浅析稠油热采水平井有效完井方式

2013-09-07陈捷

石油工业技术监督 2013年4期

陈捷

中国石油辽河油田分公司多种经营处（辽宁盘锦 124010）

截至2012年9月底，中国石油辽河油田累计完钻水平井1170口，累积建成产能411×104t，投产1129口，开井755口，日产油7210t，占辽河油田总产量的23.2%，水平井开采技术已成为辽河油田开发建设和增储上产的重要手段，特别是稠油油藏开展了新区高效开发、老区井间挖潜、SAGD方式转换以及二次开发工作，为辽河油田千万吨稳产提供了强有力的支持[1-3]。

由于辽河油田稠油油藏埋藏较浅，上覆岩石的压实作用弱，油砂松散，采用水平井开发时，水平井完井方式适应与否直接影响到一口井的产量和寿命,理想的完井应使油流能最有效地流到地面，同时使建井成本和操作费用降到最低[4-6]。针对稠油油藏地质开发特点及稠油热采水平井开发中出现的问题，从水平井完井结构、完井成本、防砂效果、满足产能要求等方面进行了系统的分析、评价，提出了适合不同类型稠油热采的水平井完井方式。

1 稠油热采水平井有效完井方式

1.1 浅层块状底水特超稠油油藏水平井完井

曙一区构造位于辽河盆地西部凹陷西斜坡中段。曙一区杜84块位于杜84-杜813断块区的北部，其中馆陶、兴隆台油层为目前开发的主力油层，整体构造形态为一向南东方向倾斜的单斜构造，地层倾角2～4°。馆陶油层为一特殊的边顶底水油藏，兴隆台油层为边底水油藏，2套储层均为高孔-高渗型储层，属于超稠油油藏（表1）。

表1 杜84块油藏主要地质参数

1.1.1 完井结构分析

杜84块馆陶油层与兴隆台油层胶结疏松，属于高孔、高渗、低泥质含量储层，砂岩粒径大，细粉砂含量少，油井出砂。超稠油油藏水平井完井结构由常规TBS筛管完井逐步发展为激光割缝筛管完井，割缝缝宽为0.25～0.4mm，采用的是244.5mm+177.8mm的完井管柱（图1）。

1.1.2 完井成本分析

一般情况下，应在满足水平井完井技术条件下，选择完井费用较低的完井方式，实现水平井高效开发。由表2可知，300m井段水平井采用割缝筛管完井，单井可节约196.6万元，平均每米节约6600元。虽然前期投入较套管完井成本高，但是套管完井后期射孔费用远高于筛管完井。因此，对于特超稠油水平井而言采用筛管完井成本较低。由于不需要射孔投产，可以减少钻完井交井周期天数，也不容易引起射孔过程中的工程事故。因此，从钻完井成本分析，特超稠油油藏适合于割缝筛管完井。

表2 水平井不同完井结构成本对比

1.1.3 边底顶水影响分析

杜84块兴Ⅵ组为底水油藏，油层埋深730～850m，单井有效厚度最厚达40.7m，50℃地面脱气原油黏度是12.28×104mPa·s；杜84块兴Ⅰ组油层埋深670～690m，50℃原油黏度是 16.8×104mPa·s；馆陶油藏油层埋深 530～640m，50℃原油黏度是 23.191×104mPa·s。杜84块兴隆台油层中深750m时地温38℃，地温梯度为3.8℃/100m。因此，在地层条件下，无论是埋藏较浅的馆陶油藏、杜84块兴Ⅰ组的原油，还是埋藏较深的杜84块兴Ⅵ组的原油都是不流动的，超稠油呈固体状态，这样在顶水下层、边底水上层温度较低处形成了一块天然致密的“堵水屏障”阻止了顶底水锥进的发生。从生产情况看，目前水平井生产周期最高的已达到18轮次以上，仍未见水的影响。

1.1.4 防砂效果评价

曙一区杜84块馆陶储层平均孔隙度为36.3%，平均渗透率为5.539μm2。杜84块馆陶组储层岩性主要为中粗砂岩和不等粒砂岩，其次为砾岩、砾状砂岩和细砂岩等，馆陶油层粒度中值平均为0.42mm。杜84块兴Ⅵ组岩性主要为砾状砂岩和含砾砂岩、其次为砾岩和不等粒砂岩等，粒度中值平均为0.47mm。由于该地区属于高孔、高渗的储层，具有出砂程度轻，砂岩粒径大，细粉砂含量少的特点。

因此，割缝筛管以其完井方式简单、渗流面积大的优点，在特超稠油开采中得到成功应用，并通过不断实验，将割缝筛管的缝宽逐步由0.25mm增加到0.4mm，仍满足生产需要。通过地质和实际情况分析，割缝筛管完井在杜84块特超稠油油藏开发生产中能够很好地满足防砂的需要。

1.1.5 满足产能要求分析

对于筛管完井的特超稠油油藏，由于钻井过程中要在保证井壁稳定的前提下安全钻进，虽然采取了一些油层保护措施，但仍对油层产生了一定影响。因此，要对该种完井方式对产能发挥进行分析[7-9]。超稠油筛管完井水平井在第一周期注汽的主要参数（表 3）。

由表3可见，水平井与同区直井相比，提高了注汽速度，注入压力没有升高（压力普遍低1～2MPa），蒸汽锅炉出口干度可以达到75%以上，说明该完井方式满足超稠油注汽要求。

由表4可以看出,水平井日产油是直井2～4倍，周期累产油是直井3倍。无论是平均日产液、日产油，还是周期累产液、累产油，以及周期油汽比来看，水平井与直井相比，能够更好的发挥油层的潜力，这也说明在满足水平井注汽要求的同时，地层向井筒供液充足，并且注汽解除了近井地带的污染，因此，从满足产能要求分析，筛管完井适合特超稠油油藏。

1.2 薄层特稠油油藏水平井完井

1.2.1 完井结构分析

从油藏角度看水平井除了要开发前面所述的特超稠油厚层块状油藏以外，对于一些应用直井蒸汽吞吐开发效益差的薄层稠油油藏来说，也可以采用水平井的方式进行开发。最典型的就是欢127块边部、锦45块边部及洼60块S1+2油层，这些油藏厚度一般小于15m，采用直井开发效益差，因而实施水平井开发，实践证明区块生产能力得到了有效提升，采收率大幅度提高，开发效果得到明显改善。

表3 超稠油水平井与直井注汽参数统计表（第一周期）

洼60块S1+2油层埋深1320～1590m，以不等粒砂岩和砾状砂岩为主。油层胶结疏松，胶结物以泥质为主，其次为碳酸盐，地层砂粒粒径不均匀，细粉砂含量高达53%（表5）。

针对洼60块S1+2油层、欢127东块等地层砂粒粒径中值普遍较细，粒径中值在0.15～0.2mm以下的油藏，由于割缝筛管受加工工艺的限制，以及割缝筛管抗压、抗外挤性能较差，加之冲蚀作用使缝隙变大，造成割缝筛管强度降低，无法满足深层特超稠油油藏的防砂完井需求，起不到有效防砂的目的。弹性筛管是选用一定几何尺寸布孔的套管作基管，由过滤罩、筛网、弹性金属纤维、带孔挡板共同构成的过滤单元体，焊接在孔眼内的凸台上，过滤罩的外缘与筛管本体采用外焊使过滤单元体与筛管本体牢固的连接在一起。弹性筛管具有防砂有效期长，防砂效果好，防砂、控砂能力强的特点，最小可以防到粒径为0.15mm的地层砂，能够满足此类深层细砂特超稠油油藏油井开发生产的需要。

与特超油油藏水平井筛管完井不同的是主井眼采用了177.8mm套管、油层段采用177.8mm筛管通径完井方式（图2），两者各有其优缺点（表6）。

由于水平井是采用177.8mm通径管柱完井，消除了因悬挂筛管所遗留的台阶隐患，这样措施管柱就可以顺利地从斜井段平滑地进入水平段，为采油、后续措施和各项作业的施工带来了极大的便利。

表4 超稠油水平井生产参数统计表（第一周期）

表5 洼60块平102井冲砂砂样粒径分析

1.2.2 完井成本分析

177.8 mm通径的筛管完井方式相对于244.5mm+177.8mm水平井筛管完井来说，工序更为简洁，完井技术更为先进，对后期作业更为有利，并大大地节省了成本。

由表7可知，采用套管完井的欢127-平1，射孔完井总费用95.1万元，高于筛管完井的欢127-平1井66.2万元。由于该块出砂严重且多为细粉砂，射孔完井的水平井投产后不久即需采取管内二次防砂，防砂后将导致井眼尺寸变小，否则油井无法正常生产。此外，对于薄层特稠油油藏来说，这类油藏在开采过程中将面临出砂、水侵等问题，因此，在砂害和水害两者之间，防砂是首选，筛管方式完井较适合该类油藏水平井完井。