稠油熱采低效水平井治理對策

邱國清

(中石化勝利石油管理局，山東 東營 257000)

稠油熱采低效水平井治理對策

邱國清

(中石化勝利石油管理局，山東 東營 257000)

在對熱采低效井數據統計的基礎上，對油井低效原因進行系統分析，配套系列技術，做到套管損壞井治理與防治相結合。通過研究，形成了地面—井筒—油藏一體化的多元復合化學泡沫調剖技術和HDCS、壓裂防砂地層改造強化采油配套工藝，針對性解決了高含水井、低產井熱采開發效果差的問題。現場應用表明，該系列技術的應用有效提高了水平井的開發效果，取得了良好的經濟效益。

低效水平井;壓裂防砂;泡沫調剖;復合高溫堵劑;數值模擬;HDCS

1 低效水平井現狀及原因分析

截至2010年8月，勝利油田石油開發中心共投產熱采水平井81口井，其中套管損壞井16口(19.8%)，高含水井12口(14.8%)，低產低效井7口(8.6%)。經過分析，低產低效的主要原因包括油藏條件和井筒質量等。油藏條件主要指因油層物性差或邊底水能量較大造成油井周期生產效果變差，井筒質量是指因完井管柱套管損壞造成停井，影響正常生產。

(1)水平井井筒質量。16口井出現不同程度的套管損壞，主要形式為錯斷、縮徑和濾砂管局部破損。其原因為:①油井注汽及回采過程中，熱應力交替變化，非約束段套管軸向拉伸和切向失穩擺動，造成套管損壞［1］;②常規固井鉆塞施工時，受鉆井井身軌跡的影響，易產生鉆進偏移，造成套管不均勻磨損，以致損壞。

(2)高含水。12口井出現高含水問題，主要原因為:該類水平井均位于構造邊部，離邊水較近，特別是水平段延伸方向與油水邊界垂直的水平井，容易邊水侵入，造成油井含水上升快，產量遞減快，轉周期注汽生產后含水基本不降。

(3)油藏物性差。7口井出現低產低效問題，主要原因為:該類水平井儲層電阻率低，泥質含量高，原油黏度高，造成注不進、采不出，單井注汽質量差，回采周期油汽比低。

2 低效水平井治理對策

2.1 水平井井筒治理對策

(1)采用套管加固方式修復套管損壞水平井。對于濾砂管錯斷井，根據錯斷點位置和形態分析，以大直徑倒角套管作為錯斷支撐管，配套水平井耐高溫丟手封隔器，對錯斷點進行支撐修復。目前已經完成10口井的修復，全部恢復生產，累計可恢復產量1.4×104t。

(2)采用雙端密封支撐體加固技術修復套管破損水平井［2］。該技術是在小套管兩端加裝密封支撐體，通過液壓方式擠脹密封支撐體使其將小套管密封固定在原井套管破損部位，達到修復套管的目的。該工藝已實施2口井，修復后開井，目前生產情況穩定，已基本恢復產能。

(3)液壓整形工藝配合水平井增力打撈技術，解決管內防砂水平井的濾砂管失效后打撈問題。該配套技術在草4－平2井進行了應用。該井因生產時間長，套管內濾砂管產生破損，連續常規作業均未成功，進行液壓整形工藝后，配合水平井增力打撈技術作業施工，對水平段上部縮徑套管進行液壓整形，配套油管內割刀組合作業施工，成功處理出管內金屬氈濾砂管85 m，對該井重新進行管內濾砂管防砂，為下步高效開發奠定了基礎。

(4)形成鉆井完井一體化技術系列。按照治理與防治相結合的思路，從防治源頭抓起，以完井為中樞，對水平井進行系統設計，優化篩管完井水平井管柱結構及工藝，提高完井管柱可靠性。形成以下技術:①無內管免鉆塞分級注水泥完井工藝。該技術革新了原注水泥固井后鉆塞完井工藝，避免了因鉆塞造成的分級箍、套管及其他完井工具損壞，為提高篩管完井的熱采水平井壽命和油井生產效率提供了有力的技術保證。目前已完成17口井免鉆塞固井完井施工，成功率為85%，取得較好的完井效果;②熱采井先期封堵及延長壽命完井技術。針對熱采水平井薄隔層、受力情況等特點，先后配套了熱力補償器、高溫防脹防竄井口裝置、管外水泥漲封封隔器等完井技術，有效減少了因地層及井筒應力集中造成油井損壞的井數，延長了油井使用壽命。

2.2 高含水水平井堵調治理對策

(1)地面生成氮氣泡沫技術。針對目前常規氣液交替注入地下起泡工藝存在地下成泡率低等問題，通過優化泡沫注入工藝，研制地面混氣起泡注入工藝，直接在地面形成連續泡沫注入油層，保證了地層中的泡沫始終保持較高的泡沫質量和連續性［3］。

(2)多元泡沫化學復合高溫調堵技術。室內實驗篩選出改性栲膠高溫堵劑。數值模擬結果表明［4］，采用栲膠+泡沫多相復合調剖后，水平井含水降低幅度大，封堵有效期長。單井周期前置栲膠最佳注入量為100 m3，最佳伴注泡沫量為12× 104m3。

(3)現場試驗效果。2009年至今實施11口水平井氮氣泡沫堵調作業，累計注入高溫氮氣泡沫91×104m3，措失后平均含水下降4%，單井增油達350 t。如草128－平1井，該井2009年2月采取氮氣泡沫調剖措施恢復生產。措施后，含水由100%下降到75%，日產油由0提高至7 t/d，2009年12月完成調剖后的蒸汽吞吐生產周期，周期累計產油1 437.6 t，取得較好的效果(圖1)。

鄭411－平67井原為高含水低效水平井，實施氮氣泡沫+耐高溫栲膠類堵劑多元泡沫化學復合調堵工藝技術后，含水率已由措施前的92%下降到70%以下，見到初步效果(圖2)。

圖1 草128－平1生產曲線

圖2 鄭411－平67井含水率曲線

2.3 油藏物性差水平井提高開發效果措施

(1)為實現水平井高砂比端部脫砂壓裂防砂，研制開發了水平井泡沫酸洗+長井段管外充填防砂一體化技術［5］。該技術是采用內插施工服務管柱，將底部酸洗充填滑套打開后，由油套環空擠入泡沫酸，利用泡沫具有返排能力強和便于進行井底的壓力控制等特點，對鉆井泥餅進行反循環沖洗后，由油管進行水平井高壓礫石充填防砂，實現了泡沫酸洗防砂一體化。水平井壓裂防砂工藝，采用壓裂防砂軟件對水平井進行端部脫砂設計［6］，使用低稠化劑低交聯劑壓裂液，線性砂比控制，通過模擬不同施工參數，對裂縫形態進行優化，實現了地層短寬縫改造目的，有效提高了油井完井效率和地層滲流條件。

(2)應用HDCS強化采油技術降低近井原油黏度［7］，提高注汽質量。HDCS強化采油技術采用高效油溶性復合降黏劑和CO2輔助水平井蒸汽吞吐，利用其協同降黏、混合傳質及增能助排作用，有效降低了近井原油黏度和注汽壓力，擴大了熱波及范圍［8］。相對于常規注蒸汽熱采，熱波及范圍及低黏區域大大增加，加熱半徑與低黏油區半徑增大。

(3)現場應用效果。應用該技術先后完成16口井施工。從生產效果看，壓裂防砂+HDCS投產方式的周期產油和油汽比均遠高于常規投產方式，取得較好的開發效果(表1)。

表1 壓裂防砂+HDCS與常規方式生產效果對比

3 結論及建議

(1)針對套管損壞類型的水平井，形成套管損壞修復和防治技術。現場應用表明，應用系列技術可有效降低油井套管損壞率，提高油井生產時率，恢復油井產能。

(2)針對高含水類型的水平井，形成地面生成氮氣泡沫和多元泡沫化學復合高溫調堵技術，有效提高了注入泡沫的連續性和阻力因子?，F場應用表明，措施后可有效降低油井周期含水，提高油井周期熱采效果。

(3)針對油藏物性差、低產類型的水平井，通過創新HDCS強化采油技術和配套水平井端部脫砂壓裂防砂工藝，有效降低近井原油黏度，減小近井附近滲流阻力，擴大了熱波及范圍。現場應用表明，壓裂防砂+HDCS投產方式的周期產油和油汽比均遠高于常規投產方式，取得較好的開發效果。

(4)建議開展套管損壞治理新工藝開發，在混合酸水射流解堵技術、套管損壞水平井補貼、膨脹管工藝等方向開展技術配套與試驗，治理低產井。

(5)建議利用自主設計的高溫高壓三維物理模型，開展多元泡沫復合調堵滲流機理物模試驗，對不同條件下的工藝施工參數進行優化，為先導試驗前期研究提供保證。

(6)建議在引進消化水平井裸眼分段壓裂防砂技術的基礎上，研發適合稠油油藏水平井分段壓裂防砂工藝技術，逐步提高低效水平井均勻動用率和開發效果。

［1］張清兵，赫娟，任強燕，等.油水井套管損壞的原因及預防措施［J］.油氣田地面工程，2011，30(2):91－92.

［2］曾立桂.液壓擴徑整形技術在套管變形井杜813－42－63中的應用［J］.特種油氣藏，2011，18(6):120－122.

［3］李兆敏，孫茂盛，林日億，等.泡沫封堵及選擇性分流實驗研究［J］.石油學報，2007，28(4):115－118.

［4］王敬，劉慧卿.稠油油藏熱力泡沫復合驅數值模擬研究［J］.特種油氣藏，2011，18(5):75－78.

［5］朱駿蒙.水平井裸眼礫石充填防砂完井工藝在勝利海上油田的應用［J］.石油鉆采工藝，2010，32(2):106－108.

［6］謝桂學，等.裂縫周邊脫砂帶對裂縫擴展的控制作用［J］.油氣地質與采收率，2001，8(4):66－68.

［7］李賓飛，張繼國，等.超稠油HDCS高效開采技術研究［J］.鉆采工藝，2009，32(6):52－55.

［8］陶磊，李兆敏，等.勝利油田深薄層超稠油多元復合開采技術［J］.石油勘探與開發，2010，37(6):732－735.

編輯 姜 嶺

TE345

A

1006－6535(2012)04－0104－03

10.3969/j.issn.1006－6535.2012.04.026

20120206;改回日期:20120608

中石化科研項目“超稠油熱采水平井裸眼酸洗防砂完井一體化技術研究與應用”(2009J0106D1)

邱國清(1963－)，男，高級工程師，1986年畢業于華東石油學院采油工程專業，現從事油田開發管理工作。