配 伍，固井施工加降失水剂，高温高压下控制失水量小于自由水小于， 合理选择静液柱压力，减少水泥浆流动阻力，提高水泥浆的流动效率，实现紊流顶替。 射孔过程 射孔液采用联合站处理的油田水加粘土防膨剂，减少油层伤害。 作业过程 采用深度联合站处理的油田水加粘土防膨剂作为入井液，减少油层伤害。 注汽过程 注汽前向地层内挤入高温粘土防膨剂，以防止发生水敏，转抽压井时用低伤害压井液。 存在问题目前地层压降，原有泥浆密度偏高，不适应现在方案要求。 完井工艺应用情况 目前调整区内热采井均采用套管射孔完井。 井身结构 调整区稠油单元油井套管数据详见表。 表永镇油田下断块稠油单元生产井井身结构 套管名称钢级外径壁厚下深水泥返高 表层套管左右地面 油层套管设计井底地面 固井工艺 选用级高抗水泥，密度，外加石英砂。调整区稠油单元生 产井表层套管下入深度在左右，水泥返高至井口生产套管下至井底，水泥返高至井口。 固井时水泥中加入了防气锁膨胀剂，遏制油气窜扰注水泥之前的循环排量为， 注水泥过程中排量，顶替排量，实现紊流顶替，从变密度测井结果和付 合石油管理局标准要求看，下断块稠油单元固井质量达到合格。 射孔工艺 目前方案区老井均采用电缆输送射孔。从表可以看出采用枪弹射孔，孔 密孔的井平均采液强度明显优于其他射孔参数的井，该射孔参数能较好的满足地质需 要。射孔液均采用联合站处理的油田水，添加粘土稳定剂。 表永镇油田下断块稠油单元生产井射孔参数 射孔枪型射孔弹型 井数 口 压井液名称射孔方向 相位角 射孔密度 米 初期采液 强度 油田水全方位 油田水全方位 油田水全方位 防砂工艺应用情况 下断块稠油调整区胶结疏松，以细砂岩粉细砂岩为主，胶结类型为孔隙接触式和 接触式，储层结构异常疏松，生产中极易出砂。 方案区油井投产时采用两步防砂工艺射孔后混排挤高温粘土防膨剂管外地层高 温涂敷砂充填下隔热管注汽管内绕丝筛管割缝筛管环填防砂，平均防砂周期 天。 目前生产井防砂数据见表 表下断块稠油单元目前生产井防砂效果统计表 防砂方式 井数 口 初期日产 液量 日产油 量 含水 动液面 采液强度 平均防 砂周期 混排粘稳腹膜砂注汽下绕丝 混排粘稳腹膜砂注汽下割缝 金属滤环填 平均 存在的问题根据产能方案的要求，直斜井日液，水平井日液，现有防砂 工艺需要相应改进。 注汽工艺适应性评价 下断块单元 方案区下断块单元目前已投产口热采井，注气管柱采用高真空隔热管自补偿热敏 封隔器等组成，注汽压力为，井口平均注汽干度，具体见下表 表下断块稠油单元注汽参数统计表 注汽 井数口 平均 锅炉出口压 力 平均 锅炉出口 温度 平均锅炉 出口干度 平均井口 干度 平均周期 注汽量 平均单井周 期产油量 平均油汽 比 存在的问题 个别井油层较薄，发育较差，注汽压力高。例如下井注汽压力为 现场实际情况看，随着隔热管使用轮次的增加，隔热效果难以很好满足油井注汽要求， 主要表现在井筒热损失大，井底干度低等，影响开发效果。 机采工艺应用情况 该块生产井中口井采用有杆泵开采，口井用螺杆泵生产，有杆泵井中有口采用 泵，口井采用泵，口井采用泵，平均免修期在天左右。方案区 有斜井口，部分井配套使用了防偏磨接箍，平均延长了油井免修期多天吞吐后期油 稠光杆缓下的情况较多。从生产情况看，调整区目前机采方式基本能够满足设计的提液及产 量要求，但还需考虑防偏磨配套以及稠油降粘工艺。 表下断块稠油单元生产井机采参数统计 泵径 井数 口 冲程冲次泵深 泵效 动液面 日液 日油 含水 免修期 天 采液 强度 下断块单元目前已投产口热采井，注气管柱采用高真空隔热管自补偿热敏 封隔器等组成，注汽压力为，井口平均注汽干度，具体见下表 表下断块稠油单元注汽参数统计表 注汽 井数口 平均 锅炉出口压 力 平均 锅炉出口 温度 平均锅炉 出口干度 平均井口 干度 平均周期 注汽量 平均单井周 期产油量 平均油汽 比 存在的问题 个别井油层较薄，发育较差，注汽压力高。例如下井注汽压力为 现场实际情况看，随着隔热管使用轮次的增加，隔热效果难以很好满足油井注汽要求， 主要表现在井筒热损失大，井底干度低等，影响开发效果。 机采工艺应用情况 该块生产井中口井采用有杆泵开采，口井用螺杆泵生产，有杆泵井中有口采用 泵，口井采用泵，口井采用泵，平均免修期在天左右。方案区 有斜井口，部分井配套使用了防偏磨接箍，平均延长了油井免修期多天吞吐后期油 稠光杆缓下的情况较多。从生产情况看，调整区目前机采方式基本能够满足设计的提液及产 量要求，但还需考虑防偏磨配套以及稠油降粘工艺。 表下断块稠油单元生产井机采参数统计 泵径 井数 口 冲程冲次泵深 泵效 动液面 日液 日油 含水 免修期 天 采液 强度 螺杆泵 平均 工艺适应性评价小结 截止到年月，调整区有热采总井口，开井口，日产油水平，平均 单井日产油能力，综合含水，平均动液面。目前的钻井完井射孔防砂 注汽及机采等钻采工艺基本满足了开发需要，调整区新井投产应参考现有工艺。 存在的问题 根据目前地层压降情况，原有泥浆密度偏高，不适应方案要求 根据产能方案的要求，直斜井日液，水平井日液，现有防砂工艺需 要相应改进 吞吐后期，油稠，光杆缓下井多，斜井存在偏磨现象。 设计要点 调整区泥质含量较高，强水敏，需要加强油层保护 隔层厚度大，油层井段长，出砂较严重，粒度中值在之间，粉细砂比重 大，需要优化防砂方式 同井台井多，靶前位移大，造斜点会较高，需考虑对防砂举升等工艺造成的困难 吞吐后期，特别是边部井，原油粘度偏高，光杆缓下井，需考虑相应的举升降粘措 施。 油层保护工艺 调整方案平均泥质含量为。通过本区岩芯敏感性分析，调整区内储层具有强水敏 性弱碱敏性弱盐敏性弱酸敏性。因此，本区油井在作业工艺措施等施工过程中需添 加防膨剂，注重开发全过程的油层保护。 高效防膨剂的筛选 室内对防膨剂分别进行了常温高温下的性能评价和水洗实验，从中筛选出了两 种高效防膨剂。结果见下列表 表常温下不同防膨剂中的粘土膨胀结果 防膨剂钠土体积防膨率 注钠土在蒸馏水中的膨胀体积为，在煤油中的体积为，下同。 表防膨剂的水洗实验结果 防膨剂 防膨率 初始防膨率水洗两次水洗四次水洗六次 表高温处理后不同防膨剂中的粘土膨胀结果 防膨剂钠土体积防膨率 高温防膨效果仍以三种防膨剂的防膨效果最好，效果次之，防膨率， 其它几种防膨剂的防膨效果较差。但由于不耐水洗，因此推荐两种防膨剂。 开发全过程的油层保护措施 钻井过程中的油层保护措施及要求 采用近平衡钻井 钻井液密度按地层压力系数附加，参考方案区开发钻井实践，油 层段钻井液密度控制在 严格控制固相含量，含砂小于 进入储集层滤失量，高温高压滤失量 钻井液值在到之间，滤液与地层流体配伍性好，滤液必须与地层岩石 地层流体配伍性良好 加快钻井速度，减少油层浸泡时间，要求在钻开主力油层后的浸泡时间。 固井过程中的油层保护措施 严格控制固井水泥中粒径中值小于 在保障固井质量的前提下尽量降低固井压差 控制水泥浆中化学离子含量，防止水化后发生结晶物和沉淀物堵塞孔道。 射孔过程中的油层保护 采用近平衡射孔 射孔液采用油田水添加防膨剂。 防砂注汽过程中的油层保护 防砂携砂液采用清洁携砂液，添加防膨剂 冲砂液采用油田水防膨剂。 新投产井替泥浆时必须保证替浆充分，混排彻底，防止泥浆颗粒对地层孔喉的堵 塞，清除近井地带的泥浆污染，循环水量周半以上 注汽前用高温粘土防膨剂进行预处理 若生产过程添加化学剂，入井前必须进行配伍性实验。 作业过程中的油层保护 酸液与储层地层水和洗井液配伍性良好，要求所选酸液解堵率 洗井液表面张力低于，固项颗粒含量低于。 洗井压井液等作业入井液使用本区深度处理污水，并加降粘清洗剂，温度， 固相颗粒含量。 钻井工程方案 井身轨迹要求 水平井井身轨迹要求 对于水平井，井身轨迹直接关系到钻采工艺管柱的安全起下油井的使用寿命 产液量能否实现等，建议该区块水平井身轨迹采用直增稳增平型。 在满足钻井工艺的前提下，造斜点应尽可能的深，为满足抽油泵的生产，要求稳 斜段井斜角 为了满足完井采油工艺的需要，造斜段造斜率直井段全角 变化率。 斜井井身轨迹要求 尽量缩短井身长度，减少注汽井筒热损失 为保证隔热油管顺利起下，减小注汽时弯曲应力和热应力对隔热油管造成的破坏， 并保证举升系统顺利起下以及防止抽油杆偏磨拉断，整体造斜率，局部造斜率控 制在。 为保证斜井抽油泵的正常生产，要求稳斜段井斜角。 目录 油藏地质概况 现有工艺适应性评价 油层保护措施应用情况 完井工艺适应性评价 防砂工艺适应性评价 注汽工艺适应性评价 机采工艺适应性评价 工艺适应性评价小结 油层保护工艺