孤東油田提升開(kāi)發(fā)質(zhì)量與效益技術(shù)方向

孤東油田提升開(kāi)發(fā)質(zhì)量與效益技術(shù)方向

孤東油田已進(jìn)入“雙特高”開(kāi)發(fā)階段，面對(duì)資源接替不足、技術(shù)接替缺乏、產(chǎn)量接替困難2012年以來(lái)，在油田領(lǐng)導(dǎo)、處室和研究院的關(guān)心支持下，圍繞提升開(kāi)發(fā)質(zhì)量與效益，轉(zhuǎn)觀念、調(diào)思路，積極探索增加經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量新途徑，經(jīng)過(guò)一年來(lái)的實(shí)踐，取得了初步成效。前言三、調(diào)思路，完善工藝，實(shí)現(xiàn)效益開(kāi)發(fā)一、孤東油田開(kāi)發(fā)狀況二、轉(zhuǎn)觀念，調(diào)整流線，擴(kuò)大波及體積發(fā)言提綱四、認(rèn)識(shí)與體會(huì)孤島采油廠開(kāi)發(fā)中心海洋采油廠采油廠管理著孤東、紅柳、新灘三個(gè)油田。其中主力油田——孤東油田含油面積69.9平方千米，地質(zhì)儲(chǔ)量2.2×108t，占總儲(chǔ)量的81.9%。一、孤東油田開(kāi)發(fā)狀況水驅(qū)單元井網(wǎng)狀況表特點(diǎn)1：密井網(wǎng)主力單元的井距為106-212米孤東六區(qū)5-6單元井網(wǎng)圖井網(wǎng)井距：212*106一、孤東油田開(kāi)發(fā)狀況特點(diǎn)2：細(xì)分層系，儲(chǔ)量一次動(dòng)用厚油層單層開(kāi)發(fā)，多層單元僅一個(gè)主力小層，儲(chǔ)量全部動(dòng)用。七區(qū)西館上層系劃分狀況表孤東七區(qū)西館上油藏剖面圖第二套：52+3第一套：41-51第三套：54-61第四套：63+4第五套：62+65-8館上段共計(jì)16個(gè)小層，其中主力層4個(gè)，劃分為5套層系開(kāi)發(fā)一、孤東油田開(kāi)發(fā)狀況采油速度%年產(chǎn)油量104t綜合含水%采液速度%油田采收率達(dá)到40.5%注水見(jiàn)效(1988-1989年)產(chǎn)能建設(shè)(1986-1987年)井網(wǎng)調(diào)整高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)(1990-1992年)控水穩(wěn)油、綜合調(diào)整(1993-2000)推廣化學(xué)驅(qū)、提高采收率(2001-目前)特點(diǎn)3：強(qiáng)注強(qiáng)采1990年調(diào)整后，采液速度20%左右，主力單元七區(qū)西采液速度25.0%，累計(jì)注水倍數(shù)達(dá)到4.8。一、孤東油田開(kāi)發(fā)狀況孤東油田和同類油田含水與采出程度關(guān)系曲線對(duì)比特點(diǎn)4：高速開(kāi)發(fā)27年走完同類油田40年開(kāi)發(fā)歷程，目前仍保持0.8%的采油速度，處于“雙特高”開(kāi)發(fā)階段，綜合含水95.9%，剩余可采儲(chǔ)量采油速度24.9%。一、孤東油田開(kāi)發(fā)狀況

“十五”、“十一五”期間依靠聚驅(qū)、二元驅(qū)，實(shí)現(xiàn)產(chǎn)量基本穩(wěn)定。進(jìn)入“十二五”以來(lái)，由于儲(chǔ)量及技術(shù)接替不足，油田總遞減加大，孤東油田可持續(xù)發(fā)展難度越來(lái)越大。259.1249.6242.8238.3242.1231.8223.0215.6213.4212.9207.5275.6291.4261.7201.4189.2182.4總遞減：4.24%總遞減：2.11%總遞減：2.10%總遞減：4.03%孤東油田不同開(kāi)發(fā)方式產(chǎn)油量變化圖310.2一、孤東油田開(kāi)發(fā)狀況孤東油田新區(qū)產(chǎn)能柱狀圖年均5.6萬(wàn)噸年均2.5萬(wàn)噸年均238萬(wàn)噸年均142萬(wàn)噸動(dòng)用儲(chǔ)量(萬(wàn)噸)建產(chǎn)能(萬(wàn)噸)年產(chǎn)油(萬(wàn)噸)年均2.81萬(wàn)噸年均1.48萬(wàn)噸投產(chǎn)新井(口)產(chǎn)能井年均19口產(chǎn)能井年均10口新區(qū)產(chǎn)能逐年減少一是資源接替陣地有限，產(chǎn)量補(bǔ)充難一、孤東油田開(kāi)發(fā)狀況一二類單元實(shí)施水平井調(diào)整、細(xì)分重組，單井控制剩余儲(chǔ)量5.8萬(wàn)噸。主力層調(diào)整到層內(nèi)韻律段非主力層精細(xì)到小砂體“三小一新”技術(shù)，動(dòng)用小砂體326個(gè)，平均單砂體儲(chǔ)量2.2萬(wàn)噸，含油面積0.06Km2。井網(wǎng)保持完善且井距小注采對(duì)應(yīng)率86.4%，多向?qū)?yīng)率53.8%，注采井距150-200米左右。二是層系井網(wǎng)一次到位，開(kāi)發(fā)調(diào)整難吸水好注入水優(yōu)勢(shì)通道28-524629-22467P117P11水平段沿該井第一和第二側(cè)積體單井吞吐一注一采S：0.025Km2N：1.3萬(wàn)噸S：0.04Km2N：2.4萬(wàn)噸八區(qū)52+3層井網(wǎng)圖一、孤東油田開(kāi)發(fā)狀況三采區(qū)塊分布圖八區(qū)注聚區(qū)七區(qū)中注聚區(qū)54-62北部注聚區(qū)52+3南部注聚區(qū)二區(qū)注聚區(qū)總儲(chǔ)量：2121萬(wàn)噸已實(shí)施儲(chǔ)量：1039萬(wàn)噸動(dòng)用率：49.0％三區(qū)二元區(qū)四區(qū)二元區(qū)總儲(chǔ)量：3183萬(wàn)噸已實(shí)施儲(chǔ)量：2063萬(wàn)噸動(dòng)用率：64.8％總儲(chǔ)量：1753萬(wàn)噸已實(shí)施儲(chǔ)量：1177萬(wàn)噸動(dòng)用率：67.1％總儲(chǔ)量：2947萬(wàn)噸已實(shí)施儲(chǔ)量：1742萬(wàn)噸動(dòng)用率：59.1％總儲(chǔ)量：7065萬(wàn)噸已實(shí)施儲(chǔ)量：3567萬(wàn)噸動(dòng)用率：55.7％六區(qū)二元區(qū)52+3北部擴(kuò)大試驗(yàn)區(qū)54-61二元先導(dǎo)區(qū)總儲(chǔ)量：2740萬(wàn)噸已實(shí)施儲(chǔ)量：2288萬(wàn)噸動(dòng)用率：83.5％54-61中北部二元63+4四類復(fù)合堵驅(qū)先導(dǎo)八區(qū)二元驅(qū)七區(qū)西41-51二元驅(qū)適合化學(xué)驅(qū)資源量14544萬(wàn)噸，已動(dòng)用12244萬(wàn)噸，動(dòng)用率達(dá)85.6%，目前轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)儲(chǔ)量占到74.1%。目前正開(kāi)展二次化學(xué)驅(qū)試驗(yàn)。三是化學(xué)驅(qū)覆蓋全區(qū)，儲(chǔ)量接替難一、孤東油田開(kāi)發(fā)狀況孤東油田稠油儲(chǔ)量942萬(wàn)噸，多次加密細(xì)分，實(shí)施了主力層汽驅(qū)開(kāi)發(fā)，次要層水平井單層開(kāi)發(fā)。井距由350米到141米，單井控制儲(chǔ)量由13.2萬(wàn)噸調(diào)整到5.3萬(wàn)噸。孤東油田九區(qū)年產(chǎn)油柱狀圖孤東九區(qū)主力層55+61汽驅(qū)井網(wǎng)圖孤東九區(qū)非主力層66井位圖年產(chǎn)油（萬(wàn)噸）時(shí)間四是稠油極致開(kāi)發(fā)，下步挖潛難一、孤東油田開(kāi)發(fā)狀況五是高含水低產(chǎn)井比重大，提效難產(chǎn)量低于經(jīng)濟(jì)極限界限井統(tǒng)計(jì)表

孤東油田極限產(chǎn)油模版孤東油田極限含水模版超出經(jīng)濟(jì)界限的低效無(wú)效井230口，占總開(kāi)井?dāng)?shù)的12.6%，單井日油0.51噸，含水99.3%，年產(chǎn)油量4.0萬(wàn)噸。采取常規(guī)技術(shù)治理投入高，效益不合算。一、孤東油田開(kāi)發(fā)狀況三、調(diào)思路，完善工藝，實(shí)現(xiàn)效益開(kāi)發(fā)一、孤東油田開(kāi)發(fā)狀況二、轉(zhuǎn)觀念，調(diào)整流線，擴(kuò)大波及體積四、認(rèn)識(shí)與體會(huì)㈠深化認(rèn)識(shí)，摸清剩余油規(guī)律㈡轉(zhuǎn)變觀念，開(kāi)展轉(zhuǎn)流線試驗(yàn)㈢精細(xì)研究，優(yōu)化示范區(qū)方案針對(duì)孤東油田面臨的發(fā)展瓶頸問(wèn)題，按照“調(diào)整流線，完善井網(wǎng)，強(qiáng)化學(xué)驅(qū)，效益開(kāi)發(fā)”的思路，以剩余油研究為基礎(chǔ)，流場(chǎng)調(diào)整為核心，通過(guò)示范引路，探索了不同類型油藏效益開(kāi)發(fā)之路。二、轉(zhuǎn)觀念，調(diào)整流線，擴(kuò)大波及體積

特高含水油田剩余油分布研究是效益開(kāi)發(fā)的關(guān)鍵,

2012年以來(lái)，制定并實(shí)施了覆蓋全區(qū)（17個(gè)單元）的剩余油監(jiān)測(cè)方案，重點(diǎn)是加大了核磁共振及取芯井工作量，分類型、分單元、分井組摸清了剩余油分布規(guī)律。剩余油監(jiān)測(cè)工作量匯總表㈠深化認(rèn)識(shí)，摸清剩余油規(guī)律平面：二元驅(qū)和聚驅(qū)后富集規(guī)律不變，富集位置仍以油井排、分流線富集為主，二元驅(qū)后剩余油分布更加零散。七區(qū)西Ng54-61剩余油飽和度分布圖(數(shù)模）油井排水井排水井排油井排油井排不同驅(qū)替方式不同位置飽和度統(tǒng)計(jì)表水驅(qū)聚合物驅(qū)二元驅(qū)㈠深化認(rèn)識(shí)，摸清剩余油規(guī)律29J254井區(qū)63+4層井位圖29J254測(cè)井圖4米電阻感應(yīng)電導(dǎo)率自然電位電阻30歐姆.米63+4層縱向剩余油分布圖井區(qū)累產(chǎn)油4.3萬(wàn)噸，采出程度39.6%，目前含水98.8%。注63+4:136萬(wàn)注63:31萬(wàn)63+4:4.4/62萬(wàn)63+4:7.8/189萬(wàn)63+4:0.2/7.9萬(wàn)層內(nèi)：受韻律性控制，剩余油頂部富集，頂?shù)撞町惔笕⌒揪?9J254位于63+4層分流線，油層頂部6m平均剩余油飽和度高達(dá)50%。㈠深化認(rèn)識(shí)，摸清剩余油規(guī)律層位飽和度%七區(qū)中3-6各小層目前含油飽和度柱狀圖

主力層剩余地質(zhì)儲(chǔ)量占剩余儲(chǔ)量的65%七區(qū)中3-6各小層剩余地質(zhì)儲(chǔ)量柱狀圖㈠深化認(rèn)識(shí)，摸清剩余油規(guī)律層間：非主力層剩余油飽和度高，剩余油潛力主要在主力層剩余油分布研究一類油藏（單層）二類油藏（多層）三類油藏（多層薄層砂體）層內(nèi)：上部富集（39.7%）平面正對(duì)行列：油井間和分流線富集（37.4%、39.5%）交錯(cuò)行列：油井間和分流線富集（46%、37%）平面：油井間（38%）、分流線和不完善區(qū)域富集（36.7%）層間：非主力層富集（44.7%）主力層（34.5%）層間：非主力層富集（38.5%）主力層（36.2%）平面：普遍富集（38.7%）剩余油研究證明，孤東油田具備進(jìn)一步調(diào)整的物質(zhì)基礎(chǔ)。孤東油田平均剩余油飽和度36.5%剩余可動(dòng)油飽和度10-20%㈠深化認(rèn)識(shí)，摸清剩余油規(guī)律孤東油田樣品驅(qū)油效率--注入倍數(shù)關(guān)系曲線

根據(jù)對(duì)孤東油田驅(qū)油效率--注入倍數(shù)的理論研究，當(dāng)注入倍數(shù)為5-8倍時(shí)，可提高采收率8-10.38%，水驅(qū)提高采收率仍具有較大的空間。不同注入倍數(shù)——采收率柱狀圖理論計(jì)算水驅(qū)采收率仍具有較大的提升空間㈠深化認(rèn)識(shí)，摸清剩余油規(guī)律轉(zhuǎn)流線選區(qū)調(diào)整前井網(wǎng)圖水井排油井排井網(wǎng)方式：212X212m交錯(cuò)行列式，單井液量：107m3，單井日油：0.9t88/0.8/99.172/0.3/99.6122/0.5/99.7133/0.4/99.789/2.6/97.1130/2.2/98.7116/0.3/99.8孤東油田極限含水優(yōu)化模版試驗(yàn)井組七區(qū)西63+4單元25XN246井組，含水99.1%，比經(jīng)濟(jì)極限含水高0.4%，開(kāi)發(fā)效益差。探索特高含水油田提高效益途徑㈡轉(zhuǎn)變觀念，開(kāi)展轉(zhuǎn)流線試驗(yàn)開(kāi)發(fā)特點(diǎn)：高注水倍數(shù)4.7PV，高含水99.1%，高采出程度41.7%，層內(nèi)高滲條帶發(fā)育，動(dòng)態(tài)非均質(zhì)性嚴(yán)重。主河道驅(qū)油效率發(fā)育狀況主河道高滲條帶發(fā)育狀況平均滲透率3873mD，高滲條帶最大值16416mD平均驅(qū)油效率40%，高滲條帶達(dá)到70%㈡轉(zhuǎn)變觀念，開(kāi)展轉(zhuǎn)流線試驗(yàn)轉(zhuǎn)流線選區(qū)調(diào)整前井網(wǎng)圖為實(shí)現(xiàn)效益開(kāi)發(fā)：先后開(kāi)展超支化堵調(diào)、常規(guī)調(diào)剖及PPG調(diào)剖，調(diào)剖后對(duì)應(yīng)油井均未達(dá)到預(yù)期效果。水井排油井排超支化調(diào)剖常規(guī)調(diào)剖PPG調(diào)剖88/0.8/99.172/0.3/99.6122/0.5/99.7133/0.4/99.789/2.6/97.1130/2.2/98.7116/0.3/99.8㈡轉(zhuǎn)變觀念，開(kāi)展轉(zhuǎn)流線試驗(yàn)平面行列式井網(wǎng)油井排剩余油富集層內(nèi)存在一定的優(yōu)勢(shì)通道七區(qū)西館63+4先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)主流線部位飽和度分布從剩余油分布狀況及常規(guī)堵調(diào)工藝特點(diǎn)看，目前的井網(wǎng)已形成固定水驅(qū)優(yōu)勢(shì)通道，井網(wǎng)不變的情況下進(jìn)一步提高水驅(qū)采收率的難度很大。試驗(yàn)區(qū)剩余油分布圖㈡轉(zhuǎn)變觀念，開(kāi)展轉(zhuǎn)流線試驗(yàn)轉(zhuǎn)流線選區(qū)調(diào)整前井網(wǎng)圖轉(zhuǎn)60°原水井排原油井排轉(zhuǎn)抽1口封堵復(fù)射1口轉(zhuǎn)注4口轉(zhuǎn)流線選區(qū)調(diào)整部署圖新水井排新油井排2013年2月實(shí)施25XN246井組轉(zhuǎn)流線調(diào)整，通過(guò)油水井別互換，轉(zhuǎn)流線60度，實(shí)施轉(zhuǎn)注4口，轉(zhuǎn)抽1口。探索特高含水油田提高效益途徑：轉(zhuǎn)變觀念，調(diào)整思路，開(kāi)展了井別互換轉(zhuǎn)流線井組試驗(yàn)。㈡轉(zhuǎn)變觀念，開(kāi)展轉(zhuǎn)流線試驗(yàn)井別互換轉(zhuǎn)流線層內(nèi)射孔優(yōu)化：油水井均實(shí)施全井封堵復(fù)射頂部，挖潛厚油層頂部剩余油。試驗(yàn)區(qū)井網(wǎng)部署圖原水井排原油井排轉(zhuǎn)注轉(zhuǎn)注水轉(zhuǎn)油封堵復(fù)射水轉(zhuǎn)油25XN246（中心油井）微電極4米電阻感應(yīng)電導(dǎo)率63+4自然電位聲波時(shí)差自然電位27-4246井（中心油井）4米電阻感應(yīng)電導(dǎo)率63+462+3微電極新射孔井段原射孔井段㈡轉(zhuǎn)變觀念，開(kāi)展轉(zhuǎn)流線試驗(yàn)平面注采參數(shù)優(yōu)化：轉(zhuǎn)抽井強(qiáng)化提液；老水井控制注入，新水井強(qiáng)化注入，調(diào)整流線。轉(zhuǎn)流線選區(qū)調(diào)整前井網(wǎng)圖轉(zhuǎn)流線選區(qū)調(diào)整部署圖轉(zhuǎn)60°新轉(zhuǎn)注水井4口，日注110m3；老水井2口，日注50m3。原水井排原油井排110m3120m3注水量液量110m3100m390t100t110t100t100t90t120t90t110m3130m3100m3120t120t轉(zhuǎn)抽封堵復(fù)射轉(zhuǎn)注井新水井排新油井排110m3110m3110m3110m350m350m3配注配液100t90t130m350m3110m390t200t100t120t120t50m3降水井井別互換轉(zhuǎn)流線㈡轉(zhuǎn)變觀念，開(kāi)展轉(zhuǎn)流線試驗(yàn)7-25XN246井1987年投注，累計(jì)注水230萬(wàn)方，排液1.7萬(wàn)噸開(kāi)始見(jiàn)油（190天），排液2.3萬(wàn)噸日油達(dá)到2.0噸（230天），目前日油3.3噸。水井轉(zhuǎn)油井（中心井）7-25XN246效果：㈡轉(zhuǎn)變觀念，開(kāi)展轉(zhuǎn)流線試驗(yàn)試驗(yàn)區(qū)剩余油分布圖190天開(kāi)始見(jiàn)效水轉(zhuǎn)油排液階段日液日油含水動(dòng)液面水轉(zhuǎn)油井7-25XN246井生產(chǎn)曲線（中心井）7-27-4246實(shí)施全井封堵復(fù)射頂部，轉(zhuǎn)流線后81天開(kāi)始見(jiàn)效，175天達(dá)到高峰，日增油7.0噸，含水下降19.1%。轉(zhuǎn)流線后老油井7-27-4246效果：試驗(yàn)區(qū)井網(wǎng)部署圖原水井排原油井排轉(zhuǎn)注轉(zhuǎn)注水轉(zhuǎn)油水轉(zhuǎn)油㈡轉(zhuǎn)變觀念，開(kāi)展轉(zhuǎn)流線試驗(yàn)7-27-4246井生產(chǎn)曲線全井封堵復(fù)射81天開(kāi)始見(jiàn)效175天達(dá)到高峰日液（t）日油（t）含水（%）動(dòng)液面（m）7-28N266井8月實(shí)施水轉(zhuǎn)油，累注165.5萬(wàn)m3，目前累采液0.5萬(wàn)m3，已經(jīng)開(kāi)始見(jiàn)油（129天）。水轉(zhuǎn)油井28N266井日度生產(chǎn)曲線作業(yè)防砂提液129天見(jiàn)油水轉(zhuǎn)油排液階段水井轉(zhuǎn)油井?dāng)U大試驗(yàn)：7-28N266㈡轉(zhuǎn)變觀念，開(kāi)展轉(zhuǎn)流線試驗(yàn)試驗(yàn)區(qū)井網(wǎng)部署圖原水井排原油井排轉(zhuǎn)注轉(zhuǎn)注水轉(zhuǎn)油水轉(zhuǎn)油

變流線井區(qū)調(diào)整后平均單井日油由0.9噸增加到1.7噸，單井增加0.8噸，綜合含水下降1.0%。86平均單井日油（噸）綜合含水（%）油井開(kāi)井?dāng)?shù)（口）0.91.798.997.9調(diào)前調(diào)后調(diào)前調(diào)后調(diào)前調(diào)后+0.8t-1.0%變流線井區(qū)開(kāi)發(fā)效果對(duì)比圖㈡轉(zhuǎn)變觀念，開(kāi)展轉(zhuǎn)流線試驗(yàn)整裝水驅(qū)單元單層單元多層單元提高采收率變流線+層內(nèi)細(xì)分——七區(qū)西52+3有化學(xué)驅(qū)潛力單元變流線+細(xì)分——六區(qū)5-6無(wú)化學(xué)驅(qū)潛力單元變流線+抽稀+非均相——二區(qū)館5

高注入倍數(shù)下井組流場(chǎng)調(diào)整試驗(yàn)的成功，表明特高含水開(kāi)發(fā)階段，通過(guò)調(diào)整流線，能夠充分挖掘剩余油，實(shí)現(xiàn)效益的提升。㈢精細(xì)研究，優(yōu)化示范區(qū)方案針對(duì)問(wèn)題：井網(wǎng)形式固定，厚油層高注水倍數(shù)大孔道發(fā)育，效益差。調(diào)整思路：變流線調(diào)整，強(qiáng)化弱驅(qū)，提高分流線驅(qū)油效率。1990年井網(wǎng)圖圖例：生產(chǎn)油井注水井七區(qū)西52+3選區(qū)參數(shù)表調(diào)整方案設(shè)計(jì)1、單層厚油藏轉(zhuǎn)流線調(diào)整——七區(qū)52+3示范方案根據(jù)七區(qū)西52+3的剩余油分布狀況，設(shè)計(jì)井網(wǎng)變流線調(diào)整方案6套。隔一轉(zhuǎn)變井別正對(duì)調(diào)整方案設(shè)計(jì)方案一方案五排間加密方案三抽稀二套、交替脈沖方案二抽稀一套方案四九點(diǎn)井網(wǎng)隔一轉(zhuǎn)變井別正對(duì)，加密方案六原井網(wǎng)變流線抽稀加密1、單層厚油藏轉(zhuǎn)流線調(diào)整——七區(qū)52+3示范方案正對(duì)行列井網(wǎng)調(diào)整對(duì)策：行列轉(zhuǎn)九點(diǎn)，強(qiáng)化注水，矢量注采正對(duì)行列井網(wǎng)調(diào)整對(duì)策：行列轉(zhuǎn)九點(diǎn)，強(qiáng)化注水，矢量注采

結(jié)合油水井生產(chǎn)現(xiàn)狀、數(shù)值模擬結(jié)果和經(jīng)濟(jì)指標(biāo)，同時(shí)考慮充分利用現(xiàn)有老井，選擇部署成大、小九點(diǎn)井組，實(shí)施分區(qū)域部署。300×300m九點(diǎn)原井網(wǎng)剩余油富集區(qū)300×150m九點(diǎn)井網(wǎng)小九點(diǎn)大九點(diǎn)優(yōu)選井網(wǎng)300×150m正對(duì)行列1、單層厚油藏轉(zhuǎn)流線調(diào)整——七區(qū)52+3示范方案300m150m油井油井轉(zhuǎn)注井300m150m300m優(yōu)點(diǎn)：改變流線方向，挖掘排間剩余油九點(diǎn)井網(wǎng)：油井隔一轉(zhuǎn)注，形成300×150m和300×300m的大小九點(diǎn)井網(wǎng)。井網(wǎng)調(diào)整概念模型1、單層厚油藏轉(zhuǎn)流線調(diào)整——七區(qū)52+3示范方案正對(duì)行列井網(wǎng)調(diào)整對(duì)策：行列轉(zhuǎn)九點(diǎn)，強(qiáng)化注水，矢量注采避射比例優(yōu)化：①油水井避射底部1/5②油水井避射底部1/3③油水井避射底部2/3采出程度，%含水，%不同避射方式指標(biāo)對(duì)比圖技術(shù)界限：油水井均避射底部2/3效果最好累產(chǎn)油憋壓時(shí)機(jī)不同油井打開(kāi)時(shí)機(jī)單井累油量變化曲線優(yōu)化油井打開(kāi)時(shí)機(jī)為1.07Pi1、單層厚油藏轉(zhuǎn)流線調(diào)整——七區(qū)52+3示范方案正對(duì)行列井網(wǎng)調(diào)整對(duì)策：行列轉(zhuǎn)九點(diǎn)，強(qiáng)化注水，矢量注采正對(duì)行列井網(wǎng)調(diào)整對(duì)策：行列轉(zhuǎn)九點(diǎn)，強(qiáng)化注水，矢量注采小井組液量?jī)?yōu)化注采參數(shù)優(yōu)化：小井組液量為200m3/d，大井組液量為300m3/d；主流線注水量減注到新增流線的10%-30%效果較好。1、單層厚油藏轉(zhuǎn)流線調(diào)整——七區(qū)52+3示范方案采出程度，%含水，%不同主流線減注方案設(shè)計(jì)技術(shù)指標(biāo)對(duì)比圖1、單層厚油藏轉(zhuǎn)流線調(diào)整——七區(qū)52+3示范方案正對(duì)行列井網(wǎng)調(diào)整對(duì)策：行列轉(zhuǎn)九點(diǎn)，強(qiáng)化注水，矢量注采

調(diào)整前井區(qū)平均單井日油0.6噸，綜合含水99.7%，為實(shí)現(xiàn)效益開(kāi)發(fā)，設(shè)計(jì)大小九點(diǎn)井組8個(gè)，預(yù)計(jì)平均單井日油能力2.3噸，十五年累增油19.3萬(wàn)噸，提高采收率2.1%。可推廣地質(zhì)儲(chǔ)量7692萬(wàn)噸。52+3示范區(qū)井網(wǎng)部署圖生產(chǎn)油井注水井新油井新水井圖例：轉(zhuǎn)注2P3A2P4BAB78123456大九點(diǎn)井區(qū)小九點(diǎn)井區(qū)1、單層厚油藏轉(zhuǎn)流線調(diào)整——七區(qū)52+3示范方案正對(duì)行列井網(wǎng)調(diào)整對(duì)策：行列轉(zhuǎn)九點(diǎn)，強(qiáng)化注水，矢量注采聚合物后續(xù)水驅(qū)調(diào)整對(duì)策：轉(zhuǎn)流線+細(xì)分層系+非均相針對(duì)問(wèn)題：井網(wǎng)相對(duì)固定，聚驅(qū)后采出程度低(32.0%)。調(diào)整目的：聚驅(qū)后進(jìn)一步提高采收率的技術(shù)接替。調(diào)整思路：充分利用老井，細(xì)分變流線+非均相復(fù)合驅(qū)。二區(qū)Ng5示范區(qū)位置示意圖二區(qū)Ng5示范區(qū)參數(shù)表2、多層油藏“轉(zhuǎn)流線+細(xì)分層系+非均相”——二區(qū)Ng5示范方案2、多層油藏“轉(zhuǎn)流線+細(xì)分層系+非均相”——二區(qū)Ng5示范方案剩余油分布平面差異層間差異層內(nèi)差異變流線井網(wǎng)調(diào)整非均相復(fù)合驅(qū)平面普遍分布，油井間、分流線富集P+PPG變流線P+PPG層系細(xì)分SP+PPG層間普遍分布差異富集層內(nèi)普遍分布剩余油頂部富集井網(wǎng)調(diào)整方案指標(biāo)對(duì)比表數(shù)模優(yōu)化最佳方案：細(xì)分兩套層系，五點(diǎn)加正對(duì)2、多層油藏“轉(zhuǎn)流線+細(xì)分層系+非均相”——二區(qū)Ng5示范方案

細(xì)分成53、5455兩套層系，井網(wǎng)由原來(lái)的南北向調(diào)整為東西向，流線改變90度。

53層系通過(guò)井別互換、鉆新井形成菱形五點(diǎn)法井網(wǎng)；

54-5層系分流線鉆新井形成250*250m的東西向正對(duì)行列井網(wǎng)。53層系井網(wǎng)54-5層系井網(wǎng)原井網(wǎng)125米250米90°250米250米250米654321654321654321125米250米井網(wǎng)調(diào)整概念模型在位油井在位水井新油井新水井轉(zhuǎn)抽井轉(zhuǎn)注井2、多層油藏“轉(zhuǎn)流線+細(xì)分層系+非均相”——二區(qū)Ng5示范方案二區(qū)54層方案井網(wǎng)部署圖在位油井在位水井歸位油井新油井新水井轉(zhuǎn)注井轉(zhuǎn)抽井水平井轉(zhuǎn)注二區(qū)53層方案井網(wǎng)部署圖2、多層油藏“轉(zhuǎn)流線+細(xì)分層系+非均相”——二區(qū)Ng5示范方案配套非均相驅(qū)，累增油33.5萬(wàn)噸，提高采收率7.8%,當(dāng)量噸聚增油25t/t。可推廣地質(zhì)儲(chǔ)量5122萬(wàn)噸。試驗(yàn)區(qū)含水預(yù)測(cè)曲線試驗(yàn)區(qū)增油預(yù)測(cè)曲線2、多層油藏“轉(zhuǎn)流線+細(xì)分層系+非均相”——二區(qū)Ng5示范方案二元后續(xù)水驅(qū)調(diào)整對(duì)策：轉(zhuǎn)流線+細(xì)分層系針對(duì)問(wèn)題：多層高含水，二元驅(qū)后采出程度高。調(diào)整思路：充分利用老井，細(xì)分層系，抽稀轉(zhuǎn)流線，提高層間及平面驅(qū)替程度。六區(qū)Ng54-68單元示范區(qū)位置示意圖六區(qū)Ng54-68單元參數(shù)表3、多層油藏轉(zhuǎn)流線+細(xì)分層系——六區(qū)Ng54-68示范方案3、多層油藏轉(zhuǎn)流線+細(xì)分層系——六區(qū)Ng54-68示范方案層系細(xì)分重組四級(jí)優(yōu)化方法

應(yīng)用四級(jí)優(yōu)化方法，細(xì)分為兩套層系：Ng54、55層作為一套,

Ng61-63作為一套。

共設(shè)計(jì)7套方案，數(shù)模優(yōu)化結(jié)果：細(xì)分兩套層系后分別抽稀，形成兩套交錯(cuò)排狀井網(wǎng)，減緩層間矛盾，同時(shí)強(qiáng)化分流線剩余油的挖潛。原井網(wǎng)106m212m212m212m212m212m27°調(diào)整后井網(wǎng)流線轉(zhuǎn)變27度井網(wǎng)調(diào)整概念模型3、多層油藏轉(zhuǎn)流線+細(xì)分層系——六區(qū)Ng54-68示范方案

54-55

23-249523N247525N249527XN474

28X2495

29-249426NX46329N2495新水井4

在位油井新油井2在位水井歸位油井歸位油井轉(zhuǎn)注老水平井

61-68

24-251525-249429N249528XN475設(shè)計(jì)新井9口，老井工作量35口；細(xì)分注水13口。六區(qū)NG54-68分層系井網(wǎng)部署圖3、多層油藏轉(zhuǎn)流線+細(xì)分層系——六區(qū)Ng54-68示范方案十五年累增油26.5萬(wàn)噸，預(yù)計(jì)提高采收率2.5%，推廣儲(chǔ)量10258萬(wàn)噸。單井液量?jī)?yōu)化：液量110m3左右最優(yōu)Ng5Ng6Ng5注采比優(yōu)化結(jié)果：注采比0.9最優(yōu)Ng63、多層油藏轉(zhuǎn)流線+細(xì)分層系——六區(qū)Ng54-68示范方案十五年累增油26.5萬(wàn)噸，預(yù)計(jì)提高采收率2.5%，推廣儲(chǔ)量10258萬(wàn)噸。按照“整體部署、集中鉆井、統(tǒng)一投產(chǎn)”的原則，目前3個(gè)示范方案正在有序?qū)嵤┻^(guò)程中。示范方案工作量匯總表㈢精細(xì)研究，優(yōu)化示范區(qū)方案三、調(diào)思路，完善工藝，實(shí)現(xiàn)效益開(kāi)發(fā)一、孤東油田開(kāi)發(fā)狀況二、轉(zhuǎn)觀念，調(diào)整流線，擴(kuò)大波及體積四、認(rèn)識(shí)與體會(huì)發(fā)言提綱㈠優(yōu)化工藝，實(shí)施低效井組提液提效㈡一體化治理，做好機(jī)采井優(yōu)化降耗

針對(duì)特高含水期低液低效井多，開(kāi)發(fā)效益差的難題，在有限公司和處室的支持下，通過(guò)示范引領(lǐng)，調(diào)整工藝思路，整體優(yōu)化方案，一體化實(shí)施治理，明確了效益提升技術(shù)方向。三、調(diào)思路，完善工藝，實(shí)現(xiàn)效益開(kāi)發(fā)孤東油田極限產(chǎn)油優(yōu)化模版80美元條件下不同液量極限產(chǎn)油、極限含水

通過(guò)對(duì)孤東油田經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)油分析看，低效無(wú)效井230口，單井油0.51噸，含水99.3%。2013年重點(diǎn)對(duì)小于0.5噸的127口井實(shí)施井組治理，使其達(dá)到經(jīng)濟(jì)效益。1、低效井組篩選及治理對(duì)策㈠優(yōu)化工藝，實(shí)施低效井組提液提效能量不足，井網(wǎng)不完善能量充足，動(dòng)液面淺多層合采或厚層能量充足，動(dòng)液面深井網(wǎng)不完善優(yōu)化機(jī)采出砂、堵塞非均質(zhì)性強(qiáng)完善注采井網(wǎng)，恢復(fù)能量檢低效、大泵提液優(yōu)化防砂方式，解堵提液層間層內(nèi)挖潛，細(xì)分注水一體化治理油藏工藝注水

將低效井組分為五類，分別制定相應(yīng)的技術(shù)對(duì)策，實(shí)施一體化治理，實(shí)施油井提液，實(shí)現(xiàn)效益開(kāi)發(fā)。井網(wǎng)完善，能量不足注水量不夠提高注水量，恢復(fù)能量1、低效井組篩選及治理對(duì)策㈠優(yōu)化工藝，實(shí)施低效井組提液提效㈠優(yōu)化工藝，實(shí)施低效井組提液提效

按照低效原因及治理對(duì)策，治理難度較大井主要受防砂影響，動(dòng)液面較深，下步主要通過(guò)優(yōu)化防砂治理。孤東油田低效井原因分類表1、低效井組篩選及治理對(duì)策A--主河道微相B--河道邊緣微相C--河漫微相液量動(dòng)液面負(fù)壓降正壓降六區(qū)54層液量柱狀圖六區(qū)54層壓降柱狀圖以六區(qū)Ng54層油井為例，油井物性較好，地層壓力高，但油井液量偏低，且不均衡，動(dòng)液面相差較大?！钐攸c(diǎn)1：油井低液與所處區(qū)域、壓力場(chǎng)不匹配局部井不適應(yīng)2、低液井原因分析（1）分析低液井特點(diǎn)㈠優(yōu)化工藝，實(shí)施低效井組提液提效㈠優(yōu)化工藝，實(shí)施低效井組提液提效

通過(guò)可對(duì)比665口繞絲防砂井液量統(tǒng)計(jì)：液量下降幅度大于30%的油井130口，比例19.5%，平均單井液量由34.7m3/d下降到21.8m3/d，降幅為37.2%?！钐攸c(diǎn)2：主要集中在高泥質(zhì)、注聚區(qū)和低含水油井（1）分析低液井特點(diǎn)孤東油田可對(duì)比繞絲防砂井液量統(tǒng)計(jì)表㈠優(yōu)化工藝，實(shí)施低效井組提液提效

壓力恢復(fù)測(cè)試6口井，3口井防砂后表皮系數(shù)較大（大于10），5口井外推地層壓力較高，表現(xiàn)出明顯的高壓低滲特征。壓力恢復(fù)測(cè)試結(jié)果匯總☆特點(diǎn)3：壓力恢復(fù)資料顯示，近井滲流較差，井筒存在堵塞（1）分析低液井特點(diǎn)㈠優(yōu)化工藝，實(shí)施低效井組提液提效（2）分析低液井堵塞物成分

通過(guò)對(duì)注聚區(qū)堵塞物分析，堵塞物主要為聚合物和粉細(xì)砂。聚合物將石英砂及無(wú)機(jī)垢包裹成團(tuán)狀堵塞了繞絲擋砂層。2、低液井原因分析㈠優(yōu)化工藝，實(shí)施低效井組提液提效

地層砂的侵入將大幅影響充填帶的滲透率，影響近井滲流能力，降幅可達(dá)40倍，注聚區(qū)油井受到聚合物包裹體影響更為嚴(yán)重。地層砂對(duì)不同粒徑礫石滲透率影響試驗(yàn)數(shù)據(jù)（2）分析低液井堵塞物成分㈠優(yōu)化工藝，實(shí)施低效井組提液提效低液原因：

1、泥質(zhì)、粉細(xì)砂難以排出繞絲擋砂層，形成混砂帶影響滲流。

2、目前孤東應(yīng)用的常規(guī)繞絲充填防砂工藝在泥質(zhì)粉細(xì)砂含量高的儲(chǔ)層適應(yīng)性較差。（2）分析低液井堵塞物成分㈠優(yōu)化工藝，實(shí)施低效井組提液提效防砂優(yōu)化改善滲流能力降低附加阻力提高供液能力近井地帶充分解堵調(diào)整防砂思路：由固砂控砂的精細(xì)防砂向防排結(jié)合的適度防砂轉(zhuǎn)變建立高導(dǎo)流能力充填層優(yōu)化充填施工參數(shù)研制低成本攜砂液增大滲流面積防排結(jié)合適度防砂增大繞絲縫隙寬度增大充填礫石直徑研制高滲濾砂管增大繞絲直徑3、開(kāi)展了低液井防砂工藝優(yōu)化㈠優(yōu)化工藝，實(shí)施低效井組提液提效油層負(fù)壓解堵工藝對(duì)比表一是強(qiáng)化油層解堵，改善滲流能力☆氮?dú)馀菽?fù)壓返排解堵①圍繞改善滲流能力，開(kāi)展三個(gè)方面工作㈠優(yōu)化工藝，實(shí)施低效井組提液提效☆研制聚合物解堵劑

通過(guò)惰性過(guò)氧化物及抑制劑的合理配比，降低氧化劑反應(yīng)速度，保證施工安全；優(yōu)化解堵配方，降低使用濃度，降低成本；配合防砂前置段塞，達(dá)到深層解堵；1%濃度下解聚率>95%。一是強(qiáng)化油層解堵，改善滲流能力㈠優(yōu)化工藝，實(shí)施低效井組提液提效

室內(nèi)驅(qū)替實(shí)驗(yàn)表明，增加充填半徑和建立高質(zhì)量的充填層是下步防砂改進(jìn)的關(guān)鍵。不同粒徑石英砂充填層厚度與壓力梯度關(guān)系礫石充填半徑對(duì)充填防砂層壓降、表皮系數(shù)的影響

二是開(kāi)展室內(nèi)充填優(yōu)化實(shí)驗(yàn)，探索改善滲流途徑☆優(yōu)化充填半徑㈠優(yōu)化工藝，實(shí)施低效井組提液提效☆優(yōu)化地層充填礫石直徑非均質(zhì)地層砂D50/d50比值與充填前后滲透率比值關(guān)系D50/d50比值與充填前后滲透率比值關(guān)系充填礫石直徑?jīng)Q定了充填后防砂層滲透率的大小，充填礫石過(guò)大易于排砂但容易混砂，根據(jù)油井出砂粒度優(yōu)化充填砂直徑。

二是開(kāi)展室內(nèi)充填優(yōu)化實(shí)驗(yàn)，探索改善滲流途徑㈠優(yōu)化工藝，實(shí)施低效井組提液提效地層充填砂直徑嚴(yán)格控制在5倍地層砂以內(nèi)，避免混砂；環(huán)空充填砂直徑達(dá)到地層充填砂2倍以上，便于排砂。①Ng1+2泥質(zhì)含量高，Ng3-4粉細(xì)砂含量高，采用礫石組合；②Ng5-Ng6粒度中值較大，出砂相對(duì)較輕，選用的充填礫石，提高滲透率?！顚?shí)施礫石分級(jí)充填，減輕混砂帶影響

二是開(kāi)展室內(nèi)充填優(yōu)化實(shí)驗(yàn)，探索改善滲流途徑㈠優(yōu)化工藝，實(shí)施低效井組提液提效排量2.0m3/min，加砂規(guī)模25m3，導(dǎo)流能力2051md.m，改造半徑11m，低粘攜砂液施工。三是改進(jìn)施工工藝，實(shí)現(xiàn)高飽和充填防砂利用防砂優(yōu)化設(shè)計(jì)軟件，模擬不同攜砂液施工效果，目前污水?dāng)y砂難以形成高質(zhì)量導(dǎo)流層，難以有效改善油井滲流狀況。排量2.0m3/min，加砂規(guī)模25m3，改造半徑0.9m，污水作為攜砂液施工。㈠優(yōu)化工藝，實(shí)施低效井組提液提效

利用高分子聚合物和增稠劑，研制低成本的低粘攜砂液（40-60mPa.s），能夠滿足孤東高砂比防砂施工的需要。（低粘攜砂液260元/方，常規(guī)瓜膠700元/方）三是改進(jìn)施工工藝，實(shí)現(xiàn)高飽和充填防砂㈠優(yōu)化工藝，實(shí)施低效井組提液提效項(xiàng)目常規(guī)擠壓充填高飽和充填排量，m3/min0.8~1.21.8~2.5加砂強(qiáng)度，m3/m0.5~1.02.5~5.5砂比，%平均1535最高2570攜砂液體系油田污水40-60mPa.s低粘攜砂液充填礫石0.4-0.8mm分級(jí)充填地層解堵工藝混排或氣舉氮?dú)馀菽?fù)壓返排優(yōu)缺點(diǎn)加砂規(guī)模小、充填層密實(shí)程度低、充填砂與地層砂易混合、高產(chǎn)期短加砂規(guī)模大，提高導(dǎo)流能力，充填更致密，延長(zhǎng)油井高產(chǎn)期；

引進(jìn)大排量防砂車組，通過(guò)合約議價(jià)，降低車組費(fèi)用，提高加砂規(guī)模和施工砂比，建立高導(dǎo)流能力充填層。三是改進(jìn)施工工藝，實(shí)現(xiàn)高飽和充填防砂㈠優(yōu)化工藝，實(shí)施低效井組提液提效防砂優(yōu)化改善滲流能力降低附加阻力提高供液能力近井地帶充分解堵建立高導(dǎo)流能力充填層優(yōu)化充填施工參數(shù)研制低成本攜砂液增大滲流面積防排結(jié)合適度防砂增大繞絲縫隙寬度增大充填礫石直徑研制高滲濾砂管增大繞絲直徑調(diào)整防砂思路：由固砂控砂的精細(xì)防砂向防排結(jié)合的適度防砂轉(zhuǎn)變3、開(kāi)展了低液井防砂工藝優(yōu)化㈠優(yōu)化工藝，實(shí)施低效井組提液提效一是開(kāi)展繞絲充填適度防砂研究，實(shí)現(xiàn)防排結(jié)合②圍繞降低附加阻力，開(kāi)展兩個(gè)方面工作礫石防砂效果礫石防砂效果☆優(yōu)化環(huán)空充填礫石直徑，排出粉細(xì)砂增大礫石直徑有助于更多細(xì)砂排出，能夠減輕繞絲堵塞。㈠優(yōu)化工藝，實(shí)施低效井組提液提效根據(jù)室內(nèi)驅(qū)替和井筒攜砂實(shí)驗(yàn)，將目前繞絲外徑由φ89mm增加到φ104mm，將目前繞絲縫隙0.3mm增加到0.4mm，有助于攜砂提液?！顑?yōu)化繞絲縫寬，排出堵塞物產(chǎn)液量(m3/d)最大攜砂粒徑(mm)平均礫石中值(mm)礫石目數(shù)縫寬范圍(mm)推薦縫寬(mm)200.1110.466220-400.1554-0.2070.25300.1360.571220-400.1904-0.2540.25400.1570.659420-400.2198-0.2930.3500.1760.739220-400.2464-0.3290.3600.1920.806416-300.2688-0.3580.35700.2080.873616-300.2912-0.3880.35800.2220.932416-300.3108-0.4140.4900.2360.991216-300.3304-0.4410.41000.2491.045810-300.3486-0.4650.41100.2611.096210-300.3654-0.4870.451200.2721.142410-300.3808-0.5080.45一是開(kāi)展繞絲充填適度防砂研究，實(shí)現(xiàn)防排結(jié)合㈠優(yōu)化工藝，實(shí)施低效井組提液提效二是研制了高滲濾砂管，在非均質(zhì)儲(chǔ)層實(shí)現(xiàn)防排結(jié)合樹(shù)脂濾砂管改進(jìn)后中心管氰酸酯樹(shù)脂過(guò)濾體扶正保護(hù)器預(yù)留通道兩種樹(shù)脂濾主要技術(shù)指標(biāo)研制出改性聚氨酯類為膠結(jié)劑的新型高滲濾砂管，改進(jìn)過(guò)濾體與中心管結(jié)構(gòu)，提高抗堵塞能力，有效滲透率9.7um2，抗壓強(qiáng)度≥15MPa，室內(nèi)和現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)均表明可有效排除地層粉細(xì)砂。㈠優(yōu)化工藝，實(shí)施低效井組提液提效開(kāi)展高滲濾排砂實(shí)驗(yàn)，粉細(xì)砂順利排出

室內(nèi)實(shí)驗(yàn)表明高滲濾砂管能夠排出粒度14.22-44.85μm地層粉細(xì)砂。

現(xiàn)場(chǎng)對(duì)兩口下高滲濾油井出砂進(jìn)行了取樣，分別為GO2-19-272、GO6-25-2435，排出砂平均粒徑≤40μm，能夠?qū)崿F(xiàn)擋排結(jié)合。二是研制了高滲濾砂管，在非均質(zhì)儲(chǔ)層實(shí)現(xiàn)防排結(jié)合㈠優(yōu)化工藝，實(shí)施低效井組提液提效

通過(guò)室內(nèi)研究及現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，確定了孤東低液油井提液的防砂技術(shù)方向。防砂優(yōu)化技術(shù)邊灘低液井主河道低液井改善導(dǎo)流能力降低附加阻力類型關(guān)鍵點(diǎn)①運(yùn)用氮?dú)馀菽舛?，充分解除近井地帶泥質(zhì)和粉細(xì)砂②應(yīng)用高砂比防砂，提高近井地帶導(dǎo)流能力①增大繞絲直徑和繞絲縫隙，降低擋砂層附加阻力②采用高滲濾砂管替代繞絲，降低防砂附加阻力㈠優(yōu)化工藝，實(shí)施低效井組提液提效

利用毛細(xì)管測(cè)井底流壓，跟蹤防砂后近井地帶的表皮系數(shù)變化。壓力恢復(fù)GO2-23-62井滲流狀況較差，采取高飽和充填防砂，改善近井地帶滲流狀況，措施后日液由16m3/d增加到64m3/d，動(dòng)液面由1100m回升到130m。高飽和充填后下高滲濾日液64m3/d日油2.6t/d含水96%動(dòng)液面130m日液16m3/d日油0.9t/d含水94%動(dòng)液面1100m繞絲充填防砂后表皮系數(shù)-5.261天表皮系數(shù)3.1☆邊灘低液井改善近井滲流效果4、典型井例㈠優(yōu)化工藝，實(shí)施低效井組提液提效GO6-35-454井泥質(zhì)含量12.9%，滲透率408×10-3um2，靜壓15.1MPa，表皮系數(shù)3.5，分析認(rèn)為井筒防砂層堵塞，應(yīng)用高滲濾后，日液由14m3/d增加到72m3/d，井口含砂量最高1.3%，實(shí)現(xiàn)了防排結(jié)合?！钪骱拥赖鸵壕疁p少防砂附加阻力107351129井口141300液量動(dòng)液面GO6-35-454井生產(chǎn)曲線繞絲換高滲濾㈠優(yōu)化工藝，實(shí)施低效井組提液提效低效井組提液提效治理效果5、低效井組提液提效實(shí)施效果㈠優(yōu)化工藝，實(shí)施低效井組提液提效

治理低效油井101口，目前累增油2.1萬(wàn)噸，目前實(shí)施井累計(jì)日增效21萬(wàn)元。1274元單井日利潤(rùn)單井日產(chǎn)值-2221元2120元21.9噸78噸平均單井日產(chǎn)液量平均單井日產(chǎn)油量0.31噸1.6噸＋1.29噸＋56.1噸6576元提液前提液后㈠優(yōu)化工藝，實(shí)施低效井組提液提效2014年開(kāi)展繼續(xù)開(kāi)展低液低效井組一體化治理，實(shí)現(xiàn)效益開(kāi)發(fā)，重點(diǎn)是防砂技術(shù)優(yōu)化，2014年計(jì)劃治理200井組。①運(yùn)用氮?dú)馀菽舛?，充分解除近井地帶泥質(zhì)和粉細(xì)砂；②應(yīng)用高砂比壓裂防砂，提高近井地帶導(dǎo)流能力；③采用高滲濾砂管替代繞絲，降低防砂附加阻力；④長(zhǎng)柱塞防砂卡泵+多級(jí)助抽器實(shí)現(xiàn)井筒攜砂采油。防砂優(yōu)化技術(shù)體系七區(qū)西54-61、八區(qū)提液工作量6、下步工作安排㈠優(yōu)化工藝，實(shí)施低效井組提液提效防砂工藝下步改進(jìn)方向：

1、加強(qiáng)動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)，量化儲(chǔ)層污染程度，提高防砂針對(duì)性及適應(yīng)性。

2、加強(qiáng)室內(nèi)