1、金马油田开发公司 二零零七年十二月,科技工作总结,汇报内容,第一部分 2008年科技工作总结,第二部分 2009年科技工作设想,按照辽河油田公司“十一五”科技发展规划要求，积极完善科技激励机制，大力推进自主创新能力，着力推进油田开发以油藏区块综合治理为核心、向着油田数字化、操作自动化发展方向迈进，努力实现科技成果应用化，为实现“构建科技大油田”宏伟目标做出应有的贡献。,第一部分 2008年科技工作总结,一、2008年科技工作目标 二、科技项目总体实施情况 三、科技项目取得的成绩 四、科技管理主要做法,第一部分 2008年科技工作总结,五、存在的问题 六、2007年科技项目跟踪情况 七、2008
2、年油田公司科技项目开展情况,一、2008 年科技工作目标,科技增油5万吨，措施有效率80，投入产出大于1：1.5。,开展好2个二次开发区块试验：即完善新海27块二次开发配套技术、开展海26块二次开发试验。,科技目标,2,2,4,4,实施并完善2项技术试验：即海外河油田“2+3” 采油工艺先导试验、小洼油田蒸汽驱试验。,规模实施4项主导技术：即“三主三辅”防砂配套技术，小洼油田调堵排一体化技术，海外河油田注堵调一体化技术及水平井配套技术。,提高4项技术指标：提高科技措施成功率、有效率、有效期和投入产出比，力争四项指标较2007年均有所提高。,二、科技项目总体实施情况,科技措施20项，280井次，
3、实现增油5104t 措施有效率80%，投入产出比1:1.5,科技措施22项 实施211井次 增油3.6104t 措施有效率90%,110月完成指标,计划指标,8年110月工艺措施效果统计表,（一）以三管分注为基础，以选层调剖为重点，规模应用注堵调一体化技术，提高了海外河油田水驱效果,针对现阶段注水开发中存在的主要问题，以控水、稳油、注好水为目标，规模化应用以三管分注为基础、选层调剖和化学堵水为重点的注堵调一体化技术、地层深部防砂技术和新海27块、海26块水平井配套技术，实现规模化效益，创新性开展海外河油田“2+3”采油技术试验，水平井双管、多点注汽试验和CO2驱油室内研究与现场试验，不断提高水
4、驱效果和油层动用程度，实现海外河油田产量的硬稳定。,海外河油田措施效果统计表,110月份实施稳油控水措施12项114井次 措施有效率89.7%，阶段增油27061t。,三、科技项目取得的成绩,（一）以三管分注为基础，以选层调剖为重点，规模应用注堵调一体化技术，提高了海外河油田水驱效果,针对海外河油田现阶段注水开发中存在的三大矛盾，按照注水、调剖、堵水一体化的工作思路，统筹编制区块、井组整体方案，以注水井组为研究单元，以三管分注为基础、选层调剖和化学堵水相结合的注堵调一体化技术，做到同时设计、统筹安排、整体评价。 实施4项49井次，累计增油15316t，措施有效率85.2%,110月份共实施13
5、口井15井次，有效率90，累计增油4658t。 主要做法： 利用三管分注技术实施细分重组，配合深度调剖实施选层调剖，实现注好水的目标。 通过对封隔器坐封方式和注水管柱的改进，提高工艺的可靠性，降低了措施成本。,1、配套应用注堵调一体化技术，发挥技术间的合力作用，保证海外河油田产量稳定,三管分注,化学堵水,深部调剖,油水井解堵,110月份实施化学堵水8口井，开井6口。累计增油1079t，累计降水793m3。 主要做法： 坚持以注采系统完善的海1块为主，其它区块为辅的选井原则 扩大聚合物微球堵水技术试验，实施3口井，2口井见到明显效果，累计增油1070t 堵驱相结合，探索提高化学堵水效果的新途径，
6、实施5口井，目前开井3口，日产油6.7t 柱塞泵替代泵车，实现选择性注入,110月份共实施调剖措施24井次，措施有效率84.6%，阶段增油9580t 主要做法： 与地质相结合，强化方案论证，优选调剖井 选择不同药剂、不同配方（聚合物微球体系、聚合物交联体系）实施深调措施 优选区块实施 ，22井次选择在海1块实施，占工作量的91.7%。 推广选层调剖，实施21井次，占工作量的87.5% 调剖+驱油试验 ，在扩大波及系数的基础上，再提高洗油效率，最终大幅度提高原油采收率,110月份实施聚能冲击压裂解堵2井次，目前待注水。 主要做法： 以油水井对应关系为指导，合理确定解堵位置； 以油层物性状况为依据
7、，合理选择解堵技术； 与三管分注相结合，实现“注够水”的目标,（一）以三管分注为基础，以选层调剖为重点，规模应用注堵调一体化技术，提高了海外河油田水驱效果,110月份共实施13口井，可比井数10口，有效10口，有效率100%，累增油3358t 目前日产油30t，日产水169m3。与去年对比，防砂有效率提高了8.4%。,2、 针对性实施地层深部防砂技术，有效延长油井检泵周期，保证油井正常生产,优化施工参数和施工工艺，提高填砂效果 改进防砂材料，提高人工井壁强度 采用多种技术配合防砂及防砂后生产，提高防砂效果 利用压裂封隔器进行选层防砂。 对于油稠的出砂井，开展了热水和化学降粘处理油层试验。 防砂
8、后生产初期采用合理的采液强度，通过对2002至2007年169口防砂井进行防砂有效期与采液强度散点图分析，确定了防砂井的最佳采液强度在2.5m3/m.d以下。,主要做法,（一）以三管分注为基础，以选层调剖为重点，规模应用注堵调一体化技术，提高了海外河油田水驱效果,按照“利用防膨技术进行油层保护、利用大排量泵提液、利用强抽强闭泵配套防偏磨技术实现抽油泵深下、利用中频电加热技术实现井筒降粘减少液流流动阻力，采用高温驱油助排技术提高注汽效果”的技术思路，实施水平井配套工艺措施4项37井次 目前开井22口，日产油213.7t，日产液1582.6m3。,3 、开展水平井配套技术，完善与配套，保证水平井高
9、效生产,（一）以三管分注为基础，以选层调剖为重点，规模应用注堵调一体化技术，提高了海外河油田水驱效果,水平井均匀注汽技术分为水平井双管注汽和水平井多点注汽技术，共在4口井上进行了试验，其中双管注汽1口，多点注汽3口井 目前4口井正常生产，日产油31.9t，日产液357.5m3，阶段增油1600t。,4 、研究与攻关，开展新工艺、新技术现场试验，为油田可持续开发提供技术支撑,认真分析油层物性，确定合理的注汽点和注汽量 分析油井的井温分布情况，将低井温区作为加强注汽的注汽点位置，并合理的确定分配注汽强度。 进行措施前后资料分析对比工作，为效果评价提供可靠的依据 进行了24小时的跟踪监控，监控注汽压
10、力、注汽干度、配汽量等多项注汽参数，并随时根据注汽参数变化做出调整，实现了配汽方案实施的准确性。,主要做法,1）开展水平井双管、多点注汽技术试验，提高水平井蒸汽吞吐效果,（一）以三管分注为基础，以选层调剖为重点，规模应用注堵调一体化技术，提高了海外河油田水驱效果,针对海外河油田主力注水区块经过多年注水开发水驱油效果变差的问题，在已往调驱的基础上分别在海1块中心部位和海31块主力采油层段d22开展了“2+3”调驱试验，试验取得初步成功，提高了油田采收率，阶段增油6233t。,4 、研究与攻关，开展新工艺、新技术现场试验，为油田可持续开发提供技术支撑,海一块的H8-16、H8-17、H23三个井组
11、，截至2008年8月底，共注调剖剂前置段塞8405m3，注调剖剂主段塞46051m3, 注驱油剂前置段塞22169m3。,海1块,2）开展海外河油田“2+3”调驱技术，提高油田采收率,海31块,海31块试验6个井组从2007年8月17日开始实施，在试验期间，充分利用边水能量，实施主体部位3口井连续调驱，边部3口井段塞式调驱。 2007年10月16日完成调剖剂前置段塞注入工作，注调剖剂前置段塞12226m3；2007年10月17日开始注调剖剂主段塞。截至2008年8月底，累计注入主段塞66193m3。,（二）以提高油井蒸汽吞吐效果为目标，综合应用调堵排配套工艺技术，挖掘油井潜力，实现小洼油田的有
12、效开发,推广应用调堵排一体化技术和高温人工井壁防砂技术，配套应用水平井采油工艺技术，取得规模化措施效果；探索性开展水平井双管注汽技术和投球选注技术，有效提高油井注汽效果和周期产量，为小洼油田有效开发提供强大的技术支持。,小洼油田措施效果统计表,110个月份共实施综合治理措施12项，97井次 措施有效率91% 阶段增油8942t。,三、科技项目取得的成绩,（二）以提高油井蒸汽吞吐效果为目标，综合应用调堵排配套工艺技术，挖掘油井潜力，实现小洼油田的有效开发,2008年以提高吞吐井油气比为中心，以提高周期产量为重点，综合应用调堵排一体化技术、分层配汽、油层降粘驱油和投球选注等工艺措施，提高注汽质量，
13、增加回采能力，启动低渗油层，降低原油粘度，延长周期生产时间 实施4项49井次，阶段增油3192t，措施有效率86.1%，实现油田有效开发。,1 、综合应用调堵排一体化技术，改善小洼油田吞吐效果，实现小洼油田高效开发,调堵排一体化,分层注汽,复合降粘驱油,110月份实施调堵排一体化30井次，已注汽生产的21口井中，平均注汽压力提高2.1MPa。开井21口，日产油37.2t，阶段增油1582t。 主要做法： 对于孔隙度大、渗透率高，油井含水升高，层内吸汽不均匀的油井采取以调堵为主。 对于采油量小于15000t，存水量较大、油层厚度小的油井开展高温助排技术，达到提高回采水能力和单井周期产量的目的。
14、针对油井吞吐周期、采出程度、地下亏空、增油幅度的大小，开展连续和间隔调、堵、排技术的研究,为提高油层动用程度，在套管完好的油井上开展了低成本的分层配汽技术，并进行投球选注技术研究与应用。 110月共实施5口井，并在侧钻井（W38434C）上进行分层配汽技术试验，取得了较好措施效果。 开展投球选注试验，措施后注汽压力对比措施前提高1.0MPa，改善了吸汽剖面，阶段增油161t,油层降粘解堵技术：主要应用在吞吐周期4轮以内，周期生产时间低于4个月的油井、油汽低于0.25的油井上。共实施7井次，阶段增油2849t。 降粘驱油技术：针对小洼油田原油粘度高、供液能量低、回采困难的问题，实施降粘驱油技术，
15、提高油井周期吞吐效果。共实施5井次，因生产时间短，措施效果需进一步观察。,（二）以提高油井蒸汽吞吐效果为目标，综合应用调堵排配套工艺技术，挖掘油井潜力，实现小洼油田的有效开发,2、 规模化实施以高温人工井壁防砂为主的防排砂技术，提高油井生产时率，为油井正常生产提供有力保证,2008年实施了高温人工井壁防砂技术16口井，防砂有效率100%，阶段累增油5344t。 对出砂粒径粗且均匀的油井采取筛管防砂措施，既可有效阻挡粒径较大的地层砂，又可节约措施成本。2008年共实施3井次，开井3口，日产油6.5t，日产水58.4m3，阶段增油269t,填砂前对油层预处理，提高填砂效果 调整了携砂液浓度，提高填
16、砂量 采用新型温固型支撑剂 对于层间差异大、采液强度高的油井采用防、排结合综合防砂技术，并控制采液强度 填入部分石英砂，节约了防砂成本,主要做法,洼38块沙三段试验区自2003年8月开始先导试验，目前试验区注汽井注5口。与转驱前相比，开井数由10口增加到32口，日产油由8.6t/d 增加到72.0t/d，综合含水90.7%，采油速度1.7%。 为了确保洼38块沙三段蒸汽驱效果，以恢复蒸汽驱正常注汽为主要手段，在目前产量的基础上通过不断开展提液和完善井网工作提高日产油量。,3、加强蒸汽驱动态监测及跟踪调整，优化注汽参数，实现小洼油田产量的稳定,对生产井进行吞吐引效。共实施15口井，目前日产油26
17、.0t/d，日产液250.2m3/d，与吞吐引效前相比日增油17.0t/d，日增液145.2 m3/d。 提液工作在沙三汽驱井组主要根据生产动态对高液面、低泵效井进行检泵，和调整冲次14口，日增油13.7t/d。 加强水平井生产参数跟踪，实施动态调控。,主要做法,沙三段蒸汽驱,（二）以提高油井蒸汽吞吐效果为目标，综合应用调堵排配套工艺技术，挖掘油井潜力，实现小洼油田的有效开发,2008年在小洼油田采用防膨技术进行油层保护，利用大斜度抽油泵配套防偏磨技术实现抽油泵深下，利用中频电加热技术实现井筒降粘减少液流流动阻力和油层降粘解堵技术实现有效注汽等水平井配套工艺技术 共实施水平井配套工艺措施3项2
18、0井次，保证了小洼油田水平井高效生产,4、 创新与实践，应用水平井配套工艺技术，为水平井正常生产提供有力的技术支持,（二）以提高油井蒸汽吞吐效果为目标，综合应用调堵排配套工艺技术，挖掘油井潜力，实现小洼油田的有效开发,1、强化项目前期研究，编制重点工艺方案，明确项目实施的方向和目标,四、科技管理主要做法,九项技术方案,海1块综合治理采油工程方案 2008年产能建设采油工程方案 海外河油田CO2驱油技术方案 稳产60万吨再三年工艺技术方案 洼79井区有效注汽研究 海26块注汽配套技术研究 新海27块提高采收率技术研究 小洼油田东二油层二次开发采油工艺技术 海1块和海31块调驱稳产技术研究 ,在小
19、洼油田以油田产量稳定为目标，以提高老井吞吐效果为重点，综合应用多项工艺技术,在海外河油田以油藏开发指标实现和精细油藏描述为基础，继续以治水、治砂为重点，整合主导工艺技术，发挥技术整体合力，提高措施综合效果,注堵调一体化,以保证油井正常生产，延长油井检泵周期为目标，重点应用了地层深部防砂、高温人工井壁防砂技术,以新海27块二次开发为契机,2、树立区块综合治理理念，规模应用成熟工艺技术，改进完善四大技术体系，实现规模化效益,四、科技管理主要做法,水平井采油配套技术,调堵排一体化技术,防排砂技术,3、开展新工艺、新技术研究与试验，为油田长远发展做好技术储备,四、科技管理主要做法,新工艺新技术试验,水
20、平井双管注汽和多点注汽试验 开展了优选海1块、海31块调驱配方、优化施工参数的研究 开展了海外河油田CO2驱油的前期研究与室内试验 开展了小洼油田东三段油层大泵深下试验 开展了海外河油田不平井液体桥塞找堵水室内研究,4、规范项目的管理，强化措施跟踪，严格措施运行程序,在项目管理目标上,突出措施成功率、有效率、有效 期和投入产出比“四项指标”。,在项目实施上,强化措施论证、优化选井、方案 设计、精心施工“四关” 。,强调每周小结,每月总结,每季汇 报,每半年调整的制度。,在项目制度上,四、科技管理主要做法,2008年公司严格按照内控体系要求，认真执行金马公司科技项目管理办法，严格科技立项、审批、
21、招投标、合同管理、项目验收等技术项目管理程序，堵塞管理漏洞。,五、存在问题,2、海外河油田因成岩作用差、胶结强度低，生产过程中出砂现象较为普遍。因此，高渗透层堵水后，接替层生产压差增大，虽在开井初期采取了控制产液强度来减少出砂影响，但仍易造成油井出砂检泵；而对出砂检泵井再次采取防砂措施后易造成含水上升，导致堵水失效。,1、随着两区块开发进入中后期，储层中重质成份增加，原油粘度过高，防砂难度加大。同时，地层压力下降，出砂油井产能降低，尤其是海26块部分油井更为严重。,3、多轮次堵水井数在逐年上升，为了改善多轮次堵水效果，2007年通过扩大处理半径使得部分多轮次堵水井见到降水增油效果。但受公司投资
22、紧张环境的影响，给多轮次堵水挖潜带来了难度。海外河油田调驱措施运行费用高，目前海外河油田调驱9个井组平均注入调驱液670m3/d，月均费用180万元。,六、2007年科技项目跟踪情况,2007年油田公司科技项目实施情况统计表,七、2008年油田公司科技项目开展情况,2008年辽河油田公司科研与推广项目计划及实施表,一、指导思想 二、工作目标 三、保障措施,第二部分 2009年科技工作设想,四、主导工艺技术 五、主要攻关技术 六、2009年工作量安排,2009年科技工作指导思想是认真贯彻2008年油田公司科技大会精神，坚持推进科技进步，着力增强自主创新能力，完善科技创新机制，探索提高储量替换率和
23、采收率的新途径，不断拓展适合金马油田的增产增效技术，为创建科技大油田，实现金马公司“稳产60万吨再三年”目标提供坚强的技术保障。,第二部分 2009年科技工作设想,一、指导思想,二、工作目标,科技增油5万吨，措施有效率80，投入产出大于1:1.5,三、保障措施,1、编制重点工艺措施方案，指导现场实践，提高工艺技术的针对性和适应性,2、明确工作思路和工作重点，优化资金和措施结构，保障重点区块开发效果,3、规模应用并不断改进、完善成熟工艺技术，提高科技增油贡献率,按照公司“十一五”后期规划目标，科技投入将逐年增加，用于解决开发矛盾的新技术、新工艺的研究与试验随之增加，科技投入增大，在做好研究与试验
24、的同时，编制相关的技术方案，积极、主动向油田公司主管部门汇报，寻求技术和政策支持。,4、加快重点项目研究与试验，攻关难点技术,5、开展修旧利废、节约增效活动，降低措施费用,牢固树立过紧日子的思想理念，针对措施投入大，措施费用紧张的局面，通过优化配方和施工参数，确定合理用量，通过改进施工工艺和配方，节约化学措施成本；通过开展特种泵修复、筛管重复利用、封隔器修复，电加热井优化加热功率和加热制度，降低耗电量，合理设计施工工序，降低措施作业成本，开展机采优化设计，降低生产井的运行费用。,6、积极寻求院校的技术支持和上级主管的政策支持，保证公司长期稳定发展,根据油田开发不同时期出现的矛盾和瓶颈问题，创新
25、思想观念，转变工作思路，围绕公司产量和油田开发目标，以提高措施有效率、有效期和措施贡献率为工作重点，加大投入产出比高、增油效果好、措施有效率高的应用规模，增加水平井配套工艺技术的比例，把有限的资金投入到必要的项目上。,为实现“十一五”后期稳产目标，确定了重点攻关方向，编制二次开发区块采油工艺方案、产能建设采油工程方案，以及有针对性的洼79井区有效注汽技术方案、海26块水平井注汽采油配套技术方案、新海27块提高采收率技术方案、海1块和海31块调驱实施方案等研究课题，提高工艺技术的针对性和适应性。,进一步完善应用注堵调、调堵排、油井防砂和水平井配套技术。保证措施的成功率和增油效果，加强措施的前期研
26、究和论证，精心设计、精细施工、系统分析，保证公司的产量稳定。,随着公司水平井数增多，水平井产量占公司总产量的比例逐年增加，今后一时期着重加大水平井找堵水、有效注汽，水平井防砂，水平井高液量举升，水平井深抽等技术的研究，进一步提高水平井的开发水平。,四、主导工艺技术,针对海一块平面、层内矛盾突出，分注级别低，注水压力增高，调剖效果变差，油井出砂严重等问题，采油工艺技术思路是：以多轮次深度调堵技术为主，扩大调驱试验和油井防、排砂提液工作，最终形成以中心部位调驱为主，边部调剖为辅的稳油控水的格局，实现区块的稳产。,1、海1块,（一）海外河油田, 深度调剖, 调驱技术, 三管注水, 化学堵水, 防砂技
27、术, 油水井解堵, 大排量螺杆泵提液,在海1块边部寻找突破点，挖掘剩余油潜力。 为了克服调剖剂作用随径向距离增加而递减这一现象，2009年重点选择产量下降幅度大的井组进行实施，分别在调剖方式上、在配方上、在顶替量上进行优化与调整：以选层调剖为主，在边部以解决平面矛盾为主，增加调剖处理半径，中心部位以平面和纵向同时兼顾。 同时，在开展“水平井采油，直井注水”开发模式试验时，可以选择高渗透带上的注水井，早期实施深度调剖措施，防止注入水局部过早突破，造成水平井高含水生产。,海外河油田“2+3”调驱在两个区块试验取得了初步效果，根据“金马公司60万吨稳产再三年勘探开发规划”，2009年海1块“2+3”
28、调驱规模将扩大到5个井组，预计增油9000t。 与地质结合，充分论证，进一步确定“2+3”调驱井组，规划调驱井网，完善井网油水井对应关系； 搞好前期研究工作，与采油区及公司相关科室结合，优选注入方式（井场单井注入或单独建调驱站），资金预算等工作； 编制“2+3”调驱扩大规模实施方案； 随着“2+3”调驱规模的扩大，地面注入设施需改造。,按照地质配注方案组织实施： 合理优化管柱结构，进一步优化配水器及封隔器的下入位置，研究适用于三管注水管柱的安全接头，或防止沉淀物卡死封隔器的工具； 加快三管四配技术的试验； 配合深度调剖工艺，进行注水井段的细分重组； 三管理工作注水重组井，实施原井工具再利用和封
29、隔器修复工作，降低措施费用。,2009年化学堵水工作仍围绕海一块位于潜力区域的油井开展，配合调剖、调驱来实现注采单元的稳油控水。 对应调堵的规模应用； 开展好多轮次调堵试验，挖掘多轮次调堵井生产潜力； 开展好驱油+堵水试验； 以分层注水管柱为基础，研制适用于不同井身结构的分层堵水管柱，开展分层堵水研究。,针对海1块采出程度高，地下亏空严重，出砂严重的出砂井（年累积出砂大于0.5 m3的出砂井），采用地层深部填防砂技术。但由于填砂量逐年增加，将导致防砂费用增加。,在海1块部分因注水压力高而无法满足地质配注要求的注水井，继续开展油水井综合解堵技术，同时根据注水井段长、机械杂质和化学剂堵塞的特点，采
30、取分次解堵与定位解堵相结合，满足海1块细分注水配水需要。,海1块96口油井中，动液面高于-800m的油井38口，此38口油井采用大排量螺杆泵具备提液潜力。,四、主导工艺技术,针对海26块原油粘度大、出砂严重，注水三大矛盾突出，分注级别低，调剖堵水效果差等问题，近三年采油工艺技术思路是：开展以三管四配工艺为主，地层深部防砂、氮气泡沫调剖+螺杆泵排砂提液为辅的稳油控水技术和水平井注汽配套工艺技术的研究与应用，提高细分注水级别和水平井注汽吞吐效果，为水平井吞吐提供有力的技术支持，实现区块的稳产。,2、海26块,（一）海外河油田, 防砂技术, 水平井注汽配套工艺技术, 水平井深抽, 分层注水, 氮气泡
31、沫调剖,针对海26块油层原油粘度大、泥质含量高，油层埋藏浅，成岩作用差，出砂严重的出砂井（年累积出砂大于0.5m3），采用以地层深部防砂为主，以螺杆泵排砂为辅的防排砂技术，防砂前继续应用油层预处理技术研究。,对海26块油井注汽管柱采用真空隔热管与油管三级组合管柱，同时采用隔热管接箍密封器、双作用封隔器、环空注氮隔热相结合的隔热方式，配套井口为蒸汽驱热采井口，形成深层稠油高效注汽管柱，确保海26块水平井的注汽工艺技术实现。,采用深抽防偏磨技术，利用大斜度水平井抽油泵、抗弯防偏副、抗磨接箍与扶正器，实现管杆设备在大斜度井段不磨损，抽油泵在大斜度井段高泵效生产，提高油井的生产时率。,根据地质配注方案
32、，2009年分层注水技术将以三管四配工艺为主，合理优化管柱结构，提高细分注水级别；并根据地质配水调整和深度调剖工艺需要，进行注水井段的细分重组。,在氮气泡沫调剖试验取得成功的基础上，对海26块部分连通性好、地层亏空、油水粘度在150以上，注入压力低，吸水指数大，深部调剖不能解决注入水指进现象，对应油井高含水的注采井组，开展氮气泡沫调剖，封堵高渗透带，提高注水效果。,四、主导工艺技术,针对新海27块边底水活跃，水平井含水较高，部分油井因高含关井，油井吞吐后高产期短，注汽效果逐渐下降等问题，采油工艺技术思路是：开展水平井高效注汽技术和高液量举升技术研究与应用，加快水平井堵水技术研究步伐，提高油井单
33、井产量，进一步提高区块的采收率。,3、新海27块,（一）海外河油田, 水平井注汽, 水平井高液量举升,注汽管柱采用三级管柱组合、接箍密封器-双作用封隔器-环空注氮的组合隔热方式、蒸汽驱热采井口的稠油高效注汽管柱，对井段长、有夹层的水平井继续扩大双管注汽和多点注汽技术的应用，对定点注汽井实现动态管理，根据注汽轮次的变化相应调整注汽位置，保证水平段注够汽、注好汽。,随着开发时期的变化，新海27块将进入高含水生产期，此时对高液量举升提出了更高的要求，因此将借鉴SAGD举升技术的成功经验，引进更大排量的有杆抽油泵，同时扩大大排量螺杆泵的试验规模，满足新海27块的生产需要。,四、主导工艺技术,针对海31
34、块平面、层内矛盾突出，注水压力高，调剖效果变差等问题，近三年采油工艺技术思路是：东二段二油层组开展以中心部位调驱为主，边部调剖为辅的稳油控水技术，东三油层组开展解堵深抽技术，提高油井单井产量，实现区块的稳产。,4、海31块,（一）海外河油田, 调驱技术, 解堵深抽技术,搞好海31块d22“2+3”调驱是保证海31块稳产的重要工作，2009年重点做好现场注入压力、压降曲线、吸水剖面等跟踪评价和药剂配方、注入方式以及凝胶与驱油剂段塞的调整转换工作，保证调驱效果达到最小投入最大产出的目的。,对于海31块东三油层连通性差，油井产量低的油井，通过多脉冲加载压裂、聚能冲击和压力脉冲造缝等解堵技术改善油井近
35、井地带渗流能力后，采用深抽泵配套防偏技术实现油井深抽，提高油井单井产量。,四、主导工艺技术,针对小洼油田沙三油层主体部位开展蒸汽驱存在的油井液面低，水平井产量低和边部原油粘度高、流动性差，注汽吞吐困难、周期生产时间短、供液能量低等问题，近三年采油工艺技术思路是：在汽驱井区开展直井高温泵采油和水平井高效举升提液技术，在边部开展以调堵排一体化技术为主，以油层降粘助排驱油技术为辅综合增油技术，提高油井单井产量，实现沙三油层的开采效果。,1、沙三油层组,（二）小洼油田, 汽驱井区举升提液技术, 调堵排一体化技术, 水平井高效举升技术 为提高S3层水平井的产液能力，S3层水平井举升技术要以水平井大斜度抽
36、油泵、防偏磨技术为主，并适当调整现有设备，满足开发试验的生产需要。 直井高温泵采油技术 继续扩大金属补偿式高温泵和陶瓷泵的试验规模，同时，开展泵径在70mm以上耐高温抽油泵的研制与试验工作，实现蒸汽驱试验开发的注采平衡，确保蒸汽驱开发试验效果。,对S3层油汽比小于0.2的油井34口采用高温气体驱油剂来补充地层能量，提高油汽比。,在低轮次、低采出、低产能的油井开展以油层降粘解堵和复合驱油助排驱油技术，达到补充能量、提高洗油效率和回采能力的目的。, 油层降粘助排驱油技术,针对小洼油田东三油层主体部位周期生产时间短、供液能量低，低压低产井、关井增多；边部原油粘度高、油井出砂严重和水平井注汽压力高、油
37、汽比低；东部蒸汽驱存在的油井液面低、产液能力低等问题，2009年采油工艺技术思路是：开展以调堵排一体化技术为主，以油层降粘助排驱油技术和防排砂技术为辅的综合增油技术，并开展水平井配套技术和汽驱井区直井高温泵高效举升提液技术的研究与应用，提高东三油层的开采效果。,2、东三油层组,（二）小洼油田,1）调堵排一体化,2）投球选注,在前期取得成功的基础上，认真总结其规律性，以指导后期措施实施，提高措施有效率和周期产量，重点开展以下几项工作 （1）强化选井，提高措施的针对性 （2）优化施工参数，提高措施效果 增加药剂注入量，达到增大药剂波及体积的目的。 降低连续调堵排措施的比例，增加间隔调堵排措施比例。
38、,3）水平井配套,4）防砂技术,5）蒸汽驱举升,在现场试验的基础上，认真总结分析选井原则和技术界限，不断完善并扩大应用规模，减少措施投入。,3）水平井配套 （1）注汽工艺技术 注汽管柱采用二级真空隔热管组合、接箍密封器-双作用封隔器-环空注氮的组合隔热方式、蒸汽驱热采井口的稠油高效注汽管柱，确保水平井高效、安全注汽；同时，对井段长、有夹层的水平井继续扩大双管注汽和多点注汽技术的应用，提高水平井的均匀动用程度；对定点注汽井实现动态管理，根据注汽轮次的变化相应调整注汽位置，保证水平段注够汽、注好汽。,3）水平井配套 （2）油层降粘解堵技术 针对水平井注汽压力高，注采效果差的问题。采用油层降粘解堵解
39、除近井地带的堵塞物，恢复地层的渗透率；溶解地层砂粒间的胶结物，提高地层的渗透率，增加油水井增产、增注效果。 在首轮注汽时增加解堵剂用量，并采用过量顶替的办法，加大水平段的处理半径，提高近井地带的渗流能力。 对周期产量低的水平井，加大降粘剂的用量，延长生产周期，从而提高油井的周期产量。,3）水平井配套 （3）水平举升技术 由于小洼油田D3层位地层压力相对较低，举升系统采用水平井深抽防偏磨技术为主，同时对于注汽压力高、周期短的油井采用一次管柱泵注采工艺，缩短作业周期、降低作业费用、提高油井生产时率，实现水平井的高效开发。,对单井年累积出砂量大于0.5m3的严重出砂井，采取高温人工井壁防砂技术进行防
40、砂 对于油层薄，采液强度高的油井和生产油层多且层间差异大的油井实施高温人工井壁防砂后，辅助筛管挡砂，以提高防砂有效期； 对出砂轻而卡泵的油井采用筛管挡砂与排砂泵相结合的挡排砂措施；优化施工工艺：对地层压力低，地层漏失严重的油井采用压裂封隔器封套管填砂。,在D3层位蒸汽驱开发试验的3个井组，对井口温度低于80的油井采用金属补偿式抽油泵生产，对于井口温度高于80的油井采用耐高温陶瓷泵生产，确保蒸汽驱开发试验效果。,针对小洼油田东二油层油水关系复杂、油井高含水，油藏埋藏浅，压实作用差，胶结疏松，油井普遍出砂等问题，近三年采油工艺技术思路是：配合水平井二次开发开展水平井配套技术和以筛管防砂、防砂泵排砂
41、为主，螺杆泵的排砂为辅的稳油控水技术的研究与应用，提高东二油层的开采效果。,3、东二油层组,（二）小洼油田, 水平井配套, 防砂技术,对小洼油田D2层位年累积出砂小于0.5m3的出砂井，2008年后4个月及后三年继续开展以筛管防砂、防砂泵排砂为主的防排砂技术，年累积出砂大于0.5m3的出砂井，开展高温人工井壁防砂技术。, 螺杆泵稳油控水,在D2层系高含水生产井上继续开展螺杆泵稳油控水试验，根据监测电流、扭矩、功率及动液面的变化及时调整油井的生产状态，扩大应用规模。,四、主导工艺技术,针对黄沙坨油田地层压力下降快、底水锥进迅速快，见水井增多、部分低效井的问题，近三年采油工艺技术思路是：开展油藏高
42、部位氮气压水锥和柔性颗粒调堵剂封堵裂缝相结合的“压堵”一体化堵水技术、氮气+水交替注入或CO2+水交替注入等有效注水技术的研究试验和深抽防偏磨技术推广应用，提高油田开发水平。,（三）黄沙坨油田,2009年重点选择不能连续生产的油井实施，有效提高泵的沉没度，保证油井正常生产。,五、主要攻关技术,洼38块东二段地质储量1076104t，经过十几年的开发，目前区块综合含水高达90，采油速度0.4，采出程度仅6.9。 主要开发矛盾表现为：直井开采含水上升快、油井水淹严重；直井单采液量低，提掖困难。为了改善东二段开发效果，解决薄层含水油藏直井无法提液增油的问题，有必要探索东二段水平井整体部署进行二次开发
43、的必要性，并对水平井整体开发进行规划部署,研究内容： （1）地层精细划分与对比； （2）构造精细解释与微构造研究； （3）沉积体系与沉积微相研究； （4）储层精细表征； （5）油藏综合评价； （6）水平井部署与优化设计。,1、洼38块东二段油层水平井整体部署研究,达到目标： 在进一步精细油藏地质研究的基础上，研究东二段水平井整体部署进行二次开发的必要性，并整体规划部署水平井网，提高最终采收率。预计需要研究经费60万元。,五、主要攻关技术,（1）水平井找水技术研究：将开展水力输送式水平井氧活化测井工艺技术、光纤找水技术、套管完井水平井段一体化智能找水三项水平井找水技术研究工作。,2、水平井堵水技
44、术研究,2009年上半年计划与石油大学合作开展水平井堵水研究工作，2009年下半年投入现场试验1口井，计划投入资金80万元。先期堵水试验应在新海27块开展,（2）水平井堵剂体系的研究：根据水平井特点，将研制适合于不同类型油藏的水平井系列堵水剂。,（3）水平井堵剂性能的模拟测试方法研究：将开展物理模拟试验测定水平井堵剂的封堵性能，微观可视化模型模拟水平井的出水规律、水平井堵剂的注入性能评价与测试等研究工作。,（4）水平井堵水工艺研究：根据不同的出水部位设计出对应的封堵工艺：保护液-井底压力平衡法封堵工艺、笼统注入法、可解堵剂暂时封堵法。同时结合水平井和各堵剂特点，对堵剂段塞进行优化设计和组合，实
45、现有效封堵。,五、主要攻关技术,（1）研究强度不同或失去流动性时间不同的堵剂，在不同轮次中交替使用，减少多轮次调剖影响的重叠。 （2）研究低成本扩大调剖半径的有效方法 （3）研究施工工艺。 （4）2009年上半年完成相关内容的室内研究，下半年选择2口井进入现场试验，根据调剖效果确定是否扩大试验规模。,3、多轮次调堵技术试验,目前胜利油田采油院研发的循环砾石充填和挤压砾石充填两套水平井管内防砂工艺技术已成为疏松砂岩水平井前沿的防砂新技术。 2009年进行水平井防砂技术调研，选择水平井防砂效果好的防砂工艺和施工单位，进行技术储备。,4、水平井填防砂技术,五、主要攻关技术,对小洼油田部分高含水油井，2009年拟开展“稠油蒸汽吞吐井凝胶泡沫调剖与催化降粘技术研究”。研制的技术体系将具有调剖、堵水、降粘一体化综合性能，以提高小洼油田吞吐井的油汽比，保证油田产量稳定。,5、稠油蒸汽吞吐井凝胶泡沫调堵与催化降粘技术研究,主要研究内容 凝胶泡沫体系、催化降粘体系的筛选 凝胶泡沫体系的封堵性能评价 催化降粘物理模拟实验 现场施工工艺设计 2009年上半年完成室内研究，下半年进入现场试验。,六、2009年工作量安排,9年采油工艺技术推广与研究项目及资金预算表,谢谢,请领导批评指正,
