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?dāng)?shù)據(jù)統(tǒng)計的基礎(chǔ)上，對油井低效原因進(jìn)行系統(tǒng)分析，配套系列技術(shù)，做到套管損壞井治理與防治相結(jié)合。通過研究，形成了地面—井筒—油藏一體化的多元復(fù)合化學(xué)泡沫調(diào)剖技術(shù)和HDCS、壓裂防砂地層改造強(qiáng)化采油配套工藝，針對性解決了高含水井、低產(chǎn)井熱采開發(fā)效果差的問題?，F(xiàn)場應(yīng)用表明，該系列技術(shù)的應(yīng)用有效提高了水平井的開發(fā)效果，取得了良好的經(jīng)濟(jì)效益。

低效水平井;壓裂防砂;泡沫調(diào)剖;復(fù)合高溫堵劑;數(shù)值模擬;HDCS

1 低效水平井現(xiàn)狀及原因分析

截至2010年8月，勝利油田石油開發(fā)中心共投產(chǎn)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(chǎn)低效井7口(8.6%)。經(jīng)過分析，低產(chǎn)低效的主要原因包括油藏條件和井筒質(zhì)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(chǎn)效果變差，井筒質(zhì)量是指因完井管柱套管損壞造成停井，影響正常生產(chǎn)。

(1)水平井井筒質(zhì)量。16口井出現(xiàn)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(yīng)力交替變化，非約束段套管軸向拉伸和切向失穩(wěn)擺動，造成套管損壞［1］;②常規(guī)固井鉆塞施工時，受鉆井井身軌跡的影響，易產(chǎn)生鉆進(jìn)偏移，造成套管不均勻磨損，以致?lián)p壞。

(2)高含水。12口井出現(xiàn)高含水問題，主要原因為:該類水平井均位于構(gòu)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(chǎn)量遞減快，轉(zhuǎn)周期注汽生產(chǎn)后含水基本不降。

(3)油藏物性差。7口井出現(xiàn)低產(chǎn)低效問題，主要原因為:該類水平井儲層電阻率低，泥質(zhì)含量高，原油黏度高，造成注不進(jìn)、采不出，單井注汽質(zhì)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(fù)套管損壞水平井。對于濾砂管錯斷井，根據(jù)錯斷點(diǎn)位置和形態(tài)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(diǎn)進(jìn)行支撐修復(fù)。目前已經(jīng)完成10口井的修復(fù)，全部恢復(fù)生產(chǎn)，累計可恢復(fù)產(chǎn)量1.4×104t。

(2)采用雙端密封支撐體加固技術(shù)修復(fù)套管破損水平井［2］。該技術(shù)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(dá)到修復(fù)套管的目的。該工藝已實施2口井，修復(fù)后開井，目前生產(chǎn)情況穩(wěn)定，已基本恢復(fù)產(chǎn)能。

(3)液壓整形工藝配合水平井增力打撈技術(shù)，解決管內(nèi)防砂水平井的濾砂管失效后打撈問題。該配套技術(shù)在草4－平2井進(jìn)行了應(yīng)用。該井因生產(chǎn)時間長，套管內(nèi)濾砂管產(chǎn)生破損，連續(xù)常規(guī)作業(yè)均未成功，進(jìn)行液壓整形工藝后，配合水平井增力打撈技術(shù)作業(yè)施工，對水平段上部縮徑套管進(jìn)行液壓整形，配套油管內(nèi)割刀組合作業(yè)施工，成功處理出管內(nèi)金屬氈濾砂管85 m，對該井重新進(jìn)行管內(nèi)濾砂管防砂，為下步高效開發(fā)奠定了基礎(chǔ)。

(4)形成鉆井完井一體化技術(shù)系列。按照治理與防治相結(jié)合的思路，從防治源頭抓起，以完井為中樞，對水平井進(jìn)行系統(tǒng)設(shè)計，優(yōu)化篩管完井水平井管柱結(jié)構(gòu)及工藝，提高完井管柱可靠性。形成以下技術(shù):①無內(nèi)管免鉆塞分級注水泥完井工藝。該技術(shù)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(chǎn)效率提供了有力的技術(shù)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(shù)。針對熱采水平井薄隔層、受力情況等特點(diǎn)，先后配套了熱力補(bǔ)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(shù)，有效減少了因地層及井筒應(yīng)力集中造成油井損壞的井?dāng)?shù)，延長了油井使用壽命。

2.2 高含水水平井堵調(diào)治理對策

(1)地面生成氮?dú)馀菽夹g(shù)。針對目前常規(guī)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(yōu)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(xù)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(zhì)量和連續(xù)性［3］。

(2)多元泡沫化學(xué)復(fù)合高溫調(diào)堵技術(shù)。室內(nèi)實驗篩選出改性栲膠高溫堵劑。數(shù)值模擬結(jié)果表明［4］，采用栲膠+泡沫多相復(fù)合調(diào)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(xiàn)場試驗效果。2009年至今實施11口水平井氮?dú)馀菽抡{(diào)作業(yè)，累計注入高溫氮?dú)馀菽?1×104m3，措失后平均含水下降4%，單井增油達(dá)350 t。如草128－平1井，該井2009年2月采取氮?dú)馀菽{(diào)剖措施恢復(fù)生產(chǎn)。措施后，含水由100%下降到75%，日產(chǎn)油由0提高至7 t/d，2009年12月完成調(diào)剖后的蒸汽吞吐生產(chǎn)周期，周期累計產(chǎn)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?dú)馀菽?耐高溫栲膠類堵劑多元泡沫化學(xué)復(fù)合調(diào)堵工藝技術(shù)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(chǎn)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(fā)效果措施

(1)為實現(xiàn)水平井高砂比端部脫砂壓裂防砂，研制開發(fā)了水平井泡沫酸洗+長井段管外充填防砂一體化技術(shù)［5］。該技術(shù)是采用內(nèi)插施工服務(wù)管柱，將底部酸洗充填滑套打開后，由油套環(huán)空擠入泡沫酸，利用泡沫具有返排能力強(qiáng)和便于進(jìn)行井底的壓力控制等特點(diǎn)，對鉆井泥餅進(jìn)行反循環(huán)沖洗后，由油管進(jìn)行水平井高壓礫石充填防砂，實現(xiàn)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(jìn)行端部脫砂設(shè)計［6］，使用低稠化劑低交聯(lián)劑壓裂液，線性砂比控制，通過模擬不同施工參數(shù)，對裂縫形態(tài)進(jìn)行優(yōu)化，實現(xiàn)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(yīng)用HDCS強(qiáng)化采油技術(shù)降低近井原油黏度［7］，提高注汽質(zhì)量。HDCS強(qiáng)化采油技術(shù)采用高效油溶性復(fù)合降黏劑和CO2輔助水平井蒸汽吞吐，利用其協(xié)同降黏、混合傳質(zhì)及增能助排作用，有效降低了近井原油黏度和注汽壓力，擴(kuò)大了熱波及范圍［8］。相對于常規(guī)注蒸汽熱采，熱波及范圍及低黏區(qū)域大大增加，加熱半徑與低黏油區(qū)半徑增大。

(3)現(xiàn)場應(yīng)用效果。應(yīng)用該技術(shù)先后完成16口井施工。從生產(chǎn)效果看，壓裂防砂+HDCS投產(chǎn)方式的周期產(chǎn)油和油汽比均遠(yuǎn)高于常規(guī)投產(chǎn)方式，取得較好的開發(fā)效果(表1)。

表1 壓裂防砂+HDCS與常規(guī)方式生產(chǎn)效果對比

3 結(jié)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(fù)和防治技術(shù)?，F(xiàn)場應(yīng)用表明，應(yīng)用系列技術(shù)可有效降低油井套管損壞率，提高油井生產(chǎn)時率，恢復(fù)油井產(chǎn)能。

(2)針對高含水類型的水平井，形成地面生成氮?dú)馀菽投嘣菽瘜W(xué)復(fù)合高溫調(diào)堵技術(shù)，有效提高了注入泡沫的連續(xù)性和阻力因子?，F(xiàn)場應(yīng)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(chǎn)類型的水平井，通過創(chuàng)新HDCS強(qiáng)化采油技術(shù)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(kuò)大了熱波及范圍?，F(xiàn)場應(yīng)用表明，壓裂防砂+HDCS投產(chǎn)方式的周期產(chǎn)油和油汽比均遠(yuǎn)高于常規(guī)投產(chǎn)方式，取得較好的開發(fā)效果。

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

(5)建議利用自主設(shè)計的高溫高壓三維物理模型，開展多元泡沫復(fù)合調(diào)堵滲流機(jī)理物模試驗，對不同條件下的工藝施工參數(shù)進(jìn)行優(yōu)化，為先導(dǎo)試驗前期研究提供保證。

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

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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(shù)研究與應(yīng)用”(2009J0106D1)

邱國清(1963－)，男，高級工程師，1986年畢業(yè)于華東石油學(xué)院采油工程專業(yè)，現(xiàn)從事油田開發(fā)管理工作。