原油密度范围0.8747～0.9685g/cm3。其中粘度较高的区块为孔二断块、羊三断块、板64断块。
表1-4 水平井所属各区块原油物性
油田
区块
层系
地层原油物性
地面原油物性
体积系数
粘度 mPa.s
原始油气比m3/t
密度 g/cm3
粘度
（50℃） mPa.s
凝固点 ℃
含蜡量 %
胶质含量 %
唐家河
水平井
馆陶
1.2346
50
81
0.9435
343.77
-17
5.97
15.7
港西
二区二水平井
明化
1.0650
80.8
28
0.944
540.5
-21-22
6.3
22.6
港西
一区一水平井
明化
1.1050
47.10
39
0.91
47.1
-17.3-13.2
9.1
12.8
王徐庄
歧南9X2水平井
Es1下
1.3295
13.38
129
0.875
42.74
31
6.8
15.3
羊三木
羊三断块水平井
Ng
1.0804
128.0
31
0.962
1330.02
-6.0
4.7
21.9
孔店
孔二南水平井
Ng
1.0370
92
27
0.9659
2118
-9~-4
3.5
26.1
孔店
孔104水平井
Ng
1.0370
2342
27
0.9599
266.52
（80℃）
-30
0.56
49.53
孔店
孔85x1水平井
NgIII
1.0759
73.0
27
0.9599
266.52
-30
0.56
49.53
王官屯
官998（水平井）
孔二
1.1413
4.30
35
0.8714
28.76
35.5
26.7
25.7
王官屯
官68（水平井）
孔二
1.1320
2.30
25
0.8730
11.67
36.0
24.2
14.6
板桥
板64水平井
Ng
1.1670
838.5
27.7
0.9754
1677.4
10.80
3.3
10.0
港西
西32-12水平井
NgⅠ
1.054
400
25
0.9470
559
7
1.43
34.89
表1-5 水平井所属各区块地层水性质
油田
区块
层系
地层水性质
地层水型
总矿化度
唐家河
水平井
馆陶
NaHCO3
3455
港西
二区二水平井
明化
NaHCO3
6226
港西
一区一水平井
明化
NaHCO3
9029
王徐庄
歧南9X2水平井
Es1下
NaHCO3
8975
羊三木
羊三断块水平井
Ng
NaHCO3
2737
孔店
孔二南水平井
Ng
NaHCO3
/
孔店
孔104水平井
Ng
NaHCO3
5873
孔店
孔85x1水平井
NgIII
NaHCO3
5873
王官屯
官998（水平井）
孔二
NaHCO3
25318
王官屯
官68（水平井）
孔二
CaCl2
29298
板桥
板64水平井
Ng
NaHCO3
8022
港西
西32-12水平井
NgⅠ
NaHCO3
4786
3、油藏压力系统及温度系统；
压力分类：正常地层压力是地层压力与静水柱压力基本一致，压力系数0.9-1.2；异常高地层压力(异常高压)为地层压力明显大于静水柱压力，压力系数＞1.2；异常低地层压力(异常低压) 为地层压力明显小于静水柱压力，压力系数<0.9。
从油藏压力系统分析，除歧南9X2为异常高压外，其余断块均属于正常的压力温度系统。温度梯度一般在3.4℃/100m左右，属于正常温度系统。
表1-6 水平井所属各区块油藏压力系统及温度系统
油田
区块
层系
油层温度 ℃
原始地层压力 MPa
饱和压力 MPa
压力系数
唐家河
水平井
馆陶
76.2
18.49
13.34
1.0000
港西
二区二水平井
明化
55.8
11.45
10.67
1.0000
港西
一区一水平井
明化
53.6
10.85
10.26
1.0000
王徐庄
歧南9X2水平井
Es1下
104
32.6
31.36
1.2733
羊三木
羊三断块水平井
Ng
59
12.25
/
1.0000
孔店
孔二南水平井
Ng
59.0
12.95
/
1.000
孔店
孔104水平井
Ng
59.7
13.57
10.69
1.0000
孔店
孔85x1水平井
NgIII
59.7
13.57
10.69
1.0000
王官屯
官998（水平井）
孔二
95.0
26.30
7.25
1.0850
王官屯
官68（水平井）
孔二
102
30.55
/
1.1920
板桥
板64水平井
Ng
65.3
17.44
/
1.0000
港西
西32-12水平井
NgⅠ
56.1
11.57
10.96
1.0000
注：括弧中数据为借用邻井或断块数据
三、储层潜在伤害因素分析
对水平井所属各区块目前均无“五敏”数据，只能参考粘土矿物含量统计数据，对储层进行潜在伤害因素分析。原则上，将粘土矿物含量小于5%的砂岩视为较好储层，粘土矿物含量大于10%的储层视为较差储层。经统计港东二区六、唐家河港深41X1、王官屯、孔店、羊三木、板桥板821等油田区块泥质含量在10%以上，蒙脱石、伊利石的含量相对较高，容易发生吸水膨胀，堵塞孔喉，存在潜在的水敏损害因素。而港深41X1、板64、港172等油田没有粘土矿物含量数据，缺乏分析依据，在以后开发中应做好相应的工作，以利于油层保护工作的开展。
不同粘土矿物损害油层形式见下表。
表1-7 水平井所属各区块粘土矿物含量统计表
油田
区块
层系
油层埋深 m
泥质含量 %
钙质含量
粘土矿物含量
蒙脱石
伊利石
绿泥石
高岭石
唐家河
水平井
馆陶
1690-2000
14.66
8.4
61.5
6.63
7.5
18.9
港西
二区二水平井
明化
858.4—1443.6
21.4
3.1
0
0
0
0
港西
一区一水平井
明化
618.4-1395
21.4
3.1
0
0
0
0
王徐庄
歧南9X2水平井
Es1下
2490.4-2759.4
15.7
12.6
/
/
/
/
羊三木
羊三断块水平井
Ng
1229.4-1326.4
21.8
6.5
0
5
4
6
孔店
孔二南水平井
Ng
1206.8-1434.8
20.1
7.0
0
0
0
0
孔店
孔104水平井
Ng
1323-1434.8
16.8
6.4
0
0
0
4.0
孔店
孔85x1水平井
NgIII
1323-1434.8
16.8
6.4
0
0
0
4.0
王官屯
官998（水平井）
孔二
2177-2672
11.3
5.1
29.3
51.2
11.9
7.6
王官屯
官68（水平井）
孔二
2546.4-3102.4
10.7
8.7
0
76.6
11.1
20.6
板桥
板64水平井
Ng
1750
10.2
9.1
/
/
/
/
港西
西32-12水平井
NgⅠ
1200-1300
12.2
8.8
/
/
/
/
四、开发工艺技术现状
（一）开发现状
水平井所属各区块采油及注水状况分别见表1-8、1-9。
表1-8 水平井所属各区块采油现状
区块
总井数
口
开井数
口
单井日产油
t/d
日产水平
t/d
综合含水
%
累产油
104t
累产水
104m3
采油速度
%
采出程度
%
唐家河（馆陶）
23
14
7.98
111.16
93.92
135.14
1727.76
2.10
65.22
港西二区二
35
26
3.78
98.23
94.14
109.9
707.58
0.70
17.59
港西一区一
48
42
3.65
153.14
90.40
259.38
837.86
0.80
37.00
歧南9X2
（参考歧南9X1）
10
10
16.49
164.87
20.02
18.16
2.15
4.01
12.11
羊三断块
（三断块NgI）
29
23
4.05
93.13
80.37
46.41
135.95
0.90
12.61
孔二南
21
14
4.66
65.17
94.04
66.02
516.81
0.35
9.74
孔104
9
1
1.73
1.73
93.68
3.51
8.19
0.07
3.78
孔85x1
（四断块馆陶）
4
0
/
/
/
1.94
2.88
0
1.64
官998
8
6
5.36
32.17
86.99
21.74
12.13
0.86
15.87
官68
11
8
8.87
70.97
62.62
37.22
12.34
0.83
11.93
板64
16
10
9.13
91.36
80.38
29.49
89.43
/
/
西32-12
1
1
4.87
4.87
52.83
0.0027
0.0003
/
/
表1-9 水平井所属各区块注水现状
区块
总井数

口
开井数

口
泵压范围

MPa
日配注

m3
平均
单井日注
m3
日注水平
m3
累注水

104m3
累注
采比
累计
亏空
104m3
唐家河
2
1
8.5-14
110
111
111
2.16
0.001
1913.7
二区二
8
8
10.15-10.45
780
94
752
878.86
1.057
-47.28
一区一
29
26
10.19-10.65
2200
80
2080
1275.4
1.106
-122.58
歧南9X2
4
4
11.65-13.13
380
93
372
21.68
/
-19.53
羊三断块
1
0
/
/
/
/
107.14
/
/
孔二南
7
4
10.32-12.40
210
54
216
424.91
/
/
孔104
0
0
/
/
/
/
/
/

孔85x1
0
0
/
/
/
/
/
/
/
官998
7
4
18.00-24.00
340
73
292
27.94
0.686
12.76
官68
13
8
19.50-28.60
560
65
520
102.06
1.684
-41.45
板64
0
0
/
/
/
/
/
/
/
西32-12
/
/
/
/
/
/
/
/
/
（二）工艺技术现状
1、水平井举升工艺现状
大港油田陆上水平井主要以抽油机有杆泵采油和电潜泵采油为主。42口水平井，初期除2口井自喷投产外，其余井采用三种举升工艺投产。其中抽油机有杆泵井27口，电潜泵井8口，螺杆泵井5口。目前42口水平井中采用自喷生产1口，采用抽油机有杆泵生产的有24口，电潜泵5口，螺杆泵1口。到目前累计产油51.24×104t，累计产水98.53×104m3，累计产气264.43×104m3。
表1-10 水平井投产情况及工艺分类统计表
采油
工艺
总井
开井
单井
日产液
单井
日产油
泵挂深度
泵效/
排量效率
动液面
免修期
口
口
m3/d
t/d
m
%
m
d
自喷
2
2
87.03
85.45
/
/
/
/
抽油机
27
27
31.00
16.09
1670
66.65
949
161
螺杆泵
5
5
38.69
27.01
1072
83.11
199
75
(长寿天数)
电潜泵
8
8
43.85
27.23
1661
64.00
1197
158
表1-11 水平井目前工艺分类及生产状况统计表
采油
工艺
总井
开井
单井
产液
单井
日产油
泵挂深度
泵效/
排量效率
动液面
免修期
口
口
m3/d
t/d
m
%
m
d
自喷
1
1
7.58
7.28
/
/
/
/
抽油机
有杆泵
29
22
21.06
7.63
1657
48.0
1248
514
螺杆泵
4
4
34.03
15.61
1090
73.15
208
44
(长寿天数)
电潜泵
8
8
174.17
18.57
1452
100.0
840
396
（表中7口已经停产井末期数据参与统计）
2、举升方式转换情况
统计目前42口水平井自投产以来至目前共发生了17口井27井次的举升方式转变。
抽油机有杆泵转电潜泵生产11井次，除了西H2、唐H2井外，其余井均发生在南部各油田。其中5口井转电潜泵后效果不理想又转回抽油机生产。
电潜泵转抽油机有杆泵生产15井次，均发生在南部油田。其主要原因是地层供液不足，造成电潜泵的多次欠载、机组烧等问题。
另外螺杆泵转电泵生产1口井，井号唐H3。
表1-12 大港油田水平井举升方式转换情况统计表
井号
油田
区块
生产层位
投产工艺
生产简况
风H1
风化店
孔二南111
孔二2,4
电潜泵
电潜泵投产60天液量低转抽
风H2
风化店
孔二南枣40
孔二2,4
电潜泵
电潜泵投产37天液量低转抽
风H3
风化店
孔二南枣40
孔二2,4
电潜泵
电潜泵投产285天后低转抽
官34-71KH
王官屯
官998
孔二
电潜泵
电潜泵投产64天,多次欠载停机，后低转抽191天后液量低关井
官50-9KH
王官屯
三
沙一
抽油机
抽油机投产，后转70电潜泵多次欠载。103天后转回抽油机，04年9月出泥浆后封井
官H1
王官屯
官63
沙三孔一
抽油机
抽油机投产193天，后下电杆生产235天，液量72m3，转电潜泵提液，平均周期471天
官H27-65
王官屯
官68
孔二
抽油机
44mm*2000m投产，三次均因杆断脱捡泵，最长生产435天，后下50m3电潜泵*2500m深抽，生产73天后欠载停机转44mm*2100m深抽，2006年3月18日换电泵
官H3
王官屯
王27
枣三
电潜泵
96-99年采用70m电潜泵生产，后液量下降到30m3/d，转44mm小泵深抽
官H4
王官屯
官63
沙三孔一
电潜泵
97-99年电潜泵生产，因欠载导致电缆、机组烧先后6次作业，最长生产天数147天，99年9月转抽油机，平均周期达到了400天以上
女MH1
舍女寺
女34
中生界
自喷
自喷12天转抽538天后，转电122天后液量低关
女MH3
舍女寺
女34
中生界
电潜泵
电潜泵投产，42天因欠载机组烧，后加深泵挂，平均生产周期373天，后转抽油机生产。
女MH4
舍女寺
女34
中生界
抽油机
皮带机投产，日产油由3t/d上升到8.5t/d，转60方电潜泵，多次欠停，25天后转抽
唐H2
唐家河
明馆
馆陶
抽油机
抽油机70mm泵投产，96天后换95大泵，67天后400m3电潜泵提液，到目前一直正常生产
小H1
小集
官9-6
枣二
电潜泵
电潜泵投产，因欠载烧，平均周期85天，转抽油机因抽油机异响关井，05年1月长停井恢复
家H2
沈家铺
官107X1
孔二段
抽油机
抽油机生产正常，最长免修期360天，自05年12至今先后5次进行进行举升方式转换（抽转电，电转抽）
西H2
港西
港172
ES3
抽油机
06年2月17作业19日下电泵，22日作业27日转抽
唐H3
唐家河
明馆
馆陶
螺杆泵
螺杆泵投产，一直正常生产，200天后含水上升至90%，换电泵提液。
3、水平井井型及泵挂位置统计
表1-13 大港油田水平井井眼轨迹统计表
井号
完钻井深
完钻垂深
闭合半径
水平类型
造斜点深度
造斜率
泵挂位置
官50-9KH
1970
1758.95
294.83
中半径水平井
1469
5.66
1303
板H1
3560.6
3110.98
530
中半径水平井
2896
7.83
1798
房H1
3712.63
3258.18
573.88
中半径水平井
3006
7.5
/
风H1
无资料
/
/
/
/
/
1768
风H2
2698
2461.89
396.5
/
2253
9.6
1962
风H3
2947
2513.08
687
/
2016
6.3
1764
港H1
2479
2110.523
/
/
1725
/
1003
官H1
2347.9
2009.37
472.57
三段制
1735
2.1
1408
官H2
无资料

/
/
/
/
1203
官H2-65
3392
3112.7
394.52
三段制
2820
10
1999
官H3
3217.55
2851.64
486.65
三段制
2639
9.21
1766
官H4
2319
2001.78
377.66
/
1861
3.15
1599
官H88-44
3480
3086.51
523.86
/
2852
18
/
官H88-50
3354
3303.74
449.13
三段制
2780
10
2109
官H962-4
1950.5
1700
352.89
三段制
1495
9.5
1451
女MH1
3622.68
3110.58
750.14
长半径水平井
2432
3
自喷
女MH2
3490
3084.4
483.97
三段制
2877
10
1820
女MH3
3488
3122.14
450.99
/
2933
9.56
1800
歧H1
无资料
/
/
/
/
/
2194
歧H2
3168.8
3912.36
367.35
三段制
2687
8.04
1997
4、举升方式适应性分析
自喷井举升工艺：主要在王徐庄油田的扣50断块。目的层沙河街油组，储层渗透率高（357毫达西），孔隙度24.47%，物性特点气量大，不含水。自喷期已经达到157天。另1口井为舍女寺油田女34断块的女MH1，目的层中生界，自喷仅12天后转抽。
抽油机有杆泵举升工艺：应用范围较广，在中北部的板桥、港东、港西、唐家河、王徐庄油田以及南部的舍女寺、王官屯、沈家铺油田均有应用。其中港东和唐家河油田均采用大泵提液，港西油田由于地层胶结疏松易出砂，采用防砂卡泵。板桥以及南部投产油井液量普遍较低，采用小泵深抽生产。南部由于油稠原因均配套了井筒掺水加药降粘措施。
另外针对羊三木三断块和王官屯三断块原油粘度对温度敏感的特性，采用了抽油机配套电加热杆举升工艺，官50-9KH最长生产天数达到了1054天。羊H1一直正常生产，长寿天数已达到458天。
电潜泵举升工艺：中北部主要集中在港东、港西、唐家河油田。油藏特点为中高渗透砂岩油藏，边水驱动，地层能量充足。
其中港H2井为05年新井，该井地质配产30t/d，为防止边水突进，含水上升过快，要求初期液量控制在50m3/d左右，后期根据含水情况，要求液量控制在100m3/d左右。该井采用了100m3的金属陶瓷防砂电潜泵配套变频投产。目前已经生产97天，日产液59.5m3/d，日产油40t/d左右，含水基本稳定在30%左右，达到了预期目的，满足了地质配产要求。
该井采用电潜泵优点：（1）控制生产压差容易；（2）保证了液体连续的流入，避免了油层的激动，减缓了含水上升速度；（3）容易实现大幅度的液量调整，初期液量50m3/d,后期液量100m3/d；（4）免除了后续作业，降低了成本。
唐H2井投产初期采用抽油机配套较大泵径投产，由于高含水（95.0%），采用400m3电潜泵提液，泵深1018m，日产液572m3，日产油20 m3，含水96.5%。
南部电潜泵举升工艺主要集中在风化店孔二南、舍女寺的女34区块、王官屯、小集油田。排量一般在50-70m3，配套井筒掺水加药降粘措施。其中官H1井于93年8月采用抽油机有杆泵生产，由于地层能量充足，于01年采用电潜泵配套环空加药降粘措施进行提液，初期免修期在471天，目前为816天，一直正常生产。说明该工艺在地层供液充足的南部稠油区块配套环空加药降粘措施适应性较好。
螺杆泵举升工艺：自05年以来，在唐家河、羊二庄、港东、板桥油田上应用。这些井均属于边底水油藏，为了控制含水上升速度，一般要求初期液量控制在50m3以下，采用较小的生产压差控制底水上升（如要求在1MPa以内），在举升方式选择上，采用了中排量螺杆泵配套变频举升工艺投产，下泵深度在直井段（泵深700-1200m）。目前除了唐H3井转电泵提液外，其余井投产后生产一直正常，平均排量效率73.15%。
各水平井生产简况见附表1。
5、取得的认识
（1）、根据水平井井眼轨迹统计，我油田早期的水平井一般采用中长半径曲率造斜，造斜点深，直井段较长，井下泵均下在直井段。
（2）、大港油田水平井投产方式以人工举升为主。针对不同油藏类型、油品性质相应采用了抽油机有杆泵、电潜泵、螺杆泵三种举升工艺方式。早期投产的水平井广泛采用抽油机有杆泵和电潜泵举升，基本满足了当时水平井的开发需求。
（3）、经对早期投产的水平井免修期进行统计，投产后免修期小于100天有14口，占总井数的45.16%。这其中多数井是由于举升方式、工艺参数选择不合理造成的。其中南部油田举升方式转换较多，电潜泵转抽油机井14井次（其中包括初期采用抽油机投产，转电泵后由于多次欠载又转回抽油机3井次）。因此对水平井产能的准确预测以及举升工艺方式的优选、工艺参数的优化、以及配套措施的筛选相当重要。
（4）、从近两年的水平井生产情况看出，对于边、底水油藏的水平井来说，为了减缓含水上升速度，一般在投产初期控制采用小排量（50m3/d左右）生产，后期视含水情况适时提液（100m3/d左右），因此要求举升工艺具备一定的液量调节范围。虽然抽油机有杆泵工艺现场应用成熟度高，但其排量调节范围较小，加之井筒排液不连续易导致油层激动出砂、边底水突进等问题。电潜泵和螺杆泵配套变频控制装置正好弥补了抽油机有杆泵采油的不足，应用效果较好。
（5）、螺杆泵举升应用较少，但是效果较好，随着工艺进步，该举升技术目前已经成熟，可以作为今后水平井举升工艺方式的一种选择方向。
五、开发难点分析
1、早期投产的水平井产能普遍较低，主要原因之一是油层保护工作不到位。由于水平井配产高、投入大，因此水平井油层保护工作比普通开发井更为重要。
2、06年部署的水平井数量多，分散程度高，油藏类型复杂，油品性质差异大，完井方式的优选难度大。
3、港东、港西、羊三木等油田主力油层为明化、馆陶油组，油层胶结疏松易出砂，一旦出砂，治理难度大，需要结合完井工作进行防砂工艺优选。
4、随着油田的不断开发，出现了大斜度水平井（如2006年产能新井西H3），造斜点比较浅，对于此类井目前常规举升工艺方式难以满足要求，需要进行特殊的工艺配套。
5、港东、港西、羊三木等油藏边底水活跃，一旦出水，后期治理难度大，因此合理控制生产压差，优化工艺参数，是提高水平井开发效果的关键。
第二章 方案编制原则
一、以经济效益为中心，立足现有成熟、配套的工艺技术，实现少投入、多产出的目的。
二、采用系统的油层保护措施，从钻井、完井、生产、作业的一系列环节防止油层污染，充分发挥油井产能。
三、充分体现质量、安全、环保、健康的要求，严格执行大港油田公司颁布的“QHSE”管理体系文件。
第三章 钻井工艺方案
一、

第四章 采油工艺方案
第一节 完井工程方案设计
一、水平井完井工艺历程及现状
1、“八五”“九五”期间水平井完井工艺
“八五”“九五”期间共完成水平井21口，其中筛管完井8口，射孔完井12口，地质报废1口。
表4-1-1 “八五-九五”期间水平井完井方式统计情况表
序号
井号
油藏类型
完井方式
1
女MH2
块状均质砂岩
割缝筛管+悬挂器
2
女MH3
块状均质砂岩
割缝筛管+悬挂器
3
官H962-4
薄层状生物灰岩
割缝筛管+悬挂器
4
风H1
厚层状非均质砂岩
水泥伞+割缝筛管
5
官H3
生物灰岩
水泥伞+割缝筛管
6
板H1
非均质砂岩
割缝筛管+管外封隔器
7
官50-9KH
厚层生物灰岩
割缝筛管+管外封隔器
8
官H2
生物灰岩
割缝筛管+管外封隔器
9
官H4
厚层状均质砂岩油藏
尾管固井射孔
10
官H1
生物灰岩
全井固井射孔
11
风H2
厚层状非均质砂岩
尾管固井射孔
12
风H3
厚层状非均质砂岩
全井固井射孔
13
歧H1
块状非均质底水砂岩
全井固井射孔
14