海上稠油熱采水平井配套技術的研究與實踐

劉鵬飛，和鵬飛，袁則名，張 鑫

（中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司，天津 300452）

海上稠油熱采水平井配套技術的研究與實踐

劉鵬飛，和鵬飛，袁則名，張 鑫

（中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司，天津 300452）

稠油熱采一直是困擾渤海油田開發的一大難題，為了更好的開發稠油油藏、提高產量，首次開展稠油油藏水平井熱采鉆完井配套工藝研究。在對埕北稠油油田油藏地質概況分析的基礎上，為滿足油田熱采需要，采用特制套管及高低密度兩段式水泥漿固井、梯級篩管加礫石充填防砂完井，實行雙重防護井筒安全生產保障。鉆完井配套技術及所選擇入井的各種器材均滿足熱采開發要求，現場應用效果良好。埕北稠油油田水平井熱采的成功，將為渤海油田進一步大力開發稠油提供技術指導。

稠油；熱采；水平井；配套技術；海上油田

陸地油田對稠油熱采有一套比較成熟的體系，海洋石油最近幾年也加大對稠油熱采的投入。采用水平井熱采開發稠油油藏[1-5]，目的是充分利用水平段增大井筒泄油面積，提高蒸汽交換面積及熱效率，對于提高稠油產量有很大優勢。鉆完井配套技術是實現熱采作業的前提，隨著海洋石油水平井鉆井工藝及配套技術不斷成熟，目前已研究形成一套完整的水平井熱采配套技術，使稠油油藏的開發成為海洋油田穩產的有力增產點。通過埕北X水平井的鉆完井技術研究、重點分析，為確保稠油熱采成功提供了堅強的技術支持，為以后的稠油開發提供寶貴的經驗。

1 油藏地質概況

渤海埕北油田位于渤海西部海域，儲層主要分布在館陶組，油層分布均勻，砂體平面上連通性好，具有高孔高滲儲集特征。雖然館陶組儲層發育且橫向連續性好，但是油藏油水關系復雜，縱向上不同油組油水系統不同，平面上在同一油組內部，不同井區油水界面深度上下也有波動，屬底水油藏。

儲層原始地層壓力13.9 MPa，原始地層溫度67℃，由于儲層原油黏度高，溶解氣油比低，導致油井產能較低，采出程度僅有0.6%，開發效果不佳。儲層的原油特性如下:地面原油黏度4 082 mPa·s～5 612 mPa·s，地下原油黏度超過500 mPa·s，溶解氣油比平均為10 m3/m3。

2 鉆完井配套技術

該井是渤海油田第一口熱采水平井，其鉆完井設計和器材選擇都與非熱采井有較大區別，鉆完井設計中每一步都是為后續的熱采做著準備。

2.1 套管和井身結構設計

本井套管程序如下:Φ914.4 mm隔水導管×100 m＋Φ339.7 mm表層套管×250 m＋Φ244.5 mm生產套管× 2 012 m。

根據稠油油田的熱采經驗，常規Φ244.5 mm、N80生產套管無法滿足熱采作業要求，主要表現為套管的受熱膨脹和延伸率過大，以及套管受熱應力過大導致損壞，注蒸汽一到兩輪后引起套損和井口被抬高現象，為解決這些問題，本次采用天津鋼管公司開發的TP100H套管（見表1）。

表1 TP100H型套管性能

這種高屈服強度、高抗拉強度、高沖擊韌性和低延伸率，非常適合于熱采井。按油田實際使用條件制定的熱模擬試驗結果表明該鋼級套管至少能承受6輪注蒸汽采油循環，至少能承受350℃下731 MPa的熱應力，能很好解決熱應力引起的套損和井口被抬高的問題。

2.2 定向井設計

合理的定向井井身設計是鉆井安全施工的前提，是實現熱采的重要保證。埕北A32h井作為塊狀底水油藏，雖然井眼軌跡并不復雜，但為了有利于油藏開發，便于控制井眼軌跡，減小摩阻，采用二次造斜，同時為了保證水平井段沿著儲層上部延伸，8-1/2"水平井段采用斯倫貝謝的X5 PD900旋轉導向工具和隨鉆測量LWD鉆進，以確保井眼平滑和完井管柱順利下入。

2.3 鉆井液設計

水平井鉆井液設計必須滿足水平井對井眼穩定、井底清潔凈化、降低摩阻和保護油氣層的要求。本井儲層砂體結構疏松，且已開發多年，儲層壓力有一定下降，為提高封堵能力，減少儲層污染，應用渤海成熟的屏蔽暫堵型水基鉆井液體系，在鉆井過程中，嚴格控制鉆井液密度，完井作業結束后要求及時返排或直接轉入投產。

2.4 固井設計

在蒸汽吞吐熱采中，在每個生產周期內井筒溫度在80℃～320℃變化，這就要求固井水泥漿凝固膠結后的水泥石強度性能既要滿足高溫環境，也要滿足低溫環境，并且熱采井一般要求全井段進行封固，同時為了降低井底當量密度，更好的保護儲層，本井設計采用高低密度兩段式水泥漿段，領漿采用低密度，尾漿采用高密度。

領漿水泥漿配方:API G級水泥+2.90%PCG82L+1.09%PC-F44L+1.45%PC-X60L，尾漿水泥漿配方:API G級水泥+7.35%PC-G82L+0.31%PCH21L+1.22%PC-X60L，為了滿足抗高溫要求，在低密度水泥漿中加入40%石英砂，在高密度水泥漿中加入60%石英砂，低密度水泥漿黏度達到100 BC的稠化時間284 min（見圖1），高密度水泥漿黏度達到100 BC的稠化時間180 min（見圖2），根據試驗研究得知，該配方水泥漿在不同溫度下的膠結及強度有顯著的區別，但在320℃的條件下膠結強度依然良好，完全滿足熱采需要。

2.5 套管扶正器安放要求

圖1 低密度水泥漿稠化曲線圖

圖2 高密度水泥漿稠化曲線圖

在A32h井身結構中，Φ311 mm井段中約有1 000 m井段的井斜大于40°，井斜角大，套管貼邊嚴重，將影響水泥封固質量。為了確保水泥封固質量，要求每根套管下一個套管扶正器，保證在大井斜角的井段居中度大于50%以上，在井斜角大于50°以上井段采用剛性扶正器，小于50°井段采用彈性扶正器。

2.6 井口裝置要求

對于蒸汽吞吐熱采，注蒸汽壓力高于20 MPa，若采用渤海常規井所用的21 MPa的井口裝置進行開采[6-8]，存在很大風險。根據熱采需要本次采用35 MPa耐高溫、高壓的KR系列井口裝置。

該井口裝置具有耐高溫、耐高壓、耐腐蝕、流體阻力小等優點，該井口裝置中采用楔式單閘板雙面強制密封閘閥，可有效提高閘門的耐沖蝕、耐氣蝕性能，更加適用于高溫狀態，補償材料熱脹冷縮；密封件采用石墨、紫銅及金屬等耐高溫高壓特殊材料；在套管頭、套管懸掛器和油管懸掛器之間實現三級密封，確保蒸汽驅長期注汽過程中油套間的長效密封；尤其在套管頭和油管四通與套管的密封部位，分別考慮因受熱套管伸長而預留的20 cm和50 cm密封延伸余量。

2.7 完井防砂要求

埕北油田的同層位油藏已有2口水平井在生產，采用了優質篩管簡易防砂方式，分別于2003年前后投產，隨著開采繼續，生產壓差越來越大，地層嚴重出砂，篩管被沖蝕，產量遞減，同時由于本井底水存在，為達到能夠有效減弱底水錐進和防砂雙重目的，建議采用梯級篩管加礫石充填防砂，并進一步篩選篩管目數，以增加油井正常生產時間。

根據鄰井儲層巖心粒度中值分布和分選系數分布分析[9，10]，76%的地層砂粒度中值d50分布在162 μm~250 μm，選擇d50＝160 μm，按Saucier方法計算，d50= 800 μm～960 μm，對應的礫石是16～30目，由此確定擋砂精度HMF20/40的優質篩管，同時要求耐溫不低于350℃。

2.8 生產管柱設計

采用蒸汽吞吐熱采，等能量減少停噴后再采用人工舉升方式生產，但是目前還沒有能夠耐350℃高溫的電潛泵和動力電纜。如果分別采用蒸汽吞吐和電潛泵生產兩趟管柱，在能量減少后進行壓井洗井作業中會造成大量熱量流失，影響產能，因此本井采用地面驅動的耐高溫螺桿泵。在注汽和自噴期間不下入驅動桿，等能量衰竭后在不動生產管柱和不壓井的情況下下入驅動桿，實現人工舉升采油。

為減少熱量的損耗，生產管柱采用隔熱油管，注汽管柱伸入到篩管管柱的中部，實現均勻注蒸汽。

3 實際施工效果

采用水平井開發稠油，配以梯級優質篩管，生產壓差小，能夠有效延緩底水的錐進，在裸眼水平井內下優質篩管后進行礫石充填，有效的達到了防砂效果，同時水平井增加了儲層泄流面積、吸收蒸汽能力和排液能力。

X井冷采階段，生產壓差1.5 MPa，日產量約50 m3，遠遠超過鄰井直井產量。在注蒸汽期間，同時從油管四通注入氮氣，降低井中蒸汽對生產套管的熱輻射，減少套管發生損壞幾率。蒸汽吞吐生產期間，日產油量將達到120 m3～150 m3。

4 認識及結論

（1）選擇滿足熱采要求的生產套管、防砂管柱、生產管柱和井口裝置是熱采井井身結構設計的關鍵。

（2）采用在裸眼水平井段中下優質梯形篩管并進行礫石充填的方式開采稠油油藏，能夠有效的防止地層出砂，延緩底水錐進。

（3）采用高低密度兩段式水泥漿段固井，水泥漿設計也是熱采鉆井設計中的重要關鍵，能夠防止水泥在高溫高壓下受到破壞，實現長期封隔生產套管和地層的環空。

（4）熱采井一般要求全井段進行封固，同時為了降低井底當量密度，更好的保護儲層。

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神華寧煤集團年產50萬噸甲醇制烯烴項目通過驗收

近日，神華寧煤集團公司年產50萬噸甲醇制烯烴項目通過神華集團組織的竣工驗收，并創下國內同行業試車兩個月即達到滿負荷生產的記錄。

該項目概算總投資73.84億元，設計產品規模為年產50萬噸聚丙烯。目前，各裝置運行平穩，所產的6個牌號聚丙烯產品銷往華東、華北、華南等地區，市場反應效果良好。同時，完善和優化了甲醇制烯烴技術，取得了10項專利證書。MTP裝置、PP裝置均獲得了2015年度全國化學工業優質工程獎，實現了高度超過100米、質量達2 300噸C3分離塔整體吊裝先例。

（摘自寧夏日報第21101期）

Horizontal well drilling and completion techniques of heavy oil thermal recovery in offshore

LIU Pengfei，HE Pengfei，YUAN Zeming，ZHANG Xin
（CNOOC EnerTech-Drilling&Production Co.，Tianjin 300452，China）

Heavy oil thermal recovery has been a major diffeculty in Bohai oilfield development.In order to better development,imorove the production of heavy oil reservoir,for the first time to carry out horizontal well thermal recovery of heavy oil reservoir drilling and well completion technique research.Under a clear understanding of heavy oil reservoir in CB geology,and get the needs of each of offshore thermal recovery from the wellhead to the bottom of sand column,while high-density two-stage cement slurry,completion by step screen plus gravel packing,the implementation of dual protection.Matching the selected drilling and completion technology into all kinds of equipment are well developed to meet the requirements of thermal recovery,on-site with good results.

heavy oil；thermal recovery；horizontal well；supporting technology；offshore

TE355.3

A

1673-5285（2017）04-0055-04

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.04.015

2017－03-02

劉鵬飛，男（1987-），山東人，2008年畢業于大慶石油學院石油工程專業，主要從事海洋石油鉆井技術監督及管理工作，郵箱:liupf5@cnooc.com.cn。