海上稠油热采水平井配套技术的研究与实践

刘鹏飞，和鹏飞，袁则名，张 鑫

（中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452）

海上稠油热采水平井配套技术的研究与实践

刘鹏飞，和鹏飞，袁则名，张 鑫

（中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452）

稠油热采一直是困扰渤海油田开发的一大难题，为了更好的开发稠油油藏、提高产量，首次开展稠油油藏水平井热采钻完井配套工艺研究。在对埕北稠油油田油藏地质概况分析的基础上，为满足油田热采需要，采用特制套管及高低密度两段式水泥浆固井、梯级筛管加砾石充填防砂完井，实行双重防护井筒安全生产保障。钻完井配套技术及所选择入井的各种器材均满足热采开发要求，现场应用效果良好。埕北稠油油田水平井热采的成功，将为渤海油田进一步大力开发稠油提供技术指导。

稠油；热采；水平井；配套技术；海上油田

陆地油田对稠油热采有一套比较成熟的体系，海洋石油最近几年也加大对稠油热采的投入。采用水平井热采开发稠油油藏[1-5]，目的是充分利用水平段增大井筒泄油面积，提高蒸汽交换面积及热效率，对于提高稠油产量有很大优势。钻完井配套技术是实现热采作业的前提，随着海洋石油水平井钻井工艺及配套技术不断成熟，目前已研究形成一套完整的水平井热采配套技术，使稠油油藏的开发成为海洋油田稳产的有力增产点。通过埕北X水平井的钻完井技术研究、重点分析，为确保稠油热采成功提供了坚强的技术支持，为以后的稠油开发提供宝贵的经验。

1 油藏地质概况

渤海埕北油田位于渤海西部海域，储层主要分布在馆陶组，油层分布均匀，砂体平面上连通性好，具有高孔高渗储集特征。虽然馆陶组储层发育且横向连续性好，但是油藏油水关系复杂，纵向上不同油组油水系统不同，平面上在同一油组内部，不同井区油水界面深度上下也有波动，属底水油藏。

储层原始地层压力13.9 MPa，原始地层温度67℃，由于储层原油黏度高，溶解气油比低，导致油井产能较低，采出程度仅有0.6%，开发效果不佳。储层的原油特性如下:地面原油黏度4 082 mPa·s～5 612 mPa·s，地下原油黏度超过500 mPa·s，溶解气油比平均为10 m3/m3。

2 钻完井配套技术

该井是渤海油田第一口热采水平井，其钻完井设计和器材选择都与非热采井有较大区别，钻完井设计中每一步都是为后续的热采做着准备。

2.1 套管和井身结构设计

本井套管程序如下:Φ914.4 mm隔水导管×100 m＋Φ339.7 mm表层套管×250 m＋Φ244.5 mm生产套管× 2 012 m。

根据稠油油田的热采经验，常规Φ244.5 mm、N80生产套管无法满足热采作业要求，主要表现为套管的受热膨胀和延伸率过大，以及套管受热应力过大导致损坏，注蒸汽一到两轮后引起套损和井口被抬高现象，为解决这些问题，本次采用天津钢管公司开发的TP100H套管（见表1）。

表1 TP100H型套管性能

这种高屈服强度、高抗拉强度、高冲击韧性和低延伸率，非常适合于热采井。按油田实际使用条件制定的热模拟试验结果表明该钢级套管至少能承受6轮注蒸汽采油循环，至少能承受350℃下731 MPa的热应力，能很好解决热应力引起的套损和井口被抬高的问题。

2.2 定向井设计

合理的定向井井身设计是钻井安全施工的前提，是实现热采的重要保证。埕北A32h井作为块状底水油藏，虽然井眼轨迹并不复杂，但为了有利于油藏开发，便于控制井眼轨迹，减小摩阻，采用二次造斜，同时为了保证水平井段沿着储层上部延伸，8-1/2"水平井段采用斯伦贝谢的X5 PD900旋转导向工具和随钻测量LWD钻进，以确保井眼平滑和完井管柱顺利下入。

2.3 钻井液设计

水平井钻井液设计必须满足水平井对井眼稳定、井底清洁净化、降低摩阻和保护油气层的要求。本井储层砂体结构疏松，且已开发多年，储层压力有一定下降，为提高封堵能力，减少储层污染，应用渤海成熟的屏蔽暂堵型水基钻井液体系，在钻井过程中，严格控制钻井液密度，完井作业结束后要求及时返排或直接转入投产。

2.4 固井设计

在蒸汽吞吐热采中，在每个生产周期内井筒温度在80℃～320℃变化，这就要求固井水泥浆凝固胶结后的水泥石强度性能既要满足高温环境，也要满足低温环境，并且热采井一般要求全井段进行封固，同时为了降低井底当量密度，更好的保护储层，本井设计采用高低密度两段式水泥浆段，领浆采用低密度，尾浆采用高密度。

领浆水泥浆配方:API G级水泥+2.90%PCG82L+1.09%PC-F44L+1.45%PC-X60L，尾浆水泥浆配方:API G级水泥+7.35%PC-G82L+0.31%PCH21L+1.22%PC-X60L，为了满足抗高温要求，在低密度水泥浆中加入40%石英砂，在高密度水泥浆中加入60%石英砂，低密度水泥浆黏度达到100 BC的稠化时间284 min（见图1），高密度水泥浆黏度达到100 BC的稠化时间180 min（见图2），根据试验研究得知，该配方水泥浆在不同温度下的胶结及强度有显著的区别，但在320℃的条件下胶结强度依然良好，完全满足热采需要。

2.5 套管扶正器安放要求

图1 低密度水泥浆稠化曲线图

图2 高密度水泥浆稠化曲线图

在A32h井身结构中，Φ311 mm井段中约有1 000 m井段的井斜大于40°，井斜角大，套管贴边严重，将影响水泥封固质量。为了确保水泥封固质量，要求每根套管下一个套管扶正器，保证在大井斜角的井段居中度大于50%以上，在井斜角大于50°以上井段采用刚性扶正器，小于50°井段采用弹性扶正器。

2.6 井口装置要求

对于蒸汽吞吐热采，注蒸汽压力高于20 MPa，若采用渤海常规井所用的21 MPa的井口装置进行开采[6-8]，存在很大风险。根据热采需要本次采用35 MPa耐高温、高压的KR系列井口装置。

该井口装置具有耐高温、耐高压、耐腐蚀、流体阻力小等优点，该井口装置中采用楔式单闸板双面强制密封闸阀，可有效提高闸门的耐冲蚀、耐气蚀性能，更加适用于高温状态，补偿材料热胀冷缩；密封件采用石墨、紫铜及金属等耐高温高压特殊材料；在套管头、套管悬挂器和油管悬挂器之间实现三级密封，确保蒸汽驱长期注汽过程中油套间的长效密封；尤其在套管头和油管四通与套管的密封部位，分别考虑因受热套管伸长而预留的20 cm和50 cm密封延伸余量。

2.7 完井防砂要求

埕北油田的同层位油藏已有2口水平井在生产，采用了优质筛管简易防砂方式，分别于2003年前后投产，随着开采继续，生产压差越来越大，地层严重出砂，筛管被冲蚀，产量递减，同时由于本井底水存在，为达到能够有效减弱底水锥进和防砂双重目的，建议采用梯级筛管加砾石充填防砂，并进一步筛选筛管目数，以增加油井正常生产时间。

根据邻井储层岩心粒度中值分布和分选系数分布分析[9，10]，76%的地层砂粒度中值d50分布在162 μm~250 μm，选择d50＝160 μm，按Saucier方法计算，d50= 800 μm～960 μm，对应的砾石是16～30目，由此确定挡砂精度HMF20/40的优质筛管，同时要求耐温不低于350℃。

2.8 生产管柱设计

采用蒸汽吞吐热采，等能量减少停喷后再采用人工举升方式生产，但是目前还没有能够耐350℃高温的电潜泵和动力电缆。如果分别采用蒸汽吞吐和电潜泵生产两趟管柱，在能量减少后进行压井洗井作业中会造成大量热量流失，影响产能，因此本井采用地面驱动的耐高温螺杆泵。在注汽和自喷期间不下入驱动杆，等能量衰竭后在不动生产管柱和不压井的情况下下入驱动杆，实现人工举升采油。

为减少热量的损耗，生产管柱采用隔热油管，注汽管柱伸入到筛管管柱的中部，实现均匀注蒸汽。

3 实际施工效果

采用水平井开发稠油，配以梯级优质筛管，生产压差小，能够有效延缓底水的锥进，在裸眼水平井内下优质筛管后进行砾石充填，有效的达到了防砂效果，同时水平井增加了储层泄流面积、吸收蒸汽能力和排液能力。

X井冷采阶段，生产压差1.5 MPa，日产量约50 m3，远远超过邻井直井产量。在注蒸汽期间，同时从油管四通注入氮气，降低井中蒸汽对生产套管的热辐射，减少套管发生损坏几率。蒸汽吞吐生产期间，日产油量将达到120 m3～150 m3。

4 认识及结论

（1）选择满足热采要求的生产套管、防砂管柱、生产管柱和井口装置是热采井井身结构设计的关键。

（2）采用在裸眼水平井段中下优质梯形筛管并进行砾石充填的方式开采稠油油藏，能够有效的防止地层出砂，延缓底水锥进。

（3）采用高低密度两段式水泥浆段固井，水泥浆设计也是热采钻井设计中的重要关键，能够防止水泥在高温高压下受到破坏，实现长期封隔生产套管和地层的环空。

（4）热采井一般要求全井段进行封固，同时为了降低井底当量密度，更好的保护储层。

［1］刘新光，田冀，李娜，等.海上稠油热采开发经济界限研究［J］.特种油气藏，2016，23（3）:106-109.

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神华宁煤集团年产50万吨甲醇制烯烃项目通过验收

近日，神华宁煤集团公司年产50万吨甲醇制烯烃项目通过神华集团组织的竣工验收，并创下国内同行业试车两个月即达到满负荷生产的记录。

该项目概算总投资73.84亿元，设计产品规模为年产50万吨聚丙烯。目前，各装置运行平稳，所产的6个牌号聚丙烯产品销往华东、华北、华南等地区，市场反应效果良好。同时，完善和优化了甲醇制烯烃技术，取得了10项专利证书。MTP装置、PP装置均获得了2015年度全国化学工业优质工程奖，实现了高度超过100米、质量达2 300吨C3分离塔整体吊装先例。

（摘自宁夏日报第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

刘鹏飞，男（1987-），山东人，2008年毕业于大庆石油学院石油工程专业，主要从事海洋石油钻井技术监督及管理工作，邮箱:liupf5@cnooc.com.cn。