稠油热采低效水平井治理对策

2012-09-15邱国清

特种油气藏 2012年4期

关键词：口井防砂高含水

邱国清

(中石化胜利石油管理局，山东东营 257000)

稠油热采低效水平井治理对策

邱国清

(中石化胜利石油管理局，山东东营 257000)

在对热采低效井数据统计的基础上，对油井低效原因进行系统分析，配套系列技术，做到套管损坏井治理与防治相结合。通过研究，形成了地面—井筒—油藏一体化的多元复合化学泡沫调剖技术和HDCS、压裂防砂地层改造强化采油配套工艺，针对性解决了高含水井、低产井热采开发效果差的问题。现场应用表明，该系列技术的应用有效提高了水平井的开发效果，取得了良好的经济效益。

低效水平井;压裂防砂;泡沫调剖;复合高温堵剂;数值模拟;HDCS

1 低效水平井现状及原因分析

截至2010年8月，胜利油田石油开发中心共投产热采水平井81口井，其中套管损坏井16口(19.8%)，高含水井12口(14.8%)，低产低效井7口(8.6%)。经过分析，低产低效的主要原因包括油藏条件和井筒质量等。油藏条件主要指因油层物性差或边底水能量较大造成油井周期生产效果变差，井筒质量是指因完井管柱套管损坏造成停井，影响正常生产。

(1)水平井井筒质量。16口井出现不同程度的套管损坏，主要形式为错断、缩径和滤砂管局部破损。其原因为:①油井注汽及回采过程中，热应力交替变化，非约束段套管轴向拉伸和切向失稳摆动，造成套管损坏［1］;②常规固井钻塞施工时，受钻井井身轨迹的影响，易产生钻进偏移，造成套管不均匀磨损，以致损坏。

(2)高含水。12口井出现高含水问题，主要原因为:该类水平井均位于构造边部，离边水较近，特别是水平段延伸方向与油水边界垂直的水平井，容易边水侵入，造成油井含水上升快，产量递减快，转周期注汽生产后含水基本不降。

(3)油藏物性差。7口井出现低产低效问题，主要原因为:该类水平井储层电阻率低，泥质含量高，原油黏度高，造成注不进、采不出，单井注汽质量差，回采周期油汽比低。

2 低效水平井治理对策

2.1 水平井井筒治理对策

(1)采用套管加固方式修复套管损坏水平井。对于滤砂管错断井，根据错断点位置和形态分析，以大直径倒角套管作为错断支撑管，配套水平井耐高温丢手封隔器，对错断点进行支撑修复。目前已经完成10口井的修复，全部恢复生产，累计可恢复产量1.4×104t。

(2)采用双端密封支撑体加固技术修复套管破损水平井［2］。该技术是在小套管两端加装密封支撑体，通过液压方式挤胀密封支撑体使其将小套管密封固定在原井套管破损部位，达到修复套管的目的。该工艺已实施2口井，修复后开井，目前生产情况稳定，已基本恢复产能。

(3)液压整形工艺配合水平井增力打捞技术，解决管内防砂水平井的滤砂管失效后打捞问题。该配套技术在草4－平2井进行了应用。该井因生产时间长，套管内滤砂管产生破损，连续常规作业均未成功，进行液压整形工艺后，配合水平井增力打捞技术作业施工，对水平段上部缩径套管进行液压整形，配套油管内割刀组合作业施工，成功处理出管内金属毡滤砂管85 m，对该井重新进行管内滤砂管防砂，为下步高效开发奠定了基础。

(4)形成钻井完井一体化技术系列。按照治理与防治相结合的思路，从防治源头抓起，以完井为中枢，对水平井进行系统设计，优化筛管完井水平井管柱结构及工艺，提高完井管柱可靠性。形成以下技术:①无内管免钻塞分级注水泥完井工艺。该技术革新了原注水泥固井后钻塞完井工艺，避免了因钻塞造成的分级箍、套管及其他完井工具损坏，为提高筛管完井的热采水平井寿命和油井生产效率提供了有力的技术保证。目前已完成17口井免钻塞固井完井施工，成功率为85%，取得较好的完井效果;②热采井先期封堵及延长寿命完井技术。针对热采水平井薄隔层、受力情况等特点，先后配套了热力补偿器、高温防胀防窜井口装置、管外水泥涨封封隔器等完井技术，有效减少了因地层及井筒应力集中造成油井损坏的井数，延长了油井使用寿命。

2.2 高含水水平井堵调治理对策

(1)地面生成氮气泡沫技术。针对目前常规气液交替注入地下起泡工艺存在地下成泡率低等问题，通过优化泡沫注入工艺，研制地面混气起泡注入工艺，直接在地面形成连续泡沫注入油层，保证了地层中的泡沫始终保持较高的泡沫质量和连续性［3］。

(2)多元泡沫化学复合高温调堵技术。室内实验筛选出改性栲胶高温堵剂。数值模拟结果表明［4］，采用栲胶+泡沫多相复合调剖后，水平井含水降低幅度大，封堵有效期长。单井周期前置栲胶最佳注入量为100 m3，最佳伴注泡沫量为12× 104m3。

(3)现场试验效果。2009年至今实施11口水平井氮气泡沫堵调作业，累计注入高温氮气泡沫91×104m3，措失后平均含水下降4%，单井增油达350 t。如草128－平1井，该井2009年2月采取氮气泡沫调剖措施恢复生产。措施后，含水由100%下降到75%，日产油由0提高至7 t/d，2009年12月完成调剖后的蒸汽吞吐生产周期，周期累计产油1 437.6 t，取得较好的效果(图1)。

郑411－平67井原为高含水低效水平井，实施氮气泡沫+耐高温栲胶类堵剂多元泡沫化学复合调堵工艺技术后，含水率已由措施前的92%下降到70%以下，见到初步效果(图2)。

图1 草128－平1生产曲线

图2 郑411－平67井含水率曲线

2.3 油藏物性差水平井提高开发效果措施

(1)为实现水平井高砂比端部脱砂压裂防砂，研制开发了水平井泡沫酸洗+长井段管外充填防砂一体化技术［5］。该技术是采用内插施工服务管柱，将底部酸洗充填滑套打开后，由油套环空挤入泡沫酸，利用泡沫具有返排能力强和便于进行井底的压力控制等特点，对钻井泥饼进行反循环冲洗后，由油管进行水平井高压砾石充填防砂，实现了泡沫酸洗防砂一体化。水平井压裂防砂工艺，采用压裂防砂软件对水平井进行端部脱砂设计［6］，使用低稠化剂低交联剂压裂液，线性砂比控制，通过模拟不同施工参数，对裂缝形态进行优化，实现了地层短宽缝改造目的，有效提高了油井完井效率和地层渗流条件。

(2)应用HDCS强化采油技术降低近井原油黏度［7］，提高注汽质量。HDCS强化采油技术采用高效油溶性复合降黏剂和CO2辅助水平井蒸汽吞吐，利用其协同降黏、混合传质及增能助排作用，有效降低了近井原油黏度和注汽压力，扩大了热波及范围［8］。相对于常规注蒸汽热采，热波及范围及低黏区域大大增加，加热半径与低黏油区半径增大。

(3)现场应用效果。应用该技术先后完成16口井施工。从生产效果看，压裂防砂+HDCS投产方式的周期产油和油汽比均远高于常规投产方式，取得较好的开发效果(表1)。