套損井貼堵治理技術(shù)應(yīng)用及推廣

套損井貼堵治理技術(shù)應(yīng)用及推廣勝利采油廠二〇一七年五月前言隨著勝坨油田進(jìn)入特高含水開發(fā)后期，套壞井逐年增多、逐年加劇，且由于層系多、層間差異大，井筒內(nèi)生產(chǎn)管柱復(fù)雜，嚴(yán)重影響油水井的正常生產(chǎn)，致使井網(wǎng)變差，開發(fā)形勢(shì)嚴(yán)峻。

勝采廠針對(duì)日益凸顯的開發(fā)矛盾，轉(zhuǎn)變觀念，大力實(shí)施技術(shù)創(chuàng)新，探索形成了以套管貼堵為主導(dǎo)的井筒治理技術(shù)，各項(xiàng)技術(shù)指標(biāo)均有了新突破，逐步將貼堵技術(shù)打造成為特高含水期提高開發(fā)質(zhì)量和效益的新利器。匯報(bào)提綱第一部分勝坨油田“貼堵技術(shù)”的研究背景第二部分勝坨油田“貼堵技術(shù)”的研究與配套第三部分勝坨油田“貼堵技術(shù)”的應(yīng)用第四部分勝坨油田“貼堵技術(shù)”取得的效果

2010年以來，我們對(duì)老油田井筒惡化的形勢(shì)進(jìn)行了認(rèn)真梳理，主要存在四方面的不適應(yīng)性：井筒復(fù)雜程度加劇，不適應(yīng)低成本開發(fā)需要套損狀況持續(xù)惡化，不適應(yīng)井網(wǎng)完善需要井筒結(jié)垢腐蝕嚴(yán)重，不適應(yīng)精細(xì)注采需求單控儲(chǔ)量不斷下降，依靠增量提效能力不足第一部分勝坨油田“貼堵技術(shù)”的研究背景背景1：老油田井筒復(fù)雜程度加劇，不適應(yīng)精細(xì)開發(fā)需要

2010年全廠帶封生產(chǎn)管柱井達(dá)到607口，占生產(chǎn)井?dāng)?shù)（1900口）的31.9%，其中以封上采下和封下采上管柱最多，合計(jì)418口。2010年油井生產(chǎn)管柱柱狀圖2005-2010年帶封管柱交大修情況一是增加了作業(yè)交大修風(fēng)險(xiǎn)。2010年油井交大修37口，其中因撈帶封管柱交大修22口，占59.46%。

管柱復(fù)雜化帶來了兩方面的影響：二是井筒狀況的不斷惡化導(dǎo)致作業(yè)施工工序日益復(fù)雜：?jiǎn)尉鳂I(yè)層次由2005年2.8次上升到4.7次；單井作業(yè)周期由2005年5.1天上升到10.1天；單井作業(yè)勞務(wù)由2005年6.37萬元上升到9.7萬元?！笆晃濉逼陂g，全廠新增套損井808口，其中無法利用井242口，更新井?dāng)?shù)僅102口。截止2010年，共有套壞井1736口（報(bào)廢748口，帶病生產(chǎn)779口），占總井?dāng)?shù)的39.2%。井網(wǎng)指標(biāo)持續(xù)下降，水驅(qū)儲(chǔ)量控制程度由2006年82.8%下降到2010年的80.2%。2006-2010年套損井及更新井情況背景2：老油田套損狀況持續(xù)惡化，不適應(yīng)井網(wǎng)完善需要“十一五”井網(wǎng)指標(biāo)變化曲線截止2010年套損井?dāng)?shù)達(dá)59口，占總井?dāng)?shù)的20.7%，失控儲(chǔ)量328×104t。典型單元-----勝一區(qū)沙二1-3勝一區(qū)沙二1-3單元主力層井網(wǎng)圖（2010年調(diào)整前）鉛印驗(yàn)證套管錯(cuò)斷取換套顯示套管漏失薄壁管驗(yàn)證套管彎曲多臂井徑顯示套漏腐蝕嚴(yán)重轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)

受套壞影響單元油水井開井?dāng)?shù)由08年1月的274口下降到2010年年底的245口，減少了29口井，日產(chǎn)液量下降了3316t，日油下降了429.3t。08年1月

經(jīng)過近五十年開發(fā)，套管老化腐蝕嚴(yán)重，多層系開發(fā)，卡封無效或低效高含水井比例達(dá)到16%，卡封可靠性差。背景3：老油田井筒結(jié)垢腐蝕嚴(yán)重，不適應(yīng)精細(xì)注采需求井例：ST3-4X207存在問題：卡封段腐蝕嚴(yán)重

2009年6月改層卡封生產(chǎn)，由于卡封段腐蝕，雖采用了可驗(yàn)封管柱，初期生產(chǎn)平穩(wěn)，但生產(chǎn)一段時(shí)間后失效，造成高含水返工2次。

40B顯示：套管在2075-2088m多處輕微變形，在2125-2130m變形較嚴(yán)重，多次整形無效，無法卡封分注，改封串管柱保護(hù)上部套管合層注水。原井管柱完井管柱

井例：ST3-4-844背景4：老油田單控儲(chǔ)量不斷下降，依靠增量提效能力不足2006-2010年單控剩余地質(zhì)儲(chǔ)量變化曲線（萬噸）勝坨油田經(jīng)過近50年的開發(fā)，剩余油以“普遍分布、差異富集”為主，飽和度30%-40%，仍具有進(jìn)一步挖潛的潛力。但是面臨三方面的難題：一是剩余油高度分散，單控剩余地質(zhì)儲(chǔ)量不斷降低。由2006年的13.4萬噸，下降到2010年的10.2萬噸。二區(qū)9-10沙二103層剩余油飽和度圖0.100.250.400.700.55平衡油價(jià)與經(jīng)濟(jì)極限初產(chǎn)關(guān)系曲線單井投資：600萬遞減率：12%

二是老油田綜合開發(fā)效益越來越差。部分整體矢量調(diào)整單元（27個(gè)）需配套地面系統(tǒng)改造方可實(shí)施，從而造成平衡油價(jià)達(dá)到70$/bbl以上；

三是低油價(jià)對(duì)單井產(chǎn)能要求越來越高。50美元單井產(chǎn)能需5噸以上，新井井?dāng)?shù)大幅減少，增量創(chuàng)效能力大幅下降。僅僅依靠新井完善井網(wǎng)的難度越來越大，需要最大程度的挖掘存量潛力，盤活老井資源完善井網(wǎng)，不斷延長(zhǎng)老油田經(jīng)濟(jì)壽命期。基于以上分析，為進(jìn)一步提高老油田綜合調(diào)整效益，針對(duì)老井多、井況復(fù)雜的現(xiàn)狀，探索研究了一種封堵可靠性高、施工工藝簡(jiǎn)單且有效期長(zhǎng)的貼堵工藝技術(shù)，再造新井壁，盤活老井資源，恢復(fù)油田水驅(qū)動(dòng)用儲(chǔ)量，為構(gòu)筑有效井網(wǎng)提供有力支撐。匯報(bào)提綱第一部分勝坨油田“貼堵技術(shù)”的研究背景第二部分勝坨油田“貼堵技術(shù)”的研究與配套第三部分勝坨油田“貼堵技術(shù)”的應(yīng)用第四部分勝坨油田“貼堵技術(shù)”取得的效果針對(duì)日益凸顯的開發(fā)矛盾，勝采廠及時(shí)轉(zhuǎn)變觀念，立足自主創(chuàng)新，探索形成了以套管貼堵為主導(dǎo)的井筒治理技術(shù)。

經(jīng)過6年的研究與發(fā)展，配套技術(shù)日益完善，現(xiàn)場(chǎng)適應(yīng)性及各項(xiàng)技術(shù)指標(biāo)均有了新突破，逐步將其打造成為低油價(jià)時(shí)期提高開發(fā)質(zhì)量、減少施工成本、盤活老井資源的有效手段。二、勝坨油田“貼堵技術(shù)”的研究與配套創(chuàng)新1：創(chuàng)新井筒治理新思路套損水泥封堵取換套膨脹管補(bǔ)貼常規(guī)套損治理技術(shù)套損封堵有效率及有效期低施工后承壓低（＜5MPa）套損處套變程度加劇，后期處理難度大

油層缺點(diǎn)：僅適用淺部套損需上大修，井場(chǎng)和作業(yè)動(dòng)力受限成本高（56萬元）周期長(zhǎng)（30天）缺點(diǎn)：成本高（1.7萬/米）無法解決套管內(nèi)壁溝槽及腐蝕點(diǎn)的竄槽問題缺點(diǎn)：四項(xiàng)創(chuàng)新創(chuàng)新思路：研究集管外封固、管內(nèi)貼堵、可靠性高、有效期長(zhǎng)、施工簡(jiǎn)易、后期處理方便的井筒治理技術(shù)，實(shí)現(xiàn)井筒再造。原理：

將貼堵管材下到井下設(shè)計(jì)位置，循環(huán)注入水泥堵劑至套管與貼堵管環(huán)形空間中，通過水泥膠結(jié)將貼堵管牢牢的貼在套損井壁上，達(dá)到對(duì)腐蝕、漏失段的封堵。漏點(diǎn)油層貼堵后管柱貼堵前管柱貼堵管封固堵劑因套變導(dǎo)致固井水泥環(huán)缺失序號(hào)類型外徑mm內(nèi)徑mm壁厚mm適用套管內(nèi)徑mm1可鉆89766.5≥942104907≥11031141045≥11841141083≥1185不可鉆89766.5≥946102906≥10871141026≥1188139.7124.267.72≥1469177.8159.429.19≥186貼堵管參數(shù)統(tǒng)計(jì)貼堵管材在應(yīng)用上分為后期可處理（可鉆）與永久（不可鉆）兩種。不可鉆管材：根據(jù)井況選擇適宜的鋼級(jí)，包括N80、J55、P110等;可鉆管材：根據(jù)抗壓、抗拉強(qiáng)度及耐腐蝕性等性能要求，優(yōu)選合金材料作為管材的基礎(chǔ)材料，并通過在冶煉過程加入si等元素及后期表面處理技術(shù)提高管材的綜合性能。創(chuàng)新2：創(chuàng)新貼堵應(yīng)用管材一是開展管材強(qiáng)度的研究；

根據(jù)施工要求，貼堵管在井內(nèi)承受壓力＞15MPa，抗拉抗壓＞200KN。選取尺寸114/108mm（壁厚為3mm），合金材質(zhì)為40CrNiMo。利用ANSYS軟件所建立的模型，對(duì)其抗內(nèi)外壓進(jìn)行計(jì)算。貼堵管管材模型帶螺紋的管材模型對(duì)貼堵管管材及帶螺紋的管材分別施加48.097MPa的外壓，得到應(yīng)力分布云圖：

管材施加外壓應(yīng)力分布云圖帶螺紋的管材施加外壓應(yīng)力分布云圖最大值1320MPa最大值982MPa大于40CrNiMo的屈服強(qiáng)度835MPa改變所施加的外壓大小，使最大值滿足強(qiáng)度要求，最后確定管材的抗外壓強(qiáng)度為30MPa

管材應(yīng)力分布云圖

帶螺紋管材應(yīng)力分布云圖最大值612MPa最大值824MPa管材抗外壓試驗(yàn)

對(duì)貼堵管管材及帶螺紋的管材分別施加38.454MPa的內(nèi)壓，得到應(yīng)力分布云圖。管材施加外壓應(yīng)力分布云圖管材抗內(nèi)壓試驗(yàn)帶螺紋的管材施加外壓應(yīng)力分布云圖最大值764MPa最大值1040MPa改變施加的內(nèi)壓大小，使得螺紋管材求解最大值滿足屈服強(qiáng)度，確定管材的抗內(nèi)壓強(qiáng)度30MPa。<835MPa>835MPa內(nèi)壓為30MPa求解最大值809MPa內(nèi)壓為31MPa求解最大值為836MPa不同壁厚下滿足強(qiáng)度要求所選管材材質(zhì)及抗拉、抗壓的應(yīng)力大小二是開展管材耐腐蝕性能研究；

為提高貼堵管的耐腐蝕性，對(duì)其表面實(shí)施鈍化鍍層處理，并對(duì)處理前后掛片樣本，進(jìn)行交流阻抗譜測(cè)試和極化曲線測(cè)試。結(jié)果表明：貼堵刮片耐蝕性有明顯提高。試片腐蝕電位Ecorr/mV腐蝕電流Jcorr/μA·cm-2系數(shù)βA系數(shù)βC貼堵掛片-7311.590.06720.11空白掛片-9414.690.19060.1348從交流阻抗譜測(cè)試獲得的Nyquist圖可以明顯看出，處理后的掛片樣本的低阻抗值明顯增大，也就是說，貼堵掛片表面電子轉(zhuǎn)移阻力大，不易失電子發(fā)生腐蝕，耐蝕性明顯提高。通過極化曲線測(cè)試對(duì)所得的數(shù)據(jù)進(jìn)行處理，獲得兩種掛片的腐蝕電位和腐蝕電流密度,由擬合數(shù)據(jù)可看出，貼堵掛片樣本的耐蝕性更好，腐蝕速度更低。掛片極化曲線測(cè)試結(jié)果掛片交流阻抗譜測(cè)試結(jié)果

同時(shí)用動(dòng)態(tài)腐蝕儀測(cè)試，常壓90℃油田地層水，將J55套管材料與貼堵掛片樣本充分反應(yīng)72h，由于貼堵管材進(jìn)行了表面處理，與套管掛片樣本基本不發(fā)生電化學(xué)反應(yīng)，貼堵管掛片的腐蝕速率僅為0.0409mm/a。試片的表面積測(cè)量貼堵管材料掛片示意圖FS-Ⅱ高溫高壓動(dòng)態(tài)腐蝕儀高溫高壓動(dòng)態(tài)腐蝕儀原理圖

根據(jù)強(qiáng)度及密封性要求，選取尺寸114/108mm管材，貼堵管施加200KN軸向拉力，對(duì)貼堵管不同螺紋扣型進(jìn)行模擬計(jì)算應(yīng)力分布云圖。三是開展絲扣結(jié)構(gòu)強(qiáng)度研究；當(dāng)貼堵管壁厚一定時(shí)，選用不同的螺紋連接方式，F(xiàn)OX型特殊螺紋求解得到的最大值最小。FOX型特殊螺紋連接，螺紋接觸面載荷分布較為均勻無明顯變形，優(yōu)先選用FOX型特殊螺紋。不同螺紋連接應(yīng)力分布云圖及強(qiáng)度FOX結(jié)構(gòu)及有限元模型無變形創(chuàng)新3：創(chuàng)新套貼堵工藝堵劑體系堵劑體系研究目標(biāo)由于貼堵管與套管環(huán)空僅5mm間隔，因此，除達(dá)到固井水泥漿的性能外，貼堵堵劑還需較強(qiáng)的流變性、低失水和低濾失等特征，為此需要建立適合貼堵施工的堵劑體系，滿足施工需求。堵劑研究思路：

G級(jí)水泥（使用廣泛、成本低）+添加劑一是開展分散劑的篩選；各類分散劑對(duì)流變性的作用影響USZ是陰離子型表面活性劑，使用溫度可達(dá)150℃，是目前國(guó)內(nèi)外較好的水泥分散劑。通過實(shí)驗(yàn)可以看出0.3%的USZ比其它分散劑能更好地提高水泥漿的流變性。分散劑加量%密度g/cm3n×K無因次×Pa·sn原漿01.890.66×0.61USZ0.151.890.62×0.570.31.890.57×0.45木鈣0.51.890.70×1.211.01.870.78×0.64FDN0.51.890.69×1.211.01.880.79×0.64栲膠0.51.890.66×1.341.01.880.79×0.63二是開展降失水劑的篩選；主要降失水劑類型：微粒材料天然高分子材料及衍生物人工合成聚合物

a.陰離子型聚合物

b.陽離子型聚合物

c.非離子降失水劑（LT-2）降失水能力是有限增加水泥漿的稠度，有較強(qiáng)的緩凝作用存在的主要缺點(diǎn)存在緩凝副作用國(guó)內(nèi)未見使用

通過研究，優(yōu)選出了一種適用于較寬溫度范圍的糖類緩凝劑SN-3。三是開展緩凝劑的篩選；%/℃稠化時(shí)間/min4050607080901000.01280266280302210236—0.02330345340360260262—0.05406382363420342354—0.1—————430—0.12——————2340.2——————348備注：水泥配方為G級(jí)水泥+SN-3，W/C=0.44

SN-3對(duì)溫度敏感性較小，固定緩凝劑用量后，溫度的變化對(duì)水泥漿稠化時(shí)間的影響不大；根據(jù)實(shí)驗(yàn)最終確定緩凝劑的加量為0.5%。四是開展膨脹劑的研究；

通過對(duì)無機(jī)鹽類、金屬氧化物類等各種膨脹劑的研究，優(yōu)選性能穩(wěn)定、適應(yīng)性強(qiáng)，價(jià)格適中的復(fù)合鎂鈣膨脹劑（MC-E）。MC-E膨脹劑加量對(duì)水泥石體積膨脹率的影響不同溫度下MC-E對(duì)水泥石體積膨脹率的影響通過室內(nèi)對(duì)MC-E型膨脹劑的加量及不同溫度的膨脹率實(shí)驗(yàn)，最終確定膨脹劑的加量為3.2%。

為提高水泥石的抗拉、抗沖擊強(qiáng)度及抗破裂性能的等，需在體系中加入纖維材料增加其韌性。優(yōu)選出易分散、水溶性纖維，水溶分散性與高性能彈性顆粒材料復(fù)配，開發(fā)出新型水泥石增韌劑FS-T。纖維材料能夠提高水泥石的韌性和彈性，提高水泥石抑制裂縫發(fā)生的能力；膠乳、橡膠粉等彈性顆粒材料能提高水泥石塑性變形能力。

五是開展增韌劑的研究；優(yōu)選纖維材料高性能彈性顆粒材料FS-T增韌劑濃度與抗折\抗壓強(qiáng)度關(guān)系增韌劑濃度與膠結(jié)強(qiáng)度的關(guān)系增韌劑摻量%00.250.500.7511.251.50膠結(jié)強(qiáng)度1.92.672.862.702.632.352.43綜合考慮水泥的抗壓抗折強(qiáng)度和膠結(jié)強(qiáng)度，增韌劑的加量確定為0.75%。調(diào)節(jié)目的需添加劑優(yōu)選添加劑固井質(zhì)量膨脹劑MC-E固井質(zhì)量增韌劑FS-T固井質(zhì)量消泡劑G603固井質(zhì)量降失水劑LT-2施工安全緩凝劑SN-3施工安全分散劑USZ經(jīng)過一系列的室內(nèi)實(shí)驗(yàn)測(cè)試，最終研究形成具有強(qiáng)度高、微膨、低失水、低濾失、低摩阻的高性能堵劑體系。主要項(xiàng)目高性能水泥普通水泥流性指數(shù)n≥0.841稠度系數(shù)K≤0.286析水率/%02.5API失水量(mL/30min)38﹥1000抗壓強(qiáng)度（80℃、48h/Mpa）29.5323水泥石體積化率+0.085-2.64抗折強(qiáng)度（80℃×72h）9.326.21膠結(jié)強(qiáng)度）80℃×72h）3.752.3稠化時(shí)間（120℃×21MPa）216min貼堵堵劑體系的性能指標(biāo)堵劑添加劑的選擇堵劑體系稠化實(shí)驗(yàn)曲線性能指標(biāo)密度，g/cm3≥1.80游離液含量，ml≤4.0緩凝效果稠化時(shí)間延長(zhǎng)(1～3)倍直角稠化時(shí)間，h≤0.5水泥石抗壓強(qiáng)度，MPa≥15注1：稠度由(40～100)Bc所需時(shí)間為直角稠化時(shí)間。

注2：水泥石養(yǎng)護(hù)條件：120℃,21MPa,24h。堵劑性能指標(biāo)該堵劑體系同時(shí)具有緩凝時(shí)間可控、后期直角稠化的特點(diǎn)，可防止堵劑回吐，保證固井質(zhì)量和施工安全。

其抗壓強(qiáng)度≥15MPa，能夠滿足井深≤3500m、井溫≤120℃的施工要求。循環(huán)式油層1油層2油層1油層2雙管式無內(nèi)管式范圍：貼堵段短及淺部的井優(yōu)點(diǎn)：無需砂面或塞面支撐缺點(diǎn)：塞面控制難度大、風(fēng)險(xiǎn)系數(shù)較高范圍：貼堵間距小于200m的井優(yōu)點(diǎn)：可以控制留塞厚度，適用各種井深缺點(diǎn)：底部需要支撐范圍：貼堵間距大于200m的井優(yōu)點(diǎn)：可以控制留塞厚度，施工安全性高缺點(diǎn)：無法下返至深于貼堵段層位創(chuàng)新4：創(chuàng)新貼堵施工工藝

一是開展工藝管柱的研究。形成循環(huán)式、雙管式、無內(nèi)管式三種貼堵工藝施工管柱，滿足不用井況的需求。堵劑在貼堵管外驅(qū)替過程示意圖不同泵速堵劑在貼堵管外驅(qū)替示意圖

以哈利伯頓固井泵速模擬實(shí)驗(yàn)為依據(jù)，對(duì)堵劑進(jìn)行模擬實(shí)驗(yàn)，確定堵劑的驅(qū)替泵速在0.23-0.28m3/min時(shí)，固井質(zhì)量較好。二是開展工藝參數(shù)的研究；

紊流頂替是提高注水泥頂替效率的有效措施之一，如果在條件允許下水泥漿能達(dá)到紊流則最好，水泥漿在環(huán)空中的流態(tài)通過施工排量控制。優(yōu)化1：優(yōu)化井筒識(shí)別技術(shù)40臂測(cè)試儀通過40臂測(cè)井來識(shí)別井筒腐蝕和套損形態(tài)，確定貼堵井段范圍，滿足油藏不同層系的開發(fā)需求。2005-2016年40臂測(cè)井應(yīng)用情況兩項(xiàng)技術(shù)優(yōu)化腐蝕變形錯(cuò)斷利用40臂測(cè)井直觀識(shí)別套管腐蝕、變形、錯(cuò)斷、套破等形態(tài)，從而指導(dǎo)貼堵措施的制定。貼堵措施：腐蝕：將腐蝕嚴(yán)重?zé)o法卡封段進(jìn)行貼堵，若井段過長(zhǎng)，在試壓合格下可暫緩，后期對(duì)接貼堵修復(fù)；變形：對(duì)變形段上下富余10m貼堵加固，防止情況繼續(xù)惡化導(dǎo)致報(bào)廢；套破\錯(cuò)段：對(duì)套破及錯(cuò)斷段上下富余15-20m貼堵封堵加固，封堵漏失處，恢復(fù)正常生產(chǎn)；套破該井對(duì)油層貼堵后分兩段注水；

油層40B按照貼堵井貼堵管上界為油層以上30-50米選取原則，該井貼堵上界為2000米，貼堵長(zhǎng)度63米。40B顯示該井1820-1960米有腐蝕，為避免該段套管以后套損，確定貼堵管上界為1800米，貼堵長(zhǎng)度263米。典型井例—ST2-6-31油層以上35米40B優(yōu)化2：優(yōu)化井筒處理技術(shù)液壓脹套技術(shù)。完善液壓脹套技術(shù)體系，通過模擬通井確定貼堵管型號(hào)。高效井壁清潔技術(shù)?！巴?、刮、套、撈”將套管刮削、高壓液流沖洗、通井、套銑四位一體；通過多種工具組合應(yīng)用，實(shí)現(xiàn)一趟施工管柱滿足多種施工目的，降低施工成本。變徑液壓整形修套示意圖通、刮、套、撈工具示意圖經(jīng)過6年多的持續(xù)優(yōu)化改進(jìn)，形成了兩種材料、五種類型的工藝配套模式，滿足了不同貼堵井段、不同井況的開發(fā)需求。

貼堵工藝技術(shù)40臂測(cè)井套管變形地層漏失套管整形地層暫堵三大技術(shù)優(yōu)勢(shì)貼堵管與水泥環(huán)雙重保障；可在套管段任意位置實(shí)施貼堵；小修即可施工，施工成本低。獲國(guó)家專利授權(quán)7項(xiàng)，其中發(fā)明專利2項(xiàng)，實(shí)用型專利5項(xiàng)。獲國(guó)家級(jí)優(yōu)秀QC1項(xiàng)，局科學(xué)技術(shù)進(jìn)步三等獎(jiǎng)。相關(guān)論文發(fā)表于《油氣田地面工程》、《石油鉆采工藝》等刊物。匯報(bào)提綱第一部分勝坨油田“貼堵技術(shù)”的研究背景第二部分勝坨油田“貼堵技術(shù)”的研究與配套第三部分勝坨油田“貼堵技術(shù)”的應(yīng)用第四部分勝坨油田“貼堵技術(shù)”取得的效果貼堵技術(shù)成為提高方案調(diào)整效果的有效手段；貼堵技術(shù)成為細(xì)分層系注水的有效手段；貼堵技術(shù)成為復(fù)雜井況井治理的有效手段；第三部分勝坨油田“貼堵技術(shù)”的應(yīng)用貼堵技術(shù)由采油廠自主研發(fā)，主要治理各類復(fù)雜井況井。在目前低油價(jià)的形勢(shì)下，已成為老油田井筒治理的成熟低成本技術(shù)，并成為方案調(diào)整、細(xì)分注水、復(fù)雜井況井治理的有效手段。一、貼堵技術(shù)成為提高方案調(diào)整效果的有效手段“十二五”期間，勝采廠以“穩(wěn)液、控水、調(diào)結(jié)構(gòu)”為指導(dǎo)，創(chuàng)新矢量井網(wǎng)調(diào)整技術(shù)，在16個(gè)單元推廣實(shí)施，投產(chǎn)新井304口，建產(chǎn)能25.7萬噸，平衡油價(jià)66.1美元，開發(fā)成本13.2$/bbl；

矢量調(diào)整單元開發(fā)效果大幅提升，新增可采儲(chǔ)量362.6萬噸，提高采收率2.6%。老區(qū)產(chǎn)能建設(shè)平衡油價(jià)和開發(fā)成本變化趨勢(shì)覆蓋地質(zhì)儲(chǔ)量1.4億噸低油價(jià)下，勝采廠及時(shí)轉(zhuǎn)變思路，將調(diào)整重心由整體矢量調(diào)整轉(zhuǎn)向高效井網(wǎng)完善調(diào)整。潛力方向調(diào)整方向高效注采完善調(diào)整局部富集

以充分利用老井為主，輔以少量側(cè)鉆、新井，注采調(diào)整組合增效；地面配套簡(jiǎn)單適用，投入少，平衡油價(jià)低。層系整體調(diào)整普遍分布以新井投入為主，追求水驅(qū)控制最大化，配套地面改造，矢量注采，投入大，平衡油價(jià)高。方案部署方式轉(zhuǎn)向聚焦轉(zhuǎn)變五位一體優(yōu)化地質(zhì)：聚焦經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量；工程：最低投入滿足油藏需求；計(jì)劃：最大程度盤活舊設(shè)備；運(yùn)行：全過程保障；財(cái)務(wù)：全節(jié)點(diǎn)評(píng)價(jià)。一個(gè)準(zhǔn)確，兩個(gè)“極致”剩余油精準(zhǔn)定向，明確調(diào)整潛力點(diǎn)“五位一體”優(yōu)化，實(shí)現(xiàn)增量創(chuàng)效統(tǒng)籌優(yōu)化到極致，投資節(jié)點(diǎn)全覆蓋精細(xì)挖潛到極致，提升每個(gè)效益點(diǎn)高效注采完善方案的核心是精準(zhǔn)定向富集剩余油為基礎(chǔ)，通過“五位一體”優(yōu)化，最大程度盤活存量資產(chǎn)，實(shí)現(xiàn)控投入、控成本，多產(chǎn)效益油、多增可采儲(chǔ)量的目標(biāo)。共應(yīng)用于15個(gè)綜合調(diào)整單元，實(shí)施貼堵工作量74口井，其中油井53口，水井21口。應(yīng)用貼堵技術(shù)調(diào)整方案統(tǒng)計(jì)表15個(gè)調(diào)整單元恢復(fù)失控地質(zhì)儲(chǔ)量228萬噸，提高注采對(duì)應(yīng)率0.53%。韻律層細(xì)分、轉(zhuǎn)流線先導(dǎo)示范區(qū)——坨11南沙二8小層韻律層厚度(m)地質(zhì)儲(chǔ)量(104t)818111.1218122.3598131.52582825.0130838311.3298321.2278332.8638342.556合計(jì)8個(gè)14.5411坨11南沙二8砂組儲(chǔ)量表探索將“高油價(jià)下，新、老井并重矢量調(diào)整模式”轉(zhuǎn)換成“低油價(jià)下，立足老井重構(gòu)井網(wǎng)調(diào)整模式”，利用貼堵技術(shù)充分利用老井大角度轉(zhuǎn)變流線；優(yōu)選坨11南沙二8砂組為示范區(qū)，單元儲(chǔ)量411萬噸，目前一套層系開發(fā)，含水97.9%，采出程度48.3%。818283ST3-9-23井測(cè)井圖8128138318328338348111235467內(nèi)容坨11南沙二8油井開井?dāng)?shù)（口）11水井開井?dāng)?shù)（口）10單井日產(chǎn)液（t）157.2單井日產(chǎn)油（t）3.2綜合含水（%）97.9平均動(dòng)液面（m）-808日注水平（m3）1606單井日注水平（m3）160注采比1.0采出程度（%）48.3采收率（%）57.6自然遞減率（%）12含水上升率0.35采油速度%）0.36單元開發(fā)現(xiàn)狀表目前已實(shí)施貼堵工作量：油井實(shí)施4口，水井4口。油井老井工作量（井次）水井老井工作量（井次）合計(jì)貼堵其它小計(jì)貼堵其它小計(jì)（口）45942615方案工作量實(shí)施進(jìn)度表10-328X2499XN258方案工作量實(shí)施進(jìn)度（81、83）注采井距：350m↑550m注采井距：350m10X3410-319-2729-2699-2308XN9128XN20910-2819-2509XN2388X2429-2649N24710C2889XN2188-2008J215方案工作量實(shí)施進(jìn)度（82）8XN219現(xiàn)狀水井現(xiàn)狀油井圖例轉(zhuǎn)注井水轉(zhuǎn)油貼堵油井貼堵水井

水井3-8XN219井套管197.49-202.89m漏失，封竄管柱有效期僅為5個(gè)月。2016年11月淺部換套、油層部位貼堵后扶停，井區(qū)日增油1.4噸，恢復(fù)水驅(qū)儲(chǔ)量12.9萬噸。一是貼堵技術(shù)恢復(fù)水驅(qū)儲(chǔ)量；3-8XN219井貼堵后管柱圖（2016.11）811812834831-33貼堵后扶停水井內(nèi)部小斷層不封閉3-8XN219井區(qū)83層井網(wǎng)圖3-8XN219井40臂測(cè)井成果圖（2016.6）3-8XN219井區(qū)開發(fā)生產(chǎn)曲線3-8XN219井區(qū)81層井網(wǎng)圖內(nèi)部小斷層不封閉3-8XN219貼堵扶停主要應(yīng)用方向：

3-9XN238井原為注水井，由于82層水淹程度較高，設(shè)計(jì)水轉(zhuǎn)油生產(chǎn)81、83層。因2192-2231m處套管嚴(yán)重變形，卡封難度大。為此，貼堵后二補(bǔ)81、83層生產(chǎn)。二是貼堵技術(shù)提高卡封成功率；3-9XN238井測(cè)井圖（2003.10）3-9XN238井40臂測(cè)井成果圖（2015.1）3-9XN238井區(qū)81層井網(wǎng)圖3-9XN238井區(qū)韻律層含油飽和度（%）8118128283183283342443347444681345388343-9XN238井下管柱圖（2015.1）812已射層待貼堵后二補(bǔ)層81282831-33834存在問題：層間滲透率級(jí)差3.9，82層嚴(yán)重干擾81層吸水。83層層內(nèi)滲透率級(jí)差3.1，措施前大段射開，層內(nèi)干擾嚴(yán)重。治理對(duì)策：貼堵81-83層，二補(bǔ)81、83層，82層停注；對(duì)83層實(shí)施細(xì)分韻律射孔，提高韻律層動(dòng)用程度。三是貼堵技術(shù)加強(qiáng)潛力層注水；典型井例：3-8X242井貼堵井段：2132.08-2237.20mST3-8X242貼堵后細(xì)分注水措施前相對(duì)吸水量（%）828315.748.935.481配注（m3/d）5030306081281383182（已貼堵）832-343-8X242井措施前后注水情況對(duì)比表時(shí)間層位水嘴干壓（MPa）油壓（MPa）套壓（MPa）配注(m3/d)實(shí)注(m3/d)措施前沙二81外管12.612.611.45052沙二82-83內(nèi)管10094措施后沙二812放大12.212.29.55036沙二813控制3029沙二831控制3027沙二832-834控制6059目前已有兩個(gè)井區(qū)初見成效，日增油1.9t。動(dòng)態(tài)注采對(duì)應(yīng)率、水驅(qū)動(dòng)用程度、分注率指標(biāo)均大幅提高。相較于新井+老井調(diào)整模式，本方案節(jié)省費(fèi)用669萬元。實(shí)施效果韻律層注采對(duì)應(yīng)率（%）韻律層水驅(qū)動(dòng)用程度（%）分注率（%）調(diào)整前后指標(biāo)對(duì)比表不同方案費(fèi)用對(duì)比表二、貼堵技術(shù)成為細(xì)分層系注水的有效手段

2009年以來水井套損顯著增長(zhǎng)，與2001-2008年對(duì)比，年均新增套損40口。套損水井開井498口，占水井開井?dāng)?shù)的50.2%。2001-2011年套損水井統(tǒng)計(jì)柱狀圖注水層段腐蝕結(jié)垢嚴(yán)重油層套破照片及地層沖出水泥塊

小直徑分注有效期短原因分析：卡封段套管粗糙（嚴(yán)重影響封隔器密封性能）。小直徑封隔器在大套管座封，膠筒耐壓差能力降低。為通過套損井段，需下入小直徑封隔器(Φ105mm)，但卡封段一般為常規(guī)大套管(Φ139.7mm)。套損后繼續(xù)注水導(dǎo)致套損加劇，再次作業(yè)時(shí)封隔器難以提出，導(dǎo)致管柱遇卡。

一是套損井分層注水效益低、風(fēng)險(xiǎn)高、難度大。為保證分注率，研制了小直徑封隔器（K344-105型），實(shí)現(xiàn)過套損段分層注水。但平均有效期僅1年2個(gè)月，再次作業(yè)遇卡率高達(dá)90.5%，交大修率達(dá)82.9%，套損水井被迫改光管或關(guān)井。套變井下入小直徑分注管柱及對(duì)應(yīng)井徑測(cè)試圖有效期平均1年2個(gè)月再次作業(yè)遇卡率90.5%再次作業(yè)交大修率82.9%套變程度增大100%2010年統(tǒng)計(jì)35口井帶來兩方面問題：14-15ST2-0-309分注管柱示意圖補(bǔ)償器反扣接頭

Y341封隔器404配水器絲堵沉砂底球32-34封隔器有效期6個(gè)月典型井區(qū)-20309井區(qū)管柱失效后，對(duì)應(yīng)油井含水上升，日產(chǎn)油量下降?？ǚ舛胃g結(jié)垢嚴(yán)重

二是套損井改光管嚴(yán)重影響分注率。分注率由2009年的55.2%降至2012年底的45.1%，盡管采取了轉(zhuǎn)注、扶停等工作，但分注井總數(shù)凈減少100口。分注率%分注井?dāng)?shù)口√減量：套損停注126口、改光管井110口?！淘隽浚盒峦掇D(zhuǎn)注扶停增加136口。將貼堵工藝應(yīng)用于套損水井治理：再造新井壁，實(shí)現(xiàn)套損部位的徹底治理，保證卡封段光滑，提高卡封可靠性；配套研發(fā)小直徑分注工具，實(shí)現(xiàn)了套損水井貼堵后有效分注，保證了分注率。典型井例：ST3-11-176井貼堵后分注存在問題：套管在油層部位腐蝕結(jié)垢嚴(yán)重，無法有效卡封，被迫改光管注水；層間差異大，對(duì)坨21沙二下8砂組的5口受效油井影響嚴(yán)重。治理對(duì)策：對(duì)油層部位貼堵后，下入小直徑分注管柱，實(shí)施分注。

治理效果：注水油壓11.2MPa，日注水量220方，層段合格率100%，其有效注水時(shí)間9個(gè)月，累注5.8萬方，仍繼續(xù)有效。勝三區(qū)坨21單元3-11-176井區(qū)81層井網(wǎng)圖12X18112X18312N17712-18012-18512C17211-12611-19112X18612-13711-14611-17水平油井現(xiàn)狀油井現(xiàn)狀水井T21P1T21P312x18711-176貼堵重分層12-17912-182主流線次流線11-178ST3-11-176井貼堵重分層后，恢復(fù)水驅(qū)儲(chǔ)量9.3萬噸，對(duì)應(yīng)井區(qū)含水下降0.3%，已增油750噸。光管貼堵重分層120/110100/95對(duì)應(yīng)井區(qū)開發(fā)效果明顯改善貼堵后注水方式分層注水光管注水合計(jì)油層部位貼堵全井貼堵油層部位淺層套漏全井貼堵井?dāng)?shù)383901713161勝坨油田貼堵水井分類統(tǒng)計(jì)表共實(shí)施套損水井貼堵161井次，其中貼堵后分層注水41井次，各項(xiàng)指標(biāo)明顯提高：開井率提高5.2%；分注率提高2.9%；增加注水層段52個(gè)，貼堵井分注井層段合格率達(dá)80.8%。水井貼堵治理效果顯著三、貼堵技術(shù)成為套損井治理的有效手段勝坨油田開發(fā)時(shí)間長(zhǎng)，井筒狀況復(fù)雜。每年新增套損井100口以上，且套損呈現(xiàn)套漏+出砂、大跨度套變等復(fù)雜形態(tài)。為此，采油廠針對(duì)不同的套損類型制定了一系列治理對(duì)策，滿足各類井況需求。大跨度套變套變跨度332.79米1439.2117721439-1772套變，跨度達(dá)到333米。多臂曲線立體圖井徑成像圖強(qiáng)度滿足注水壓力需求（15MPAa）1、薄壁管補(bǔ)貼工藝技術(shù)因套管補(bǔ)貼后內(nèi)徑變小，限制了舉升系統(tǒng)應(yīng)用，尤其是淺部套管貼堵的油水井，很多泵和油管無法通過（常規(guī)貼堵內(nèi)徑90mm）。采用114/108mm大通徑薄壁貼堵管后，滿足了44、50、56泵的下入需求。泵型44泵50泵56泵外徑898989是否滿足是是是通徑滿足27/8油管通過貼堵后油（水）井管柱示意圖技術(shù)優(yōu)勢(shì)：螺紋與本體通過焊接連接，絲扣加厚，抗拉強(qiáng)度提高近10倍；典型井例：ST2-0-320井況：2012年桿斷長(zhǎng)停。2015年地質(zhì)要求撈篩管、驗(yàn)套、打塞上返東三41-42層、防砂生產(chǎn)。存在問題：驗(yàn)套結(jié)果顯示在249-298米存在漏失，影響后續(xù)扶停工序。采取措施：應(yīng)用薄壁管補(bǔ)貼工藝對(duì)漏失段進(jìn)行治理后防砂。日期液量油量含水措施前長(zhǎng)停扶長(zhǎng)停措施后27.514.547.27目前30.810.466.1貼堵后Φ50泵生產(chǎn)，2016.5月開井，日油14.5噸，目前正常生產(chǎn)304天，累產(chǎn)油4575.7噸，平均日產(chǎn)油15.1噸。貼堵前貼堵后措施前后效果對(duì)比2、貼堵管內(nèi)防砂工藝由于貼堵管內(nèi)徑尺寸變小，常規(guī)防砂工具不適應(yīng)，同時(shí)貼堵管與繞絲篩管環(huán)空間隙小，填砂過程容易成橋。采用小直徑套管內(nèi)防砂工藝對(duì)長(zhǎng)停套漏防砂井進(jìn)行治理。

防砂工藝上采用反循環(huán)充填工藝，應(yīng)用彈片扶正器，保證篩管居中。措施前后效果對(duì)比貼堵后防砂管柱圖井況制定措施40B顯示油層上套管腐蝕嚴(yán)重采用114/100可鉆貼堵至油層上界目的層漏失嚴(yán)重且高產(chǎn)采用填砂保護(hù)，不貼油層貼堵施工時(shí)流體對(duì)砂面有沖刺力采用側(cè)面流通貼堵阻流工具貼堵后井筒內(nèi)徑縮小至100mm采用小直徑防砂工具防砂施工情況液量油量含水施工前長(zhǎng)停貼堵、防砂后1072080作業(yè)費(fèi)用54萬元累產(chǎn)油8345噸原始管柱圖114/1002015年至今，小直徑防砂共實(shí)施油井17口，其中扶長(zhǎng)停井8口。典型井例：STN2-19井40B顯示1636-1641m漏失導(dǎo)致高含水長(zhǎng)停。漏失段腐蝕嚴(yán)重。3、長(zhǎng)井段貼堵工藝扶正器處速度流場(chǎng)旋流扶正器固井車剪切力與粘度曲線針對(duì)多處漏點(diǎn)、長(zhǎng)井段腐蝕井，實(shí)施長(zhǎng)井段貼堵工藝，全井套管井壁再造，恢復(fù)注采井網(wǎng)，減少儲(chǔ)量損失。采用措施：固井車：保證連續(xù)供漿，降低地層濾失；前置液：防止堵劑與泥漿發(fā)生提前稠化，提高頂替效率；旋流扶正器：保證套管居中、固井質(zhì)量，改變流體流向。堵劑200min流動(dòng)性測(cè)試間距＞1000m典型井例：STT123X6全井段腐蝕嚴(yán)重多處套破、縮徑嚴(yán)重截止目前，勝采廠共實(shí)施長(zhǎng)井段（大于1000m）貼堵井31口，成功率100%。井況：40B顯示全井套管腐蝕嚴(yán)重，多處套破縮徑。為恢復(fù)正常注水，對(duì)全井進(jìn)行貼堵加固。匯報(bào)提綱第一部分勝坨油田“