辽河油田水平井防砂工艺技术研究

截至2013年12月底,辽河油田水平井总数已超过1300口,其中大部分为部署在砂岩油藏的稠油热采水平井。由于稠油油藏胶结疏松,经过蒸汽的反复冲刷,加之稠油携砂能力较强,油井出砂问题十分普遍。对此,辽河油田钻采工艺研究院通过科研攻关,形成了针对不同区块、不同出砂情况的水平井系列防砂技术,主要包括:水平井筛管防砂技术、水平井反向砾石充填防砂技术、水平井化学固砂加固井壁防砂技术等,并成功应用于现场。实践表明,水平井割缝筛管技术适用于出砂粒径较粗(大于0.15mm)的出砂区块,水平井反向砾石充填工艺适用于细粉砂区块(小于0.07mm)的出砂治理,而水平井化学固砂加固井壁防砂技术适用于套变井的防砂治理。以上防砂技术的应用,有效解决了出砂造成的水平井套损、检泵频繁等问题,提高了水平井开发效果,逐渐成为油田开发的核心技术。     

过热蒸汽装置-提高稠油开发效果的有效设备

本文介绍的过热蒸汽装置技术首次将普通锅炉软化水产生的湿饱和蒸汽直接过热,根据稠油热采工艺需要生产出蒸汽温度（320～400）℃,过热度（30～100）℃的过热蒸汽,用于稠油油田注过热蒸汽吞吐开采,试图对传统注湿饱和蒸汽稠油热采进行技术革命,为稠油油田高效开发提供了新途径。哈萨克斯坦肯基亚克盐上稠油实验区现场运行表明：注过热蒸汽较普通热采的驱油效率提高6％～12％以上,单井稠油产量相对第一轮常规湿饱和蒸汽吞吐平均日增油量达1～8t,并普遍延长了注过热蒸汽井的生产周期,是一项可提高稠油开发效果的有效措施,对实现稠油热采领域节能降耗具有重要意义。     

环空注氮气稠油热采井筒中的干度变化

蒸汽干度是影响注汽开采稠油工艺的主要参数,本文运用传热学、热力学及流体力学等学科知识,提出一种蒸汽干度的计算方法。首先分析了注汽井筒的传热过程,并在考虑压力变化的前提下建立了数学模型,计算得出井筒热损失量,最后确定井筒中任意处的蒸汽干度。以海底蒸汽井为例,分析井中干度随深度的变化情况,为热采注汽系统的现场工艺设计提供参考。     

林樊家油田精细油藏描述及开发技术浅析

利用精细地层对比及微构造描述技术、沉积微相划分及储层评价技术、综合物探技术对东营凹陷林樊家油田进行了油藏精细描述。结果表明林樊家油田馆陶组油藏埋藏浅，油层胶结疏松，地层砂粒度中值小，出砂严重。因此应用了绕丝筛管砾石充填防砂技术和压裂防砂技术进行治理。两口井的效果分别为：平均单井日产液19．9t／d，日产油4．6t／d，年累计产油2641t；平均单井日产液19．4t／d，日产油8．3t／d，年累计产油4704t。     

井壁和地层骨架力学稳定性分析和完井方式选择

通过对井壁力学稳定性、地层骨架出砂机理和判断方法等的分析,得出了地层力学稳定性和骨架出砂、防砂对完井方式选择的判断方法和标准①可以通过Bradley井眼周围应力计算方法和Von·Mises剪切破坏理论法判定井眼是否会发生力学上的不稳定,从而作出裸眼完井或支撑井壁的完井方式的选择;②根据岩石破坏理论,当岩石的抗压强度小于最大切向应力时,井壁岩石不坚固,将会引起岩石结构的破坏而出砂,据此可判断在各种生产压差下地层骨架砂是否会遭到破坏,从而选择合适的防砂完井方式.同时,分析了注水、压裂、酸化、稠油、防砂方式、垂直或高陡角裂缝油层、层间压力差异大小等因素对力学稳定性分析的影响.     

稠油油藏注空气改善开发效果研究与试验

杜80块油藏属超稠油油藏,含油面积为1.68km2,石油地质储量为1012×104t,采用注蒸汽吞吐开发,累积产油89.69×104t,累积注汽254.7×104t,累积油汽比0.38,阶段采出程度7.4%,采油速度0.62。伴随着多轮次蒸汽吞吐开发,油层低压力、低油气比矛盾越来越突出,周期递减逐渐加大,效果越来越差,汽窜呈逐渐加剧趋势,严重影响区块油井产量。提出应用注空气辅助蒸汽吞吐技术改善开发效果。对于稠油油藏,注空气驱油机理主要是燃烧产生的热和蒸汽,使原油降黏。与热力采油和化学采油技术相比,注空气技术在操作成本、采收率、经济效益等方面具有明显优势。理论研究及现场先导试验显示,注空气辅助蒸汽吞吐技术适合于井间气窜不严重、油层温度高(100℃)、油层动用不均衡、地层有倾角、地层压力低、胶质和沥青质含量相对较高的井,可以改善普通稠油、超稠油低产低能问题,恢复地层压力,改善稠油蒸汽吞吐效果。同时,通过合理监测及细化生产管理,亦可保证现场操作安全可靠。     

稠油热采水平井分段完井技术研究

作为中国最大的稠油生产基地,截至2012年底,辽河油田水平井已超过1200口,形成了年产油250×104t以上的生产能力,为辽河油田千万吨稳产提供了强有力的支持。其中,热采稠油水平井有800余口,这部分水平井大多采用筛管完井,且没有管外封隔器,筛管与地层之间无法实现有效分隔,注汽时只能采用笼统注汽或筛管内分段注汽,由于油藏在平面及纵向上的非均质作用,使水平井段存在动用不均现象。经统计,水平井动用不均井数占全部热采水平井数的80%,水平井段动用较好的井段仅占水平段长度的1/2～1/3,严重影响了油井产能。为此,在管内分段注汽基础上,研发了稠油热采水平井分段完井、分段注汽工艺技术,通过水平井分段完井工艺研究,以及高温管外封隔器和套管热力扶正器等关键工具的研制,形成了稠油热采水平井分段完井、分段注汽技术。该技术已累计应用6井次,平均周期汽油比提高0.1以上,水平段均匀动用程度明显改善,油田开发效果显著提升。     

氮气泡沫抑制双水平井SAGD井间窜流可视化研究

双水平井SAGD是开发稠油油藏一种有效前沿的技术手段。双水平井SAGD开发稠油油藏时,注采井间局部易发生窜流,导致油井生产汽窜,含水率上升。对此利用二维物理可视化机理模型,以辽河油田曙一区杜84块馆陶油层地面脱气原油为实验原油,研究当水平井注汽开发过程中井间窜流后,注入的氮气泡沫运移、聚集、封堵机理。实验结果表明,由于油水黏度差异及储层非均质性,注采井间易发生窜流,注入蒸汽沿注采井间向前推进,产生明显的主流通道,不利于双水平井SAGD注采井间建立稳定连通关系和剩余油有效动用;注入的氮气泡沫首先进入主流通道并占据大孔道,在喉道的剪切作用下形成大量气泡,泡沫沿窜流通道运移并聚集,起到封堵作用,有利于抑制井间蒸汽或热水的窜通,使得后续注入流体改变流动方向,实现双水平井井间剩余油均匀动用。     

重力泄水辅助蒸汽驱采油工艺技术研究与试验

洼59块为深层中厚层状特超稠油油藏。区块已进入高轮次吞吐阶段,吞吐效果逐轮变差,采油速度急剧递减。采用重力泄水辅助蒸汽驱技术,探索深层特超稠油油藏蒸汽吞吐开发后期开发方式的转换。该技术采用直井、水平井组合开发模式,上叠置水平井注汽,下叠置水平井辅助排液,周围直井产油。针对工艺技术难点,通过汽水分离器、高效隔热管柱和环空注氮隔热的综合应用,实现了深层稠油油藏井底干度大于45%的目标;采用双管注汽技术使水平段得到高效动用;通过电加热降黏和防偏磨技术的成功应用,解决了试验初期黏度大、水平井杆管偏磨的问题;利用越层深抽和高温大排量举升解决了提液降压、深层高温大排量举升的难题。井组整体效果明显,产液量由179t/d增大到最高值526.9t/d,产油量由31.0t/d增大到最高值96.5t/d,含水由91.1%下降到平均值84.69%。     

聚合物驱防地层流体返吐分注工艺的研究与应用

目前大庆油田常用的聚合物驱单管多层分注工艺在注入井关停时,由于地层压力高于井筒压力,地层流体携带泥砂返吐至井筒中,形成堵塞,导致了洗井周期过短的问题。新研制的聚合物驱防地层流体返吐分注工艺可以有效解决这个问题,其内部采用轻质球结构设计,通过轻质球和注聚通道空间上的相互配合,实现流体单向控制功能,有效地防止地层流体返吐。工具外径为20mm,可放置在聚合物驱单管多层分注工艺偏心配注器的偏孔内,实现工艺上的全面兼容。通过室内水力特性实验,防返吐压力调节器压力调节能力为1.43MPa,黏度损失小于5.5%,反向承压达到15MPa。在萨北某区块开展现场试验,测试工作用时0.5d,流量测试调配用时1d,平均洗井周期由173d提高至286d,截至2018年年底,已现场应用328口井,有效地防止了聚合物驱分注井地层流体的返吐问题。防地层流体返吐分注工艺可靠,并可与聚合物驱单管多层分注工艺相互兼容,达到了方便管理、降本增效的目的 ,具有极大的推广空间。     

Experimental investigation of the plugging mechanisms of non-consolidated prepacked gravel screens

Sand production is one of the most common problems in exploiting poorly consolidated sands reservoirs in general. It can cause numerous production obstacles, such as plugging of surface processing equipment, eroding downhole and surface production equipment, sand filling up the wellbore, impairing of well productivity, and so on. Hence, sand control is required for sand production in oil and gas wells. Mechanical sand control screen is the most commonly used method of sand control, but it is easy to be plugged during production, leading to reduced production or even unexpected shutdown of oil wells. Gravel packing sand control method is the most effective sand control method, but the operation risk is high, the cycle is long, and the cost is high. So far, no suitable sand control method has been found. In this study, a non-consolidated prepacked gravel screen (NCPPGS) was introduced to replace the gravel packing sand control method for reducing cost and risk of gravel packing sand control method, and effectively preventing plugging of mechanical sand control screen. To achieve the goal, the plugging mechanisms and progress of NCPPGS were systematically studied through a series of experiments. A new sand retention testing (SRT) method was employed in this study. Impacts of the structural, formation, and production parameters on the plugging of NCPPGS were experimentally investigated. Results show that the anti-plugging ability of the NCPPGS is affected by the packing density and gravel size simultaneously. With increasing pack density, gravel size should be appropriately enlarged to maintain the original flow capacity. Obviously, the sand retaining precision of NCPPGS differs in the gravel packing sand control method. In addition, results present that montmorillonite can cause more serious plugging of screens due to the strong fluid–solid coupling effect compared with illite and kaolinite. Based on the above research results, designing low production rates at the beginning of the production can further help control screen plugging.     

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。     

Laminar Bingham fluid flow between vertical parallel plates

Packer fluids for deep-water oil and gas wells are being developed currently to minimize the rate of heat transfer from the flowing production fluid to the outer casing annuli. In this work we study a gel that has a yield point capable of preventing or drastically reducing natural convective fluid flow and therefore the heat transfer that otherwise would occur from the production tubing to the production casing. The gel is modeled as a Bingham material. The tubing-to-casing annulus is geometrically modeled as vertical and large parallel plates. This modeling is appropriate as the radial extent of the annulus containing the fluid is usually small compared to the mean radius of the annulus. The flow is assumed to be laminar, and in order to provide a reference case the solution to the linear viscous flow is first presented. The natural convection problem of the Bingham fluid is described in five distinct regions within the gap between parallel plates, progressing from hotter to the cooler plate. The velocity and shear stress distributions with some examples from the oil industry are given. Equivalent dimensionless numbers are developed for the Bingham fluid in order to be able to use the available linear viscous correlation equations. The correlation results characterize the heat transfer performance of the gel.     

深水钻井密闭环空圈闭压力预测及释放技术

深水油气资源勘探开发中,由于水深的影响,海底及浅部地层温度低,而储层流体的温度相对较高,在钻井以及生产阶段,井筒内的钻井液或油流的温度明显高于浅部地层的温度,这样就导致套管柱各层套管之间环空的流体温度升高,如果各层套管之间的环空是一个密闭空间,必将导致压力的升高,压力升高到一定程度就存在挤毁套管的风险.因此,密闭环空的圈闭压力是深水开发钻井套管柱设计中需要考虑的必要因素.分析了环空圈闭压力升高的影响因素及计算方法,敏感性分析表明,油藏的初始静态温度、流体类型和生产流速、流体的特性、水泥浆封固位置对环空圈闭压力的影响较为明显.结合西非某油田实例,介绍了常用的释放环空圈闭压力的方法和现场应用效果,确定提高套管强度、套管设计中使用破裂盘、使用尾管代替套管和可压缩性泡沫材料,能有效释放密闭环空压力.     

小井眼过悬挂器配套工艺技术研究与应用

牛居、青龙台、茨榆坨油田有侧钻井124口,开井75口,日产油水平为267t/d,占全油田日产量的35％.目前,部分主力区块受地质条件和开发因素的影响,某些油井出现套管变形、套管错段等不同程度的套管损坏,造成油井停产;且受套管内径限制,各种常规井下工具难以通过悬挂器进入小井眼,采油、作业工艺配套问题日益突出.研制出小直径抽油泵、小直径堵水工具、小井眼大通径防砂工具配套组合,并完善了侧钻井采油、修井配套工艺.小井眼过悬挂器配套工艺技术,有效缓解了由于侧钻井开窗悬挂器带来的泵挂加深难题,通过使用小井眼泵、连续抽油杆、内衬防蜡防偏磨油管和小井眼大通径防砂工具等配套组合,延长了油井断脱、漏失、砂(蜡)卡等检泵周期,提高了油井生产时率,稳定了侧钻复产井产能,对老区老井依靠侧钻复产、稳定产能提供了技术支持.     

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。     

井网加密条件下见水特点及治理效果分析

低渗透油藏注水开发过程中常常出现不同区块储层渗透率级差不大,但各区块开发效果差异较大的现象,而同一区块处在不同驱动方向上的油井见效程度和含水上升速度明显不同。朝1-朝气3区块开发初期采用300m×300m反九点面积井网,井网密度11.1口/km2,布有油水井255口,水驱控制程度64.3%;后采用不等距井网加密,共布加密井72口,加密注水井24口,对砂体的控制程度得到加强,水驱控制程度提高到74.5%。加密前后油井见水特征差别较大。其中,油井含水由加密前的呈跳跃式上升,中低含水期相对较短,油井采出程度仅为8.9%,油井呈现出裂缝式见水特征,变为加密后的油井见水呈缓慢上升趋势,中低含水期相对延长,油井采出程度达到15.4%,总体上呈基质见水特征。产液剖面对比看出,加密后高含水层所占比例较大,且受井距影响较大。对此,加密前对高含水井的治理主要以油井堵水为主,加密后的治理方法主要以周期注水和调剖为主,同时兼顾高含水油井的治理。目前,区块日产液344.9t/d,日产油282.0t/d,含水17.94%,采出程度16.23%,累积注采比3.14。     

苏丹水平井优快钻井技术研究与应用

苏丹市场老油区加密井增多,单井产量下滑,由于上产需要,甲方对水平井数量的需求大增.但因其独特、复杂的地质情况,导致钻井存在诸多难点,如起下钻阻卡、托压、塌卡等复杂和事故频发.对此,开展苏丹水平井优快钻井技术研究,通过实施井身结构优化技术、井眼轨迹控制技术、水平井钻井提速技术以及钻井液技术,有效解决了水平井施工难点,实现了优质、安全、快速钻井:钻头优选后,全面提升了钻井速度,减少了井下复杂;KCl/硅酸盐钻井液体系、Drilling-in钻井液体系有效保证了各项工序的顺利实施,在抑制页岩坍塌、稳定井壁、减少托压方面效果明显;水力震荡器的使用,可以解决长半径水平井摩阻大、造斜慢、加压困难的难题.研究成果一年内共成功实施20口水平井,平均钻井周期从2010年前的44d缩短至23.67d,缩短46.2％;平均建井周期为36.42d,比设计周期提前5～14d;机械钻速从原来的平均10.81m/h提高到12.41m/h,提高14.8％;事故和复杂现象由原来的3.7％降至1.8％.