【文档说明】湛江分公司油气田开发生产面临的采油工艺问题课件.ppt，共(31)页，2.007 MB，由小橙橙上传

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湛江分公司油气田开发生产面临的采油工艺问题中海石油（中国）有限公司湛江分公司2汇报提纲开发生产概况开发生产特点开发生产面临的主要采油工艺问题结束语3开发生产概况—油气田概况油气田总体分布图在生产：WZ11-4DWZ11-4WZ12-1WZ6-1WZ11-1WZ11-4NW

EN13-1WEN13-2WEN19-1WEN15-1WEN14-3WEN8-3DF1-1YC13-114个在建设：WZ11-1NLD22-1LD15-13个4开发生产概况—历年产量湛江分公司历年产量统计图02004006008001,0001,2001

9861987198819891990199119921993199419951996199719981999200020012002200320042005200620072008油当量（万方）气油5开发生产

概况—产量规划油气当量468.8495.1509.0520.5694.0762.7803.0856.5841.9850.4852.4908.3599.6849.4816.0826.0749.4950.41205.31252.31353.61446.31520.11602.10.0500.01000

.01500.02000.02500.03000.0200920102011201220132014201520162017201820192020年份年产能，万方气油湛江分公司产能规划图6开发生产概况—井数油气

田名称总井数合合开井关井合开关(口)计小计自喷非自喷小计自喷非自喷计(口)(口)计井井涠洲11-4D159000909211413涠洲11-437352502510010000220涠洲12-14130245196240001191涠洲6-133

000330000000涠洲11-1107440321000312涠洲11-4N66642000000000文昌13-1121212012000000000文昌13-2181818018000000000文昌19-1121212012000000000文昌15-17770700000000

0文昌14-333303000000000文昌8-344440000000000崖城13-11100000001192000东方1-128000000028280000合计2071461151798317244138320136开井关井采油井采气井注入井7开发生产概况—日产状态日

产曲线8汇报提纲开发生产概况开发生产特点开发生产面临的主要采油工艺问题结束语9开发生产特点—开发方式多样开发方式类型油气田注水开发涠洲12-1中块3井区涠三段、中块4井区、北块；涠洲11-1油田；涠洲11-4d油田注气开发涠洲12-1中块3井区涠四段天然

能量涠洲11-4、11-4N、6-1；文昌、东方及崖城10开发生产特点—完井方式多样油气井类型完井方式套管射孔射孔后砾石充填裸眼防砂筛管裸眼砾石充填割缝衬管定向井水平井11开发生产特点—举升方式多样举升方式类型油气田机械（电潜泵）涠洲11-4、12-1、11-4N、新、老文昌油田自喷涠洲1

1-1；涠洲11-4N油田、东方及崖城气举涠洲6-1、涠洲11-4d油田12汇报提纲开发生产概况开发生产特点开发生产面临的主要采油工艺问题结束语13问题一：高含水井控水稳油含水阶段油田气名称含水率（%）特高含水涠洲11-492.6文昌13-170.7文昌

13-269.2涠洲12-161.1中含水文昌15-122.4文昌19-116.9涠洲11-16.4涠洲11-4N0.5文昌14-30.5文昌8-30.5无水低含水高含水湛江分公司油井含水分类情况图特

高含水期37口25%高含水期34口23%中含水期17口12%低含水期18口12%无水期40口28%湛江分公司油田含水分类表14问题二：注水水窜B0590％30％15问题三：低压井修井储层保护湛江分公司低压油田压力系数统计表油气田区块目前地层压力系数涠洲12-1油田南块0

.60～0.88中块3井区0.55～1.04中块4井区0.91～1.00北块0.73～1.10涠洲11-4D油田中块7井区0.86～0.89中块西区0.45～0.74南块7C-18井区0.61南块1-8井区0.56～0.77南块14B井区0.27南块6井区0.47东方1-1气

田0.71～0.91崖城13-1气田0.36～0.3816问题四：污染井解堵B2W2Ⅳ井筒结垢,井壁阻塞B11W2Ⅴ井筒或井壁堵塞B12W2Ⅳ,W2Ⅴ井筒或井壁堵塞A4W3ⅥG储层污染W3Ⅶ储层污染,

地层低压W3Ⅳ储层污染,地层低压B17W3Ⅵ、W3Ⅶ、W3Ⅷ污染无产出B22W3Ⅶ、W3Ⅷ污染无产出B25W3Ⅷ、W4Ⅰ污染无产出B23W3Ⅲ、W3Ⅴ污染B24W3Ⅲ、W3Ⅳ、W3Ⅵ、W3Ⅶ、W3Ⅷ污染A1L3Ⅱ+Ⅲ地层物性相对较差，加之受到外来液污

染A5L3Ⅲ钻完井液污染，物性相对较差A4SaL3Ⅲ储层物性差，钻完井液污染A9注水井L3Ⅲ储层物性差，钻完井液污染井别注水井涠洲油田低产井统计表层位油田井号低产原因A18采油井采油井涠洲12-1涠洲11-1

17问题五：油井结垢南块中块北块4井区3井区结垢结垢不结垢W12-1油田中块、北块井结垢18问题五：油井结垢W12-1油田中块WZ12-1-A6WZ12-1-A5WZ12-1-A1WZ12-1-A219问题五：油井结垢W12-1油田北块WZ12-1-B9WZ

12-1-B15WZ12-1-B10WZ12-1-B320问题六：油井结蜡W12-1N油田的部分低产油井，由于本身原油含蜡量高（10.2~22.3%），凝固点平均29℃。由于油井产量低（平均低于30方/天，有的产

出非常少），井口流动少，造成井口温度低，一般都小于29度，故低产井有结蜡现象。B1B21B1821问题七：井下电泵腐蚀井号厂家规格型号编号出厂日期下泵时间停机时间运转天数断裂位置（见附图）落井机组长度电机＋保护器＋断裂吸入口的长度、外径、深度A1天津400

/1500GN3100H40602004.112005.03.292005.12.03271在吸入口上端磨出口子A15天津300/1500OG250021902002.052003.01.042006.04.181199在吸入口上端磨出口子A13天津300

/1500OG2500220102002.052003.03.202005.12.13993在吸入口上端磨断139.3+3.45+0.25(实探落鱼在2489.71m7"套管内)A14天津200/1500

OG1600H40112004.032005.10.162006.08.11265在吸入口处磨断9.215.82+3.14+0.25(估计落鱼在2356m9-5/8"套管内)A16b天津200/800ON2000210922002

.012002.11.142006.07.111344在吸入口处磨断5.823.72+1.9+0.2(估计落鱼在1540～3050m7"套管内)A16b天津200/1500OG1600H31312003.0920

06.07.232008.11.23853在吸入口处磨断9.145.8+3.14+0.2(估计落鱼在1540～3050m7"套管内)外径尺寸都为138mm（540型）没有落井涠洲12-1油田井下电泵腐蚀情况统计表22问题七：井下电泵腐蚀W1

2-1-A1井电泵分离器腐蚀照片W12-1-A15井电泵分离器腐蚀照片23问题七：井下电泵腐蚀电泵机组从吸入口处腐蚀断落照片W12-1-A13井W12-1-A14井24问题七：井下电泵腐蚀W12-1-A16井电泵

机组从吸入口处腐蚀断落照片25问题八：小排量电泵井取资料WZ12-1-B1/B2/B21等1油田：作业平台:w12-1N作业平台:B2332.86m232井号：B21井别:生产井43现场管柱设计：孙桂宝5

23现场审核：范远洪76日期：2006-12-21最大井斜:824序号工具描述最大外径(mm)最小内径(mm)长度(m)深度(m)913.700111"油管挂+双公279.475.00.67014.3701023-1/2"9.2#FOX13Cr油

管1根88.976.09.67424.0443变扣接头3-1/2"FOXBxEUP98.076.00.22024.26443-1/2"9.3#EUE油管12根88.976.0114.339138.6035变扣接头3-

1/2"FOXBxEUP98.076.00.232138.835256威德福OptimaxTM2.81"井下安全阀（3-1/2"FoxB×P）+3-1/2"FOX油管短节131.171.53.124141.9597变扣接头3-1/2"

FOXB*EUEP98.076.00.193142.15283-1/2"9.3#EUE13Cr油管2根88.976.019.024161.176121114131615103-1/2"9.3#EUE油管191根88.976.01779.3031945.1231711威德福2

.75"RIV滑套（3-1/2"FoxB×P)+3-1/2"EUE油管短节110.6069.854.2191949.34218123-1/2"9.3#EUE油管4根88.976.037.8561987.19819

13泄油阀98.975.80.1601987.358143-1/2"9.3#EUE油管1根88.976.09.2481996.6062015单流阀3-1/2"EUE115.00.1601996.7662116泵出口98.00.1601996.9262217P387OD330

泵50m3/1500m98.36.8702003.79618S387分离器98.30.7002004.49619PRR387MBL-2保护器98.31.6302006.51620M456UT电机115.85.71

02011.83621PSI115.80.9802012.816A22导流罩(本体长6.88米)139.0128.00.0002012.816B23安全阀/放气阀液控管线24放气阀及电缆密封25150度动力电缆2626

钢丝导向头顶深144.7875.573134.17327277"FHL封隔器154.3876.003140.853282.75"滑套(3-1/2"FOX)110.6469.853173.46528292.75"XN工作筒(FOX)99.00

67.053212.000302930封堵管柱管鞋99.0062.003231.3003131落井射孔管柱顶深（机械释放装置）93.0049.203250.600A7"套管悬挂2214.000B9-5/8"套管鞋2232.860C人工井底3484.340CW12-1B平台修井机补心高13.7米注:

以修井机转盘面为基准NH4转盘面比W12-1N修井机转盘面高8.45米215.774.54.644165.820涠12-1-B21井电泵生产管柱9-5/8"47#13Cr套管深:7"29#13Cr尾管深:2214.86-3519.87m射孔深度:2900.0～2917.5m(

修井)；3256.7～3453.3m(完井)42.240/3217.17m99-5/8"双管封隔器+3-1/2"EUE油管短节26问题九：排水采气崖城13-1气田A7、A12已水淹停喷，目前还有4口气井A13、A5、A2、A14水气比上升，CL-增加，凝析水将越来越多，随着地层压力下降，7”油管

携液能力下降，井筒积液可能性越来越大。A13A14A2A12A7A51101001000100001000001998年12月1999年12月2000年12月2001年12月2002年12月2003年12月2004年12月2005年12月2006年1

2月2007年12月2008年12月2009年12月日期氯根含量PPMA1A2A3A4A5A6A7A8A12A13A14崖城13-1气田氯根含量曲线010002000300040005000020000040

000060000080000010000001200000Gp（mmbcf）Pwh（40mmbcf/d）psig北块A13A14崖城13-1气田井口压降曲线27问题九：排水采气东方1-1气田部分气井产能较低(E3hb、A3h、A5h），其中E3hb、A3h

井已几次出现积液停喷。010203040DF1-1-A03691215PWH,MPa东方1-1A3h井生产曲线0102030Choke,mmTp,hours00.10.20.3Mar-06Jun-06Oct-06Feb-07Jun

-07Oct-07Feb-08Jun-08Oct-08Feb-09Jun-09WGR,方/万方OGR,方/万方0102030DF1-1-E03B5791113Pf,MPaPWH,MPa东方1-1E3hb井生产曲线

0612182430Choke,mmTp,hours00.060.120.180.240.3Jul-04Oct-04Feb-05Jun-05Oct-05Feb-06Jun-06Oct-06Feb-07Jun-07Oct-07Feb-08Jun-08Oct-08Feb-0

9Jun-09Oct-09WGR,方/万方OGR,方/万方28问题十：低滲储层开发油田层位储量级别埋藏深度含油面积油层厚度孔隙度渗透率地质储量储量丰度储量百分比测试产量比采油指数原油比重备注mkm2m%md104m3104m3/km2%m3/dm3/(d.Mpa.m)南块W4Ⅰ控制26401.8

55.80162792508.8434.000.650.84南块W4Ⅲ控制28005.9010.3016665699612.5310.600.85地层液体未到达地面，产量折算得出文昌13-1ZJ14U探明1

2115.803.302485188328.9974.74.20.79ZJ1-1L探明9941.804.9027531861038.12138.914.80.811ZJ1-3U探明11234.007.302558209529.128.871.60

.802平均3.96.321.657.8248.866.89.553.45.30.819合计1244.2涠洲12-1文昌13-2现有设施控制下的低渗油藏情况统计表104m3104m3104m3104m3涠洲6-8

中块E2L186.64300.03109.16495.83涠洲11－7E2L1、L32297.241030.4889.234216.87涠洲6-8北块E2L3399.48239.24271.59910.31

涠洲11-2E2L1、L3904.76922.19928.562755.51文昌13-6N1ZJ1945.54190.99341170.53合计4633.662682.852232.549549.05预测合

计尚未开发低渗油田原油统计表油气田层位探明控制油田层位储量级别埋藏深度含油面积油层厚度孔隙度渗透率地质储量储量丰度储量百分比测试产量比采油指数原油比重备注mkm2m%md104m3104m3/km2%m3/dm3/(d.Mpa.m)南块W4Ⅰ控制26401.855.801627925

08.8434.000.650.84南块W4Ⅲ控制28005.9010.3016665699612.5310.600.85地层液体未到达地面，产量折算得出文昌13-1ZJ14U探明12115.803.302485188328.9974.74.20.79ZJ1-1L探明9941.

804.9027531861038.12138.914.80.811ZJ1-3U探明11234.007.302558209529.128.871.60.802平均3.96.321.657.8248.866.89.553.45.30.819合计1244.2

涠洲12-1文昌13-2现有设施控制下的低渗油藏情况统计表29汇报提纲开发生产概况开发生产特点开发生产面临的主要采油工艺问题结束语30结束语尽管我们在油气田开发生产中面临的采油工艺方面的问题较多，但我们相信“办法总比问题多”。希望在

座的各位专家能够积极为我们献计献策，在此先行表示感谢！！