论文部分内容阅读
摘要：胜利油田鲁明公司营13区块东一段属于常规底水稠油油藏，本文将从优化热采井方案，加强注气-焖井-自喷-转抽过程管理，提高稠油井热采管理水平方面的一些认识。
主题词：稠油；管理；吞吐；认识
分类号：TE345
一、营13断块东一段储层物性特征
营13断块位于东辛油田西部，构造位置属于济阳坳陷东营凹陷中央隆起带中段的东营穹隆背斜构造内，东一段分四个砂层组，10个小层，主力油层2个，合计含油面积3.1km2，地质储量388×104t。截止2011年11月累积产油19.4280x104t，采出程度4.9%。储层以泥质胶结为主，胶结方式以接触式、孔隙-接触为主，结构疏松，孔隙度一般33.6%～41.1%，孔隙度平均35.2%，渗透率一般2310～18500×10-3μm2，为高孔、高渗储层。泥质含量平均为12.1%。原油性质：营13断块Ed132砂体地面脱气原油密度0.9633～0.9702g/cm3，50℃地面脱气原油粘度3757～5989mPa·s。热采水平井平均地面原油密度0.9227g/cm3，地面原油粘度6488mPa .s地层水性质：地层水总矿化度为17139mg/l，水型为CaCl2型。原始溶解气油比：根据配样测试资料，该块东一段原始溶解汽油比为38m3/t。根据营13-202井的储层敏感性资料，东一段储层非盐敏，非水敏，非碱敏，非速敏，中等酸敏。 营13断块砂体油水分布主要受断层和构造控制，油藏类型为岩性-构造油藏。Ed1-32为边水为主的油藏，Ed1-35为底水油藏。2011年底有油井61口，开井54口，油井利用率83.6%。其中螺杆泵井55口，开井48口，平均泵挂深度在924米，平均动液面190米，沉没度734米，平均泵效58.1%，平均检泵周期1400天。抽油机井6口，开井6口，平均泵挂深度在1078米，平均动液面176米，沉没度902米，平均泵效49.7%，平均检泵周期641天。
二、热采井设计优化
2007年以来，在营13断块5口井实施稠油吞吐6井次，效果较好。热采水平井与同层系冷采直井对比，峰值产量高，累积产油量高，开发效果明显好于直井。 根据营13-35块东一段油藏地质特点，并结合类似油藏热采水平井的生产开发动态分析，该区块在热采开发中主要存在以下两个难点（1）由于营13-35块东一段油层埋藏深，储层薄，边底水影响较大，油水关系复杂。应采用氮气压水，加大注氮气量，减少注蒸汽量，并控制注汽速度和压力。（2）含水上升快，低含水期短，采用均匀注汽系统并采用合理的生产压差、生产制度。如何提高注气质量，加强后期管理是非常重要的，将直接影响含水上升率，周期产油量等注气效果。
1、加强钻井轨迹的控制（1）考虑微构造变化，避开老井水淹区和边底水区。（2）水平段尽量与构造线平行，水平井段长150-200米。2）、对井眼轨迹的要求（1）井身轨迹简单、平滑，以降低施工难度；（2）为保证隔热油管顺利起下，减小注汽时弯曲应力和热应力对隔热管造成破坏，平均造斜率≤21?/100m，局部造斜率≤2.5?/10m；（3）在满足泵挂要求的情况下，加大造斜点垂深，以减小油井最大斜深；
2、管柱设计：
考虑到采油作业及产层改造等工艺的要求。该区块注蒸汽热采，选用P110HB套管满足热采要求。
2）、滤砂管设计通过优选推荐7in大通径精密微孔复合滤砂管。该筛管的中心管为7in套管，两端连接螺纹为BCSG ， 滤砂管最大外径198mm，最小内径159.4mm。
3、防砂工艺设计
水平井防砂方式主要有裸眼完井防砂和套管完井防砂，因为营13-35块属于砂岩稠油油藏，油稠、储层岩石胶结疏松，且受边底水影响，采用了半套半筛完井方式。
4、注汽工艺设计
1）、氮气泡沫参数设计。营13-35块北部东一段属于薄层中深层稠油油藏，具有活跃的边底水，为了减缓边底水的侵入速度，并且防止注汽过程发生井间汽窜，可采用氮气泡沫进行堵调。由该图可以看出，当氮气注入强度超过400Nm3/m后周期产油量增幅变缓，净产油量下降，因此注入强度的最优值为400Nm3/m。考虑到井筒隔热，注汽段为100m，推荐氮气用量40000～50000Nm3。
2）、注汽工艺管柱和参数设计
为降低井筒热损失，选用41/2in的高真空隔热油管，隔热油管接箍处必须加装密封圈、隔热衬套，丝扣抹高温密封脂。为保证隔热油管顺利起下，下入造斜点以下的隔热油管接箍和油管接箍上、下端面必须按3×45°进行倒角。应用“注蒸汽井筒热力参数计算软件”对不同压力下的井筒热力参数进行了计算。计算条件为：垂深1280m，造斜点1000m，水平段长200m，注汽管柱为Φ114mm×Φ62mm高真空隔热管（接箍处加隔热衬套）根据优化结果，确定注汽参数为：注汽速度：8t/h～10t/h ；注汽干度：≥70%；注汽强度：水平井12～15t/m。
三、热采井的后期管理
1、焖井过程管理办法
加强采油队资料管理，要求严格资料上报。在焖井期间，采油队每天早上6：00、上午10：00、下午15：00分三次定时上报焖井压力，实施全天监控。根据计算结果及本区已投产井经验，焖井时间3天为宜。（应注意氮气对压力的影响）。
2、自喷过程管理办法
1）自喷时机选择。为使蒸汽在地层中得到很好的扩散，又减少热量的散失，需确定最佳的开喷时机。一般当焖井压力降到7MPa以内、压降幅度低于0.5MPa/d时，采取自喷生产。2）自喷油嘴选择。根据压力大小选择合适的油嘴。自喷初期压力、温度、液量较高，采用￠2mm油嘴放喷。随着压力和温度的下降，逐步放大油嘴，每次油嘴直径放大不超过2mm 。3）液量、温度控制。自喷过程中，液量控制在25-30吨/天，温度控制在80℃-110℃，温度低于80℃时，及时放大油嘴生产。
4）畅喷时机选择。油嘴超过8mm，温度低于80℃时，拔油嘴畅喷生产。 5）适时转抽。当井口压力低于0.5MPa，温度低于50℃时，直接上作转抽。
3、转抽过程的优化
1）油井泄压不充分，停喷后还有自喷能力。油井通过自喷、放喷泄压，表现出停喷或接近停喷时，打开闸门外溢，说明油井有自喷能力，因井筒上部原油流速低、温度下降到较低状态，原油粘度增加，附着在井筒壁上，阻止下面的原油上行，造成泄压不充分。2）洗井污水温度低，无法彻底洗井，应提高洗井污水的温度。3）特别是作业过程中，隔热管带封、上提速度快，形成抽吸，起诱喷作用，促使油井再次自喷。目前，注汽管柱带有热敏封，外径150-152mm，套管内径159mm，热敏封与套管之间的间隙只有7-9mm，相对较小，管柱上提速度必须控制好。
4、采油过程管理的优化
根据油井周期性生产特点，将机采生产分为三个生产阶段，分别制定了生产管理办法。第一个阶段：初期快速生产阶段 ，为缩短排水期，达到尽快见油的目的，实施高液量快速生产。第二个阶段：中期平稳生产阶段 ，该阶段油井液量、含水相对平稳，营适当降参，优化采液强度，平稳生产，避免含水快速上升，最大限度延长高产期和中产期。第三个阶段：大泵提液阶段 ，当含水达到95%以上，水平井堵水难以见效的情况下，考虑到地层能量充足，大泵提液生产，提高油汽比和周期效益。
四、实施效果
按照以上优化方案，截至到2012年7月底，新投产11水平热采井，产能达到0.6168万吨，总注蒸汽量为1.1204万吨，目前油汽比0.55，达到了设计预期效果。
作者简介：罗小萍，女，1989年毕业于西南石油大学，2011年西南石油大学石油与天然气工程专业硕士毕业，一直从事油田科技与计划管理工作
参考文献：
[1] 凌建军.实用稠油热采工程. 北京：石油工业出版社.1996
[2] 孙晓岗.稠油热采技术论文集. 北京：石油大学出版社.2006
主题词：稠油；管理；吞吐；认识
分类号：TE345
一、营13断块东一段储层物性特征
营13断块位于东辛油田西部，构造位置属于济阳坳陷东营凹陷中央隆起带中段的东营穹隆背斜构造内，东一段分四个砂层组，10个小层，主力油层2个，合计含油面积3.1km2，地质储量388×104t。截止2011年11月累积产油19.4280x104t，采出程度4.9%。储层以泥质胶结为主，胶结方式以接触式、孔隙-接触为主，结构疏松，孔隙度一般33.6%～41.1%，孔隙度平均35.2%，渗透率一般2310～18500×10-3μm2，为高孔、高渗储层。泥质含量平均为12.1%。原油性质：营13断块Ed132砂体地面脱气原油密度0.9633～0.9702g/cm3，50℃地面脱气原油粘度3757～5989mPa·s。热采水平井平均地面原油密度0.9227g/cm3，地面原油粘度6488mPa .s地层水性质：地层水总矿化度为17139mg/l，水型为CaCl2型。原始溶解气油比：根据配样测试资料，该块东一段原始溶解汽油比为38m3/t。根据营13-202井的储层敏感性资料，东一段储层非盐敏，非水敏，非碱敏，非速敏，中等酸敏。 营13断块砂体油水分布主要受断层和构造控制，油藏类型为岩性-构造油藏。Ed1-32为边水为主的油藏，Ed1-35为底水油藏。2011年底有油井61口，开井54口，油井利用率83.6%。其中螺杆泵井55口，开井48口，平均泵挂深度在924米，平均动液面190米，沉没度734米，平均泵效58.1%，平均检泵周期1400天。抽油机井6口，开井6口，平均泵挂深度在1078米，平均动液面176米，沉没度902米，平均泵效49.7%，平均检泵周期641天。
二、热采井设计优化
2007年以来，在营13断块5口井实施稠油吞吐6井次，效果较好。热采水平井与同层系冷采直井对比，峰值产量高，累积产油量高，开发效果明显好于直井。 根据营13-35块东一段油藏地质特点，并结合类似油藏热采水平井的生产开发动态分析，该区块在热采开发中主要存在以下两个难点（1）由于营13-35块东一段油层埋藏深，储层薄，边底水影响较大，油水关系复杂。应采用氮气压水，加大注氮气量，减少注蒸汽量，并控制注汽速度和压力。（2）含水上升快，低含水期短，采用均匀注汽系统并采用合理的生产压差、生产制度。如何提高注气质量，加强后期管理是非常重要的，将直接影响含水上升率，周期产油量等注气效果。
1、加强钻井轨迹的控制（1）考虑微构造变化，避开老井水淹区和边底水区。（2）水平段尽量与构造线平行，水平井段长150-200米。2）、对井眼轨迹的要求（1）井身轨迹简单、平滑，以降低施工难度；（2）为保证隔热油管顺利起下，减小注汽时弯曲应力和热应力对隔热管造成破坏，平均造斜率≤21?/100m，局部造斜率≤2.5?/10m；（3）在满足泵挂要求的情况下，加大造斜点垂深，以减小油井最大斜深；
2、管柱设计：
考虑到采油作业及产层改造等工艺的要求。该区块注蒸汽热采，选用P110HB套管满足热采要求。
2）、滤砂管设计通过优选推荐7in大通径精密微孔复合滤砂管。该筛管的中心管为7in套管，两端连接螺纹为BCSG ， 滤砂管最大外径198mm，最小内径159.4mm。
3、防砂工艺设计
水平井防砂方式主要有裸眼完井防砂和套管完井防砂，因为营13-35块属于砂岩稠油油藏，油稠、储层岩石胶结疏松，且受边底水影响，采用了半套半筛完井方式。
4、注汽工艺设计
1）、氮气泡沫参数设计。营13-35块北部东一段属于薄层中深层稠油油藏，具有活跃的边底水，为了减缓边底水的侵入速度，并且防止注汽过程发生井间汽窜，可采用氮气泡沫进行堵调。由该图可以看出，当氮气注入强度超过400Nm3/m后周期产油量增幅变缓，净产油量下降，因此注入强度的最优值为400Nm3/m。考虑到井筒隔热，注汽段为100m，推荐氮气用量40000～50000Nm3。
2）、注汽工艺管柱和参数设计
为降低井筒热损失，选用41/2in的高真空隔热油管，隔热油管接箍处必须加装密封圈、隔热衬套，丝扣抹高温密封脂。为保证隔热油管顺利起下，下入造斜点以下的隔热油管接箍和油管接箍上、下端面必须按3×45°进行倒角。应用“注蒸汽井筒热力参数计算软件”对不同压力下的井筒热力参数进行了计算。计算条件为：垂深1280m，造斜点1000m，水平段长200m，注汽管柱为Φ114mm×Φ62mm高真空隔热管（接箍处加隔热衬套）根据优化结果，确定注汽参数为：注汽速度：8t/h～10t/h ；注汽干度：≥70%；注汽强度：水平井12～15t/m。
三、热采井的后期管理
1、焖井过程管理办法
加强采油队资料管理，要求严格资料上报。在焖井期间，采油队每天早上6：00、上午10：00、下午15：00分三次定时上报焖井压力，实施全天监控。根据计算结果及本区已投产井经验，焖井时间3天为宜。（应注意氮气对压力的影响）。
2、自喷过程管理办法
1）自喷时机选择。为使蒸汽在地层中得到很好的扩散，又减少热量的散失，需确定最佳的开喷时机。一般当焖井压力降到7MPa以内、压降幅度低于0.5MPa/d时，采取自喷生产。2）自喷油嘴选择。根据压力大小选择合适的油嘴。自喷初期压力、温度、液量较高，采用￠2mm油嘴放喷。随着压力和温度的下降，逐步放大油嘴，每次油嘴直径放大不超过2mm 。3）液量、温度控制。自喷过程中，液量控制在25-30吨/天，温度控制在80℃-110℃，温度低于80℃时，及时放大油嘴生产。
4）畅喷时机选择。油嘴超过8mm，温度低于80℃时，拔油嘴畅喷生产。 5）适时转抽。当井口压力低于0.5MPa，温度低于50℃时，直接上作转抽。
3、转抽过程的优化
1）油井泄压不充分，停喷后还有自喷能力。油井通过自喷、放喷泄压，表现出停喷或接近停喷时，打开闸门外溢，说明油井有自喷能力，因井筒上部原油流速低、温度下降到较低状态，原油粘度增加，附着在井筒壁上，阻止下面的原油上行，造成泄压不充分。2）洗井污水温度低，无法彻底洗井，应提高洗井污水的温度。3）特别是作业过程中，隔热管带封、上提速度快，形成抽吸，起诱喷作用，促使油井再次自喷。目前，注汽管柱带有热敏封，外径150-152mm，套管内径159mm，热敏封与套管之间的间隙只有7-9mm，相对较小，管柱上提速度必须控制好。
4、采油过程管理的优化
根据油井周期性生产特点，将机采生产分为三个生产阶段，分别制定了生产管理办法。第一个阶段：初期快速生产阶段 ，为缩短排水期，达到尽快见油的目的，实施高液量快速生产。第二个阶段：中期平稳生产阶段 ，该阶段油井液量、含水相对平稳，营适当降参，优化采液强度，平稳生产，避免含水快速上升，最大限度延长高产期和中产期。第三个阶段：大泵提液阶段 ，当含水达到95%以上，水平井堵水难以见效的情况下，考虑到地层能量充足，大泵提液生产，提高油汽比和周期效益。
四、实施效果
按照以上优化方案，截至到2012年7月底，新投产11水平热采井，产能达到0.6168万吨，总注蒸汽量为1.1204万吨，目前油汽比0.55，达到了设计预期效果。
作者简介：罗小萍，女，1989年毕业于西南石油大学，2011年西南石油大学石油与天然气工程专业硕士毕业，一直从事油田科技与计划管理工作
参考文献：
[1] 凌建军.实用稠油热采工程. 北京：石油工业出版社.1996
[2] 孙晓岗.稠油热采技术论文集. 北京：石油大学出版社.2006