稠油水平井范文
稠油水平井范文（精选9篇）
稠油水平井 第1篇
1 油藏基本概况
W块开发目的层为沙一+二油层, 油层埋深为1300m~1420m, 油层平均有效厚度为7.2m, 平均孔隙度为27.4%, 平均渗透率为1480.510-3μm2, 50℃地面脱气原油黏度为2.8~13.8104m Pas, 属于深层薄层状特超稠油油藏。该块自2005年投产, 采用150m井距水平井蒸汽吞吐开发。
2 水平井蒸汽吞吐生产规律
通过对水平井吞吐生产数据统计, 得出水平井蒸汽吞吐具有以下规律:
2.1 周期产油量及油汽比呈指数递减。
水平井蒸汽吞吐周期产油量和油汽比规律相同, 逐周期递减。周期产油量由第一周期2462t递减至第五周期1208t;周期油气比由第一周期0.86降至第五周期0.33。
2.2 周期生产时间及回采水率先升高后降低。
周期生产时间与回采水率变化呈先增加后降低的抛物线型。周期生产时间最高值可达210天, 随后递减至第五周期157天;回采水率最高值为94.4%, 随后第五周期降至49.6%。
2.3 油层压力不断降低。
根据压力资料统计, W块地层压力逐年降低。投产初期实测地层压力为13.52Mpa, 至2014年, 油层中部静压为8Mpa。
2.4 周期内生产特点。
水平井吞吐生产第二个月日产油量达到高峰值, 随着周期轮次的增加, 产量峰值呈现逐周期降低的趋势;第一周期日产递减快, 且生产时间较短, 第二周期生产时间变长, 四五周期维持中低产期时间较长。
3 水平井蒸汽吞吐影响因素
3.1 油层厚度。
统计了水平井平均单井每米日产油 (水平井平均单井日产油/水平段长度) 与油层厚度的关系, 如图1所示。从图中可以看出, 油层厚度越大, 水平井日产能力越强。如106井, 油层厚度11m, 2006年2月投产, 水平段钻遇油层303m, 平均日产油11.1t/d;而118井, 油层厚度5.9m, 2007年11月投产, 水平段钻遇油层312m, 平均日产油只有5.2t/d。
3.2 流动系数。
流动系数 (Khμ=Kh/μ) 表示原油在油层中流动的难易程度, 因此统计了该块流动系数与平均单井每米日产油关系, 如图2所示。从图2中可以看出, 二者具有一定相关性, 即随流动系数增加, 平均单井每米日产油也在增加, 说明原油流动系数越大, 在油层中流动能力越强, 生产效果越好。当流动系数大于0.1610-3μm2.m/m Pa.s时, 每米日产油大于0.04t/d/m。如108井 (流动系数0.18) , 2006年6月投产, 水平段钻遇油层260m, 平均日产油13.3t/d;113井 (流动系数0.15) , 2007年9月投产, 水平段钻遇油层359m, 平均日产油9.8t/d。
3.3 注汽速度。
该块油层埋藏较深, 若注汽速度太低, 井筒热损失大, 导致井底干度的降低, 吞吐效果差。提高注汽速度可以降低井筒热损失, 保证井底干度, 也可缩短油井停产注汽的时间[2]。统计该块注汽速度与周期产油的关系, 当注汽速度大于200t/d时, 吞吐效果明显好于注汽速度小于200t/d。
3.4 蒸汽干度。
蒸汽干度是指干蒸汽的重量成分, 即湿蒸汽中干蒸汽所占的相对重量[3]。干度越高, 热焓值越大, 对提高多周期蒸汽吞吐效果十分有利。数值模拟研究了水平段长度300m, 注汽强度12t/m, 注汽速度400t/d, 焖井时间5d的条件下, 井底蒸汽干度10%、20%、30%、40%、50%吞吐效果。结果表明, 随着蒸汽干度的增加, 累积产油量增加, 油汽比增加。但当蒸汽干度大于40%后, 增油幅度变小, 油汽比递增缓慢。
3.5 焖井时间。
注蒸汽结束后关井 (焖井) 一段时间可以使注入油层中的蒸汽与孔隙介质中的原油充分热交换, 直到蒸汽完全凝结为热水, 这样可避免开井回采时热能利用率降低, 但焖井时间不能太长, 否则将增加向顶底层的热损失。对焖井时间的数值模拟计算结果表明, 焖井时间短, 蒸汽热效不能充分发挥, 焖井时间过长, 热能扩散达不到预期效果, 较为适应的焖井时间为3~5天。
4 结论
4.1
深层薄层状稠油油藏可利用水平井增加井筒与油层的接触面积和渗流面积, 扩大加热油层的体积, 防止蒸汽超覆和汽窜, 减少热损失, 从而可以改善油田的开发效果。
4.2
水平井蒸汽吞吐周期产油量和油汽比规律相同, 逐周期递减;周期生产时间与回采水率变化呈先增加后降低的抛物线型。
4.3
油层厚度、流动系数越大, 水平井生产效果越好;注汽速度、蒸汽干度、焖井时间等参数应选择合理的范围, 确保水平井蒸汽吞吐的效果。
摘要：辽河油田W块为深层薄层状特超稠油油藏, 2005年采用水平井蒸汽吞吐整体开发。在水平井蒸汽吞吐周期生产规律研究基础上, 运用数值模拟等方法, 对影响水平井蒸汽吞吐的主要地质参数及动态操作参数进行了研究, 认为油层厚度、流动系数、注汽速度及蒸汽干度是水平井蒸汽吞吐的主要影响因素。
关键词：薄层稠油油藏,水平井,蒸汽吞吐,影响因素
参考文献
[1]万仁溥.中国不同类型油藏水平井开采技术[M].北京:石油工业出版社, 1997:179-181.
[2]刘立成, 姜汉桥, 陈民锋等.小断块稠油油藏水平井蒸汽吞吐开采技术策略研究[J].石油天然气学报, 2006, 28 (6) :127-129.
稠油水平井 第2篇
杜
锋
（辽河石油勘探局工程技术研究院，辽宁盘锦，124010）
摘要
针对冷41块深层超稠油藏，由于长期注蒸汽高温高压热采，地层中的岩性成分、结构等将发生了较大变化，存在着多套异常温度压力层系，增加了钻遇地层的不确定性和调整钻井液性能的难度。有可能在钻进过程中产生井漏、井喷，进而发生卡钻等一系列事故，直接威胁着水平井施工的安全和质量。通过对水平井施工过程中所遇到的复杂问题进行分析，采取相应的技术措施（认识到实践辨证的统一），为水平井钻井技术在此类油藏中的应用提供有益的参考作用。
关键词
超稠油藏
底水锥进
超覆效应
防碰绕障
复合性卡钻
高温增稠
冷41块
辽河油区是一个地质条件十分复杂，以陆相沉积为主，具有多断块、多套含油层系、多种储层岩性、多种油藏类型、多种油品性质的复式油气区。年产稠油、超稠油、高凝油达８００万吨，占原油产量的２／３，成为全国最大的特种石油生产基地。随着水平井钻井综合配套技术日臻完善和快速发展的深入，拓展了在各种类型油气藏应用范围，成为提高油田勘探开发综合效益的重要途径。水平井钻井是一种隐蔽的地下工程[1]，在钻井施工过程中可能遇到井下地层、压力、温度及设备、工具（仪器）的变化，及对客观情况认识不清或主观意识的决策失误，会产生许多复杂问题，如果处理不当，轻者耗费大量人力物力和钻井周期，降低开采效果，重者导致全井报废。因此，提高水平井钻井施工技术水平意义重大。油藏地质概况
冷41块位于辽河盆地西部凹陷东部，冷东断裂背斜构造带中段，形态为断鼻构造，地00 2层倾角4-15。主力开发油层系S3段，为水下扇三角洲砂体沉积，非均质性严重。埋深
-321350-1690m，有效厚度平均为135.8m，孔隙度平均为18.1%，渗透率平均为1381×10um，030020C原油平均密度为0.986g/cm , 50C原油平均粘度为63595mpa.s，地温梯度2.7C/100m，原始地层压力15.2Mpa。属于受构造控制的巨厚块状，深层超稠油边底水油藏。开发中存在的主要问题
(1)采注比高，油层能量消耗大，压力下降快，导致底水锥进严重，含水上升速度为15%，油井频繁作业堵水，很难正常生产。
(2)靠近断层附近油井蒸汽注不进，开发效果不理想。
(3)地面条件差部署直井难度大。严重制约了该块的整体开发。应用水平井技术开发依据
水平井增加了井筒与油层的渗流面积的同时，也增加了油层的吸汽和排液能力，有效增加了注入热能的利用率。水平井较直井注采所需的压降小，改变底水锥进模式，变“锥进”为“脊进”在一定程度上延缓底水的侵入，延长无水开采期。通过注入的蒸汽直接和产生的超覆效应，使受热原油降粘后依靠重力的作用流入水平生产井。提高超稠油藏的开发效果。施工要求及难点分析
施工前根据设计，尽可能多地了解和掌握邻井资料，充分利用和发挥现有的工具、设备及人员素质，做到“知己知彼”，避免或减少复杂情况的发生。
（1）长期注蒸汽高温高压热采，地层中的岩性成分、结构等将发生了较大变化，存在着多套异常温度压力层系，增加了钻遇地层的不确定性和调整钻井液性能的难度。有可能在钻进过程中产生井漏、井喷，进而发生卡钻等一系列事故，直接威胁着水平井施工的安全和质量。（2）由于油藏地质的不确定性(储层含油情况及油水界面)，并确保超稠油藏的有效开发。需进行导眼和取芯施工作业，增加了水平井设计和施工难度及风险。
（3）受邻井井眼轨迹、剩余油分布和井网的限制，水平井轨迹为三维方向。采用邻井水平面扫描法处理数据，盲目性较大，在井眼轨迹控制中只能被动地采用防碰绕障技术。
（4）超稠油热采水平井，存在着注汽热效率和完井管柱受热应力破坏等问题。要求使用符合热采要求的套管。用耐高温水泥固井，水泥返到地面，确保大斜度井段固井质量。
（5）地层压力和破裂压力低，钻水平段时使用优质钻井液保护油层。在筛管完井以后，需使用有机溶剂将钻井液替出，以达到保护油层的目的。
（6）储层的非均质性，给油藏正确描述带来困难的同时，也给油藏模拟造成障碍，致使不能正确认识和估算储层特征和产能，在不均质油藏中钻水平井盲目性较大，水平井之间的开发效果差别也很大。
（7）要求井眼轨迹在井斜达到50º时，要有20m稳斜段，以提高采油深井泵工作的可靠性和油管的密封性。复杂问题实例
目前国内外同类水平井钻井施工技术参考资料非常匮乏，并且不同区块油藏地质特征有较大区别，有些施工技术只能依靠借鉴和探索来完成。存在着较大的施工风险和难度。在深层超稠油藏施工中所暴露的突出复杂问题：
冷41—平1井为该块实施的第一口水平井，按设计钻至井深1800m决定中完。技术套管下到井深1704.33 m遇阻，上提卡死，循环钻井液、下压均无效，技术套管被迫只能下到此处固井。水平段钻至井深2121m完钻，完井筛管管柱下到井深1844.82m，处遇阻、上提至井深1806.31m，彻底卡死。通过进行爆炸松扣解卡，起出井下所有钻杆加悬挂器和1根套管，又下入震击器进行震击解卡，起出井下所有筛管、套管，进行扩眼作业后。又重新下入完井管柱。
冷41—平12井为防止出现，冷41—平1井套管下入困难的被动局面，在钻具组合中加入Ф311.1mm满眼扶正器，造成钻速较慢，甚至基本无进尺产生托压现象，甩掉后可正常钻进。在钻进中有跳钻和憋泵现象，轨迹失控，起钻检查牙轮钻头约有80%的齿脱落，单弯螺杆的旁通阀连接丝扣处涨裂产生移位现象，与实际弯方产生了48º的偏差。当时果断起钻是非常必要和及时的。钻井液出口温度达到56ºC，有增稠现象。用2#泵循环配浆，用1#泵循环并活动钻具，钻具突然卡死，井深 1571.34m，仍能保持循环。在捞出MWD仪3器后又打解卡剂9m浸泡，并配合震击器（下击）无效，爆炸松扣后，落鱼长60.64m，下钻对扣震击（上击）无效，决定填井侧钻。
冷41—平11井从井深1185.62m开始定向造斜，钻至井深1484.01m时，发现MWD仪器异常情况，只要加压工具面就大幅度（0－360不正常）跳动。，起钻检查发现钻头有一牙轮间隙较大、晃动，另两牙轮卡死。钻头使用进入后期，当时起钻是非常及时的。钻至井深
31557.59m时，活动钻具时，钻具突然卡死，仍能正常循环。捞出MWD仪器后又打解卡剂10m，浸泡后活动钻具解卡，起出井内所有钻具后，通井后。下钻至井深1541.71m二次遇阻，带高边划眼至1548.01m，认为可能划出新眼，钻进至井深1557.59m活动钻具卡死，直接打解3卡剂15m，浸泡后活动钻具解卡。转盘划眼至井深1557.56m，在接单根的过程中发生了卡3钻，打解卡剂15m，浸泡后活动钻具解卡。起出井内所有钻具，决定通井后提前下技术套管中完。
冷41—平4井水平井段钻至井深1972m，发现钻速过低，在活动钻具时突然发生卡钻，3（这种现象在以往的水平井施工中很少见）可正常循环。注解卡剂10m，浸泡整个裸眼段，3捞出MWD仪器后，注解卡剂10m无效。倒扣注空气，期望能通过降低液柱压力来解卡，但没有效果。在井深1841.07m进行了爆炸松扣后，填井侧钻。冷41—平2井导眼井探油水界面，要求垂深达到1710m，钻进至井深1902.28m，在接单根时卡钻后填井侧钻。在进行水平井造斜钻进至井深1614.78m，螺杆本体脱扣（脱裤子），捞出。
冷41—平16井钻至井深1363.69m时，定向钻进时泵压突然升高，转盘钻时扭矩增大，起钻后发现单弯螺杆万向节处断裂，捞出。钻井液有增稠现象。复杂问题分析
通过以上复杂问题实例分析，其主要表现在以下几个方面：
（1）在井眼缩径和形成砂桥现象的作用下，使下入套管柱遇阻，受套管刚性强度和地层硬度的影响，造成套管上的扶正器被压坏或变形，产生堆集使套管柱产生硬卡。
（2）水平井钻井施工对钻具性能要求越来越高。钻具在井下工作的条件十分复杂与恶劣，且螺杆钻具是整个钻具组合中最薄弱的环节。要特别做好螺杆钻具的管理、使用、维修工作的同时，提高安全可靠性，关键部件使用优质材料，增加防掉结构，进行必要探伤和理化检验。
（3）随着井深、井斜的增加，钻具在正压差的作用下，与井壁接触面积急剧增大产生吸附后，使沉降形成岩屑床能力进一步加强，当钻进至存在异常温度压力层系时，钻井液性能发生变化（失效），地层的渗透性增强，滤失在井壁上形成较厚泥饼，使井眼缩径。但也不能排除形成砂桥和键槽对钻具的影响，在以上现象共同作用下，发生了复合性卡钻。
[2]（4）在高温条件下，地层粘土分散对钻井液的影响客观存在，基浆膨润土含量对高温分散起重要作用，同时，大分子的量也对高固相含量下钻井液的内部结构有影响，它们共同的结果导致高温增稠。对策
针对冷41块进行水平井钻井施工中频繁发生复杂问题，严重影响着水平井钻井技术的正常发挥，直接影响着开发效果和增加钻井投资成本。通过深层超稠油藏施工实践，探索并总结出一些具有一定代表性的问题，并相应采取技术措施，为水平井钻井技术的发展提供参考。
（1）超稠油热采水平井套管柱设计及扶正器布放，要充分考虑地层特征、注汽参数、井径、井眼曲率及扶正器的抗压强度等影响因素，进行定量分析，必要时可采用扶正器通井钻具使井眼顺畅，以免给后续施工造成不利影响。
（2）中上部地层比较松软一般使用XHP2牙轮钻头，中下部及水平段一般使用HA517牙轮钻头，（HA437牙轮钻头由于齿长，易出现断齿现象）。钻进时根据纯钻进时间和所钻岩层性质决定是否更换钻头, 以防发生掉牙轮事故。
（3）该块长期注汽开采，地层存在异常高温和压力使钻井液结构性增强，粘切较高，流变性变差。采用加入FS—260高温降粘剂，使其具有良好的稳定性和润滑性。在钻遇馆陶地层时，会产生渗漏，钻进时在钻井液中加入单向压力封闭剂，可在发生较大漏失时争取主动，降低投资成本。
（4）在井眼轨迹控制中采用防碰绕障技术，参考邻井情况合理设计井身剖面，在施工前做好防碰跟踪图。一般水平井周围有数口井，通过邻井水平面扫描法处理数据，重点分析出当前井深某些邻井对水平井的威胁情况，井眼轨迹的准确位置（包括邻井与水平井）的不确定
[3]性随着井深的增加而增大，在设计和轨迹控制过程中对只能它作定性分析，尽量远离邻井的轨迹，钻进中遇到憋、跳钻情况时，要停止钻进弄清情况。在进入油层前要及时了解邻井注汽动态，要求周围可能对本井施工产生影响的注汽井停注。
（5）施工中尽量采取钻具不静止，钻井液循环不停息，遇特殊情况时起至安全井段。用近平衡压力钻进，设计合理钻具结构，必要时采用满眼扶正器的钻具组合通井。使用可打捞MWD测量仪器，要求仪器以上的钻具内径≥70mm。6 开发效果
冷41块是辽河油田2004水平井技术应用的热点区块，共完成7口中半径水平井，该块一般直井平均日产量不足10t/d，水平井的日产量至少是直井的3倍以上，开发效果显著，取得了巨大成功。同时对水平井技术的发展具有重要意义。结论
（1）采用完善的水平井钻井施工技术及热采措施，使水平井能有效地减小底水锥进。使其成为开采超稠油油藏的有效途径。
（2）水平井施工是一项系统工程。它涉及油藏地质（录井）、钻井、钻井液和测井等专业技术，需要从全局利益的出发，紧密地衔接和配合。
（3）井下状况是否正常，受各种因素的影响和制约，复杂情况的发生是各种因素的表现形式和共同作用的结果。要为维护井下正常状况创造条件，尽量减少或避免井下复杂情况的发生。
[4]（4）复合钻进改善井眼清洗能力，井眼光滑、卡钻事故少以及传递钻压效率高，提高机械钻速，缩短钻井液对油层的侵泡时间和钻井周期，减小油层的污染和钻井投资。
（5）在水平井钻井施工过程中，每一步和每一环节的经验和教训的取得，都是要负出精神和经济代价的。要求工程技术人员，特别是决策者要根据具体的实际施工情况，运用科学的钻井理论去指导实际施工。
参 考 文 献
[1] 蒋希文.钻井事故与复杂问题[M].北京：石油工业出版社，2001.2 [2] 周光正.等 大港油田深井钻井液技术.中国石油天燃气集团公司钻井承包商协会论文集.3-15 [M].北京：石油工业出版社，2003.[3] 杜 锋.水平井钻井技术在超稠油油藏中的应用.中国石油天燃气集团公司钻井承包商协会论文集.86-93 [M] 北京：石油工业出版社，2004.[4] [美]Michael J.Economides ,Larry T.Watters,Shari Dunn-Norman编著 万仁溥，张琪编译.油井建井工程—钻井.油井完井 [M].北京：石油工业出版社，2001.作者简介： 杜 锋，1991年毕业于辽河油田职工大学钻井工程专业，现在辽河石油勘探局工程技术研究院水平井研究所从事水平井技术研究、开发和现场应用工作。工程师。
地址：辽宁省盘锦市辽河石油勘探局工程技术研究院水平井研究所。
稠油水平井 第3篇
关键词:超稠油 水平井 三维绕障 大位垂比
中图分类号:TE243文献标识码:A文章编号:1674-098X(2011)03(b)-0119-01
1 准噶尔盆地西部隆起车排子地质特征及地层特点
准噶尔盆地是一个在挤压构造环境下形成的、具有复合叠加特征的大型含油气盆地。车排子凸起位于准噶尔盆地西北缘,在区域构造上属准噶尔盆地西部隆起,其西面和北面邻近扎伊尔山,南面为四棵树凹陷,向东以红－车断裂带与昌吉凹陷以及中拐凸起相接。
自上而下钻遇地层依次为新生界第四系西域组,新近系独山子组、塔西河组、沙湾组,中生界白垩系(未穿)。新近系地層成岩性差,松散,砂砾岩发育,易井斜,需要防憋跳钻,防坍塌卡钻。白垩系段上部为绿灰色泥岩,下部为绿灰色泥质细砂岩、灰褐色油斑含砾细砂岩。
2 本区块水平井施工重要技术难点
2.1 极软地层、高造斜率井眼轨迹控制难度高
本区块存在位垂比大、靶前距离短、方位变化大、高造斜率等一系列难题,井眼轨迹控制的精度要求高,轨迹控制稍有偏差就有脱靶和施工无法进行的危险。同时上部地层极其松软,钻进参数对井眼轨迹影响颇大,钻头的水力冲击效果对螺杆钻具造斜率影响很大。施工中,力争找到钻进参数、机械钻速与井眼轨迹控制的最佳匹配,既能达到稳定造斜,又能保证井眼打的开放和较高的机械钻速。
2.2 浅层三维绕障水平井,钻井液技术要求高
排601区块地层,砂泥岩交错重叠,胶结性差,可钻性好,中间还夹有一盐水层,易污染钻井液,地层易掉块、缩径垮塌,及易形成厚泥饼,引起起下钻阻卡。二开钻井周期短,泥浆处理时间有限,而钻遇各个岩层段对泥浆性能影响大,高造斜率、高方位变化率导致携砂困难,直接影响下部完井作业。该区块是浅层三维绕障水平井,井斜大,钻井液要具有较好的润滑性,防塌性,以及携带及悬浮能力。施工中必须严格维护好泥浆性能参数,保持井壁稳定,井眼畅通,在水平段做好油层保护,否则将会影响后期开发效果,大大增加了泥浆处理的难度。
2.3 油层上部夹层多,砂砾岩层钻进难度大,易卡钻。
排601区块储层砂砾岩发育,储层中夹层多,砾岩胶结疏松,极易垮塌扩径,钻进时憋跳严重,处理不当常会导致憋泵造成坍塌卡钻等复杂事故。
2.4 位垂比大、方位变化大,下套管困难。
排601区块油藏埋藏浅,设计位垂比达1.2左右,扭方位50～60°,下入完井管柱的难度要比常规井眼大得多。稠油水平井井浅、油层套管自重有时不足以使其下入预定深度,完井作业要求高,稍有不慎就会发生卡套管和套管下入不到底的问题。
3 施工中的关键技术及创新点
3.1 轨迹控制技术
造斜段钻进时,选用1.75度单弯螺杆作为造斜工具,钻进时采用滑动与旋转相结合的钻进方式,这样既能保证井眼轨迹的平滑,又能保证造斜率。同时,为了保持造斜率的稳定,在上部可钻性非常高的井段采用控时钻井技术,适当控制机械钻速,避免由于机械钻速的不稳定造成造斜率波动。随着井深的增加和井斜角的增大,适当增加钻压,以消除钻具摩阻对钻头加压的影响。
施工中要时时加强与定向方的联系,及时了解井身轨迹走向,避免高造斜率造成狗腿度过大,拐弯过急,给下部完井作业带来困难。造斜率高井段排量要跟上,优化划眼技术措施,及时进行短起下确保井眼畅通。
3.2 疏松油层固壁防塌钻井液技术
水平段前采用聚合物防塌润滑钻井液体系,针对浅层定向三维绕障水平井的特点,提高钻井液的润滑性,保证较低的摩擦系数。钻进中必须混入足量液体润滑剂,保证泥饼润滑系数小于0.05。进油层前按设计将钻井液转化为非渗透体系,控制好流变参数和水力参数,保持流态为层流,在满足携带岩屑的情况下尽量降低循环排量,减少对井壁的冲刷,控制合理钻进参数,减少钻具对井壁的碰撞,防止机械原因造成井塌,并调整泥浆性能达到设计要求,保护好油层,稳定井壁。
3.3 优化钻进参数和划眼措施
排601区块钻遇的新近系地层成岩性差,松散,可钻性强,钻具泥包现象严重,起钻易拔活塞。钻进中优选钻进参数,在保证造斜率的前提下,排量尽量要大,上部井眼要打得开放,而定点循环测斜时排量要低,减少对井壁的冲刷,这样通过合理的控制排量实现井眼的开放性和规则性。软地层定向施工,划眼措施尤为关键,钻遇砂岩段和盐水层时划眼一遍,钻遇泥岩段至少划两遍,划眼以转盘不憋跳为原则,确保井眼的畅通和井身轨迹的平滑,为后续的完井作业打下良好的基础。
3.4 双扶正器通井钻具组合
套管下入困难很大程度上与井眼不畅通和轨迹不平滑有关,完钻通井至关重要。本区块采用筛管和免钻塞完井工艺,大尺寸的精密滤砂管和免钻塞装置下入困难,为此采用双扶正器刚性通井钻具组合,模拟套管串结构,通井顺利则下套管顺利,通井有遇阻,显示较大,则必须继续处理好井眼再下套管。
4 施工情况
排601-平22井组位于准噶尔盆地西部隆起车排子凸起排601井白垩系油层圈闭,本井组共有四口井,分别是排601-平22、平23、平24、平25。平22井于2010年5月10日17:30一开,平25井于6月17日23:00完井,四口井共用时32天21小时,排601-平24井创造了建井周期6天16.5小时的本区块单井施工记录。四口井平均机械钻速26.14m/h。
5 结论及认识
(1)三维定向绕障技术有了一个全新的认识,为今后在本区块的施工积累了宝贵的经验,打下了良好的基础。
(2)该地区上部地层松软,砂泥岩、砾石层交错,易缩径和坍塌卡钻,井身质量很难控制,上部井眼打开放和控制井身轨迹平滑是难点。
(3)通过优化钻进参数和针对性的划眼、短起下等措施,能有效的保证井眼畅通,确保井下安全、施工连续进行。
超稠油水平井吞吐生产参数优化研究 第4篇
关键词：水平井,超稠油,蒸汽吞吐,生产参数,焖井时间,排液量
曙一区杜84块构造上位于辽河盆地西部凹陷西斜坡欢曙上台阶中段,属超稠油油藏。储层埋藏浅(-550～-1 150 m),属于厚层块状油藏。油层相对集中,有利于水平井整体开发。原油具有密度大、黏度高、凝固点高、胶质+沥青质含量高、含蜡量低的特点。地面脱气原油20℃时密度一般大于1.0 g/cm3,50℃时黏度一般在16～23104 mPas。原始地层温度为38～45℃,常温试油结果显示,原油在原始地层条件下基本不流动。
目前对于超稠油水平井注采参数的研究主要集中在吞吐初期的参数优化,缺乏动态研究的过程。而实际上在蒸汽吞吐过程中,注采参数是一个不断变化的过程。本文正是基于蒸汽吞吐动态变化的理念,对包括注汽量、焖井时间等参数进行了系统动态的优化,首次提出了注汽增长幅度概念。同时优化了不同生产时间段的焖井时间、套压控制、放喷排液量等参数。上述系列参数的优化对于在不同生产时期的超稠油油藏水平井起到了较好指导作用。
1 参数优化
1.1 初期注汽量
注汽量的大小也对水平井开发效果产生较大的影响。一般蒸汽注入量越大,加热范围增大,产量越高。但是,(1)注汽量越大,加热体积增加的速度减缓,产量增长的幅度减小,吞吐油汽比下降;(2)周期注汽量过大,井底压力增高影响有效地提高蒸汽干度;(3)注汽量大,注汽时间长,油井停产作业时间延长,并可能产生井间干扰[1,2,3]。对比模拟了第二周期时不同注汽量时的开发效果(表1、图1),通过对油汽比、采油量、增油量的综合对比分析,初期的最佳注汽量为4 000 t。
1.2 注汽增长幅度
随着吞吐周期的加大,每个周期的注汽量也在逐渐增大,在其他参数优选完成的基础上,进行注汽增长幅度的优化。超稠油油藏吞吐的第一周期主要目的是解堵、预热油层,为以后各个周期的注汽做好准备。根据文献调研表明,蒸汽吞吐的不同阶段,其周期递增量对吞吐效果有影响。将吞吐生产分为初期(吞吐14周期)、中期(58周期)、后期(9周期之后)3个阶段进行了周期注汽量递增的优选[4]。
初期递增量:针对吞吐初期,运用数值模拟模拟了递增量分别为0、10%、20%、30%四种情况下的开发效果。模拟结果如表2所示,通过分析发现,初期的最佳周期注汽递增量为20%。
中期递增量:针对吞吐中期,运用数值模拟模拟了递增量分别为0、10%、20%、30%四种情况下的开发效果。模拟结果如表3所示,通过分析递增量与产油量、油气比的关系,中期的周期注汽递增量为10%。
后期递增量:针对吞吐后期,运用数值模拟模拟了递增量分别为-10%、0、10%、20%四种情况下的开发效果。模拟结果如表4所示,通过分析递增量与产油量、油气比的关系,后期的周期注汽递增量为0%。
1.3 焖井对吞吐效果的影响
蒸汽吞吐过程中,注汽后要焖井一段时间,以便注入的蒸汽携带的热量有效地传递给油藏。焖井时间对油井吞吐效果的影响至关重要,焖井时间短,热交换或热传导不充分,蒸汽波及体积小,热损失大,油井吞吐效果差;焖井时间过长,油层温度从高温值逐渐冷却降温,注入蒸汽向顶底层的热损失将增加,热利用率低[5]。
现有文献报道与实际矿场经验,焖井时间一般为3-4 d,但对于多吞吐轮次井而言,随着注汽量逐渐递增,各周期注汽参数存在较大差异,当一个轮次结束后,油层温度不能恢复到其原始状态,,而且因矿场实施注汽及组织生产方面的问题,周期结束的标志很难有统一的标准,油层的剩余热量、存水等将影响后续吞吐周期焖井时间。另外,随着水平井技术的应用,由于水平井的油层加热模式与直井差异较大,不能简单地根据直井的注汽状况进行类比,因此需要将水平蒸汽吞吐井的合理焖井时间进行系统研究[6,7]。
根据上文的注汽递增幅度的研究结果,分3个阶段利用数值模拟方法对焖井时间进行了优选[3],数模中的注汽强度第一周期为15t/m,以后每个周期增加10%。
初期焖井时间:刚开始吞吐时,地层温度较低,初期的焖井时间应适当加长,让地层热量充分传播。因此针对吞吐初期,设计焖井时间分别为5、6、7、8 d四种情况下进行模拟,结果如表5所示。通过分析发现,初期的最佳焖井时间为7 d。
中期焖井时间:经过前4个轮次的吞吐之后,地层温度逐渐上升,防止热量向顶底盖层传播,导致热量损失应该成为本阶段重点关注的问题,因此焖井时间应适当缩短。针对吞吐中期,运用数值模拟技术模拟了焖井时间分别为2、3、4、5 d四种情况下的开发效果,结果如表6所示,通过分析不同焖井时间与产油量、油气比的关系,中期的最佳焖井时间为4 d。
后期焖井时间:经过前8个轮次的吞吐,水平井周围的含油饱和度明显下降,地层周围的存水明显增多,此时应适当延长焖井时间,以使得注入蒸汽的热量向油层更好地传播。因此针对吞吐后期,运用数值模拟技术模拟了焖井时间分别为8、10、12、14 d四种情况下的开发效果,结果如表7所示,通过分析焖井时间与产油量、油气比的关系,后期的最佳焖井时间为12 d。
综上所述,在吞吐初期,为使蒸汽热量在地层中充分传播,优化焖井时间为68 d;中期为防止热量向顶底盖层传播,优化焖井时间为35 d;后期为进一步提高采收率,优化焖井时间为1014 d。
2 放喷排量对吞吐效果的影响
水平井与油层接触面积大、供液能力强,注入热量可以充分加热长水平井段周围的油层,热利用率高,地下流体渗流能力得到大大改善。因此,水平井具有很高的采液(油)指数。生产井泵的排液能力对水平井的生产效果影响很大:如果排液能力太低,则热量会在顶底盖层中大量的损失;如果排液能力太大,产出液会携带出大量的地层热量,造成注入热量的浪费,同时排液量太大会造成地层出砂严重,影响油井吞吐效果,主要表现在(1)下泵转抽冲砂,缓下泵转抽时间,地层热损失大;(2)冲砂过程中,对油层造成冷伤害;(3)出砂次数多,易造成套损,严重影响油井吞吐效果,降低油井利用率[8,9]。
在注汽速度为400 m3/d,注汽量6 000 m3,井底蒸汽干度54%,焖井时间7 d的条件下,分别对放喷采液速度为90 t/d、110 t/d、130 t/d、150 t/d、170 t/d、190 t/d、210 t/d的7个方案进行了对比。
图2为水平井组累积产油量效果对比图,随着最大日产液量的增加,前期产量逐渐上升,当最大放喷采液速度为170 t/d时,产量达到最大,油气比最高,增油量也有较大幅度的提高。但由于超稠油油藏埋藏浅、胶结疏松、成岩作用差,加之原油黏度高、携砂能力强,所以在实际生产过程中放喷产液速度也不宜过大。综合考虑推荐最大放喷采液速度控制在150170 t/d之间为宜。
3 井网井距对吞吐效果的影响
杜84块兴隆台油层是采用70 m70 m井距的正方形井网,两套层系设计开发的。在吞吐生产中后期,由于套管损坏等原因,部分井换层系生产,如下层系井改生产上层系,就相当于在上层系70 m70 m井距的正方形井网的基础上再加密一次,形成50 m50 m井距的正方形井网,这种后期上返井仍有一定的生产能力。返层井的生产实践说明,70 m70 m井距的正方形井网的井间部位,确实是剩余油集中分布的区域,不仅含油饱和度相对较高,而且具有较高的生产能力,这部分剩余油以串珠的形式分布,为水平井加密奠定了坚实的物质基础。
由水平井不同井距蒸汽吞吐指标预测的数模研究成果可知,从累积产油量、油汽比、采收率等指标综合考虑适合于本区块的水平井最优井距为70m(表8)。
4 套管压力对吞吐效果的影响
套管气是指充填于油管、套管环形空间内的气体,主要包括从原油中分离出的伴生气和水蒸汽,套管气的多少可从套压的高低反映出来。实践中发现:套压过高,将会发生气锁现象而导致油井不出,影响了产量;放套管气过程中,如放的太快引起油井激动出砂,从而造成油井砂卡,影响油井产量[10]。
对于油井所处的生产阶段不同,对控制套管压力的要求也不同:
(1)生产初期的油井,地层供液能力强,井筒压力高。套管压力应控制在0.5～1.0 MPa,保持较高的套压提高泵效。
(2)生产中期的油井,地层供液能力呈平稳下降趋势,套压控制在0.5 MPa左右。
(3)生产末期的油井,地层供液能力较低,油井液面低,套压过高会抑制液面,影响产量,此时应放掉套管气生产,即套压为0。
5 应用效果分析
依据上述优化的生产参数进行施工,在辽河油田杜84区块超稠油水平井蒸汽吞吐取得了显著效果。水平井平均单井日产油由2006年12月的14.1t上升至2008年6月底的23.2 t,生产效果明显改善。截止2010年末,该区块所选井组的两口水平井累积注汽3 8563 t,累积产油21 980.2 t,累积产液69 971.3 t,油汽比为0.57,回采水率为1.24,采注比为1.814。
6 结论
本文通过数值模拟技术和油藏动态分析技术,对影响超稠油水平井蒸汽吞吐的参数进行了优选,首次对水平井吞吐的焖井时间进行了优化,现场实施效果表明,优选参数的结果是可靠的。
(1)创新性地优化了水平井在不同生产周期的注汽增长幅度,初期递增20%,中期递增10%,后期不递增。
(2)首次优化得到了超稠油水平井蒸汽吞吐在不同开发阶段的焖井天数:初期68d,中期35d,后期1014 d;
(3)优选了水平井的放喷排液速度,应控制到150170 t/d之间;
(4)优化适合于本区块的超稠油油藏水平井最优井距并计算得到了生产的最优套压。
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稠油水平井 第5篇
关键词：水平井,超稠油,HDCS技术,采收率
一单元地质概况及油藏基本特征
单113断块区位于单家寺油田西区单6断块以东, 北临滨县凸起, 南与单14断块相接, 东为单2断块。探明含油面积1.0km2, 石油地质储量788104t。单113块由北向南分别为单60断块、单113-1断块和单114断块。沙三上3砂体是本区块主要含油层段, 沙三上3砂体又可细分为31、32两个沉积时间单元, 沙三上3砂体油层集中分布在沙三上31小层, 油层厚度一般为10-40m, 有效厚度一般5-35m。综合分析该区岩芯化验资料和测井资料, 沙三上3砂体储层孔隙度在30-36%之间, 渗透率在1000-500010-3μm3, 含油饱和度在60%左右, 属高孔、高渗储层。
单113断块原油密度在0.9921~1.0039g/cm3之间, 50℃时地面原油脱气粘度均大于30104mPa.s, 最高达133.2104mPa.s, 为典型的超稠油油藏。地层水总矿化度为11877.3mg/L, 氯离子含量6560.1mg/L, 水型为CaCL2水型。油层中温51-53℃, 地温梯度3.01℃/100m;原始油层压力12.2Mpa, 压力梯度0.99Mpa/100m, 属常温常压系统。
综合以上油水分布特点、储层特征和原油性质等, 沙三上3砂体油层分布主要受构造控制, 油藏类型属受断层遮挡的具有边底水的厚层块状地层构造超稠油油藏。
二选题背景
水平井是通过扩大油层泄油面积提高油井产量, 提高油田开发经济效益的一项开发技术, 对于提高稠油油藏后期开发采收率意义重大。随着钻井技术的不断提高, 水平井技术提高原油采收率得到越来越广泛的应用。利用水平井注蒸汽开采稠油油藏, 不但可以提高油层吸汽能力, 而且还可以加速井筒到油藏之间的热传递, 提高波及系数, 增加原油的生产能力。
三水平井开采技术现状
增加油气井泄油面积、延缓底水锥进、提高油气井产量和采收率、增加可采储量、开发难动用油藏 (薄层、超稠油、低渗等) , 已成为老油田调整挖潜提高采收率、新油田实现少井开发的一项重要技术。近年来, 我们不断配套完善水平井开发技术, 形成了以裸眼筛管完井、酸洗解除泥饼堵塞、均匀注汽、超稠油HDCS开发等一系列水平井开采配套技术, 对改善水平井生产效果起到了积极的作用。
1. 配套技术一:裸眼筛管完井顶部注水泥完井技术
优点:油层段采用筛管完井, 不固井, 避免固井对油层污染, 同时还可以节省射孔费用;大通径精密微孔筛管渗流面积大, 实现防砂完井一体化。
2. 配套技术二:酸洗解除泥饼堵塞工艺技术
采用多级洗井封隔器, 泡沫酸洗工艺, 最大程度地清洗筛管周围堵塞物, 提高近井地带渗透率, 疏通油流通道。
3. 配套技术三:热采水平井均匀注汽技术
采用多点注汽管柱, 实现水平段均匀注汽, 提高热利用率和油层动用程度。
4. 配套技术四:113块特超稠油HDCS开采技术
HDCS开采技术即, 水平井 (Horizontal well) +油溶降粘剂 (Dissolver) +CO2 (Carbon dioxide) +亚临界蒸汽 (Steam) ) 的开发技术。这项技术能够发挥DCS技术扩大蒸汽热波及体积、高效降粘、增加能量与水平井泄油面积大的协同优势, 从而提高油井产能。
四HDCS开采技术现场应用及试验效果
2009年, 单113块投产13口井, 初期平均单井日液32.4t/d日油10.1t/d, 综合含水68.8%;峰值日液34.8 t/d, 日油16.8 t/d, 综合含水51.7%;目前开井7口, 平均单井日液27.6 t/d, 日油8.2 t d, 综合含水70.5%, 累计产油12510吨。
试验应用水平井5口, 用量见下表:
HDCS开发技术药剂用量统计表
应用实例:以113P1井为例, 采用该项技术后, 注汽压力保持在15兆帕左右, 注汽5339吨, 日油19t/d, 到目前周期产油4520t, 仍维持日产油17吨的生产能力正常生产, 油气比已经达到0.85, 取得超稠油水平井开发效果的历史性突破。
五结论与认识
1.原油粘度高是制约油井的生产主要因素。
2.HDCS开采技术能够提高地层弹性能量、降低近井地带原油粘度, 从而改善超稠油蒸汽吞吐开发效果。
稠油水平井 第6篇
1 洼70块S1+2段油藏地质特征
洼70断块地处辽宁省盘锦市大洼县新建乡境内, 构造上位于辽河盆地西部凹陷东部陡坡带中段, S1+2段顶面整体构造形态为一北高南低的单斜, 储层岩性以细砂岩为主, 粒度中值平均0.20mm, 平均分选系数1.3, 分选好。主力油层单井厚度平均为8m, 产状为薄层状, 为纯油藏, 油藏埋深-1320～-1460m。20℃原油密度0.994g/cm3, 50℃地面脱气原油粘度为28440mPa.s, 属于特稠油油藏。原始地层压力为12.8～13.4MPa, 压力系数0.944, 地层温度54～57℃, 折算地温梯度3.3℃/100m。S1+2探明含油面积4.3km2, 石油地质储量451104t。
2 水平井开发技术研究
2.1 储层预测技术研究
对目标地区三维地震资料进行了三维波阻抗反演, 通过全三维地震解释, 采用地震资料的精细解释技术;相干体数据的解释技术等一系列配套新技术来解决S1+2段储层空间展布的精确认识问题:完成了S1+2层位的精细解释与最终构造图, S1+2段砂体为北东东向全区分布, 自南向北厚度逐渐减薄, 砂体厚度以5～12m区间分布最广, 主要分布在洼70井到其南部的洼70西南、赵6北两条断层之间区域, 呈现南部边缘被少量切割的椭圆形。在实施水平井之前, 通过整体部署导眼, 按顺序实施, 控制油层, 降低了风险, 提高了薄层油藏水平井开发的油层钻遇率。
2.2 薄油层水平井部署参数优化研究
2.2.1 利用水平井开采的薄油层厚度下限研究
对于薄油藏实施水平井开发, 油层厚度下限要根据油藏的具体情况, 通过数值模拟等手段进行产能预测和经济评价, 确定不同经济技术条件下洼70块S1+2段设计采用水平井开发的油层厚度下限为6m。
2.2.2 水平井布井方式参数优化设计
根据洼70块S1+2油层单斜构造的油藏地质条件, 水平段延伸方向选择平行于区域主要断裂方向及物源方向的排列方式布井, 有利于保证油层钻遇率及动用的均匀性, 根据数值模拟结果, 设计井段长300m, 井间距离150m。
2.2.3 水平段纵向位置优选
由于蒸汽超覆作用, 热采稠油上部油层动用程度高, 在油层为纯油藏不存在底水的情况下热采稠油水平段的位置应尽可能部署在靠近油层底部的位置以提高储量动用程度。洼70块S1+2油层设计水平井段纵向位置在油层上至下的三分之二处。
3 井眼轨迹控制技术
3.1 随钻测井技术
随钻测井技术是利用MWD或LWD测量近钻头岩石物理和钻井工程响应参数与模拟结果进行比较, 实时交互式地调整水平井的井眼轨迹, 使水平井穿过最佳的地质目标。对于平均厚度只有8m薄油层的洼70块S1+2油藏, 使用LWD随钻测井技术, 在钻头处或靠近钻头处安装有探测近钻头电阻率、自然伽马和井斜的探测器、遥控遥测电路和电池。通过LWD随钻测井技术可以跟踪目的层、预测地层界面。
3.2 勺形井眼施工技术
对于洼70块的薄层, 除使用LWD随钻测井和综合录井控制井身轨迹外, 在钻井施工过程中采用勺形井眼施工技术。具体讲就是将井眼轨迹设计成在A靶点前以合理距离和合理角度处进入油层, 钻穿油层后再上挑, 并根据油层实际顶底垂深、厚度及夹层发育情况对水平段设计进行调整, 使井眼轨迹在油层中合理位置穿行, 此方法又叫“安全着路法”。 (如图1)
4 水平井完井技术
确定水平井的完井方式主要考虑地质构造、储层性质、储层厚度、水平井的类型、钻井工艺及能力、测井方法和能力、人工举升方法和能力、井下作业方法和能力、油层污染及解除方法、增产措施、经济综合评价等因素, 目前所使用的水平井完井方式主要有固井射孔完井技术和筛管先期防砂完井技术。
4.1 固井射孔完井技术
固井射孔完井工艺包括套管固井射孔完井技术和尾管固井射孔完井技术。套管固井射孔完井一般全井采用Φ177.8mm套管, 热采水平井采用提拉预应力固井, 水泥返至井口。多采用Φ244.5mm套管挂接Φ177.8mm尾管完井, 使用添加剂改善水泥浆性能, 采用耐高温水泥浆、低密度水泥浆, 分级注水泥, 紊流或塞流顶替, 采用套管外封隔器, 加装套管扶正器提高居中度, 采用尾管固井等。
4.2 筛管先期防砂完井技术
筛管先期防砂完井技术包括割缝筛管先期防砂完井技术和高弹性筛管先期防砂完井技术。筛管先期防砂完井优点:可以保护地层砂岩骨架, 主动控制出砂规模, 防止地层亏空、坍塌。储层不受水泥浆的污染, 减少油层伤害。使用该完井技术可以防住0.2mm以上砂, 粉砂随泵排出。
5 生产参数优化技术研究
5.1 水平井注采参数优化
根据所处油藏的地质特征, 在给定蒸汽出口干度70%～80% , 数模研究表明, 水平井段最佳注汽速度为16～18t/h;井底蒸汽干度为30%时, 合理的周期注汽量为2500～4000t;优化焖井时间为5～7d, 大约是直井的两倍。
5.2 采油参数优化
为防止油井出砂, 油井采用70mm越泵投产, 初期排量控制小于60t/d, 吞吐中后期, 可根据油井生产情况, 适当提高排量。
6 实施效果
截止2008年11月底, 在洼70块共部署投产水平井13口, 水平段长度平均339m, 平均油层钻遇率为 82%。初期日产油水平151t/d, 单井日产水平11.6t/d;目前油井平均吞吐3.9周期, 日产油水平71t/d, 单井日产水平5.5t/d.断块累计产油10.39104 t, 单井平均累产油 7992t。累计油汽比0.61。
薄层水平井注汽开发在洼70块特稠油油藏取得了良好开发效果, 共增加动用探明含油面积2.5km2, 石油地质储量174104t, 按16%的采收率计算, 增加可采储量27.84104t。创产值1.278亿元, 实现利税1.022亿元。经济和社会效益显著。
7 结论
1) 水平井技术在薄层特稠油油藏蒸汽吞吐开发中可取得良好效益。
2) 在冷家堡油田洼70块开发中形成的一套以水平井开发薄层油藏的油藏评价技术、储层预测技术、井身轨迹控制技术、完井技术等先进配套技术在相似油藏中具有广阔的推广应用前景。
摘要：针对冷家堡油田洼70块薄层特稠油油藏因油层薄、直井试采出砂严重造成储量无法动用这一难题, 通过水平井注汽开发论证及试验, 对洼70块薄油层特稠油藏利用水平井整体部署开发, 取得了良好效果, 同时形成了一套以水平井开发薄层油藏的油藏评价技术、储层预测技术、井身轨迹控制技术、完井技术、生产参数优化技术等先进配套技术。
关键词：薄层特稠油油藏,水平井注汽开发,储层预测技术,井身轨迹控制技术,完井技术,生产参数优化技术
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浅析稠油热采水平井有效完井方式 第7篇
由于辽河油田稠油油藏埋藏较浅,上覆岩石的压实作用弱,油砂松散,采用水平井开发时,水平井完井方式适应与否直接影响到一口井的产量和寿命,理想的完井应使油流能最有效地流到地面,同时使建井成本和操作费用降到最低[4,5,6]。针对稠油油藏地质开发特点及稠油热采水平井开发中出现的问题,从水平井完井结构、完井成本、防砂效果、满足产能要求等方面进行了系统的分析、评价,提出了适合不同类型稠油热采的水平井完井方式。
1 稠油热采水平井有效完井方式
1.1 浅层块状底水特超稠油油藏水平井完井
曙一区构造位于辽河盆地西部凹陷西斜坡中段。曙一区杜84块位于杜84-杜813断块区的北部,其中馆陶、兴隆台油层为目前开发的主力油层,整体构造形态为一向南东方向倾斜的单斜构造,地层倾角2～4°。馆陶油层为一特殊的边顶底水油藏,兴隆台油层为边底水油藏,2套储层均为高孔-高渗型储层,属于超稠油油藏(表1)。
1.1.1 完井结构分析
杜84块馆陶油层与兴隆台油层胶结疏松,属于高孔、高渗、低泥质含量储层,砂岩粒径大,细粉砂含量少,油井出砂。超稠油油藏水平井完井结构由常规TBS筛管完井逐步发展为激光割缝筛管完井,割缝缝宽为0.25～0.4mm,采用的是244.5mm+177.8mm的完井管柱(图1)。
1.1.2 完井成本分析
一般情况下,应在满足水平井完井技术条件下,选择完井费用较低的完井方式,实现水平井高效开发。由表2可知,300m井段水平井采用割缝筛管完井,单井可节约196.6万元,平均每米节约6 600元。虽然前期投入较套管完井成本高,但是套管完井后期射孔费用远高于筛管完井。因此,对于特超稠油水平井而言采用筛管完井成本较低。由于不需要射孔投产,可以减少钻完井交井周期天数,也不容易引起射孔过程中的工程事故。因此,从钻完井成本分析,特超稠油油藏适合于割缝筛管完井。
1.1.3 边底顶水影响分析
杜84块兴Ⅵ组为底水油藏,油层埋深730～850m,单井有效厚度最厚达40.7m,50℃地面脱气原油黏度是12.28104mPas;杜84块兴Ⅰ组油层埋深670～690m,50℃原油黏度是16.8104mPas;馆陶油藏油层埋深530～640m,50℃原油黏度是23.191104m Pas。杜84块兴隆台油层中深750m时地温38℃,地温梯度为3.8℃/100m。因此,在地层条件下,无论是埋藏较浅的馆陶油藏、杜84块兴Ⅰ组的原油,还是埋藏较深的杜84块兴Ⅵ组的原油都是不流动的,超稠油呈固体状态,这样在顶水下层、边底水上层温度较低处形成了一块天然致密的“堵水屏障”阻止了顶底水锥进的发生。从生产情况看,目前水平井生产周期最高的已达到18轮次以上,仍未见水的影响。
1.1.4 防砂效果评价
曙一区杜84块馆陶储层平均孔隙度为36.3%,平均渗透率为5.539μm2。杜84块馆陶组储层岩性主要为中粗砂岩和不等粒砂岩,其次为砾岩、砾状砂岩和细砂岩等,馆陶油层粒度中值平均为0.42mm。杜84块兴Ⅵ组岩性主要为砾状砂岩和含砾砂岩、其次为砾岩和不等粒砂岩等,粒度中值平均为0.47mm。由于该地区属于高孔、高渗的储层,具有出砂程度轻,砂岩粒径大,细粉砂含量少的特点。
因此,割缝筛管以其完井方式简单、渗流面积大的优点,在特超稠油开采中得到成功应用,并通过不断实验,将割缝筛管的缝宽逐步由0.25mm增加到0.4mm,仍满足生产需要。通过地质和实际情况分析,割缝筛管完井在杜84块特超稠油油藏开发生产中能够很好地满足防砂的需要。
1.1.5 满足产能要求分析
对于筛管完井的特超稠油油藏,由于钻井过程中要在保证井壁稳定的前提下安全钻进,虽然采取了一些油层保护措施,但仍对油层产生了一定影响。因此,要对该种完井方式对产能发挥进行分析[7,8,9]。超稠油筛管完井水平井在第一周期注汽的主要参数(表3)。
由表3可见,水平井与同区直井相比,提高了注汽速度,注入压力没有升高(压力普遍低1～2MPa),蒸汽锅炉出口干度可以达到75%以上,说明该完井方式满足超稠油注汽要求。
由表4可以看出,水平井日产油是直井2～4倍,周期累产油是直井3倍。无论是平均日产液、日产油,还是周期累产液、累产油,以及周期油汽比来看,水平井与直井相比,能够更好的发挥油层的潜力,这也说明在满足水平井注汽要求的同时,地层向井筒供液充足,并且注汽解除了近井地带的污染,因此,从满足产能要求分析,筛管完井适合特超稠油油藏。
1.2 薄层特稠油油藏水平井完井
1.2.1 完井结构分析
从油藏角度看水平井除了要开发前面所述的特超稠油厚层块状油藏以外,对于一些应用直井蒸汽吞吐开发效益差的薄层稠油油藏来说,也可以采用水平井的方式进行开发。最典型的就是欢127块边部、锦45块边部及洼60块S1+2油层,这些油藏厚度一般小于15m,采用直井开发效益差,因而实施水平井开发,实践证明区块生产能力得到了有效提升,采收率大幅度提高,开发效果得到明显改善。
洼60块S1+2油层埋深1 320～1 590m,以不等粒砂岩和砾状砂岩为主。油层胶结疏松,胶结物以泥质为主,其次为碳酸盐,地层砂粒粒径不均匀,细粉砂含量高达53%(表5)。
针对洼60块S1+2油层、欢127东块等地层砂粒粒径中值普遍较细,粒径中值在0.15～0.2mm以下的油藏,由于割缝筛管受加工工艺的限制,以及割缝筛管抗压、抗外挤性能较差,加之冲蚀作用使缝隙变大,造成割缝筛管强度降低,无法满足深层特超稠油油藏的防砂完井需求,起不到有效防砂的目的。弹性筛管是选用一定几何尺寸布孔的套管作基管,由过滤罩、筛网、弹性金属纤维、带孔挡板共同构成的过滤单元体,焊接在孔眼内的凸台上,过滤罩的外缘与筛管本体采用外焊使过滤单元体与筛管本体牢固的连接在一起。弹性筛管具有防砂有效期长,防砂效果好,防砂、控砂能力强的特点,最小可以防到粒径为0.15mm的地层砂,能够满足此类深层细砂特超稠油油藏油井开发生产的需要。
与特超油油藏水平井筛管完井不同的是主井眼采用了177.8mm套管、油层段采用177.8mm筛管通径完井方式(图2),两者各有其优缺点(表6)。
由于水平井是采用177.8mm通径管柱完井,消除了因悬挂筛管所遗留的台阶隐患,这样措施管柱就可以顺利地从斜井段平滑地进入水平段,为采油、后续措施和各项作业的施工带来了极大的便利。
1.2.2 完井成本分析
177.8mm通径的筛管完井方式相对于244.5mm+177.8mm水平井筛管完井来说,工序更为简洁,完井技术更为先进,对后期作业更为有利,并大大地节省了成本。
由表7可知,采用套管完井的欢127-平1,射孔完井总费用95.1万元,高于筛管完井的欢127-平1井66.2万元。由于该块出砂严重且多为细粉砂,射孔完井的水平井投产后不久即需采取管内二次防砂,防砂后将导致井眼尺寸变小,否则油井无法正常生产。此外,对于薄层特稠油油藏来说,这类油藏在开采过程中将面临出砂、水侵等问题,因此,在砂害和水害两者之间,防砂是首选,筛管方式完井较适合该类油藏水平井完井。
2 结论
(1)科学合理的水平井完井工艺技术是水平井开采技术的关键之一,它对水平井获得高产,延长油井寿命具有极其重要的作用。
(2)针对不同类型稠油油藏特点,筛选出了适合不同类型稠油热采水平井完井方式。
(3)通过特超稠油及薄层稠油热采水平井的完井结构、产能要求、防砂效果等因素的分析和适应性评价,各项综合因素表明,割缝筛管完井适合浅层特超稠油油藏水平井完井,而弹性筛管完井对于埋藏较深的薄层泥质砂含量高的稠油热采水平井具有较强的适应性。
摘要：针对浅层块状底水特超稠油、薄层边底水及深层边水特稠油等不同类型稠油油藏特点,重点从水平井完井结构、完井成本、防砂效果、满足产能要求等方面进行了系统的分析,提出了适合不同类型稠油热采水平井完井方式,并对其在辽河油田现场适应性做了对比、分析和评价。
关键词：稠油热采,水平井,产能,完井方式
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稠油水平井 第8篇
关键词：新疆油田,稠油,水平井,完井
水平井以其能够有效提高单井产量、降低开发成本、增加经济效益等优势成为油气田开发的先进技术之一。从2007年至今, 新疆油田公司根据开发效果和开发难度, 对克拉玛依油田浅层稠油进行分类, 并采取针对性开采方式实现稠油油藏有效开发。利用水平井技术提高稠油开发效果成为近几年来油田公司致力于提高稠油开发效果上频频使出主要招数之一。随着2013年红山嘴油田红003井区稠油油藏及风城油田超稠油油藏开发方案通过股份公司审查, 新疆油田迎来了大规模开采稠油油藏的局面, 因此对稠油水平井完井技术也提出了更新更高的要求。
1 目前热采水平井常规完井技术
1.1 浅层稠油常规水平井完井技术
新疆油田早在1993年就开始了浅层稠油水平井的钻采尝试, 利用斜井钻机钻成了8口垂深在180~280m左右的斜直水平井。但实际应用表明, 应用斜井钻机钻成的浅层稠油斜直水平井存在斜井钻机作业费用昂贵、钻头和扶正器的连接下入困难、套管在井口丝扣连接作业困难、井口处抽油杆摩阻大、采油和修井的成本高等不足, 用直井钻机钻浅层稠油水平井可以避免这些不足。
目前, 新疆油田用直井钻机钻浅层稠油水平井开发的稠油油藏埋深在130-150m左右, 其固完井方式为:φ244.5mm技术套管下至A点, 进行固井, 水泥返至地面;三开水平段完井采用耐热封隔悬挂器悬挂φ168.3mm精密冲缝筛管, 耐热封隔器封隔技术套管与尾管之间的环空。
该技术的关键是能否将φ244.5mm技术套管安全顺利下至垂深仅有150m左右的的水平段窗口A点。这涉及提供管柱下入动力和大尺寸管柱在高曲率井眼中强度安全问题。通过大尺寸技术套管下入最大井眼曲率和下入摩阻分析及下套管备用加压工具的研究几个方面对管柱的安全下入问题进行了充分评估和研究, 确保固井、完井各项施工的顺利实施。
该技术在2005年研究及试验成功以后, 进行了大规模的推广应用, 到2013年底已在新疆油田累计应用1000余口井。
1.2 浅层稠油SAGD平行水平井完井技术
SAGD平行水平井开采方式, 即由两口水平段平行的水平井组成, 井口中心距离18~20m, 生产井水平段距离储层的底部1m, 注汽井位于生产井上部, 两井水平段之间垂向距离为5m。投产后, 通常刚开始两口井均注高温蒸汽, 形成循环的加热带, 以有效的加热产层。充分加热焖井后, 生产井停止注汽, 注汽井继续注蒸汽, 并从生产井开始抽油。该技术2008年开始在新疆油田重32井区实施, 到2013年底共实施近百对 (两口平行水平井为1对) 。
SAGD平行水平井完井的难点:由于油层筛管尺寸由常规水平井Ф168.3mm增大为Ф177.8mm, 如何保证将完井管串安全顺利下至井底。
对管柱的安全下入问题通过以下几个方面进行了充分评估, 确保完井施工的顺利实施。
2 稠油水平井完井技术发展趋势
2.1 稠油热采水平井均匀注汽完井技术
稠油热采水平井均匀注汽技术及根据电测数据确定高温管外封隔器的安装位置, 封隔器遇热后坐封, 对水平井段实现有效的分隔。第一次在一、二、三井段进行分段注汽 (相当于在油层中建立蒸汽通道) ;第一次采油结束后, 第二次注汽时, 同时向三个井段注汽。由于水平段实现了有效的分隔, 由单点出汽变为多点出汽, 通过调节蒸汽注入点的流量, 可以有效的解决储层非均质性所导致的地层吸汽不均匀的难题。
稠油热采水平井均匀注汽技术优势有以下几个方面:
(1) 均匀注汽技术采用的高温封隔器的膨胀材料仅对温度敏感, 封隔器不会因为循环阻力过大而坐封;
(2) 高温封隔器遇热后能够自动坐封, 且随着注汽时间增加, 封隔器能稳定、持续的对环空进行封隔;
(3) 可以实现均匀注汽, 有利于将更大范围内的稠油从地层中采出来;
该技术可用于风城油田重32井区、重9井区和六东区等非特稠油区。远离断裂, 且油水关系相对简单的区域;砂体分布稳定的区域。
2.2 稠油热采水平井抗高温膨胀尾管悬挂器技术
抗高温膨胀尾管悬挂器技术原理及通过液压力将可膨胀管材制成的悬挂器本体向外胀开, 与上一级套管形成牢固的锚定连接, 实现悬挂尾管。悬挂器基管采用特种合金钢, 既有橡胶金属密封, 又有金属金属密封, 保证了悬挂器在高温热采环境中的密封可靠性。
抗高温膨胀尾管悬挂器技术优势有以下几个方面:
(1) 不用卡瓦挂在尾管上, 对支撑套管无损伤;
(2) 通过多密封件支撑尾管的重量, 提供充足的密封能力;
(3) 尾管悬挂器和尾管顶部封隔器为一整体, 消除泄漏可能;
(4) 结构简单, 操作方便。
因为抗高温尾管悬挂器技术中所有的材料都可以抗>3500C的高温, 所以适合在风城油田重32井区特稠油区域应用。
2.3 稠油热采水平井膨胀筛管完井技术
膨胀筛管完井技术原理及利用液压推动液缸活塞, 液缸产生的推力推动膨胀锥, 膨胀锥迫使筛管膨胀, 边下移钻具, 边膨胀筛管, 直膨胀到设计位置为止。施工后筛管紧贴于油层井壁, 能够预防油层井段的井壁骨架坍塌。
膨胀筛管完井技术优势有以下几个方面:
(1) 根据油层厚度下入膨胀筛管长度使整个油层都处于泄油状态;基管打孔较密, 筛网缝隙合理, 因此膨胀筛管泄油面积较大、生产压差较小。
(2) 能够预防油层井段的井壁骨架坍塌。
(3) 有一定的防砂效果, 现场施工简单。
膨胀筛管完井技术可以在稠油、高含粘土储层、高产气井等疏松砂岩储层粗、中、细及粉砂岩区域中应用。推荐在红003井区等无夹层的区域应用。
3 结束语
稠油水平井 第9篇
随着水平井钻采工艺的发展,水平井在浅层稠油开采上的应用规模逐渐扩大。与直井相比,水平井与油层的接触面积大[1,2],应用水平井蒸汽吞吐开发稠油油藏能较大幅度地提高单井产能。水平井开采可大幅提高注汽量,扩大蒸汽波及体积,提高蒸汽利用率,增加油藏控制面积,从而有利于改善和提高开发效果[3,4,5,6]。
多年的蒸汽吞吐开发实践表明,油层地质参数与注汽参数是影响稠油蒸汽吞吐效果的主要因素[7,8]。为有效开发浅薄层稠油油藏,在油藏地质参数一定的情况下,研究注汽参数(蒸汽干度、注汽速度、注汽强度及焖井时间)对蒸汽吞吐效果的影响规律,并对其进行优化设计。
1 油藏概况
X油藏为浅薄层稠油油藏,根据从油田获取的现场资料,油层普遍夹持在水层和泥岩层之间,油层局部发育。浅层稠油埋藏在200500 m之间,各区块含油层系有所不同,且比较单一。
为了便于对比注汽强度、蒸汽干度、焖井时间、注汽速度4个注汽参数对吞吐开发效果的影响,以X浅薄层稠油油藏为原型,建立疏松砂岩稠油油藏的典型地质模型,模型基本参数见表1。
水平井长度300 m,在蒸汽吞吐过程中,注汽强度14 t/m,注汽速度为400 t/d,井底蒸汽干度为0.5,蒸汽温度为300 ℃。井的最大产液量为120 m3/d,最小井底流压是1.9 MPa,焖井时间是4 d。
2 水平井蒸汽吞吐注汽参数的灰色关联分析
利用数值模拟方法及灰色关联分析方法[9,10]研究蒸汽吞吐注汽参数对蒸汽吞吐效果的敏感性,注汽参数包括注汽强度、注汽速度、蒸汽干度、焖井时间。
如表2所示,分别等比例改变注汽强度、注汽速度、蒸汽干度、焖井时间,比较蒸汽吞吐的开采效果。
灰色关联分析是通过判断各序列曲线几何形状的相似程度来判断比较数列与参考数列的关联,曲线的几何形态越接近,表明比较序列和参考序列之间关联度越大,反之就越小,它用于定量描述和比较一个系统的发展变化态势。
2.1 确定分析数列
选定水平井的周期产油量作为参考序列,记为:
X0={X0(k)|k=1,2,,n} (1)
式(1)中n为序列的长度,即数据的个数。
注汽参数的敏感性分析中,选定注汽强度,注汽速度,蒸汽干度和焖井时间为比较序列。记为:
Xi={Xi(k)|k=1,2,,n} (i=1,2,,m) (2)
式(2)中m为因素的个数。
2.2 变量无量纲化
采用如下公式(3):
2.3 计算关联系数
根据无量纲化的数据序列矩阵,可得到各因素序列和参考序列观测值之间的绝对差值和极值,分别记为:
Δi(k)=|x′0(k)-x′i(k)| (5)
则参考序列与比较序列在该点的关联系数为:
式(8)中,ρ为分辨系数,取值区间为[0,1],ρ的取值影响关联系数的大小, ρ越小,分辨力越大。本次中ρ取0.1。通过式(8)可得到各个比较序列与参考序列在每一观察时刻的关联系数值。
2.4 计算关联度
通过式(9)可以得到各因素序列与周期产油量序列的关联度,结果见表3。可以看出,浅薄层稠油油藏蒸汽吞吐注汽参数的敏感性大小,由此即可得到各注汽参数对水平井蒸汽吞吐效果的影响大小排序为:注汽强度>蒸汽干度>焖井时间>注汽速度。
3 水平井蒸汽吞吐注汽参数优化
在水平井蒸汽吞吐注汽参数敏感性分析的基础上,按敏感性从大到小依次优化注汽参数。
3.1 注汽强度优化
根据稠油热采开发经验,在生产过程中,注汽强度直接影响到蒸汽吞吐的开发效果,在一定范围内,任一周期的产油量与蒸汽注入量成正比。对于具体的稠油油藏来说,蒸汽注入量有一个最优的范围。注汽量太小,周期累积产油量低;注入量越大,加热范围越大,原油产量越高。但注入量过高,会造成地层中原油被推向远离井底的地方,导致油汽比下降,并且停产时间也相应增加。
在注汽速度、蒸汽干度、焖井时间一定的情况下,分别设定不同的注汽强度,此时蒸汽吞吐模拟生产情况见图1、图2。
从图1、图2中可以看出,随着注汽强度的增大,累产油增大,油汽比降低。当注汽强度大于14 t/m时,累产油增加幅度降低,因此建议注汽强度为14 t/m。
3.2 蒸汽干度优化
数模及物模技术模拟研究及大量现场生产实践都表明,蒸汽干度是影响蒸汽吞吐开采效果的重要因素。在相同的注汽强度及注汽速度下,蒸汽干度越高,则蒸汽所携带的热焓值越大,对应油层加热半径越大,周期产油量也就越高。
在优化出的注汽强度14 t/m基础上进行蒸汽干度的优化,分别设定不同的蒸汽干度,模拟结果如图3所示。
从图3中分析可知,随着井底蒸汽干度的增加,水平井的累积产油量不断增加,但当蒸汽干度达50%时,再增加蒸汽干度,增油幅度逐渐减小。若要保证高井底蒸汽干度,需要较高的注汽速度及隔热效果较好的油管,即意味着较高的投入,因此,对于X油藏而言,保证井底蒸汽干度大于等于50%即可,就能取得较好的蒸汽吞吐生产效果。
3.3 焖井时间优化
注汽后焖井,是为了把蒸汽所携带的潜热有效地传给油藏,把油层均匀并充分加热,提高蒸汽的利用率,但焖井时间不能过长,否则将增加向顶底层扩散的热损失。
在优化出的注汽强度14 t/m及蒸汽干度50%的基础上,进行焖井时间的优化,表4为不同焖井时间下的模拟结果。
从表4分析可知,随焖井时间的增加,累积产油量及油汽比增加幅度很小但井筒温度明显降低。总体来讲,由于焖井时间对于累积产油量的影响较小,并为保持较高井底温度及缩短停产时间,因此焖井时间2～4 d为宜。
3.4 注汽速度优化
在优化的注汽强度14 t/m、蒸汽干度50%、焖井时间3 d的基础上,进行注汽速度的优化,模拟结果如表5所示。
注汽速度主要取决于油层厚度、原油黏度、油层压力、注入压力以及油层的吸汽能力等。在注入量相同的情况下,注汽速度过低,将增加井筒内的热损失,减小井底蒸汽干度,从而降低蒸汽吞吐的效果。但注汽速度过高,又会造成油层破裂,导致注入蒸汽窜流到远离井的地方,而使井附近地层没有得到有效加热,降低了蒸汽的利用率。因此,实际数值模拟中注汽压力不能超过地层破裂压力。
如表5所示,随注汽速度增大井底蒸汽干度增大;累产油先增大,当注汽速度增大到300 t/d时,累产油达到峰值,因此建议蒸汽吞吐的注汽速度为300 t/d。从表5中可以看出,注汽速度对周期产油量的影响不大,主要原因是由于地层较浅,蒸汽在油管中的热损失很小。
3.5 不同周期注汽量优化
在蒸汽吞吐过程中,只有逐周期地增加注汽量,增加蒸汽的波及范围,扩大油层中的加热半径,才能保证有足够的可流动的原油,达到蒸汽吞吐降压采油的目的。应用数值模拟方法,2～5周期注汽量分别在前一周期基础上增加0%、5%、10%、15%、20%,对比蒸汽吞吐效果,结果见表6。
从表6中可以看出,周期轮次越高,周期累积产油量越少;不同周期内的累积产油量随注汽量递增百分数的增加而增加。在第二周期中,随注汽量增量的增加,周期累产油增大,油汽比降低;注汽量增量超过10%后,累产油增幅变缓,因此,第二周期注汽量增量优化值为10%。以此类推,最终得到水平井整个生产过程中每周期注汽量较上一周期递增10%左右。
4 结论
(1)浅薄层稠油油藏蒸汽吞吐注汽参数敏感性分析的排序为:注汽强度>蒸汽干度>焖井时间>注汽速度。
(2)以某浅薄层稠油油藏为例,优化了注汽参数。注汽强度是影响蒸汽吞吐开发效果首要生产参数,注汽强度为14 t/m为宜;蒸汽干度越高,蒸汽吞吐效果越好;为提高蒸汽的利用率及缩短停产时间,焖井时间2～4 d为宜;每周期注汽量较上一周期递增10%左右。
(3)在浅薄层稠油油藏蒸汽吞吐过程中,注汽速度是相对不敏感参数,因此,为节省注汽时间,应尽可能增大注汽速度,但为防止地层出砂,注入压力应控制在地层破裂压力以内。
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