XXXX水平井采油工艺方案0816

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1、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82 / 85大港油田207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3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2第三节 注水工程方案设计6第四节 措施工艺方案设计7第五节 对钻井、地面工程要求7第五章 安全环保要求2第六章 方案资金预测7第七章 方案实施要求7第一章

2、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207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10口，计划建成年生产能力91。26万吨。其中设计水平井3口，分布在8个油田1个区块上，水平井的建产能力31.26万吨，占07年总建产能力的3.2%。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8口水平井进行编制。007年陆上新钻水平井28口(不含孔10断块

3、），其中油井7口，注水井口，总进尺1.3814m,平均井深182.平均单井日配产1t，日产水平466t，年新建能力13。98104t，水平段长度待定，方案中暂按200年已投产水平井水平段平均值214m计算。表1 水平井开发方案部署表（2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m14口口/ /d 04t m新区已探明港西西32-12水平井Ng660402 4220 82.40/老区加密调整唐家河唐家河水平井馆陶330001。50 35752。5/港西一区一水平井明化 111250.1 11550.45 /港西港西二区二水平井

4、明化 21400.700 21 30.90 /王徐庄歧南9X2(水平井)E1下1120 。70012 200。6羊三木羊三断块水平井Ng33100 1.0012 361。08 孔店孔二南水平井g20400 0。70 205 3000 /孔店孔10水平井N3211400 1.050 15 00。90 /孔店孔85x1水平井NgI1114 0。5 15 1。45 /王官屯官998（水平井）孔二32601。85 325 72.25王官屯官8（水平井）孔二2030001.500 20 01。2 板桥板64水平井Ng1000 0500 12020.6 合计2827182130825846613。98/二

5、、油藏地质特征依据各开发区块的油藏特点，07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85x、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12 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8、官68稠油疏松砂岩底水油藏羊三断块、孔04、孔85x、板64、港西西2-2孔二南其他(生物灰岩油藏）/歧南X2、储层特征除歧南X2断块（s1下）为生物灰岩，其余断块岩性均为砂岩.构造

6、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-51-m2)有个区块(王官屯官68、王徐庄歧南X2）,属于中渗透油藏(集岩空气渗透率在50500*10-3um）有区块(港西一区一)，其余9个区块均属于高渗透油藏（000-3um).从油藏埋深分类看：属于深层油藏（埋藏深度2800400）有1个区块（王官屯官68）;属于中深层油藏(埋藏深度100800m）有个区块（唐家河、王官屯官98、孔店孔85x1)；其余8区块属于浅层油藏（埋藏深度520 ma;高粘油指油层条件下原油枯度050Pas；稠油指油层条件下原油枯度50ma.s,相对密度0。90。按照分类标准，低粘油属于常规稀油有1

7、0个区块，粘度范围4.4118ma。s，原油密度范围0。8361094gcm3,属于稠油的有4个区块,粘度范围77164mPa。,原油密度范围0849685gm3。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 gcm3粘度(0) mPas凝固点 含蜡量 %胶质含量 %唐家河水平井馆陶14650810935343。77-17.975。港西二区二水平井明化1.065080。820。4540。5-1226.22。6港西一区一水平井明化1。10547.1030。9147。1319

8、.112。8王徐庄歧南9X2水平井Es1下1。3213。81290。87542.43168.3羊三木羊三断块水平井N。0412.031.230.0-.04.219孔店孔二南水平井1。037027099211-9-4356。1孔店孔104水平井Ng1.072209266.52（80）30。56495孔店孔8x水平井gI1.075973270.959966.500。453王官屯官98（水平井)孔二1.1134。030.871427635。526.25.7王官屯官68（水平井）孔二1。1320。3250873011.6736。0。214。6板桥板4水平井Ng.7838。57.7。9467。40.0

9、3.10。港西西321水平井Ng10540250.405971。4334.89表15 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NaHCO33455港西二区二水平井明化aHCO622港西一区一水平井明化NaHCO3909王徐庄歧南X2水平井Es1下NaHO387羊三木羊三断块水平井aHCO3277孔店孔二南水平井NNaHCO3/孔店孔104水平井NgNC358孔店孔8x1水平井NgIIIHCO35873王官屯官98（水平井）孔二aHCO3218王官屯官68(水平井)孔二aCl228板桥板4水平井NgNaCO8022港西西312水平井NgNa347、油藏压力

10、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01。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9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。/00m左右，属于正常温度系统.表16 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M饱和压力 Ma压力系数 唐家河水平井馆陶76。218491.341。00港西二区二水平井明化811.450。61.0000港西一区一水平井明化5.1。8510。2

11、61。000王徐庄歧南X水平井E1下0432.61。1。73羊三木羊三断块水平井5925/。00孔店孔二南水平井N59。12。95/1.000孔店孔10水平井N5971.510691。00孔店孔85x水平井NII713。710。61。0000王官屯官8（水平井）孔二95。06307251。00王官屯官8（水平井)孔二123。55。1920板桥板64水平井Ng65.317./1.0000港西西21水平井5。11。570.96100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

12、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411、王官屯、孔店、羊三木、板桥板21等油田区块泥质含量在1%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41、板4、港72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17 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9020004。668.41。56671.9港西二区

13、二水平井明化88。4-144。61.43000港西一区一水平井明化61139521310000王徐庄歧南9X水平井Es1下240.4275。41。72.6/羊三木羊三断块水平井Ng129.413221.86。554孔店孔二南水平井N1206。84.80.。00000孔店孔10水平井N13234。816。8404。孔店孔85x水平井NgII1323144。81.8640004。王官屯官99(水平井)孔二17267211。3。29.35111.97.6王官屯官68（水平井）孔二256412.410。787076。6。120.6板桥板64水平井Ng15010.29。1/港西西3212水平井N1200

14、13001。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、。表18 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/日产水平t/d综合含水%累产油104t累产水10m采油速度%采出程度唐家河（馆陶）23147。911。1693。9213541727。62。10.22港西二区二35263898.394。419。90580.701.59港西一区一484553.90.40593883760.803700歧南92（参考歧南91)10016。4964。8208。1624.112。11羊三断块(三断块N）2340593。130.374。4135.50.9012

15、.孔二南144。665.79。0662516.810.3。4孔14 9173。733。83。58。190。07378孔8x1（四断块馆陶）40/。942。81。4官9886。36.178。921.2。130.861.87官68118。870.962237。222.30.31.9板6 1610。139。368.38。4989.43/西32-114。87752。83027.0003/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日配注3平均单井日注m3日注水平m3累注水m累注采比累计亏空14m3唐家河285141111112.60.0011913二区二810151040947278

16、。861。057-7。2一区一22。1-。652080280125.4.16125歧南9X2 41。65。1338093321。68/195羊三断块10/107./孔二南410。3212.40215421624/孔14 00/孔85x00/官99871。02。004732927.0.68.76官63819。028。6560652002。0616844.45板64 00/西212/（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。4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，螺杆泵井口。目前

17、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，电潜泵口,螺杆泵1口。到目前累计产油1.2404,累计产水9.5104m,累计产气26.434m3。表0 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m/dm%m自喷8.385。4/抽油机22310016。917066594161螺杆泵538。627.107283111995（长寿天数）电潜泵843.2.21664。01197158表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/dtdmd自喷1158

18、7。/抽油机有杆泵292221。6.63165748.124854螺杆泵44340315。61190731520844（长寿天数）电潜泵8174.171.552100。084039（表中7口已经停产井末期数据参与统计）、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7口井2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2、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1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H。表112 大

19、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H风化店孔二南111孔二2，电潜泵电潜泵投产60天液量低转抽风H2风化店孔二南枣0孔二2,电潜泵电潜泵投产37天液量低转抽风H风化店孔二南枣40孔二，4电潜泵电潜泵投产285天后低转抽官4-71KH王官屯官孔二电潜泵电潜泵投产64天，多次欠载停机，后低转抽19天后液量低关井官09H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,0年9月出泥浆后封井官H1王官屯官3沙三孔一抽油机抽油机投产19天，后下电杆生产35天,液量7m3,转电潜泵提液，平均周期47天官H2765王官屯官68孔二抽油机44m*

20、000m投产，三次均因杆断脱捡泵，最长生产5天,后下0m3电潜泵25深抽，生产73天后欠载停机转4m*2100深抽，06年3月18日换电泵官H3王官屯王27枣三电潜泵699年采用7电潜泵生产,后液量下降到30m/d，转4mm小泵深抽官H4王官屯官6沙三孔一电潜泵79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14天,99年月转抽油机，平均周期达到了400天以上女H1舍女寺女34中生界自喷自喷1天转抽38天后，转电22天后液量低关女MH3舍女寺女3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37天，后转抽油机生产.女M舍女寺女中生界抽油机皮带机投产,日产

21、油由t/上升到8.5/d，转0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，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,5年1月长停井恢复家沈家铺官107X1孔二段抽油机抽油机生产正常,最长免修期60天,自0年至今先后5次进行进行举升方式转换(抽转电，电转抽)西H2港西港172ES3抽油机0年月17作业日下电泵,22日作业2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0%,换电泵提液.、水平井井型及泵挂位置统计表-1

22、3 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591970178.95294。83中半径水平井14695.6133板H160.6310.9850中半径水平井2896.831798房H1372。633258.18388中半径水平井006.5/风H无资料/1768风H298261.893。5/2253.6962风H294725306/206。316港1279210.23/17210官H3.237472。三段制17352。1108官H无资料/1203官H2-653923112.739452三段制820199官H3327.581。6448665三段制26

23、399。11766官H2319201。837.66/18613。1599官H88444803086.553。86/288/官H85333。7449.13三段制2780102109官H964150.57052。89三段制1959。5141女MH1362.83110585014长半径水平井2423自喷女M2349008.44397三段制2871820女MH348121445./2339.561歧H无资料/24歧H16.392。36367。3三段制2878。0419974、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断块.目的层沙河街油组，储层渗透率高（35毫达西)，孔隙度24。47%,物

24、性特点气量大，不含水。自喷期已经达到57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50KH最长生产天数达到了154天。羊H1一直正常生产,长寿天数已达到458

25、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H井为05年新井,该井地质配产3/d,为防止边水突进,含水上升过快,要求初期液量控制在50m3/左右，后期根据含水情况，要求液量控制在10m3/d左右.该井采用了03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t/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/

26、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(9。%),采用400电潜泵提液,泵深108m,日产液572m3,日产油20m3,含水65.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50703,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41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

27、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50m以下，采用较小的生产压差控制底水上升(如要求在1MP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00-00）。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

28、、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0天有1口，占总井数的45.。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.（）、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(5

29、0m3/左右）生产,后期视含水情况适时提液(00m3/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。（)、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.、06年部署的水平井数量

30、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

31、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“QHS”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，其中筛管完井口，射孔完井2口，地质报废口。表4-1 “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M2块状均质砂岩割缝筛管+悬挂器2女H3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

32、水泥伞割缝筛管5官H3生物灰岩水泥伞割缝筛管板H非均质砂岩割缝筛管+管外封隔器7官9KH厚层生物灰岩割缝筛管+管外封隔器8官H生物灰岩割缝筛管+管外封隔器9官H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1风厚层状非均质砂岩尾管固井射孔12风3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4歧H2块状非均质底水砂岩全井固井射孔小H1非均质砂岩尾管固井射孔房非均质砂岩尾管固井射孔1官H880互层状非均质砂岩尾管固井射孔18官H4互层状非均质砂岩地质报废1女MH1块状均质砂岩尾管固井射孔2官H2765薄层状均质砂岩钻杆固井射孔21家H1非均质砂岩全井固井定向射

33、孔在此期间实施的完井工艺技术主要存在以下问题：（)、水平井完井方式选择缺少科学评价，水平井完井方式比较单一.（2）、割缝筛管完井工艺存在着割缝筛管在掏空状态下井过程中，与井壁的接触和割缝处泥浆形成自灌浆。细小颗粒堵塞缝隙并在管外形成泥饼，加之现在割缝筛管完井工艺都存在管内留有水泥塞和筛管缝隙无法冲洗等技术问题，势必导致施工周期延长、完井成本上升，泥浆对油层浸泡时间加长，势必导致产量下降.（)、完井过程中没有采用优质完井液，仍采用原钻井液稍加改造成硅基屏蔽暂堵钻井液。对盐敏、碱敏、水敏产层没有做出具有针对性地不同钻井液和射孔液。（)、割缝筛管只能防中、粗砂砾,不宜用在不均质砂岩和渗透性强底水油藏

34、.2、自203年以来水平井完井工艺目前我油田水平井完井方式主要有尾管固井射孔完井方式和筛管完井方式两种。年以来完钻的1口井中有口井为尾管射孔完井，14口井采用筛管完井。通过充分的工艺技术论证，改变了以往水平井完井方式单一的局面，加大了筛管完井的应用力度，通过水平井油层保护技术的运用，实现了全过程的油气层保护,提高了水平井开发效果。表412 032006年完钻水平井不同完井方式效果表井号区块完钻井深目的层完井方式投产日期初期产量目前产量t目前含水唐H唐家河09馆一尾管射孔004.1.03。338997.5扣1扣村2656沙三尾管射孔2004.03.2799间关/羊H1羊三木1742馆一尾管射孔2

35、004。09.2122.98。782。54女M4舍女寺34中生界尾管射孔204.19。238.4西西1315明三尾管射孔2004.0。292218。37014港1港222490馆四尾管射孔00412。2。595。歧南1歧南91100沙河街尾管射孔2006。165319。9。11家2官10265孔二主井眼筛管+两分支裸眼2004.12.31251。78.港H2港东一区97明三筛管顶部注水泥+管外封隔器20509.158。6389.6西H港西210明三筛管+多级膨胀式管外封隔器205.10.20237996.71唐H3唐家河22馆一筛管+多级膨胀式管外封隔器205.10.95319。269.5港浅

36、10H港浅6183明三4精密微孔复合筛管完井006.2.1 29760.8697.70庄H1羊二庄庄一20明52精密微孔复合筛管完井2006.01.28 088487.0庄羊二庄庄一1873明5精密微孔复合筛管完井0606.7 .7.89。10枣726H孔一北250枣四精密微孔复合筛管完井206.05 9。70/板630K板3区块9.55g3精密微孔复合筛管完井006.0 30。79.145。50板64-2KH板64区块2074。85Ng筛管+多级膨胀式管外封隔器完井200.04。07 34。02162。30西H2港西17221S三2筛管+多级膨胀式管外封隔器完井205。10。5 10.364

37、.2696。0西港141 126Nm二6筛管+多级膨胀式管外封隔器完井6。0.69。70.393.00羊8H1羊三木羊G11958精密微孔复合筛管完井200。03046938.409.0扣9H1扣村扣9260沙一下不锈钢精密冲缝筛管顶部注水泥完井2006.0622因下雨无法拉油经过多年的技术发展,大港油田形成了以射孔完井和筛管完井为主体的两大主体完井工艺及相应的配套技术，基本满足了大港油田的水平井开发。尤其是05年以来筛管+封隔器完井技术的推广应用，实现了水平井先期防砂，并成为水平井完井的主要工艺，使大港油田的水平井完井工艺日趋成熟.水平井筛管选择性完井主要是指在水平段下入完井筛管的完井方式，

38、筛管既是支撑套管又是挡砂筛管，根据筛管以上完井尾管完井方式的不同，水平井筛管完井主要又分为两种完井方式，即水平井筛管顶部注水泥完井技术和带多级膨胀式封隔器的水平井筛管完井技术。(1）、水平井筛管顶部注水泥完井技术是指在水平段下入完井筛管,完井筛管以上连接完井套管，完井套管一般回接到井口,完井套管外注水泥固井，实施的井例有港H2、唐H井(均为边底水油藏）.水平井筛管顶部注水泥完井技术主要应用在生产层断以上有大段水层的情况,通过注水泥进行永久封固，提高封固效果；水平段筛管根据水平段长度和油藏情况，可以在水平段上连接膨胀式封隔器，实现对水平段分段,达到后期对水平段分段卡封和分段开采的目的。(2)、带

39、多级膨胀式封隔器的水平井筛管完井技术是指在水平段下入完井筛管,完井筛管以上连接完井套管,完井套管回接到上部技术套管直井段内，并应用悬挂器悬挂在上部技术套管上；通过在完井技术套管上连接多级膨胀式封隔器的方式，实现对上部技术套管与目的层之间层断的压力封隔，不固井，实施的井例有家H2、西H2井等.带多级膨胀式封隔器的水平井筛管完井方式主要应用在生产层段以上没有大段水层和干扰层的情况，通过在回接的盲管段上连接膨胀式封隔器来实现与油层段的压力隔离；水平段筛管根据水平段长度和油藏情况,可以在水平段上连接膨胀式封隔器，实现对水平段分段，达到后期对水平段分段卡封和分段开采的目的。3、完井工艺需要进一步研究的内

40、容随着筛管完井工艺的规模实施，在部分井相继发现了一些问题。（1)西H井(筛管+封隔器完井）：投产后因含水较高，月大泵提液,2月下电泵生产，生产2天因过载停机次,又恢复抽油机大泵生产，日开全水，3月1日出油。目前液量21535m,油量7。9/d,含水971，动液面70m.检泵作业发现完井筛管位置下移50米，分析筛管带动管外封隔器下移,放开了下部的水层，导致含水上升.（2)西H3井（筛管+封隔器完井）：采用斜井电泵3月份投产，泵深8,地面配套变频控制装置初期地下掺水量24.3，日产液23。日产油4。4t。4月2日停机测液面57m(静),27日开，停掺水10-8欠载停机,19日开出油,目前地下掺水生

41、产。该井投产后表现为供液不足，通过停机后液面恢复情况分析，怀疑油层或筛管堵塞。另一方面生产层地质认识不清,也存在产能低的可能。（3）唐H3井:（筛管+封隔器完井）高含水（90%），2006.月份进行卡水无效,只能采用电泵强采,对于渗透性强边底水油藏采用筛管完井给后期卡堵措施带来较大难度。因此，针对完井工艺出现的问题还需要进一步改进和完善:主要研究内容包括：（1)水平井渗流场及合理肓筛比优化研究；(2)筛管防砂完井工艺适应性研究；（3）砾石充填防砂完井工艺研究；(）套管完井射孔参数的优化研究。二、水平井完井工艺方式确定1、水平井完井方式选择应考虑的因素（)产层结构类型产层的结构大致可分为：以粒间

42、孔隙为主要储集空间和渗流通道的孔隙型产层；以微裂缝为主要储集空间和/或渗流通道的裂缝型产层。（）钻井工艺只有在钻成中曲率半径(=50-213,造斜率=2-810）及长曲率半径（R=305-914m,造斜率=20/00m)水平井的情况下，才具备选择各种完井方式的可能。短曲率半径（R=6-2m，造斜率=510/10m)短曲率半径(=3。6m)的水平井，由于使用各种井下工具受限,只能选择裸眼完井方式。(）产层岩石的坚固程度产层岩石的坚固程度，是指岩石的胶结强度能否承受地应力及生产压差的作用，即能否避免岩石结构的破坏.如果产层岩石坚固,则可采用非防砂型完井；反之如果岩石疏松，则必须考虑防砂型完井。(4

43、）生产过程中井眼的稳定性 井眼的稳定性，是指在生产过程中井壁岩石是否会发生剪切破坏，从而导致井眼垮塌.如果岩石是坚固的,同时井眼又是稳定的，则可以考虑裸眼完井;否则应考虑具有对井壁起支撑作用的完井方式。（)是否钻遇单一产层只有在钻遇单一产层的情况下，才能根据其他各种因素选择最合适的某种完井方式；钻遇多产层时,只能选择能够分隔层段的完井方式.（)是否需要实施水力压裂如果产层渗透率低,需要进行水力压裂改造，则应选择下套管全注水泥的射孔完井方式。（7）有无底水、气顶以及地层横向均质情况；（8）是否需要进行生产控制、生产测井、酸化作业及转注；（9)是否进行热采.2、水平井常用的完井方式及适应地质条件目

44、前,国内外水平井常用的完井方式主要有:裸眼完井、裸眼砾石充填完井、射孔完井、管外封隔器(ECP）完井等。水平井不同完井方式适用的地质条件见下表.表412 水平井不同完井方式适用的地质条件完井方式适用的地质条件裸眼完井(1)岩石坚硬致密,井壁稳定不坍塌的储层(2）不要求层段分隔的储层(）天然裂缝性碳酸盐岩或致密砂岩(4)短或极短曲率半径的水平井带ECP的筛管完井(1）要求不用注水泥实施层段分隔的注水开发储层（2）要求实施层段分隔,但不要求水力压裂的储层（）井壁不稳定，有可能发生井眼坍塌的储层(4)天然裂缝性或横向非均质的碳酸盐岩或致密砂岩储层射孔完井（）要求实施高压层段分隔的注水开发储层（）要求

45、实施水力压裂作业的储层（）裂缝性砂岩储层裸眼砾石充填完井单层厚度大、压力物性基本一致、不准备分层生产的疏松、出砂严重的砂岩储层。3、不同完井方式综合因素分析表-13 不同完井方式综合因素分析完井方式对钻井 的要求对产能的影响地层的适应性分段 开采油井后期处理油层污染完善程度作业风险费用裸眼完井高较小差难难小高大低套管完井一般较大强易易较大一般小较高筛管完井一般较小较强一般一般小高小一般、完井方式确定依据油藏地质、开发原则及后期采油工程作业要求,对于低渗透油藏以注水井(便于分段注水）采用尾管固井射孔完井方式;边底水油藏采用筛管顶部注水泥完井方式；稠油疏松砂岩及中高含水砂岩油藏采用带多级膨胀式封隔器的水平井筛管完井方式.具体区块完井方式详见下表。表4-5 不同完井方式区块分类表筛管完井尾管固井射孔完井筛管顶部注水泥完井带多级膨胀式封隔器筛管完井歧南92、官68、孔104（注水井）板