胜利油田西部稠油热采井预应力固井配套技术

2013-04-25陈平保孙荣华张建国

中国石油大学胜利学院学报 2013年1期

陈平保，孙荣华，张建国

（1.中国石化胜利油田分公司新疆勘探项目管理部，山东东营 257000；2.中国石化胜利油田分公司新春采油厂，山东东营 257000；3.胜利石油管理局钻井工艺研究院，山东东营 257017）

蒸汽吞吐是稠油开采的最有效手段之一，但是这种方式往往会使热采井套管产生更为复杂的应力状态。据统计，胜利油田稠油区块约有10%的热采井存在套管变形、错断和泄漏等情况；对于西部新区浅层稠油油藏来说，井口上移、井口冒汽更是普遍现象，严重影响了油田生产及安全运行。在预防热采井套损方面，采用预应力固井技术是最有效的方法之一［1－3］，即在固井注水泥前或注水泥后对井内套管串施加一定的预拉力，减小或抵消注蒸汽受热时热应力造成的套管伸长。车排子北部浅层稠油区块处于准噶尔盆地西部隆起车排子凸起东北部，含油层系主要为新近系沙湾组和白垩系吐谷鲁群。沉积类型为辫状河三角洲前缘沉积，油藏类型为在大的超覆背景之上发育的构造岩性油藏。为保证该区块稠油热采井的长效开发，开展预应力固井配套技术研究。

1 地质概况

1.1 油藏概况

车排子凸起紧邻玛湖、昌吉、四棵树等生烃凹陷，自晚海西期形成以来，长期处于隆起状态，是油气运移的有利指向区，为周围深洼区生成的油气提供了有利“聚油背景”。目前发现的原油主要有稠油和轻质油两种类型，总体看，车排子凸起油气分布具有横向上“南稀北稠”、纵向上“上稀下稠”的分布特点。

1.2 地质特点

（1）原油黏度高，变化范围大。排6井油藏温度26℃，原油黏度达126.3Pa·s（50℃），属超稠油。排602井油藏温度30℃，原油黏度11.188Pa·s（50℃）。

（2）原油中胶质沥青质含量高（平均含量大于20%，），含蜡量低（1%左右），凝固点较低（低于15℃）。

（3）储层埋藏（300～600m）浅，温度（20～30℃）低，油层压力（3～6MPa）较低。

（4）储层厚度（一般为2～5m）薄，孔隙度中-高（20%～30%），渗透率（100×10－3～650×10－3μm2）中等。

（5）储层黏土含量高，泥质含量大于10%（排6井泥质含量为22.70%，排602井泥质含量为23.16%）。储层具有中等偏弱速敏（临界流速≥28.60m／d）、极强水敏（水敏指数≥94.32%）、中等盐敏（临界矿化度≤5.0g／L）、弱碱敏（碱敏指数≤0.11）、中等酸敏（酸敏指数58.47%）。

（6）储层岩性从泥质细粉砂至含砾粗砂岩都有分布，声波时差高达537.94μs／m（排6井），地层胶结疏松，生产过程中出砂严重。

2 预应力固井工艺技术

2.1 技术选择

排601南区、排601-20区块产能建设计划巨大，共有百余口直井、定向井，采用蒸汽吞吐的开发方式，蒸汽温度300～350℃，受热应力的影响，井口普遍存在上移、冒汽等现象，严重影响了地面配套设备及作业的实施。采用预应力固井技术可有效增加注蒸汽轮次，延长油井寿命，大幅度提高单井采收率。目前，国内油田（克拉玛依、辽河）都进行了预应力固井技术的研究。经广泛调研和论证，车排子北部稠油区块也采用预应力固井工艺，并配套开发了套管、预应力地锚、热应力补偿器、热采套管头等工具，基本满足了现场开发的需求。

2.2 技术难点

（1）车排子北部稠油区块油藏胶结疏松、欠压实、井壁稳定性差，固井地锚在这种地层中的抓附力受到很大影响。

（2）北部稠油井深较浅，井底温度（30℃）低，前置液、水泥浆与井壁接触时间短，热采注汽井对第二界面固井质量要求高，对工作液体系及固井工艺提出了更高的要求。

（3）目前所采用的井口套管悬挂方式和结构在控制套管受热伸长时存在强度不足的问题。为配合预应力固井工艺的实施，配套用套管、井口装置等优选需要符合工艺要求。

2.3 预应力固井工艺

（1）计算分析套管伸长量和下入管串深度，配完井管串组合。

（2）将地锚工具联接于完井管柱底端并下入到位，投球起压张开锚爪，锚定管柱，继续升压蹩通浮箍，建立循环通道。

（3）采用抗高温水泥浆体系正常固井，施工参数与常规固井相同，注意观察地面水泥浆密度。

（4）投胶塞固井碰压，泄压。

（5）根据计算结果及现场施工情况提拉套管，直到设计长度，利用热采套管头里面的卡瓦座挂，实现悬挂与密封。

（6）切割套管头以上套管部分，封井口，施工完毕。

2.4 配套固井工具

2.4.1 预应力固井地锚

套管双级地锚［4］主要由主体、中心管、一级锚爪、二级锚爪和引鞋等组成，如图1所示。一级较短锚爪适应缩径及坚硬地层井眼，二级锚爪适应疏松及扩径井眼。锚爪在锚定过程中，两级锚爪能自行互动，施工时两级锚爪张开锚定完井管串。锚爪张开外径大，最大达到520mm。工具内设防锚爪锁死机构，防止下井过程意外打开。内置浮箍、浮鞋及引鞋于一体，减少了完井管柱成本。两级锚爪沿轴向上呈90°对称分布，该设计不但可以提高地锚的强度，还可以提高地锚的适应性及可靠性，保证在浅层疏松扩径地层、深部缩径井眼、坚硬地层及不规则井眼中的成功应用。

图1 套管双级地锚

2.4.2 TP110H 套管

TP110H套管是一种高强度、高韧性、高热稳定性的稠油热采井专用套管。经热模拟评价试验可知，该套管强度高、韧性好，抗射孔变形和开裂的能力好，热稳定性好（400℃时屈服强度达到750 MPa），适用于注汽温度350～400℃、注汽压力15～25MPa的热采井中。

稠油热采井的开发寿命和产量在很大程度上取决于管柱的螺纹连接质量，即管柱结构的完整性和密封性。因为在高温或反复的热应力下，套管螺纹连接部位相对薄弱（与管体相比），最易损坏［5］。使用特殊套管螺纹密闭脂可提高TP110H套管螺纹连接处的密封性。

2.4.3 热采套管头

研发的卡瓦式热采套管头 TRZ 10 3／4"×7"-30（图2），其安全悬挂能力≥900kN，具备 Φ254 mm的内通径。该套管头因顶端螺纹零件可拆卸、更换，确保了井口连接螺纹的长效密封；避免了油层套管与井口连接装置直接相连，且在顶端油层套管的上部预留了0～50cm上升空间，所以注汽时，在油层套管柱因受热膨胀伸长上升时不会造成井口装置高度位置的变化；可在除接箍之外的任何套管轴向位置进行卡牢座封，提拉预应力时不用严格计算油层套管柱的下入深度，上提直至提拉预应力成功；卡瓦式热采套管头采用了可以长期在400℃高温下实现可靠密封的非橡胶材料，允许更换密封件。

图2 预应力固井用热采套管头（卡瓦式）

2.4.4 抗高温水泥浆体系

试验可知，原浆水泥石超过临界温度点（110℃）后强度会发生显著衰退，温度越高，水泥石强度衰退幅度越大。抗高温蒸汽吞吐固井水泥浆体系主要是通过水泥浆外加剂和外加材料的选择抑制水泥石在高温下的强度衰退。研究发现，水泥浆中加入一定比例的硅砂可使水化后生成的Ca（OH）2与硅砂中的活性SiO2反应生成强度较高的纤维状水化硅酸钙，从而支撑水泥石在高温下的强度稳定。试验性能测试结果见表1。

表1 抗高温水泥试验性能测试结果

抗高温蒸汽吞吐水泥强度在350℃、21MPa、72h养护三轮次条件下的强度仍可达到14MPa，能保证稠油蒸汽吞吐水平井上部固井段水泥环的有效封隔。

3 现场试验

以上各类技术在胜利油田西部浅层稠油油藏区块的排601-斜532、排601-斜501、排601-斜490等井中得到了很好的应用。目前，所有井均进入第二轮注汽开发周期，其中排601-斜532已经开始第四轮注汽。从后期的开发效果来看，试验井未发生井口上移、井口冒汽现象；特别是对于油层以上存在水层的情况，生产显示含水量正常，避免了开发过程中的水窜问题。可见，预应力固井配套技术直接提高了开发轮次，延长了套管寿命，提高了单井采收率。