水驅(qū)油藏套損井綜合治理配套技術(shù)應(yīng)用

1、水驅(qū)油藏套損井綜合治理配套技術(shù)應(yīng)用 勝利油田經(jīng)過近50年的開發(fā)，套損井?dāng)?shù)量呈逐年遞增趨勢(shì)。截止到2010年上半年，在冊(cè)套損井共有5287口，其中水驅(qū)油藏套損井4777口(占90.3%)，失控地質(zhì)儲(chǔ)量2.13億噸（占7.5%）。破壞了井網(wǎng)完善程度，影響了水驅(qū)油田開發(fā)效果。為此，勝利油田結(jié)合近幾年套損井治理技術(shù)及工作進(jìn)展，提出了下步工作打算及建議，為挖掘水驅(qū)油田開發(fā)潛力、提高儲(chǔ)量動(dòng)用率和油田采收率提供支撐。前 言 匯 報(bào) 內(nèi) 容 水驅(qū)油藏套損井現(xiàn)狀及分析一二勝利油田套損井治理技術(shù)進(jìn)展三面臨的問題及下步打算四兩點(diǎn)認(rèn)識(shí) 勝利油區(qū)水驅(qū)油藏分布于勝坨、孤東等油田、861個(gè)開發(fā)單元，至2009年底動(dòng)用儲(chǔ)量2

2、8.4億噸（占68.2%），年產(chǎn)油1578萬噸。近年來，隨套損井?dāng)?shù)量的增加，井下技術(shù)狀況不斷惡化,失控儲(chǔ)量增大，嚴(yán)重影響了老油田穩(wěn)產(chǎn)基礎(chǔ)。一、水驅(qū)油藏套損井現(xiàn)狀及分析 （一）水驅(qū)油藏套損井現(xiàn)狀東辛油田樁西油田臨盤油田王家崗油田墾西油田老河口油田英雄灘油田大王北油田大王莊油田尚店油田東風(fēng)港油田濱南油田邵家油田永安油田紅柳油田新立村油田曲堤油田商河油田臨南油田廣利油田勝利油區(qū)水驅(qū)油藏勝坨油田孤島油田現(xiàn)河莊油田孤東油田水驅(qū)油藏區(qū)域分布狀況 水驅(qū)油藏油水井總井?dāng)?shù)27260口，開井21988口。其中套損井4777口（油井2798口、水井1979口），占總井?dāng)?shù)的17.5%。帶病生產(chǎn)的2873口，占套損井的

3、60.2%，占開井?dāng)?shù)的13.1%；套損停產(chǎn)的1904口，占套損井的39.8%，占停產(chǎn)井?dāng)?shù)的36.1%。（一）水驅(qū)油藏套損井現(xiàn)狀1、套損現(xiàn)狀套損造成的影響水驅(qū)總儲(chǔ)量28.4億噸失控動(dòng)用儲(chǔ)量2.13億噸，占7.5%水驅(qū)可采儲(chǔ)量8.7億噸失控可采儲(chǔ)量6322萬噸，占7.3%(水驅(qū)生產(chǎn)狀況：日液：51.5萬噸,日油：43232噸,日注水：63.2萬方)18.2損失日注水（萬方）損失日油（噸）375560303損失日液（噸）（11.7%）（8.7%）（28.8%）減少了開井?dāng)?shù)，影響了水驅(qū)生產(chǎn)狀況；破壞了井網(wǎng)完善程度，造成失控儲(chǔ)量增多，影響了水驅(qū)開發(fā)效果。（一）水驅(qū)油藏套損井現(xiàn)狀 勝坨油田水驅(qū)油藏目前共有

4、套損井1141口，占全廠總井?dāng)?shù)的33%。其中勝二區(qū)有套損井542口，占比45.4%，共影響日產(chǎn)量201噸、日注水量1萬方，損失地質(zhì)儲(chǔ)量3589萬噸。套損造成合層籠統(tǒng)注水井83口，分層注水層段數(shù)由331個(gè)降低到171個(gè)，動(dòng)態(tài)注采對(duì)應(yīng)率由63.2%下降到45.1%。整裝油藏區(qū)塊勝坨油田勝二區(qū)套損典型區(qū)塊（一）水驅(qū)油藏套損井現(xiàn)狀 勝二區(qū)74-81單元共有帶病注水井11口，套壞停注水井16口。受套壞水井的影響，單元水驅(qū)控制程度由90.8%下降至87.6%，注采對(duì)應(yīng)率由87.3%下降至81.8%，井網(wǎng)控制程度明顯變差。勝二區(qū)74-81單元套損井網(wǎng)分布圖套損典型單元（一）水驅(qū)油藏套損井現(xiàn)狀 隨著油田開發(fā)時(shí)

5、間的延長(zhǎng)，套損問題日趨嚴(yán)重。近年來，由于更新井和套損治理步伐較慢，水驅(qū)油藏套損井?dāng)?shù)量不斷增加。特別是2000年實(shí)施水井換管，2005-2007年實(shí)施長(zhǎng)停井治理過程中發(fā)現(xiàn)一大批長(zhǎng)期未作業(yè)的井出現(xiàn)套損。歷年來發(fā)現(xiàn)水驅(qū)油藏套損井?dāng)?shù)量2、套損規(guī)律分析 規(guī)律一：套損井呈逐年遞增趨勢(shì)近10年來，年均新發(fā)現(xiàn)500口（一）水驅(qū)油藏套損井現(xiàn)狀90% 規(guī)律二：套損油藏類型以整裝、斷塊為主油藏類型主要區(qū)域套損井?dāng)?shù)合計(jì)整裝孤東1065236593.9%勝采726孤島594斷塊東辛510101557.1%臨盤297現(xiàn)河208（52.7%）（37.3%）（一）水驅(qū)油藏套損井現(xiàn)狀規(guī)律三：套損類型以變形、破漏為主（55.2%

6、）（28.9%）（一）水驅(qū)油藏套損井現(xiàn)狀GD-21-735井套管彎曲ST2-0-82套管縮徑DXX109-4井套管漏失B21-6-10井套管彎曲 套損部位主要集中在射孔井段附近，位于油層上下界之間的套損井占55%。規(guī)律四：套損位置主要集中在油層部位損壞位置射孔井段以上射孔井段射孔井段以下合計(jì)上部中部下部套損井?dāng)?shù)（口）5338194809617占套損井比例（%）8.761.715.212.91.5100孤島油田套管損壞位置位于射孔井段的占90%油層上下界之間（一）水驅(qū)油藏套損井現(xiàn)狀一、水驅(qū)油藏套損井現(xiàn)狀及分析 1、不同類型油藏開發(fā)模式差異大，套損原因多樣（二）水驅(qū)油藏套損井原因分析 水驅(qū)油藏套管

7、損壞是由地質(zhì)、工程等多種因素共同作用的結(jié)果，具體表現(xiàn)在如下四個(gè)方面。2、套管服役年限長(zhǎng)，套損比例大4、復(fù)雜結(jié)構(gòu)井?dāng)?shù)量增多，井身結(jié)構(gòu)多樣化3、作業(yè)次數(shù)累增，儲(chǔ)層改造措施復(fù)雜產(chǎn)能建設(shè)（64-80） 持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)（96-目前）年產(chǎn)油量 萬噸陸續(xù)投入3個(gè)油田： 勝坨（1964） 孤島（1971） 埕東（1974）投入儲(chǔ)量：5.24億噸高速上產(chǎn)（81-87）孤島、埕東、勝坨細(xì)分層系、井網(wǎng)加密、強(qiáng)化注水。1986年投入孤東油田高速穩(wěn)產(chǎn)（88-95）孤島、埕東、勝坨強(qiáng)化采液、控水穩(wěn)油孤東層系井網(wǎng)整體調(diào)整開展精細(xì)油藏描述、化學(xué)驅(qū)、井網(wǎng)重組、韻律層細(xì)分挖潛、水平井挖潛等新技術(shù)（二）水驅(qū)油藏套損井原因分析 勝利整裝油

8、田水驅(qū)油藏開發(fā)歷程 整裝油藏開發(fā)歷程長(zhǎng)，油層膠結(jié)疏松，含水高，套損主要是由地層出砂造成，套損類型以彎曲為主，主要集中在孤島、孤東、勝坨油田。1、原因一：不同類型油藏開發(fā)模式差異大，套損原因多樣1968-1980年：先后投入東辛、現(xiàn)河莊等油田。1981-1985年：應(yīng)用二維地震資料不斷發(fā)現(xiàn)新含油區(qū)塊與含油層系。19861995年：發(fā)揮三維地震資料的優(yōu)勢(shì)，不斷發(fā)現(xiàn)新的小斷塊。 1996年-至今：精細(xì)滾動(dòng)勘探開發(fā)、特殊結(jié)構(gòu)井、細(xì)分層系等技術(shù)，加大老區(qū)綜合調(diào)整力度，減緩遞減。年產(chǎn)油量 萬噸詳探開發(fā)增儲(chǔ)建產(chǎn)滾動(dòng)勘探高速上產(chǎn)深化認(rèn)識(shí)高速穩(wěn)產(chǎn)精細(xì)開發(fā)減緩遞減3692202324558101213371072

9、11591043870796686.5020040060080010001200140019681972197619801984198819921996200020042008勝利斷塊油藏開發(fā)歷程（二）水驅(qū)油藏套損井原因分析 斷塊油藏復(fù)雜結(jié)構(gòu)井多，部分?jǐn)鄩K產(chǎn)出水及注入水礦化度高。套損主要是因腐蝕造成，套損類型以破漏為主，主要集中在東辛、臨盤、現(xiàn)河油田。（二）水驅(qū)油藏套損井原因分析 低滲透油藏開發(fā)歷程相對(duì)較晚，復(fù)雜結(jié)構(gòu)井多，多數(shù)儲(chǔ)層需改造后生產(chǎn)。套損主要是因注水壓力高，以及酸化、壓裂等施工壓力高造成，套損類型以破漏、縮徑為主，主要集中在純化、渤南、濱南油田。勝利低滲透油藏開發(fā)歷程年產(chǎn)油量萬噸19

10、701985 初期探索19861992 高速上產(chǎn)19932005穩(wěn)產(chǎn)階段20062009產(chǎn)量攀升（1）整裝油藏套損原因分析：地層出砂是主因地質(zhì)條件油田注水使砂巖油層的泥質(zhì)膠結(jié)物水化膨脹，大量出砂形成空洞，導(dǎo)致上部蓋層下塌。注水開發(fā)疏松砂巖儲(chǔ)層的地質(zhì)條件較差，油層埋藏淺、泥質(zhì)含量高、膠結(jié)疏松、成巖性差。內(nèi)因外因彎曲為主，占整裝油藏的50%。套 管 損 壞（二）水驅(qū)油藏套損井原因分析 對(duì)孤島油田10口油、水井三維力學(xué)模型采用有限差分軟件FLAC進(jìn)行模擬計(jì)算,研究不同地質(zhì)條件下套管的受力變形。水井油 井井別雙油層注水井套損模型單油層注水井套損模型套管外形成雙側(cè)掏空模型套管外形成單側(cè)掏空模型最大與最小

11、水平主應(yīng)力比=3:1模型最大與最小水平主應(yīng)力比=2:1模型最大與最小水平主應(yīng)力比=1:1模型厚度為10.0m的單油層模型厚度為5.0m的單油層模型厚度為2.5m的單油層模型計(jì)算模型模擬水井套損情況模擬管外形成掏空的套損情況模擬隨不均勻水平應(yīng)力場(chǎng)變化的套損情況模擬隨不同油層厚度變化的套損情況目的38404700844160121220 m31028803483933120121215 m3928803373333120121215 m3828803373333120121215 m3728803483933120121215 m3628803483933120121215 m3528803483

12、933120121215 m3433604036938640121220 m3328803483933120121215 m321440182491656012127.5 m31結(jié)構(gòu)單元網(wǎng)格節(jié)點(diǎn)單元模型范圍(長(zhǎng)寬高)序號(hào)10個(gè)計(jì)算模型的范圍大小、單元與網(wǎng)格劃分計(jì)算模型三維網(wǎng)格簡(jiǎn)圖（二）水驅(qū)油藏套損井原因分析 整裝油藏套損機(jī)理分析以孤島油田為例雙側(cè)掏空的套管最大主應(yīng)力單側(cè)掏空的套管最大主應(yīng)力雙側(cè)掏空的井壁及圍巖最大主應(yīng)力單側(cè)掏空的井壁及圍巖最大主應(yīng)力雙側(cè)掏空的套管X方向位移及套管與圍巖的位移場(chǎng)圖單側(cè)掏空的套管X方向位移及套管與圍巖的位移場(chǎng)圖水平主應(yīng)力比為1:1的套管最大主應(yīng)力圖水平主應(yīng)力比為2:

13、1的套管最大主應(yīng)力圖水平主應(yīng)力比為3:1的套管最大主應(yīng)力圖層厚2.5m井壁及圍巖最大主應(yīng)力圖層厚5.0m井壁及圍巖最大主應(yīng)力圖層厚10.0m井壁及圍巖最大主應(yīng)力圖 結(jié)論一：套管水平方向位移隨油層厚度增加而增大，最大位移部位上移至上覆泥巖與砂巖界面交界處，與套損部位集中在油層中上部相符。 結(jié)論二： 套管中上部水平位移范圍隨水平應(yīng)力場(chǎng)不均化程度增大而擴(kuò)大，水平面內(nèi)剪應(yīng)力遞增，變形范圍擴(kuò)大，套損加劇。 （二）水驅(qū)油藏套損井原因分析 結(jié)論三：雙側(cè)掏空時(shí)空洞上下兩側(cè)出現(xiàn)較高剪應(yīng)力集中，加劇了套管彎扭，破壞程度遠(yuǎn)大于單側(cè)掏空。 孤島油田97%套損井來自疏松砂巖油藏，共有594口。主要原因是館陶組油層是典型

14、的河流相沉積，油層膠結(jié)疏松。注水開發(fā)造成油井大量出砂，形成“空洞”，在上部地層壓實(shí)作用力下失穩(wěn)，導(dǎo)致套管發(fā)生彎曲變形。上覆層出現(xiàn)坍塌變形壓實(shí) 上覆層出現(xiàn)坍塌形成空洞 泥巖層吸水膨脹套管受力示意圖泥巖砂巖泥巖注水應(yīng)力集中區(qū)域（二）水驅(qū)油藏套損井原因分析 孤島中19-5 井套管彎曲變形 主要集中在東辛、臨盤等油田，存在高礦化度水層，礦化度2.711104mg/L，并且注水井損壞的比例高。（2）斷塊油藏套損原因分析：腐蝕是主因破漏為主，占斷塊油藏的40%。（二）水驅(qū)油藏套損井原因分析 斷塊油藏套損腐蝕斷層面兩側(cè)發(fā)生相對(duì)錯(cuò)動(dòng)注水電化學(xué)腐蝕化學(xué)腐蝕細(xì)菌腐蝕 斷塊油藏腐蝕影響因素及機(jī)理以廣利油田為例CO2

15、的影響 游離CO2溶解于水形成碳酸，由于有附加的碳酸以及碳酸氫根的還原，CO2的腐蝕速率成倍增加。 取樣點(diǎn)CO2pH值(mg/L)廣利來水227.15.85廣利外輸218.35.83廣一注水站221.85.8614-7配水間190.16.56L24-14井/表層08.9L24-14井/500米08.83L24-14井/1000米09.06 腐蝕的影響因素主要有游離CO2、礦化度、SRB菌的大量繁殖、溶解氧及垢下濃差電池腐蝕等。（二）水驅(qū)油藏套損井原因分析 礦化度高腐蝕加快溶液的電導(dǎo)率大繼續(xù)升高腐蝕減慢溶液中氧含量減少45000-50000mg/L左右，屬于腐蝕嚴(yán)重區(qū)峰值濃度60000mg/L礦

16、化度影響SRB影響 廣利油田注水井環(huán)形空間的水介質(zhì)中含有大量SRB。隨著SRB含量的增加，體系的腐蝕電流密度成倍增加，腐蝕加劇。 （二）水驅(qū)油藏套損井原因分析 污垢影響取樣點(diǎn)Ca2+mg/LMg2+mg/LCl-mg/LSO42-(mg/L)HCO3-mg/LCO32-mg/LOH-mg/L礦化度 mg/L廣利站來水161531120899944660034393廣利站外輸1633310209199047800344642414井口1438271192935239700318672414注水井/1000m14372361883235067.119.0230697 氧是一種去極化劑，能加速金屬的

17、腐蝕過程，對(duì)于油田污水來講，溶解氧是引起腐蝕的主要因素之一。溶解氧影響廣利油田回注水沿程離子分析 廣利油田注入水中懸浮物含量高，且注水系統(tǒng)腐蝕嚴(yán)重，在管壁上附著大量污垢，容易形成氧濃差電池，加快腐蝕。（二）水驅(qū)油藏套損井原因分析 此段腐蝕主要為CO2腐蝕以及由此引起嚴(yán)重的結(jié)垢。此段腐蝕介質(zhì)為Cl-促進(jìn)下的O2腐蝕以及CO2腐蝕。 通過對(duì)不同深度的有關(guān)外壁的腐蝕產(chǎn)物進(jìn)行元素組成分析，得出結(jié)果與腐蝕因素和機(jī)理相吻合。此段腐蝕類型是Cl-促進(jìn)下的溶解氧的電化學(xué)腐蝕。井深10米的腐蝕產(chǎn)物分析 10-100米的腐蝕產(chǎn)物分析 100-1000米的腐蝕產(chǎn)物分析 1000-2000米的腐蝕產(chǎn)物分析 此段結(jié)垢比

18、較嚴(yán)重，腐蝕以二氧化碳和SRB為主 。（二）水驅(qū)油藏套損井原因分析 臨盤油田共有套損井342口，其中斷塊油藏297口，套管破漏井198口，占斷塊油藏套損井總數(shù)的66.7%，臨95塊平均礦化度56573 mg/L ，出現(xiàn)8口井12次套損。臨盤油田臨95塊各井平均礦化度曲線 臨95-21套管 目前，東辛斷塊油藏共有套損井510口，其中套管破漏井287口，占56.3%。（二）水驅(qū)油藏套損井原因分析 油井套管使用年限水井套管使用年限套管平均使用壽命12.1年2、原因二：套管服役年限長(zhǎng)，套損比例大44%55-1010-1515-2020合計(jì)71396115467842244228勝利油田工程報(bào)廢井套管使

19、用壽命（二）水驅(qū)油藏套損井原因分析 套損井套管使用年限勝坨油田套壞井比例與服役年限關(guān)系曲線服役年限套壞井?dāng)?shù)（口）套壞比例（%）井齡15-25年的井目前有1237口，其中套損井623口，套損比例50.36%，已進(jìn)入套壞爆發(fā)期。（二）水驅(qū)油藏套損井原因分析 3、原因三：作業(yè)次數(shù)累增，儲(chǔ)層改造措施復(fù)雜作業(yè)次數(shù)多，起下鉆對(duì)套管的磨損；打撈、套磨銑等工序?qū)μ坠軗p傷較大；ST2-0N133井作業(yè)施工累計(jì)次數(shù)共作業(yè)21次，其中11次為措施作業(yè)ST2-0N133（二）水驅(qū)油藏套損井原因分析 磨銑段1813-1840磨銑段1944-1958補(bǔ)孔改層以及酸化、壓裂等儲(chǔ)層改造措施對(duì)套管損傷較大。年平均補(bǔ)孔改層273

20、3井次，年壓裂酸化930井次；分采分注井比重較高，機(jī)械式卡瓦牙對(duì)套管損傷大。勝利油田分注井2602口，分注率35%；勝坨油田63%的井實(shí)施分層開采。2003-2009年補(bǔ)孔改層工作量2003-2009年壓裂酸化工作量（二）水驅(qū)油藏套損井原因分析 投產(chǎn)復(fù)雜結(jié)構(gòu)井（水平井和定向井）4、原因四：復(fù)雜結(jié)構(gòu)井?dāng)?shù)量增多，井身結(jié)構(gòu)多樣化水平井應(yīng)用規(guī)模不斷擴(kuò)大（二）水驅(qū)油藏套損井原因分析 水泥環(huán)空270時(shí)套管應(yīng)力分布 套管不居中，水泥環(huán)出現(xiàn)缺陷時(shí)，會(huì)引起套管有效應(yīng)力明顯提高，后期易產(chǎn)生套管損壞。（1）固井質(zhì)量差是造成復(fù)雜結(jié)構(gòu)井發(fā)生套損的主要因素之一序號(hào)采油廠井?dāng)?shù)統(tǒng)計(jì)套損類型完井方式1臨盤LPL2-P22等3口

21、井套漏套管完井2純梁CHT81-P1，1口井套破套管完井3勝采ST3-9P1，1口井套破套管完井4現(xiàn)河CQC20-P9等4口井套破篩管完井9口水平井套損（二）水驅(qū)油藏套損井原因分析 造斜點(diǎn)1275m，斜度5.1高含水層生產(chǎn)層最大斜度1942m，斜度34.88座封位置1855m，位于斜井段且接近最大斜度位置1615m至1877m，套管內(nèi)壁受損磨損位置截面圖 井斜段多次起下工具對(duì)套管內(nèi)壁易造成損傷。如ST3-8x289井每次作業(yè)需通過最大井斜段，2009年5月40臂測(cè)試，發(fā)現(xiàn)1615m-1877m套管內(nèi)壁出現(xiàn)明顯損傷。ST3-8x289（2）井身結(jié)構(gòu)容易造成修井作業(yè)時(shí)套管的損傷（二）水驅(qū)油藏套損井

22、原因分析 匯 報(bào) 內(nèi) 容 水驅(qū)油藏套損井現(xiàn)狀及分析二一勝利油田套損井治理技術(shù)進(jìn)展三面臨的問題及下步打算四兩點(diǎn)認(rèn)識(shí) 2003年以來，勝利油田分公司在積極開展套損機(jī)理研究的基礎(chǔ)上，加大技術(shù)攻關(guān)和新工藝新技術(shù)的引進(jìn)與推廣力度，形成了 “防、測(cè)、修”套損井治理系列配套技術(shù)（共3大系列、10類、37種技術(shù)）。二、勝利油田套損井治理技術(shù)進(jìn)展 測(cè):以“多臂井徑、光纖井下電視”為主的檢測(cè)技術(shù)防:從鉆完井到開發(fā)生產(chǎn)全過程的預(yù)防保護(hù)技術(shù) 修:以“套管整形、補(bǔ)貼”為主的套損井修復(fù)技術(shù)套損井治理三大技術(shù)系列 （一）套損井治理工藝技術(shù)1、“防”技術(shù)系列：形成套損井預(yù)防技術(shù)3類17種（一）套損井治理工藝技術(shù)鉆完井施工提高

23、鉆井質(zhì)量提高固井質(zhì)量完井套管保護(hù)開發(fā)過程注水過程保護(hù)修井過程保護(hù)鉆完井設(shè)計(jì)井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)套管強(qiáng)度設(shè)計(jì)井眼軌跡控制不同類型油藏組合套管優(yōu)化設(shè)計(jì)疏松砂巖油藏先期防砂完井設(shè)計(jì)水平井靶點(diǎn)控制優(yōu)化設(shè)計(jì)井斜、方位優(yōu)化設(shè)計(jì)優(yōu)快鉆井技術(shù)套管上扣扭矩控制技術(shù)鉆井液油層及套管保護(hù)技術(shù)套管陰極保護(hù)技術(shù)套管扶正固井技術(shù)水泥充填管外封分級(jí)固井技術(shù)低密度水泥漿固井保護(hù)套管技術(shù)免鉆塞套管保護(hù)技術(shù)溫和注水工藝技術(shù)水質(zhì)改性套管保護(hù)技術(shù)套磨銑施工套管保護(hù)技術(shù)壓裂施工套管保護(hù)技術(shù)擠壓充填防砂套管保護(hù)技術(shù)固井工藝（一）套損井治理工藝技術(shù)“防”典型技術(shù)一：低密度水泥漿體系固井保護(hù)套管技術(shù)化學(xué)發(fā)氣型；導(dǎo)熱率低（其導(dǎo)熱率在0.25 0.7W

24、/M）適用井深在3000m以內(nèi)對(duì)敏感性粘土、頁巖、巖鹽層的危害較小 有效改善水泥石的膠結(jié)質(zhì)量 具防油、氣、水竄能力 泡沫水泥漿體系水泥漿密度1.301.50g/cm395、48h抗壓強(qiáng)度大于14MPa適用井深可達(dá)4000m水泥石具有一定的微膨脹性 漂珠水泥漿體系技術(shù)原理 利用低密度水泥漿可以將水泥返高至井口而不致造成油層漏失及污染，從而有效保護(hù)套管，延長(zhǎng)油水井使用壽命。技術(shù)特點(diǎn)推廣應(yīng)用651口井，在低密度保護(hù)段均未套損；有效解決易漏地層固井問題：如孤東墾東區(qū)塊；有效解決新投產(chǎn)井套管保護(hù)問題：如東辛萊1、營(yíng)11高礦化度水腐蝕、純梁注水井。605194118110115103（一）套損井治理工藝技

25、術(shù)應(yīng)用及效果“防”典型技術(shù)二：篩管頂部注水泥免鉆塞保護(hù)套管技術(shù)免鉆塞工藝（一）套損井治理工藝技術(shù)技術(shù)原理 免鉆塞篩管頂部注水泥完井技術(shù)采用打撈式分級(jí)箍及管外封隔器，固井后采用專用打撈工具將內(nèi)部工具打撈出井筒，避免因鉆塞造成分級(jí)箍和套管磨損現(xiàn)象的發(fā)生。 免鉆裝置分為外部結(jié)構(gòu)和內(nèi)部結(jié)構(gòu)，外部結(jié)構(gòu)是完井管柱的一部分，內(nèi)部結(jié)構(gòu)是可鉆材料，固井碰壓后打撈出內(nèi)部結(jié)構(gòu)；若因故打撈不出，則鉆除內(nèi)部結(jié)構(gòu)，不存在施工風(fēng)險(xiǎn)。完成近100口井現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)；在新疆排601區(qū)塊大量應(yīng)用，全部打撈成功，避免了鉆塞時(shí)磨損套管現(xiàn)象的發(fā)生 。（一）套損井治理工藝技術(shù)結(jié)構(gòu)特點(diǎn)應(yīng)用及效果 套損井檢測(cè)技術(shù)為套損井修復(fù)提供科學(xué)依據(jù)，在完善傳

26、統(tǒng)套管檢測(cè)技術(shù)的基礎(chǔ)上，配套引進(jìn)了多臂井徑，光纖電視等檢測(cè)儀器，并取得廣泛應(yīng)用。流量計(jì)找漏多臂井徑電磁探傷光纖電視聲波變密度套管質(zhì)量檢測(cè)技術(shù)固井質(zhì)量檢測(cè)技術(shù)套管找漏技術(shù)封隔器找漏井溫找漏2、“測(cè)”技術(shù)系列：形成套損井檢測(cè)技術(shù)4類9種常規(guī)檢測(cè)技術(shù)薄皮管驗(yàn)套打鉛印驗(yàn)套套管檢測(cè)技術(shù)（一）套損井治理工藝技術(shù)(1)“測(cè)”典型技術(shù)一：40臂井徑儀檢測(cè)技術(shù) 能夠記錄多個(gè)方位方向上的套管內(nèi)徑值，可更準(zhǔn)確的獲得套管剩余壁厚、變形、腐蝕等信息。多臂井徑儀取得了規(guī)?；瘧?yīng)用，2003年以來，累計(jì)實(shí)施2140井次。年度套管質(zhì)量監(jiān)測(cè)技術(shù)多臂井徑光纖電視電磁探傷2003572520045072005126582006160

27、772007217112008410101920094952152010年1-9月62519合計(jì)214019143（一）套損井治理工藝技術(shù)設(shè)計(jì)管柱圖124-239m套管腐蝕破損嚴(yán)重，設(shè)計(jì)換套40臂發(fā)現(xiàn)中部縮徑至91mm， 位置1307m應(yīng)用情況：針對(duì)勝二區(qū)套損嚴(yán)重的實(shí)際情況，加大了40臂測(cè)井應(yīng)用力度，2006-2009年累計(jì)應(yīng)用519井次，為有效認(rèn)識(shí)套管損傷程度、優(yōu)化治理方案、提高工藝措施成功率提供了重要技術(shù)支撐。ST2-0-146取套前認(rèn)識(shí)井況井例 該井井史反映上部套漏嚴(yán)重， 2008.11月作業(yè)，初步確定采取上部500m換套、補(bǔ)孔、防砂生產(chǎn)。40臂測(cè)井發(fā)現(xiàn)該井上部套漏且中部縮徑至91mm，

28、措施實(shí)施難度大，因此進(jìn)行了封井處理，規(guī)避了措施風(fēng)險(xiǎn)。（一）套損井治理工藝技術(shù)（2）“測(cè)”典型技術(shù)二：光纖井下電視檢測(cè)技術(shù)工作原理：該技術(shù)是利用光纖電纜將井下攝像機(jī)下入井筒內(nèi)，在途中進(jìn)行勻速的圖片采集。利用相關(guān)軟件對(duì)圖片進(jìn)行后期分析處理，從而準(zhǔn)確地觀察到井下狀況。 （一）套損井治理工藝技術(shù)序號(hào)類型井次1魚頂魚頂782套管套管錯(cuò)斷19套管破裂12套管變形29側(cè)壁開窗173組合測(cè)試套管和魚頂組合測(cè)試144其他射孔孔眼突起2套管內(nèi)壁粘附水泥環(huán)1 光纖井下電視檢測(cè)技術(shù)已累計(jì)實(shí)施191口井，成功180口，成功率94%。最大測(cè)試深度3163m，單次測(cè)量最長(zhǎng)井段965m，測(cè)量直徑范圍62-220mm，為制定修

29、井措施提供了可靠依據(jù)。（一）套損井治理工藝技術(shù)應(yīng)用情況： 該井作業(yè)中下放管柱屢次在1529米處遇阻，通過通井、打鉛印等工藝多次檢驗(yàn)，仍不能判斷是套管問題還是魚頂落物，歷時(shí)半個(gè)多月，被迫停修。測(cè)試后發(fā)現(xiàn)該處套管錯(cuò)斷，錯(cuò)斷量為套管直徑的40%，由于管外被灰塊填滿，導(dǎo)致常規(guī)工藝措施難以驗(yàn)證。（一）套損井治理工藝技術(shù)套管斷裂套管腐蝕套管開窗典型井例： PF4-2-20井套損井修復(fù)工藝技術(shù)小套管懸掛固井工藝技術(shù)取套換套工藝技術(shù)膨脹懸掛器修套技術(shù)換套錯(cuò)斷擠灰封堵工藝技術(shù)套管加固補(bǔ)貼技術(shù)膨脹管補(bǔ)貼修復(fù)技術(shù)套管扶正補(bǔ)接修復(fù)技術(shù)補(bǔ)貼破漏整形爆炸整形技術(shù)變形機(jī)械整形技術(shù)液壓整形技術(shù)3、“修”技術(shù)系列：形成套損井修

30、復(fù)技術(shù)3類11種套管內(nèi)側(cè)鉆工藝技術(shù)（一）套損井治理工藝技術(shù)2003-2010年上半年套損井治理技術(shù)應(yīng)用統(tǒng)計(jì)表 2003年2010年上半年累計(jì)應(yīng)用套管整形、套管補(bǔ)貼、取換套等技術(shù)2738井次，成功2334井次，成功率85.2%。同時(shí)，重點(diǎn)攻關(guān)了水平井液壓漲管整形、水平井套管補(bǔ)貼加固、膨脹管補(bǔ)貼修復(fù)等技術(shù)。井別治理井?dāng)?shù)治理技術(shù)應(yīng)用成功井?dāng)?shù)取換套套管整形套管補(bǔ)貼下小套管固井套管堵漏其它油井1773163 344 177 298 634 157 1514水井96516822813322012591820合計(jì)2738 331 572 310 518 759 248 2334（一）套損井治理工藝技術(shù)（1）

31、“修”典型技術(shù)一：水平井套管液壓整形技術(shù)液壓整形工藝過程 采用分瓣式脹頭為脹管工具，利用地面液壓作為動(dòng)力，可以準(zhǔn)確控制脹頭膨脹力的大小。累計(jì)應(yīng)用水平井液壓整形6井次，成功率100%。技術(shù)特點(diǎn)液壓整形連續(xù)整形降低設(shè)備要求效率高，風(fēng)險(xiǎn)小技術(shù)指標(biāo)：51/2in：額定推力600KN，整形范圍67mm-118mm7in：額定推力1300KN，整形范圍100mm-153mm（一）套損井治理工藝技術(shù)技術(shù)原理：整形前整形后分瓣式脹頭下放就位地面打壓液缸前行推桿下移脹頭工作變形處復(fù)位液壓總成泄壓重復(fù)整形過程（一）套損井治理工藝技術(shù)液壓整形流程： 通井工序中150通井規(guī)遇阻，發(fā)現(xiàn)該井1020m處發(fā)生縮徑變形，且該

32、位置位于水平段。應(yīng)用液壓整形技術(shù)，施工壓力7MPa，經(jīng)過6次整形，將986m-988m變形套管由148mm整形至156mm，僅耗時(shí)2個(gè)多小時(shí)。整形后，進(jìn)行模擬通井，無遇阻狀況。典型井例：草4-平2井（一）套損井治理工藝技術(shù)水平井套管加固補(bǔ)貼技術(shù)動(dòng)畫（2）“修”典型技術(shù)二：水平井套管加固補(bǔ)貼技術(shù)技術(shù)原理：利用兩端漲頭的機(jī)械推力使加固管兩端軟金屬密封段膨脹變形，懸掛于套變段，可以有效解決水平井破漏套管加固修復(fù)難題。目前實(shí)施3井次，成功率100%。加固增力器長(zhǎng)效組合密封、大噸位技術(shù)特點(diǎn)懸掛丟手鎖爪懸掛、液壓丟手更適合水平井密封脹頭組合密封、可控膨脹、實(shí)體膨脹懸掛（一）套損井治理工藝技術(shù)技術(shù)優(yōu)勢(shì)補(bǔ)貼后

33、大通徑可靠膨脹懸掛耐高溫金屬密封名稱套管補(bǔ)貼工具規(guī)格型號(hào)51/2in7in主要技術(shù)參數(shù)補(bǔ)貼管尺寸 外徑/內(nèi)徑（mm）118/102154/140補(bǔ)貼管長(zhǎng)度（m）8 8懸掛載荷（KN）500KN500KN額定工作壓力（MPa）2525適用范圍：適用油水井、注蒸汽井套管局部破漏補(bǔ)貼加固修復(fù)。（一）套損井治理工藝技術(shù)下放就位地面打壓液缸工作拉桿上移上下脹頭工作密封管膨脹丟手泄壓起出管柱液壓加固增力器密封脹頭鎖爪懸掛丟手密封填料加固補(bǔ)貼流程：（一）套損井治理工藝技術(shù)水平井套管補(bǔ)貼原理下入工具下到補(bǔ)貼位置打壓，中心管與外缸套做相對(duì)運(yùn)動(dòng)，迫使密封管兩端錐形脹頭壓入 兩端軟金屬受擠壓變形,密封補(bǔ)貼管兩端的環(huán)

34、形空間剪斷丟手銷釘，鎖爪收回 上提管柱，丟手加固完成（一）套損井治理工藝技術(shù)液壓加固總成實(shí)物將加固完成的試驗(yàn)套管剖開，如圖所示： 補(bǔ)貼管套管壁密封管脹頭（一）套損井治理工藝技術(shù) 該井前期作業(yè)過程中、對(duì)1151.27米處遇阻段以上套管驗(yàn)套找漏，確定漏點(diǎn)深度為米。補(bǔ)貼處井斜75。 采用液壓補(bǔ)貼加固技術(shù)，丟手壓力19MPa，補(bǔ)貼后套管試壓20MPa經(jīng)過30分鐘無壓降。典型井例：草13-平14井補(bǔ)貼位置（一）套損井治理工藝技術(shù) 勝利油田膨脹管技術(shù)已成為套損井治理的主導(dǎo)技術(shù)，目前已完成285井次的各類膨脹管技術(shù)現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用，最大應(yīng)用井深3311.47m，最大膨脹長(zhǎng)度520.17m，最多一次性膨脹螺紋49個(gè)。

35、應(yīng)用類型應(yīng)用數(shù)量膨脹套管補(bǔ)貼應(yīng)用260井次側(cè)鉆井膨脹套管完井應(yīng)用5口膨脹尾管懸掛器應(yīng)用18口膨脹篩管防砂應(yīng)用2口（3）“修”典型技術(shù)三：膨脹管技術(shù)勝利油田膨脹管技術(shù)應(yīng)用統(tǒng)計(jì)表（一）套損井治理工藝技術(shù)膨脹套管補(bǔ)貼修套技術(shù)膨脹管關(guān)鍵技術(shù)1：膨脹套管補(bǔ)貼修套技術(shù)技術(shù)原理：利用膨脹錐的機(jī)械推拉力使膨脹套管變形，超過彈性屈服強(qiáng)度，達(dá)到塑性變形區(qū)。膨脹后內(nèi)徑增加1015%，能夠有效封堵漏失部位并加固老井套管，提高套管的抗外擠強(qiáng)度。累計(jì)應(yīng)用260井次。（一）套損井治理工藝技術(shù)原井套管異常及漏失：修復(fù)段井深：19702035m；封堵套管規(guī)格： 139.7mm7.72mm。膨脹后內(nèi)徑： 106.5mm；補(bǔ)貼后膨

36、脹管位置：1956-2038.66m；實(shí)施效果：投產(chǎn)注水，日注水30m3，注水壓力29MPa 。 典型井例：純71-17井純71-17施工管柱圖純71-17井施工現(xiàn)場(chǎng)（一）套損井治理工藝技術(shù)技術(shù)特點(diǎn)：具有尾管頭密封可靠、大通徑的特點(diǎn)，膨脹后套管內(nèi)徑比常規(guī)套管增加22mm,可以滿足常規(guī)射孔、測(cè)試、修井及采油工具的正常下入,為國內(nèi)獨(dú)有技術(shù)。目前，側(cè)鉆井膨脹管完井應(yīng)用5口井，累計(jì)應(yīng)用膨脹管1731.95m，膨脹螺紋168個(gè)。側(cè)鉆井膨脹套管與常規(guī)小套管完井對(duì)比ID1=1.27ID2 ID1-ID2=22mm膨脹管關(guān)鍵技術(shù)2：側(cè)鉆井膨脹套管完井技術(shù)（一）套損井治理工藝技術(shù)永66-側(cè)2井：國內(nèi)膨脹套管完井

37、應(yīng)用最長(zhǎng)記錄窗口：1093m1095m膨脹總長(zhǎng)度：520.17m井段：1038.331558.5m內(nèi)徑擴(kuò)大：95.25mm105.5mm,10.8%膨脹后：抗內(nèi)壓：50MPa抗外擠：28MPa實(shí)施效果：日液11m3/d，日油8.2t典型井例：永66-側(cè)2井（一）套損井治理工藝技術(shù) 目前研制出膨脹懸掛器、膨脹篩管懸掛器和膨脹旋轉(zhuǎn)尾管懸掛器等三種產(chǎn)品，可代替常規(guī)懸掛器及管外封隔器。目前，膨脹懸掛器技術(shù)共現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用18口井，懸掛器坐掛成功率100%，懸掛器最大應(yīng)用深度2568.97m，懸掛尾管最長(zhǎng)記錄為901.67m。膨脹懸掛器 常規(guī)懸掛器 膨脹懸掛器膨脹管關(guān)鍵技術(shù)3：膨脹懸掛器完井技術(shù)（一）套損井治

38、理工藝技術(shù) 該井裸眼油層段以上存在漏失，導(dǎo)致固井水泥漿未能良好上返至喇叭口。但由于有膨脹懸掛器的密封功能，該井的生產(chǎn)效果很好，生產(chǎn)初期，日產(chǎn)液23t，產(chǎn)油21t，含水8.7%。典型井例：永3-側(cè)87井 創(chuàng)新地將膨脹懸掛器應(yīng)用于修套領(lǐng)域，能夠懸掛光套管、篩管以及膨脹篩管完井?？杀ＷC尾管頭完全密封，適用于套管錯(cuò)斷無法下入套管補(bǔ)貼工具或大井段懸掛小套管的井。共施工2口井全部成功。膨脹管關(guān)鍵技術(shù)4：膨脹懸掛器小套管修井技術(shù)（一）套損井治理工藝技術(shù)典型井例：義11-47井 原定采用膨脹套管補(bǔ)貼，因通徑小于118mm無法實(shí)施，改用膨脹懸掛器懸掛26m小套管擠水泥封堵漏失段成功； 2003年以來，依托油田“

39、套損井專項(xiàng)治理”、中石化“長(zhǎng)停井專項(xiàng)治理”、油田“一體化治理”和“長(zhǎng)效治理”等活動(dòng)，積極開展套損井治理工作，并先后經(jīng)歷了三個(gè)階段，通過集成應(yīng)用技術(shù)，加大了套損井治理修復(fù)力度。（二）套損井治理工作進(jìn)展及實(shí)施效果2003-2004年油田開展套損井專項(xiàng)治理階段2005-2007年中石化開展長(zhǎng)停井專項(xiàng)治理階段2008-2010年分公司各單位自行治理階段三個(gè)階段1、套損井治理工作進(jìn)展二、勝利油田套損井治理技術(shù)進(jìn)展 2003年-2010年上半年，累計(jì)治理套管破漏、變形、錯(cuò)斷等井2738口，其中油井1773口，水井965口，成功2334口。（二）套損井治理工作進(jìn)展及實(shí)施效果套損井治理工作量完成情況第一階段：

40、2003-2004年油田開展套損井專項(xiàng)治理階段 油田成立套損井專項(xiàng)治理項(xiàng)目組，從計(jì)劃安排、技術(shù)配套、治理實(shí)施、檢查驗(yàn)收、效益評(píng)價(jià)等環(huán)節(jié)加強(qiáng)組織、協(xié)調(diào)與實(shí)施。重點(diǎn)加強(qiáng)了套損機(jī)理研究和套管保護(hù)技術(shù)工作，同時(shí)加大了套損井治理工藝技術(shù)的攻關(guān)和配套，做好井號(hào)篩選、方案優(yōu)化、技術(shù)優(yōu)化和跟蹤評(píng)價(jià)工作，從而逐步完善套損井治理技術(shù)，確保套損井治理效果。兩年累計(jì)治理套損井752口（油井556口，水井196口），平均每年治理376口。（二）套損井治理工作進(jìn)展及實(shí)施效果第二階段：2005-2007年中石化開展長(zhǎng)停井專項(xiàng)治理階段 油田成立“修復(fù)停產(chǎn)井增產(chǎn)油氣工作”項(xiàng)目組，嚴(yán)把選井關(guān)，嚴(yán)格抓好單井方案設(shè)計(jì)及單井生產(chǎn)管理措

41、施的優(yōu)化工作，探索一體化治理。同時(shí)，建立完善停產(chǎn)井治理單井臺(tái)帳，嚴(yán)格資金管理，嚴(yán)肅預(yù)結(jié)算制度執(zhí)行，開展精細(xì)過程管理，從做到選區(qū)、選井、技術(shù)、資金、效果的“五統(tǒng)一”，切實(shí)提高油田整體開發(fā)效益。三年累計(jì)治理套損井1340口（油井832口，水井508口），平均每年治理447口。（二）套損井治理工作進(jìn)展及實(shí)施效果第三階段：2008-2010年分公司各單位自行治理階段 從完善注采井網(wǎng)，改善水驅(qū)油田開發(fā)效果入手，依托“一體化治理”、“長(zhǎng)效治理”、“穩(wěn)產(chǎn)基礎(chǔ)治理”三個(gè)項(xiàng)目組為平臺(tái)，有針對(duì)性的開展套損井治理工作。做到治理一個(gè)完善一個(gè)。在實(shí)施過程中加強(qiáng)工程與油藏的結(jié)合，狠抓老井轉(zhuǎn)注和停注井大修工作，水質(zhì)治理向沿

42、程和精細(xì)過濾延伸，提高井口達(dá)標(biāo)率和區(qū)塊水質(zhì)適應(yīng)性，降低化學(xué)腐蝕，以完善基礎(chǔ)井網(wǎng)，提高水驅(qū)控制程度。兩年半累計(jì)治理套損井646口（油井385口，水井261口），平均每年治理258口。（二）套損井治理工作進(jìn)展及實(shí)施效果2、治理效果恢復(fù)地質(zhì)儲(chǔ)量1.15億噸恢復(fù)可采儲(chǔ)量3400.8萬噸（二）套損井治理工作進(jìn)展及實(shí)施效果效果一：油水井生產(chǎn)及開發(fā)效果得到有效改善 1451.7有效期內(nèi)累增油（萬噸）日增注（萬方）8.22.47單井日增油（噸）255.8當(dāng)年累增注（萬方）2、治理效果5.6效果三：治理后單井平均有效期比2003年前延長(zhǎng)322天。效果二：套損井治理成功率顯著提高（二）套損井治理工作進(jìn)展及實(shí)施效果

43、壞井區(qū)圖例萊38斷塊井網(wǎng)圖（2005年）廣利油田：含油面積:31.8km2地質(zhì)儲(chǔ)量:4309萬噸調(diào)整前： 采出程度：39.7%含水：96.0%存在問題：一是井網(wǎng)損壞嚴(yán)重，報(bào)廢井152口，占43.5%，開井率僅27.4%；二是水驅(qū)失控嚴(yán)重，失控儲(chǔ)量1960萬噸，占40.9%；三是注水系統(tǒng)不適應(yīng)開發(fā)需要，地層壓降大（12.22MPa），注水系統(tǒng)壓力低（10.2MPa) 。問題：長(zhǎng)期注水開發(fā)，井網(wǎng)幾近癱瘓，儲(chǔ)量損失嚴(yán)重，二次井網(wǎng)不完善。廣利油田萊38井網(wǎng)（1995年）規(guī)整的行列式井網(wǎng)套損嚴(yán)重有井無網(wǎng)（二）套損井治理工作進(jìn)展及實(shí)施效果典型區(qū)塊治理：廣利油田萊38塊調(diào)整前調(diào)整后73.891.6注采對(duì)應(yīng)率

44、%279415日油水平t/d96.095.4綜合含水1797可采儲(chǔ)量 104t1869+136+17.8廣利油田一體化綜合配套治理問 題治理方向治理措施部署新油井11口、新水井16口套損井治理38口，其它措施95口精細(xì)地質(zhì)研究完善注采井網(wǎng)水質(zhì)改進(jìn)開展腐蝕機(jī)理研究,實(shí)施污水站改造合理注采比優(yōu)化研究，啟動(dòng)調(diào)水工程油藏工程研究腐蝕速率高注采系統(tǒng)不完善井網(wǎng)損壞嚴(yán)重（二）套損井治理工作進(jìn)展及實(shí)施效果自然遞減同比降低12.67%?；謴?fù)和增加產(chǎn)能7萬噸，開發(fā)形勢(shì)明顯好轉(zhuǎn)。啟動(dòng)調(diào)水736907279964960711258.8+5口+1324方+136噸-0.6+15口+2846方+244米788231415

45、95.46489171014.8（二）套損井治理工作進(jìn)展及實(shí)施效果匯 報(bào) 內(nèi) 容 水驅(qū)油藏套損井現(xiàn)狀及分析三一勝利油田套損井治理技術(shù)進(jìn)展二面臨的問題及下步打算四兩點(diǎn)認(rèn)識(shí)1、套損井?dāng)?shù)量連年遞增，急待修復(fù)和更新 （一）面臨的問題三、面臨的問題及下步打算2003-2010年更新井統(tǒng)計(jì) “十一五”以來，水驅(qū)油藏每年新增套損井500余口，近兩年，每年的更新井130口，年治理240口，缺口130口，而4777口套損井中有潛力急待修復(fù)的有900口，治理和更新數(shù)量明顯不足。2、套損井治理難度加大，治理費(fèi)用較高 03-09年套損井治理單井費(fèi)用03-09年套損井治理工作量專項(xiàng)治理長(zhǎng)停井治理自行治理專項(xiàng)治理長(zhǎng)停井治

46、理自行治理 套損井平均單井治理費(fèi)用66.4萬元，特別是采用套管補(bǔ)貼、取換套等治理井，平均單井治理費(fèi)用達(dá)到80余萬元。同時(shí)，由于缺少資金支持，治理工作量明細(xì)減少。三、面臨的問題及下步打算總體思路： 套損井治理立足水驅(qū)油藏開發(fā)需求，緊緊圍繞完善注采井網(wǎng)、改善水驅(qū)油藏開發(fā)效果，樹立“一體化” 理念，抓好“五個(gè)環(huán)節(jié)”，并加大成熟技術(shù)的集成應(yīng)用，開發(fā)“一套系統(tǒng)” ，開展“三項(xiàng)技術(shù)攻關(guān)”，建立水驅(qū)油藏套損井治理長(zhǎng)效機(jī)制，為充分挖掘剩余油潛力、提高儲(chǔ)量動(dòng)用率和油田采收率提供支撐。（二）下步工作打算三、面臨的問題及下步打算建立全過程質(zhì)量保障監(jiān)督體系；井身結(jié)構(gòu)、套管強(qiáng)度、井眼軌跡；鉆完井施工、復(fù)雜結(jié)構(gòu)井固井；射孔參數(shù)的設(shè)計(jì)；采油、作業(yè)等開發(fā)過程保護(hù)措施、水質(zhì)的治理。1、實(shí)施一體化治理，做到防治結(jié)合（二）下步工作打算鉆完井設(shè)計(jì)及施工采油注水管理地面治理作業(yè)施工一體化治理2、抓好五個(gè)環(huán)節(jié)，確保治理效果（二）下步工作打算效果評(píng)價(jià)技術(shù)優(yōu)選方案編制措施執(zhí)行井號(hào)篩選五個(gè)環(huán)節(jié)3、開發(fā)修井作業(yè)專家系統(tǒng)，提高技術(shù)應(yīng)用水平修井作業(yè)專家系統(tǒng)數(shù)據(jù)管理系統(tǒng)事故咨詢系統(tǒng)套損管理系統(tǒng)（二）下步工作打算運(yùn)行流程：根據(jù)事故具體原因選取事故類型，輸入相關(guān)事故井相關(guān)