2017年10月工况和躺井分析(胜海)
东胜气田锦140井TCP-DST测试资料解释与评价
72 科技2018年•第7期东胜气田锦140井TCP-DST测试资料解释与评价◊中石化华北石油工程有限公司井下作业分公司乐和美锦140井位于内蒙古自治区鄂托克旗木凯淖尔镇乌兰吉林，是鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部的一口评价丼，设计二开丼为20 h,而二开丼产水量非常高，仅流动0.5 h压力就达到平稳，已不能使用常规方法解释压力恢复段。
本文介绍了锦140井TCP-DST地层测试设计、施工及关井资料解释评价方法并提出今后该区地层测试时应注意的问题和建议。
1前言东胜气油田2003年投入开发，开采层位主要是太原组、山西组、盒子组域。
为了进一步了解山2铺的储层参数和自然产能，为储量计算提供依据，对锦140井山2气层进行了TCP-DST二«作测试。
2测试设计及测试过程简况2.1测试设计锦140井是是鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部的一口评价井，完钻井深3302 m,完钻层位中元古界，测试层段固井质量优良。
140井山2气层测井解释结果如表1所示。
雇号顶深(m)底深(〇〇度(m)自敕伽马(APD电阻率(f l*m)感应电I B.(a声波时差((i s/m)补金中子09密度{g/c n i3)泥质P6)孔s度(»)参进率(»>〇)含气袍和度执解释结论63244.73250.86.1026.414.14.2239.713.0 2.456.113.20.7918.4含气水A7(1)3234J3255.71.4051.931.78.3221.410.2 2.4610.78.70.2516.5含气水层7C93255.732571.30W236.810.7205.410.9 2.5512J4.90.100.0干*7(3)32573258.91.9027.519.94.9231.79.72-415.511.40.S213J含气水在表1锦140井山2气层测井解释成果测试方法：射孔+DST (M LT工具）二f t作。
油水井“躺井”统计分析及对策
8石油化工一、石油生产现场概述在石油生产现场，最基础的生产管理，就是油水井管理。
油井生产过程中，通过各种采油的技术措施， 将油流开采到地面上来，经过集输管线进行输送，然后经过油田联合站的分离处理，再经过油气水的彻底分离，得到合格的产品进行外输。
对于注水开发的油田，注水井的生产任务，是按照配注的要求，完成注水量，得到水驱的开发效果。
保证油水井处于正常生产的状态，是油田生产管理的最基本的要求。
江苏油田采油二厂油田开发已进入中后期，地层出沙、结垢、腐蚀、蠕变、堵塞等多种因素交互影响，导致油水井不能正常生产，“躺井”现象也已屡见不鲜。
二、石油生产现场“躺井”因素分析对２０１６年至２０１８年，周期小于６００天抽油机油井“躺井”原因进行了统计，统计如下：结果显示，２０１８年比上年增加了３５井次，集中在杆断脱、腐蚀结垢、泵故障、偏磨因素影响，占比８３．７９％。
“躺井”主要来源于四个方面：一是人的因素；施工质量、日常维护性管理。
如杆断脱，即杆断主要为电热杆故障，因清蜡不及时电热杆载荷突变所导致。
此外施工人员没有按操作规程上紧电热杆丝扣等。
二是材料的因素：材料质量缺陷。
如泵故障，表现在抽油泵凡尔漏，凡尔球座材质缺陷等。
三是地层因素：尤其是地层注水开发之后，地层能量、压力、温度、岩性、流体液相成分均产生了变化，原来的平衡状态被打破。
腐蚀、结垢、出砂、蠕变、堵塞等不确定因素呈现，导致井筒管、杆、泵不能有效工作。
四是“狗腿度”因素：近年来，开窗侧钻井增多，井身轨迹“狗腿度”发生变化。
总之，“躺井”显现出复杂的成因，有的是单一的，有的是复合的，加强对地层因素综合研判显得尤为重要。
１．地层影响－－－腐蚀、结垢不同地质区块的油井结垢机理不同，通过采样化验分析，认为油井腐蚀结垢的主要成因：一是油井采出液含有较高的成垢离子；二是采出液由于温度、压力等条件发生变化，部分成垢离子结晶析出而结垢；三是采出液中含有较高的ＣＯ２、Ｈ２Ｓ和ＳＲＢ菌，其腐蚀产物形成结垢。
采油躺井原因工况分析与对策
２ 加 强杆管管理 。按抽油杆 、管使用～ 年、三年 、五年 、五年以 ） 上年限分类摆放 ，使用年限短的杆、管与使用年限长的杆 、管混用时， 按使用年限长 的杆 、 管算 。在不能更新短抽油杆时 ， 改变泵深 ，不下短 抽油杆。改变 目前新抽油杆只能用于新井的管理规定 ，对部分单井因负 荷过重 ，频繁杆断躺井 ，应采取更换新抽油杆措施 。 在抽油杆组合 、油井产出液性质相 同的情况下 ，小泵径大参数比大 泵径小参数的载荷低 ； 以，在预测油井产液能力在单位平均检泵周期 所 内不会发生很大变化时 ，应首先选择小泵径。 在施工现场加强作业质量监督 ，严格执行油井管理办法 ， 在作业施
前 ９．％。 ９４
参考 文 献
【］ 峰， １ 营李 费立峰 ． 依靠技 术管理减 少躺井［． Ｊ 中国石化 ， ０， ． 】 ２ ９１ ０ ０
［】 创， ２王继 孟繁森 ， 振， 姚 谢洪涛 ． 城油 田油 井躺井治 理及效果 评价［． 田地 古 Ｊ油气 】
面 工 程 ，０ ９１． ２ ０ ，０
关ｔ 谓 躺井 ；油井治理 中圈 分类 号 Ｔ ３ Ｅ 文献标 识码 Ａ 文 章编 号 １７— ６１（ｍｏｏ １０ １一 １ ６３９７一２ ）３—２６ Ｏ
滨南油田已 进入特高含水开发后期 ， 采出液高含水、高矿化度对井下 设备的窝蚀，以及井筒技术状况 日益恶化 ，虽然近两年采油矿在躺井扶井 和躺井预警方面做了大量工作 ， 但躺井仍是影响原油产量的重要因素。
针对本单位实际 ，采取积极措施，治理躺井 ，取得一定效果。对低 能量油井 ，不断调整注采关 系，补充地层能量。针对设备管理中设备老 化、重点不突出等问题 ， 强化设备的规范化、标准化管理 ，制订完善设 备管理制度 ， 增加设备管理时效性、科学性 ， 提高设备管理水平 。实施 油井计划停井和非计划停井制度 ，增强工作 的计划性 ，降低随意停井时 间 、次数 ，严格要求停井适 当位置 ，采油时率 由措施前９ ． ５ ％上升到目 ８
胜利油田辛17区块浅层水平井钻完井技术
胜利油田辛17区块浅层水平井钻完井技术作者：程荣升来源：《科学与财富》2016年第07期摘要：胜利油田辛17区块生产水平井施工数量日益增多，该区块井壁稳定性差、防碰绕障井多、大井斜段及水平段携砂困难、完井工艺复杂等难题突出。
在该区块水平井施工过程中，通过优选钻头、采用合理的技术措施和优良的钻井液体系，有效的克服了以上难点，取得了较好的效果。
关键词：水平井钻头选型防碰钻井液完井1 辛17区块概况辛17区块位于东辛油田济阳坳陷东营凹陷中央断裂背斜带属于低渗油气藏，主要油气层位于垂深1500～1600m，地层分布依次为平原组、明化镇组、馆陶组和东营组，该区块的主要井型为水平井，利用水平井控制面积较大的优势，开发辛17断块东二段油藏。
2 技术难点（1）上部地层疏松，易垮塌，井眼稳定性差。
该区块主要钻遇东营组以上地层，岩性疏松、成岩性差，钻进过程中易冲洗形成大肚子井眼。
（2）井网密集，防碰井多、距离近。
该区块最大的防碰井数量达23口，前拖距离只有3m，防碰难度极大。
（3）井浅地层分布浅，钻井液维护和处理的空间小。
该区块完钻层位在东营组，完钻井深通常在1800m左右，设计最高钻井液密度只有1.15g/cm3，钻井液处理、维护难度大。
（4）大斜度井段及水平段携砂困难。
水平段岩屑不易携带，容易在下井壁形成“岩屑床”，携砂有困难。
（5）完井工艺复杂。
采用水平井测井工艺，完井管串中下入筛管、分级箍、封隔器等特殊附件，工艺复杂增加了完井施工风险和难度。
3 钻井技术措施3.1直井段钻头选型造斜点之前的直井段在上部地层，岩性疏松，岩石可钻性好，有利于快速钻进。
针对这些特征，选用四刀翼的PDC钻头，保证了连续快速钻进效果和良好的井身质量。
3.2防碰技术措施（1）开钻前收集周围井的轨迹数据，对比分析，做出防碰扫描。
（2）依据扫描结果，对易碰的重点井段列出防碰点，标注防碰单根号，做好防碰提示。
（3）钻进过程中，操作人员时刻注意憋、跳等异常现象的发生。
胜利浅海海水钻井液体系及其应用
胜利浅海海水钻井液体系及其应用作者：侯华丹严波赵成龙邸丛朝来源：《现代商贸工业》2013年第04期摘要：介绍了胜利浅海海水钻井液体系及现场应用情况，阐述了该地区各地层的特点及针对各地层特点所采取的技术措施，并介绍了钻井液施工工艺、复杂情况的处理。
实践表明，目前应用的多种海水钻井液体系能较好满足胜利浅海地区不同类型井的勘探开发和油气层保护要求。
最后指出了海水钻井液体系的发展方向，为海上钻井液的施工提供了经验。
关键词：浅海钻井；钻井液体系；处理剂；钻井液性能；油气层保护；应用中图分类号：TB文献标识码：A文章编号：1672.3198（2013）04.0185.020引言近年来，随着勘探开发水平的逐步提高，胜利油田在浅海区域的勘探进入了一个新的发展时期，主要表现在丛式井的井距越来越小、造斜点越来越高、井斜和水平位移越来越大；水平井、分支井数量逐年增加；多靶点五段制三维饶障井增多。
另一方面，国家海洋环保标准越来越严格，油公司对钻井液体系的油层保护要求越来越高。
为适应工程、地质及环保等多方面的要求，工程技术人员通过长时间的现场实践，开发并应用了一系列优质、高效、环保的钻井液新型处理剂和体系，形成了适应胜利浅海区域不同井深、井型的海水钻井液体系，包括低固相聚合物钻井液、聚磺钻井液、聚合醚钻井液、无固相聚合物钻井液、铝胺高性能水基钻井液等，分别在埕北、埕岛、桩海、青东等区块得到了成功应用。
胜利浅海地区地层情况异常复杂，自下而上发育有太古界、古生界、中生界和新生界地层。
新生界明化镇组地层的岩性以泥岩为主夹粉砂岩，其中馆陶组上部地层为沙泥岩互层，下部为砾状砂岩夹泥岩，沙二段为砂泥岩互层。
沙三段地层以深灰色泥岩为主，夹粉细砂岩。
沙四段上部岩性为灰色泥岩夹粉砂岩，下部以棕红、绿灰色、灰色泥岩为主夹多套砂砾岩。
中生界含大套深灰色安山岩。
钻探施工中，馆陶组以上地层岩石孔道发育良好，具有渗透性强的特点，钻井过程中易形成虚厚泥饼引起井下复杂；沙二段砂泥岩互层易水化分散而形成不规则的锯齿形井壁；沙三段深灰色泥岩水敏性强，且软硬交替，极易坍塌，使井壁失稳。
胜利海上油田水源井完井工艺技术应用浅析
添 加 防垢 剂 、 蚀 剂 ， 水管 柱腐 蚀 不严重 。埕 岛油 缓 注
田馆 下 段 地层 水 水 砂 厚 度 １ ４ ９ 水 资 源 丰 富 ， ３ ． ｍ， 且 与 馆 上段 地层 水配 伍性 好 ， 是有 利 的注入 水源 。 了 为
水层 厚度 ３ ｍ， 用 １ ８射 孔枪弹 ， 开厚 度 ２ ｍ， ６ 采 ７ 射 １ 采 用斯 伦 贝谢 压裂 充填 防砂 技 术 ， 砂 管 使用 斯 伦 贝 滤 谢 优 质 滤 砂 管 ， 管 尺 寸 ｑ１ ９ ７ 筛 ）３ ． ｍｍ， 准 筛 筛 孔 标
２ ／ ０目。生 产 套 管 ２ ４ ５ ０４ ４ ． ｍｍ， 产 油 管 ｄｌ ４ 生 ｐ １．
艺进 行优 化 ， 的完井 技术具 有 以下难 点 ： 它 ①采 用何
种 完 井方 式需 要 进 行优 选 ， 采 用 水平 井 还 是 定 向 是 井 ， 射孔 完 井 、 眼 完井 还 是 砾石 充填 完 井 ； 如 是 裸 ②
果 采用 射孔完 井 ， 射孔 与 防砂之 间如 何优 化 ， 择 多 选
海 上注 水 存在 的另 一个 问题 就是 以海 水作为 水 源 ， 水管 柱腐 蚀结 垢严 重 。 岛油 田 目前 大部分 水 注 埕
井 注海 水 ， 少数 井注 污水 ， 上注 水井 采用 的 防腐 工 海
艺 主 要有 ： Ｋ一５ 、 磷 镀 、 Ｓ ４镍 渗氮 、 锌 四种方 式 ， 渗 目 前 海上 共有 ７ ５口注 水 井进 行 了检 修 ， 柱平 均 下井 管 时间 ３ ７年 ， ７ ． 的水 井管 柱腐 蚀 。 中注 污水 ． 有 ３３ 其 的有 ９ 次 ， 井 出现腐 蚀 的 只有 ２ 次 ， 蚀 比率 ２ ， 井 腐 ２， ９ ６
１ ８
胜3区块水平井钻井技术认识与总结
胜3区块水平井钻井技术认识与总结娄存涛（胜利油田黄河钻井五公司山东东营２５７０００）摘要：胜3区块是油田上产的重要区块，随着该区块水平井大量部署，施工井面临造斜率大，位移大，定向点浅，水平位移大，防碰井多，水平段携砂困难等难点。
通过采用一系列措施克服了井斜大、位移大、防碰难度大、磨阻大、完井作业困难等难点，对施工区块面临的问题进行了分析。
关键词：胜3区块；大位移磨阻；防碰；三维绕障；热采一、施工技术难点１．井网密度大、防碰井多，周围老井比例大，多口井资料不齐全，增加了钻井防碰难度，部分井要改变方位狗腿度，狗腿大容易超标，加之造斜段狗腿度大（３０°／１００ｍ），增加了润滑防卡难度。
２．在施工过程中，因井斜角和水平位移大，钻具紧贴下井壁运行，与井壁接触面积大，摩擦阻力高，钻井液润滑性能若不好，会造成钻头传压困难，易造成粘附卡钻事故。
滑动钻进时，当井眼轨迹不规则时，很容易发生托压问题，使钻井工作不能正常进行。
水平井长，不少井ＡＢ靶水平段长超过３００ｍ，长水平段造成携砂困难，容易发生砂卡，施工井水平段在油层中钻进，油层易受污染和损害，保护油气层是在施工中不可忽视的问题。
３．定向点在明化镇组，钻井过程中地层造浆快，易造成钻井液粘切高糊小上部井眼，从而造成起下钻遇阻。
上部地层较软，以泥岩为主，泥岩蒙脱石含量高，造浆严重。
整个施工又都在软地层中进行，钻井液长时间浸泡地层，容易发生井眼缩径、井壁垮塌，下钻划出新眼等复杂情况。
进入油层钻遇细砂岩层，钻时快，增斜效果差；４．由于地域限制导致施工井要三围绕障，绕障段长、无穏斜段，一旦井身轨迹跟不上设计要求很容易脱靶。
５．储层下封隔器封隔水层，对井径扩大率要求高；６．该区块井为热采井，采用精密滤砂管顶部注水泥完井，下井附件多、工具尺寸大，工艺复杂。
二、施工技术方案１．工程措施（１）控制井身轨迹满足设计要求，从增斜段开始，采用滑动钻进和复合钻进相结合方式，打完单根上提下划一遍。
胜利海上油田一个复杂完井技术实例
胜利海上油田一个复杂完井技术实例摘要从近几年胜利海上油田实际情况出发，总结两口井的完井情况，介绍筛管顶部尾管注水泥、两段筛管中间用水泥浆充填封隔器等技术，用几种固井工具的合理改造组合，很好地解决了复杂完井方式井的固井问题。
关键词悬挂器；分级箍；封隔器；内管工具；水泥充填；海上油田复合完井方式及选择性尾管注水泥技术：埕北302井是胜利油田在埕北海域布钻的一口海上预探井，设计套管5层，完钻井深4364.95 m，目的层位下古生界、太古界。
根据油藏、地质状况和对下古生界及太古界分层试油、水泥浆不能污染油层段井眼等要求，采用射孔完井和裸眼完井的复合完井方式，用两组膨胀式套管外封隔器加压差式分级箍，配合液压尾管悬挂器，满足了地质及工程需要，为类似井的完井探索出一条新路子。
1）主要工程及地质数据。
埕北302井完钻井深4364.95m。
自上而下钻遇的地层为馆陶组（井深2355m）、东营组（井深2866m）、沙河街组（井深3402m）、中生界（井深3523m）、下古生界（井深4164m）及前震旦系（井深4364m），泥浆密度1.16kg/l，粘度34s。
套管组合为：φ762mm隔水管下深80.66m；φ508mm 表层套管下深450.37m，水泥浆返至井口；φ339.7mm技术套管下深1405.5m，水泥返高500m；φ244.5mm技术套管下深3525.91m，水泥返高1600m。
2）固井完井方案。
油层下φ139.7mm套管，用φ244.5mm×Φ139.7mm液压尾管悬挂器实施悬挂，和上层套管重叠500m，水泥只封固重叠段，φ244.5套管鞋内加一套φ139.7管外膨胀式封隔器，再往上接压差式分级箍实施环空循环，复合胶塞推动分级箍上滑套完成替浆后的循环密封。
φ139.7油层套管下到4150m，以下为裸眼井段。
4120m-4130m采用4套φ139.7mm套管外膨胀式封隔器，实施下古生界与太古界地层的层间卡封。
孤岛油田南区多轮次作业井分析及控制躺井率的对策
相 比． 具有断层发育 ， 构造复杂 ， 储 层在平 面上 连通差 ， 纵 横向变化大 南区是被断层复杂化 的稠油疏松砂岩油藏 ． 主要特点是 断层 多、 的地质特点。因地质条件复杂 ， 导致管理难度大 ， 多轮次作业井多。 从 油层发育差 、 出砂严 重 ， 注聚后 ， 其 产出液携砂能力增 大 ， 聚合物还会 加 大了对防砂屏障 的冲击 ． 使在常规 水驱 历年作 业井分析 可 以看 出 ，南 区多轮次井 主要集 中在 Ｂ ６ ４ 断块 、 Ｎ ｇ 与地层细砂产生胶 结作用 ． 下、 和稠油热采单元。
◇ 能源科技◇
科技 圈向导
２ ０ １ ３ 年第 １ ２ 期
孤岛油田南区多轮次作业井分析及控制躺井率的对策
（ １ ． 胜利油 田孤 岛采油厂 山东 东营
朱 秀 美 郭 风 山 ２ ２ ５ ７ ０ ０ ０ ； ２ ． 孤岛采油厂垦利 区 山东
垦利
２ ５ ７ ５ ０ ０ ）
【 摘 要】 多轮次作 业井指 一个年 度 内作 业超 过 ３次（ 合 ３次） 以上的 油水 井， 措施 井 包括 在 内， 本次躺 井 日期 上推一 年时 间为一个年 度 。孤 岛油 田南区因断层发育 多， 地质条件复 杂 ， 作业难度 大 ， 多轮 次作 业井 多， 本 文就 多轮 次作 业井 系统分析 ， 以提 高经济效益 ， 改善 南区
２ ． 压减多轮次井 ． 控制躺井率的对策 缝、 小洞。 近 几年工艺所 机采室 对此做 了大量工作 ， 针对 不 同的偏磨 井况分别 采取 了下扶正 器 、 双 向保 护接箍 、 抗磨 副等措施 ， 取得 了一 （ １ ） 加大资金投 入 ， 狠抓频繁作业井治理 ； 针对南区轮次井多 的实 定 的效果 ． 但有 的井 治理效 果仍 然 比较差 ． 是 造成躺 井率 高 的一个 际 ． 一 方面 积极 同工艺 所结 合进行 防腐 防偏 磨专 项治理 。 另一方 面
2016年2月工况和躺井分析(胜海)
胜海采油管理区
二、工况分析
（一）目前油井工况情况
合理区 月份 井数 201601 201602 对比 85 86 1 比例 90.4% 91.5% -1.1% 井数 1 4 3 比例 1.1% 4.3% 3.2% 井数 4 1 -3 比例 4.2% 1.1% 3.1% 井数 4 2 2 比例 4.2% 2.1% 2.1% 井数 0 1 1 比例 0% 1.1% 1.1% 漏失区 参数偏大区 参数偏小区 待落实区
2
3 4
XTKD12-X23
XTKD12-X15 XTKD12-X100
参数偏小
参数偏小 参数偏小
70
70 70
6.0
6.0 6.0
1.0
2.0 1.5
28.5
58.5 29.2
2.3
2.6 1.3
92.1
95.6 95.7
1157.8
988.9 1000.7
194
179 47
0
1.4 0
9.6
9.4 9.3
胜海采油管理区
二、工况分析
（三）不合理区工况分析 3、待落实区
序号
1
井号
XTKD12-X31
所在区域
待落实
泵径 mm
70
生产参数 冲程 冲次 m /分 6.0 0.5
日液 t 12.9
日油 t 2.7
含水 % 79.2
泵深 m 1101.5
液面 m 903
套压 Mpa 0
沉没压力 Mpa 1.9
泵效 % 94.9
02.26
参数偏小 70/32 6.0 1.0
21.7
8.9
59.1 1397.2
胜坨油田不同含水期层间干扰规律
收稿 日期 ２０ ｏ １ ； 回 日 ２ ０ ｏ 一 ２ ０ ６一 ４— ４ 改 期 ０ ６一 ６ Ｏ 。 作 者简介 ： 于会利 ， ， 女 工程师 ， ９ １ ４年毕业 于大庆 石油 学院石 油地质 勘查 专业 ， 从事油 田规 划和油 藏研 究工 作。联 系电话 ： ０ ４ ） ９ 现 （５ ６
总厚度 的４ ．９ 产油量增加 １２ １５ ｄ 为卡堵 ３０ ％， ２ ．ｔ ， ／ 前 的 １７ 倍。以胜坨油 田二区沙二段 １ ２砂层组 ．５ —
开发初期层间干扰形式主要是稀油高渗透层 干 扰稠油中低渗透层 。在合采时主要出油层是稀油高 渗透层 ， 而稠油中低渗 透层不能充分发挥作用。例 如胜坨油田三 区胜坨 ３ ０— ７井 ， —１ １ 将沙二段 ｌ ６ 一
于会利 ， 汪卫国 ， 娜 ， 荣 范玉杰
（． １中国石化 股份胜利油 田分公 司 胜利 采油 厂 ， 山东 东 营 ２７５ ； ５０ １ ２ 中国石化胜利石油管理局 井下作业公 司 ， ． 山东 东营 ２７ ７） ５０７ ｒ 摘要 ： 油田为整装 多层砂岩油 藏， 层层 间非均质性严 重， 胜坨 储 在油 田开发的过程 中， 多层合采 势 必造 成层间干扰 ， 影响潜力层的发挥。利用各种 生产资料 、 取心检查井、 测井解释 资料及 精细油藏研 究成果 对不 同开发 阶段 的干扰 形式进行 了 析 ， 分 结果表 明开发初 期主要是稀油高渗透 层干扰稠 油 中低渗 透层 ； 中含水 期主要 是高压 高含 水 层干
５％ 一 ０ ０ ８％的生产 能力被干扰而不能发挥作用 ， 储 量动 用程 度 只有 ５ ％左 右 。 ０
胜坨油田从 １７ 年 １ ９１ 月进人中含水期 ， 注水开
发过程中由于高渗透层 一般吸水 能力强 ， 含水率上 升快 ， 地层压力高 ， 合采时干扰其他层 。卡堵改层统 计资料表明， 中含水期层 间干扰普遍存在 ， 其主要形 式为高压高含水层干扰 中低压含水层 ， 且干扰层含 水率与被干扰层含水率相差越多干扰越严重 ， 干扰 系数也越大 。根据中含水期末（９ ８ １ 月） Ｊ １７ 年 ２ 胜 坨油田 １２口井 的卡堵改层资料统计 ，２口可对 比 ５ ６ 井 的高压高含水层进行卡堵后 ， 含水率 由 ７ ． ％下 ４１ 降到 ５ ． ％， １９ 卡堵高含水层厚度 为 ４ １ 占卡堵井 ０ ｍ，
2011躺井分析
沉没度
沉没度
15
20
25
石油开发中心胜海管理区
躺井原因分析——杆断 断杆井特点： （1）重复断杆明显；X47断杆3次，X8、X35、X42、X44、 X46断杆2次 （2）以中浅部断杆为主；平均断杆深度420米。 （3）断杆井沉没度较低，平均沉没度290.3米。 （4）本体断为主；共19井次 （5）连续生产时间较长，平均1458天。
石油开发中心胜海管理区
本区块地层液矿化度较高，原井泵生产时间较长，（平 均生产1408天），含水较高，（平均含水74.5%）；浸泡在高 矿化度的油井产出液中，被油井产出液冲刷，凡尔或泵本体 在冲刷腐蚀作用下易造成泵漏。
下步将逐步更换原井抽油泵。
石油开发中心胜海管理区
躺井原因分析——出砂
出砂井4口，防砂后平均生产1207天。
胜海管理区2011年躺井分析
胜海管理区
汇报提纲
KD12区块油藏地质概况 2011年躺井数据统计
抽油机井躺井原因分析
磁悬浮泵井躺井原因分析
下步措施
石油开发中心胜海管理区
一、
KD12区块油藏地质概况
1、地质概况
垦东12井区位于新滩油 田东部的海陆过渡带，其中 大部分位于0～10m水深海域 内。构造上位于垦东凸起东 部斜坡带。垦东12井区主力 油层为馆陶组和明化镇组。 含油面积7.7 Km2，石油地 质储量1759×104t。
垦东12-斜18井粘温曲线
粘度（mPa.s） 1000000
100000
10000
1000
100
10
1 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 温度（℃）
石油开发中心胜海管理区
孤岛地区井控工作浅析
液设计 比重在 １ ． ４ ０ ｃ ｍ］ 左右 。（ ２ ） 孤 岛地 区井网密集 ， 邻井 得少于两个循环周方可起钻作业 ， 专人观察井 口， 保证灌入泥
注 水 情 况 复杂 ， 地 层 连 通 行 好 。施 工 中 易 出现 邻 井 注 采影 响 ， 浆量和起出的钻具体积相当。每次起钻前必须搞好短起下测
导致井 涌、 井漏及 其它 复杂情况 。（ ３ ） 孤北 １ 区平原组 、 明化 后效， 禁止起钻“ 拔活塞” ， 特别是油气层井段， 防止诱发井喷。 镇组有 不同埋深浅气层， 井深 ３ ２ ０ ｍ、 ４ ９ ０ ｍ、 ８ ０ ０ ． ９ ０ ０ ｍ左右 。
难度大 。
必须控 制油气水上窜速度在 １ ５ ｍ／ ｈ以内， 方可进行 电测作业 。 ３ ． ２强化 井控现场管理在 岗位 的落实 井控管理重点在基层， 关键在班组 ， 要害在 岗位 。管理落 实不到岗位就是空谈。（ １ ） 每 口井开钻前 ， 公司的井控监督到 现场实地查看准备施钻井周围的注水井、 注气井、 采油井的动
系馆陶组疏松砂岩为储层的大型披覆背斜构造整装稠油油藏。 钻具结构下入 内防喷工具 ，以保证钻进安全。严格按标准对
上部地层构造简单， 地层平缓 ， 地层倾角 １ 。 左右 。孤岛地 区浅 所 有 管 汇 、 管线 、 闸 门试 压 。进 入 雨 季注 意道 路 情 况 ， 在 土 路 井大都是以开发馆陶组油田为主 ， 平均垂直井深在 １ １ ０ ０ ． １ ４ ０ ０ ｍ 较长道路不通 畅的情况下 ， 严禁钻开油气层 。防喷演习熟练，
基于油井工况分析提高单井管理和措施效果
基于油井工况分析提高单井管理和措施效果作者：谷丽娜于惠群郗霞齐红英王庆芬来源：《科学与财富》2017年第09期摘要：常用的油井工况图版主要为流压-泵效工况图版、泵入口压力-泵效工况图版。
两种图版虽相似，反映的都是对泵效的影响及其问的关系，工况分析是制定单井管理措施的切入点，是提高单井管理和措施整体效果的基础，是对油井生产状况进行综合分析判断的一种方法和手段。
关键词：工况管理；油井生产；工况图版；参数调整；分区治理开展工况管理，目的是反映油井生产工况的分布情况，为开发生产及管理措施调整傲指导，提高工作效率，增强针对性，确保正常生产井能够持续高效生产、及时发现异常井（即工况不合理井）并制定相应治理措施、对潜力井制定有效的调整和挖潜措施提高生产能力、做好躺井管理和单井系统效率工作的重要环节实现油井的长效高效生产，另外也是提高技术员业务能力的一种途径。
本文就开展油井工况管理工作中，进行参数调整、工况改善时现场常用方法进行了阐述，以对现场生产起到指导作用。
1常用工况图版（1）工况图版分类。
①流压-泵效工况图版。
考虑油层供液能力和生产压差，为油井工况。
泵入口压力-泵效工况图版。
仅考虑沉没度（或折算沉没度）。
为井筒工况。
③流/饱压力比一泵效工况圈版。
考虑伴生气的问题，但因现场饱和压力数据不全，一般不采用。
（2）常用图版的差异。
常用的工况图版主要为流压-泵效工况图版、泵入口压力-泵效工况图版。
两种图版虽相似，反映的都是对泵效的影响及其问的关系，但都没有考虑实际单井液量大小。
流压-泵效图版反映的是油井工况，由流压来判断生产压差和油层供液能力，更符合开发要求和渗流理论。
大泵井占比例小的开发单元推荐使用。
泵入口压力-泵效图版反映的是井筒工况，是由沉没度（或折算沉没度）来判断井筒提升能力，更有助于杆泵组合和泵挂深度的设计。
大泵井占比例大的开发单元推荐使用。
另外，两种图版的差异性还表现在结果上。
比如，某口井流压较高，泵效也较高时，在流压-泵效图版上可能属于潜力区，但如果该井泵挂较浅，在泵入口压力-泵效图版上则可能会藩入合理区或待落实区。
浅海油田试油、完井技术及应用效果分析
浅海油田试油、完井技术及应用效果分析丁宝胜（中石化胜利石油工程有限公司井下作业公司海洋试修工程部山东·东营257077）摘要对胜利埕岛浅海油田试油、完井工艺技术进行了较系统和全面的介绍，并简单分析了各类技术的适用范围和自身应用的优缺点，对胜利浅海油田其它的配套工艺技术也做了一个简单的统计和介绍。
关键词浅海试油完井中图分类号：TE257文献标识码：A1胜利浅海油田勘探试油技术1.1技术构成浅海钻井平台原钻机试油测试技术系列由中途测试评价、射孔——地层测试评价——多种排液求产连作技术、三相分离器量油测气工艺、电缆桥塞封闭油层上返试油工艺、自上而下分层试油方法等工艺构成。
1.1.1中途测试评价为了快速获取地层参数资料，节省勘探成本，在钻遇到有显示的地层或目的层时，在测试层未下套管时，下测试工具进行测试获取地层产能、液性、压力等资料。
它分为裸眼内尾管支撑测试和套管悬挂测试。
1.1.2射孔——地层测试评价——多种排液求产连作技术为满足长时间连续产能测试和保护油气层的要求，在以往测试联作技术的基础上，对试油测试管串进行了改进，进一步发展为射孔、测试与排液求产技术的联作，射孔、测试、排液三项工序所需管串工具一次下井联作完成，即射孔一测试一排液求产三联作技术。
实际上，带排液泵三联作技术均能实现自喷排液，有些井经过泵排排出一定压井液后能实现自喷，停泵就可以转为自喷排液。
螺杆泵三连作适应于地层供液能力强但压力不高的试油井，水力泵三联作一般适应于地层供液能力差、压力高的试油井。
1.1.3三相分离器量油测气工艺浅海试油的地面流程以安装在钻井平台(或试油驳船-胜利618)上的水套炉、三相分离器和配备蒸汽加热系统的标准计量罐为主。
油气流自井口油嘴流入。
水套炉加热后,经三相分离器,进入标准计量罐。
三相分离器将油气水三相分离,并分别计量,天然气经燃烧臂烧掉,油和水分别进入计量罐,最后再以计量罐的计量加以校正。
这样可以减少计量误差,提高试油资料的准确性和可信度,保证了试油质量。
躺井原因分析PPT课件
典型井曲线
罗35-斜15单井曲线
118-199 128
杆 偏 磨
在
回光
访 洗 井
杆 不 去 下
作
业
根 脱 扣 ，
队
杆
卡
第13页/共21页
检
管
泵
漏
更 换全部Fra bibliotek油管
典型井曲线
义112-9单井曲线
活
油 管 漏 ， 换 新 油 管
塞 上 凡 尔 罩 下 部 脱 扣
义3-11-2单井曲线
杆
占统计井次的18.5％；抽油泵漏失造成多伦次作业是19井次，占统计
井次的23.2％；活塞上下凡尔罩断造成多伦次作业是8井次，占统计井
次的9.2％；由于杆卡问题造成多伦次作业的有3井次，占统计井次的
3.7%。
8
3
杆断脱
29
管漏
泵漏
19
凡尔罩断脱
15
杆卡
从以上统计分析中可以看出，抽 油杆因偏磨造成断脱、油管裂缝漏失 及活塞泵工具问题是造成我矿油井多 轮次作业的最主要原因。
杆下
泵挂深度 >=1700m
斜井 水平 井
其他
入的 井数
三矿 79 1 20 58 1 43 4 32 79
一是抽油杆断脱问题，占检 泵井次的35.1%。而抽油杆断脱的 主要原因就是偏磨造成的。渤南油 田油井抽油泵下入深度较深，偏磨 井段较长，虽然近几年我们与工艺 所结合对部分油井进行了偏磨治理 （下偏磨杆、下防偏磨接箍），我 们自己也根据油井前几次作业跟踪 的情况，方案设计时尽量避开偏磨 井段，实施了泵降级、上提泵挂和 参数优化等措施，但周期一长还是 出现抽油杆被磨坏的现象。
油藏不同开发阶段储集层测井曲线变化特征_以胜坨油田胜二区沙二1_2小层为例
第 28 卷
第 1期
OI L & GA S GEOLOGY
2007 年 2 月
文章编号 : 0253- 9985( 2007) 01- 0077- 06
油藏不同开发阶段储集层测井曲线变化特征
以胜坨油田胜二区沙二 1 小层为例
赵红兵
( 中国石油化 工股份有限公司 胜利油田有限公司 胜利采油厂 , 山东 东营 257051) 摘要 : 胜坨油田胜二区沙二 12 小层油藏经历了近 42 年的高效注水开发 , 造成对反映和记录地下储层真实性变化特征的测 井曲线发生相应的变化 。 根据对子井原理 , 采用了新 、 老井叠合对比法和岩心刻度测井方 法 。通过 研究认为 , 沙二 12 小层 油藏经历较长时间的开采后 , 电阻率测井曲线变化有随注入水 的注入 呈持续 下降和 先降后 升两种类 型 , 声波时 差测井曲 线呈现一直增大的趋势 , 自 然电位曲线随着油藏不同开发阶段出现基线漂移 、 幅 度差变小 , 微电极 测井曲线幅 度和幅度差 相对变小 。 关键词 : 叠合对比 ; 声波时差测井 ; 电 法测井 ; 地层水 ; 油田开发 ; 胜坨油田 中图分类号 : T E341 文献标识码 : A 2
2 2
发生着相应的变化。 3 1 电阻率 按注入水与地层水含盐量或电阻率的相对大 小 , 可将 注入水 分为 淡水 ( R w j /R w # 10) 、 地 层水 ( 1∃ R w j /R w < 5 ) 和 污水 ( 1 < R w j /R w < 10 ), 其中 Rw j和 R w 分别为注入水和地层水的电阻率。含盐 量和电阻率不同的注入水 , 在不同的注水期产生 的水淹层电阻率变化是不同的。现在用 Archie 公 式来讨论水淹层电阻率 R t 的变化: Rt = 式中 : S w 和 度; R wz abR w z m n Sw ( 1)
平台附近海底管道不挖沟的次生问题及解决办法
平台附近海底管道不挖沟的次生问题及解决办法
邵怀海
【期刊名称】《石油和化工设备》
【年(卷),期】2013(16)10
【摘要】胜利埕岛油田海底管道在平台附近，由于受到条件限制埋设困难，而管道路由中通常设计要求后挖沟埋设到一定深度，在挖沟与不挖沟的过渡段之间管道高度差造成管道产生较大的残余应力。
本文分析了这种残余应力的影响，提出了降低残余应力的方法。
【总页数】4页(P38-41)
【作者】邵怀海
【作者单位】胜利油田胜利勘察设计研究院有限公司，山东东营257026
【正文语种】中文
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世界海洋石油海底完井系统发展近况评析
世界海洋石油海底完井系统发展近况评析
廖谟圣
【期刊名称】《中国海洋平台》
【年(卷),期】1995(000)005
【摘要】根据最新世界海洋石油海底完井作业者公司的海底完井数、工作水深分布、海底采油树安装的类型、海底完井设备的服务类型、海底采油树及其控制系统的制造商分布等数据,评述和分析了它们的发展趋势。
【总页数】5页(P6-9,4)
【作者】廖谟圣
【作者单位】上海石油天然气总公司 200335
【正文语种】中文
【中图分类】TE953
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3.29
17.32 5.36 5.48 76.92 3 1.87
9.1
9.9 8 7.3 4.3 6.3 3.5 9.1
沉没度大
液量低、电量大 作业新开，核实液面数据 沉没度大 液量低、载荷重、电量大 沉没度大 沉没度大 液量低、电量大
XTKD12-4-X9 30 99.74 619 XTKD12-X24 XTKD12-X57 XTKD12-X65 XTKD12-X7
10.01
参数 70.0 6.0 1.0 偏大
2.6
0.2
93.0 1296.7 1217 0.0
2 3
10.01
合理 70.0 5.1 2.0 33.8 11.0 区 合理 70.0 5.3 2.0 41.7 41.7 区
67.6 822.20 166
0.8
6.9
79.9 是
XTKD12-P10
10.01
胜海采油管理区
汇 报 提 纲
一、指标情况 二、工况分析
三、躺井分析
四、系统效率分析
五、四化应用分析
六、下步工作
胜海采油管理区
四、系统效率分析
10月份112口抽油机井，本次分析对机采效率在10%以下的油井进行梳理。
生 产 生产 动液 套压 时 时率 面 间
天
1
序 号
回压
泵深
沉没度
井号
月产 液量
含水
五、四化应用分析
六、下步工作
胜海采油管理区
三、躺井分析
（一）年度躺井统计
2017年10月躺井3口，月度躺井率2.5%，同期对比上升0.2%，年度躺井率1.94%，年度 躺井25口，对比增加2口。
胜海采油管理区
三、躺井分析
（二）10月躺井情况统计
生产时间 （天）
2060 267 143
序号 1 2 3
3、检泵周期
检泵周期955天。
胜海采油管理区
长寿井 工况合理率
一、指标情况
4、工况合理率
月度平均工况合理率97.9%，主要受KD12X65，KD12-4-X9参数偏大影响。
5、长寿井数
长寿井数51口，KD12-X24检泵。
胜海采油管理区
汇 报 提 纲
一、指标情况 二、工况分析
三、躺井分析
四、系统效率分析
2
3 4 5 6 7 8 9
31
100
250
2
0 0 1.1 0 0.3 1.23 0
0.64
0.69 0.48 0.61 0.35 0.29 0.22 0.21
855.45
698.8 851.56 703.94 1296.7 756.24 651.74 827.75
605.45
79.8 736.56 504.94 87.7 684.24 523.74 82.75
87.3 604.85 181
0.7
4.8
90.2 是
胜海采油管理区
二、工况分析
（三）10月不合理区工况分析及调整10.31
目前工况情况 沉没压 力 取值日期：2017.10.31
生产参数
所在区 冲 泵径 冲次 域 程
日液
日油
含水
泵深
液面
套压
泵效
序号
井号
措施安排 t t % m m Mpa Mpa %
1189
130 904 819 85 1504 1606 139
90.9
88.5 87.1 95.5 95.3 93.9 90.7 90.6
38.35
4.2 32.38 26.42 2.74 48.52 51.81 4.51
1163
166 2061 921 657 1453 386 690
3908
2252 4846 4489 6538 4512 3011 3096
胜海采油管理区
三、躺井分析
正常功图
泵漏功图
功图叠加对比
目前功图
胜海采油管理区
三、躺井分析
检泵查：查泵固定凡尔罩有严重腐蚀有1个10mm*124mm的孔洞。本次作 业更换新管、新70三柱塞阀式斜井抽油泵、新杆。
胜海采油管理区
三、躺井分析
2、XTKD12-X17基本情况：该井2017.02.09水力喷砂射孔、泡沫混排、拔绕
2017年7-10月工况和躺井分析
胜海采油管理区 二零一七年十一月
汇 报 提 纲
一、指标情况 二、工况分析
三、躺井分析
四、系统效率分析
五、四化应用分析
六、下步工作
胜海采油管理区
综合利用率
一、指标情况
10月份采油管理指标统计表
总井数 开井数 生产时 油井利 综合利用 平均泵 平均泵 平均液 平均沉 (口) (口) 率% 用率% 率% 效% 深(m) 面(m) 没度(m) 201709 162 122 98.8 97.6 96.4 71.6 997.0 644 353.0 201710 162 122 98.6 98.4 97.0 71.9 993.8 649 344.8 0 0 -0.2 0.8 0.6 0.3 -3.2 5 -8.2 对比 月份 检泵周 长寿井 期(天) (口) 940.0 52 955.0 51 15.0 -1
1、综合利用率
油井利用率（98.4）：1、KD12-4-X12封堵；2、 KD701X1作业等开工。 生产时率（98.6）：1、本月作业维护占井3井 次KD12-X17、KD12-X24、KD701-X40。
胜海采油管理区
躺井率 检泵周期
一、指标情况
2、躺井率
本月躺井率2.5%，抽油机井3口KD12-X17、 KD12-X24、KD701-X40。
井号 XTKD12-X24 XTKD12-X17 XTKD701-X40
躺井类型 泵漏 管漏 杆断
上次开井日期 2012.02.28 2017.02.09 2017.05.27
躺井日期 2017.10.19 2017.10.27 2017.10.16
开井日期 2017.10.22 2017.10.30
正常功图
杆断功图
恢复功图
胜海采油管理区
五、四化应用分析
09.13通过指挥系统功图对比及时发现KD12-X49碰泵及时调整防冲距，保障了油井正常 生产。
碰泵功图
恢复功图
胜海采油管理区
汇 报 提 纲
一、指标情况 二、工况分析
三、躺井分析
四、系统效率分析
五、四化应用分析
六、下步工作
胜海采油管理区
六、下步工作
生产参数57*1338.95*6.0*1.8，正常生产时日液39t，日油1.2t，含水96%左右,液面 248m，泵效92%，10.16该井杆卡停井，洗井三车无效， 2017.10.24 检泵作业。生 产时间143天。
胜海采油管理区
三、躺井分析
检泵查：经查D57mm杆式泵公扣与连续杆连接母扣偏磨严重，脱扣。 目前功图 功图叠加对比 探砂面748m ，目前等作业，生产143天。
备注
mm
m
/分 该井供液较差，载荷大，与技术 室结合，掺水运行，冲次1.0，维 持目前制度，跟踪观察
1
XTKD12- 参数偏 70.0 6.0 1.0 X65 大
4.4
0.3
93.7
1296.7 1209.0
0.0
0.9
16.7
胜海采油管理区
汇 报 提 纲
一、指标情况 二、工况分析
三、躺井分析
四、系统效率分析
胜海采油管理区
六、下步工作
四化运行方面： 1、继续深化“四化”指挥系统平台，基于生产数据的趋势变化、阈值 等多种方式的条件组合，将相似工况进行细分，提高报警准确率，提升四 化运行及生产技术指标。 2、继续大力开展“四化”专题培训。实现“一岗多能”，将“四化” 综合运行模式与现场管理充分结合，实现人力资源优化。 3、继续摸索“四化”运行方式，及生产指挥系统的相关功能组块，实
五、四化应用分析
六、下步工作
胜海采油管理区
二、工况分析
（一）油井工况对比情况
合理区 月份 井数 （口） 20170930 20171031 对比 107 111 4 比例 （%） 97.3 99.1 1.8 井数 （口） 0 0 0 比例 （%） 0 0 0 井数 （口） 1 1 0 比例 （%） 0.9 0.9 0 井数 （口） 0 0 0 比例 （%） 0 0 0 井数 （口） 2 0 -2 比例 （%） 1.8 0 -1.8 漏失区 参数偏大区 参数偏小区 待落实区
胜海采油管理区
汇 报 提 纲
一、指标情况 二、工况分析
三、躺井分析
四、系统效率分析
五、四化应用分析
六、下步工作
胜海采油管理区
五、四化应用分析
9月杆断井4口，通过指挥系统预警报警及时发现并捞杆恢复，减少了停井时间，保障了 开井时率和生产效率。
正常功图
杆断功图
恢复功图
胜海采油管理区
五、四化应用分析
现生产运行闭环管理，精简运行环节，优化整个生产运行管理流程，实现
10月共躺井3口，躺井率2.5%，平均生产天数823天，长寿井（大于730天）1口， 一般井（90-730天）2口，短命井（0-90天）0口。
胜海采油管理区
三、躺井分析
1、XTKD12-X24基本情况：该井2012.02.28封堵、补孔、防砂、下偏置泵开
井，生产参数70/32*863.9*6.0*1.8，正常生产时日液42t，日油6t，含水86%左右, 液面313m，10月份该井液量逐渐下降至3.9t，现场憋压：结合功图判断管漏5min涨到 4Mpa，上行涨下行降，10min降至0.6Mpa，2017.10.18 检泵作业。生产时间2060 天。