2-低效稠油水平井治理方法探讨--现河厂

低效稠油水平井治理方法探讨现河采油厂二零一三年一月现河·工艺近几年来，在稠油油藏开发过程中，由于汽水窜、套损、防砂失效、浅层超稠油举升困难等因素影响，高液高含水、低液低产能、停井等低效水平井比例快速上升。针对水平井的低效问题，深入剖析，加大研发攻关力度，实施专项治理，开展了稠油热采水平井堵水、井况问题井修复、浅层超稠油举升工艺优化等技术探索，取得一定进展，改善了低效水平井开发效果，为稠油水平井的稳产开发进行有益的探索。前言现河·工艺一、低效稠油水平井现状二、低效水平井治理方法的探索三、2013年工作方向目录现河·工艺现河稠油油藏主要分布在乐安油田和王家岗油田12个区块20个单元，动用含有面积77.49km2，动用地质储量10377.16×104t。目前年产油27.5×104t，占采油厂产量的21.6%，连续6年保持平稳上升局面。（一）稠油开发状况一、低效稠油水平井现状草13广9草20草27乐安油田分布王家岗油田分布草33草古125王109王140广气2草古1王90王146现河·工艺目前稠油水平井完钻299口，开井224口，占稠油开井数的54.8%，产量占稠油产量的70.6%。一、低效稠油水平井现状2007年以来，应用精密滤砂管、充填防砂、分段完井、免钻塞、分支水平井等水平井配套开发技术，实现了一批薄层、出砂、超稠等低品味油藏的动用。（一）稠油开发状况稠油水平井完井管柱滤失水平井逆向挤压充填示意图精密微孔滤砂管免钻塞精密滤砂管分段完井现河·工艺2.4%8.3%0.0%89.2%一、低效稠油水平井现状（二）存在主要问题低效水平井产量比例受汽窜、水侵、套管损坏、防砂失效、油层埋藏浅等因素影响，稠油水平井低效问题突出。3.3%7.0%59.5%30.1%日液10t,日油2t含水95%停产井正常井低效水平井井数比例稠油水平井低效主要表现为高含水、井况问题停井、低液低产能三方面，这三类低效水平井121口，占近年投产水平井总数的40.5%，产量占水平井产量10.8%，挖掘低效水平井潜力，成为稠油上产稳产的主要阵地。现河·工艺一、低效稠油水平井现状低效稠油水平井现状及治理难点，主要体现在三方面：1、汽窜、水侵现象日益突出2、套管破损、防砂失效等井况问题严重3、浅层超稠油举升提液困难（三）低效原因分析汽窜：储层非均质性强、薄层的草33、广9、草27区块；水侵：采出程度高的边水油藏草20、草13老区单元；含油条带窄的草13两翼、王140地区。以储层胶结疏松-松散的草27、草13区块为主。油藏埋深浅、原油粘度大的草古125、广气2区块。现河·工艺广9单元汽窜连通图草27单元汽窜连通图草33单元馆一层和馆二层叠合图（1）汽窜原因1、汽窜、水侵现象日益突出近几年动用的低品位稠油油藏，受储层物性、储层厚度、注汽参数等因素影响，汽窜较严重。目前汽窜主要分布在草33、草27、广9等三个单元，涉及储量285万吨。到2012年底已发生汽窜的注汽井45口，被影响井35口，减少产量2945吨。随着吞吐轮次增加，汽窜问题加剧。（三）低效原因分析单元注汽井影响井数影响井次影响产量广9456406草27444538草333726492001合计4535592945现河·工艺汽窜特点：1、由“一对一”向“一对多”发展：由初期的“一对一”即一口注汽井与一口油井汽窜，发展到“一对二”、“一对三”、“二对一”、“多对一”；2、由层内汽窜逐步向层间汽窜演化；3、汽窜影响发生时间多样：由初期的正注时汽窜发展为“正注汽窜”、“焖井汽窜”；序号类别频次比例%1正注3673.52焖井1326.5合计49草33单元汽窜时间统计表以草33单元为例，注汽期间发生汽窜36井次占总数的73.5%，焖井期间发生汽窜13井次占26.5%。如：草20-平110井，初期影响2口井平88、平112，后期又影响平114、平108、平100井。（1）汽窜原因1、汽窜、水侵现象日益突出（三）低效原因分析现河·工艺分析稠油水平井汽窜原因，主要有以下几点：一是储层非均质性：储层各项异性，导致蒸汽易向高渗透方向指状突进，形成汽窜。例草33馆一为砾岩储层，非均质性强，汽窜井多；而馆二为砂岩，均质性较好，汽窜井少；二是储层薄，注汽参数难确定：油稠需加大注汽量降粘增能，但层薄需易造成汽窜。三是井距近：发生汽窜的油井井距一般120-150m，注汽井和生产井间形成较大的压降梯度，容易汽窜。（1）汽窜原因1、汽窜、水侵现象日益突出（三）低效原因分析现河·工艺含水95%水平井井数含水95%水平井所占比例0.020.040.0200920102011201229.533.838.340.0含水95%井所占比例（%）时间020406080100200920102011201238537290含水95%井数（口）时间由于边底水侵入，高含水水平井呈逐年增长趋势，目前正常生产含水大于95％水平井90口，占开井数的40%，水平井高含水问题突出。C13-P26C13-P28C13-P29C13-P30C13-P2347633889.962764490.31343.957.068.36279.55633432438569595807060草13沙一3砂体含水等值线图草南边水草20块边底水入侵方向底水（2）水侵原因1、汽窜、水侵现象日益突出（三）低效原因分析现河·工艺水侵原因两方面：①开发期长，地层亏空大，边低水侵入C13-P26C13-P28C13-P29C13-P30C13-P2347633889.962764490.31343.957.068.36279.55633432438569595807060草南边水现河稠油油藏是典型的边底水油藏，容易受边底水影响。其中草20馆陶、草13馆陶、草13沙一二等老区单元，经过20多年的开发，采出程度高，地层亏空大，边底水在压差的作用下逐步侵入。草13沙一3砂体含水等值线图草20块边底水入侵方向底水草南边水（2）水侵原因1、汽窜、水侵现象日益突出（三）低效原因分析现河·工艺②油藏含油条带窄王140、王90、草13两翼等油藏，含油条带窄，边水突破较快。如王140-平2井据边水约220m，投产初期日油19.2t/d，含水39%，生产68d后边水突破，日油下降至3.2t/d，含水上升至90.5%。边水草13东翼边水入侵方向王140区块边水入侵方向王140-平2王140-平3王140断块沙二1小层平面图W140-P2（2）水侵原因1、汽窜、水侵现象日益突出（三）低效原因分析现河·工艺怀疑套损位置：1003.04m水平段234.42米扩径：1002－1025m草27、草13区块储层胶结疏松-松散、造成井眼扩大率大、注汽过程中套管蠕动；注汽产生的热应力，使水平井段失稳弯曲破坏，造成水平井套管损坏、防砂失效问题严重。其中，草27区块初期筛管完井，因套损严重，后期改为套管射孔+管内充填防砂完井。草27-平2井套损分析套损井井数失控储量104t1288.2防砂失效井井数失控储量104t975.6目前因井况问题导致水平井低效21井，失控地质储量163.8×104t，严重制约区块有效开发。2、套管破损、防砂失效等井况问题严重（三）低效原因分析现河·工艺(1)注高压高温蒸汽引起的交变热应力水平井无法采用预应力完井，在多轮次蒸汽吞吐采油过程中，套管受高温、高压引起的交变热应力负荷影响。在热应力的作用下，钢材发生屈服，发生局部塑形变形。接头井底套管乐安地区低效稠油水平井井况问题突出表现在套管损坏，归结其原因主要有几下几点：2、套管破损、防砂失效等井况问题严重（三）低效原因分析现河·工艺⑵受井身轨迹影响，施工时对套管造成损伤在钻井完井过程中存在狗腿、波浪轨迹、螺旋轨迹等情况，受造斜段、水平段的影响，频繁作业，油管对斜井段和水平段套管造成伤害。套管内壁沟槽2、套管破损、防砂失效等井况问题严重（三）低效原因分析现河·工艺（3）固井质量及套管质量不良加速套管的损坏固井质量：完好时，套管截面上的有效应力是均匀的，当水泥环出现缺陷时，套管壁的有效应力剧增,相应的应力集中系数也增加。套管质量：在相同的内压和地应力条件下，套管居中与套管偏心时的有效应力相差10%-15%，甚至更多，固井时套管不居中明显降低了套管的承载能力。而水平井由于井身轨迹的问题固井很容易存在缺陷，套管存在质量问题，进一步加剧套损。020406080100120020406080100120140160180200220240水泥环有效应力/MPa套管内压/MPa偏心居中套管偏心有限元计算模型草20-平118井套管脱扣套管内径由154mm缩径至143mm套管节古露出6丝扣2、套管破损、防砂失效等井况问题严重（三）低效原因分析现河·工艺（4）疏松砂岩油藏套管发生应力损坏稠油油藏胶结疏松，注蒸汽过程中产生套管蠕动，导致套管下沉，易造成套管损坏（弯曲、变形、错断）。通过左图看以明显看出，油层胶结疏松可以引起井筒周围地应力场发生改变，注汽过程中导致油层段的套管应力最大可达530MPa以上。注汽热采井垂向应力井下摄像拍摄的套管错断2、套管破损、防砂失效等井况问题严重（三）低效原因分析现河·工艺草古125油藏剖面图草古125开发层位潜山奥陶系，埋藏深度450-690m；含油面积8.48km2，地质储量为339.2×104t；36℃地层条件下原油粘度84484～168892mPa•s,凝固点17-40℃,属于浅层高凝高粘超-特超稠油油藏。3、浅层超稠油举升提液困难（三）低效原因分析现河·工艺草古125水平井生产效果草古125区块水平井投产5口，目前开井4口，累产油9737t；平均单井周期注汽1347t，产油885t，油汽比0.66，平均生产水平6.1*2.4*59.9%，动液面45m。整体表现：在能量充足情况下，液量低（6.1t），生产参数上提困难，杆柱下行阻力大，导致低液低产，使得区块产能建设方案在投产5井后，暂停实施，仅动用储量30×104t，只占总储量的8.8%。平均单井周期生产效果1347239788563.10.66周期注汽t累液t累油t综合含水%油汽比t/t6.12.459.9日液t/d日油t/d平均含水%平均生产水平3、浅层超稠油举升提液困难（三）低效原因分析现河·工艺草古125区块浅层特超稠油油藏开发过程中，液面较高，生产参数难以上调，生产液量偏低（6.1方/天），造成低液低产的主要原因：（1）油层埋藏浅，地层温度低，原油粘度大。（2）造斜点浅，下泵深度受限；造斜点：178-260m；油层埋深：450-520m原油粘度：7-12×104mPa.s二、低效原因分析3、浅层超稠油举升提液困难（三）低效原因分析现河·工艺温度（℃）粘度（mPa.s）温增10℃，粘度变化%30293000036105000040601000-79.4950149000-75.216045200-69.667017720-60.80808020-54.74903683-54.08草古126-平2井原油粘温曲线（1）油层埋藏浅，地层温度低，原油粘度大原油粘度对温度敏感性强，温度每升高10℃，原油粘度降低50-80%。通过电加热至井口温度80℃，粘度依然在8000mPa•s以上。29300001050000601000149000452001772080203683050000010000001500000200000025000003000000350000030405060708090100温度（℃）粘度（mPa.s）草古125油层埋藏浅（450-690m），地层温度低（36℃），热量散失快。3、浅层超稠油举升提液困难现河·工艺（2）造斜点浅，下泵深度受限草古125区块造斜点浅（170-260m），配套Φ70mm环空泵过泵加热开采，泵型适应最大井斜60°，受井斜限制，泵下入到井斜50°井段，对应斜深430-450m，存在参数上调困难。草古125水平井下泵深度序号井号基础数据生产参数造斜点m下泵深度m对应井斜泵下加热长度m1CG125-P1178.41404.9144.74°217