鄂南致密油藏開(kāi)發(fā)工程技術(shù)進(jìn)展及下步重點(diǎn)工作

1、鄂南致密油藏開(kāi)發(fā)工程技術(shù)進(jìn)展及下步重點(diǎn)工作前 言 2013年，華北分公司緊緊圍繞“提高會(huì)戰(zhàn)質(zhì)量和效益”這一中心工作，著力工程技術(shù)攻關(guān)研究和探索實(shí)踐，取得了“五項(xiàng)突破和六項(xiàng)進(jìn)展”，初步形成了適合鄂南致密油藏特點(diǎn)的水平井及叢式井優(yōu)快鉆完井、定點(diǎn)分段壓裂、超前注水補(bǔ)充能量為主導(dǎo)的工程技術(shù)體系，為鄂南致密油藏增儲(chǔ)上產(chǎn)及有效開(kāi)發(fā)提供了堅(jiān)強(qiáng)保障。 一、概況二、工程工藝技術(shù)進(jìn)展三、下步重點(diǎn)工作匯報(bào) 提綱1、持續(xù)改進(jìn)方案，不斷優(yōu)化設(shè)計(jì)。 以“三優(yōu)、四強(qiáng)、五結(jié)合、六提高”為手段，持續(xù)改進(jìn)工程方案和設(shè)計(jì)，不斷提升會(huì)戰(zhàn)質(zhì)量、效益和工程技術(shù)水平。（一）主要工作思路一、概 況1、立足提速提效二級(jí)井身結(jié)構(gòu)優(yōu)快鉆井2、立足

2、提高產(chǎn)量固井完井定點(diǎn)分段壓裂3、立足儲(chǔ)層保護(hù)裂縫型油藏防漏、堵漏4、立足淺層開(kāi)發(fā)叢式井+超前注水+整體壓裂5、立足老井挖潛低效水平井綜合治理6、立足降本減費(fèi)簡(jiǎn)化工藝流程，優(yōu)化方案設(shè)計(jì)7、立足老區(qū)穩(wěn)產(chǎn)直井注+水平井采CO2能量補(bǔ)充2、積極探索新工藝，實(shí)現(xiàn)工程工藝技術(shù)有效突破。 以“技術(shù)引領(lǐng)、創(chuàng)新提升” 為主線，著力技術(shù)攻關(guān)，積極開(kāi)展新工藝試驗(yàn)，不斷配套完善工程工藝技術(shù)，為油田的快速有效建產(chǎn)提供技術(shù)支撐。一、概 況3、多措并舉，系統(tǒng)優(yōu)化，降本減費(fèi)。 以“源頭優(yōu)化、全程控制” 為原則，優(yōu)化工程工藝技術(shù)，降低工程技術(shù)成本，為油田有效開(kāi)發(fā)提供技術(shù)保障。一、概 況鉆井方式調(diào)整壓裂工藝改進(jìn)采油工藝優(yōu)化工具材

3、料優(yōu)化源頭優(yōu)化全程控制工程工藝簡(jiǎn)化渭北注水試驗(yàn)區(qū)壓裂投產(chǎn)作業(yè)規(guī)范、連續(xù)油管帶底封分段壓裂施工規(guī)范可鉆橋塞分段壓裂施工規(guī)范、水平井固井完井操作規(guī)范。4、固化經(jīng)驗(yàn)，制定標(biāo)準(zhǔn)，規(guī)范運(yùn)行。 總結(jié)先進(jìn)經(jīng)驗(yàn)，制定技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)，規(guī)范作業(yè)流程，不斷提高施工效率和工程質(zhì)量。一、概 況水平井鉆井提速提效顯著：最短鉆井周期12.5天，固井優(yōu)良率84.72 %；超淺層叢式鉆井日漸成熟：平臺(tái)鉆井實(shí)現(xiàn)8口/井臺(tái)，最小軌跡距離0.99m；定點(diǎn)分段壓裂技術(shù)全面推廣：施工成功率99%，單井最高產(chǎn)油85.8t/d；渭北淺層叢式井整體壓裂技術(shù)有效應(yīng)用：壓后初產(chǎn)單井日均產(chǎn)油2.87t/d；致密油藏精細(xì)注水技術(shù)初步形成：實(shí)現(xiàn)重張壓力下溫和

4、注水，避免水竄。五項(xiàng)突破六項(xiàng)進(jìn)展超淺層水平段實(shí)現(xiàn)有效延伸：最大位垂比3.52，最小垂深346.39m；直井注+水平井采整體壓裂設(shè)計(jì)優(yōu)化技術(shù)取得初步成效：見(jiàn)油井產(chǎn)量達(dá)7t/d以上；低效井綜合治理有序開(kāi)展：解堵14口井，補(bǔ)充壓裂2口井，累增油1751t；CO2能量補(bǔ)充穩(wěn)步實(shí)施：氣竄現(xiàn)象得到有效控制；水平井防漏堵漏效果逐步改善：漏失比率從一季度47.37%，下降至31.37%；控本減費(fèi)措施有效推進(jìn)：水平井成本降低到1845萬(wàn)元/井，渭北淺層單井投資控制到200萬(wàn)元/井。一、概 況1、鉆井工作量 截至2013年11月10日，鄂南石油共完鉆水平井579口。其中2013年241口（紅河油田162口，渭北油

5、田17口，涇河油田24口，寧東油田20口，洛河油田18口）。（1）水平井鄂 南2010201120122013小計(jì)紅河油田117258162438渭北油田/1151733涇河油田/292435寧東油田310172050洛河油田/231823合計(jì)432302241579（二）工作量完成情況一、概 況 2013年鄂南水平井完鉆241口,其中裸眼完井127口，套管固井完井114口。2013年完井情況紅河油田涇河油田洛河油田渭北油田寧東油田合計(jì)固井完井二級(jí)井身結(jié)構(gòu)60221215/109三級(jí)+尾管懸掛2/215裸眼完井三級(jí)+預(yù)制管柱8816/398三級(jí)+裸眼/22三級(jí)+篩管5/510二級(jí)結(jié)構(gòu)+頂部固井

6、+尾部篩管710/917合計(jì)16224181720241一、概 況（2）叢式井 截至2013年11月10日，渭北叢式定向井完鉆19個(gè)井臺(tái)100口井，平均5.3井/井臺(tái),最多8井/井臺(tái)。渭北油田2013臺(tái)子井?dāng)?shù)量（井臺(tái)數(shù)）100（19）一、概 況（1）水平井2、壓裂工作量 截至2013年11月10日，鄂南共壓裂水平井459口4350段。其中紅河油田373口,寧東15口, 洛河17口，涇河24口，渭北30口。時(shí)間紅河油田寧東油田洛河油田涇河油田渭北油田合計(jì)20101/12011921/122012217928724320131464141623203合計(jì)37315172430459一、概 況 20

7、13年鄂南水平井壓裂203井，其中裸眼封隔器分段壓裂110口，可開(kāi)關(guān)滑套分段壓裂20口，水力噴射壓裂5口，連續(xù)油管底封分段壓裂42口，可鉆橋塞分段壓裂26口。壓裂工藝紅河油田寧東油田洛河油田涇河油田渭北油田合計(jì)裸眼封隔器分段壓裂8747210110開(kāi)關(guān)滑套20000020水力噴射3115連續(xù)油管底封170761242可鉆橋塞19726合計(jì)1464141623203一、概 況（2）渭北叢式井組一、概 況 自2013年以來(lái)，渭北油田3萬(wàn)噸產(chǎn)能建設(shè)區(qū)壓裂66口127層 ，單層壓裂7口，合層壓裂9口，兩層分壓35口，三層分壓15口。壓裂工藝長(zhǎng)31長(zhǎng)32長(zhǎng)33長(zhǎng)31+32長(zhǎng)32+長(zhǎng)33長(zhǎng)31+長(zhǎng)33長(zhǎng)3

8、1+長(zhǎng)32+長(zhǎng)33合計(jì)單層壓裂61/7合層壓裂/61/29兩層分壓/201/1435三層分壓/5/19152013年3萬(wàn)噸產(chǎn)能建設(shè)區(qū)臺(tái)子井施工66口127層次3、能量補(bǔ)充工作量 渭北油田3萬(wàn)噸產(chǎn)建區(qū)注水井34口 ，其中單層注水5口，籠統(tǒng)注水24口，分注5口，目前累積注水34787m3，紅河油田長(zhǎng)8油藏注CO2井1口，注入CO2576t，泡沫液167m3。能量補(bǔ)充情況統(tǒng)計(jì)表區(qū)塊注入方式長(zhǎng)331長(zhǎng)332長(zhǎng)333長(zhǎng)331332長(zhǎng)331333長(zhǎng)331長(zhǎng)332長(zhǎng)333長(zhǎng)8合計(jì)渭北3萬(wàn)噸產(chǎn)建區(qū)單注22134籠注11112分注32紅河156井組單注11渭北3萬(wàn)噸產(chǎn)建區(qū)注水情況統(tǒng)計(jì)表注入量（m3）500500

9、-10001000-15001500-20002000合計(jì)井?dāng)?shù)（口）13762634平均單井注水量（m3）361.3733.81148.71817.42404.5總注水量（m3）46975136.76892.33634.81442734787一、概 況一、概況二、工程工藝技術(shù)進(jìn)展三、下步重點(diǎn)工作匯報(bào) 提綱（一）強(qiáng)化基礎(chǔ)研究，加強(qiáng)儲(chǔ)層保護(hù)（二）優(yōu)化鉆井工藝，實(shí)現(xiàn)提速提效（三）優(yōu)化叢式鉆井，攻克渭北淺層（四）優(yōu)化壓裂工藝，提高改造效果（五）開(kāi)展注水注氣，緩解產(chǎn)量遞減（六）加強(qiáng)綜合治理，盤活老井資源（七）優(yōu)化源頭設(shè)計(jì)，降低工程成本二、工程工藝技術(shù)進(jìn)展圍繞致密油藏有效開(kāi)發(fā)，突出開(kāi)展了七個(gè)方面的重點(diǎn)工作

10、：區(qū)塊/油田層位敏感性特征水鎖傷害,%速敏水敏鹽酸酸敏土酸酸敏堿敏應(yīng)力敏渭北油田長(zhǎng)3中偏強(qiáng)中偏弱無(wú)無(wú)弱中等偏弱（7MPa）33.35涇河油田長(zhǎng)8中偏弱中偏弱無(wú)強(qiáng)弱強(qiáng)/1、深化評(píng)建區(qū)儲(chǔ)層工程地質(zhì)特征認(rèn)識(shí)，明確儲(chǔ)層主要敏感因素。（1）敏感性評(píng)價(jià)（一）強(qiáng)化基礎(chǔ)研究，加強(qiáng)儲(chǔ)層保護(hù)。二、工程工藝技術(shù)進(jìn)展實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)源于渭北油田長(zhǎng)3敏感性測(cè)試區(qū)塊/油田層位巖石力學(xué)特征最大水平主應(yīng)力（MPa）最小水平主應(yīng)力（MPa）垂向地應(yīng)力（MPa）裂縫方位（）楊氏模量（MPa）泊松比渭北油田長(zhǎng)316.1814.1912.62NE63-6896920.23涇河油田長(zhǎng)828.8323.1734.76NE60-75132530.

11、29（2）巖石力學(xué)二、工程工藝技術(shù)進(jìn)展（1）可循環(huán)微泡沫欠平衡鉆井液體系降低井底壓差，實(shí)現(xiàn)有效防漏。2、優(yōu)化調(diào)整鉆完井液體系，有效保護(hù)裂縫性儲(chǔ)層。HH105-44二、工程工藝技術(shù)進(jìn)展 （1）密度低：0.61-0.86g/cm3；（2）傷害?。簬r心滲透率平均恢復(fù)值為88.18%；（3）堵漏好、可酸溶：加入可酸溶超細(xì)CaCO3和具有屏蔽暫堵能力的DF-1，可實(shí)現(xiàn)有效防漏。微泡沫鉆井液在HH105-44井開(kāi)展現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，實(shí)現(xiàn)有效防漏且提速明顯，取得初步成功。試驗(yàn)井：HH105-44井參考井：HH105-43井試驗(yàn)井段：407m-1875m兩井井距4.23m，同一井隊(duì)施工增加材料：0.15t增加費(fèi)用：0

12、.45萬(wàn)元，3.1元/米地層地層底界m垂厚m第四系412.9412.9羅漢洞587.9175環(huán)河組997.9410華池組1197.9200洛河-宜君1462.9265安定組1762.9300直羅組1924.1161.2延安組2059.9135.8延長(zhǎng)組2384.9325HH105-43井在407-840m(羅漢洞、環(huán)河)漏失泥漿200m3 ,在1310-1499m（洛河-宜君）漏失泥漿180m3,共計(jì)380m3。HH105-44井全井段未發(fā)生漏失，微泡沫鉆井液體系具有良好的防漏能力。井號(hào)井段m密度g/cm3段長(zhǎng)m純鉆時(shí)h機(jī)鉆m/hHH105-44407-18750.9-1.0146841.23

13、5.7HH105-43407-18381.03-1.05143155.525.8二、工程工藝技術(shù)進(jìn)展HH105-44井提速38.4%，微泡沫鉆井液體系提速效果顯著。優(yōu)選出對(duì)鉀銨基鉆井液泥餅具有強(qiáng)酸溶能力的復(fù)合酸；采用可酸溶超細(xì)碳酸鈣進(jìn)行鉆井液加重；優(yōu)化防漏堵漏技術(shù)，提高堵漏材料可酸溶性。配 方濾紙重（g）未酸溶濾紙加泥餅的重量（g）酸溶后濾紙加泥餅的重量（g）酸溶率（%）5% HCl(4小時(shí))0.56391.65501.6552未溶10% HCl(4小時(shí))1.6549未溶15% HCl(4小時(shí))1.65400.0920% HCl(4小時(shí))1.61034.124% HCl(4小時(shí))1.54451

14、0.112%HCl+3%HF(4小時(shí))1.226539.29% HCl+1%HF(4小時(shí))1.245237.631%HCl+55%HF+98%冰醋酸+水（現(xiàn)場(chǎng)比例配制）（4小時(shí)）0.56391.65500.753782.631%HCl+55%HF+98%冰醋酸+水（現(xiàn)場(chǎng)比例配制）（6小時(shí)）0.743983.531%HCl+55%HF+98%冰醋酸+水（現(xiàn)場(chǎng)比例配制）（7小時(shí)）0.742883.6酸溶率可達(dá)83.6%二、工程工藝技術(shù)進(jìn)展（2）復(fù)合酸完井液體系消除固相傷害，有效保護(hù)儲(chǔ)層。目的：降低殘?jiān)盀V液傷害，實(shí)現(xiàn)分段同步破膠。3、持續(xù)優(yōu)化壓裂液體系，進(jìn)一步降低儲(chǔ)層傷害。區(qū)塊胍膠濃度優(yōu)化前優(yōu)化后

15、紅河0.420.38-0.4涇河0.350.28-0.35渭北0.350.25-0.28（1）胍膠用量?jī)?yōu)化0.38%0.25%0.35%0.28%二、工程工藝技術(shù)進(jìn)展序號(hào)項(xiàng)目瓜膠濃度，%行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)渭北涇河紅河寧東0.250.350.380.40.451表觀粘度，mPa.s14.334.532.34540-482交聯(lián)時(shí)間，s351305060563抗剪切性能（儲(chǔ)層溫度壓下剪切90-120min）100（40）180（70）240（65）200（70）400（80）504漏失系數(shù)，10-3m/(min)1/20.6810.7510.9215破膠液表面張力，mN/m21.4-25.527.922.33

16、1.327.2286破膠液與煤油界面張力，mN/m13.127殘?jiān)?，mg/L239196.8425289.33646008巖芯傷害率，%18.529.828.730 優(yōu)化的壓裂液體系能滿足施工要求，傷害率降低至18.5-29.8%之間。二、工程工藝技術(shù)進(jìn)展優(yōu)化破膠劑加量和破膠方式保障交聯(lián)液性能分段同步破膠實(shí)現(xiàn)了儲(chǔ)層溫度25-70度條件下的分段同步破膠。 （2）分段破膠優(yōu)化紅河、涇河油田中溫油藏（40-70）渭北、洛河低溫油藏（25-40）二、工程工藝技術(shù)進(jìn)展 針對(duì)天然裂縫發(fā)育段鉆井漏失、易壓竄情形，添加防水鎖劑(或高效表面活性劑)，降低壓裂液表面張力, 增加壓裂液的返排能力，減少水鎖傷害。

17、8.0%SL0.5%XN 0.2%HL 恢復(fù)88.5% 76% 恢復(fù)恢復(fù)45.3% 基液恢復(fù)19.3% 驅(qū)替24小時(shí)（3）防水鎖劑優(yōu)化二、工程工藝技術(shù)進(jìn)展 目的：增加入井壓裂液溫度、防止原油結(jié)蠟及儲(chǔ)層冷傷害，確保冬季壓裂施工，降低儲(chǔ)層傷害。 4、研制自生熱壓裂液體系，有效防止儲(chǔ)層冷傷害。二、工程工藝技術(shù)進(jìn)展 渭北油田長(zhǎng)3層儲(chǔ)層溫度低（25-35）、原油凝固點(diǎn)較高（14-26）、含蠟量高（14-15.2%），當(dāng)溫度低于25 時(shí)，蠟質(zhì)析出，原油粘度迅速增加。自生熱壓裂液體系：10下，自生熱壓裂液溫度隨時(shí)間變化基液：4.9%自動(dòng)發(fā)泡劑BP-GA+6.3%自動(dòng)發(fā)泡劑BP-GB+0.25%HPG+0.1

18、%殺菌劑+2%KCL+0.1%NaCO3+0.3%CX-307；交聯(lián)液：專用交聯(lián)劑0.3%+催化劑HC2 0.4%+緩蝕劑0.5%。巖心號(hào)深度m傷害前mD傷害后mD傷害率%渭北46540.012.752.1521.55渭北44390.284.974.0717.99渭北36252.34.043.2619.22自生熱壓裂液體系傷害評(píng)價(jià)三級(jí)井身結(jié)構(gòu)+預(yù)制管柱二級(jí)井身結(jié)構(gòu)+水平段固井（1）長(zhǎng)裸眼段快速鉆進(jìn)技術(shù)PDC 鉆頭(M1952C)螺桿MWDPDC 高效PDC鉆頭，提高切削效率，延長(zhǎng)使用壽命，減少起下鉆次數(shù)與時(shí)間； “轉(zhuǎn)盤+井下動(dòng)力馬達(dá)”的復(fù)合鉆進(jìn)技術(shù)，增加鉆頭對(duì)巖石切削頻率； 快速鉆完裸眼段，攻

19、克二開(kāi)裸眼段較長(zhǎng)導(dǎo)致井壁易失穩(wěn)技術(shù)難點(diǎn)，并有效減少裸眼段的浸泡時(shí)間。（二）優(yōu)化鉆井工藝，實(shí)現(xiàn)提速提效。二、工程工藝技術(shù)進(jìn)展1、優(yōu)化二級(jí)井身結(jié)構(gòu)，縮短鉆井周期。（2）強(qiáng)抑制鉀銨基聚合物鉆井液技術(shù)濾失量小、造壁性好，能有效封堵井壁5mm處孔喉，穩(wěn)定井壁；具有較強(qiáng)的抑制性，能保證煤層、斜井段及水平段長(zhǎng)泥巖段的井眼穩(wěn)定；流變性好、攜巖攜砂能力強(qiáng)、能有效攜帶巖屑，保證井眼清潔。二開(kāi)井段基本配方：清水+24%鈉土+0.20.3%Na2CO3+0.30.5%K-PAM+0.51%K-HPAN+ 0.51%NH4HPAN+0.51%LV-CMC23%防塌劑+23%潤(rùn)滑劑 井段(m)性能及參數(shù)一開(kāi)二開(kāi)斜井段二開(kāi)

20、水平段鉆井液性能(g/cm3)1.051.1-1.151.1-1.15Fv (S)40-7050-10045-60Fl (ml)10-1255K (mm)0.50.30.3HTHP(ml)1512(%)0.50.30.2G1/G10 (Pa)4-10/8-154-10/8-15pH8-108-9固含(%)5-125-10坂含(g/l)40-6030-40Kf0.080.08流變參數(shù)YP (Pa)5-1210-15PV (mPa.s)7-2015-20涇河油田水平井分段鉆井液性能指標(biāo)二、工程工藝技術(shù)進(jìn)展（3）井眼軌跡設(shè)計(jì)及控制技術(shù)非目的層段采用隨鉆MWD測(cè)量控制技術(shù)；目的層段采用隨鉆LWD（伽瑪

21、實(shí)時(shí)數(shù)據(jù)+地質(zhì)錄井），大大方便了待鉆井眼軌跡的優(yōu)化、預(yù)測(cè)與調(diào)整。軌道設(shè)計(jì)技術(shù)軌跡控制技術(shù)二、工程工藝技術(shù)進(jìn)展優(yōu)選雙增剖面；第一增斜率等于或略大于第二增斜率；穩(wěn)斜段30-50m，為著陸調(diào)整留有余地；穩(wěn)斜段井斜控制在55-75，利于著陸探頂。紅河油田鉆井周期縮短21.5%，完井周期縮短20.1%。涇河油田鉆井周期縮短38.48%，完井周期縮短41.28%。渭北油田鉆井周期縮短34.31%，完井周期縮短28.70%。洛河油田鉆井周期縮短7.86%，完井周期縮短1.50%。應(yīng)用效果二、工程工藝技術(shù)進(jìn)展重要性能參數(shù)項(xiàng)目水平井析水0ml /24h穩(wěn)定性0.03g/cm3失水5MPa:紊流+塞流復(fù)合頂替設(shè)計(jì)

22、全程塞流 地層承壓能力3垂直縫水平縫水平縫垂直縫二、工程工藝技術(shù)進(jìn)展臺(tái)子號(hào)臺(tái)子井?dāng)?shù)（臺(tái)）已經(jīng)壓裂井?dāng)?shù)（口）壓裂層數(shù)（層）累計(jì)入地液量（m3）單層入地液量（m3）平均單層加砂（m3）投產(chǎn)井?dāng)?shù)（口）見(jiàn)油井?dāng)?shù)（口）投產(chǎn)初期（平均）目前（平均）累計(jì)排液（m3）累計(jì)產(chǎn)油（t）日產(chǎn)液（m3）日產(chǎn)油（t）日產(chǎn)液（m3）日產(chǎn)油（t）WB2-855111566142.431.9559.012.744.561.91567.47277.44WB2-114481075.2134.430.24310.61.247.841.01988.2859.43WB2-13335807.6161.535.930/3.4/769.15

23、/WB2-23226725.3120.924.52211.532.528.752.561303.1194.8WB2-24336858.714331.8326.81.21.780.64418.9847.47WB2-2533347715935.2339.53.10.790.4644.96251.77WB2-26223500.1166.736.2225.62.93.061.391031.9320.71WB2-27448954.8119.425.2447.53.32.51.72760.25260.67WB2-286671402.7200.442.8664.42.41.91.3965.5302.65WB

24、2-324481191148.929.34483.32.971.431222.6322.1WB2-3344101449.3144.931.2447.63.71.821.161262.3350.2WB2-345581251.9156.536.6558.41.61.740.85934.8102.6WB2-3944111325.4120.526447.83.93.712.07840.75254.6WB2-43336858.5143.131.1333.42.43.072.19536.1114.7WB2-753371100.1157.228.1326.912.645.10.56317.656.9WB2-

25、7655101591.1159.134559.273.716.312.931229.9335.8WB2-77335810.3133.427.8337.953.275.192.58851.5112.1WB2-78335942.5188.532.7326.664.323.422.37427.4136.4平均值661271047.3148.531.866597.462.873.821.6/3169 截至2013.11.10，渭北3萬(wàn)噸產(chǎn)能建設(shè)區(qū)共壓裂66口127層（65口定向井），目前全部機(jī)抽投產(chǎn)，59口見(jiàn)油，壓后初期平均日產(chǎn)油2.87t/d，效果顯著。實(shí)施效果： 優(yōu)化思路：適當(dāng)放大段間距，采取“紡

26、錘形”布縫方式，正對(duì)注入井段不壓裂，偏離注入井段，控制縫長(zhǎng)，避免水竄，增長(zhǎng)穩(wěn)產(chǎn)期，提高采出程度。水平井壓裂參數(shù)優(yōu)化原則：人工裂縫形態(tài)布置方式；基質(zhì)區(qū)與裂縫區(qū)的差異化設(shè)計(jì)；結(jié)合井網(wǎng)井距及埋深，一段一案。紡錘形裂縫形態(tài)布局：正對(duì)注入井井段：約200米左右水平段不壓裂；靠近注入井井段：穿透比：1/3；裂縫半長(zhǎng)：105-120m；遠(yuǎn)離注入井井段：穿透比：2/5；裂縫半長(zhǎng)：120-140m。二、工程工藝技術(shù)進(jìn)展2）“直井注+水平井采”井網(wǎng)壓裂參數(shù)優(yōu)化井號(hào)設(shè)計(jì)參數(shù)結(jié)合注水井網(wǎng)紡錘形設(shè)計(jì)方法（垂直縫）壓后產(chǎn)量12345678910日產(chǎn)液m3日產(chǎn)油tWB2P41砂量2634.840.740.730.519.3

27、20.725.517.88.2縫長(zhǎng)1001201801801208080100WB2P37砂量不壓裂15.620.718.414.714.718.521.91815.614.277.23縫長(zhǎng)/80130100707013013010080WB2P39砂量28.63036.338.938.937.634.93635.5剛見(jiàn)油，返排率23.9%21.041.8縫長(zhǎng)80100120150150130120130120WB2P38砂量17.917.216.23031.517.717.917.4沖砂結(jié)束，作起鉆準(zhǔn)備縫長(zhǎng)808080150150808080WB2P40砂量25.426.326.826.52

28、8.928.227.327.829.5抽汲排液，返排率5.3%縫長(zhǎng)100100100100120120120120120 二、工程工藝技術(shù)進(jìn)展實(shí)施效果： 試驗(yàn)區(qū)5口水平井利用“紡錘形”布縫實(shí)施后，2口井已獲得日產(chǎn)油7t以上，實(shí)施效果良好，3口井剛壓裂結(jié)束，目前正在抽汲排液。套管固井壓裂完井優(yōu)點(diǎn)1、分段改造目的性強(qiáng)、可以避免層段之間的竄通和干擾，分段可控；2、壓裂后井筒全通徑，后期采油工藝措施可行；3、可實(shí)現(xiàn)低滲儲(chǔ)層重復(fù)改造或分層開(kāi)采。套管固井壓裂完井缺點(diǎn)1、套管完井周期長(zhǎng)；2、固井質(zhì)量可能會(huì)影響后期作業(yè)。3、水平井固井完井分段壓裂技術(shù)穩(wěn)步開(kāi)展，儲(chǔ)層改造初見(jiàn)成效。二、工程工藝技術(shù)進(jìn)展二、工程工藝

29、技術(shù)進(jìn)展 國(guó)外致密油開(kāi)發(fā)主要以套管固井完井+段內(nèi)多簇分段壓裂為主，針對(duì)各自儲(chǔ)層特點(diǎn)均發(fā)展了適應(yīng)自己的分段壓裂水平井開(kāi)發(fā)技術(shù)，實(shí)現(xiàn)有效規(guī)模開(kāi)發(fā)。國(guó)外致密油開(kāi)發(fā)技術(shù)調(diào)研大慶油田：套管射孔完井雙封單卡、可鉆橋塞等為主要壓裂工藝，2006年以來(lái)開(kāi)展水平井網(wǎng)注水開(kāi)發(fā)試驗(yàn)；長(zhǎng)慶油田：套管射孔完井為主采用水平井+體積壓裂的理念，油井2011年壓裂88口，2012年203口，95%以上為套管完井，目前針對(duì)低滲油藏水平井開(kāi)展堵水試驗(yàn)；吉林油田：套管射孔完井及裸眼完井。套管完井以套內(nèi)多段多簇壓裂工藝，裸眼完井利用可開(kāi)關(guān)滑套壓裂65口井635段，已經(jīng)開(kāi)展水平井注水開(kāi)發(fā)及整體開(kāi)發(fā)技術(shù)研究及試驗(yàn)。二、工程工藝技術(shù)進(jìn)展國(guó)

30、內(nèi)致密油開(kāi)發(fā)技術(shù)調(diào)研 2013年立足后期能量補(bǔ)充及綜合治理，結(jié)合國(guó)內(nèi)外調(diào)研及論證，初步確立“可鉆橋塞分段壓裂及連續(xù)油管帶底封分段壓裂技術(shù)”。水平井分段壓裂技術(shù)水平井分壓工具優(yōu)點(diǎn)可鉆橋塞分段壓裂技術(shù)壓裂起裂位置明確，針對(duì)性強(qiáng)鉆掃橋塞后，實(shí)現(xiàn)井筒全通徑固井完井，可驗(yàn)封，分段可靠連續(xù)油管帶底封分段壓裂技術(shù)壓裂起裂位置明確，針對(duì)性強(qiáng)壓后即可實(shí)現(xiàn)井筒全通徑固井完井，可驗(yàn)封，分段可靠（1）可鉆橋塞分段壓裂技術(shù)（26口）（2）連續(xù)油管帶底封分段壓裂技術(shù)（42口）二、工程工藝技術(shù)進(jìn)展華北分公司固井完井水平井開(kāi)發(fā)技術(shù)（1）可鉆橋塞分段壓裂技術(shù)泵送橋塞射孔聯(lián)作技術(shù)多簇分段壓裂技術(shù)水平井優(yōu)快鉆塞技術(shù)前置酸預(yù)處理技術(shù)

31、配套井口裝置和地面設(shè)施技術(shù)特點(diǎn)：套管壓裂，橋塞封隔，不限級(jí)數(shù)，壓裂針對(duì)性強(qiáng)，壓后井筒全通徑，利于后期水平井治理。橋塞輸送方式：泵送、連續(xù)油管、油管。二、工程工藝技術(shù)進(jìn)展五項(xiàng)工藝技術(shù)配套井名層位水平段長(zhǎng)壓裂結(jié)束日期壓裂/設(shè)計(jì)段數(shù)入地總凈液量總砂量最高產(chǎn)油目前產(chǎn)液目前產(chǎn)油累計(jì)產(chǎn)油累計(jì)產(chǎn)水返排率mm3m3t/dt/dt/dt/dm3%HH12P142長(zhǎng)86002013-4-265/5238913248.737.2518.423199.953434.41143.8JH17P13長(zhǎng)84972013-8-38/82092.7298.525.118.6216.891861.71629.3530.1HH36P

32、112長(zhǎng)810002013-10-2811/112416.3301.616.813.89.62159.48528.7521.9JH32P1長(zhǎng)810012013-5-26/61207.419015.22.752.01753.3669.1855.4HH36P83長(zhǎng)88952013-9-1112/123160360.213.526.5212.71371.261556.2849.2JH17P16長(zhǎng)811352013-9-2612/122212.1335.912.921.158.68230.9900.0440.7HH36P33長(zhǎng)87762013-9-712/121111.1142.711.710.255

33、.02248.6588779.8JH17P8長(zhǎng)87702013-8-197/71847250.3179.556.35328.8703.9938.1HH36P114長(zhǎng)89202013-9-2612/123452.9323.036.319.064.38127.111733.2850.2HH36P121長(zhǎng)88002013-8-56/61196.21736.220.733.45159.291611.91134.8JH2P1長(zhǎng)810012013-9-288/81699.2236.14.213.642.2783.91749.4244.1HH74P41長(zhǎng)88102013-9-2110/103383322.5

34、2.325.191.9536.62144342.7HH12P110長(zhǎng)88482013-10-1010/102520273.422.211.171.7614.331542.4461.2HH141P6長(zhǎng)92013-10-1610/113016.8236.21.6816.131.685.872325.1677.1HH55P65長(zhǎng)910002013-10-113/132440.32550.4739.110.371.811564.3964.1HH74P36長(zhǎng)85352013-10-215/518141500.4319.520.332.84416.1322.9JH32P6長(zhǎng)89512013-4-208/9

35、2026.01241.670.29停產(chǎn)1.522490.66122.9JH17P6長(zhǎng)89862013-10-119/92047.6354.90.222.650.190.39577.9728.2HH74P43長(zhǎng)87152013-10-247/71756.1193.208.100173.29.9HH74P6長(zhǎng)88252013-10-269/92838290.70下泵0461.6HH92P20長(zhǎng)810882013-11-911/1129612890下泵146.54.9HH96P38長(zhǎng)87002013-11-97/71974.7191.40下泵43.12.2HH36P99長(zhǎng)86002013-10-28

36、7/71755.4182.40下泵0565.832.2HH42P15長(zhǎng)910552013-11-510/1026241920500032012.2HH12P149長(zhǎng)89122013-10-178/81521.2173015.7900554.0636.4HH36P116長(zhǎng)8579.212013-9-78/92062.7277016.38001852.4889.8 截至2013.11.10，可鉆橋塞分段壓裂工藝共實(shí)施26口井，18口見(jiàn)油，見(jiàn)油井初期平均日產(chǎn)油9/d，試油期間獲日產(chǎn)油大于7t井8口。近期投產(chǎn)井返排率較低，效果有待觀察。應(yīng)用效果技術(shù)特點(diǎn)：水力噴砂射孔，油套環(huán)空壓裂，底部封隔器封隔，不限

37、級(jí)數(shù)，壓裂針對(duì)性強(qiáng)，壓后井筒全通徑，利于后期水平井治理轉(zhuǎn)層方式：連續(xù)油管拖動(dòng)封隔器重復(fù)坐封（2）連續(xù)油管帶底封分段壓裂技術(shù)連續(xù)油管快速安全轉(zhuǎn)層技術(shù)水力噴砂射孔技術(shù)回壓控制技術(shù)配套井口裝置和地面設(shè)施預(yù)前置酸處理技術(shù)五項(xiàng)工藝技術(shù)配套二、工程工藝技術(shù)進(jìn)展 截至2013.11.10，連續(xù)油管帶底封分段壓裂工藝應(yīng)用42口，19口井見(jiàn)油，初期平均日產(chǎn)油9.53t/d，最高單井日產(chǎn)油85.8t，日產(chǎn)油大于7t井8口,近期投產(chǎn)井返排率較低，效果有待觀察。應(yīng)用效果可鉆橋塞連續(xù)油管帶底封試驗(yàn)期目前最高記錄試驗(yàn)期目前最高記錄井?dāng)?shù)（口）1015/825/平均段數(shù)（段）7.89.1137.210.315施工時(shí)間（h）3

38、7.145.8324（5段）20.460.370（15段）平均每天施工段數(shù)（段/d）2.13.052.84.36可鉆橋塞可實(shí)現(xiàn)1天內(nèi)完成4段壓裂施工，2天內(nèi)鉆塞橋塞11個(gè)。連續(xù)油管帶底封分段壓裂可實(shí)現(xiàn)1天完成8-12段壓裂。二、工程工藝技術(shù)進(jìn)展 通過(guò)試驗(yàn)初期的跟蹤、總結(jié)分析，逐步完善配套固井完井分段壓裂工藝，施工作業(yè)效率逐漸提高。施工效率HH156井組：儲(chǔ)層物性：滲透率0.4mD，孔隙度12%注采井網(wǎng)：一注四采注入方式：CO2/泡沫液交替注入注入時(shí)機(jī)：滯后1、紅河長(zhǎng)8油藏CO2能量補(bǔ)充先導(dǎo)試驗(yàn)。面臨的難題井區(qū)內(nèi)裂縫發(fā)育，易發(fā)生氣竄。 井組裂縫發(fā)育，HH156測(cè)試的吸水強(qiáng)度高達(dá)120m3/(dM

39、Pa），遠(yuǎn)大于該滲透率下的吸水強(qiáng)度，證明地層裂縫較為發(fā)育。CO2腐蝕嚴(yán)重。 CO2溶于水產(chǎn)生碳酸易腐蝕管線。HH156泡沫液注入測(cè)試情況表HH156井區(qū)二階導(dǎo)圖數(shù)值模擬2013.7.19上午2.13.7.19晚上2.13.7.26上午啟動(dòng)壓力MPa-14.14414.24414.784吸水指數(shù)m3/d/MPa1.13122.70110.99196.08米吸水指數(shù)m3/d/m/MPa0.0596.465.8410.32（五）開(kāi)展注水注氣，緩解產(chǎn)量遞減。二、工程工藝技術(shù)進(jìn)展HH156地面注入流程圖（1）形成了CO2/泡沫地面注入工藝，保障了先導(dǎo)試驗(yàn)有序開(kāi)展。HH156井CO2注入曲線二、工程工藝技

40、術(shù)進(jìn)展（2）形成了防腐配套工藝技術(shù)，有效降低注采井的腐蝕。二、工程工藝技術(shù)進(jìn)展加緩蝕劑后鐵離子下降，油井腐蝕得到有效控制。采油井產(chǎn)出水中鐵離子變化圖研發(fā)了高效防腐劑：UT2-2注入井：3Cr防腐油管+耐腐蝕高壓井口+環(huán)空隔離保護(hù)液采油井：環(huán)空投加緩蝕劑（500ppm ）監(jiān)測(cè)：注入井腐蝕掛片+采油井產(chǎn)出液監(jiān)測(cè)套管環(huán)空保護(hù)液：1000ppm3Cr氣密封油管1807.645m1812.905m1813.18mY221-114封隔器注入井腐蝕率控制在0.0064mm/a,遠(yuǎn)遠(yuǎn)低于國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)0.076mm/a油套環(huán)空加藥HH156井注入管柱現(xiàn)場(chǎng)控制注入壓力在重張壓力16.9MPa以下。 HH12P70井產(chǎn)

41、出氣中CO2含量達(dá)到9.87%，控制注入壓力后降低至0.44%。注CO2指示曲線CO2含量9.87%調(diào)節(jié)排量控制壓力16.9MPaCO2注入曲線二、工程工藝技術(shù)進(jìn)展控竄：注入過(guò)程中控制注入壓力在裂縫重張壓力之下。防竄：研發(fā)了起泡劑UT8-2，確定氣液比2:1，有效防竄（阻力因子28）。（3）形成了控壓防竄+封竄工藝技術(shù)，有效延緩了氣竄。整體效果開(kāi)始顯現(xiàn)生產(chǎn)初期HH12P152井含水較高，HH12P70、HH12P71井含水較低，注CO2后H12P152含水率降低，HH12P70、HH12P71井含水略有上升，遞減變緩，說(shuō)明注入CO2起到了驅(qū)替作用。應(yīng)用效果井組見(jiàn)效特征開(kāi)始顯現(xiàn)二、工程工藝技術(shù)進(jìn)

42、展HH12P152井明顯見(jiàn)到增油降水效果。原油輕組分含量明顯升高，原油粘度下降明顯。HH12P152井生產(chǎn)曲線HH12P152井產(chǎn)出油精餾曲線HH12P152井產(chǎn)出油粘度變化圖HH12P152井動(dòng)液面變化圖應(yīng)用效果井組見(jiàn)效特征開(kāi)始顯現(xiàn)二、工程工藝技術(shù)進(jìn)展2、渭北長(zhǎng)3油藏超前注水先導(dǎo)試驗(yàn)初見(jiàn)成效。面臨難點(diǎn)：難點(diǎn)1-儲(chǔ)層滲透率低、孔喉半徑小且儲(chǔ)層具有一定程度的水敏性，注水過(guò)程中易受傷害；難點(diǎn)2-儲(chǔ)層裂縫發(fā)育，儲(chǔ)層裂縫重張壓力及地層破裂壓力低，易水竄；難點(diǎn)3-儲(chǔ)層非均質(zhì)性嚴(yán)重，存在層間吸水不均勻現(xiàn)象。儲(chǔ)層物性：滲透率0.76mD，孔隙度12.2%部署：105口（采油井-69口；注水井-36口）注水時(shí)

43、機(jī)：超前二、工程工藝技術(shù)進(jìn)展 渭北長(zhǎng)3儲(chǔ)層裂縫發(fā)育，儲(chǔ)層裂縫重張壓力及地層破裂壓力低，易水竄，精細(xì)調(diào)配注水參數(shù)，控制在地層破裂壓力及裂縫重張壓力下進(jìn)行溫和精細(xì)注水。注水壓力控制在裂縫開(kāi)啟壓力下；注水強(qiáng)度控制在0.5-1m3/m.d；變頻控制柜實(shí)現(xiàn)流量的精細(xì)調(diào)節(jié)；小直徑流量計(jì)提高了計(jì)量的精度。變頻控制器小直徑流量計(jì)（1）形成溫和精細(xì)注水工藝技術(shù)，降低水竄風(fēng)險(xiǎn)。二、工程工藝技術(shù)進(jìn)展 渭北長(zhǎng)3油藏縱向差異性大，層間吸水不均勻，配套了油套分層注水工藝技術(shù)，實(shí)現(xiàn)了層間均衡注水。油套分注注水管柱結(jié)構(gòu)圖管柱結(jié)構(gòu)由下而上為：十字叉+油管+篩管+坐封球座+油管+封隔器+扶正器+油管在WB2-26-3、WB2-3

44、3-1成功應(yīng)用注水參數(shù)分注前分注后上層下層套注油注注水壓力（MPa）6.26.26.79.1注水量（m3/d）027.21213WB2-33-1井油套分注情況WB2-33-1井吸水剖面圖（2）形成大斜度井分注工藝技術(shù)，實(shí)現(xiàn)層間均衡注水。泵壓：6.2MPa注水量：27.8m3不吸水二、工程工藝技術(shù)進(jìn)展（3）渭北超前注水區(qū)初見(jiàn)成效。二、工程工藝技術(shù)進(jìn)展注水量1600m3水井注水量800m3水井 統(tǒng)計(jì)渭北48井組超前注水區(qū)不同注水量對(duì)油井生產(chǎn)情況的影響：累注水量大于1600m3水井對(duì)應(yīng)油井的遞減率遠(yuǎn)低于低注水量水井對(duì)應(yīng)油井；累注水量大小對(duì)油井初產(chǎn)和產(chǎn)油量影響不明顯。兩口油井儲(chǔ)層物性與壓裂規(guī)?；鞠喈?dāng)

45、，由于注水井注水量差異導(dǎo)致油井穩(wěn)產(chǎn)差別大。油井井號(hào)對(duì)應(yīng)水井井號(hào)累計(jì)產(chǎn)油量t累計(jì)注入量m3井距m生產(chǎn)天數(shù)d孔隙度%滲 透 率10-3m2含油飽和度%油斑m入地總凈液量m3加砂量m3加砂強(qiáng)度m3/mWB2-26-4WB2-26-3236.14 2328.26 24292 13.18 0.31 34.67 18.40 293.961.80 1.33 WB2-23-31648.76 242WB2-32-1WB2-32-753.85 272.80 24277 12.91 0.98 39.63 17.90 225.946.80 2.82 WB2-32-2272.27 242兩口井物性參數(shù)對(duì)比表地質(zhì)有效低產(chǎn)

46、井：儲(chǔ)層特征儲(chǔ)層物性好、錄井顯示級(jí)別高裂縫發(fā)育特征位于裂縫區(qū)或靠近裂縫區(qū)鄰井情況鄰井鉆遇儲(chǔ)層較好，或產(chǎn)量較高類型井區(qū)井?dāng)?shù)口比例%備注壓裂施工規(guī)模偏低或改造井段短（20口）HH12245.5壓裂施工規(guī)模低，或部分儲(chǔ)層段未壓裂，壓后動(dòng)液面下降快，產(chǎn)液量低HH362HH3716可能井筒沉砂（12口）HH12227.3儲(chǔ)層物性好，施工規(guī)模較高，壓后動(dòng)液面下降快HH365HH73-744HH371可能壓裂溝通水層(6口）HH73-74613.6儲(chǔ)層物性好，含油性好，壓后高產(chǎn)液、高含水被鄰井壓裂溝通（6口）HH12213.6溝通前產(chǎn)量較高，溝通后含水上升，產(chǎn)量下降HH361HH73-741HH372工程低

47、產(chǎn)井分類統(tǒng)計(jì)表二、工程工藝技術(shù)進(jìn)展 針對(duì)246口開(kāi)發(fā)井，重點(diǎn)分析地質(zhì)有效低產(chǎn)井，明確低產(chǎn)原因，為低效井選井及治理措施提供依據(jù)。（六）加強(qiáng)綜合治理，盤活老井資源。低效井治理選井原則-地質(zhì)特征-生產(chǎn)特征低液中含水：液量10t以下，含水40%-80%低液高含水：液量10t以下，含水80%以上高液高含水：液量10t以上，含水80%以上河道主體部位、裂縫發(fā)育區(qū)域錄井顯示好、含油級(jí)別高其鄰近高產(chǎn) 根據(jù)前期水平井生產(chǎn)情況，結(jié)合地質(zhì)特征與工程施工情況，篩選了24口低效水平井，并進(jìn)行了歸類分析，針對(duì)不同情況選取了三種治理措施。類型井?dāng)?shù)井號(hào)治理措施高含水和壓竄井10HH37P15，HH12P40，HH37P35，

48、HH37P20，HH37P19，HH37P24，HH37P62，HH12P7，HH73P1，HH37P32找堵水或解堵儲(chǔ)層改造井段短，部分儲(chǔ)層段未壓裂井7HH36P104，HH37P7，HH37P8，HH37P21，HH37P22，HH37P35，HH37P45補(bǔ)充壓裂可能井筒沉砂、壓裂施工規(guī)模低井7HH12P24，HH36P2，HH37P19，HH37P20，HH55P1，HH55P4，JH13P1鉆銑球座或重復(fù)壓裂二、工程工藝技術(shù)進(jìn)展1、水平井解堵技術(shù)，有效解決壓竄井傷害，提產(chǎn)效果明顯。二、工程工藝技術(shù)進(jìn)展序號(hào)井號(hào)措施前措施后目前生產(chǎn)情況措施增油量t有效天數(shù)日產(chǎn)液t日產(chǎn)油t含水%日產(chǎn)液t日

49、產(chǎn)油t含水%日產(chǎn)液t日產(chǎn)油t含水%1HH37P15不上液停抽21.59.354.54.53.0233523.231492HH37P353.50.197.5140.4974.722.840.874653HH37P24待修16.62.68513.271.1991138.3744HH12P4047.80.499.145.63.49371.310.599.3575.64785HH36P110待修16.885.236911.053.3270112.91506HH12P73.81.4656.022.1863.84.2910.7559.130.24367HH12P262.11.242.74.482.1851

50、.34.482.1851.311.5515解堵效果明顯井統(tǒng)計(jì)表復(fù)合解堵藥劑：酸處理無(wú)機(jī)堵塞，強(qiáng)氧化劑處理有機(jī)堵塞，表面活性劑解除水鎖。 針對(duì)水平井間壓竄導(dǎo)致水平井含水上升產(chǎn)油下降的問(wèn)題，通過(guò)水平井復(fù)合解堵處理，恢復(fù)水平段產(chǎn)油能力，目前已完成14井、16井次的措施施工，累增油超過(guò)1480t，其中取得了明顯效果的有HH37P15等7口井。HH37P15低產(chǎn)原因：1、兩次被壓串，第1次壓串后油井產(chǎn)液遞減明顯，儲(chǔ)層受傷害；2、鉆銑滑套作業(yè)，累計(jì)鉆掃4個(gè)球座，過(guò)滑套沖砂至第4級(jí)滑套3605m。作業(yè)后油井持續(xù)低產(chǎn)，含水上升至100%，儲(chǔ)層受傷害。HH37P15井水平段長(zhǎng)1729.57m ，裸眼封隔器分15

51、段壓裂。措施后生產(chǎn)149d；最高日產(chǎn)油12.2t累計(jì)增油523,23t。改造措施井號(hào)井內(nèi)管柱（或井況）實(shí)施效果打開(kāi)滑套補(bǔ)充壓裂（2口）HH37P7（3段）預(yù)制管柱完井靠近A靶點(diǎn)1-3段滑套未打開(kāi)，未投產(chǎn)（投球9個(gè)，返出球6個(gè)）HH37P7措施后累產(chǎn)40.3t，目前日產(chǎn)油0.26tHH37P8（1段）預(yù)制管柱完井靠近A靶點(diǎn)1段滑套未打開(kāi)，未投產(chǎn)（投球8個(gè)，返出球7個(gè)）HH37P8措施后增油176.8t,目前日產(chǎn)油1.11t；二、工程工藝技術(shù)進(jìn)展2、補(bǔ)充壓裂工藝有效實(shí)施，取得一定效果。 針對(duì)前期裂縫型儲(chǔ)層未壓裂井段，通過(guò)2口水平井補(bǔ)充壓裂，累增油超過(guò)217.1t。低效井治理日產(chǎn)液t/d日產(chǎn)油t/d

52、含水率%治理前2.970.8870.5治理后8.331.7678.8目前4.641.1176.03、實(shí)時(shí)跟蹤優(yōu)化調(diào)整生產(chǎn)參數(shù)，提高采油效果。優(yōu)化生產(chǎn)參數(shù)防止油井出砂，確保正常生產(chǎn)。壓竄水平井強(qiáng)抽，縮短恢復(fù)期，降低儲(chǔ)層傷害。針對(duì)有提產(chǎn)潛力井，放大生產(chǎn)壓差降水增油，日增油50t。間抽井優(yōu)化抽時(shí)，提高泵效24%。二、工程工藝技術(shù)進(jìn)展 紅河油田二級(jí)井身結(jié)構(gòu)鉆井周期35.91d，三級(jí)結(jié)構(gòu)鉆井周期47.5天，按照日費(fèi)7萬(wàn)元/天，單井鉆完井費(fèi)用節(jié)約107萬(wàn)元，套管頭優(yōu)化節(jié)約5.1萬(wàn)元/井，累計(jì)節(jié)約122萬(wàn)元/井。二級(jí)與三級(jí)井身結(jié)構(gòu)水平井鉆井對(duì)比1、優(yōu)化二級(jí)井身結(jié)構(gòu)，縮短鉆井周期，降低鉆完井成本。二級(jí)井身結(jié)構(gòu)

53、投資對(duì)比（節(jié)約10天測(cè)算）（七）優(yōu)化源頭設(shè)計(jì)，降低工程成本。二、工程工藝技術(shù)進(jìn)展壓裂工具工藝投資對(duì)比表（單位：萬(wàn)元）費(fèi)用項(xiàng)目封隔器預(yù)置管柱分段壓裂連續(xù)油管+底封 快鉆橋塞 工具199169182套管8755.555.5固井415252測(cè)井01111施工隊(duì)伍/10+610+8合計(jì)327303.5318.5注：按水平段1000米，分10段壓裂計(jì)算2、完善壓裂工藝，降低單井壓裂成本。壓裂工藝調(diào)整裸眼向固井壓裂轉(zhuǎn)化，節(jié)約17-30萬(wàn)元/井；國(guó)產(chǎn)工具應(yīng)用平抑國(guó)外工具價(jià)格，節(jié)約54萬(wàn)元/井；入井流體優(yōu)化壓裂液體系優(yōu)化，成本降低14-15.5%；過(guò)程節(jié)點(diǎn)控制整體配液，減少富余5%以上，節(jié)約5-6萬(wàn)元/井；壓

54、裂設(shè)計(jì)優(yōu)化標(biāo)準(zhǔn)規(guī)范制定；技術(shù)管理控制質(zhì)量考核、招標(biāo)。壓裂工具進(jìn)口國(guó)產(chǎn)價(jià)格對(duì)比表（單位：萬(wàn)元）工具金額進(jìn)口199國(guó)產(chǎn)145差額54二、工程工藝技術(shù)進(jìn)展（1）推廣應(yīng)用斜井抽油泵，提高泵效顯著。井號(hào)下泵位置泵效沉沒(méi)度抽油泵泵深井斜泵徑類型mmm%mFZF17P181026.94444.120強(qiáng)啟閉斜井抽油泵FZF47P116324.05635.610WB2P148044.05641.238WB2P348658.05644.85WB2P542851.03855.1467彈簧強(qiáng)制復(fù)位斜井泵WB2P936150.85644.7103WB2P1864040.95671.971WB2P2734055.5564

55、9.123WB2P3660752.05631.242WB19P399646.65681.5835WB48P2162929.05641.6平均59042.55347.6123淺層水平井斜井泵應(yīng)用效果統(tǒng)計(jì)有效解決了渭北淺層油藏下泵處井斜角大導(dǎo)致抽油泵泵效降低的問(wèn)題， 渭北注水試驗(yàn)區(qū)已投產(chǎn)62口定向井均采用斜井抽油泵，下泵處平均井斜角43，平均泵效46.6%，較同區(qū)塊老井泵效提高26%。紅河油田試驗(yàn)斜井泵21口，提高泵效17%。3、優(yōu)化采油技術(shù)，節(jié)能降耗，降低生產(chǎn)成本。二、工程工藝技術(shù)進(jìn)展（2）優(yōu)化油井工作制度和優(yōu)選防偏磨工藝，使油井檢泵周期逐年提升，降低作業(yè)成本。優(yōu)化抽油機(jī)工作制度。 使用“長(zhǎng)沖程、低沖次”，降低摩擦頻次。優(yōu)化油管桿防磨措施。淘汰尼龍扶正器，試驗(yàn)應(yīng)用接箍式扶正器、防偏磨接箍和內(nèi)襯油管，油井免修期逐年提升。優(yōu)化加藥制度。排查躺井原因，制定加藥制度，加強(qiáng)跟蹤分析。躺井復(fù)活技術(shù)。碰泵、洗井和強(qiáng)抽等措施累積實(shí)施123井次，使躺井復(fù)活。紅河油田檢泵周期統(tǒng)計(jì)圖二、工程工藝技術(shù)進(jìn)展1、井臺(tái)部署減少征地2、順序鉆井、壓裂減少鉆井、壓裂、試油動(dòng)遷費(fèi)3、分壓合采減少作業(yè)工序4、放噴集中管理控制5、采油井集中管理4、叢式井鉆、壓、采一體化，系統(tǒng)降本。二、工程工藝技術(shù)進(jìn)展 渭北叢式井整體部署，節(jié)約土地面積497.7畝，綜合降低單