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稠油热采水平井开发效果分析_图文

稠油热采水平井开发效果分析

靳青青 采油二厂地质研究所 2013年7月

汇报提纲
一、热采水平井的总体应用情况
二、水平井生产效果分析 三、水平井生产存在问题 四、提高水平井开发效果技术对策

(一) 水平井生产情况
70

热采水平井历年来投产情况图
年投产井数(口) 累计投产井数(口)

64

投产 井数 (口)

60 50 40 30 20 10 0
2

33 19 2
7

25
6 8

31

9

10

12 10 8 产量 (万吨) 6 4 2 0 0.10
0.10

年产油(万吨) 累计产油(万吨)

10.16 7.52 5.29

3.16 0.78
0.68 2.38 2.13 2.23

2.64



2007

2008

2009

2010

2011

2012

截止2012年底共投产热采水平井64口,累计核实产油 10.16万吨。热采水平 井的投产井数由 2007 年的 2 口增加到 2012 年的 64 口 , 累计产油量由 0.1 万吨增加 到10.16万吨,2012年水平井产量占稠油年产量的6.5% 。

(二)稠油水平井应用领域
涵盖普通稠油、特超稠油油藏,均取得较好效果 ( 截止2012年底)
40
普通稠油 特超稠油

杨浅3区Ⅵ1层系、 王集西区热采
21

32 32

年累计投 产井数 (口)

30 20 10 0
8
0 2 5 4 6 6 19 13

12

杨浅3区Ⅳ6、 7层系

7.04 5.59 3.83 2.06 0 0.10 0.09 0.69 1.10
1.97

阶段产油 (万吨)

6 4 2 0
2.0

(累计)
3.12 1.93

1.46
1.77

1.76 1.45

分年度产 1.5 油(万吨)
1.0
0.59

南三块水平井
1.19

0.5 0.0
0.10 0.00 0.09 0.41 0.35 0.47

杨浅3区水平井



2007

2008

2009

2010

2011

2012

(三)水平井生产现状
水平井周期吞吐进展表
分类 区块 一区 八区热采 总井数 7 5 15 1 分周期井数(口) 1至5 2 5 15 1 6至9 3 10以上 2 累计吞吐 井次 57 20 29 3 平均单井吞 吐周期数 8 4 2 3

特超 稠油

杨浅3区 泌浅26

小计
七区 泌浅10区 泌浅67区 普通 稠油 南三块

28
3 1 4 13

23
1 1 3

3
2

2

109
20 5

4
7 5 4 13

1 2 11

14 174

杨浅3区
杨浅19 王集西区热采

2
1 6

2
1 6

4
8 8

2
8 1

小计
合计

30
58

13
36

6
9

11
13

233
342

8
6

特超稠油水平井普遍处于低周期生产,普通稠油南三块处于高周期生产,其余 区块普遍处于低周期生产

(三)水平井生产现状
水平井产能分类表(累计)
分类 区块 一区 八区热采 特超稠油 总井数 7 5 按产能分类井数 <1 1-3 1 3 >3 6 2 平均产能 (t/d) 3.7 3.0

杨浅3区
泌浅26

15
1 1

8

7

3.2
0.7

小计(比例)
七区 泌浅10区 泌浅67区 普通稠油 南三块

28
3 1 4 13

1(3%)
1

12(43%)
2

15(54%)
1

3.3
3.1 0.8

4 2 11

2.0 4.6

杨浅3区
杨浅19 王集西区热采

2
1 6 4 1 2

2

5.2
1.8 1.0

小计(比例)
合计

30 58

5(16%) 6 (10%)

11(37%) 23(40%)

14(47%) 29(50%)

3.9 3.7

(三)水平井生产现状
2012 年底共投产稠油水平井 64 口,开井 58 口,其中普通稠油 30口,特超稠油 28 口 ,低效井 占总水平 井数的 33% ;目前普 通稠油平 均产能 1.7t/d, 特超 稠油平均 产 能

3.0t/d.
分类 区块 一区 八区热采 特超稠 油 杨浅3区 泌浅26

水平井产能分类表(2013.1-4月底)
总井数 7 5 15 1 按产能分类(井数) <1 1 2 1 1 1-3 3 2 6 >3 3 1 8 3t/d以上所占 比例(%) 43 20 53 0

小计
七区
泌浅10区 泌浅67区

28
3
1 4 13 2 1 6

5(18%)
1
1 1 1

11(39%)
2

12(43%)

43
0
0

3 9 3 2

0 23 100 0

普通稠 油

南三块 杨浅3区 杨浅19 王集西区热采

1 5 1

0

小计
合计

30 58

10(33%) 15(26%)

15(50%) 26(45%)

5(17%) 17(29%)

17 29

汇报提纲
一、热采水平井的总体应用情况
二、水平井生产效果分析 三、水平井生产存在问题 四、提高水平井开发效果技术对策

四个方面
(一)热采水平井分区块总体效果评价

(二)特超稠油水平井开发效果分析
(三)普通稠油水平井开发效果分析 (四)特超稠油和普通稠油水平井开发效果对比

(一)热采水平井分区块总体效果评价
截止目前共投产64口,开井58口,关井6口(新泌浅95-平1、新泌浅67-平1、新泌167-平1、杨浅3-1H、杨浅3-P4、杨浅19-平2)

各区块水平井平均单井累计生产情况表
区块 南三块 一区 杨浅3区 七区 八区热采 井数 13 7 17 3 5 4 1 6 1 平均 周期 13 8 2 7 4 4 8 1 5 生产天 数(d) 1277 955 157 933 444 416 780 271 214 注汽量(t) 产液量(t) 14784 16590 2918 16300 8462 5410 14302 1316 5964 22305 13996 1724 11525 7435 6982 9842 3344 1076.6 产油量 (t) 5884 3530 519 2922 1315 822 1402.5 287 179.8 综合含 水(%) 73.6 74.8 69.9 74.6 82.3 88.2 85.7 91.4 83.3 日均产 油(t/d) 4.6 3.7 3.3 3.1 3 2 1.8 1.1 0.8 油汽 比 0.4 0.21 0.18 0.18 0.16 0.15 0.1 0.22 0.03 采注比 1.51 0.84 0.59 0.71 0.88 1.29 0.69 2.54 0.18

泌浅67 区
杨浅19 王集西区 热采 泌浅10 区 泌浅26 区

1

3

524

6594

5356

373.5

93

0.7

0.06

0.81

10个区 58 597 9264 8358 1723 79.4 2.9 0.19 0.9 从上表可知: 15 、南三块水平井生产情况最好,其次是一区; 2、南三块、一区、七区水平井 块

处于中高周期生产,杨浅3区、王集西区热采、八区热采水平井处于低周期生产

(二)特超稠油水平井开发效果分析
特超稠油水平井油藏地质条件对比
分项 油藏埋深(m) 原油粘度(mPa.s ) 平均原油粘度(mPa.s ) 胶质沥青含量(%) 一区 Ⅲ62 180-260 15000-25000 15308 29.2 Ⅲ8-9 150-190 25000-60000 45067 39.4 楼八区热采 Ⅱ61 397-469 55000-70000 61620 45.6 杨浅3区 Ⅳ6、 Ⅳ7 702-863 10000-40000 21206 38.3

水平段油层厚度(m)
水平段长度(m) 水平段平均长度(m) 孔隙度(%) 渗透率(μm2)

2.3
74-267 177 30 1.5

9.2
35-84 58 32 2.0

2.0
63-155 107 24.9 0.6

3.0
115-300 218 27.1 0.52

特超稠油水平井生产效果与油层厚度、水平段长度、原油粘度、油藏埋 深、油层物性等相关 周期日产油曲线对比
13 11
10.9 12.6 y = 11.403e - 0 . 1 6 4 3 x y = 16.149e y = 6.8359e 7.8 6.4 6.9 3.6 3.1 5.3 3.8 3.0 3.2 2.4 2.9 1.9 5.0
-0.3699x -0.2637x

日产油 (t/d)

9 7 5
4.0 5.8

Ⅲ6 Ⅲ8-9 八区 杨浅3区 指数 (Ⅲ8-9) 指数 (Ⅲ6) 指数 (八区) 6.0

3 1

1 2 3 4 5 周期递减率:Ⅲ8-9层(36.99%)>楼8区 (26.37%)>Ⅲ62层(16.43%) 1、Ⅲ8-9层油层厚度最大,初期日产油高,但是因水平段长度最短,周期递减最大; 2、与楼8区水平井相比,一区Ⅲ62层水平段长,埋藏浅,原油粘度低,周期递减相 对较低

周期

特超稠油水平井生产效果与油层厚度、水平段长度、原油粘度、油藏埋 深、油层物性等相关
周期产 油量 800 (t)

周期产油曲线对比
679.2 696.3 646.7 434.1 471.6 282.7 251.2 146.1 377.0 250.3 210.5 215.2 156.9 557.4
Ⅲ6 Ⅲ8 - 9 楼八区 杨浅3 区

700 600 500 400 300 200 100

798.3

454.2 422.3

165.9

1

2

3

4

5

周期

1、一区油层孔渗性好,埋藏浅,周期产油量高;Ⅲ8-9层油层厚度最大,是其它3 倍左右,周期产油最高; 2、楼8区水平井原油粘度大,且出砂较严重影响生产,导致周期产油量低; 3、杨浅3区水平井油藏埋深大,注汽质量差,所以周期产油量低。

特超稠油水平井生产效果与油层厚度、水平段长度、原油粘度、油藏埋 深、油层物性等相关
300 250 200 150 100
54.0 93.5 105.5

周期生产天数曲线对比
Ⅲ6 Ⅲ8-9 楼八区 杨浅3区 141.8 274.8

50
41.1 46.7

55.6

0 1 2 3 4 5

1、第1周期生产天数都很短,均在50天左右; 2、杨浅3区水平井埋藏最深,注汽质量差,光杆滞后严重,周期生 产时间最短;

特超稠油水平井生产效果与油层厚度、水平段长度、原油粘度、油藏埋 深、油层物性等相关 周期油汽比曲线对比
0.45 0.40 0.35 0.30 0.25 0.20 0.15 0.10 0.05 0.00 1 2 3 4 5
0.19 0.17 0.14 0.14 0.08 0.29 0.32 0.30 0.22 0.37 0.32 0.27 0.23 0.16 Ⅲ6 Ⅲ8-9 楼8区 杨浅3区 0.41

周期油汽比主要受原油粘度的影响,楼8区水平井属特稠油, 周期油汽比最低,生产效益最差!

典型区块-楼8区热采水平井生产效果分析
-400
0

00 -38 -38

-360 -360

井楼油田八区Ⅱ6
-300

-7 00

-7 20



-740

1

B390 B390 小层平面图

水 水 4 3.7

-6 40

-6 6 6

-76

水 4.8

EL2

1层,油藏埋深 EL3 楼8区Ⅱ6
【0】

-54

-340 -340

-56 0

-300

-58 0

-6 00 -6 20

-7 80

-320

-6 80

00

-80

0

0

-280

-280

-260

-240

-220

-200

-180

-400


40000 -4 -


-260 -240 -220 -200

L24

【0】

B290
干 7.4

71122 LZ46 71220
干 6.4 2.8 3.2

-100

干 6.0

LP7 LP8 80319 2.2
2.6 干 0.8

L30 干 4.6 2 2.2 L26 LX30 80731 2.8 1.4 L31 3.6 80830 3.4 L8304 80729 2 干 4.7 L19 干 1.4 2.2 80828 L29

干 7

0

-160

-180

水 6.6 水 6.1

L28 B231 水平井原油粘度分析表
水 8.3

-14

0

L18

-8

-120

0

123
1.6 2.4

4.8 80725 80826 1.4 1.4

6.4 6.4

2

0.6 4

L33
水 3.3 水 4.4

-1

干 1.8

20

119
1.4 10
8 -1 0

-1

1 3.2

71317
2.6 3.2

干 3.8

124 LZ47

80824
0.8 2

-140

-1

71315
-2 00 -2 20

71316 3
5.8

干 4

71412 71410 0 -24 0.8 LZ45 1.2 LP6 干 1.6
80
2.6 6.8

1.6 2.4

80317 80315 2.4 4.4 3.2 4.5 X121 4.8 80616 5.6 121 2.4 4.2 80715

L27

5.2 6

L8

干 3.2

L21
4.8 5.6

-2

干 5.6

-2

00

116 L0516
干 2.8

干 2.0

L8-P2 L8-P1 L12
20

L8-P53

LZ48 L17

(1.4) 2.4

804

2.2 7.9

L8-P4
60 80 00 -3 -4

-540

0

干 7

L0113 L13 干 LX13
9 干 4.6

-520

3.4 4.8

-4

L22

803
干 2.4

-5

00

L0315 L0115

-4

干 1.8

117 X117
3.7 6.2

-4

干 4.8

L8203
1 2.6

L8-P3
干 4.0

(1.6) 2.8

水 7.9

L25

油层温 L23 度下 不同温 (35℃) 度下的 40℃ 原油粘 度 50℃ (mPa. S) 70℃
干 2.6 干 6.0 水 8.2

L20 LX20

分项

-540

-560

00

60

60

-3

-3

-3

40

20

-3

40

60

80

-4

1.6 8.8

801
水 2.4 干 2.8

808 816

802
水 6.4 干 4.4

含 蜡 量(%)
-60 0
-6
水 4.0

-580

125

3 3.4

L14

水 3 水 8.4

814

-560

-62

0

-240

平均单 井吞吐 周期数 5

平均射孔 段长度 (m) 107.3

注汽量 (t) 8420

生产天 数(d) 396.3

水 3.6

813 总产液 (t)

干 2.8

总产油 815 (t)

80

干 3.6

LZ24

平均日 产液 (t/d) 16.7

平均日 产油 (t/d) 3.2

-6

干 2.0

809

水 5.5

818

40

60

6598.1

1255.8

-6

-260

-600

(Ⅲ油组顶面构造图)
-500
干 水 1.8 4

【0】

8126

EL4
-380 -360 -340 -320

0

100

200

300 米

【0】

【0】

8120
-380

【0】

8125 B249
0 60 6 -4

EL1 293.6-494 米,原油性质为超
00 -5588 -

-540

20 -5

-48

-46

-440

0

-420

0

稠油。
-54

-560

-520

-500

0

-480

-440

-300

0 20 42 -4

-280

楼8-平3 62569.7
807

楼8-平4 55173.8 27636.62 10359.62 1720.08

32472 14377 2601

118 L8204 81105

810

805

817

90℃

722.6
44.53 4.68

500.15
48.29 4.87

L3

水 8.8

沥青质胶质含量 (% )

806 812 楼八区水平井平均单井周期吞吐效果表 819

811

综合含 水(%) 81.0

油汽 比 0.15

采注 比 0.8

典型区块-楼8区热采水平井生产效果分析
楼8区水平井与同层邻井直井周期吞吐效果对比
周期吞 吐轮次
第1轮 日均产 油 (t/d)

井别 水平井
直井 水平井 直井 水平井 直井 水平井 直井

注汽量 (t) 1674
482 1119 519 1827 681 1593 625

生产天数 (d) 48.9
42.0 69.2 60.8 82.8 80.3 90.4 55.7

周期产液 (t) 785.3
310.1 1017.5 456.6 1323.9 627.7 1645.4 471.0

周期产 油(t) 282.7
99.7 251.2 134.5 250.3 147.7 215.2 96.6

日均产 液(t/d) 16.1
7.4 14.7 7.5 16.0 7.8 18.2 8.5

综合含 水(%) 64.0
67.9 75.3 70.6 81.1 76.5 86.9 79.5

油汽 比 0.17
0.21 0.22 0.26 0.14 0.22 0.14 0.15

采注 比 0.5
0.6 0.9 0.9 0.7 0.9 1.0 0.8

5.8
2.4 3.6 2.2 3.0 1.8 2.4 1.7

第2轮

第3轮

第4轮

第5轮

水平井
直井

2043
569

80.7
71.2

1468.8
627.3

156.9
129.2

18.2
8.8

1.9
1.8

89.3
79.4

0.08
0.23

0.7
1.1

由上表可知:1、楼8区热采Ⅱ61层因开采超稠油生产周期短,平均周期 生产68天;2、水平井第一轮周期产油是直井的2.8倍,但周期递减较直井快; 3、从效益上看,水平井油汽比效益比直井差;

典型区块-楼8区热采水平井生产效果分析
楼8区水平井与同层邻井周期递减对比效果图
6 5 5.8
y = 6.8359e - 0 . 2 6 3 7 x R 2 = 0.9648 y = 2.5193e - 0 . 0 8 3 3 x R 2 = 0.779 水平井 直井 指数 (水平井) 指数 (直井)

日产油 (t/d)

4 3 2 1 0 1 2.4

3.6

3 2.4 1.9 2.2 1.8 1.7 1.8

周期
2 3 4 5

由上图可知:水平井周期递减为直井周期递减的3倍 原因:1、Ⅱ61层为超稠油,水平井早期生产光杆滞后严重,递减快; 2、水平井因出砂、管柱等泵况问题检泵频率高,影响生产时率; 3、5口水平井平均水平段长度107.3m,吞吐后期递减快,水平段动用不均匀

典型区块-楼8区热采水平井生产效果分析
针对油稠、光杆滞后问题——优化管柱
楼8区水平井管柱优化明细表
优化前 井号 优化时间 优化后

加重杆 数量
2 2 3

加重杆位置
513.99-526.55 340.8-352.36 340.39-358.4

井斜角

加重杆 数量
12

加重杆位置 221.39-285.9 (511.85-525.23)
188.14-248.34 243.43-281.14

井斜角

L8-平1 L8-平2 L8-平3

2012.11.02 2012.09.19 2013.02.11

50° 31°

10 6

18°-31° 16°-23°

楼8区水平井管柱优化前后周期吞吐表
井号 优化 前累 采出 周 计井 程度 期 口产 (%) 油(t) 891.7 5.4 4 5 2 3 注汽量 (t) 降粘 剂 (t) 5 5 4 4 注氮量 (Nm3) 生产 天数 (d) 46 47.9 75 91.8 排 水 期 (d) 18 17 14 14 峰 值 产 油 (t) 8.9 6.4 6.5 8.4 总产液 (t) 总产 油(t) 日均 日均 综合 产液 产油 含水 (t/d) (t/d) (%) 21.1 19.6 12.2 12.3 2.8 2.0 2.6 3.0 86.8 89.6 78.5 75.9 油汽 比

L8-P1

1873.2 1565.4 1853.5 1614

10000 20000 18000 12000

969.9 937.5 918.2 1128.6

128.4 97.9 197.2 272.5

0.07 0.06 0.11 0.17

L8-P2

793

5.1

解决因稠油而光杆滞后、生产周期短的问题,越早效果越明显!!

典型区块-楼8区热采水平井生产效果分析
楼8区水平井作业明细表
井号 L8-平1 检泵 次数 1 作业时间 2012.03.07 2012.02.23 作业原因 抽油杆脱扣 转抽时光杆卡,作业解卡 转抽时光杆卡,作业解卡 转抽时光杆卡,作业解卡 生产动态不匹配,无砂,泵漏失 生产动态不匹配,无砂,泵漏失 根据检泵结果计算, 生产动态不匹配,无砂,泵漏失 沉砂速度约 1.5米/月 转抽时光杆卡,加重杆下部防脱器脱扣,活塞卡泵 筒 生产动态不匹配,检泵 光杆卡,砂埋油层,砂柱11.5米,活塞卡在泵筒里 光杆卡,正作业 转抽时光杆卡,作业解卡 生产动态不匹配,检泵 转抽时光杆卡,作业解卡 抽油杆脱且活塞变形 生产动态不匹配,活塞镀层磨损,砂柱1.8米 因负荷重抽油杆第一根脱 转抽时光杆卡,作业解卡 2 18 3 4 5 6 16 130 5 7 10 2.5 4.5 5 1.5 47.3 影响天 数(d) 3 15 3 17 3 11 3 12 2 7 影响产 能(t/d) 2 4.8 2 2 0 1 0 0 0 0 影响产量 (t) 6 72 6 34 0 11 0 0 0 0 0 10 126 30 10 22.5 30 24 381.5

L8-平2

3

2012.05.19 2013.05.05 2012.03.17 2012.06.29 2012.12.15

L8-P3

7

2013.02.11 2013.04.06 2013.04.17 2013.05.12 2011.11.17

L8-平4

3

2011.12.07 2012.02.03 2012.02.02

L8-平5

4

2012.03.08 2012.04.08 2012.06.05

合计

18

(三)普通稠油水平井开发效果分析
普通稠油水平井油藏地质条件对比
分项 油藏埋深(m) 原油粘度(mPa.s ) 平均原油粘度(mPa.s ) 水平段油层厚度(m) 水平段平均长度(m) 孔隙度(%) 渗透率(μm2) 饱和度(%) 井楼七区 400 5100-6400 5681.6 2.0 103 29.6 0.93 36 新庄南三块 440-670 2000-8000 3891.2 6.5 70 27.1 1.65 52

普通稠油水平井生产效果与油层厚度、油层物性等相关 周期日产油曲线对比
10.0 9.0 8.0 7.0 6.0 5.0 4.0 3.0 2.0 1.0 0.0
9.6 y = 9.0373e y = 10.822e 7.9 6.2 6.1 5.5 3.6 6.4 4.9 5.1 4.2 4.3 3.6 3.6 3.1 1.5 1.8 1.3 0.7
-0.1118x -0.2838x

七区 南三块 指数 (南三块) 指数 (七区)

1

2

3

4

5

6

7

8

9

周期递减率:七区(28.38%)>南三块(11.18%)
南三块水平井油层厚度是七区水平井的3.3倍,周期递减率较低

普通稠油水平井生产效果与油层厚度、油层物性等相关 周期累计产油曲线对比
1200 1000 800 600 400 200 0
1 2 3 4 5 6 7 512.8 367.6 540.3 541.9 507.3 598.0 484.6 412.1 237.7 99.5 8 183.5 82.0 9 461.8 422.9 357.3 364.7 1157.2 七区 南三块

476.4

1、南三块水平井受边水影响,同时采取注氮工艺较好地抑制边水,在第2周期后 周期产油递减减缓; 2、因七区油层物性较差,第5周期后周期产油递减快;

普通稠油水平井生产效果与油层厚度、油层物性等相关 周期油汽比曲线对比
1.20
1.11 南三块 七区

1.00 0.80 0.60 0.40
0.38 0.45 0.45 0.45 0.33 0.33 0.20 0.34

0.36

0.32

0.31

0.20 0.00

0.19

0.20

0.16

0.10

0.06

0.06

1

2

3

4

5

6

7

8

9

因南三块水平井油层厚度大,油层渗透性好,含油饱和度高,生产效益
比七区水平井好

典型区块——南三块水平井生产效果分析
南三块油藏特点
含油宽度窄(<140m) 长宽比(6 ~12 ) 边水油藏(水油体积比20 ~41) 面积小( 0.05 ~ 0.24 km2) 新浅24(3口)

新浅25(10口)

埋藏浅(421 ~807m)
中孔高渗(27.1%, 1.649μm2) 普通稠油(333~ 8068mPa.s ) 边水活跃的复杂小断块油藏

泌167(1口)

南三块水平井平均单井周期吞吐效果表
井 数 13 生产 周期 数 13 单井 措施 井次 8 泡沫 剂 (t) 35 注氮量 (万标 总汽 方) 量(t) 30.7 15163 周期平均值 生产 天数 (d) 1194 累计 产液 (t) 20757 累计 产油 (t) 5773 日均 产液 (t/d) 17.4 日均 产油 (t/d) 4.8 综合 含水 (%) 72.2 油汽比 0.38 采注 比 1.4

(注氮井次)109=83(氮气泡沫调剖井次)+26(氮气助排)

典型区块——南三块水平井生产效果分析
南三块水平井分周期生产效果图
生产井数 措施井数
16 12 8 4 0 1400 1200 1000 160 120 80 40 1.1 120 87.1 83.6 6.9 92.9 84.9 13 9.5 110 99.3 98.4 102 29 94.7 17 87.8 20 75.2 22 91.8 67.6 17 19.2 22 21.6 77.9 19 23.1 1197 1046 13 13 13 13 13 7 13 9 13 12 13 10 12 10 11 11 9 9 9 8 7 6 7 7 5 5

4 0 1 1346

6

单井 注汽 量

1321

1359 1237 1184 1130 1165 1043 1128 1032 1131 1050 958.2

生产天数
排水期 日产液 日产油

0 25 20 15 10 5 0 80 60 40 2 1.6 1.2 0.8 0.4 0

4.2

7.8 18 6.4

11

16

16.1 9.6

14.5 6.2

16.9 6.1

16 4.9

16.2

16.8

17

17.6

17.9

19

19.4

4.2

4.3

3.6 79

3.6 80

3.9 78

2.8 85

2.4 88

3.2 83

3 86

2.4 90

综合含水

57 40

64

64

70

74

75

采注比 油汽比

南三块水平井从第 4周期开始规模辅助注氮措施,在6-10周期,措 1.8
1.5 1.6

1.9

1.9

1.5 1.5 1.4 1.4 1.3 1.3 施井数占吞吐井数的 74% ,水平井递减得到一定的缓解,边水受到一 1.1 1.1 1.1 1.1 1 0.45 0.38 0.45 0.33 0.34 0.36 0.32 0.31 0.36 定抑制,但在 11周期后,边水上升加速,主要原因 1、采注比未得到 0.22 0.17 0.19 0.26 0.19

较好的控制;2、后期边水突进严重,工艺措施效果变差。
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

典型区块——南三块水平井生产效果分析
南三块水平井周期递减曲线
周期日均产油 10.0 9.0 8.0 7.0 6.0 5.0 4.0 3.0 2.0 1.0 0.0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15
6.2 6.1 6.4 4.9 4.2 4.3 3.6 3.6 3.9 2.8 3.2 3.0 2.4 9.6

周期采注比

指数 (周期日均产油) 2.0 1.9 1.8 1.7 1.6 1.5 1.4 1.3
2.4

y = 7.9699e - 0 . 0 8 3 x R 2 = 0.8666

1.2 1.1 1.0

日产油水平随吞吐轮次增加呈指数递减,周期递减率8.3%,通过 注氮措施和控制采注比方式控制递减

(四)普通稠油与特超稠油水平井生产效果对比
普通稠油与特超稠油水平井油藏地质条件对比
分项 油藏埋深(m) 原油粘度(mPa.s ) 普通稠油典型 新庄南三块 440-670 2000-8000 特超稠油典型 一区Ⅲ8-9层 150-190 25000-60000

平均原油粘度(mPa.s )
水平段油层厚度(m) 水平段平均长度(m)

3891.2
6.5 70

45067
9.2 58

孔隙度(%)
渗透率(μm2)

27.1
1.65

32
2.0

普通稠油比特超稠油水平井生产效果好
稠油油藏热采水平井周期内吞吐规律可总结为“四段式”特征,即存 在吐水段、高产段、稳产段和低产段四个阶段。 普通稠油和特超稠油周期内吞吐效果对比
吐水段 周 期 分类 生产天 数(d) 2.7/2% 1.4/3% 含 累计产 水 油(t) (%) 10.6/1 % 11.6/2 % 17.6/3 % 17.0/2 % 35.0/6 % 41.8/1 1% 81 69 高产段(日产油≥15吨) 生产天数 (d ) 24.3/18% 18.6/36% 累计产油 (t ) 484.2/37% 455.5/69% 含 水 (%) 22 25 稳产段(15>日产油>=5) 生产天数 (d ) 67.9/49% 16.7/32% 累计产油 (t ) 652.3/50% 147.7/22% 含 水 (%) 40 16 低产段(日产油<5吨) 生产天数 (d ) 43.2/31% 14.8/29% 累计产油 (t ) 160.3/12 % 45.1/7% 含 水 (%) 70 15

1

普通 稠油 特超 稠油 普通 稠油 特超 稠油 普通 稠油 特超 稠油

5.1/6%
5.2/6% 9.1/9% 21.2/21 %

85
90 80 91

0.3/0%
14.8/17% 0.6/1%

5.3/1%
294.1/42% 9.3/2%

36
36 37

51.6/58%
42.6/48% 49.4/49% 40.2/40%

425.8/78%
331.1/47% 411.1/73% 246.6/63%

47
54 49 60

32.3/36%
26.8/30% 41/41% 39.0/39%

95/17%
57.0/8% 105.2/19 % 103.9/26 %

78
79 85 69

2

3

普通稠油与特超稠油分周期分阶段生产天数对比

第1周期 周 期 生 产 天 数

第2周期

第3周期

普通稠油

特超稠油

普通稠油

特超稠油

普通稠油

特超稠油

1、普通稠油由于受边水影响,通过控制生产时间来控制采注比;特超稠油随周期数 增加周期生产时间延长 2、普通稠油的稳产段+高产段生产时间普遍比特超稠油长

普通稠油与特超稠油分周期分阶段产油量对比

1400 1200 1000
周 800 期 产 600 油 (t)

吐水段 160

高产段

稳产段

低产段

第1周期
652 45 148 95 426 5 18

第2周期

第3周期

57 331 105 104 411 294 17
特超稠油

400 200 0
484 11
普通稠油

456 12
特超稠油

247 9 35
普通稠油

0 42
特超稠油

普通稠油

1、普通稠油的周期产油量普遍比特超稠油高,特超稠油在第2周期因有高产段产油, 周期产油量达到峰值,比普通稠油井略高。 2、两种类型稠油在第3周期均无高产段,但特超稠油稳产段产油递减快。

普通稠油比特超稠油水平井生产效果好
分周期日产油曲线对比

14 12 10 8 6 4 2 1 2 3
12.6

y = 14.015e 2 R = 0.9181 y = 9.739e 2 R = 0.8272 6.9 6.1 6.2 5.3 3.2

-0.3092x

-0.1375x

9.6

一区 南三块 指数 (一区) 指数 (南三块)

6.4 4.9 2.9 2.7 4.2

4

5

6

周期递减率:一区(30.92%)>南三块 (13.75%) 受原油粘度影响,特超稠油流变性差,周期递减快!

普通稠油比特超稠油水平井生产效果好
分周期产油量曲线对比

1200 1000 800 600 400 200 1

1157.2

一区

南三块

679.2

646.7 557.4 540.3 507.3 598.0

798.3

445.2 454.2 412.1 461.8

2

3

4

5

6

南三块第1周期产油量高,因受边水影响,第2周期开始为控制 采注比控制了生产时间,周期产油量降低

普通稠油比特超稠油水平井生产效果好
分周期生产天数曲线对比
300
一区 南三块 274.8

250 200
141.8 165.8

150 100 50 0 1

120.4 93.5 87.1 54.0

105.5 92.9 109.9 84.9

83.6

2

3

4

5

6

特超稠油初期周期生产时间短,但随着周期吞吐轮次的增加,储层热能 场建立,生产天数逐渐延长;

南三块普通稠油初期生产时间较长,为抑制边水,在第2周期开始通过
控制周期生产时间控制采注比。

普通稠油比特超稠油水平井生产效果好
分周期油汽比曲线对比
1.20
1.11 一区 南三块

1.00 0.80 0.60 0.40
0.37

0.45 0.38 0.32

0.45

0.41 0.34 0.33 0.22

0.20 0.00

0.29

0.19

1

2

3

4

5

6

受原油粘度的影响,普通稠油周期生产效益比特超稠油好

汇报提纲
一、热采水平井的总体应用情况
二、水平井生产效果分析 三、水平井生产存在问题 四、提高水平井开发效果技术对策

水平井存在问题
问题1:因地质设计、钻完井等原因造成水平井初期投产效果差

地质因素
问题2:水平段动用不均影响水平井生产效果 问题3:边水侵入影响水平井开发效果

问题4:局部区域汽窜影响水平井开发效果
注采参数不合理影响水平井开发效果 问题5:采注比过高、采液强度过大导致水平井开发效果不合理

工艺因素
问题6:部分水平井工艺不配套影响开发效果

问题1:因地质设计、钻完井等原因造成水平井初期投产效果差
初期投产效果差水平井统计表
井号 投产时间 区块 生产 层位 累计生产情况 生产天 数(d) 采液量(t) 采油量 (t) 综合含水 (%) 日均产 油(t/d) 低效原因

新泌浅95-平1
新泌浅67-平1 新泌167-平1 杨浅19-平2

2012.01.02
2011.12.08 2008.12.31 2010.08.20

泌浅95区
泌浅67 南三块热采 杨浅19

Ⅲ4
Ⅱ1 上 Ⅰ12 Ⅴ4

36.8
121.1 385.3 409.0

892.3
2829.5 9932.5 5128.0

0.0
0.0 180.0 59.2

100.0
100.0 98.2 98.8

0.0
0.0 0.5 0.1 储层展布(油水边 界)描述存在偏差

杨浅3-1H

2012.07.21

杨浅3区

Ⅵ1

78.0

342.1

34.6

89.9

0.4

目的层与邻井厚度 差异较大,没有油 气显示,钻遇差油 层
固井质量不合格, 无法注汽

杨浅3-平4 合计6口

2012.11.23

杨浅3区

Ⅳ62

12.5 1042.7

104.6 19229.0

0.2 274.0

99.8 98.6

0.0 0.3

通过完井录井资料、测井资料、剩余油监测资料、邻井生产情况等确定 初期投产即低效生产水平井的低效原因,目前1口井间开生产,5口井关井, 这类井缺乏有效的治理手段。

问题1:因地质设计、钻完井等原因造成水平井初期投产效果差
举例—新泌167-平1

XK10

电测解释油水边界与动态生产不吻合,造成水平井部署层位含油宽度窄,边水侵入 B167-P1井于2009年1月份投产H3I3小层,射孔段为840-974m,油层厚 度10m,该井累产液10112吨,产油180吨,后高含水关井。 邻井XK10井累产油670t,综合含水94.4%

问题1:因地质设计、钻完井等原因造成水平井初期投产效果差

2009年1月9日 投产H3Ⅰ3层下 段

2009年4月6日 上返H3Ⅰ3层中 段 2009年10月16 日上返H3Ⅰ12 层

2008.12.31投产I3层,含水上升快,生产126天后含水上升至90%以 上,采取热处理注汽、堵水,补孔等措施仍高含水

问题2:水平段动用不均影响水平井生产效果
稠油水平井监测汇总表
监测类别 找漏验窜 剩余油饱和度 监测 温度剖面 合计 井次 4 9 8 21 井号 新泌浅95-平1、新泌167-平1、杨浅19-平2、王25-平4 楼8-平4、新浅8-平6、新浅24-平2、新浅24-平3、新浅25-平1、 新浅25-平3、新浅25-平4、新浅25-平5、杨浅3-平10 新泌167-平1、新浅24-平2、新浅25-平3、新浅25-平7、新浅25平8、杨浅3-平5、杨浅3-平15、杨浅19-平1 其中南三块12井次

水平段油层动用不均与剖面非均质性、注汽口位置相关

问题2:水平段动用不均影响水平井生产效果
?渗透率高的水平段吸热效果好
120 115 110 105 100 95 90 85 80 75 70 720
55 54 53 52 51 50 49 48 47 900 915 935 955 975 995 1015 1035 1055 1075 1095 1115

新浅25-平3井温度剖面与渗透率关系图
温度 渗透率

1 0.9 0.8 0.7 0.6 0.5 0.4 0.3 0.2 0.1 0

735

750

765

780

795

810

825

840

855

870

杨浅3-平5温度剖面与渗透率关系图(2012.11.30)
温度(℃) 渗透率(μm2) 1.4 1.2 1 0.8

水平段长204.48m

0.6 0.4 0.2 0

由温剖曲线与油层渗透曲线关系可以看出:温剖曲线与油层渗透率曲线走势
接近,油层渗透率高的层段吸入的热量较多。由于油层吸汽与油层物性有一定关系, 一个吞吐周期中单点注汽难以解决油层动用不均的问题。

问题2:水平段动用不均影响水平井生产效果
?注汽口位置50m左右范围动用较好
新浅24-平2水平段监测情况统计
测试项目
温剖测试 剩余油监测 监测前筛管 位置(m) 580 662 监测时生 产周期数 7 11 累计产 油(t) 7197.5 8550.7 采出程度 (%) 21.0 25.0

监测时间
2012.04.27 2013.05.05

监测结果
注汽口后55m动用较好 662米处得到动用

新浅24-平2温度剖面和渗透率关系图
110 108 106 104 102 100 98 96 94 92 90 595 600 605 610 615 620 625 630 635 640 645 650 655 660 665 670 675 680 685 温度 渗透率 0.4 0.35 0.3

662m

0.25 0.2 0.15 0.1

筛管位置:580m;生产井段:598-678

0.05 0

水平段长80米

问题2:水平段动用不均影响水平井生产效果
?注汽口位置50m左右范围动用较好

第8周期

第9周期

第10周期

调整注汽口位置

周 期 8 9 10

注入参数

周期值 注氮量 30000 53000 64000

总注汽 量(t)
854 1633 1607

泡沫剂 4.2 6.4 5

排水 期
16 17 20

生产天 数(d)
65.1 87.2 67.8

产液( t)
1383.3 2092.9 1617.6

产油 (t )
336.4 663.5 360.6

综合含 水(%)
76 68 78

井口产 液(t)
21.2 24.0 23.9

井口产 油(t)
5.2 7.6 5.3

采注 比
1.6 1.3 1.0

油汽 比
0.39 0.41 0.22

新浅24-平2剩余油监测图

新浅24-平2测井解释成果图

2013.5.5监测后注汽口位置前移至639m

注汽口位置662m

问题3:边水侵入影响水平井开发效果
新庄油田南三块水平井因距油水边界距离较近,受边水影响含水上升 速度较快,严重影响了开发效果。

新庄油田南三块水平井距油水边界距离
距油水边界按距离划分(单位:m) =<50 井号 XQ25-P4 XQ25-P8 层位 H3I21 H3I3 井号 XQ25-P1 XQ25-P2 50< 层位 H3I12 H3I21 =<100 井号 XQ25-P7 XQ25-P9 层位 H3I22 H3I3

XQ24-P3
XQ24-P2

H2III32
H2III32

XQ25-P3
XQ25-P5 XQ25-P6

H3I21
H3I21 H3I22

XQ25-P10
B167-P1 XQ24-P1

H3I3
H3I3 H2III32

4口

10口

通过对南三块各含油小层的水油体积比计算,南三块水油体积比最高达41, 一般在11—30之间,这也是新庄油田南三块水平井含水上升快的主要原因之一。

问题3:边水侵入影响水平井开发效果
含水 (% )

南三块分周期日均产油和含水曲线
9.6 含水 日产油 89.7 85.4 78.6 6.2 6.1 6.4 74.1 69.7 64.3 57.1 4.9 4.2 4.3 3.6 3.6 74.7 78.0 79.8 87.8 86.0 83.1

日均产 油(t/d)

100 90 80 70

10 9 8 7 6 5
3.9 3.2 2.8 2.4 3.0 2.4

64.0

60 50

4 3 2
周期

40.1

40 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

第1-3周期含水上升快,第4-10周期由于采取了控制采注比、氮气泡沫调剖等 辅助措施,含水稳定在64-80%之间,第11周期后,受油井采出程度以及注氮工艺、 封堵工艺的限制,周期含水在80%以上,日均产油基本在3.0吨以下。

问题3:边水侵入影响水平井开发效果
距边水56


第一周期采注比5.5,生产天数 235
103
吐水段

502
高产期

431

296
稳产期

165

140
低产期边水影响,含水上升

第二周期采注比2.3,生产天数51 天

第2周期因含水上升快,导致没有高产期,并且低产
200 吐水段

期也比第1周期提前
稳产期 低产期边水影响,含水上升

167

171

123

问题3:边水侵入影响水平井开发效果
后期边水沿局部某段突进,缺乏有效治理手段
新浅24-平3剩余油监测图 新浅24-平3测井解释成果图

调整前,注汽口位置594m

K=1.075μm2

K=0.966μm2

调整后,注汽口位置635m

问题3:边水侵入影响水平井开发效果
针对边水沿局部段突进造成水平段储量动用不均匀,采取氮气泡沫调 剖或者调整注汽口位置效果不理想

第10周期

第11周期
调整注汽口位置

第12周期

水平段:590-642(52m)
注入参数
周 期 10 11 12 总注汽量 (t ) 768 1059 785 泡沫剂 3.8 5.2 5.4 注氮量 50000 52000 54000 排水 期 26 生产天 数(d) 64.4 87.4 68.2 产液( t) 1644.6 1830.7 1659.6 产油 (t ) 156.6 129.4 100.5 周期值 综合含 水(% ) 90 93 94 井口产 液(t ) 25.5 20.9 24.3 井口产 油(t ) 2.4 1.5 1.5 采注 比 2.1 1.7 2.1 油汽 比 0.20 0.12 0.13

问题4:局部区域汽窜影响水平井开发效果
热蒸汽在水平段内沿高孔隙度、高渗透段、低压力方向窜流。井楼油田一区、 新庄油田南三块稠油油藏埋藏浅,地层胶结较疏松,水平井较高的注汽速度和注 汽量,使蒸汽沿高渗带突进,推至邻井,产生井间干扰,引起汽窜,随着吞吐轮 次的增加,汽窜现象越来越严重。
Z3

井楼油田一区水平井汽窜图 新庄南三块水平井汽窜图 杨浅3区Ⅳ7层汽窜图
楼平1井井口
12001

-18 0

-16 0

11801 1158

10 杨浅3井区 杨浅3井区H3Ⅳ7层小层平面图 1503

P2

-100

1190

P3

楼平4井井口

1206 1208

-14

-1 20

(H3Ⅳ7层顶面构造图)
0 0 200 1117 200
Z23

H3Ⅳ7层小层平面图

BQ69
-5 61305 0

1150

1171

1180 -80

1191

1200 1210

-580 -600
A

-560

-54

-52 0

0

0

-1 00

1173 1160 400 米

400米
1162

1182

1193 1809 1202 1212

-80

-60

-620
A

楼平4
B

1118 1140 1119 1131 1144


1175 1133

-40
6.8 1195 9.6 4.4 9.4

-20

B

-5

80

1306

1120

B

1153 YQ3-P9

5.0 1177 10.0

YQ3-P7

B

YQ3-P5
1186
5.6 9.0

BQ73
15091 楼浅22
5.6 10.0 1146

7.0 1164 9.4 5.0 8.4

1188 X3509

4.6 9.6

5 3313 楼平1 3311 7
5.6 6.0 1197 8.0 10.8 3.0 5.8

4.8 8.4

[0]

3315
6.8 10.0

B

3317
B
5.6 8.4

干 3.4

B148
[0]

干 8.0

3423
[0]

水+干 7.0

3425
600.1

水 4.4

3427

[0]

YQ3-P11 1307

3509 1179

3511
X1248

B YX3513 3515 3513
2.8 6.0
1711

B
5.4 10.2

J3622

J3624
干 4.6

J3626

B

1122 1135

Y4

3707

1155 X3707

A

8.6 10.6

1308

X2303

1309

A
1137

3709

7.0 10.0 1248

A

1.8 6.0

楼平2
6.8 9.2

3517
3.2 6.2

3519

3727X3727
[0]

1124

A

B

1254

3711 1246 1256 YQ3-P13 3911

3713
4.2 9.4 1264

X3715 3715
1.8 10.6

YZ2 A
3.8 10.4

楼平3
3719

5

YQ3-P1

楼平5 3723
3.6 6.8

2.8 6.8

126

0 3725
1 2.0
2.8

3822
3.6 6.0

1.0 7.0

0.8 6.2

1613 A

2.4 5.6

A
3.2 6.8

P4
10
3921 31321
1916

3824 3923
5.6 9.8

3826

P7
5.0 6.2

X230 9 P 1
水 9.6 4.4 6.0

-6 0

[0]

37

δ

1311

YQ3-P15

X1252

1252 7.2 1262 10.0 1260

P8
1126

B

4.2 8.8

A 1513
7.2 11.4

3913
4.0 7.2

3915
1615

3917
1814

3919 1914

3

3925

4.4 6.0

3927

P5
4.0 9.6

4 7

5
-7 4 0

3

7
B109^2 B109

3828 -6

31109
1139

-7 0 1268 0

-7 20

A
1128

1270 31113

31115
1515

1713

1.4 7.8

1915 1816
1.4 11.6

31124
1.4 3.8

31128 31126 -640
1.8 6.8

80 -6

31319

31323

3

4.4 6 60

2.0 5.6

6.811117

31325

X31327

31327

3

1.2 5.8

31

3

J17161 1617 1917 1715 1717 1003
J1718 1002 G104 1001 1005 1008

11219 1818 1.4
6.0

楼平2井井口 1130
1315^2 1315 1417 1418 1317

10
J1416 J1516

楼平3井井口 1.6 8.4 B175
J1616

31523

11019 1.4 6.4

31525

1618 -40 J1518 1619

11119

1.0 8.2

31527
11221

2.4 7.4

YZ

1819 J18191 1919 19191 1820 X1821

1517

-7 60

1115

14191 1419

1004 10041

G101 G103 G102 1007

1719
1010 J1720

0.8 7.4

J1920

31725

11021 2202

15191 1006

1821

1519

1013

-7 00

J11022

-6 90

问题4:局部区域汽窜影响水平井开发效果
热采各区块水平井汽窜情况统计表
区块 一区 七区 八区 汽窜水平 井数 7 2 3 汽窜次 数 15 5 3 累计增减油 (t) -671.1 -9.3 -13 平均单井汽 窜次数 2 3 1 平均单井增 减油(t) -95.9 -4.7 -4.3

泌浅67区
南三块 杨浅3区

4
9 12

4
50 18

-76.4
-990.5 -205.8

1
6 2

-19.1
-110.1 -17.2

杨浅19
合计

2
39

18
113

15
-1951.1

9
3

7.5
-50.0

因一区、南三块原油物性好,且投产时间早,采出程度高,汽窜较严重

问题5:采注比过高、采液强度过大导致水平井开发效果不合理
南三块由于属于窄条状边水油藏,油井距边水较近,周期采注比过高,采
液强度过大容易加快边水推进。

南三块水平井周期采注比与周期递减关系表
井号 距边 水(m) 周期采注比 第1周期 第2周期 第3周期 周期日均产油(t/d) 第1周期 第2周期 第3周期 递减率 (%)

新浅25-平9
新浅25-平10 新浅25-平7 新浅25-平8 新浅25-平6 新浅25-平1 新浅24-平1 新浅25-平3 新浅25-平2 新浅25-平4 新浅24-平2 69 95 94 85 90 96 60 60 80 78

0.7
0.9 0.5 1.1 2.6 1.0 1.1 0.7 5.5 3.4 1.6

0.3
1.1 0.5 1.3 0.5 1.1 1.0 0.9 2.3 1.3 1.1

0.8
0.9 0.8 0.9 1.6 1.0 0.5 1.2 1.1 1.4 1.1

5.7
6.5 7.5 13.1 6.3 9.5 4.6 5.3 10.4 10.3 15.2

5.4
6.5 5.9 6.9 5.0 8.6 2.7 5.1 6.5 5.9 7.3

6.5
6.9 7.4 9.1 5.4 7.1 3.1 3.4 6.6 5.7 8.4

0
0 1.04 1.85 7.47 14.36 19.62 22.63 22.83 29.25 29.63

新浅25-平5
新浅24-平3

86
46

3.3
1.0

1.7
1.0

1.3
0.8

12.2
12.7

5.9
7.5

5.4
4.6

40.76
50.96

水平生产初期采注比过高容易加大周期递减!

问题5:采注比过高、采液强度过大导致水平井开发效果不合理
典型井——新浅25-平4
平4
H3I21

1周期

2周期

3周期

注汽参数
周 期 射孔 长度 (m ) 158 158 158 注汽 天数( d) 4.6 6.5 6.9 总注 汽量( t) 1484 1993 2182 生产 天数(d ) 288.4 161.2 173.3 产液 (t ) 5039 2619 3077 产油 (t) 2966 958.7 914 综合 含水 (% ) 41 63 70 井口 产油 (t ) 10.3 5.9 5.3

周期值 注汽 强度( t/m) 9.4 12.6 13.8 采液 强度( t/m) 31.9 16.6 19.5 采注 比 3.4 1.3 1.4 油汽 比 2 0.48 0.42 回采 水率 (% ) 139.7 83.3 99.1

1 2 3

问题5:采注比过高、采液强度过大导致水平井开发效果不合理
典型井——新浅25-平2

H3I21

1周期

2周期

3周期

4周期

5周期

6周期

注采参数 周期 射孔 长度(m ) 88 88 88 88 88 88 注汽 天数(d ) 2.8 2.9 4 2.8 6.2 5.2 总注 汽量(t ) 868 1002 1253 1073 1287 1194 生产 天数(d ) 234.3 66 74 82.6 86.8 113.7 产液(t ) 4745 1132 951.2 1017 1075 1450 产油(t ) 2428 433.3 272.6 163.9 211.5 422.1 综合 含水(% ) 49 62 71 84 80 71

周期值 井口 产油(t ) 10.4 6.6 3.7 2 2.4 3.7 注汽 强度( t/m) 9.9 11.4 14.2 12.2 14.6 13.6 采液 强度( t/m) 53.9 12.9 10.8 11.6 12.2 16.5 采注比 5.5 1.1 0.8 0.9 0.8 1.2 油汽比 2.8 0.43 0.22 0.15 0.16 0.35 回采 水率(% ) 267 70 54 80 67 86

1 2 3 4 5 6

问题6:部分水平井工艺不配套影响开发效果
(1)因边水淹、油层非均质性等水平段动用不均,调剖和封堵工艺不配套
120 115 110 105 100 95 90 85 80 75 70 720 735 750 765 780 795 810 825 840 855 870

新浅25-平3井温度剖面测试资料
温度 渗透率

1 0.9 0.8 0.7 0.6 0.5 0.4 0.3 0.2

配注阀位置

0.1 0

采出程度10.2%,测 温剖并多点注汽

第11周期(氮调)

第12周期(氮调)

第13周期(多点注汽)

问题6:部分水平井工艺不配套影响开发效果
(1)因边水淹、油层非均质性等水平段动用不均,调剖和封堵工艺不配套
新浅25-平3井剩余油监测图

第14周期,注汽722t,发泡剂 4.3t/氮气36000标方

调整注汽口位置、调剖无效

第13周期末剩余油监测,第14 周期调整注汽口位置至825m

问题6:部分水平井工艺不配套影响开发效果
(2)部分特超稠油井井下管柱优化不足 楼8-平5第2周期注汽后生产产状(早期)
方法1:套 管伴热

方法2: 热处理

方法3:加 降粘剂

问题6:部分水平井工艺不配套影响开发效果
(2)部分特超稠油井井下管柱优化不足
(第4周期)

注汽2125t/注降粘剂2t/注氮12000标方

41天

套管伴热

问题6:部分水平井工艺不配套影响开发效果
(2)部分特超稠油井井下管柱优化不足 杨浅 3平 第 周期注汽 杨浅 3平 88 第 12 周期注汽
开抽后光杆滞后 严重,蒸汽反洗 因光杆滞后严重, 采取蒸汽反洗

因管柱负荷大导致活塞 和15根油管弯曲

(3)杆脱、泵漏等影响开发效果
杨浅3区水平井作业明细表
井号 检泵次数 作业时间
2012.10.30 杨浅3-平3 3 2013.04.07 2013.05.10 2012.09.14 杨浅3-平5 4 2013.02.19 2013.03.19 2013.05.22

作业原因
活塞本体上部一侧碰挂严重 转抽时光杆卡,作业解卡 光杆下不去,泵下4根油管被细粉砂堵死 抽油杆第54与85根之间脱开 第66根防脱器本体脱开 抽油杆第91-92之间脱开 转抽时光杆卡,活塞划伤

杨浅3-平7

杨浅3-平11
杨浅3-平13

因油藏埋深深、原油粘度高且注汽质量 差,导致抽油杆负荷重,杆脱占65%!
1 1
2

2012.08.02 2012.12.07
2013.02.28 2013.05.10 2012.08.03 2013.02.26 2012.12.25 2013.02.24 2013.02.22 2013.05.19 2013.04.13 2012.12.25 2013.04.24

45-46根抽油杆之间脱 第69根杆脱

第70根杆扣撸

第86根扶正器脱 第81-82抽油杆脱 第47根扣撸 第7根杆卡死在第7根隔热管 泵上15根油管弯曲 扶正器以下部分脱 小活塞脱 第65根与66根扶正器之间脱开 管挂撸 第88根防喷器本体脱

杨浅3-平15 杨浅3-平6 杨浅3-平8 杨浅3-平10 杨浅3-平14 杨浅3-平16 11

2 1 1 2 1 2 20

问题6:部分水平井工艺不配套影响开发效果
(3)杆脱、泵漏等影响开发效果
楼8区水平井作业明细表
井号 L8-平1 检泵 次数 1 作业时间 2012.03.07 作业原因 抽油杆脱扣 影响天 数(d) 3 影响产 能(t/d) 2 影响产量 (t) 6

2012.02.23
L8-平2 3 2012.05.19 2013.05.05 2012.03.17 2012.06.29 2012.12.15 L8-P3 7 2013.02.11 2013.04.06 2013.04.17 2013.05.12 2011.11.17 L8-平4 3 2011.12.07 2012.02.03 2012.02.02 L8-平5 4 2012.03.08 2012.04.08 2012.06.05 合计 18

转抽时光杆卡,作业解卡
转抽时光杆卡,作业解卡 转抽时光杆卡,作业解卡 生产动态不匹配,无砂,泵漏失 生产动态不匹配,无砂,泵漏失 生产动态不匹配,无砂,泵漏失 转抽时光杆卡,加重杆下部防脱器脱扣,活塞卡泵筒 生产动态不匹配,检泵 光杆卡,砂埋油层,砂柱11.5米,活塞卡在泵筒里 光杆卡,正作业 转抽时光杆卡,作业解卡 生产动态不匹配,检泵 转抽时光杆卡,作业解卡 抽油杆脱且活塞变形 生产动态不匹配,活塞镀层磨损,砂柱1.8米 因负荷重抽油杆第一根脱 转抽时光杆卡,作业解卡

15
3 17 3 11 3 12 2 7

4.8
2 2 0 1 0 0 0 0

72
6 34 0 11 0 0 0 0 0

2 18 3 4 5 6 16 130

5 7 10 2.5 4.5 5 1.5 47.3

10 126 30 10 22.5 30 24 381.5

汇报提纲
一、热采水平井的总体应用情况
二、水平井生产效果分析 三、水平井生产存在问题 四、提高水平井开发效果技术对策

五大点
(一)加强动态监测,及时了解水平井剖面动用情况; (二)优化注汽方式和注采参数,提高水平井开发效果; (三)优化工艺技术,提高油层剖面动用程度;

(四)加强井下管柱优化,改善特超稠油生产效果;
(五)加强现场管理,提高水平井管理水平;

(一)加强动态监测,及时了解水平井剖面动用情况
主要依据水平段长度、吞吐周期数(采出程度)、油层非均质性 等因素制定动态监测措施工作量 下步动态监测工作量安排
监测类型 温度剖面监测 剩余油监测 井次 8 3 监测井号 楼平1、楼平2、楼平5、楼平8、楼8-平1、楼平6、楼126-平1、 杨浅3-平7 新浅25-平2、楼126-平2、楼平7

1、针对多点注汽井,监测使用多点注汽管柱后水平段动用情况; 2、针对高周期吞吐后水平段水淹层剖面动用情况(剩余油监测); 3、部分水平井工艺上不能满足剩余油动态监测,用温度剖面监测手段 了解剖面动用情况;

(二)优化注采参数和注采方式,提高水平井开发效果
?加强动态分析,确定关键注采参数 (采注比)
生产井数 措施井数
16 12 8 4 0 1400 1200 1000 160 1197 1046 13 13 13 13 13 7 13 9 13 12 13 10 12 10 11 11 9 9 6 9 8 7 6 7 7 5 5

4 0 1 1346

单井 注汽 量

1321

1359 1237 1184 1130 1165 1043 1128 1032 1131 958.2

1050 通过对南三块现场13口能够正常生产的水平井周期

生产天数
排水期 日产液 日产油

120 80 40 0 25 20 15 10 5 0 80 60 40 2 1.6 1.2 0.8 0.4 0

120 87.1

吞吐进行研究分析后得到:
83.6 91.8 87.8 75.2 67.6 吞吐中合理的采注比在1.0-1.294.7 之间,油井含水上 92.9 84.9 22 17 19.2 22 21.6 110 99.3 98.4 102 77.9 19 23.1 29 20 17 16 13 11 9.5 7.8 升速度慢,大于 1.2后含水上升速度加快。 6.9 18 6.4 17.6 17.9 19

1.1

4.2

16.1 9.6

14.5 6.2

16.9 6.1

16 4.9

16.2

16.8

17

19.4

4.2

4.3

3.6 79

3.6 80

3.9 78

2.8 85

2.4 88

3.2 83

3 86

2.4 90

综合含水

57 40 1.8 1.1 1.1 0.45

64

64

70

74

75

采注比 油汽比

1 0.38

1.3 0.45

1.1 0.33

1.3 0.34

1.4

1.5

1.5

1.6

1.9 1.5 1.4 1.1 0.19 0.26

1.9

0.36

0.32

0.31

0.36

0.22

0.17

0.19

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

(二)优化注采参数和注采方式,提高水平井开发效果
?加强动态分析,确定关键注采参数(注汽量)
Qz=120*h=K*πr2 Qp/h=120+240L/πr Qp=h*(120+1.52L)
r:波及半径=50m

Qp=K*(πr2+L*2r)
Qz:直井注汽量
6000

Qp:水平井注汽量

K:注汽系数 L: 水平段长度
0.8

以水平段110m为基础,
对比计算了注汽强度10~ 30t/m的开发效果,结果表
油汽比(f)

5000

0.7

净产油(t)

4000

0.6

明,最优注汽强度为20~

3000 净产油 油汽比 2000

0.5

25t/m。
注汽量需根据油层厚度 及射孔段长度综合确定,并 且需合理地动态配汽。

0.4

1000 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 水平井注汽强度(t/ha.d)

0.3

水平井注汽强度优化

(二)优化注采参数和注采方式,提高水平井开发效果
?针对水平井汽窜,优化注汽方式 南三块水平井汽窜图
P2
P3

BQ69

P4

X2303 P8

P6

X230 9 P7 P P51

汽窜方向示意图

(二)优化注采参数和注采方式,提高水平井开发效果
XQ25-P5、Q25-P7 XQ25-P1、Q25-P6

针对水平井汽窜 问题:防止井间干扰, 扩大蒸汽波及体积, 对产生汽窜通道的井 组合注汽。

XQ24-P1、Q25-P3 XQ25-P8、Q25-P9

优化注汽组合

XQ25-P8、XQ24-P1 XQ24-P2、XQ25-P7 XQ25-P4、Q25-P5、Q25--P6、Q25--P7 XQ24-P2、Q25-P3

4口水平井组合注汽周期效果统计
组合前、后周期值 井号 分类 周 期 井口压 总注 调剖 氮气 力 汽量 剂(t) 量(t) (Mpa) (t) 11.7 11.2 6.3 8.4 6.4 40000 70000 37000 2102 2172 生产 天数 (d) 60.6 62.7 产液 (t) 1404. 4 1519. 2 2334. 5 1162. 5 1404. 5 1163. 3 792.2 产油 (t)

综合 含水 (%) 87 55 95

井口 产油 (t) 3 10.8 0.7

采 注 比 0.7 0.7 1.4

油汽 比

回采 水率 (%) 58 39 137

XQ25P4

组合前 组合后 组合前

5 6 6

181.9 677.7

0.09 0.31 0.07

XQ25P5

10.8

1626

150.6

107.5

组合后
组合前 组合后 组合前

7
7 8 9

12.5
8.3 10.2 10.4 5.7 40000 5.1 20000

1699
985 950 1388

60.2
113.6 62.3 58.2

163
173.9 191 90.5

86
88 84 89

2.7
1.5 3.1 1.8

0.7
1.4 1.2 0.6

0.10
0.18 0.20 0.06

59
125 102 51

XQ25P6

(二)优化注采参数和注采方式,提高水平井开发效果

第4周期

第6周期

(二)优化注采参数和注采方式,提高水平井开发效果
XQ24-P2、XQ24-P3井组合注汽吞吐效果
井号 层位 周 期 1 新浅 24-平2 H2III3
2

射孔 长度 (m ) 80

注汽 天数 (d) 2.8

总注 汽量 (t ) 910

生产 天数 (d ) 73.8

产液 (t) 1496

产油 (t ) 1123

综合 井口 含水 产油 (% ) (t ) 25 15.2

采液 强度 (t/ m) 18.7

采注 比 1.6

油汽 比 1.23

回采 水率 (% ) 41

2
3 4 1 2

80
80 80 52 52

5.3
9 7.9 5.8 3.8

1758
2048 1748 1399 1295

127.6
130.3 86.4 82.3 68.1

2001
2303 1708 1346 1307

929.6
1096 1080 1042 513.6

54
52 37 23 61

7.3
8.4 12.5 12.7 7.5

25
28.8 21.3 25.9 25.1

1.1
1.1 1.0 1.0 1.0

0.53
0.54 0.62 0.75 0.4

60.9
59 35.9 21.7 61.2

新浅 24-平3

3
H2III32 4 5 6

52
52 52 52

7.1
7.1 5.2 7.8

1392
762 704 1134

62.6
68.9 51.1 86.8

1146
1339 783. 9 1443

286.1
639.7 140.6 631.2

75
52 82 56

4.6
9.3 2.8 7.3

22
25.7 15.1 27.7

0.8
1.8 1.1 1.3

0.21
0.84 0.2 0.56

61.8
91.7 91.4 71.6

(三)优化工艺技术,提高水平井油层剖面动用程度
?1、调整注汽口位置 注汽口位置对吞吐效果的影响
0.25 0.2 0.15 0.1 0.05 0 注汽管柱到A点 注汽管柱到B点 注汽管柱到中点

A
20 40 60 80 0 10 0 12 0 14 0

中点
16 0 18 0 20 0 22 0 24 0 26 0 28 0

B
30 0

模拟结果显示,单点注汽水平段动用严重不均,注汽管柱尾部出口位置不同, 水平井吸汽井段也不同(模拟结果)。只有在靠近尾管(蒸汽出口)附近的井段

吸汽较好,离开蒸汽出口较远的井段基本不吸汽。水平井只能有效动用蒸汽出
口附近60米左右。

(三)优化工艺技术,提高水平井油层剖面动用程度
?1、调整注汽口位置

水平井调整注汽口位置生产效果统计表
区块 井 次 井号 楼平2 楼平4 一区 4 楼平5 楼126-平2 楼平6 七区 2 楼平7 661.47-772.35 110.9 2011.11.12 703 745 42 无效 386-460 318.13-585.79 719.9-863.7 74 267.66 143.8 2011.09.03 2012.07.06 2011.10.30 355 519.5 704 445 550.1 841 90 31 137 一般 一般 无效 射孔井段 461-515 404-510 射孔段 长度(m) 54 84 调整时间 2011.12.10 2011.11.10 原注汽 口位置 (m) 438 388.6 调整后注 汽后位置 (m) 500.5 488.48 注汽口 位置差 值(m) 63 100 效果 一般 无效 井口增 油(t) 备注

新浅24-平2
新浅24-平2 新浅24-平3 新浅25-平2 8 新浅25-平3 新浅25-平5 新浅25-平6 新浅25-平10

598-678
598-678 590-642 794.0851.0,865.0896.0 742.0-866.0 818-890 871-915 820-890

80
80 52 88 124 72 44 70

2012.04.27
2013.05.08 2012.04.27 2012.04.12 2012.03.31 2011.09.18 2011.09.17 2011.11.05

580.07
662.15 594.83 787.76 817

662.15
639.08 635.02 883.13 848 858.58

82
-23 40 95 31


待评 一般 一般 无效 好

209.3

温剖
剩余油监测 剩余油监测

南三 块

剩余油监测 156.0 114.3 118.7

847 729

902 870

55 141

好 好

总计

14

无效(4)+一般(5)+好(4)+待评(1)=14井次

598.3

(三)优化工艺技术,提高水平井油层剖面动用程度
?1、调整注汽口位置

H3Ⅰ22

第7周期

第8周期

第9周期

射孔井段:(871-915)44m,注汽口位置调整前847m,调整后902m.
注入参数 周 期 井口压 力(Mpa) 8.3 10.2 9.2 总注汽量 (t ) 985 950 777 3.8 27000 泡沫剂 (t ) 5.1 注氮量 (标方) 20000 排水期 27 20 26 生产天数 (d ) 113.6 114.3 97.5 产液(t) 1515.9 2217.8 2222.9 周期值 产油(t) 173.9 288.9 235.2 综合含水 (% ) 88.5 87.0 89.4 井口产油 (t ) 1.5 2.5 2.4 采注比 1.5 2.3 2.9 油汽比 0.18 0.30 0.30

7 8 9

(三)优化工艺技术,提高水平井油层剖面动用程度
?2、多点注汽改善注汽效果
多点注汽井明细表
区块 井次 井号 射孔井段 射孔段长度 (m) 时间 效果评价

一区
七区 南三块

1
2 1

楼126-平2
楼平6 楼平7 新浅25-平3 杨浅3-平1 杨浅3-平6 杨浅3-平7 杨浅3-平7

318.13-585.79
719.9-863.7 661.47-772.35 742.0-866.0 947.76-1240.0 933.10-1169.00 910.89-1167.42 910.89-1167.42 978.49-1279.00 985.89-1221.54 996.82-1232.64 1006.2-1221.6 1120.75-1177.60 1107.12-1310.51 1212.84-1312.77; 1315.10-1425.86

267.66
143.8 110.9 124 292.33 253.9 256.53 256.53 300.51 235.65 135.82 215.4 171.57 203.39 99.93/110.76

2013.04.14
2013.03.03 2013.04.10 2012.01.12 2013.04.14 2013.04.27 2012.07.16 2013.05.15 2012.11.27 2013.04.20 2012.11.16 2012.06.30 2013.04.24 2013.04.20 2012.04.20

有效
有效 待评 无效 待评 待评

待评

杨浅3区

8

杨浅3-平8 杨浅3-平10 杨浅3-平13 杨浅3-平15 杨浅3-平16

待评

待评 无效 无效

王集西区 热采

王25-平1 2 王25-平4

合计

15

多点注汽管柱1
新浅25-平3注汽管柱图

多点注汽管柱2
杨浅3-平13注汽管柱图
(杨浅3区早期多点注汽)

热敏封隔器

6个配汽阀 +2单流阀

7个配注阀

注汽单独一套管柱

多点注汽注采一体

多点注汽管柱3
楼平6井多点注汽管柱图

水平段长143.8m

调整前注 汽口位置 840m

多点注汽改善注汽效果
第6周期(氮气助排) 第7周期多点注汽

注入参数 周 期 6 7 总注汽 量(t) 2010 1780 注氮量 38000 注汽压力 (Mpa) 11 10 排水 期 44 9 峰值 产油 (t) 5.4 9.1 生产天 数(d) 105 94.7 产液 (t ) 1110.2 926.6

周期值 产油 (t ) 135.5 193.9 综合含 水(%) 88 79 井口产 油(t) 1.3 2.0 采注 比 0.6 0.5 油汽 比 0.07 0.11

(三)优化工艺技术,提高水平井油层剖面动用程度 关于多点注汽工艺的调研
文献名1《超稠油水平井分隔配注技术研究与应用》辽河油田,2012年
分隔配注技术是为解决水平井笼统注汽普遍存在的水平段储层动用不均的矛盾, 在现有笼统注汽管柱上安装封隔器、注汽阀、分配器和扶正器,有针对性地将注汽 管与筛管之间封隔,在水平井水平段形成两个相对独立的注汽腔,有针对性地实现 水平段分段、按需注汽,有效改善水平段动用不均状况,提高水平段动用程度。
配套技术-抗高温管外裸眼封隔器,封隔 了裸眼与筛管之间的环空;注汽封隔器封隔注汽管柱和筛管之间的环空

在取得初步试验效果基础上, 该技术又实施4井次,累计增 油2612t,平均单井周期增 653t, 平均油汽比提高0.08, 取得较好开发效果。 水平段长度335m

(三)优化工艺技术,提高水平井油层剖面动用程度
关于多点注汽工艺的调研
文献名2《稠油热采水平井多点吞吐最优注汽点个数研究》西南石油大学, 2012年 地质模型:浅层超稠油油藏,油层非均质性严重 结论: 1、单注汽点的有效控制范围为(70~90)m 2、数模认为段长为150m、250m及350m 的水平井分别采用两点、三点 和四点吞吐技术进行开发,蒸汽热能利用率更高,油井的综合开发效 益更好。 热采水平井井段长度分类表
水平段长度分类(m) 50-100 100-200 200-300

井数(口)

33

17

14

(三)优化工艺技术,提高水平井油层剖面动用程度
?3、优化调剖工艺
新庄南三块:油层非均质严重,最小渗透率为0.118μm2 ,最大渗透率为1.034μm2, 水平井距边水近,50~150m之间。边水活跃。
温度

XQ25-P3井温度剖面与油层渗透率关系曲线
1 渗透率

120

油层非均质性 造成的水平段 动用不均

油层温度与渗透

115 110 105 100 95 90 85 80 740 760 780 800 820 840 860

0.9 0.8 0.7 0.6 0.5 0.4

率相关性强,高
渗层段吸热效果 好

影 响 因 素

温度 渗透率

0.3 0.2 0.1 0 880 井段

距油水边界按距离划分(单位:m) 45-70m 70-100m 层位 H3I21 H3I3 H2III32 H2III32 井号 XQ25-P1 XQ25-P2 XQ25-P3 XQ25-P5 XQ25-P6 层位 H3I12 H3I21 H3I21 H3I21 H3I22 层位 H3I22 H3I3 H3I3 H3I3 H2III32

边水舌进,生产

井号 XQ25-P4 XQ25-P8 XQ24-P3 XQ24-P2

边水舌进

效果变差,影响 储量有效动用

氮气泡沫调剖的机理
? 具有“堵水不堵油”的作用,有利于抑制边水舌进,有效动用剩余油

? 具有“堵大不堵小”的作用,有利于调整吸汽剖面,动用中低渗透层段;

(三)优化工艺技术,提高水平井油层剖面动用程度
?3、优化调剖工艺 南三块吞吐轮次统计表
井数 累计吞吐 轮次 总措施轮 次 氮气泡沫调 剖轮次 氮气助排 轮次 措施轮次 比例(%) 氮气泡沫调 剖比例(%)

13

168

109

83

26

64.9

49.4

氮气泡沫调剖轮次统计表
氮气泡沫调 剖轮次
1-5 6-9 10以上 合计

总调剖轮 次
13 46 24 83

井数 4 6 2 12

井号 XQ25-P1、XQ25-P5、XQ25-P6、 XQ25-P8 XQ25-P3、XQ25-P4、XQ25-P7、 XQ25-P10、XQ24-P1、XQ24-P3 XQ25-P2、XQ24-P2 平均单井调剖7轮次

(三)优化工艺技术,提高水平井油层剖面动用程度
新浅25-平2井小层平面图

新浅25-平2井I21层
有效厚度5米,射孔段长 度88米,距边水60米,距 断层28米,控制储量2.24

万吨,破裂压力10.7MPa。
第5周期时开始连续调剖, 调剖前累计产油3630吨, 采出程度13%,累计调剖 14井次。 新浅25-平2井小层数据表
电 测 序 号 7 8 9 油 层位 井 (m) H3I21 H3I21 H3I21 790.8825.2 825.8852.4 852.9857.6 层 段 数 据 长度 (m) 34. 4 26. 6 4.7 解释结果 电测 解释 油层 油层 差油层 综合 解释 未解释 未解释 未解释 电阻率 (Ω.m) 125.46 103.53 53.37 测井数据 孔隙度 (%) 22.89 24.42 19.54 渗透率 (μm2) 0.193 0.416 0.088 含油 饱和度(%) 61.14 63.33 33.2 油斑 油斑 油斑 录井 显示 射 井 (m) 794.0851.0 孔 段 数 据 长度 (m)

57

(三)优化工艺技术,提高水平井油层剖面动用程度
新浅25-平2井氮气泡沫调剖实际施工参数与设计参数对比
实际注入 周 期 7 8 9 10 11 12 总注汽 量(t) 1130 1216 1109 1124 948 1143 26960 11000 25000 1320 10000 前置注 氮量 (NM3) 后置注 氮量 (NM3) 11200 11040 33000 19000 42680 40000 总注氮 量(NM3) 11200 38000 44000 44000 44000 50000 设计注入(2011年) 2011年设计的气液比 40/45:1 , 施工参 前置注 后置注 气液 总注 气液 数 前置与后置段塞比例 1:3-1:4 氮量 氮量 比 (NM3) 10000 11000 11000 11000 11000 10000 (NM3) 37000 33000 33000 33000 33000 40000 氮量 比 10 31 40 39 46 44 47000 44000 44000 44000 44000 50000 40 40 40 40 40 45 不符合 不符合 符合 符合 不符合 符合 施工工 艺 不符合 不符合 符合 不符合 不符合 符合

符 合 率 低

新浅25-平2多轮次注氮周期吞吐表
实际注入参数 周 期 6 7 8 9 10 11 井口 压力 (Mpa) 10.2 10.4 总注 汽量 (t ) 1194 1130 泡沫 剂 (t) 6 6 11200 11040 33000 19000 42680 前置注 氮量 (NM3) 后置 注氮 量(NM3) 总注 氮量 40000 11200 38000 44000 44000 44000 气 液 比 34 10 31 40 39 46 排 水 期 3 4 3 3 2 2 生产天 数(d) 113.7 90.7 95.2 55.7 82.0 50.6 产液 (t ) 1450.2 1100.0 1264.0 762.5 1240.9 762.0

周期值
产油 (t ) 422.1 307.9 512.9 194.0 386.4 255.5 综合 含水 (% ) 71 72 59 75 69 66 日产 油 (t ) 3.7 3.4 5.4 3.5 4.7 5.0 采注 比 1.2 1.0 1.0 0.7 1.1 0.8 油汽 比 0.35 0.27 0.42 0.17 0.34 0.27

14.4 1216 5.6 26960 提高气液比加大前置段塞量 8.7 1109 5.6 11000 提高气液比减少前置段塞量 13.1 1124 5.6 加大前置段塞量 25000 12.4 948 5.6 1320 提高气液比减少前置段塞量

12

11.5 1143 5.6 加大前置段塞量

10000

40000

50000

44

1

39.0

586.8

246.8

58

6.3

0.5

0.22

(三)优化工艺技术,提高水平井油层剖面动用程度
新浅25-平2井氮气泡沫调剖实际施工参数与设计参数对比
实际施工参数 周 期 前置 注氮 量 (NM3) 12000 24000 44000 19000 26000 24000 37000 30000 36000 后置 总注氮 注氮 量(NM3) 3 量(NM ) 44000 32000 56000 56000 44000 56000 56000 60000 气 液 比 50 50 39 51 51 52

段塞 级数
2 2 1 2 2

2012年设计的气液比50:1, 施工参 前置注 后置注 总注 段塞 气液 前置段塞比例 1:1-1:1.5 数 氮量 氮量 氮量
级数 3 3 3 3 3 (NM3) 12000 24000 22000 24000 26000 24000 (NM3) 44000 32000 22000 32000 30000 36000 (NM3) 56000 56000 44000 56000 56000 60000 比 50 50 40 50 50 50 符合 符合 符合 符合 符合 符合

设计施工参数(2012年)

施工工 艺

13 14 15 16 17 18

符合 符合 不符合 不符合 符合 符合

3

5

新浅25-平2多轮次注氮周期吞吐表
实际注入
周 期 13 14 15 井口 总注 压力 汽量 (Mpa) (t) 12.8 1113 泡沫 剂 (t) 5.6 前置注 氮量 (NM3) 12000 24000 44000 后置注 氮量 (NM3) 44000 32000 总注 氮量 (NM3) 56000 56000 44000 气 液 比 50 50 39 排 水 期 7 10 29 生产 天数 (d ) 61.8 75.0 51.3 产液 (t ) 996.2 1282.2 907.7

周期生产情况
综合 日产 产油 含水 油 (t ) (% ) (t ) 315 482 55.8 68 62 94 5.1 6.4 1.1 采 注 比 0.9 1.2 0.8 油汽 比 0.28 0.43 0.05

加大前置段塞量 12.5 1109 5.6
12.5 1142 6.6

16
17 18

13.5 1103 6.7 加大前置段塞量
13.2 13.2 1095 1163 6.7 6.6

19000
26000 24000

37000
30000 36000

56000
56000 60000

51
51 52

6
15 20

45.4
62.1 61.8

963.0
1182.8 1263.8

125
204 152

87
83 88

2.8
3.3 2.5

0.9
1.1 1.1

0.11
0.19 0.13

新浅25-平7井氮气泡沫调剖实际施工参数与设计参数对比
周 期 实际施工参数 段塞 级别 前置 (NM3) 后置 (NM3) 总注氮 量(NM3) 气液 比 段塞 级别 设计施工参数 前置 (NM3) 后置 总注氮 3 (NM ) 量(NM3) 气液 比 施工参 数 施工工 艺

8
9 10 11 12 13 14 15

2
2 2 1 2 3 2 3

31000
10000 26735

47460
29700 38265 32857

78460
39700 65000 32857 48000 66000 48000 48000

50
29 39 20 30 41 41 40

3
3 3 2 2 5 3 5

10000
10000 12000

56000
30000 53000 33000 48000

66000
40000 65000 33000 48000 64000 48000 48000

40
30 40 20 30 40 40 40

不符合
符合 符合 符合 符合 不符合 符合 符合

不符合
符合 不符合 符合 不符合 符合 符合 符合

6000 24000 24000 12000

42000 42000 24000 36000

24000 24000 12000

40000 24000 36000

新浅25-平7多轮次注氮周期吞吐表
实际注入参数 周 期 井口 压力 (Mpa) 总注 汽量 (t ) 泡沫 总注 前置 后置 剂 氮量 (NM3) (NM3) (t) (NM3) 气 液 比 排 水 期 周期值 生产天 产油 产液(t) 数(d) (t ) 综合 日产 含水 油(t) (% ) 采 注 比 1. 7 0. 7 1. 1 1. 0 1. 7 油汽 比

8

提高气液比,加 9 10.4 1388 5.7 大前置段塞量
10 11 12 13.4 12.9 11.5 1677 1643 1619 6.4 6.5 6.8

12.5

1558

4.8

31000
10000 26735

47460
29700 38265 32857

78460
39700 65000 32857 48000

50
29 39 20 30

9
11 14 13 23

159.4
58.2 112.3 89.5 128.1

2666
904.7 1766.2 1564.3 2798.7

992. 9 90.5 713. 8 313. 3 195. 7

63
90 60 80 93

6.2
1.6 6.4 3.5 1.5

0.64
0.07 0.43 0.19 0.12

6000

42000

(三)优化工艺技术,提高水平井油层剖面动用程度
?3、优化调剖工艺 关于氮气泡沫调剖的工艺和参数优化
设计参数 气液比:2011年约20-40:1,2012至目前40-50:1 前置段塞与后置段塞的比例:2011年约1:3-1:4,2012-目前约1:1-1:1.5 施工方式 2012年及以前:3级段塞 2013年:尝试5级段塞 实际的生产效果 将气液比优化至40-50:1的前提下,适当提高前置段塞的比例; 5级段塞的施工方式改善生产 效果不太明显。 下步建议:继续优化氮气泡沫调剖参数和施工方式。优化注入量和注入速度,段塞级别, 优化氮气和泡沫剂注入时机。

(三)优化工艺技术,提高水平井油层剖面动用程度
?4 、加强水平井封堵技术攻关 ( 层内堵水)

注汽800t,注调剖剂 4t,氮气32000标方

受窜

剩余油监测

2012.12.10水平井返段 731.0-780.0

累计生产156d,产油326t

(三)优化工艺技术,提高水平井油层剖面动用程度
?4 、加强水平井封堵技术攻关 (多个出水点)
新浅25-平5剩余油监测成果图 新浅25-平4剩余油监测成果图

出水点

出水点

出水点

水平段长49m

水平段长158m

(三)优化工艺技术,提高水平井油层剖面动用程度
?4、加强水平井封堵技术攻关(1个出水点)
新浅24-平1剩余油监测成果图 新浅24-平3剩余油监测成果图

出水点

出水点

(三)优化工艺技术,提高水平井油层剖面动用程度 关于水平井堵水技术的调研
机械封堵——仅能实现套管内的空间的封隔,但水平段是一套油砂体,无隔
层或隔层很薄,堵水难度大 化学封堵——河南油田无先例 文献名1《水平井堵水技术在彩南油田的应用》新疆油田,2011.2 堵水工艺:采用高强度超细颗粒堵剂和暂堵凝胶堵剂及笼统挤堵工艺,

可达到水平井的堵水目的。
文献名2《高升油田水平井化学分段堵水技术研究与应用》辽河油田,2012.5 文献名3《水平井化学分段堵水技术》辽河油田

液体桥塞分段堵水工艺:利用暂堵段塞、保护段塞对采油层保护,利用
封堵段塞对堵水层进行封堵,然后注入蒸汽对采油层解堵求产;

先注暂堵剂,在注封堵剂

(三)优化工艺技术,提高水平井油层剖面动用程度 关于水平井堵水技术的调研

高2-莲H602井
依据:2010年9月对该井水平段进行了产液剖面测试,1935—2092m为低动 用层段,出水部位集中在1863—1935m处,约72m井段

方案设计:设定1863~1940m为堵水施工井段。为了使堵剂具有针对性地进
入出水目的层,先利用复合段塞调剖堵水剂和液体桥塞将1940—2092m井段 暂堵,然后用复合段塞堵水调剖剂及无机封口剂对1863—1940m井段进行封 堵,最后利用分段注汽工艺对1940—2092m井段进行注汽解堵并求产。 实施效果:经过65天的返排期后,产液量从35.2m3/d下降到22m3/d,日产 油量从0.5t/d上升到3.3t/d,含水从98%下降到85%,见到了明显的增油降 水效果。

(四)加强井下管柱优化,改善特超稠油生产效果
水平井优化管柱情况统计表
优化前
区块 井 次 井号 原油粘度 (mPa.s) 作业时间 加重 杆数 量 2 2 2 2 3 0 加重杆位置 286.22-298.5 216.89-229.43 513.99-526.55 340.8-352.36 340.39-358.4 50° 31° 井斜角 66° 66° 加重杆 数量 8 12 12 10 6 10

优化后
加重杆位置 35.28-99.6 55.33-127.61 221.39-285.9 (511.85-525.23) 188.14-248.34 243.43-281.14 565.64-626.28 18°-31° 16°-23° 21°-28° 井斜角 1°-10° 0.5°19°

加重杆 数量差 值 6 10 10 8 3 10

楼126-平1 一区 2 楼126-平2 楼8-平1 楼八 区 3 楼8-平2 楼8-平3 杨浅3-2H

8401.4 15102.5 55968.11 67273.66 55968.11

2012.09.22 2012.07.06 2012.11.02 2012.09.19 2013.02.11 2013.04.12

杨浅3-平1
杨浅3-平5 杨浅3-平6 杨浅 3区 9 杨浅3-平8 杨浅3-平9 杨浅3-平10 杨浅3-平13 杨浅3-平16 合计 14 18536.67 16109.33 23271.77 22628.94 7664.717

2013.04.14
2013.02.21 2013.04.27 2013.02.21 2013.02.08 2013.02.21 2013.03.05 2013.04.24

2
2 0 2 2 2 2 2 25

589.83-599.04
797.03-809.73

26°
61°

16
9 17

329.71-426.03
576.79-633.87 409.01-515.43 506.44-626.95 548.37-632.43 593.29-656.64 573.34-633.94 461.03-563.35

1.3°
6°-20° 1.5° 8°-31° 6°-21° 11°-23° 18°-29° 1.4°

14
7 17 18 12 8 8 15 146

584.91-596.97 655.52-668.03 733.24-745.74 623.14-635.34 709.10-721.82

22° 28° 40° 29° 30°

20 14 10 10 17 171

1、针对特超稠油早期吞吐生产表现光杆滞后、生产时间短的问题采取的 措施;2、主要优化加重杆数量和位置

(四)加强井下管柱优化,改善特超稠油生产效果
优化管柱 注降粘剂3.3t,注汽1688t 注汽669t 注降粘剂3t,注汽1376t

26.5d/油52.9t

33d/油64.2t

57.7d/油263.5t

优化管柱

光杆严重滞后下不去

9.9d/油4.5t

18.7d/油85.4t

19.9d/油65t

57.6d/油372t

周期生产时间延长了2-3倍,周期累计产油增加了3.3倍,油汽比提高了0.1

(五)加强现场管理,提高水平井管理水平 几点建议
1、保证水平井的注汽质量 2、针对部分特超稠油水平井初期光杆滞后、生产时间短的问题,建 议及时优化井下管柱; 3、针对楼8区频繁砂卡的问题,建议小冲次生产、定期洗井冲砂作业; 4、针对水平井现场注氮工艺实施,注氮量、调剖剂量以及注入方案 严格按照工艺设计执行

结束语
水平井技术是实现油田高效开发的有效手段,在油

田生产中发挥越来越重要的作用。我们要以本次水平井
技术应用交流会为契机,进一步解放思想,提高认识, 认真学习兄弟油田的成功经验,大力推动水平井开发技 术创新,不断拓展应用领域和规模,为河南油田 “十 二五” 稳定发展提供技术支撑。

97

问题4:局部区域汽窜影响水平井开发效果
热处理 注汽933t 注汽 1113t 热处理 注汽 715t 2013.1.18受窜 注汽1387t

注汽1018t

注汽 1257t

热处理544t

2012.9.27 受窜

2012.11.29 受窜

2013.1.2 受窜

2013.4.4检泵并受汽窜

南三块水平井不同周期注氮生产效果对比
日均产 油(t/d)9.0

10.0

8.0 7.0 6.0 5.0 4.0 3.0 2.0 1.0 0.0 1 2 3 4 5 6 7 8 9

未注氮 第3周期开始注氮 第4周期开始注氮 第6周期开始注氮 第7周期开始注氮

10

11

12

周期


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