海上十三五提液规划及配套技术.pptxVIP

海上“十三五” 提液规划及配套技术;汇报提纲;1、资源探明及动用情况;注水稳产期 （2001-2006）;海上油田开发现状表;海三联; “十二五”期间累产油1436.4万吨，增加可采储量1471万吨，2015年吨油成本1335元，盈亏平衡油价32美元/桶。;(二)“十二五”取得的成效; “十二五”以来，按照“立足主体、扩大外围、深浅兼顾、规模控制”的勘探思路，在埕岛主体周边馆陶组、东营组、古生界潜山及新北油田第三系共完钻探井57口，上报探明储量809.96万吨，上报控制储量3163.31万吨，预测储量1712.2万吨。;; “十二五”以来，树立培育“健康高效油藏”的理念，以改善注水效果为切入点，恢复地层能量，减缓层间矛盾，提升单井液量，重点围绕“四项目标”，实施了老区配套、压力提升、精细注水、低液治理四大工程。; 通过实施“四大工程”，注采对应率提高11%，地层压力回升0.65MPa, 层段合格率提高26.5%，总分注率提高1.4%，自然递减率下降3.1%，含水上升率下降0.3%，油藏开发态势不断向好，为提液打下了坚实基础。; “十二五”期间结合油藏状况积极开展提液试验，共实施拔滤防砂、下大泵、补孔卡封等提液措施88口，平均单井液量由44t/d提高到111t/d，采液强度由3.4t/d.m提高到7.1t/d.m，提液效果显著。;平均单井日液t/d; “十二五”期间海上注采工艺配套完善了高密实两步法防砂工艺、长效精细分注工艺、低液井综合治理技术、电泵提液配套技术等四项主导技术，满足了馆陶组提液需要。; 2011新井投产后，低液井比例占到54%，出砂井比例占到25%，经过分析防砂是主要的影响因素，暴露出了单一循环充填和笼统挤压充填为主的防砂工艺不适应大井斜（30-60度）、大跨度（50-330m）、多油层（2-9层）的馆陶组油藏。; 物模实验表明“充填砂混入10%的地层砂渗透率下降80%”，如果在防砂或生产过程中地层砂与充填砂形成混砂带将大幅度降低渗透率，由于单一循环充填防砂和笼统挤压充填防砂未能在地层、炮眼、环空建立密实的挡砂屏障，造成易出砂和产液量低。; 针对防砂存在的问题主要进行了三个方面的改进： 一是应用一趟管柱分层挤压充填工艺。实现均匀突破各层近井污染带，并在地层建立高密实充填屏障，从而防止混砂带形成和控制微粒运移至炮眼和环空。; 二是应用多段塞循环充填工艺。对大斜度长井段井实施了多步段塞充填、套管限流返出、缩短夹层盲管长度（≤5m）等措施，避免形成砂桥，同时提高环空、炮眼充填密实程度，炮眼充填系数由30L/m提高到45L/m。; 三是改进分层挤压工具。对挤压工具进行一体化组合缩短长度（2.8m降到1.6m）；提高胶筒材质和结构（丁氰橡胶改为氢化丁氰橡胶，内置纤维绳改为钢丝绳）；提高喷砂器材质（45#钢改为镍基合金）。通过改进，实现了防砂施工的大排量（2.5m3/min提到3.5m3/min）、大砂量（1.5m3/m提到3.5m3/m）、高砂比（平均砂比由20%提到35%、最高砂比由60%提到80%），提高了地层改造和充填效果。;自2012年至今老井推广应用两步法防砂工艺110余口，防砂成功率达到99%，作业后表皮系数下降3.7，附加压降下降0.5MPa，较作业前平均单井日增液53.9t、日增油17.6t。;为满足油藏精细注水需要，通过完善五项配套，实现单井最大细分到六段注水，目前已实施四段以上分注井42口（四段24口、五段16口、六段2口），均注水正常。 此外，水井增注方面实现了一趟管柱分七段酸化增注。;针对不同低液类型配套拔滤分层改造、拔滤泡沫吞吐返排、拔滤泡沫酸化返排、不拔滤泡沫酸化返排等4项措施，有效解决低液井治理难题，2012年至今累计治理低液井79口，平均单井日增液68.3t、日增油15.1t。; 一是配套形成提液电泵机组系列。“十二五”期间配套完善了9个电机功率系列和8个电泵排量系列，最大达到250方，目前已应用200方以上机组22口，200方电泵最高日液达285t、250方电泵最高日液达329t，满足提液需求。下一步要配套300方机组，最大提液到400t。; 二是配套大泵变频逐步提液技术。针对部分油井生产周期内产液量变化大的问题（如东区CB20CB井组4口新井5年日液范围133t-208t），应用变频逐步提液技术，目前已配套变频控制柜105台占总井22%，同时变频应用延长了油井的寿命。;（4）应用电泵提液配套技术; 通过改进注采工艺技术，“十二五”期间海上测调成功率上升43.3%、细分率上升5.2%，年躺井率下降0.88%、电泵检泵周期延长到4.8年。;5、地面处理能力得到提升;汇报提纲; “十三五” 按照“提速提