水平井双管注汽配合分段完井技术研究与应用

随着水平井技术开发超稠油油藏实施规模的不断扩大,水平井水平段动用不均的矛盾逐渐加剧。分析认为,水平井完井工艺和注汽管柱工艺不完善,是造成水平段注汽不均、从而导致动用不均的两个主要原因。根据水平井水平段储层沿程物性差异分布特点,在水平井完井时采用分段完井技术,在水平段中间物性差井段下入封隔器,将水平段筛管外与油层裸眼之间分隔成两段独立的井段腔室,并在紧挨封隔器位置下入扶正器,保证筛管在裸眼井段居中下入。注蒸汽时,依据井温监测资料判断水平段动用状况,实施双管注汽工艺技术,采用内、外管双注汽管柱注汽方式,分别对水平井水平段跟端和指端部位同时注汽,井口配套工具采用双四通、双悬挂器,同时应用等干度分配器,实现双管柱内的蒸汽流量灵活控制及等干度分配,实现水平段前后井段同时均匀注汽,调整水平段动用程度。     

An Investigation of WAG Process Using Horizontal Wells

In this study, a comprehensive laboratory investigation was conducted for the recovery of heavy oil from a three-dimensional (3-D) physical model, packed with 18°API gravity crude oil, brine and crushed limestone. A total of 15 experiments were conducted using the 3-D physical model with 30 cm × 30 cm × 6 cm dimensions. Basically, water-alternating gas (WAG) process was used for recovering heavy oil. Three groups of well configurations were mainly used: (i) vertical injection and vertical production wells, (ii) vertical injection and horizontal production wells, and (iii) horizontal injection and horizontal production wells. Base experiments were run with water only and carbondioxide alone and optimum rates for WAG process were determined. In CO₂ injection experiments, vertical injection and horizontal production well configuration supplied a higher recovery (15.06% OOIP) than that of the others. Horizontal injection and horizontal production well configuration gave poor recovery with the same gas rate, while vertical injection and vertical production was better off with a lower gas rate. The volumetric ratio of the water and CO₂ slugs (WAG ratio) was varied 1:3 to 1:10 in order to determine optimum conditions. For water alternating gas injection case at a WAG ratio 1:7, vertical injection and vertical production well configuration gave the highest recovery (21.04% OOIP). Waterflooding reached the best recovery (37.20% OOIP) in vertical injection and vertical production well configuration. Oil production from WAG injection is higher than that obtained from the injection of continuous CO₂ or waterflooding alone.     

超稠油水平井蒸汽吞吐开发实践

在跟踪研究现场水平井生产情况的基础上,总结分析了浅层超稠油水平井开发特征,提出了提高开发效果的技术措施。通过优化注汽参数和注汽方式,扩大了蒸汽波及体积,提高了油层的动用程度,从而提高水平井开发的最终采收率。目前,实施了三种均匀布汽方式:步进式注汽、分流式注汽、均点式注汽。工业规模试验结果表明,单一水平井步进式注汽技术能够使得水平段油层逐步得到动用,实施后生产效果良好;分流式注汽方式打孔段油层吸汽效果有所改善,二、三轮产油和油汽比相比第一轮均有所提高;均点式注汽方式使得水平段油层吸汽相对均匀了些,从实施前后的生产效果对比来看,措施后日产液、日产油水平也有明显增加。本文各项措施和手段,对于改善水平井开发效果,指导后续超稠油油藏的开发,以及其他地区此类油藏的开发,具有一定的指导意义。     

水平气井靶点高差对排液的影响

随着川西低渗透致密气藏不断加大水平井开发力度,水平井气井逐渐增多,水平井井筒积液成为气藏水平井开发普遍存在的难题.如果井筒内产生积液,井底回压增大,井口压力下降,产量递减较快,气井携液能力减弱,将导致井筒附近储层的含水饱和度升高,气相渗透率下降,气井难以开采,甚至最终水淹停产.应用水平井筒内流体由分层流向非分层流转变判别式,对影响水平段井筒携液的因素进行分析表明:水平段井筒倾角越大、积液高度越高,水平井筒中气液两相流型更易从层流转向非层流,水平段中的液体也就更易被气流带出.虽然井筒倾角对气体临界流速的影响较小,但井筒倾角越大,井筒内A靶点附近的积液高度越高,液体就更易被气流携带出水平段.通过实例分析也证明,水平井A、B靶点高差对气井排液有影响,B靶点比A靶点越高,越有利于井底积液从水平段排出.     

超稠油水平井分隔配注技术研究与应用

随着钻井技术的不断提高,水平井在超稠油开发中的应用越来越广泛.同时,随着水平井实施规模的不断扩大,普遍存在水平段动用不均的问题.由于水平段长,且采用筛管完井,常规笼统注汽方式的注汽管柱只有一个出汽孔,且下至水平段前部,使水平段注汽管柱内沿程压力分布不均,局部压力高,加上水平段油层非均质性强,近而造成水平段沿程动用不均.为改善开发效果,依据水平井温度监测曲线,合理判断水平段剖面动用状况,应用水平井分隔配注工艺技术,下入耐高温封隔器,将水平段注汽管柱与筛管之间环形空间独立分隔成几段注汽腔室,并对封隔器位置、尺寸和注汽量进行优化设计,采用注汽阀对各段腔室灵活分配注汽量,实现对水平段不同区域分段注汽,提高水平段动用程度,为油田开发持续稳产提供依据.     

应用废弃油气井获得地热能

为了有效的利用现有的废弃油井和气井中存在的大量热能,建立了废弃油气井中循环流体的流动换热方程以及循环流体和岩石的热交换方程,运用数值模拟进行了求解,计算结果表明:循环流体的流量和地温梯度是影响换热量的两个最主要因素。地温梯度Tg分别为25、45和65℃/km时,最大换热量分别为184.12,394.22和604.96 kW。对于确定的地温梯度,总存在最优的流速使换热量或发电量最大;地热能采出系统能够长期稳定运行。对于Tg=45℃/km的工况,第一年和第八年末采出井口流体的温度分别为100.38和99.48℃;两井之间的最小间距应不小于20 m。     

稠油水平井多点注汽技术

欢喜岭采油厂稠油水平井采用常规笼统注汽方式开发,存在水平段动用不均的问题。对常规注汽出汽位置、油层非均质性、蒸汽超覆、汽窜等影响稠油水平井水平段动用不均的因素进行了分析。提出了利用多点注汽设计软件进行计算和模拟井下温场分布,采取蒸汽伞和配汽阀进行分单元多点注汽的多点注汽技术。介绍了多点注汽技术中管柱结构、配汽阀、蒸汽伞、多点注汽设计软件等关键技术的结构及功能。欢喜岭采油厂现场应用结果表明,多点注汽技术实施后,平均单井增油300t以上,最高单井增产达500t以上,该技术能够改善水平段吸汽剖面,有效改善水平井段动用程度,从而达到提高周期产油量的目的。欢喜岭采油厂欢127-H3井应用多点注汽技术,沿整个水平段设计4个注汽阀,措施后排水期由原来的12d缩短为2d,周期产油由761.3t提高到1282.1t。     

超稠油水平井分段注汽配合调剖技术研究与应用

辽河油田超稠油水平井蒸汽吞吐进入中后期开采阶段,逐渐暴露出水平段动用不均、吞吐效果差等开发矛盾。分析认为,由于蒸汽超覆作用,水平段各井段区域储层非均质性差异大,吸汽强度不均,井间汽窜严重;近井地带地层存水增多,含油饱和度下降;油层亏空加大,地层压力下降,油层供液能力不足。依据水平井温度监测资料,合理判断水平段剖面动用状况,采用分段注汽工艺技术,独立分隔水平段注汽腔,灵活分配注汽量,实现对水平段不同区域分段均匀注汽。并通过注入高温复合调剖剂,辅助分段注汽进行蒸汽吞吐,有效封堵水平井段局部大孔道高渗透区域,补充地层能量,抑制汽窜发生,提高蒸汽波及半径,调整水平段动用剖面,实现水平段均匀吸汽,近而起到降黏、驱油助排和提高动用程度的作用,达到改善开采效果的目的,为油田开发持续稳产提供技术依据。     

页岩气水平井钻井液技术的难点及选用原则

我国页岩气资源勘探开发已全面铺开。针对页岩气的成藏特征,页岩气开发以浅层大位移井、丛式水平井布井为主。由于页岩地层裂缝发育、水敏性强,长水平段钻井中不仅易发生井漏、垮塌、缩径等问题,且由于水平段较长,还会带来摩阻、携岩及地层污染问题,从而增大了产生井下复杂情况的几率。解决井壁稳定、降阻减摩和岩屑床清除等问题是目前页岩气水平井钻井液选择和设计的关键。选择页岩气水平井钻井液的原则是确保井壁稳定、润滑、防卡和井眼清洗。油基钻井液可提高水润湿性页岩的毛细管压力,防止钻井液对页岩的侵入,从而有效保持井壁稳定,同时还具有良好的润滑、防卡和降阻作用,是国内外目前采用最多的钻井液体系。当采用水基钻井液的时,利用低活性高矿化度聚合物钻井液或CaCl2钻井液以降低页岩和钻井液相互作用的总压力;采用浓甲酸钾、Al3+盐,可以通过脱水、孔隙压力降低和影响近井壁区域化学变化的协同作用产生良好的井眼稳定作用;对于有裂隙、裂缝或层理发育的高渗透性页岩应使用有效的封堵剂进行封堵;但对于强水敏性页岩地层,水基钻井液在抑制性方面仍然存在局限性。从环境保护的角度出发,甲基葡糖苷钻井液在井壁稳定机理方面与油基钻井液相似,未来可望作为有效的钻井液体系之一。随着以页岩气为代表的非常规油气资源的不断开发,为了满足安全钻井和环境保护的需要,未来页岩气水平井钻井液技术的研究应围绕高效、低成本水基钻井液和低毒油基钻井液来展开。     

毛细管技术在川东气区气井的应用前景分析

川东气区气井进入生产中后期,需采取泡排等措施进行生产。部分气水同产井加注的液态泡排剂不能顺利到达井底,必须停产加注棒状起泡剂才能维持正常生产。部分气水同产井因油套环空堵塞或有封隔器,当井筒积液严重时,只有停产加注起泡剂才能维持生产;高含硫气井在井下油套环空安装封隔器,只能停产从油管加注硫溶剂、缓蚀剂等入井液,影响了正常生产。针对上述生产现状,介绍了毛细管技术的特点和基本参数,分析了毛细管技术在川东气区气井应用前景：对于气水同产井,可采用同心毛细管技术直接将起泡剂加到井底,可保证气井连续带液生产;对于高含硫气井,可采用油管外绑定毛细管完井管柱或同心毛细管,实现硫溶剂、缓蚀剂等入井药剂的加注。     

三元复合吞吐和水平井组合式注汽技术在超稠油开采中的应用

介绍了三元复合吞吐技术的增油机理,并通过试验确定了CO2注入量和表面活性剂注入量工艺参数,分别为蒸汽注入量的2%和0.12%(表面活性剂浓度为0.5%)。2003～2007年,辽河油田特种油开发公司利用该技术改善超稠油开采,累计增油111997.4t。同时,利用水平井组合式注汽技术对4个井组进行了整体注汽。目前,兴H304-309组已见到增油效果,井组增油7979t,油汽比提高0.14。     

兴古潜山油藏水平井完井技术试验

兴古潜山油藏位于辽河坳陷西部凹陷中段,属于块状裂缝型油藏。近几年为了提高开发效果,辽河油田在该区块布置了较多的水平井。已建成的水平井大多采用裸眼完井和筛管完井。为解决水平井在完井过程中尾管段常发生封隔失效的问题,同时提高完井技术和工具对该区块水平井深度大(多在5000m以上)、井眼曲率高(7°/30m以上)的适应性,进行了遇油膨胀封隔器完井试验、液力膨胀封隔器完井试验及水平井分段完井综合试验。试验结果表明:管外封隔器入井系列试验实现了兴古潜山水平井分段完井的目标,为今后该区块的分层分段开发打下了基础;在兴古潜山油藏水平井分段完井方案中,脚跟处的管外封隔器用浸泡膨胀封隔器效果较好;管外封隔器的使用及分段完井技术的应用,可以有效减少投产前的作业量。由于分段完井技术尚处于试验期,建议进一步试验研究。     

Immiscible CO2 Flooding through Horizontal Wells

Abstract

The CO₂ immiscible process is a potentially viable method of enhanced oil recovery (EOR) for heavy oil reservoirs. In an immiscible CO₂ process, part of the injected CO₂ is absorbed into the reservoir fluids and part forms a free-gas phase in the reservoir. Three groups of well configurations were mainly used: (1) vertical injection and vertical production wells, (2) vertical injection and horizontal production wells, and (3) horizontal injection and horizontal production wells. In immiscible CO₂ injection, highest recovery was obtained by vertical injection-horizontal production (VI-HP), followed by vertical injection-vertical production (VI-VP), and the least by horizontal injection-horizontal production (HI-HP). In VI-HP well configuration, the best recovery was obtained as 15.1% OOIP. In continuous CO₂ injection experiments, oil recovery for the VI-HP well configuration was higher than that of the other well configurations. The lowest ultimate recovery was obtained from HI-HP well configuration. The distance between the horizontal injector and horizontal producer was another important factor for the displacement of oil. In all runs, CO₂ breakthrough occurred very early, showing the dominance of viscous forces and relatively small effect of mass transfer between CO₂ and oil. The total oil recovery varied considerably because of the differences in injection rates and because of the unstable displacement. As a whole, oil recovery increased with an increase in the injection rate of CO₂. The cumulative gas-oil ratio (GOR) appeared to be sensitive to the gas injection rate for all well configurations. An increase in oil recovery with injection rate during initial stages of the runs was affected by the cumulative GOR.     

节能型浮式生产储油装置惰气系统

为最大限度地利用FPSO上热站锅炉的烟气,减少FPSO上惰气系统能源消耗,对惰气系统配置及控制方式进行了改进。即惰气系统采用1台烟气模式、1台柴油模式,并与之对应配置2套完全独立的惰气总管,和1套公共控制系统。惰气系统工作时,烟气模式优先运行,烟气量不足时,柴油模式运行,产生的惰气作为烟气模式的补充。采用这种惰气系统,不但对FPSO热介质加热炉产生的烟气可以充分利用,减少柴油消耗量,节约惰气系统燃料成本,而且可以同时进行外输及洗舱作业,提高生产时率。     

塔河油田缝洞型油藏深井注气提高采收率配套工艺

塔河油田储层深(5500~7000m)、地层压力高(50~60MPa)、非均质性强、流体性质差异大;溶洞是最主要的储集空间,裂缝主要起连通通道作用,缝洞单元是基本开发单元。储集体类型复杂,导致剩余油分布认识不清,主要依靠弹性和水驱开发,采收率较低。对于单井缝洞单元而言,目前采取的主要手段是注水替油,前期取得良好效果。但随着注水替油轮次的增加,部分井组注采比逐步上升,替油效果逐渐变差,失效井数增加,导致大量剩余油无法采出。特别是钻遇缝洞储集体边部或相对低位置的油井,其剩余油主要分布在缝洞体的高部位,注水替油效果不明显。考虑到气体注入地层后,在重力作用下向高部位上升,会形成"气顶",排驱原油下移,可有效启动单纯注水无法驱动的"阁楼油"。所以,油田开发后期,采取注气提高采收率技术。在实施注气提高采收率过程中,完善了深井注气的配套工艺,形成了注气-采油一体化井口、注气-掺稀生产一体化管柱、掺稀气举阀、高压气密性封隔器、气水混注工艺设计方法、腐蚀结垢处理方法等一系列配套工艺。2013年1~8月,塔河油田累计实施注气69井次,累计产油5.49×104t。     

全方位加速油气生产

近期中国油气界针对不同类油气的发展孰先孰后、孰重孰轻出现了一些争论。从主体技术(水平井和压裂)和环保措施上看,致密(砂岩)油气、页岩油气、煤层气等都是基本相同的。我国致密油气成功实现规模生产,已掌握的致密油气成套技术为煤层气和页岩油气的发展奠定了相当雄厚的技术基础,不但水平井和压裂各自形成了完整的技术链,而且配套构成了庞大的技术系列,如果再加上改革和监管体系的重大进展,将使以致密油气、页岩油气、煤层气为主体的非常规油气具备良好的发展前景。据估算,目前我国致密油、致密气的产量至少分别占全国油、气产量的1/4和2/5左右。但即使如此,我国由常规油和致密油、重油构成的石油产量增长缓慢,天然气产量增长远不能满足能源构成调整和城镇化发展的需要,这就迫使我们要拓宽油气供应的思路。就国内生产而言,要确立常规和非常规并举,非常规油气中大力促进后起的页岩油气和煤层气的开拓,关注油页岩、煤制油(气)、生物质制油(气)等的发展,这就构成油气广义多元化发展的战略思维,进而因地因时制宜地全方位加速油气生产。     

水平井压裂技术发展现状

水平井水力压裂增产技术对于薄储层、低渗透、稠油油藏以及小储最的边际油气藏改善开发效果、提高单井产量和最终采收率．都具有重要作用。就水平井压裂基础理论研究而言,国外在裂缝起裂、裂缝延伸、井筒和储层温度场、压后水平井产能预测等方而形成了较为成熟的认识,国内略显滞后,但在压后产能预测方而已建立了油藏和气藏压裂研究模型．开发了系列产能预测软件;在水平井压裂工艺的研究与应用方面,国外仍处于领先水平,国内亦进展迅速．如水力喷射分段压裂技术已在吉林、新疆、长庆等油田现场应用,辽河油田也完成了工具设计和模拟实验,但在多级压裂技术方面,国内研究与国外相比尚有差距,需要在封隔器和滑套性能方面进一步研究。由于多级压裂技术．特别是管外封分段压裂技术．属于完井－压裂－采油一体化技术,将成为水平井开发的重要手段。     

注水井循环洗井技术研究

注水井洗井可以清除井筒内的聚集物,减少炮眼附近油层污染。常规罐车拉运洗井方式难以满足大庆油田外围采油厂距离废液处理站远及无洗井流程的注水井洗井需要。进行注水井循环洗井技术研究,根据Hazen“浅池理论”和斯托克斯理论,设计出元动力油水分离系统。该系统工艺结构合理,布局紧凑,通过多级机械塔板的缓冲沉降．实现油水及杂质的无动力分离,适用于注水井洗井工作需要。无动力油水分离系统与加药技术和精细过滤技术合为一体．在洗井水流经无动力油水分离器时,启动加药系统,向污水中加入优选的杀菌药剂,实现油水的分离、杀菌及絮凝。处理后的洗井液通过精细过滤器的二次过滤,达到标准后回注到井内,实现注水井的循环洗井。注水井循环洗井技术克服了常规洗井方式存在的污染环境、耗资大的问题,符合绿色油田的发展需要,具有广阔的应用前景。     

水平井实钻轨迹监控的算法研究及应用

在水平井的实际钻进的过程中,需要对实钻井眼轨迹进行实时监控,而实时监控的主要技术指标——实钻轨迹与设计轨迹的距离,即法面距离的计算过程比较复杂,形式也比较繁琐。为解决这一问题,利用空间圆弧模型的矢量描述技术,重新推导出了法面距离计算所需求解的方程,以及横向偏差和纵向偏差的新公式。以某水平井为实际算例进行了验证。采用新公式计算该水平井的法面距离,待钻井眼轨迹能够中靶,并且进入靶体之后一直保持在靶体轴线附近。结果表明,空间圆弧矢量描述技术在有关的数学公式推导中非常简洁,并且具有很直观的几何意义,能够简化理论公式推导过程,不易产生错误。新公式可用于钻井专用计算机软件的开发,不仅可以减少编程工作量,而且有利于代码维护,具有推广价值。     

水平井实钻井眼偏差图的新绘制方法

水平井的钻井设计方案规定了井眼轨道在水平井靶体内的允许横向偏差和纵向偏差,在实钻工程中,需要以比较直观的形式来描述实钻井眼轨迹与靶体之间的偏差情况。在钻井质量评价工作中,实钻井眼轨迹与靶体之间的偏差也是评价钻井质量的一个重要指标。讨论并推导了靶体轴线上任一点的允许横向偏差和允许纵向偏差的规定方法和计算公式。在计算出实钻井眼的实际横向偏差和实际纵向偏差的数据之后,以井深为横坐标、以横(纵)向偏差为纵坐标,将横(纵)向偏差描绘在平面直角坐标系中,并以线段依次连接,形成横(纵)向偏差图。与以前使用的偏差率圆图相比较,横(纵)向偏差图展现出更为丰富的信息,更能反映出横(纵)向偏差随井深的变化情况,在实际钻井过程中以及钻井质量评价工作中有比较重要的指导意义和应用价值。