水驱油藏套损井综合治理配套技术.ppt

《水驱油藏套损井综合治理配套技术.ppt》由会员分享，可在线阅读，更多相关《水驱油藏套损井综合治理配套技术.ppt（88页珍藏版）》请在三一文库上搜索。

1、,水驱油藏套损井综合 治理配套技术,2012 年8月,胜利油田经过近50年的开发，套损井数量呈逐年递增趋势。截止到2010年上半年，在册套损井共有5287口，其中水驱油藏套损井4777口(占90.3%)，失控地质储量2.13亿吨（占7.5%）。破坏了井网完善程度，影响了水驱油田开发效果。为此，胜利油田结合近几年套损井治理技术及工作进展，提出了下步工作打算及建议，为挖掘水驱油田开发潜力、提高储量动用率和油田采收率提供支撑。,前 言,汇 报 内 容,水驱油藏套损井现状及分析,一,二,胜利油田套损井治理技术进展,三,面临的问题及下步打算,四,两点认识,胜利油区水驱油藏分布于胜坨、孤东等油田、861个

2、开发单元，至2009年底动用储量28.4亿吨（占68.2%），年产油1578万吨。近年来，随套损井数量的增加，井下技术状况不断恶化,失控储量增大，严重影响了老油田稳产基础。,一、水驱油藏套损井现状及分析,（一）水驱油藏套损井现状,东辛油田,桩西油田,临盘油田,王家岗油田,垦西油田,老河口油田,英雄滩油田,大王北油田,大王庄油田,尚店油田,东风港油田,滨南油田,邵家油田,永安油田,红柳油田,新立村油田,曲堤油田,商河油田,临南油田,广利油田,胜利油区 水驱油藏,胜坨油田,孤岛油田,现河庄油田,孤东油田,水驱油藏区域分布状况,水驱油藏油水井总井数27260口，开井21988口。其中套损井4777口

3、（油井2798口、水井1979口），占总井数的17.5%。 带病生产的2873口，占套损井的60.2%，占开井数的13.1%； 套损停产的1904口，占套损井的39.8%，占停产井数的36.1%。,（一）水驱油藏套损井现状,1、套损现状,套损造成的影响,水驱总储量28.4亿吨,失控动用储量2.13亿吨，占7.5%,水驱可采储量8.7亿吨,失控可采储量6322万吨，占7.3%,减少了开井数，影响了水驱生产状况； 破坏了井网完善程度，造成失控储量增多，影响了水驱开发效果。,（一）水驱油藏套损井现状,胜坨油田水驱油藏目前共有套损井1141口，占全厂总井数的33%。其中胜二区有套损井542口，占比45

4、.4%，共影响日产量201吨、日注水量1万方，损失地质储量3589万吨。套损造成合层笼统注水井83口，分层注水层段数由331个降低到171个，动态注采对应率由63.2%下降到45.1%。,套损典型区块,（一）水驱油藏套损井现状,胜二区74-81单元共有带病注水井11口，套坏停注水井16口。受套坏水井的影响，单元水驱控制程度由90.8%下降至87.6%，注采对应率由87.3%下降至81.8%，井网控制程度明显变差。,胜二区74-81单元套损井网分布图,套损典型单元,（一）水驱油藏套损井现状,随着油田开发时间的延长，套损问题日趋严重。近年来，由于更新井和套损治理步伐较慢，水驱油藏套损井数量不断增加

5、。特别是2000年实施水井换管，2005-2007年实施长停井治理过程中发现一大批长期未作业的井出现套损。,历年来发现水驱油藏套损井数量,2、套损规律分析,规律一：套损井呈逐年递增趋势,近10年来，年均新发现500口,（一）水驱油藏套损井现状,90%,规律二：套损油藏类型以整装、断块为主,（52.7%）,（37.3%）,（一）水驱油藏套损井现状,规律三：套损类型以变形、破漏为主,（55.2%）,（28.9%）,（一）水驱油藏套损井现状,GD-21-735井套管弯曲,ST2-0-82套管缩径,DXX109-4井套管漏失,B21-6-10井套管弯曲,套损部位主要集中在射孔井段附近，位于油层上下界之

6、间的套损井占55%。,规律四：套损位置主要集中在油层部位,孤岛油田套管损坏位置位于射孔井段的占90%,油层上下界之间,（一）水驱油藏套损井现状,一、水驱油藏套损井现状及分析,1、不同类型油藏开发模式差异大，套损原因多样,（二）水驱油藏套损井原因分析,水驱油藏套管损坏是由地质、工程等多种因素共同作用的结果，具体表现在如下四个方面。,2、套管服役年限长，套损比例大,4、复杂结构井数量增多，井身结构多样化,3、作业次数累增，储层改造措施复杂,（二）水驱油藏套损井原因分析,胜利整装油田水驱油藏开发历程,整装油藏开发历程长，油层胶结疏松，含水高，套损主要是由地层出砂造成，套损类型以弯曲为主，主要集中在孤

7、岛、孤东、胜坨油田。,1、原因一：不同类型油藏开发模式差异大，套损原因多样,（二）水驱油藏套损井原因分析,断块油藏复杂结构井多，部分断块产出水及注入水矿化度高。套损主要是因腐蚀造成，套损类型以破漏为主，主要集中在东辛、临盘、现河油田。,（二）水驱油藏套损井原因分析,低渗透油藏开发历程相对较晚，复杂结构井多，多数储层需改造后生产。套损主要是因注水压力高，以及酸化、压裂等施工压力高造成，套损类型以破漏、缩径为主，主要集中在纯化、渤南、滨南油田。,（1）整装油藏套损原因分析：地层出砂是主因,地质条件,油田注水使砂岩油层的泥质胶结物水化膨胀，大量出砂形成空洞，导致上部盖层下塌。,注水开发,疏松砂岩储层

8、的地质条件较差，油层埋藏浅、泥质含量高、胶结疏松、成岩性差。,内因,外因,弯曲为主，占整装油藏的50%。,套 管 损 坏,（二）水驱油藏套损井原因分析,对孤岛油田10口油、水井三维力学模型采用有限差分软件FLAC进行模拟计算,研究不同地质条件下套管的受力变形。,计算模型三维网格简图,（二）水驱油藏套损井原因分析,整装油藏套损机理分析以孤岛油田为例,结论一：套管水平方向位移随油层厚度增加而增大，最大位移部位上移至上覆泥岩与砂岩界面交界处，与套损部位集中在油层中上部相符。,结论二： 套管中上部水平位移范围随水平应力场不均化程度增大而扩大，水平面内剪应力递增，变形范围扩大，套损加剧。,（二）水驱油藏

9、套损井原因分析,结论三：双侧掏空时空洞上下两侧出现较高剪应力集中，加剧了套管弯扭，破坏程度远大于单侧掏空。,孤岛油田97%套损井来自疏松砂岩油藏，共有594口。主要原因是馆陶组油层是典型的河流相沉积，油层胶结疏松。注水开发造成油井大量出砂，形成“空洞”，在上部地层压实作用力下失稳，导致套管发生弯曲变形。,上覆层出现坍塌变形压实,上覆层出现坍塌形成空洞,泥岩层吸水膨胀套管受力示意图,（二）水驱油藏套损井原因分析,孤岛中19-5 井套管弯曲变形,主要集中在东辛、临盘等油田，存在高矿化度水层，矿化度2.711104mg/L，并且注水井损坏的比例高。,（2）断块油藏套损原因分析：腐蚀是主因,破漏为主，

10、占断块油藏的40%。,（二）水驱油藏套损井原因分析,断块油藏腐蚀影响因素及机理以广利油田为例,CO2的影响,游离CO2溶解于水形成碳酸，由于有附加的碳酸以及碳酸氢根的还原，CO2的腐蚀速率成倍增加。,腐蚀的影响因素主要有游离CO2、矿化度、SRB菌的大量繁殖、溶解氧及垢下浓差电池腐蚀等。,（二）水驱油藏套损井原因分析,45000-50000mg/L左右，属于腐蚀严重区,峰值浓度 60000mg/L,矿化度影响,SRB影响,广利油田注水井环形空间的水介质中含有大量SRB。随着SRB含量的增加，体系的腐蚀电流密度成倍增加，腐蚀加剧。,（二）水驱油藏套损井原因分析,污垢影响,氧是一种去极化剂，能加速

11、金属的腐蚀过程，对于油田污水来讲，溶解氧是引起腐蚀的主要因素之一。,溶解氧影响,广利油田回注水沿程离子分析,广利油田注入水中悬浮物含量高，且注水系统腐蚀严重，在管壁上附着大量污垢，容易形成氧浓差电池，加快腐蚀。,（二）水驱油藏套损井原因分析,此段腐蚀主要为CO2腐蚀以及由此引起严重的结垢。,此段腐蚀介质为Cl-促进下的O2腐蚀以及CO2腐蚀。,通过对不同深度的有关外壁的腐蚀产物进行元素组成分析，得出结果与腐蚀因素和机理相吻合。,此段腐蚀类型是Cl-促进下的溶解氧的电化学腐蚀。,井深10米的腐蚀产物分析,10-100米的腐蚀产物分析,100-1000米的腐蚀产物分析,1000-2000米的腐蚀产

12、物分析,此段结垢比较严重，腐蚀以二氧化碳和SRB为主 。,（二）水驱油藏套损井原因分析,临盘油田共有套损井342口，其中断块油藏297口，套管破漏井198口，占断块油藏套损井总数的66.7%， 临95块平均矿化度56573 mg/L ，出现8口井12次套损。,临盘油田临95块各井平均矿化度曲线,临95-21套管,目前，东辛断块油藏共有套损井510口，其中套管破漏井287口，占56.3%。,（二）水驱油藏套损井原因分析,油井套管使用年限,水井套管使用年限,套管平均使用寿命12.1年,2、原因二：套管服役年限长，套损比例大,44%,胜利油田工程报废井套管使用寿命,（二）水驱油藏套损井原因分析,套损

13、井套管使用年限,胜坨油田套坏井比例与服役年限关系曲线,服役年限,套坏井数（口）,套坏比例（%）,井龄15-25年的井目前有1237口，其中套损井623口，套损比例50.36%，已进入套坏爆发期。,（二）水驱油藏套损井原因分析,3、原因三：作业次数累增，储层改造措施复杂,作业次数多，起下钻对套管的磨损； 打捞、套磨铣等工序对套管损伤较大；,ST2-0N133井作业施工累计次数,共作业21次，其中11次为措施作业,ST2-0N133,（二）水驱油藏套损井原因分析,磨铣段1813-1840,磨铣段1944-1958,补孔改层以及酸化、压裂等储层改造措施对套管损伤较大。年平均补孔改层2733井次，年压

14、裂酸化930井次； 分采分注井比重较高，机械式卡瓦牙对套管损伤大。胜利油田分注井2602口，分注率35%；胜坨油田63%的井实施分层开采。,2003-2009年补孔改层工作量,2003-2009年压裂酸化工作量,（二）水驱油藏套损井原因分析,投产复杂结构井（水平井和定向井）,4、原因四：复杂结构井数量增多，井身结构多样化,水平井应用规模不断扩大,（二）水驱油藏套损井原因分析,水泥环空270时套管应力分布,套管不居中，水泥环出现缺陷时，会引起套管有效应力明显提高，后期易产生套管损坏。,（1）固井质量差是造成复杂结构井发生套损的主要因素之一,（二）水驱油藏套损井原因分析,井斜段多次起下工具对套管内

15、壁易造成损伤。如ST3-8x289井每次作业需通过最大井斜段，2009年5月40臂测试，发现1615m-1877m套管内壁出现明显损伤。,ST3-8x289,（2）井身结构容易造成修井作业时套管的损伤,（二）水驱油藏套损井原因分析,汇 报 内 容,水驱油藏套损井现状及分析,胜利油田套损井治理技术进展,三,面临的问题及下步打算,四,两点认识,2003年以来，胜利油田分公司在积极开展套损机理研究的基础上，加大技术攻关和新工艺新技术的引进与推广力度，形成了 “防、测、修”套损井治理系列配套技术（共3大系列、10类、37种技术）。,二、胜利油田套损井治理技术进展,测:以“多臂井径、光纤井下电视”为主的

16、检测技术,防:从钻完井到开发生产全过程的预防保护技术,修:以“套管整形、补贴”为主的套损井修复技术,套损井治理三大技术系列,（一）套损井治理工艺技术,1、“防”技术系列：形成套损井预防技术3类17种,（一）套损井治理工艺技术,固井工艺,（一）套损井治理工艺技术,“防”典型技术一：低密度水泥浆体系固井保护套管技术,化学发气型； 导热率低（其导热率在0.25 0.7W/M） 适用井深在3000m以内 对敏感性粘土、页岩、岩盐层的危害较小 有效改善水泥石的胶结质量 具防油、气、水窜能力,泡沫水泥浆体系,水泥浆密度1.301.50g/cm3 95、48h抗压强度大于14MPa 适用井深可达4000m

17、水泥石具有一定的微膨胀性,漂珠水泥浆体系,技术原理,利用低密度水泥浆可以将水泥返高至井口而不致造成油层漏失及污染，从而有效保护套管，延长油水井使用寿命。,技术特点,推广应用651口井，在低密度保护段均未套损； 有效解决易漏地层固井问题：如孤东垦东区块； 有效解决新投产井套管保护问题：如东辛莱1、营11高矿化度水腐蚀、纯梁注水井。,60,51,94,118,110,115,103,（一）套损井治理工艺技术,应用及效果,“防”典型技术二：筛管顶部注水泥免钻塞保护套管技术,免钻塞工艺,（一）套损井治理工艺技术,技术原理,免钻塞筛管顶部注水泥完井技术采用打捞式分级箍及管外封隔器，固井后采用专用打捞工具

18、将内部工具打捞出井筒，避免因钻塞造成分级箍和套管磨损现象的发生。,免钻装置分为外部结构和内部结构，外部结构是完井管柱的一部分，内部结构是可钻材料，固井碰压后打捞出内部结构；若因故打捞不出，则钻除内部结构，不存在施工风险。,完成近100口井现场试验；在新疆排601区块大量应用，全部打捞成功，避免了钻塞时磨损套管现象的发生 。,（一）套损井治理工艺技术,结构特点,应用及效果,套损井检测技术为套损井修复提供科学依据，在完善传统套管检测技术的基础上，配套引进了多臂井径，光纤电视等检测仪器，并取得广泛应用。,流量计找漏,多臂井径,电磁探伤,光纤电视,声波变密度,套管质量检测技术,固井质量检测技术,套管找

19、漏技术,封隔器找漏,井温找漏,2、“测”技术系列：形成套损井检测技术4类9种,常规检测技术,薄皮管验套,打铅印验套,套管 检测技术,（一）套损井治理工艺技术,(1)“测”典型技术一：40臂井径仪检测技术,能够记录多个方位方向上的套管内径值，可更准确的获得套管剩余壁厚、变形、腐蚀等信息。多臂井径仪取得了规模化应用，2003年以来，累计实施2140井次。,（一）套损井治理工艺技术,设计管柱图,124-239m套管腐蚀破损严重，设计换套,40臂发现中部缩径至91mm， 位置1307m,应用情况：针对胜二区套损严重的实际情况，加大了40臂测井应用力度，2006-2009年累计应用519井次，为有效认识

20、套管损伤程度、优化治理方案、提高工艺措施成功率提供了重要技术支撑。,ST2-0-146,取套前认识井况井例,该井井史反映上部套漏严重， 2008.11月作业，初步确定采取上部500m换套、补孔、防砂生产。40臂测井发现该井上部套漏且中部缩径至91mm，措施实施难度大，因此进行了封井处理，规避了措施风险。,（一）套损井治理工艺技术,（2）“测”典型技术二：光纤井下电视检测技术,工作原理：该技术是利用光纤电缆将井下摄像机下入井筒内，在途中进行匀速的图片采集。利用相关软件对图片进行后期分析处理，从而准确地观察到井下状况。,（一）套损井治理工艺技术,光纤井下电视检测技术已累计实施191口井，成功180

21、口，成功率94%。最大测试深度3163m，单次测量最长井段965m，测量直径范围62-220mm，为制定修井措施提供了可靠依据。,（一）套损井治理工艺技术,应用情况：,该井作业中下放管柱屡次在1529米处遇阻，通过通井、打铅印等工艺多次检验，仍不能判断是套管问题还是鱼顶落物，历时半个多月，被迫停修。测试后发现该处套管错断，错断量为套管直径的40%，由于管外被灰块填满，导致常规工艺措施难以验证。,（一）套损井治理工艺技术,套管断裂,套管腐蚀,套管开窗,典型井例： PF4-2-20井,套损井修复 工艺技术,小套管悬挂固井工艺技术,取套换套工艺技术,膨胀悬挂器修套技术,换套,错断,3、“修”技术系列

22、：形成套损井修复技术3类11种,套管内侧钻工艺技术,（一）套损井治理工艺技术,2003-2010年上半年套损井治理技术应用统计表,2003年2010年上半年累计应用套管整形、套管补贴、取换套等技术2738井次，成功2334井次，成功率85.2%。同时，重点攻关了水平井液压涨管整形、水平井套管补贴加固、膨胀管补贴修复等技术。,（一）套损井治理工艺技术,（1）“修”典型技术一：水平井套管液压整形技术,液压整形工艺过程,采用分瓣式胀头为胀管工具，利用地面液压作为动力，可以准确控制胀头膨胀力的大小。累计应用水平井液压整形6井次，成功率100%。,技术指标： 51/2in：额定推力600KN，整形范围6

23、7mm-118mm 7in：额定推力1300KN，整形范围100mm-153mm,（一）套损井治理工艺技术,技术原理：,（一）套损井治理工艺技术,液压整形流程：,通井工序中150通井规遇阻，发现该井1020m处发生缩径变形，且该位置位于水平段。应用液压整形技术，施工压力7MPa，经过6次整形，将986m-988m变形套管由148mm整形至156mm，仅耗时2个多小时。整形后，进行模拟通井，无遇阻状况。,典型井例：草4-平2井,（一）套损井治理工艺技术,水平井套管加固补贴技术动画,（2）“修”典型技术二：水平井套管加固补贴技术,技术原理：利用两端涨头的机械推力使加固管两端软金属密封段膨胀变形，悬

24、挂于套变段，可以有效解决水平井破漏套管加固修复难题。目前实施3井次，成功率100%。,（一）套损井治理工艺技术,技术优势,补贴后大通径,可靠膨胀悬挂,耐高温金属密封,适用范围：适用油水井、注蒸汽井套管局部破漏补贴加固修复。,（一）套损井治理工艺技术,下放就位,地面打压,液缸工作,拉杆上移,上下胀头工作,密封管膨胀,丢手泄压,起出管柱,液压加固增力器,加固补贴流程：,（一）套损井治理工艺技术,水平井套管补贴原理,下入工具,下到补贴位置,打压，中心管与外缸套做相对运动，迫使密封管两端锥形胀头压入,两端软金属受挤压变形,密封补贴管两端的环形空间,剪断丢手销钉，锁爪收回,上提管柱，丢手,加固完成,（一

25、）套损井治理工艺技术,液压加固总成实物,将加固完成的试验套管剖开，如图所示：,补贴管,套管壁,密封管,胀头,（一）套损井治理工艺技术,该井前期作业过程中、对1151.27米处遇阻段以上套管验套找漏，确定漏点深度为1031.44-1032.62米。补贴处井斜75。 采用液压补贴加固技术，丢手压力19MPa，补贴后套管试压20MPa经过30分钟无压降。,典型井例：草13-平14井,补贴位置1031.4m-1032.6m,（一）套损井治理工艺技术,胜利油田膨胀管技术已成为套损井治理的主导技术，目前已完成285井次的各类膨胀管技术现场应用，最大应用井深3311.47m，最大膨胀长度520.17m，最多

26、一次性膨胀螺纹49个。,（3）“修”典型技术三：膨胀管技术,胜利油田膨胀管技术应用统计表,（一）套损井治理工艺技术,膨胀套管补贴修套技术,膨胀管关键技术1：膨胀套管补贴修套技术,技术原理：利用膨胀锥的机械推拉力使膨胀套管变形，超过弹性屈服强度，达到塑性变形区。膨胀后内径增加1015%，能够有效封堵漏失部位并加固老井套管，提高套管的抗外挤强度。累计应用260井次。,（一）套损井治理工艺技术,原井套管异常及漏失： 修复段井深：19702035m； 封堵套管规格： 139.7mm7.72mm。 膨胀后内径： 106.5mm； 补贴后膨胀管位置：1956-2038.66m； 实施效果：投产注水，日注水

27、30m3，注水压力29MPa 。,典型井例：纯71-17井,纯71-17施工管柱图,纯71-17井施工现场,（一）套损井治理工艺技术,技术特点：具有尾管头密封可靠、大通径的特点，膨胀后套管内径比常规套管增加22mm,可以满足常规射孔、测试、修井及采油工具的正常下入,为国内独有技术。目前，侧钻井膨胀管完井应用5口井，累计应用膨胀管1731.95m，膨胀螺纹168个。,侧钻井膨胀套管与常规小套管完井对比,ID1=1.27ID2 ID1-ID2=22mm,膨胀管关键技术2：侧钻井膨胀套管完井技术,（一）套损井治理工艺技术,永66-侧2井：国内膨胀套管完井应用最长记录 窗口：1093m1095m 膨胀

28、总长度：520.17m 井段：1038.331558.5m 内径扩大：95.25mm105.5mm,10.8% 膨胀后： 抗内压：50MPa 抗外挤：28MPa 实施效果：日液11m3/d，日油8.2t,典型井例：永66-侧2井,（一）套损井治理工艺技术,目前研制出膨胀悬挂器、膨胀筛管悬挂器和膨胀旋转尾管悬挂器等三种产品，可代替常规悬挂器及管外封隔器。目前，膨胀悬挂器技术共现场应用18口井，悬挂器坐挂成功率100%，悬挂器最大应用深度2568.97m，悬挂尾管最长记录为901.67m。,膨胀悬挂器,常规悬挂器 膨胀悬挂器,膨胀管关键技术3：膨胀悬挂器完井技术,（一）套损井治理工艺技术,该井裸眼

29、油层段以上存在漏失，导致固井水泥浆未能良好上返至喇叭口。但由于有膨胀悬挂器的密封功能，该井的生产效果很好，生产初期，日产液23t，产油21t，含水8.7%。,典型井例：永3-侧87井,创新地将膨胀悬挂器应用于修套领域，能够悬挂光套管、筛管以及膨胀筛管完井。可保证尾管头完全密封，适用于套管错断无法下入套管补贴工具或大井段悬挂小套管的井。共施工2口井全部成功。,膨胀管关键技术4：膨胀悬挂器小套管修井技术,（一）套损井治理工艺技术,典型井例：义11-47井,原定采用膨胀套管补贴，因通径小于118mm无法实施，改用膨胀悬挂器悬挂26m小套管挤水泥封堵漏失段成功；,2003年以来，依托油田“套损井专项治

30、理”、中石化“长停井专项治理”、油田“一体化治理”和“长效治理”等活动，积极开展套损井治理工作，并先后经历了三个阶段，通过集成应用技术，加大了套损井治理修复力度。,（二）套损井治理工作进展及实施效果,1、套损井治理工作进展,二、胜利油田套损井治理技术进展,2003年-2010年上半年，累计治理套管破漏、变形、错断等井2738口，其中油井1773口，水井965口，成功2334口。,（二）套损井治理工作进展及实施效果,套损井治理工作量完成情况,第一阶段：2003-2004年油田开展套损井专项治理阶段,油田成立套损井专项治理项目组，从计划安排、技术配套、治理实施、检查验收、效益评价等环节加强组织、协

31、调与实施。重点加强了套损机理研究和套管保护技术工作，同时加大了套损井治理工艺技术的攻关和配套，做好井号筛选、方案优化、技术优化和跟踪评价工作，从而逐步完善套损井治理技术，确保套损井治理效果。两年累计治理套损井752口（油井556口，水井196口），平均每年治理376口。,（二）套损井治理工作进展及实施效果,第二阶段：2005-2007年中石化开展长停井专项治理阶段,油田成立“修复停产井增产油气工作”项目组，严把选井关，严格抓好单井方案设计及单井生产管理措施的优化工作，探索一体化治理。同时，建立完善停产井治理单井台帐，严格资金管理，严肃预结算制度执行，开展精细过程管理，从做到选区、选井、技术、资

32、金、效果的“五统一”，切实提高油田整体开发效益。三年累计治理套损井1340口（油井832口，水井508口），平均每年治理447口。,（二）套损井治理工作进展及实施效果,第三阶段：2008-2010年分公司各单位自行治理阶段,从完善注采井网，改善水驱油田开发效果入手，依托“一体化治理”、“长效治理”、“稳产基础治理”三个项目组为平台，有针对性的开展套损井治理工作。做到治理一个完善一个。在实施过程中加强工程与油藏的结合，狠抓老井转注和停注井大修工作，水质治理向沿程和精细过滤延伸，提高井口达标率和区块水质适应性，降低化学腐蚀，以完善基础井网，提高水驱控制程度。两年半累计治理套损井646口（油井385

33、口，水井261口），平均每年治理258口。,（二）套损井治理工作进展及实施效果,2、治理效果,恢复地质储量1.15亿吨 恢复可采储量3400.8万吨,（二）套损井治理工作进展及实施效果,效果一：油水井生产及开发效果得到有效改善,2、治理效果,效果三：治理后单井平均有效期比2003年前延长322天。,效果二：套损井治理成功率显著提高,（二）套损井治理工作进展及实施效果,广利油田： 含油面积:31.8km2 地质储量:4309万吨 调整前： 采出程度：39.7% 含水：96.0%,存在问题： 一是井网损坏严重，报废井152口，占43.5%，开井率仅27.4%； 二是水驱失控严重，失控储量1960万

34、吨，占40.9%； 三是注水系统不适应开发需要，地层压降大（12.22MPa），注水系统压力低（10.2MPa) 。,问题：长期注水开发，井网几近瘫痪，储量损失严重，二次井网不完善。,规整的 行列式井网,套损严重 有井无网,（二）套损井治理工作进展及实施效果,典型区块治理：广利油田莱38块,调整前,调整后,73.8,91.6,注采对应率%,279,415,日油水平t/d,96.0,95.4,综合含水,1797,可采储量 104t,1869,+136,+17.8,广利油田一体化综合配套治理,问 题,治理方向,治理措施,部署新油井11口、新水井16口 套损井治理38口，其它措施95口,精细地质研究

35、 完善注采井网,水质改进,开展腐蚀机理研究,实施污水站改造,合理注采比优化研究，启动调水工程,油藏工程研究,腐蚀速率高,注采系统不完善,井网损坏严重,（二）套损井治理工作进展及实施效果,自然递减同比降低12.67%。恢复和增加产能7万吨，开发形势明显好转。,（二）套损井治理工作进展及实施效果,汇 报 内 容,水驱油藏套损井现状及分析,胜利油田套损井治理技术进展,面临的问题及下步打算,两点认识,1、套损井数量连年递增，急待修复和更新,（一）面临的问题,三、面临的问题及下步打算,2003-2010年更新井统计,“十一五”以来，水驱油藏每年新增套损井500余口，近两年，每年的更新井130口，年治理2

36、40口，缺口130口，而4777口套损井中有潜力急待修复的有900口，治理和更新数量明显不足。,2、套损井治理难度加大，治理费用较高,03-09年套损井治理单井费用,03-09年套损井治理工作量,套损井平均单井治理费用66.4万元，特别是采用套管补贴、取换套等治理井，平均单井治理费用达到80余万元。同时，由于缺少资金支持，治理工作量明细减少。,三、面临的问题及下步打算,总体思路： 套损井治理立足水驱油藏开发需求，紧紧围绕完善注采井网、改善水驱油藏开发效果，树立“一体化” 理念，抓好“五个环节”，并加大成熟技术的集成应用，开发“一套系统” ，开展“三项技术攻关”，建立水驱油藏套损井治理长效机制，

37、为充分挖掘剩余油潜力、提高储量动用率和油田采收率提供支撑。,（二）下步工作打算,三、面临的问题及下步打算,建立全过程质量保障监督体系； 井身结构、套管强度、井眼轨迹； 钻完井施工、复杂结构井固井； 射孔参数的设计； 采油、作业等开发过程保护措施、水质的治理。,1、实施一体化治理，做到防治结合,（二）下步工作打算,一体化治理,2、抓好五个环节，确保治理效果,（二）下步工作打算,3、开发修井作业专家系统，提高技术应用水平,修井作业专家系统,数据管理系统,事故咨询系统,套损管理系统,（二）下步工作打算,运行流程：根据事故具体原因选取事故类型，输入相关事故井相关数据，由专家系统推理出相应的解决方案，并

38、通过系统进行模拟验证，依据验证结果修正、完善设计方案，最终形成事故井的修井作业设计。,4、开展三项技术攻关，提供技术支撑,（二）下步工作打算,5、套损井下步治理工作规划,水驱油藏套损井下步治理安排,根据目前套损井现状，按照油藏需求、工程配套的原则，整体规划、分步实施，制定“十二五”前三年套损井治理规划。,三年累计治理套损井1165口，计划投入8亿元，预计日增油2430.7吨，日注水2.54万方，预计恢复剩余地质储量5174.5万吨，恢复可采储量1553.3万吨，进一步完善注采井网，恢复水驱控制储量，提高水驱动用程度。,（二）下步工作打算,（1）工作量安排,40臂井径仪检测技术,低密度水泥浆固井

39、保护套管技术 免钻塞保护套管技术 长效注水管柱注水技术 套管环空保护液防腐技术 水井电化学预氧化防腐等技术 挤压充填防砂技术,套损井预防重点推广6项技术,光纤井下电视检测技术,（2）重点应用的主导技术,（二）下步工作打算,套损井检测重点推广2项技术,液压整形80口,打通道下小套管固井80口,挤灰封堵70口,大修取套换套45口,膨胀管补贴50口,膨胀尾管悬挂器应用20口,断块油田应用玻璃钢小套管20口,水平井套管加固补贴10口,侧钻井150口（其中侧钻膨胀管完井30口）,套损井修复重点推广9项技术,（二）下步工作打算,汇 报 内 容,水驱油藏套损井现状及分析,胜利油田套损井治理技术进展,面临的问题及下步打算,两点认识,四、两点认识,1、套损治理是一项从钻完井设计、施工到开发生产全过程的系统工程。加大套损井治理是有效满足老区注采调整、增储稳产的需要，是完善注采井网、提高注采对应关系、提高水驱控制程度、夯实老油田稳产基础的必要手段，对挖掘水驱油田开发潜力，进一步改善水驱开发效果意义重大。 2、为改善水驱油田开发效果，股份公司应建立套损井专项治理长效投入机制，畅通资金渠道。根据水驱油田开发需求，胜利油田需总部套损井治理专项资金支持，保证年治理500口、更新300口，以保持井网完善，实现增储稳产。,汇报完毕 谢谢！,汇报完毕 谢谢！,