采油技术阶段性工作总述

程国权 王珊珊 宁中华 杨帆 高自伟

中原油田文留采油厂

一、开展多项研究试验，完善工艺技术体系

（一）改进大泵对接器结构，提高对接及防脱效果。针对单井产液量在45吨以上、动液面在井口几百米的高液量抽油井，配套Ф70mm及以上大泵时需要配套大泵对接器，但大泵对接器在使用过程中常出现对接困难、生产过程中易脱开的难题。

（二）推广应用多级细分注水与测调一体化技术。目前注水井所用的井下注水工艺主要有偏心配水工艺和空心配水工艺两大配水工艺，都存在投捞、调配频次高、测试工作量大、层段合格率低、精确度低等问题。智能、同心、免投捞测调一体化工艺能够做到免投捞，仪器一次下井就可实现分层注水、分层调参、分层验封一体化，减少劳动强度、减少工作时间、降低生产成本，提高经济效益，提高精细注水。

（三）开展厚油层高耗水带逐级深部调驱先导试验。针对厚油层层内非均质性加剧、低无效注水现象突出的问题，常规堵水、调驱措施已难以有效动用。通过开展厚油层高耗水条带逐级深部调驱先导试验，探索特高含水期低成本调驱新技术。

（四）开展文25东聚合物微球调驱试验。针对文中油田特高含水、高采出，层间、层内矛盾突出，常规注采调整提高采收率难度大，在文25东文65-75、文65-18两口井开展了聚合物微球复合驱试验。

（五）敏感性油藏降压增注技术的应用。针对敏感性油藏注水压力高常规酸化解堵有效期较短的问题，通过储层伤害分析，优选二次沉淀量少、弱敏感的无机与有机酸并将其复合，优选界面修饰剂，将储层润湿性由亲水向中性润湿方向改变，通过减小水膜厚度达到长效降低注入压力的目的。

（六）不动管柱解堵技术的应用。该技术主要是利用络合剂与垢进行反应，把不溶物质转变为溶解物质，通过渗透剂的作用，加快进入垢深部的速度，增大络合剂与垢接触面积。具有无腐蚀，施工工艺简单，措施成本低的优点。

（七）开展纳米凝胶反向堵水试验。纳米凝胶反向堵水技术主要借鉴水井深部调驱的思路，从油井注入纳米凝胶，实现反向调剖堵水，与深部调剖配合达到控水增油的目的。

（八）推广应用高效解卡技术。打捞井内被卡管柱，常规做法是通过活动解卡、倒扣打捞、套磨铣打捞等方式逐步打捞出井内被卡管柱，打捞效率低、修井费用高、套磨铣时存在套管开窗的风险，为解决这一难题，研究应用“爆炸切割+震击解卡+振动解卡”复合解卡技术，配套爆炸切割技术进行解卡。

二、择机实施成熟工艺，争创效益最大化

（一）开展大泵提液工作，提高井筒挖潜能力

2019年新增大泵提液13口井，措施前日产液672.1m3，日产油13.7t，措施后日产液933.7m3，日产油23.8t，措施日增液261.6t，日增油10.1t,年累计增油870.6t。

大泵提液配套措施：一是配套应用Ф30mm加重杆，减少大液量井抽油杆下行弯曲，设计长度为100m。二是优化抽油杆组合，提高抽油杆抗拉强度，解决了大泵井Φ19mm抽油杆频繁断脱的难题。

（二）推广应用双封丢手卡堵水工艺技术

Y221“连泵”卡堵水技术有效解决了浅层套漏井生产难题，但还存在一些无法避免的问题，一是Y221封隔器坐封后中性点以下管柱处于压缩状态，管杆偏磨严重；二是封堵方式单一，只能封上采下、封下采上，达不到封堵中间采两端目的；三是无法实施加药措施；四是无法满足大斜度井卡堵水的需要。

（三）推广应用双空心杆循环热采技术，提高稠油开采能力

双空心杆稠油热采技术是采用同轴式双空心抽油杆内循环热传导加热方式，有一个内外相互密封的独立通道，利用地面燃气加热器把热载体（水）加热（85℃），以过缓冲和分离气体后，通过特制四通接头，注入双空心抽油杆的内空心通道，然后通过环空返至地面热交换器内再次加热。

（四）强化油水井储层改造工作，为稳产打下坚实基础

1.压裂工艺技术。1-9月份压裂完井12井次，累计用液量2283m3，累计加砂量295.6m3。目前累计增油1689t，累计增气51.6万方。2.油井解堵工艺技术。1-9月份累计实施油井解堵措施14井次，有效13井次，有效率92.8%。好的做法：（1）加强措施前期论证；（2）加强油井措施后管理；（3）完善解堵配套工艺。3.水井降压增注工艺技术。好的做法：（1）不断完善工艺配套措施；（2）加强酸液腐蚀速率监测力度；（3）施工过程中合理控制油、套压差；（4）适当延长反应时间提高后期注水效果。

（五）推广多种调驱体系，提高调驱调剖针对性

一是精细选井选层，实行方案的动态调整，从剩余油潜力、工艺角度、投资等方面对调驱措施进行专题论证；二是加快调驱措施运行速度，立项、招标、合同运行、现场交底、设备组织紧凑运行，力争早安排早实施。

（六）不断优化堵漏工艺，提高封堵效果

2019年上半年共实施化学堵水施工5井次，有效率80% ，增油有效4次，累计增油400t 。

（七）完善应用低成本修井工艺，恢复注采井网

针对套管无变形或轻微变形，长井段漏失且有潜能的井、油层层数多、厚度大、非均质严重，又恢复注采井网，同时缩短修井周期，节约大修费用。

推广应用低成本作业一体化技术，即满足油田开发需要，又实现提质、降本增效。以技术创新和优化集成为手段，以满足井控安全为前提，以工艺技术满足油藏开发需要、油气水井长效高效生产、作业工序最简最优为目标，系统总结规范，创新形成了3大系列6小类低成本作业一体化技术。

三、稳步推进专项治理工作

（一）开展注水井专项治理，恢复完善井网

2019年1-9月水井专项治理实施152口, 中完6井次，治理一次成功146井次，治理一次成功率96.05%；其中检管+措施15井次、检管53井次、换封+措施8井次、换封+调配8井次、换封29井次、检管转分注23井次、检管去封9井次、多级细分注水1井次，完成年度计划的95%。专项治理日增加有效注水2538m3/d，累增39.2×104m3；日减少无效注水25m3/d，累计减少6632m3；对应油井见效185口，日增油1t/d，累计增油1551t，恢复水驱控制储量56×104t，增加水驱控制储量72×104t，增加水驱可采储量27×104t。

（二）开展套损井专项治理，强化大修增储

依照集团公司2017-2019三年套损井专项治理工作要求，技术人员详细落实井况资料，强化大修（换井底）选井措施论证，优化设计，结合地质潜力及效益评价，优选重点井组进行治理，确保套损井专项治理工作稳步推进。