遼河油田熱采井鉆完井技術(shù)-圖文

遼河油田熱采井鉆完井技術(shù)_圖文.ppt匯報(bào)提綱工程院概況遼河稠油鉆完井工藝技術(shù)稠油鉆完井工藝設(shè)計(jì)內(nèi)容工程院基本情況介紹工程技術(shù)研究院成立于2000年4月，是勘探局技術(shù)中心。主營業(yè)務(wù)是鉆采工程技術(shù)研究與推廣服務(wù)，主要專業(yè)包括：鉆完井工程、采油作業(yè)、油藏地質(zhì)、油田化學(xué)、鉆井工程監(jiān)督等。人員情況

全院在冊(cè)人數(shù)386人本科以上學(xué)歷215人，占在冊(cè)職工55%中級(jí)以上職稱174人，占在冊(cè)職工45%機(jī)構(gòu)設(shè)置情況鉆井監(jiān)督中心鉆井工程研究所水平井研究所井下作業(yè)研究所鉆頭取心研究所采油技術(shù)研究所油田化學(xué)研究所油田開發(fā)研究所試采油項(xiàng)目部科技科生產(chǎn)科財(cái)務(wù)科經(jīng)營科

人事科質(zhì)安科物管科工程技術(shù)研究院

辦公室黨群部能源開發(fā)研究所特油項(xiàng)目部審計(jì)科保險(xiǎn)辦離退辦資產(chǎn)裝備

固定資產(chǎn)：原值為1.24億元，凈值為0.95億元設(shè)備：原值1.1億元，凈值0.8億元技術(shù)裝備情況LWD隨鉆測(cè)井儀4套無線隨鉆（MWD）5套電子多點(diǎn)測(cè)斜儀2套NPU-900-25DF制氮注氮設(shè)備1套科研項(xiàng)目和科技成果經(jīng)營規(guī)模緊密圍繞遼河油田勘探開發(fā)實(shí)際，經(jīng)過多年攻關(guān)，形成以下工程院優(yōu)勢(shì)技術(shù)多分支井開采技術(shù)側(cè)鉆井鉆完井技術(shù)欠平衡鉆井技術(shù)油井增產(chǎn)措施氣體采油技術(shù)鉆井取心技術(shù)熱采井完井技術(shù)水平井鉆完井技術(shù)匯報(bào)提綱工程院概況遼河稠油鉆完井工藝技術(shù)稠油鉆完井工藝設(shè)計(jì)內(nèi)容遼河稠油鉆完井工藝技術(shù)遼河油田是一個(gè)以稠油為主的油田，稠油產(chǎn)量占原油總產(chǎn)量的70%以上。遼河油田稠油熱采始于上世紀(jì)70年代未。在稠油開發(fā)的初期階段主要采用普通稀油井完井方法，經(jīng)過試采發(fā)現(xiàn)問題很多，主要問題是油井先期損壞造成大量損失，其次是完井不合理影響油田開發(fā)效果。油田針對(duì)發(fā)現(xiàn)的問題對(duì)稠油熱采井進(jìn)行了系統(tǒng)研究技術(shù)得到了不斷發(fā)展。

稠油油藏井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化設(shè)計(jì)技術(shù)稠油油藏鉆井泥漿技術(shù)稠油熱采井套管損壞預(yù)防技術(shù)稠油熱采井固井技術(shù)稠油熱采井完井技術(shù)老井側(cè)鉆技術(shù)稠油水平井鉆完井技術(shù)稠油分支井鉆完井技術(shù)遼河稠油鉆完井工藝技術(shù)熱采稠油井井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)熱采稠油井井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)熱采稠油井井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)熱采稠油井井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)表層套管339.7mm，再用244.5mm鉆頭鉆入目的層下入244.5mm技術(shù)套管，再用215mm鉆頭鉆達(dá)要求井深下入篩管完井或進(jìn)行裸眼礫石充填完井。該井身結(jié)構(gòu)主要用于水平井。

熱采稠油井井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)表層套管339.7mm，再用244.5mm鉆頭直接鉆達(dá)目的層到達(dá)要求井深，下部下入防砂篩管上部連接177.8mm套管固井完成。該井身結(jié)構(gòu)主要用于水平井。

側(cè)鉆水平井完井實(shí)例茨16-146側(cè)鉆水平井完井管柱示意圖稠油油藏鉆井泥漿技術(shù)泥漿技術(shù)是鉆井技術(shù)的關(guān)鍵之一。對(duì)于稠油油藏水平井來說更是直接關(guān)系著油井完成后產(chǎn)量，遼河油田針對(duì)稠油水平井的問題研究了水平井分支井專用泥漿技術(shù)，經(jīng)現(xiàn)場(chǎng)廣泛使用見到良好效益。鉆井液技術(shù)面臨的主要問題斜井段:攜巖、防卡及防塌水平段：攜巖、防卡、防塌、井壁穩(wěn)定、油層保護(hù)建立和完善鉆、完井液體系斜井段：生物聚合物鉆井液水平段：無固相鹽水乳化完井液體系

斜井段:生物聚合物鉆井液

鉆井液組分及配方為：3～5%膨潤土+0.2%~0.4%結(jié)構(gòu)劑+1%~1.5%降濾失劑+1%~1.5%SAS+1%~1.5%潤滑劑+5%~8%礦物油+2%固體潤滑劑+FT-881+溶油性暫堵劑+暫堵劑特性：良好的攜巖性、潤滑性和護(hù)壁性

生物聚合物混油鉆井液性能

性能ρg/cm3

FVsFLmlAVmPa.sPVmPa.sYPPaΦ3PHKf室溫1.04505251213880.06480℃/16h1.04462519109680.059水平段:無固相鹽水乳化鉆井液體系

無固相鹽水乳化鉆井液基本組分及配方為：50%～90%鹽水+10%～50%礦物油+0.2%～0.3%結(jié)構(gòu)劑+1%～1.5%降失水劑+0.5%～1.0%乳化劑OT+2%～3%油溶性暫堵劑+暫堵劑適應(yīng)于篩管完井的稠油水平井特性：良好的攜巖性、井壁穩(wěn)定性和優(yōu)良的保護(hù)油層性能

油層傷害試驗(yàn)無固相鹽水乳化鉆井液靜態(tài)損害試驗(yàn)巖芯號(hào)實(shí)驗(yàn)溫度℃油相初始滲透率Koi*10-3μm2損害后滲透率Kdi*10-3μm2Kd/ko(%)龍47-253200.03120.029594.6龍47-253-7800.03740.031293.4滲透率恢復(fù)值在93.4%以上，對(duì)巖心損害小。稠油熱采井套管損壞預(yù)防技術(shù)遼河油田稠油油藏完井在前期階段都采用與普通油井相同的完井方法與完井工藝進(jìn)行油井完成。當(dāng)開采一段時(shí)間以后發(fā)現(xiàn)熱采井套管損壞嚴(yán)重（有部份區(qū)塊套損率已達(dá)60%c以上），油井套管在注蒸汽過程中上漲嚴(yán)重上長影響油井正常生，油井出砂嚴(yán)重影響油井的正常生產(chǎn)。因此開展了稠油油藏完井技術(shù)研究。熱采稠油井套管損壞原因分析

熱應(yīng)力大是造成套管損壞的主要原因油井出砂也是套管損壞的重要原因API圓螺紋接頭和偏梯形螺紋接頭不適合熱采井要求水泥封固質(zhì)量不好與水泥環(huán)空段套管易變形隔熱管和隔熱措施不利影響很大

熱采稠油井套管設(shè)計(jì)

套管的選擇套管強(qiáng)度計(jì)算套管柱設(shè)計(jì)

套管強(qiáng)度計(jì)算大量現(xiàn)場(chǎng)實(shí)況調(diào)查及理論研究結(jié)果表明，注蒸汽熱采井套管柱發(fā)生強(qiáng)度破壞的主要部位是在封隔器以下的油層段及封隔器附近的井段。主要破壞形式為拉斷。因此，計(jì)算注蒸汽熱采井套管柱的強(qiáng)度，只關(guān)注最大熱載荷及其相應(yīng)的熱應(yīng)力是不夠的，應(yīng)該進(jìn)一步關(guān)注吐液降溫之后的殘余拉伸應(yīng)力。因?yàn)檫@種殘余拉伸應(yīng)力才是和熱采井套管主要破壞形式直接相關(guān)的。

套管柱上主要的強(qiáng)度危險(xiǎn)區(qū)（1）封隔器以下高溫區(qū)的管段（含直管段和彎管段），這里的熱脹軸向壓力最大，熱脹彎矩也可能很大，同時(shí)還有固井時(shí)留下的初始應(yīng)力（含預(yù)拉應(yīng)力及彎管段的彎曲應(yīng)力）。（2）封隔器附近接箍鄰區(qū)的管段，這里的熱脹軸向壓力并非最大，但熱脹引起的局部圍壓能使管壁產(chǎn)生相當(dāng)大的局部彎曲應(yīng)力。

稠油熱采井套管設(shè)計(jì)強(qiáng)度條件

a高溫區(qū)管段初始應(yīng)力應(yīng)該滿足的強(qiáng)度條件b高溫區(qū)管段熱應(yīng)力（殘余拉伸應(yīng)力）應(yīng)該滿足的強(qiáng)度條件c封隔器附近管段熱應(yīng)力（殘余拉伸應(yīng)力）應(yīng)該滿足的強(qiáng)度條件

套管柱設(shè)計(jì)

如果熱采井設(shè)計(jì)使用的蒸汽溫度過高，又缺乏高強(qiáng)度的管材，這種情況下要滿足套管柱強(qiáng)度設(shè)計(jì)的安全條件，可能發(fā)生困難。解決這種困難的有效措施在于設(shè)法吸收部分熱脹變形，降低套管柱上高應(yīng)力部位的應(yīng)力值。為了解決這一困難遼河油田研究成功了熱應(yīng)力補(bǔ)償器、地錨、外加厚套管。

遼河油田所用熱應(yīng)力補(bǔ)償器結(jié)構(gòu)示意圖

稠油熱采井固井技術(shù)根據(jù)理論研究的結(jié)果及現(xiàn)場(chǎng)調(diào)研資料，增加套管外水泥環(huán)高度，有利于減少套管損壞，尤其對(duì)于熱采井油層頂界以上水泥環(huán)的高度與保護(hù)套管有著直接關(guān)系。這就要求熱采井固井時(shí)把水泥漿返出地面。稠油油井選定的水泥漿主要技術(shù)指標(biāo)為

低密度水泥漿密度<1.5g/cm3水泥漿析水接近或等于零水泥漿失水量≤400ml/>&MPa×30min稠化時(shí)間2-3小時(shí)水泥石抗壓強(qiáng)度≥10Mpa(72h)水泥石抗溫≥350℃稠油熱采井完井技術(shù)

完井方法選擇是確保油田開發(fā)效果的重要一環(huán)，完井方法選擇好壞直接關(guān)系油井產(chǎn)量，完井好壞也直接影響油井壽命，完井好壞還將油田下一步增產(chǎn)措施。因此，完全可以說完井好壞直接影響油田開發(fā)效果。遼河稠油完井用防砂篩管繞絲篩管結(jié)構(gòu)示意圖預(yù)充填礫石篩管示意圖金屬材料預(yù)充填篩管結(jié)構(gòu)示意圖老井側(cè)鉆技術(shù)

遼河油田經(jīng)過40多年的勘探開發(fā)，油田生產(chǎn)已進(jìn)入中后期，老油區(qū)油氣井生產(chǎn)狀況逐漸變差，目前已有相當(dāng)數(shù)量的油氣井不能正常生產(chǎn)，為了有效利用遼河油田大量存在的停產(chǎn)井，遼河油田進(jìn)行了老井側(cè)鉆。針對(duì)側(cè)鉆井存在問題研究了大量相關(guān)技術(shù)。年度井?dāng)?shù)口當(dāng)年增產(chǎn)原油×104t歷年累增油×104t年度井?dāng)?shù)口當(dāng)年增產(chǎn)原油×104t歷年累增油×104t1992443.83.8200019622.2492.51993545.611.3200121832.7585.119941048.725.6200222533.2718.7199519913.054.3200322330.3768.6199622020.0103.6200420829.2815.3199710412.2155.2200522631.3865.61998998.2254.0200621730.6908.519991199.6370.6合計(jì)2456908.5側(cè)鉆井技術(shù)擴(kuò)孔技術(shù)本體102mm接箍110mm環(huán)空間隙4～8mm井眼118mm本體127mm接箍142mm環(huán)空間隙5～12mm井眼152.4mm5??套管側(cè)鉆井

7?套管側(cè)鉆井

技術(shù)優(yōu)勢(shì)：1.擴(kuò)孔可以清除井壁泥餅，提高水泥與地層的膠結(jié)質(zhì)量，防止油氣水竄；2.經(jīng)擴(kuò)孔的井可以下入合適的扶正裝置使尾管居中，以減少因尾管偏心造成的油氣水竄；3.擴(kuò)孔解決了窄間隙固井的難題，有利于提高固井質(zhì)量，防止油氣水竄；4.擴(kuò)孔可以明顯降低尾管外環(huán)空的流動(dòng)阻力，減少因高壓差使泥漿或水泥漿進(jìn)入油層造成的污染；5.擴(kuò)孔可以清除井壁污染帶，加大泄油面積，有利于提高油氣產(chǎn)量；6.擴(kuò)孔加大了水泥環(huán)厚度，在保護(hù)尾管的同時(shí)，提高了油井抗作業(yè)、蒸汽吞吐等過程的破壞能力，有利于延長側(cè)鉆井壽命。

尾管預(yù)應(yīng)力固井技術(shù)

根據(jù)熱采井特點(diǎn)、力學(xué)理論和材料特性，進(jìn)行尾管預(yù)應(yīng)力完井技術(shù)理論研究，并研制出了液壓尾管地錨和預(yù)應(yīng)力懸掛錨定器配套使用的尾管預(yù)應(yīng)力完井工具。預(yù)應(yīng)力懸掛錨定器側(cè)鉆井液壓尾管地錨一體式斜向開窗技術(shù)應(yīng)用研究稠油水平井鉆完井技術(shù)水平井技術(shù)是世界公認(rèn)開發(fā)油田的先進(jìn)技術(shù)。在開發(fā)稠油油藏上水平井技術(shù)同樣是一個(gè)優(yōu)秀技術(shù)。遼河油田經(jīng)過多年的探索攻關(guān)終于從水平井在稠油上效果差到全面掌握了用水平井開發(fā)稠油技術(shù)，到現(xiàn)在水平井技術(shù)已成遼河油田稠油開發(fā)的主力技術(shù)?，F(xiàn)在遼河油田一年要完成近200口水平井。杜84-平1-1杜84-平1-2A水層油層泥巖層水層“S”形剖面(杜84-館平11井)A泥巖層油層水層“L”形剖面(歡127-平2井)杜84-平45井初期平均日產(chǎn)油95t/d目前累積產(chǎn)油9614t直井+水平井SAGD，有效挖掘超稠油井間剩余油初期平均日產(chǎn)油77t/d目前累積產(chǎn)油7941t杜84-平46井平45平46水平井與直井生產(chǎn)時(shí)間對(duì)比圖水平井與直井周期累油對(duì)比圖水平井與直井注汽壓力對(duì)比曲線杜84塊超稠油油藏水平井與臨近直井對(duì)比水平井與直井噸油成本對(duì)比曲線水平井直井稠油分支井鉆完井技術(shù)

分支井是世界石油開發(fā)的前沿技術(shù)之一，在稠油油藏開發(fā)上它也得到了充分的發(fā)揮，遼河油田實(shí)踐應(yīng)用證明分支井開發(fā)稠油有良好的經(jīng)濟(jì)效益。多分支井的基本概念

分支井對(duì)井眼主井眼形態(tài)沒有要求，體現(xiàn)分支井技術(shù)水平高低的是完井方式而不是井眼軌跡。主井眼可以為：直井、定向斜水平井;分支井眼可為:定向斜井、水平井等.5分支的多分支井F1F2F3F4F5多支井完井管柱示意圖F1F2F3原井1456.341656.341856.34海14-20CF井側(cè)鉆三分支井F1分支

完鉆井深1945m，開窗位置1600m，裸眼段長345mF2分支

完鉆井深2045m，開窗位置1582.72m，裸眼段長463mF3分支

完鉆井深2066m，開窗位置1562m，裸眼段長504m高３-４-１７分支井井眼軌跡三維視圖采油生產(chǎn)情況投產(chǎn)日期：2005年2月9日生產(chǎn)方式：井筒摻稀油降粘初期產(chǎn)油：9.8噸/日平均產(chǎn)量：19.3噸/日，相當(dāng)于直井的6倍以上累計(jì)產(chǎn)量：3349.8噸杜84－興平238魚刺分支井現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)魚刺分支井井位部署井位部署鉆探目的：提高水平井主井筒注汽效果，最終達(dá)到提高采收率的目的開鉆次序井深(m)鉆頭尺(mm)套管下深(m)套管尺(mm)完井方式備注一開300φ444.5300