水平井热采开发边底水稠油技术研究

稠油油藏受边底水的束缚和制约,开发过程中暴露出直井常规开采出砂严重、含水上升快、储量动用程度低、油藏采收率低等突出问题。针对边底水稠油油藏存在问题,开展边底水稠油油藏水平井热采开发技术研究,进一步改善油藏开发效果。通过深化油藏地质研究,剖析制约油藏开发的主要因素,应用先进的油藏数值模拟手段,研究并优化设计了热采水平井的技术界限,形成了热采水平井工艺配套技术。该技术应用于现场,大幅提高了边底水稠油油藏的储量动用率及采收率。

谈水平井热采工艺在采油工程中的应用

随着石油产业的发展,在开采过程中采油水平井热采工艺是很有必要的。文章主要阐述了水平井热采工艺的概念以及水平井热采工艺在采油工程中的实际应用。

热采水平井出砂段套管变形及屈曲风险分析

针对储层出砂对热采井套管变形及稳定性影响的问题,开展了高温蒸汽对稠油储层岩石性质的影响试验;结合传热及热-固耦合理论,建立二维套管-水泥环-地层和三维套管屈曲模型,分析了注热过程中储层出砂对套管变形及屈曲的作用机理,并对比了不同出砂程度对套管变形和屈曲的影响规律。分析结果表明:储层出砂时,套管同时受热应力及周向非均匀地应力作用而产生内壁屈服,随着出砂区域增大,塑性变形逐渐增大;当出砂加剧导致地层亏空时,出砂段套管受储层岩石支撑作用减弱,注热形成的轴向热应力存在导致套管屈曲的风险;注入蒸汽温度为350℃条件下,地层亏空段小于3 m时套管没有屈曲风险;地层亏空段为4 m时,注热过程中套管轴向力达到临界屈曲载荷4 876.9 kN,对应临界屈曲温度为304.9℃,存在屈曲风险,且随着地层亏空段长度的增加,出砂段套管发生屈曲的临界载荷和对应温度均明显降低,屈曲风险加剧。研究结果可为热采井防砂设计及套管选型提供理论指导。

稠油油藏热采水平井均衡采油新方法

热采水平井技术在稠油油藏开发中已得到广泛应用,但由于储层的非均质性,导致水平段流量剖面不均匀,影响了稠油油藏热采水平井的开发效果。为此,提出了采用中心管变密度打孔以实现稠油油藏热采水平井均衡采油的新方法。通过对实际储层渗流压降、泄油孔节流压降、中心管管流压降进行耦合,建立了稠油油藏热采水平井均衡采油数学模型,确定了模型的求解方法,并结合实例进行了优化设计。结果表明,通过优化热采水平井中心管泄油孔密度分布,可有效调节水平段流量剖面,从而实现热采水平井的均衡采油,改善稠油油藏储量动用程度。

春光油田春10井区热采水平井层间窜封堵剂研制及其性能评价

基于春光油藏基本特征研究及水平井水窜特征分析,针对春光油田因地层易出砂,大部分热采井下有机械防砂管柱等现状,结合封堵调剖剂可注入性和封堵能力,合成了一种新型地下交联凝胶窜封堵水体系。该体系以丙烯酰胺和N-N二甲基双丙烯酰胺为原料,通过实验对其配方进行逐级优化。结果表明,凝胶窜封堵水体系具备良好的长期稳定性、抗温耐盐性、抗剪切抗压性、封堵能力。2015年至2016年凝胶堵水剂应用于春10Ⅱ2-9-3H井,实施多轮次调堵施工工艺后,日产液量、含水率和日产油量体现出逐渐稳定趋势,效果显著,满足春10井区热采水平井层间窜封堵技术要求。

热采水平井改善吸汽剖面技术研究及应用

热采水平井蒸汽吞吐时水平段吸汽不均衡,造成水平段动用不均。鉴于此,对热采水平井改善吸汽剖面技术进行研究。首先,建立油藏-井筒流动耦合模型及储层热-流-变形三场耦合模型,定量分析了油层物性参数、非均质性及注汽口位置对吸汽剖面的影响。然后,根据上述分析结果,设计了均衡注汽完井工艺管柱。该管柱可实现注采一体化及均匀注汽以及长水平段、非均质储层的均匀注采。现场应用结果表明,热采水平井改善吸汽剖面技术可以改善热采水平井长水平段的吸汽剖面,实现均衡注汽,提高水平井的动用程度。

浅层稠油热采水平井测试技术研究及应用

介绍了一种新型连续抽油杆式电缆测试工艺.该技术测试数据采集采用TPS-9000型数控系统,可提供高精度测试井剖面资料,实现热采稠油水平井全井段注汽、采油阶段多点温度参数的录取,具有现场操作简单便捷。安全的特点。

热采水平井套管补贴加固工具研制与应用

由于热采水平井的井身结构所限和高温注气生产要求,传统的应用于常温的套损修复技术已经不能适用于热采水平井套管补贴加固的技术要求。针对上述问题,研制了一种适用于热采水平井的套管补贴加固工具,该工具利用液压提供动力,采用金属密封胀头配合加固管进行套管破损位置的修复,具有成本低、实施简单可靠、悬挂力大、密封耐压和耐温高等优点。该工具有效解决了热采水平井生产中后期所产生的套损问题,并在现场应用中取得了很好的效果。

热采水平井蒸汽流量自调节装置

为改善热采水平井的注汽效果,提高注汽热效率,设计加工了热采水平井蒸汽流量自调节装置。根据油藏的物性优化设计配汽器的结构,利用节流原理达到热采水平井均匀注汽的目的。该套装置已在胜利油田现河采油厂、河口采油厂、孤岛采油厂、孤东采油厂、新堪等热采区块推广使用1 500井次以上。经现场应用表明,可大大改善热采水平井水平段的注汽剖面的均匀性,提高热采水平井的注汽质量,保证注汽计划的顺利实施,提高稠油热采整体开发效果,增油效果十分显著。

热采水平井管外封隔器封隔材料高温力学性能试验

国内外各油田运用水平井热采技术开采稠油已形成一定的规模,与传统方式相比,取得了明显的经济效益。近年来通过监测发现,稠油水平井注汽后只有1/3井段吸汽,影响了热采效果。为解决水平井吸汽不均匀的问题,需要采用管外封隔器对水平井段进行分段完井。在热采水平井中,井下工作温度可达300℃,而现有的封隔器高分子封隔材料不能满足稠油热采的要求。通过高温(300℃)试验研究,得到了一种适合于稠油热采的管外封隔器封隔材料,并获取了这种新的封隔材料的应力-应变关系及杨氏模量等力学参数,为预测封隔器在高温下的工作性能提供了重要依据。

热采水平井多点注汽工具设计与试验研究

多点注汽是改善稠油热采井吸汽剖面、提高采收率的有效工艺,蒸汽限流分配器是实现该工艺的关键工具。以热采水平井吸汽能力模型为基础,综合考虑油藏物性、井筒汽液两相流压降的影响,设计蒸汽限流分配器,实现沿水平井筒蒸汽注入量的调配。通过水平井注汽地面模拟试验,验证蒸汽限流分配器的有效性,并研究注入参数的影响。结果表明:调配蒸汽限流分配器的通流面积后,试验单元流量分布的均匀性得到明显改善,不均匀系数最大降幅为93.8%;随着泵排量的增大,流量分布不均匀系数先减小后增大;蒸汽限流分配器与封隔器的优化组合是实现水平井多点注汽工艺的有效方法。

热采水平井套损机理研究及对策

热采水平井发生套损后，修井难度大、费用高，成为影响超稠油开发的重要因素。选取辽河油田曙一区兴隆台油层的水平井，开展套损机理研究。该研究区储层埋深650～1050m，为高孔高渗砂岩油藏，原油具有三高一低特点。采取注蒸汽开发方式。截止到2012年底，已累计实施水平井223口，其中共计37口水平井发生套损现象，占水平井总数的16．6％。水平井套损分为悬挂器坏、油层套管坏和筛管坏3种类型。在对研究区热采水平井套损情况统计分析基础上，总结水平井套损部位及类型，得出注汽过程中产生的热应力、地层变形挤压水平井套管．是造成水平井油层套管损坏的主要原因；水平段钻遇泥岩、泥岩注汽过程中吸水膨胀卡住筛管，导致热应力无法释放．是筛管损坏的主要原因。在此基础上，提出优化钻井轨迹、加强随钻跟踪调整、提高大斜度段套管强度、加强生产管理等措施．预防水平井套损情况的发生。同时，对已发生套损的水平井，可利用大修、侧钻恢复生产。

热采水平井复合调剖技术研究与应用

曙光油田D块热采水平井采出程度高,地下亏空大,地层能量不足,而且水平段动用不均情况严重,导致吞吐效果变差。目前针对热采水平井的增产措施作用单一,局限性大,不能同时解决上述两个问题,为此创新研究出复合调剖技术。复合调剖技术需要既能耐长时间高温,又不存在固相颗粒堵塞水平井筛管的调剖剂,由此研发了一种新型无固相高温凝胶调剖剂。为了解决新型无固相调剖剂封堵强度低、不耐高温的问题,引入了有机交联剂(酚醛树脂)和热稳定剂,成功提高了调剖剂封堵强度,并使调剖剂耐温指标达到了250℃左右。另外还引入了缓成胶剂(草酸),使得更多的药剂进入高动用层封堵高渗层。复合调剖技术通过向油井同时注入二氧化碳、新型调剖剂及表面活性剂,将补充地层能量与调整水平段动用相结合。复合调剖技术在D块已实施62井次,有效52井次,阶段有效率83.9%,平均单井注汽油压上升0.9MPa,平均单井增油563t,油汽比提高0.03。

热采水平井找堵水技术在春光油田的应用

针对春光油田稠油热采水平井原油黏度高、隔层薄、出水点复杂、常规找水不适应的问题,开展了热采水平井动态温剖找水技术研究。通过在水平段下入分布式温度测试仪,改变生产工作制度,造成出水位置温度异常,实现准确找水。并在找水认识的基础上开展了工艺配套,利用液体胶塞先对后段非出水点进行暂堵保护,后续注入低温凝胶及高强度纳米堵剂对出水段进行逐级封堵,从而形成一套热采水平井找堵水技术。现场应用两井次,达到了改善热采水平井高含水状况,提高水平段动用程度和开发效果的目的,周期增油226.0 t。该技术为高含水热采水平井治理提供了一种新的技术方法。

A油田热采水平井出水机理及找水方法研究

针对热采水平井出水影响因素复杂,并严重影响其开采效果的问题,采用数值模拟方法研究目标A油田热采水平井含水上升的影响因素,包括水平井的水平段长度、日产液量等,分析出水机理,并利用正交试验分析法进行多因素影响次序研究;基于A油田高含水水平井出水原因分析,提出生产动态与测井资料综合分析找水法,并制定判定标准。应用目标A油田两口典型高含水热采水平井ABA98、ABA03的生产动态、压力测试、井口温度以及产出水矿化度等资料,综合分析两口井的产出水来源,判断各井的出水原因,并结合测井资料分析出水位置。

孤岛中二南稠油热采水平井开发适应性研究

孤岛油田中二南部Ng63层稠油油层经历了常规冷采到蒸汽吞吐开发阶段,针对稠油油藏非均质性较强,直井生产效果差,开展了稠油热采水平井开发技术。从地质条件、水平井井区地下存水分析、数值模拟剩余油分布研究等方面进行了水平井适应性研究,提出了目标区三口不同长度热采水平井的具体位置。

基于井筒温度剖面的热采水平井找水方法

热采水平井出水机理复杂,寻找出水点是高效堵水的关键。针对目前常用找水方法具有仪器起下困难、油井动态测量成本高等问题,提出了一种基于井筒温度剖面的热采水平井找水方法。基于传热学及多相管流理论,在井筒内油水两相流体流动的状态下,综合井筒处热对流及热传导、焦耳-汤姆生效应以及重力做功产生的井筒温度变化,与重力及剪切力做功引起的井筒压力降,建立热采水平井生产阶段井筒温度计算模型,得到生产时水平井井筒温度剖面。由于生产过程中水平井井段的出水会导致该段流体温度异常,通过对比理论剖面与实测温度曲线的差异,可以确定出水位置,根据温度可进一步分析产出水来源。

排601块热采水平井堵水体系研制与应用

针对春风油田排601区块边底水入侵、油井含水上升日益严重及现有堵剂适用性差等问题,合成和研制了一种耐温120℃,抗矿化度22×10~4mg/L的新型硅盐树脂体系。室内实验评价了硅盐树脂体系的黏度、耐冲刷性、热稳定性,实验结果表明:堵剂具有良好的注入性能,对油水两相具有很好的选择性,偏向堵水不堵油,具有良好的耐水冲刷性能。采用多孔介质模型进行了堵剂驱替模拟实验,实验结果表明:堵剂封堵性能较好,质量分数为5%即可以满足2μm^2油藏封堵要求;耐冲刷,注水冲刷50 PV后仍然维持相当压力;堵剂具有优异的油水选择性,堵水率>80%,堵油率<20%。在春风油田排601块开展了7口热采水平井的堵水施工,矿场试验表明:7口井均在不同程度上见到了效果,综合含水率下降,累计增油8 443.9 t,施工效果明显。硅盐树脂体系为热采水平井堵水提供了一种新选择,为同类型油藏堵水矿场实践提供了依据。

蒸汽热采水平井管柱受力稳定性分析研究

针对热采管柱设计时未充分考虑作业过程中管柱的受力变化的情况,考虑蒸汽热采井井下复杂工况,研究复杂约束条件对完井管柱的稳定性影响。推导并建立复杂约束条件下管柱受力计算模型,以实际热采水平井B05-P2井为例,分析井身结构、高温蒸汽注入等复杂工况对完井管柱的稳定性影响。结果表明,管柱下入过程井身弯曲段对管柱受力状态影响最大;注蒸汽阶段套管柱因热胀效应产生的位移无法释放,易引起水平段破坏,失效形式主要是失稳破坏;将现场所用补偿距离与理论所需最小补偿能力对比,证实该约束条件下管柱受力分析方法具有良好的适用性,建议在完井时根据实际工况增加适当规格的补偿器或预留部分空间。

营13东二热采水平井堵水技术应用

东辛营13东二段油藏低效水驱转热采开发以来,累积注汽2.8×104t,累计增油6.1×104t,累积油汽比2.18,热采开发整体效果理想。但随着开发深入,有部分热采水平井出现含水上升快、高含水等问题。为此,研究该区块含水上升规律,把握堵水时机,对比分析并综合应用堵水技术,降低含水率,成为现实需求,营13平12井第一轮注汽后,含水由60%很快上升至97.3%,研究分析并应用堵水技术后,进行了第二轮注汽,开井后含水从97.3%降至64.7%,一举扭转了该井含水不断上升的趋势,实践证明,对于含水上升快、高含水热采水平井,采取堵水技术措施,可有效降低含水并控制含水上升速度,提高热采水平井开发效果。