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1、創(chuàng)新管理模式強(qiáng)化技術(shù)配套 不斷提升采油工藝挖潛水平 中原油田分公司采油五廠 二O。二年十二月 常生產(chǎn)的四大因素。在生產(chǎn)過程中如何優(yōu)化井筒工藝配套，減輕 砂、蠟、氣、斜對生產(chǎn)的影響，對控制躺井、延長檢泵周期有著 重大意義。采油五廠通過幾年來的探索創(chuàng)新，井筒“五防”配套 技術(shù)形成系列化。 1、井筒防砂工藝技術(shù) 按照儲層特點和出砂情況，形成了以機(jī)械擋砂和沉砂為主，化 學(xué)抑砂為輔的防砂工藝原則。工藝實施上按出砂強(qiáng)度的大小確定 防砂方式（機(jī)械防砂擋、排、沉或化學(xué)防砂）；按粒度中值確定油 井機(jī)械防砂工具，形成了由普通防砂管到鍥合金防砂管、旋流沉 砂器、長柱塞防砂泵等防砂配套工藝技術(shù)。出砂井的平

2、均檢泵周 期由1996年的201d延長到目前的364d。 2、油井防偏磨工藝技術(shù) 制定了防偏磨技術(shù)三原則：一是減少偏磨次數(shù)原則，按“長沖 程，慢沖次”優(yōu)化抽汲參數(shù)來減少單位時間內(nèi)的偏磨次數(shù)；二是 消滅井筒偏磨原則，對供液能力強(qiáng)的井優(yōu)選無桿泵采油方式，消 滅井筒偏磨；三是降低能耗原則。通過開發(fā)應(yīng)用斜井受力分析軟 件，合理選擇用量和布置抽油桿扶正器安裝位置，使抽油桿柱和 油管間所受阻力最小，最終達(dá)到降低懸點載荷和降低能耗的目的。 完善油井防偏磨工藝技術(shù)：形成了 “兩旋、兩扶、一軟件” 的從地面設(shè)計到井下桿、管、泵整體配套防偏磨工藝。兩旋一一 旋轉(zhuǎn)井口和旋轉(zhuǎn)懸繩器；兩扶一一抽油桿扶正和油管扶正

3、；一軟件一一斜井扶正防偏磨優(yōu)化軟件。通過斜井防偏磨技術(shù)整體實施, 偏磨井檢泵周期由1996年的233d延長到目前的412do 3、油井防蠟工藝技術(shù) 為減少油井結(jié)蠟對生產(chǎn)的影響，采油五廠工程系統(tǒng)不斷引進(jìn) 清防蠟新工藝新技術(shù)，形成了連續(xù)防蠟和不連續(xù)防蠟兩大系列八 種清防蠟手段。連續(xù)防蠟工藝一一固體防蠟器、自動清潔器、強(qiáng) 磁防蠟器、防蠟油管、復(fù)合防蠟工藝；不連續(xù)清防蠟工藝一一空 心桿熱洗、熱洗防漏閥和加清防蠟劑?；緷M足了胡慶油田不同 井況、不同生產(chǎn)管柱油井的清蠟需要，降低了油井因結(jié)蠟產(chǎn)生的 躺井隱患，基本消除了熱洗清蠟 排水期長、熱洗液漏失造成的占 產(chǎn)減產(chǎn)問題。 空心桿熱洗流程圖 Q25-

4、6、Q41 井于 2002 年 7 月 份和9月份分別下入空心桿熱洗 管柱，兩口井進(jìn)行熱洗試驗后， 與常規(guī)熱洗相比有以下幾個優(yōu) 點：一是熱洗時間在1-2小時，較 常規(guī)熱洗工作時效提高2-4倍；二是熱洗液返出時間短10-25min, 提高了熱洗效率；三是熱洗后排水期短（3-8小時），含水恢復(fù)時 間快，產(chǎn)量恢復(fù)期短，影響產(chǎn)量極?。凰氖菬嵯唇橘|(zhì)不與地層接 觸，不污染油層。Q41井熱洗情況見下表。 Q41井熱洗情況表 時間 溫度。C 電流A 排量m3/h 含水％ 進(jìn)站溫 度。C 400C 出 口 井口溫度 12:00 0 30 48/24 6 1 24 12:10

5、90 32 49/26 6 1 27 12:20 90 45 50/26 6 1 32 12:35 90 50 50/24 6 30 42 12:45 90 63 48/26 6 78 50 13:00 90 65 48/25 6 95 57 13:15 90 70 47/24 6 93 60 13:30: 90 67 46/24 6 96 63 14:00停洗 90 67 46/24 6 95 62 22:00 32 46/22 6 3 25 4、油井防氣工藝技術(shù)

6、 按照油氣比大?。?0n?/t）形成了兩項配套技術(shù)。油氣比小于 60m3/t的井采用小直徑氣錨；油氣比大于60m3/t的井采用高效氣 錨和防氣泵，使用井泵效平均提高10.3%,有效減少氣體對生產(chǎn) 的影響。 5、稠油開采技術(shù) 稠油開采技術(shù)形成了 “三大一小”一大泵、大管、長沖程和小 沖次的井筒配套原則，應(yīng)用了抽稠泵、井下電加熱器、空心桿電 加熱和化學(xué)降粘等配套工藝技術(shù)。 （二）深抽增效明顯 深油提液是一項投入少、見效快的常規(guī)工藝措施。近年來通 過配套油管錨定技術(shù)和深抽減載器，實現(xiàn)了大（?。┍蒙畛樘嵋?下泵深度的突破，達(dá)至!I 了 56mm下深2000m、44mm下深2300m、 38m

7、m下深2900m、32mm下深3300m的超深抽新指標(biāo)。解決了 常規(guī)抽油技術(shù)無法實現(xiàn)的大泵深抽提液的問題；為低能、超深、 邊探井生產(chǎn)提供了有力的技術(shù)支撐。2002年1-10月，共實施深抽 措施47井次，措施有效率85%,累計增油4141.2t。 2002年油管錨定大泵深抽效果統(tǒng)計表 井號 對比 工作制度 產(chǎn)狀 動液面 泵效 累增油 液 油 含水 7-62 前 56*3*4.5*1441 21.2 1.1 95 1333 44.4 45 后 56*4.8*4*1798 33.9 2 94 1736 49.9 C12-27 前 44*4.

8、8*4.5*1898 24.3 2.2 91 1566 51.4 64 后 56*4.8*6*1808 78.2 6.3 92 1108 77.2 HC23 前 38*4.8*5*2001 13.2 6.9 50 1243 33.8 117 后 44*4.8*5*2187 18.6 9.7 48 / 35.4 X10-I2 刖 50*4.8*6.3*1807 41.6 3.3 92 1520 49.1 42 后 56*4.8*4.7*1757 50.5 4 92 / 63.2 合計

9、 268 （三）水井分注工藝不斷完善 隨著油田注水開發(fā)時間的推移，日益復(fù)雜的井筒技術(shù)狀況，給 分注工藝提出更高的要求。采油五廠通過引進(jìn)應(yīng)用、聯(lián)合研發(fā)和 獨自研制新技術(shù)并重的思路，搞好分注工作。到2002年10月底 分注率達(dá)到60.9%,居全局領(lǐng)先水平。 1、引進(jìn)應(yīng)用Y341-U4封隔器+雙向錨高壓分注管柱，滿足高 壓注水井分注的需要。2000年以來，共應(yīng)用該工藝32井次，目 前在平均注水壓力已達(dá)24.5MPa下，取得了較好的分注效果。 2、應(yīng)用高壓機(jī)械封隔器，解決了斜井分注封隔器有效期短、 大斜度造成膠筒偏磨和座封不居中的問題，同時簡化了注單層管 柱結(jié)構(gòu)。應(yīng)用12井次，在平均注

10、水壓力16.8MPa下，封隔器有效 期已達(dá)85天。 3、推廣應(yīng)用兩級三段高壓分層注水工藝管柱。2002年共應(yīng)用 該工藝管柱18 口井22井次，工藝成功率達(dá)到100%。封隔器有效 期最長的已達(dá)244天。增加水驅(qū)動用儲量HX104t,對應(yīng)油井累 計增油2853to 4、自行設(shè)計并試驗新型井口高壓單流閥、直腔懸掛式高壓井 口，降低了壓力波動和油管掛刺漏對封隔器有效期的影響。 5、試驗同心集成分注技術(shù)，滿足油田細(xì)分注水要求。目前偏 心配水管柱，投撈測試工作量大，且要求兩級配水器之間間距不 小于8m,這一條件制約了進(jìn)一步細(xì)分注水。同心集成分層注水技 術(shù)最小卡距2m,可實現(xiàn)六個層段以內(nèi)的細(xì)分層注水，

11、一次投撈可 同時調(diào)配三層，分層流量或分層壓力可實現(xiàn)同步測試，消除層間 干擾，測試精度大幅度提高。9月份應(yīng)用該技術(shù)已在5-133井試驗, 達(dá)到了隔層3.1M,注水層1層3.0M小卡距、小薄層細(xì)分注水要求。 （四）改善剖面、提高采收率技術(shù)針對性增強(qiáng) 面對井筒狀況日益復(fù)雜、油層出砂嚴(yán)重、注水壓力不斷升高、斜井逐漸增多等技術(shù)難題，廣大技術(shù)人員不斷整合單項技術(shù)，努 力研發(fā)應(yīng)用新技術(shù)，形成了靈活多樣實用高效的改善剖面及提高 采收率技術(shù)。 1、降壓增注技術(shù) 目前胡慶油田注水壓力25MPa以上的注水井達(dá)52 口，最高注 水壓力達(dá)到37.2MPa,單井注水壓力呈現(xiàn)逐年上升趨勢。高壓注 水給油田開發(fā)帶來了

12、極大的困難。2002年在正確判斷注水井高壓 成因的基礎(chǔ)上，應(yīng)用了物理和化學(xué)兩種降壓增注工藝。 化學(xué)法降壓增注主要應(yīng)用了酸化工藝和自生氣降壓增注，打破 以往解堵工藝的局限性。2002年1—10月份共實施水井降壓增注 16井次（酸化13井次，自生氣降壓增注3井次），工藝成功率100%, 措施有效率91.3%o累增注70935m3,平均單井降低注水壓力 10.2MPa,對應(yīng)油井增油842t。 試驗了物理法降壓增注工藝（主要應(yīng)用了強(qiáng)磁振蕩解堵增注器 和電脈沖解堵工藝）。2002年開展物理法降壓增注12井次（磁振 蕩降壓增注工藝試驗11井次，電脈沖解堵1井次），取得了一定 的降壓增注效果。 2、調(diào)

13、剖工藝 注水井調(diào)剖作為高含水開發(fā)階段控水穩(wěn)油的一項重要措施， 2002年共實施32井次，其中層間調(diào)剖22井次，層內(nèi)深部調(diào)剖10 井次。層間調(diào)剖改善了注水剖面，啟動了中差層。經(jīng)8 口井吸水 剖面資料對比，有5 口井剖面變化明顯，調(diào)前吸水厚度37.9m/20 層,調(diào)后吸水厚度9L43m/37層，啟動新層53.53m/17層，啟動壓 力上升3-5MPa,注水壓力上升2-8MPa；層內(nèi)深部調(diào)剖提高了 I 類儲層采收率，經(jīng)3 口井吸水剖面資料對比，層內(nèi)吸水厚度有一 定的改善，調(diào)后啟動壓力上升2-4MPa,注水壓力上升3?5MPa。 2002年調(diào)剖井對應(yīng)油井累計增油4840t,降水28784m3。 2

14、002層內(nèi)調(diào)剖主要應(yīng)用S-2000顆粒微觀流向改變劑、雙液法 和WD稀體系調(diào)剖劑。H5-57為胡五塊的一口注水井，注水層位 S3上，”7?\對應(yīng)油井X5-41、HC5-27,井組地質(zhì)儲量8.6萬噸。 連通性較好的S3尸的6、7號砂體，注入水沿層內(nèi)高滲帶突進(jìn)， 造成對應(yīng)油井水淹，含水均在93%以上，層內(nèi)矛盾表現(xiàn)突出。為 了緩解層內(nèi)矛盾，決定對$3中2的11、12號層進(jìn)行深部調(diào)剖。 2002519616應(yīng)用撬裝式注入裝置進(jìn)行層內(nèi)深部調(diào)剖施工，分層 工藝管柱，S-2000調(diào)剖劑注入濃度為0.2%,注入量2670 m3。H5-57 井深調(diào)前17.2MPa下日注52m3,深調(diào)后17.5MPa下日注60m

15、3, 調(diào)剖前后注水壓力及注水量未發(fā)生明顯變化，說明調(diào)剖劑向地層 深部運移，未在近井地帶濾失后產(chǎn)生濾餅封堵。對應(yīng)2 口油井 (HC5-27和XH5-41)見到明顯增油效果，井組平均日增油5.3t。 截止10月底該井組累增油690.8t,累降水3052m30S2000深剖調(diào)剖效果統(tǒng)計表 施工井號 施工層位 對應(yīng)油井 措施前產(chǎn)狀 措施后產(chǎn)狀 日增油 累計增油 累計降水 日產(chǎn)液 日產(chǎn)油 含水 日產(chǎn)液 日產(chǎn)油 含水 5-57 S3中2 N5-41 20.7 0.2 99 22.4 2.9 87 2.7 283.3 272.8 C5-27 23

16、.9 1.7 93 27.5 3 89 1.3 407.5 32.4 12-104 S3 中 9-10 12-33 44 1.8 96 43.6 1.3 97 N12-131 45 3.3 90 47.2 3.8 92 0.5 42.4 188.8 12-157 31.1 6.5 79 69.1 10 85 3.5 338.9 N12-86 23.2 2.9 88 31 4 87 1.1 106.1 5-123 S3 上 3.4 H5-184 50.7 1.5 97 63

17、.4 10.1 84 8.6 197.8 5-61 S3中8 H5-63 23.7 0.2 99 15.5 0.2 99 H5-66 合計 1376 494 3、三次采油技術(shù) 按分公司年初制定的三次采油工作部署，2002年采油五廠三 次采油計劃實施預(yù)交聯(lián)聚合物調(diào)驅(qū)15個井組，交聯(lián)聚合物調(diào)驅(qū)1 個井組，復(fù)合驅(qū)4個井組，微生物和SD單井吞吐30井次，計劃 年增油7800噸。目前三采項目共計實施20個井組和31井次，累 計注入調(diào)驅(qū)劑76238m3,累計增油7050噸,預(yù)計全年

18、增油8400 噸，可較好完成了年初制定的計劃。其中實施交聯(lián)聚合物調(diào)驅(qū)1 井組，累計增油1650噸；預(yù)交聯(lián)聚合物調(diào)驅(qū)12井組，累計增油 2300噸；S-2000球形顆粒調(diào)驅(qū)5井組，已實施完的4個井組，累 計增油1376噸；預(yù)交聯(lián)+SD復(fù)合調(diào)驅(qū)2井組，累計增油1100噸; 微生物單井吞吐23井次，SD單井吞吐8井次，累計增油624噸。 2002年S-2000球形顆粒調(diào)驅(qū)與微生物單井吞吐技術(shù)在現(xiàn)場應(yīng)用 取得了較大突破，S-2000球形顆粒調(diào)驅(qū)措施有效率達(dá)到了 100%, 階段投入產(chǎn)出比達(dá)到1： 2.8；微生物單井吞吐技術(shù)措施有效率由 過去的50%提高至U目前的83%,目前日增油水平16噸。如H5-1

19、20 井由施工前的4.3/0.3/94%變?yōu)?.6/3/54%,該井累計增油100t,增 油效果明顯。在現(xiàn)場應(yīng)用取得了較好效果的同時，室內(nèi)研究也取 得了較大突破，由采油五廠承擔(dān)的高溫高鹽二元復(fù)合驅(qū)技術(shù)研究 項目，目前已研究出了耐溫耐鹽的二元復(fù)合驅(qū)體系配方，并完成 室內(nèi)評價，預(yù)計明年4月份將進(jìn)入現(xiàn)場實施。 4、封堵套漏技術(shù) 為解決胡慶油田油水井破損的堵漏修復(fù)問題，降低油水井生 產(chǎn)作業(yè)成本，針對套管破損穿孔漏失等井筒狀況惡化問題，開展 了油水井化學(xué)堵漏技術(shù)的研究，研制開發(fā)出了新型高強(qiáng)度微膨脹 化學(xué)堵劑。為封堵套漏、井網(wǎng)修復(fù)提供了有力的技術(shù)保證。 為解決上部封套漏、停注層及高壓注水井保護(hù)上部套

20、管的問題 推廣應(yīng)用了高壓頂封封隔器。該管柱不受注水壓力波動的影響， 封隔器采用了肩部保護(hù)，防止了下井過程中膠筒受到損害，減少 了封隔器座封后造成的肩部“流動”，提高了膠筒的抗剪切能力和 耐壓差值，實現(xiàn)了新的突破。共應(yīng)用該工藝管柱33 口井36井次, 工藝成功率達(dá)到100%,封隔器有效期最長的已達(dá)540天，減少無 效注水23萬方，對應(yīng)油井累計增油54546。 5、化學(xué)堵水工藝 注入水沿高滲透帶突進(jìn)，嚴(yán)重影響水驅(qū)效果。為完善注采井網(wǎng), 達(dá)到控水穩(wěn)油的目的，在總結(jié)以往化學(xué)堵水工作的基礎(chǔ)上，完善 了油水井化學(xué)堵水工藝技術(shù)，提高堵劑性能，取得了良好效果， 最終實現(xiàn)了高強(qiáng)度封堵。2002年主要應(yīng)用HT

21、-01、WD、YLD等 堵劑及分層堵水管柱，累計實施化學(xué)堵水29井次，工藝成功率 100%,措施有效率68%,累計增油2325L累計降水21970L （五）修復(fù)井筒，完善井網(wǎng)技術(shù)日趨成熟 老井側(cè)鉆、大修、下4時套是修復(fù)井筒、完善井網(wǎng)、挖掘剩 余油的有效途徑。2002年采油五廠在側(cè)鉆、大修、下4時套工藝 上開展了一項研究、進(jìn)行了一項改進(jìn)、完善了一項技術(shù)、研制開 發(fā)了電泵打撈工具，使完善井網(wǎng)的技術(shù)更加成熟。開展了復(fù)雜打 撈技術(shù)的研究，優(yōu)化了鉆具組合，加工制作了組合沉淀杯，推廣 應(yīng)用了高強(qiáng)度磨錢工具，使12-35、12-99、12-17復(fù)雜井況下4時 套管工藝取得了成功；進(jìn)行了固井水泥漿體系的改

22、進(jìn)。增加了下 4套管井測井溫曲線工序，根據(jù)固井段的井溫梯度，確定水泥漿 初凝時的溫度以及合理的添加劑比例，保證水泥漿體系在不同區(qū) 塊、不同的單元的初凝時間滿足現(xiàn)場施工需要；完善了 4時套管 懸掛回插技術(shù)，通過對5%時懸掛器改成回插式懸掛器，解決了下 套管需用2%正扣鉆桿進(jìn)行輸送的弊端；研制開發(fā)了電泵打撈工具 （電泵葉輪打撈筒、電泵葉輪套銃筒和電泵電纜套銃筒）三件套, 成功進(jìn)行了 3 口井落井電泵的打撈。2002年共實施大修工藝12 口井，累增油4000t;實施側(cè)鉆7 口井，增加可采儲量2002年共實施4套10井，累計增油938t,恢復(fù)控制儲量32.2X 一、概況371 （一）地質(zhì)概況371

23、 （二）油水井生產(chǎn)及工藝技術(shù)現(xiàn)狀372二、創(chuàng)新管理模式，不斷提升管理水平375 （一）建立六位一體井筒管理模式，提升機(jī)采管理水平375 （二）推行作業(yè)聯(lián)隊運作模式，實現(xiàn)資源的優(yōu)化配置????376三、強(qiáng)化技術(shù)配套，提升工藝水平377 （一）井筒“五防”技術(shù)系列化377 （二）深抽增效明顯380 （三）水井分注工藝不斷完善380 （四）改善剖面、提高采收率技術(shù)針對性增強(qiáng)382 （五）修復(fù)井筒，完善井網(wǎng)技術(shù)日趨成熟386 （六）防腐水平不斷提高387 （七）節(jié)能新技術(shù)推廣效果顯著387104t,可采儲量 11.2X10% （六）防腐水平不斷提高 隨著近幾年系統(tǒng)防腐工作的不斷

24、細(xì)化，通過強(qiáng)化管理、應(yīng)用 新技術(shù)新工藝、提高防腐工作科技含量，加強(qiáng)監(jiān)測評價，提高了 油井井筒防腐效果；進(jìn)行區(qū)域范圍內(nèi)提高加藥濃度縱向試驗，有 效降低了系統(tǒng)腐蝕速率；組織新型水處理殺菌劑的現(xiàn)場試驗，保 證了水質(zhì)達(dá)標(biāo)；研制并推廣應(yīng)用金屬罐新型復(fù)合涂料，解決大罐 外防腐問題；井筒陰極保護(hù)、固體緩蝕劑及水溶性緩蝕劑等新技 術(shù)的應(yīng)用，使采油五廠防腐水平不斷提高。一是生產(chǎn)系統(tǒng)腐蝕穿 孔得到有效控制，1-10月全廠生產(chǎn)系統(tǒng)腐蝕綜合穿孔78次，較去 年同期下降4.8%；二是生產(chǎn)系統(tǒng)腐蝕速率遠(yuǎn)低于部頒標(biāo)準(zhǔn) 0.076mm/a （油系統(tǒng)平均腐蝕速率0.0306mm/a,水系統(tǒng)平均腐蝕 速率0.0439mm/a）；

25、三是系統(tǒng)綜合防腐能力進(jìn)一步提高。油井產(chǎn) 出液平均含鐵在從2000年6月的41.4mg/L下降到2002年6月的 26.6mg/Lo （七）節(jié)能新技術(shù)推廣效果顯著 廣大技術(shù)人員立足生產(chǎn)實際，在成熟中找不成熟點，開展技 術(shù)創(chuàng)新，逐步形成了一系列節(jié)能新技術(shù)，應(yīng)用于生產(chǎn)見到了良好 的經(jīng)濟(jì)效益。 在電力系統(tǒng)節(jié)能方面：開發(fā)了抽油機(jī)專用節(jié)能電機(jī)，實現(xiàn)了 同一機(jī)殼兩個額定極限功率同一運行方式，與普通電機(jī)相比，平 均單井電流降低46%,單井平均節(jié)電率26.3%,現(xiàn)已在油田全面 推廣；研發(fā)了十二極低速電機(jī)，滿足了部分低產(chǎn)井低沖次運行的 要求，平均節(jié)電率33.2%；開發(fā)了 KX-3yc抽油機(jī)節(jié)能控制箱，減 少

26、了電動機(jī)的機(jī)械硬特性與抽油機(jī)交變負(fù)載不相匹配造成的電能 損失，綜合節(jié)電率為23.8%；研制了防盜計量箱，有效防止了外 部環(huán)境干擾和私拉亂接竊電造成的電量流失及供電系統(tǒng)不平穩(wěn)現(xiàn) 象，日減少電量流失2.2Xl()4kwh。 在抽油機(jī)節(jié)能方面：推廣應(yīng)用摩擦換向抽油機(jī)，采用智能模擬 及數(shù)字混合控制，摩擦輪傳動工作機(jī)構(gòu)。具有啟動換向平穩(wěn)、沖 擊力小、參數(shù)可獨立無級調(diào)節(jié)、光桿上下行速度可分別控制的特 點，單井日耗電量下降220kW?；推廣應(yīng)用偏輪游梁抽油機(jī)，與常 規(guī)抽油機(jī)相比，在相同工況下，懸點動負(fù)荷和最大線速度小，減 速箱扭矩降低30?50%,平均節(jié)電率30%；推廣應(yīng)用異相平衡旋轉(zhuǎn) 驢頭增程式抽油機(jī)，

27、實現(xiàn)了小機(jī)大沖程目的，降低了凈扭矩，平 均增程60%,節(jié)電16.7%。 (A) CLO2污水處理技術(shù)初見成效 應(yīng)用CLO2復(fù)合發(fā)生器產(chǎn)生CLO2的處理污水是采油五廠于 2002年2月份開展試驗的一項新型污水處理工藝，主要解決了原 改性水處理工藝污泥殘渣量大、腐生菌高(達(dá)IO,個屆1)難以殺死 的問題。其原理為：CLO2在水中的氧化還原電位高達(dá)L5V,能迅 速將水中Fe?+氧化成Fe3+,Fe3+在PH值為7.0-7.5時形成的Fe(OH)3 膠體絮凝能力強(qiáng)，可大量吸附原水中的機(jī)雜，在除鐵劑的作用下, 達(dá)到快速沉降、分離，提高水質(zhì)濾膜系數(shù)的目的；CL02與細(xì)菌及 微生物蛋白質(zhì)中的部分氨基酸發(fā)

28、生氧化■還原反應(yīng)，使氨基酸分解 破壞，從而控制微生物繁殖，還可迅速氧化破壞病毒衣殼上的酪 氨酶，導(dǎo)致細(xì)菌死亡。通過實施該技術(shù)，使污水的PH值由8-9 降到7-7.5,污泥殘渣量減少了 40%,腐生菌含量降低到小于IO1 個/ml, SRB含量降低到小于IO2個/ml。由于PH的降低，注入水 與地層的配伍性增強(qiáng)，對減輕地層污染及堵塞起到一定的作用， 實現(xiàn)了胡慶油田注水水質(zhì)穩(wěn)定硬達(dá)標(biāo)。 四、當(dāng)前胡慶油田采油工藝技術(shù)面臨的挑戰(zhàn) （一）斜井分層調(diào)、堵、解、分注工藝成功率低的挑戰(zhàn) 胡慶油田近幾年投產(chǎn)的多靶定向井和側(cè)鉆井使大斜度井?dāng)?shù)量 增多，有的井斜達(dá)到了 50°以上，僅最大井斜角大于30。的油井

29、就有71 口，占井斜角大于5。斜井的34.5%,目前進(jìn)行油層分層 改造或找漏、找竄工藝使用的傳統(tǒng)直井封隔器，因大井斜段套管 與封隔器膠皮的摩擦使膠皮損壞，失去封隔器密封性能，造成作 業(yè)返工，導(dǎo)致工藝無效。嚴(yán)重時會因封隔器不解封或不完全解封 卡在井中造成事故。由于大斜井配套工藝不夠完善，進(jìn)行有針對 性地分層改造難以正常實施。 （二）深層及差層改造挖潛難度大的挑戰(zhàn) 2002年新投入開發(fā)劉莊地區(qū)，主要含油層層位為沙一和沙二 下亞段，含油層段2700?4700米都有分布，平均油層中深3500米, 與胡狀老區(qū)相比油層中深超深且縱向跨度大。儲層中5-15%的伊 蒙混層礦物導(dǎo)致沙一段、沙二下亞段為中等偏

30、強(qiáng)水敏（遇水膨脹） 傷害（III）,水敏系數(shù)0.47-0.55；沙二段和沙二下亞段儲層中綠泥 石含量高達(dá)50-60%,酸敏系數(shù)0.89-L0,有明顯的酸敏性（遇酸 產(chǎn)生沉淀）；伊利石（14?63%）、高嶺石（4?18%）在沙一段和沙 二下亞段儲層不同程度的含有是引起速敏（顆粒遷移）的主要敏 感性礦物。酸敏、水敏、速敏增加了儲層改造措施和新區(qū)動用的 難度。 （三）I類層提高采收率增強(qiáng)工藝適應(yīng)性的挑戰(zhàn) 胡慶油田為極復(fù)雜小斷塊油田，層間、層內(nèi)、平面三大矛盾 十分突出。經(jīng)過十幾年的注水開發(fā)，目前綜合含水已達(dá)86.5%, 但整體采出程度僅17.76%。地質(zhì)研究表明胡狀油田三大主力區(qū)塊 胡五、胡十二、

31、胡七塊，I類儲層表現(xiàn)為儲量大，水驅(qū)動用程度高, 采出程度高、剩余油儲量高等特點，加之層內(nèi)非均質(zhì)性十分嚴(yán)重, 造成了該類儲層的采油速度低、提高采收率難度大等問題。針對 目前胡慶油田開發(fā)狀況，如何挖掘I類儲層潛力，提高I類儲層采 收率是胡慶油田控水穩(wěn)油的一項重要課題。 （四）井況惡化還難以根治 目前胡慶油田三大主力區(qū)塊共有套損油水井155 口（2002年 三大塊新增16 口），其中油井76 口，水井79 口；由于注水井套 管的大量損壞對三大主力區(qū)塊的開發(fā)造成了極大的影響：一是從 1998年至今由于水井的損壞已減少水驅(qū)控制儲量430X10%減少 水驅(qū)動用儲量265X10*二是注采井?dāng)?shù)比下降，注采

32、井網(wǎng)遭到了 嚴(yán)重?fù)p壞，注采井?dāng)?shù)比由正常井網(wǎng)的1： 1.47下降到1： 2.58；三 是加大了全油田的自然遞減，油水井的大量損壞每年減少的油量 都在1.0X104t以上,增加全油田自然遞減3%以上；四是嚴(yán)重的影 響了全油田的穩(wěn)產(chǎn)，雖然近年加大調(diào)整恢復(fù)的力度在一定程度上 緩解了井況問題造成的影響，但是仍有4個單元（胡5塊砂三中 3?8層系、胡18井區(qū)、胡7南砂三中9?10層系、胡12塊砂三中 4-5層系）的注采井網(wǎng)未充分恢復(fù)。 五、管理及技術(shù)在油田開發(fā)中的潛力 （一）2003年的工作思路 以增儲上產(chǎn)為中心，以三年科技攻關(guān)會戰(zhàn)為契機(jī)，立足井筒, 瞄準(zhǔn)剖面，樹立系統(tǒng)思想，創(chuàng)新管理，重建流程，發(fā)展

33、工藝，優(yōu) 化配套，實現(xiàn)規(guī)模見效。 （二）管理上的潛力 1、繼續(xù)堅持“六位一體”的井筒管理，進(jìn)一步提升采油管理 水平 抓好油井日常管理，加大“五小措施”實施力度，堅持不懈的 抓好“六位一體”的井筒管理，強(qiáng)化機(jī)采管理考核，做好預(yù)警和 控躺工作，促進(jìn)全廠機(jī)采管理上水平，提高工程技術(shù)人員參與控 躺工作的責(zé)任心；預(yù)計抽油井檢泵周期達(dá)到480d,泵效達(dá)到45%, 開井時率保持在99%以上。繼續(xù)以低產(chǎn)低效井虛擬公司為主體， 做好低產(chǎn)低效益井管理工作，優(yōu)化雙低井的管理，挖掘油井潛力， 雙低井年轉(zhuǎn)化率達(dá)到80%以上，基本消滅年初的低效井。 2、結(jié)合油藏特點，針對油井具體情況，抓好機(jī)采配套 針對胡慶油田

34、出砂井多、斜井多偏磨現(xiàn)象嚴(yán)重、油井結(jié)蠟嚴(yán)重 等實際情況，2003年主要在防蠟、防砂、防斜、防氣及深抽工藝 等方面做好機(jī)采配套。按照各項配套技術(shù)的實施原則，結(jié)合單井 井筒具體情況，預(yù)計在H5、H7南和H12三大主力區(qū)塊共實施機(jī) 采井筒配套措施195井次，為有效控制躺井，延長檢泵周期提供 技術(shù)保證。全年躺井率控制在0.5%以下。 3、抓好星級隊達(dá)標(biāo)和培養(yǎng)長壽井競賽活動，促進(jìn)基礎(chǔ)管理上 水平 以控躺治躺、提高開井時率為中心，以嚴(yán)格落實各項制度為手 段，以精細(xì)采油基礎(chǔ)管理為目標(biāo)，推行五個到層和控躺等好的做 法和經(jīng)驗，抓好星級隊達(dá)標(biāo)活動；開展培養(yǎng)檢泵周期大于500天 的長壽井活動，激發(fā)工程技術(shù)人員控

35、躺治躺的熱情，推動檢泵周 期不斷攀升。預(yù)計全年新培養(yǎng)檢泵周期大于500天的長壽井10 口， 爭創(chuàng)三星級采油隊二個，二星級采油隊二個，一星級采油隊三個, 青年文明號計量站1。座。 4、結(jié)合“金銀銅”牌隊競賽，推進(jìn)作業(yè)聯(lián)隊建設(shè) 2003年，以“金銀銅”牌隊競賽為載體，以提高作業(yè)質(zhì)量和 管理水平為中心，強(qiáng)化服務(wù)生產(chǎn)意識，推動作業(yè)聯(lián)隊建設(shè)，努力 降本增效。一是從人力資源入手，“以人本化管理、制度化管理、 標(biāo)準(zhǔn)化管理、程序化管理”為目標(biāo)，充分調(diào)動廣大職工的積極性， 抓好考核評比工作，做到有制度、有落實。二是實現(xiàn)勞動競賽的 全過程控制，抓好檢查工作。作業(yè)聯(lián)隊全部達(dá)到銅牌作業(yè)隊標(biāo)準(zhǔn)， 爭創(chuàng)金牌作業(yè)隊1個

36、，銀牌作業(yè)隊2個。 （三）工藝技術(shù)上的潛力及對策 1、應(yīng)用側(cè)鉆、水平徑向側(cè)鉆、下4寸套恢復(fù)井筒完善井網(wǎng)的 潛力及對策 對因井況問題損失儲量大的單元，層間滲透率級差大、層內(nèi) 矛盾突出的單元，以及跨層系開采、套損嚴(yán)重的油水井修復(fù)，從 油藏經(jīng)濟(jì)角度出發(fā)，充分利用現(xiàn)有井點實施老井側(cè)鉆、下4寸套 措施，以恢復(fù)井筒、完善井網(wǎng)，是現(xiàn)階段行之有效的手段。 （1）老井側(cè)鉆主要分三類： 套管內(nèi)開窗側(cè)鉆：該技術(shù)適用于上部套管（水泥返高以上） 完好，下部油層段套管損壞難以修復(fù)，且儲層剩余油分布集中， 控制儲量較大的井，以調(diào)層、換井底、恢復(fù)井筒、挖掘剩余油為 目的，在油頂以上50-100m處開窗側(cè)鉆，下入懸掛

37、4寸套管固井 完井。 拔套側(cè)鉆工藝：適用于全井套管損壞嚴(yán)重、變形、破漏、生產(chǎn) 多年、原井套管腐蝕嚴(yán)重，且井點控制剩余油儲量較大，以恢復(fù) 井筒、重建注采井網(wǎng)為目的，需要一定水平位移的油水井側(cè)鉆。 水平徑向側(cè)鉆工藝：在5%套管內(nèi)，目的層油頂上部l-2m,鍛 銃套管4-6m,擠注水泥候凝，下入專用工具造斜至水平位置，再 用柔性鉆具徑向延伸，打出徑向水平井眼，最后采用篩管完井。 適用于單層厚度大，剩余油儲量大井提高采收率。預(yù)計2003年首 批試驗6 口井。 2003年方案共部署側(cè)鉆58 口井（三大主力區(qū)塊44 口，零星 塊14 口），結(jié)合各單井目前井筒技術(shù)狀況，按以上側(cè)鉆工藝的實 施原則優(yōu)選分類

38、，實施拔套側(cè)鉆47 口井，恢復(fù)年產(chǎn)能力7.0X10* 開窗側(cè)鉆11 口井，恢復(fù)年產(chǎn)能力1.0X10k （2）下4寸套管工藝技術(shù) 適應(yīng)于滲透率級差大、層間矛盾突出、跨層系開采、套損嚴(yán) 重的油水井修復(fù)，目的是恢復(fù)井筒，實現(xiàn)細(xì)分層系，重組井網(wǎng)。 2003年共部署下4寸套20 口，其中油井5 口，水井15 口。結(jié) 合各單井目前井筒技術(shù)狀況，有6 口井（H井96-21、蜜151/20-183、 K37）既有套漏、套變又有落物，需打撈落物后下4寸套，其余 14 口井都有不同程度的套漏、套變。按照下4寸套的工藝實施原 則，20 口井全部采用全井下寸套工藝，其中胡五塊5 口，胡七塊12 口，胡十二塊3

39、Do 20 口井共下入套管43100m,總投入資金 1330萬元，恢復(fù)年產(chǎn)能力3.0X10% 2、分層調(diào)堵解的潛力及對策 （1）斜井分層調(diào)堵解的潛力及對策 逐步完善和研究斜井分層改造配套技術(shù)，有針對性地進(jìn)行油 井分層改造，保證油水井的正常生產(chǎn)，成為目前重要的課題。根 據(jù)斜度大小及井況，進(jìn)行研究攻關(guān)，并積極研究引進(jìn)相應(yīng)的配套 工藝技術(shù)進(jìn)行斜井分層改造。 對于斜度較大，井況較好能實現(xiàn)分層改造的井，開展三方面 的配套工藝技術(shù)研究：（1）對于井斜角大于30°而小于45。、井 況正常的，通過與大專院校和科研院所合作，研究斜井專用封隔 器，著重解決封隔器下井過程中的偏磨和座封不居中的問題。（2）

40、 研究配套分層管柱，并配套分層管柱錨定裝置、泄壓裝置，達(dá)到 對任一層調(diào)、堵、解的目的。（3）研制斜井分層調(diào)堵劑，解決斜 井調(diào)堵后作業(yè)鉆塞難度大的問題。主要是優(yōu)選堵劑配方，增強(qiáng)堵 劑的駐留性和封堵強(qiáng)度，并重點考慮堵劑的流變性，保證施工安 全。 對于斜度較大，但井況差，無法分層改造的井做好二方面的 工藝技術(shù)配套。（1）應(yīng)用投球暫堵技術(shù)。根據(jù)施工井的主力吸水 層厚度（注水井）、低壓層厚度（油井）和該井射孔資料等數(shù)據(jù)， 利用投球調(diào)剖動態(tài)仿真模擬軟件計算出所投球規(guī)格及數(shù)量，指導(dǎo) 暫堵調(diào)剖工藝，達(dá)到分層改造解除污染、調(diào)整剖面的目的；（2） 應(yīng)用油溶性暫堵劑暫堵技術(shù)。利用油溶性暫堵劑不溶于水而溶于 油及耐

41、酸堿、耐高溫的性能，注入地層后，在井壁快速形成低滲 泥餅，對強(qiáng)吸水層（注水井）、低壓層或出水層（抽油井）進(jìn)行暫 堵，再對低滲層進(jìn)行解堵。達(dá)到分層改造油層的目的，有利于低 滲油層的開發(fā)和采收率的提高。 （2）調(diào)、解綜合措施的潛力及對策 胡狀油田非均質(zhì)性特別嚴(yán)重，層間滲透率變異系數(shù)達(dá)到0.88。 由于多層注采，使層間、層內(nèi)矛盾日益加劇，單層突進(jìn)嚴(yán)重，水 淹速度快，水驅(qū)動用程度低，一部分油層改造措施對于減緩自然 遞減、降低對應(yīng)油井含水起到了很大的作用。但是在日常生產(chǎn)、 注水井洗井或改造措施施工的同時，如果采取的保護(hù)措施不當(dāng)， 或因井況的限制對某些層必然會造成一定程度的污染，實施單一 的調(diào)剖或解堵

42、等措施，效果得不到很好的體現(xiàn)，因而將進(jìn)行調(diào)剖、 解堵整體治理，最大限度地改造地層，提高效益。 該項技術(shù)主要是調(diào)剖劑、耐酸封口劑、解堵劑應(yīng)用的有機(jī)結(jié) 合。調(diào)剖劑是以冶金工業(yè)廢渣（BFS）為原料，在適當(dāng)?shù)幕瘜W(xué)劑 作用下，使其內(nèi)部結(jié)晶釋放出來，經(jīng)水化反應(yīng)，達(dá)到封堵目的， 同時配套應(yīng)用一定的耐酸封口劑，在同一口井中把調(diào)剖和解堵兩 種技術(shù)結(jié)合起來，施工工藝上采用填砂或下機(jī)械分層工具保護(hù)非 目的油層，利用堵劑的耐溫耐酸性能，在有效地封堵高吸水層的 （八）CLC>2污水處理技術(shù)初見成效388四、當(dāng)前胡慶油田采油工藝技術(shù)面臨的挑戰(zhàn)389 （一）斜井分層調(diào)、堵、解、分注工藝成功率低的挑戰(zhàn)???389 （

43、二）深層及差層改造挖潛難度大的挑戰(zhàn)390 （三）I類層提高采收率增強(qiáng)工藝適應(yīng)性的挑戰(zhàn)390 （四）井況惡化還難以根治391五、管理及技術(shù)在油田開發(fā)中的潛力391 （一）2003年的工作思路391 （二）管理上的潛力392 （三）工藝技術(shù)上的潛力及對策393六、2003年總體工作量及工作目標(biāo)405 同時，對低滲污染層實施酸化解堵，充分發(fā)揮兩種工藝的優(yōu)勢， 達(dá)到改善注水井吸水剖面、提高水驅(qū)動用儲量的目的。 (3)自生氣降壓增注的潛力及對策 自生氣降壓增注工藝是針對地層滲透率極低、常規(guī)酸化難以 奏效的超高壓注水井采用的一項新技術(shù)，現(xiàn)場施工與常規(guī)酸化措 施類似，不受井溫、井斜等條件限制

44、，有很強(qiáng)的適應(yīng)性。施工時 所先用活性稀體系酸清除井筒和近井地帶污染物，然后交替注入 酸堿，使其在地層深部相遇發(fā)生中和反應(yīng)，生成大量高溫高壓二 氧化碳?xì)怏w，該氣體對地層孔隙產(chǎn)生強(qiáng)烈擠壓，可大幅度提高致 密地層孔隙體積，從而有效提高地層滲透率。措施完后立即恢復(fù) 注水，將高溫高壓的二氧化碳?xì)怏w推向地層深部，在向地層深部 推進(jìn)過程中不斷擠壓地層內(nèi)表面，擴(kuò)大孔隙體積，直至其壓力和 熱量逐步擴(kuò)散完。2002年共應(yīng)用自生氣降壓增注工藝3井次，施 工井注水壓力均在25MPa以上。除Q25-9因?qū)?yīng)關(guān)系不明確無效 外，其余兩口井都見到了較好效果。 2003年將繼續(xù)遵循酸與鹽反應(yīng)生成二氧化碳?xì)怏w的化學(xué)原理 來完

45、善應(yīng)用高壓注水井自生氣降壓增注技術(shù)。①通過室內(nèi)實驗優(yōu) 選鹽的類型，既能生成更多的二氧化碳?xì)怏w，同時生成粘土穩(wěn)定 劑。②在酸液中配加合適的添加劑，增加其解堵功能，并能有效 改善砂巖潤濕性，使之向有利于增注的方向發(fā)展。③對現(xiàn)場使用 酸鹽的段塞大小、隔離液種類和用量做優(yōu)化設(shè)計，制定科學(xué)合理 的施工方案。 3、挖掘I類儲層的潛力及對策 胡狀油田主力區(qū)塊I類層的采出程度均大于20% （胡七北塊 采出程度稍低，為15.08%）,綜合含水已超過90%, I類儲層剩余 可采儲量占全部剩余可采儲量的50%左右，儲量基數(shù)大。因此， 對I類儲層的進(jìn)一步挖潛，仍是進(jìn)一步攻關(guān)研究及提高整個油田 采收率的主要對象。

46、 （1）、應(yīng)用S-2000深部調(diào)驅(qū)挖潛I類層剩余油 S-2000該調(diào)剖劑與其它類型的調(diào)剖劑相比具有以下特性： （1）易于用清水及注入水配制。比重約為1.0,在配制的過程中 懸浮性好，不易產(chǎn)生沉降；（2）耐溫、抗鹽、抗剪切性強(qiáng)。耐溫 可達(dá)120C,耐礦化度達(dá)15Xl（）4mg/L；（3）可注入性強(qiáng)。該調(diào)剖 劑為一種預(yù)交聯(lián)的體型聚合物，不含其它任何無機(jī)雜質(zhì)，吸水膨 脹40-80倍后，對泵的注入無大的影響，在調(diào)剖施工中，提高注 水壓力約3-5MPa,適合層內(nèi)調(diào)剖；（4）成本較低。按0.2%的使 用濃度，單方成本為50元左右；（5）高粘彈性。類似“變形蟲” 及卸水特性，具有深部調(diào)驅(qū)雙重作用。2002

47、年，在胡五塊和胡十 二塊兩大主力區(qū)塊共選擇了四個井組進(jìn)行挖潛I類層層內(nèi)剩余油 的試驗，4 口井主力吸水層層內(nèi)矛盾表現(xiàn)突出，小層內(nèi)地質(zhì)儲量 高、采出程度低、剩余可采儲量比例大，且油水井對應(yīng)關(guān)系清楚, 對應(yīng)油井均高含水。4個試驗井組取得了顯著的效果，截止10月 底累計增油1376t,達(dá)到了挖潛層內(nèi)剩余油的目的。 結(jié)合胡狀油田目前開采現(xiàn)狀，在剩余油的挖潛上，特別是I類 儲層層內(nèi)剩余油的挖潛方面，主要應(yīng)側(cè)重于應(yīng)用目前先進(jìn)的 S-2000新型球型顆粒微觀流向改變劑深調(diào)技術(shù)，配套相應(yīng)的施工 管柱和設(shè)備，進(jìn)行層內(nèi)剩余油的進(jìn)一步挖潛，并結(jié)合胡狀油田的 特點，不斷去發(fā)展完善該項深調(diào)技術(shù)。在具體的注水井組選擇上

48、, 應(yīng)注重選擇層內(nèi)剩余儲量基數(shù)大、油水井對應(yīng)關(guān)系清楚、水驅(qū)受 效方向明確的井組，并且注采井網(wǎng)較完善、構(gòu)造上相對封閉性好 的層系或區(qū)塊，同時堅持整體制定方案，整體組織實施。以提高 挖潛的效果。 （2）二元復(fù)合驅(qū)提高采收率技術(shù)的潛力及對策 胡慶油田高含水油藏的儲量有1722.7 XI 04t,占全部儲量的 41.4%,采油速度0.68%,采出程度20.12%,綜合含水達(dá)92%。 按同類油藏相比，此類油藏的采收率應(yīng)在35%以上，剩余可采儲 量258X10%若按原CNPC的要求，采收率應(yīng)達(dá)到45%以上，剩 余可采儲量則達(dá)到430X10%地質(zhì)研究進(jìn)一步表明，此類儲量有 三部分構(gòu)成，一是注采不完善型占

49、33.4%；二是滯留區(qū)型占58.3%； 三是層內(nèi)未水淹型占8.3%。通過連續(xù)不斷的努力工作，假定能把 這部分儲量的采收率提高到40%,將增加可采儲量344X10%但 此時仍有1033X1CA的儲量留在地下不能在水驅(qū)階段采出。水驅(qū) 所不能采出的剩余油主要由兩部分構(gòu)成。一部分是注入水所波及 不到的地方所形成的剩余油。另一部分是微觀孔隙內(nèi)以連續(xù)的油 膜或油滴狀態(tài)殘留在油層孔隙里的原油。這部分的殘余油可以通 過提高驅(qū)替液的波及系數(shù)和洗油效率來提高采收率。目前常用的 提高波及系數(shù)和洗油效率的方法為聚合物/表面活性劑的二元復(fù) 合驅(qū)。胡慶油田高含水油藏的這部分剩余儲量基數(shù)較大，為二元 復(fù)合驅(qū)技術(shù)的應(yīng)用提供了

50、巨大的潛力。 針對胡慶油田油藏特點，目前已經(jīng)研究出了一套適合于胡慶 油田的二元復(fù)合驅(qū)油體系配方：0.2%WPS-A+0.1 WA-18+1 OOOmg/L 的生物聚合物。通過室內(nèi)評價該體系的耐溫可以達(dá)到9(TC,耐礦 化度超過18Xl()4mg/L,抗Ca2+、Mg?+能力達(dá)至ij 5000mg/L,在此 條件下與原油的界面張力可以達(dá)到10-3mN/m,聚合物的粘度達(dá)到 13mPa - So目前正在對該體系進(jìn)行數(shù)模參數(shù)測定。2003年1季度 將針對胡十二塊S3中7"5層系的5個井組(H12-30、H12-10. H12-68. HC7-43. NH12-23)進(jìn)行二元復(fù)合驅(qū)數(shù)值模擬研究，預(yù)計

51、 2003年4月份將進(jìn)入現(xiàn)場先導(dǎo)性試驗的實施工作。先導(dǎo)試驗區(qū)的 總注入規(guī)模將達(dá)到0.3PVo 4、提高系統(tǒng)效率的潛力及對策 目前采油五廠共開抽油井361 口，占總開井?dāng)?shù)的90.9%,年耗 電3952.95*l()4kw ? h,平均單井系統(tǒng)效率為19.7% (借用采油六 隊、采油十隊的測試結(jié)果)。假如有效功率不變，單井平均系統(tǒng)效 率提高1%,則平均單井可日節(jié)電14.4kW?h,單井年節(jié)電5256kW -ho以每度電0.48元計，平均單井年節(jié)約電費0.25萬元。 顯然，不論是節(jié)約能量還是提高經(jīng)濟(jì)效益，都要求有桿抽油井有 較高的系統(tǒng)效率。 國內(nèi)外的研究資料表明，抽油井系統(tǒng)效率的理論上限為49

52、%, 理論下限為41%。據(jù)調(diào)查，目前抽油機(jī)井的系統(tǒng)效率狀況為：國 際平均水平為29.7%,最高水平為36%；國內(nèi)平均水平為26.2%, 最高水平為31% (大慶油田的平均系統(tǒng)效率為31%)；采油五廠平 均為19.7%,與國外和國內(nèi)水平相比有較大的差距，說明了采油 五廠提高系統(tǒng)效率潛力較大。 2002年上半年，應(yīng)用“一種有桿泵機(jī)械采油工藝參數(shù)確定方 法”技術(shù)取得成功，對目前采油五廠380 口抽油機(jī)井進(jìn)行分析后, 預(yù)計將有280 口井可以應(yīng)用該技術(shù)進(jìn)行優(yōu)化設(shè)計，按單井年節(jié)電 2.2*l()4kw ? h計算，全部實施后年可節(jié)電626*l()4kw ? h,年可 節(jié)約電費(按0.48元/kW?h)

53、 295.68萬元。根據(jù)我廠抽油機(jī)井的 躺井比例(月躺井約18井次左右)，預(yù)計年實施該技術(shù)80 口井， 即在三年內(nèi)應(yīng)用該技術(shù)可將全廠的抽油機(jī)井實施一遍，2002年共 實施該技術(shù)30 口井，平均單井系統(tǒng)效率由27.24%提高到41.23%, 平均單井系統(tǒng)效率提高了 13.99%,平均輸入功率由11.14 kW ? h 下降到期8.8kW?h,平均單井輸入功率下降2.34 kW ? h,節(jié)電 率21%。30 口井年節(jié)電可達(dá)59.81*l()4kw ? h,年節(jié)約電費28.7 萬元。 預(yù)計年實施80 口井。投入資金：技術(shù)服務(wù)、測試費用56萬元 （每口井0.7萬元），電機(jī)改造費用14.22萬元（每臺

54、改造費用按 0.26萬元計算，有2/3的井需要改造電機(jī)），共計70.22萬元。產(chǎn) 出：年節(jié)電176*l（）4kw ? h,年節(jié)電費84.48萬元。年實現(xiàn)經(jīng)濟(jì)效 益14.26萬元，年投入產(chǎn)出比為1： 1.2；按兩年有效期計算，可 實現(xiàn)經(jīng)濟(jì)效益98.74萬元，投入產(chǎn)出比為1： 2.4；按三年有效期 計算，可實現(xiàn)經(jīng)濟(jì)效益183.22萬元，投入產(chǎn)出比為1： 3.6o并可 有效地延長檢泵周期，降低作業(yè)成本，綜合效益更加突出。 5、微生物采油的潛力及對策 微生物單井吞吐作為一種投資少、見效快、施工方便的提高 采收率的技術(shù)，2002年引進(jìn)了北京中遠(yuǎn)恒通科技發(fā)展有限公司和 美國微生物總公司共同合作開發(fā)的菌

55、種，其各項性能指標(biāo)達(dá)到了 胡慶油田高溫高礦化度的條件要求，措施有效率和增油量比以往 明顯上升，是一種適合于胡慶油田部分油藏特點菌種。經(jīng)18 口井 現(xiàn)場試驗，有效率83%,充分證明該菌種注入地層后能有效降解 稠油和高分子烷燒及其它有機(jī)物質(zhì)，改變原油的活動性，提高單 井產(chǎn)量。目前胡慶油田有低產(chǎn)低能井120 D,井筒工藝符合單井 吞吐工藝的有90 口 o預(yù)計單井增油60T,措施有效率按80%計算, 預(yù)計該項技術(shù)應(yīng)用后將增油4320to 6、提高分注率的潛力及對策 胡慶油田現(xiàn)有注水井279 口，其中下封分注井130 口，一級 一段和一級兩段管柱是分注井主導(dǎo)類型，占到76.9%o從剖面資 料看，大跨

56、度的分層注水，每一段內(nèi)剖面仍不均勻，仍有部分中、 低滲層未得到動用；4寸套管注水井15 口，分注4 口； 2002年以 來轉(zhuǎn)注待分注井有19 口，2003年計劃轉(zhuǎn)注21 口井。已分注井應(yīng) 用同心集成細(xì)分注水工藝技術(shù)進(jìn)一步細(xì)分，4寸套管注水井推廣 封隔配水器一體一級分注工藝，新轉(zhuǎn)注井待注水穩(wěn)定后繼續(xù)推廣 二級三段分注工藝，將成為提高水驅(qū)動用儲量和分注率的潛力。 7、機(jī)采工藝配套方面的潛力及對策 對成熟工藝技術(shù)，實施整體配套，規(guī)模見效。防偏磨方面應(yīng) 用旋轉(zhuǎn)井口和扶正技術(shù)；防蠟工藝方面主要應(yīng)用固體防蠟工藝； 稠油開采方面優(yōu)化管柱配套，通過規(guī)模應(yīng)用，挖掘成熟機(jī)采配套 工藝的潛力。 對于新引進(jìn)和開

57、發(fā)的配套技術(shù)，如防偏磨的油管扶正器，防 砂工藝的活塞環(huán)閥式抽油泵，防蠟工藝的空心桿熱洗，稠油開采 的井下電加熱器等工藝，在小范圍內(nèi)進(jìn)行先導(dǎo)試驗，在試驗成功 后規(guī)模實施，挖掘新技術(shù)配套的潛力。 在深抽提液方面，推廣應(yīng)用14型大機(jī)配合超強(qiáng)度抽油桿、油 管錨和減載器，進(jìn)一步挖掘中深油層的潛力。同時應(yīng)用30m3小排 量電泵深抽到3000m的技術(shù)，挖掘油層在3000m以下，有注水井 對應(yīng)或供液能力強(qiáng)，需要深抽大排量提液井的潛力。全年預(yù)計30 口井，增油30003 8、老區(qū)n、hi類油層動用及新區(qū)深層低滲儲層改造的潛力及對策 目前老區(qū)由于層間非均質(zhì)性干擾，II、in類油層剩余油占總 剩余油的53%,有

58、983義10%儲量沒有得到很好動用，近幾年零星 投入開發(fā)的劉莊、H96等邊遠(yuǎn)新區(qū)，初步控制儲量約600X10% 由于儲層埋藏深、低滲，改造難度大，投入費用高，目前仍零星 試采，沒有投入規(guī)模開發(fā)。針對這部分儲量開展儲層改造，成為 下步上產(chǎn)的潛力。對老區(qū)H、IH類儲層，在井網(wǎng)重組，單獨細(xì)分 注采差層后，引用一米彈射孔、深穿透射孔、深部酸化、高壓增 注、壓裂等手段進(jìn)行改造；對新區(qū)深層、低滲油藏：一是開展注 入流體性能評價研究，防止注水及儲層改造時對油層的二次傷害； 二是開展區(qū)塊整體壓裂工藝研究，優(yōu)化壓裂規(guī)模；三是與科研院 所、專家合作，試驗酸壓、強(qiáng)制閉合、快速返排、加粉砂造長縫 等壓裂新工藝。 六

59、、2003年總體工作量及工作目標(biāo) 1、年度措施及維護(hù)工作量 全年油水井維護(hù)工作量控制在230井次以內(nèi)；交井合格率和施 工全優(yōu)率保持在99%以上；設(shè)備完好率保持在100%。三大主力區(qū) 塊2003年總體措施工作量為202 口，其中油井工作量87 口，水井工作量U5 口（詳見下表）。 2003年三大主力區(qū)塊技術(shù)改造工作量統(tǒng)計表 區(qū)塊 油井 水井 合計 側(cè)鉆 下4 寸套 回采 歸位 補孔 大修 堵水 小計 側(cè)鉆 下4 寸套 轉(zhuǎn)注 分注 補孔 歸位 大修 調(diào)剖 化耕 坨瓶 其它 小計 H5 10 2 8 2 1 23 4 5

60、 2 3 2 7 23 46 H7第 4 3 4 7 2 20 4 8 3 2 2 7 26 46 6 1 7 3 17 1 4 4 3 2 6 20 37 小計 10 4 4 14 5 37 1 8 12 3 5 6 2 2 7 46 83 HI2 II 1 2 10 1 2 27 8 2 7 1 4 2 1 21 46 73 合計

61、 31 5 6 2 32 3 8 87 13 15 21 4 12 2 3 34 2 2 7 115 202 2、措施實施指標(biāo) 增加可采儲量72X10*水驅(qū)控制程度由65.9%增加到77.2%, 增加11.3個百分點；水驅(qū)動用程度由34.0%增力口至ij 46.04%,增加 12.0個百分點；綜合含水下降0.2個百分點；最終采收率提高3.08 個百分點。 3、管理指標(biāo) 全年爭創(chuàng)三星級采油隊二個，二星級采油隊二個，一星級采油 隊三個，青年文明號計量站10座；作業(yè)聯(lián)隊全部達(dá)到銅牌作業(yè)隊 水平，爭創(chuàng)金牌作業(yè)隊1個，銀牌作業(yè)隊2個；躺井率控制在0.5%

62、以下；水井利用率達(dá)到96%以上；油井利用率達(dá)到97%以上。 4、工藝技術(shù)指標(biāo) 抽油井檢泵周期達(dá)到480d,泵效達(dá)到45%,開井時率保持在 99%以上；電泵井檢泵周期達(dá)到350d,泵效、開井時率維持目前水平；分注井分注率達(dá)到70%以上，封隔器有效期達(dá)到200d以上; 措施工藝成功率達(dá)到95%以上，措施有效率達(dá)到85%以上。 一、概況 (-)地質(zhì)概況 胡慶油田是一個極復(fù)雜的小斷塊油田，位于東濮凹陷西斜坡 第二斷階帶，構(gòu)造南北長約25km、東西寬約7.5km,受石家集、 長垣兩條主斷層夾持形成一長條狀單斜構(gòu)造。內(nèi)部發(fā)育的一系列 次生斷層與主斷層相交，形成的“墻角形”斷塊是胡慶油田的主 要

63、油藏類型。目前已動用15個開發(fā)區(qū)塊34個油藏單元，動用含 油面積23.18km2,動用石油地質(zhì)儲量4217X10%標(biāo)定采收率25.4%, 可采儲量1071X10”。其主要特征表現(xiàn)如下： 斷層發(fā)育、區(qū)塊破碎。開發(fā)區(qū)生產(chǎn)井含油井段內(nèi)單井平均鉆 遇2.7個斷點，最小斷塊僅有0.02km2。因此造成許多開發(fā)單元難 以完善注采井網(wǎng)。 砂體復(fù)雜、儲層非均質(zhì)嚴(yán)重。平均孔隙度20%,平均滲透率 70Xl(y4 11m2,層間滲透率級差30?836倍，層內(nèi)滲透率級差100 倍以上。滲透率變異系數(shù)0.86-0.95,平均0.88o儲層橫向、縱 向嚴(yán)重非均質(zhì)性，注水開發(fā)后層間干擾嚴(yán)重，給注采兩個剖面調(diào) 整改善帶

64、來極大困難。 油層埋藏深跨度大，產(chǎn)出液高鹽、高礦化度、腐蝕性強(qiáng)。從 1600?4600m都有含油層段；井溫最高達(dá)130C,一般在60?12(TC 之間，產(chǎn)出液pH值6.3,呈弱酸性，Ca2\ Mg2+含量高達(dá)3000? 5000mg/L,礦化度高達(dá)10-30X 104mg/L,腐蝕、結(jié)垢造成地面 管網(wǎng)服役時間短，維護(hù)工作量大，井下套管易損壞，油水井井筒 技術(shù)狀況惡化，客觀上給機(jī)采工藝配套、儲層改造等工藝帶來了 極大的挑戰(zhàn)。 （二）油水井生產(chǎn)及工藝技術(shù)現(xiàn)狀 1、油井生產(chǎn)概況 2002年10月，胡慶油田共有油井553 口（包括報廢井84 口）, 開井397 口（包括報廢井開井24 口），開

65、井率71.8%。油井井口日 產(chǎn)液8656t,日產(chǎn)油946t,平均單井日產(chǎn)液21.8t,平均單井日產(chǎn) 油2.4t,綜合含水89%。其中自噴井3 口，占開井總數(shù)的0.8%, 產(chǎn)量占2.2%；抽油機(jī)井開井363 口，占開井總數(shù)的91.4%,產(chǎn)量 占85.5%；電泵井開井31 口 ,占開井總數(shù)的7.8%,產(chǎn)量占12.3%o 油井不同采油方式生產(chǎn)狀況如下表。 油井生產(chǎn)狀況統(tǒng)計表 生產(chǎn)方式 總弁數(shù) 開井?dāng)?shù) 產(chǎn)液量（1） 產(chǎn)油量（1） 綜合含水 （%） 平均單井 總?cè)债a(chǎn) 平均單井 總?cè)债a(chǎn) 自噴井 3 3 8.0 24 7.0 21 14.6 抽油機(jī)井 517 36

66、3 16.5 5998 2.23 809 87.7 電泵井 33 31 85 2634 3.7 116 95.6 合計 533 397 21.8 8656 2.4 946 89 油井管理技術(shù)指標(biāo)與去年同期對比 生產(chǎn)方式 時間 總井?dāng)?shù) 開井?dāng)?shù) 平均泵深 平均液面 平均沉沒度 平均泵效 檢泵周期 抽油井 01.10 404 311 1857 1574 283 42 412 02.10 433 339 1905 1597 308 42.5 461 對比 +29 +28 +48 -23 + 25 +0.5 +49 電泵井 01.10 23 21 1862 1288 574 101 304 02.10 33 31 1892 1326 566 107 333 對比 + 10 + 10 + 30 -38 -8 +6 + 29 從上表可以看出，抽油機(jī)井在井?dāng)?shù)增加的情況下，各項管理指 標(biāo)有所上升，平均泵效提高了 0.5%,平均泵掛增加了