SAGD双水平井论文（通用3篇）
SAGD双水平井论文 篇1
双水平井SAGD是目前超稠油油藏开发的一种有效手段, 注采井上下平行分布, 上水平井称为注汽井, 下水平井称为生产井。目前双水平井SAGD工艺在新疆、辽河油田成功应用, 在新疆油田应用最多[1,2]。新疆油田超稠油SAGD开发自2008 年开始, 油藏埋深200~600 m, 50 ℃地面脱气原油粘度高于3 万厘泊, 已开发SAGD井组中, 受油藏物性、管柱结构及生产调控影响, 注采井间汽窜井组达到45%。
1 SAGD注采井间汽窜原因
油藏非均质性、原油粘度、管柱结构以及生产阶段汽液界面的控制是影响SAGD注采井间汽窜的主要因素。
1.1 油藏非均质性强
注采井间的油藏物性好坏直接影响到SAGD开发效果, 新疆风城油田SAGD开发的主力区块为齐古组油藏, 辫状河流相沉积, 水平段长度在250~500 m, 渗透率极差较大, 不连续夹层较发育[3], 井间具有非连续分布的低渗透带, 这些因素导致注蒸汽过程中, 沿水平段吸汽不均, 渗透率高的吸收热量多, 在注采井间优先形成连通, 造成汽窜。
1.2 超稠油粘度高, 粘性指进现象突出
粘度较低的蒸汽加热粘度较高的原油时, 会产生严重的粘性指进现象。粘性指进现象是多相渗流的一个重要特性, 在油田开发过程中, 油藏内普遍存在粘性指进现象[4]。超稠油油藏粘度高, 注蒸汽循环预热过程中, 粘性指进现象也更突出, 这也是造成汽窜的一个重要原因。
1.3 管柱结构不合理造成水平井段跟端汽窜
风城SAGD注汽井前期采用单油管打孔配汽、双油管长管趾端打孔配汽结构, 开发过程中, 实际注汽速度与固定配汽面积不匹配, 水平段趾端汽量少, 油藏不动用[5];SAGD生产阶段, 采用大排量有杆泵, 水平段跟端生产压差最大, 容易在跟端形成窜流通道, 造成上下水平井间汽窜。风城SAGD汽窜井中转抽生产后汽窜的占60%, 随着转抽井数的增多, 汽窜井比例也会升高, 对生产的影响也会越来越大。
1.4 汽液界面控制不合理
SAGD生产阶段, 注汽井注入蒸汽, 蒸汽放出汽化潜热后变成饱和水, 并加热周围的岩石和液体。饱和水、被加热的原油, 由于重力作用会向下流入生产井被采出。这部分被采出的液体, 就是生产井的生产能力。只有保持了这个生产能力, 才能保持汽液界面不变。如果采出量过大, 汽液界面下移, 蒸汽通过连通段直接流向生产井被产出, 就会造成局部汽窜;相反, 采出量过小, 汽液界面上升, 造成积液, 降低蒸汽热利用率。风城SAGD开发前期, 缺乏生产调控经验, 汽液界面控制不合理, 汽窜井组较多。
2 SAGD井间汽窜治理对策
针对超稠油SAGD开发过程中注采井间汽窜问题, 在分析井间汽窜原因的基础上, 结合油藏地质条件与开发特征, 开展了相应的技术对策研究。
2.1 对汽窜井改善方法
(1) 调整汽窜井注采点位置。
选择注汽井上部油层连续性好、隔夹层不发育部位, 同时考虑井组连通情况及井下管柱结构因素来确定注汽点位置, 通过改变井下流体流动状态, 提高未发育井段环境温度。风城SAGD井组由于注汽管柱结构影响, 大部分井组在水平段脚跟位置汽窜, 趾端油藏未动用, 可将注汽点位置调整为水平段趾端, 加热趾端未动用油藏。
选择生产井水平段动用差、井间轨迹平稳处, 同时考虑井间隔夹层分布因素来确定采液点位置, 通过在水平段悬挂衬管或者在泵下接入尾管的方法, 迫使生产水平井流体绕流, 高温流体在环空向后流动, 加热水平段趾端低温油藏, 通过改变井下流体流动特征, 提高井筒内温度及压力分布的均衡程度, 提高水平段利用率。该工艺在风城SAGD汽窜井组应用后, 效果显著。目前已在风城SAGD汽窜井组中推广应用, 累计实施72 井次。
以风城FHW315P井为例, 该井为超稠油SAGD双水平井中的生产井, 井深为797 m, 水平段长度为407 m, 2013 年10 月转抽生产后, 水平段跟端汽窜, 温度达到250 ℃, 趾端油藏不动用, 温度50 ℃, 日产油量6 t/d, 油汽比0.13。2014 年11 月水平井段实施悬挂衬管工艺后, 汽窜风险降低, 整个水平段温度分布较均匀, 维持在190~200 ℃, 动用程度提高, 日产油量达到18 t/d, 油汽比0.35 (如图1、图2 所示) 。
(2) 合理控制汽液界面。
SAGD汽液界面的控制采用的是steam trap控制 (又称sub-cool control) 方法。sub-cool是指井底压力对应饱和温度与实际温度的差值。合理的sub-cool是SAGD有效稳定生产的重要保证, sub-cool过小则汽液界面过低, 容易汽窜;sub-cool过大则汽液界面过高, 液面可能淹没注汽井, 影响注汽效率。
SAGD生产过程中, 为防止蒸汽突破到生产井, 需要控制生产井井底温度, 确保sub-cool在0 ℃以上。根据模拟结果, sub-cool越大, 生产井上方的液面越高, 越有利于对蒸汽突破的控制, 但不利于蒸汽腔的发育, 相应的日产油、采出程度会降低 (见表1) 。从生产井的控制和蒸汽的热利用效率考虑, 建议SAGD阶段sub-cool控制在10~20 ℃为宜, 既能获得好的产量, 也能够实现稳定生产状态, 控制程度更好。
Sub-cool控制方法如下:第一, 排液太小, 井下积液过多, 未及时采出, sub-cool过大, 可提高抽油机冲次或放大产液端油嘴;第二, 排液过大, 携带蒸汽过多, 易造成闪蒸, sub-cool过小, 可降低抽油机冲次或缩小产液端油嘴;第三, 合理汽液界面在生产井上方, 需注意产液量变化, 及时调整生产参数。
2.2 对新钻井采用改善管柱结构方法
新井投产前, 对循环预热管柱结构进行优化, 需要考虑三个方面的问题:一是在预热阶段水平段能够均匀加热;二是降低循环产出液干度, 使热量留在地层, 提高蒸汽利用率, 同时也有利于现场操作;三是降低注采井水平段压差, 避免跟端压差过大。
设计采用平行双管结构, 注汽长管不打孔, 长短管均可注汽, 提高水平段注汽均匀性;注汽井短管下入跟端后100 m, 与生产井短管错开100 m, 根据模拟计算结果, 可以降低水平段跟端生产压差, 避免跟端汽窜;注汽长管油藏以上部分可以采用隔热油管, 可以减少注汽过程中二次换热, 提高热利用率[6,7]。
风城SAGD区块新投产井组均采用了这种循环预热管柱结构, 预热阶段后水平段连通程度达到90%, 远高于先导试验区, 预热较为均匀, 达到预期目标。
3 结论
(1) 水平段长、油藏非均质性强、粘度高、管柱结构与生产控制不合理是导致双水平井SAGD井间汽窜的主要原因。
(2) 已开发的SAGD汽窜井, 通过调整注采点位置、合理控制汽液界面等措施, 可以有效降低汽窜对生产影响, 提高超稠油油藏开发效果。
(3) 新钻SAGD井采用优化后循环预热管柱结构, 注汽均匀性、热利用率均得到提高, 水平段生产压差降低, 有效避免水平段跟端汽窜, 有利于提高生产效果, 值得推广应用。
摘要：针对新疆风城双水平井SAGD井间汽窜问题, 从油藏非均质性、原油性质、管柱结构及生产阶段汽液界面控制等方面进行分析, 结合现场实际生产情况认为, 对于井间汽窜井组采用调整注采点位置、合理控制汽液界面的方法, 新钻水平井采用改进后循环预热管柱结构, 可避免汽窜对生产影响, 提高SAGD井组开发效果。
关键词：双水平井,SAGD,汽窜,治理
参考文献
[1]岳松江.SAGD水平井钻井技术在克拉玛依风城油田FHW117井组的应用[J].中国石油和化工标准与质量, 2012, 16:174~175.
[2]贾永康, 王迪, 胡杰, 等.SAGD技术在国内的研究与进展[J].中国石油和化工标准与质量, 2013, 23:35.
[3]何万军, 王延杰, 王涛, 等.储集层非均质性对蒸汽辅助重力泄油开发效果的影响[J].新疆石油地质, 2014, 35 (5) :575~577.
[4]陈刚.杜229块超稠油蒸汽吞吐井间汽窜的影响及对策[M].中国石油大学工程硕士专业学位论文, 2007:14~17.
[5]陈森, 窦升军, 游红娟, 等.双水平井SAGD循环预热技术及现场应用[J].新疆石油天然气, 2013, 25 (8) :6~11.
[6]吴永彬, 李秀峦, 孙新革, 等.双水平井蒸汽辅助重力泄油注汽井筒关键参数预测模型[J].石油勘探与开发, 2012, 39 (4) :481~488.
[7]孙新革, 何万军, 胡筱波, 等.超稠油双水平井蒸汽辅助重力泄油不同开采阶段参数优化[J].新疆石油地质, 2012, 33 (6) :697~699.
SAGD双水平井论文 篇2
1 AGD水平井井眼轨道优化设计模型
1.1 模型假设
风城油藏SAGD双水平井井眼轨迹优化设计需要满足:①满足采油工艺要求, 造斜点至采油下泵位置全角变化率不超过11°/30m。稳斜段至A点全角变化率不超过13°/30m;②满足SAGD工艺配套要求, 水平井抽油泵下泵位置为一稳斜段, 稳斜段井斜角不超过60°, 稳斜段长15～20m, 稳斜段全角变化率不大于3°/30m, 同时保证稳斜段距水平段垂深25～30m;③SAGD双水平井垂直距离5m, 目标靶窗±0.75m×±2.0m;④将Ф244.5mm大尺寸技术套管下入水平段40～45m;⑤为后续完井管柱下入, 提供条件;⑥缩短建井周期, 提高工作效率, 减小劳动强度。
为了建立切合实际的优化模型, 我们做出如下假设:
(1) 井身轨迹由一系列光滑连接的圆弧曲线段和直线段构成, 每个曲线段的曲率是常量。
(2) 井身轨迹完全由工具的广义造斜率决定, 这里“广义”是指工具的造斜率不仅体现了地层与钻头的影响, 也包括了完井管柱、生产管柱及设备的影响 (抗弯强度等) 。
(3) 轨迹设计的工程可行度取决于井身轨迹进入靶点时的正负偏差、钻井成本主要取决于井身轨迹各段的长度。
基于此种假设, 把非线性不等式约束下非线性目标函数的非线性数学规划理论引入到定向井井身轨迹的最优化设计中。
1.2 数学模型
考虑到为了满足超稠油热采、便于下泵等等工艺要求, 需要在距离油层顶部垂直高度20m处且以上井段井斜角必须控制在60°以内, 必须在两个造斜井段之间保留一个稳斜段或缓增段, 因此本处采用“双增式”井眼轨迹设计模型[2]进行设计。此外, 考虑到工程上常规定向井造斜率K的取值分两种:一种是井下动力钻具造斜井段的造斜率为5～16°/100m之间;第二种是转盘增斜井段造斜率为4～8°/100m。
图1为“双增式”井身轨道示意图, 从图中容易得出已知条件为: (1) 坐标O (XO, ZO) ;靶点坐标T (XT, ZT) ; (2) 靶区半径J;第一造斜点最大许用造斜率K1max; (3) 第一最大稳斜角α1max; (4) 第二造斜点最大许用造斜率K2max; (5) 第二最大稳斜角α2max;工具可达造斜率K1, K2; (6) 第一造斜点A可选垂深Damin、Damax; (7) 第一层中间套管可选垂深Dbmin、Dbmax; (8) 第二造斜点垂深C可选垂深Dcmin、Dcmax; (9) 第二层中间套管可选垂深Ddmin、Ddmax; (10) 水平位移为S, 靶点垂深为Z。
结合通用圆弧形剖面计算公式, 由图1容易得出井眼轨迹各个关键参数的计算公式。如果考虑水平段的影响, 可得风城超稠油SAGD双水平井“直—增—稳—增—稳”型井身轨迹以井眼轨迹长度为目标的最优化数学模型:
目标函数:
undefined
约束条件:
undefined
显然, 公式 (1) 仅仅是井眼轨迹长度为目标的最优化数学模型, 除此之外, 还存在第二个优化目标为摩阻、扭矩最小的目标函数。于是可以得出第二优化目标函数表达式:
undefined
式中:μ为摩擦系数;N为垂直管柱的支撑力, kN;R为力矩 (矢量) , N.m。
综合以上分析, 可以得出SAGD双水平井井眼轨迹最终优化设计模型为:
undefined
显然, 公式 (4) 为一个非线性的多目标优化计算模型, 需要采用特殊的计算方法进行求解。
1.3 模型求解
求解多变量有约束非线性多元函数最小值的Matlab函数主要是fmincon函数, 其数学模型的标准形式为:[3]
undefined
其中:x、b、beq、lb、ub是向量, A、Aeq为矩阵, C (x) 、Ceq (x) 是返回向量的函数, f (x) 为目标函数, f (x) 、C (x) 、Ceq (x) 可以是非线性函数。
2现场应用
采用上述分析计算模型, 对风城油田X井组进行了优化设计, 设计结果可以指导施工。
图2给出X井组轨迹设计垂直剖面图。该井组中X_P井 (生产井) 的A、B靶点设计垂深为204.8m, 造斜点井深40m, X_I井 (注汽井) A、B靶点设计垂深为199.8m, 造斜点井深40m。X_P井的209.63～229.81井段设计为一稳斜段, 稳斜角为60.30°;X_I井水平段长度为401m。由计算结果来看, 完全满足浅层SAGD双水平井完井工程要求。
3结论
(1) 目前定向井井眼轨道设计方法纵多, 但设计出来的结果大多不一定是最优井眼轨道, 本文根据地质条件及采油要求建立的模型, 满足最优井眼轨迹要求。
(2) 基于井眼轨道“通用圆弧面”设计方法和非线性不等式约束下非线性目标函数的非线性数学规划理论, 结合油藏实际, 建立了浅层SAGD水平井井眼轨道优化设计数学模型。该分析模型完全适合SAGD浅层水平井轨道优化设计。
(3) 根据现场应用效果分析, 文中模型较好地解决了风城浅层稠油油藏大直径套管下入困难的难题, 为新疆油田稠油开发提供了技术保障。
参考文献
[1]韩志勇.定向钻井设计与计算 (第二版) [M].东营:中国石油大学出版社, 2011
[2]刘乃震.定向井井眼轨道的最优化设计方法[J].石油钻探技术, 2011, 29 (4) :14-16
SAGD双水平井论文 篇3
SAGD是国际开发超稠油的一项前沿技术。其理论最初是基于注水采盐原理, 即注入淡水将盐层中固体盐溶解, 浓度大的盐溶液由于其密度大而向下流动, 而密度相对较小的水溶液浮在上面, 通过持续向盐层上部注水, 将盐层下部连续的高浓度盐溶液采出。将这一原理应用于注蒸汽热采过程中, 就产生了重力泄油的概念。SAGD就是蒸汽驱开采方式, 即向注汽井连续注入高温、高干度蒸汽, 首先发育蒸汽腔, 在加热油层并保持一定的油层压力 (补充地层能量) , 将原油驱至周围生产井中, 然后采出。
2 工程概况
2.1 地质概况
风城油田位于准噶尔盆地西北缘西部, 距克拉玛依市120km, 西邻乌尔禾镇。由于风化作用, 地形起伏较大, 地面海拔296m~376米, 平均385m。简易油田公路在工区内纵横交错, 克拉玛依至阿勒泰的217国道从试验区东部通过, 交通、运输极为方便。通讯网络覆盖该区域。
风城地区地下浅层蕴藏着丰富的稠油资源。1985年估算中生界表外储量6×108t, 含油面积144.5km2 (叠加面积) 。截至2006年底风城油田完钻稠油专层探井47口, 评价井30口, 检查井4口, 热采试验井177口, 探明含油面积17.25km2, 探明地质储量3941.96×104t。
2.2 SAGD双水平井工程质量要求
(1) 水平段轨迹必须保证水平, 轨迹距靶心垂向误差不超过±0.5m, 平面上水平段轨迹距靶心误差不超过±1.0m, 即靶窗区间1m*2m;
(2) 为满足SAGD工艺配套要求, 水平段垂深以上20-30m要求井斜小于60°;生产井斜井段要留20-30m的稳斜或者微增斜段 (曲率不大于3°/30m) , 两井轨迹间距控制在5±0.5m
(3) 注、采水平井完井时, 表套、技套固井水泥必须返至地面, 并确保大斜度段固井合格;
(4) 水平段采用直径177.8mm激光割缝防砂筛管完井, 缝状为“锥形缝”, 即割缝向外逐渐缩小, 缝宽度为粒度中值1.5倍左右。
3
地质分层 (表1)
4
各次开钻结构 (表2)
5 钻具组合
5.1 FHW117P井钻具组合
一开:Ф444.5mm钻头+Ф203mm钻铤+方钻杆;
二开 (直井段) :Ф311.15m m钻头+Ф177.8mm钻铤+方钻杆;
(造斜段) :Ф3 1 1.1 5 m m钻头+Ф197mm螺杆 (2°) +Ф127mm无磁钻杆+Ф165m m M W D短节+Ф165m m无磁钻铤+Ф127mm斜坡钻杆 (24根) +Ф127mm加重钻杆;
三开 (水平段) :Φ215.9m m钻头+Φ172mm螺杆+Φ127mm无磁钻杆 (1根) +M W D短节+Φ1 6 5 m m无磁钻铤 (1根) +Φ127mm斜坡钻杆 (24根) +Φ127mm加重钻杆;
5.2 FHW117I井钻具组合
一开:Ф444.5mm钻头+Ф203mm钻铤+方钻杆
二开 (直径段) :Ф311.15m m钻头+Ф177.8mm钻铤+方钻杆;
(造斜段) :Ф311.15m m牙轮钻头+Ф197mm螺杆 (2°) +Ф127mm无磁钻杆+Ф165m m M W D短节+Ф165m m无磁钻铤+Ф127mm斜坡钻杆 (24根) +Ф127mm加重钻杆;
三开 (水平段) :Ф215.9m m钻头+Ф172mmRMRS+Ф172mmLZ+Ф127mm无磁钻杆+MWD短节+Ф165mm无磁钻铤+Ф127mm斜坡钻杆 (24根) +Ф127mm加重钻杆;
注:在FHW117I井水平段钻进过程中, 生产井FHW117P中用电缆传输下入电磁导向仪器, 从生产井获取数据引导注气井的钻进。同时利用MWD的工具面参数以滑动和旋转复合钻进结合的方式, 控制井眼轨迹位于生产井的正上方5.0m左右。
6 现场应用效果
FHW117 (含FHW117P和FHW117I) 井组是风城重32区施工的第9对平行水平井, 该井组于2012年7月21日16:00开钻, 于2012年8月9日23:00按设计成功完成施工, 各项技术指标达到甲方的要求。
在常规水平井施工工艺的基础上, 结合磁导向测量技术, 及反演逆推分析轨迹, 有效的控制了两井水平井段的相对误差, 满足了两井之间的有效蒸汽驱通道要求, 施工工艺达到了SAGD井作业的技术要求, 从而为高效注气、提高稠油油藏的采收率提供了良好的井眼通道。
摘要：针对新疆克拉玛依油田风城作业区目前采用的直井、定向井及常规水平井方式开采地下稠油方式不理想, 2008年开始试验SAGD水平井钻进, 该技术井眼轨迹采用5段制, 水平井抽油泵下泵位置为一稳斜段, SAGD双水平井垂直间距为5米, 水平段采用φ177.8mm激光割缝防砂筛管完井, 在常规水平井的施工工艺基础上采用磁导向定位技术, 有效控制两水平井水平段的相对误差, 从而提高采油的收获率。
关键词：SAGD,水平井,钻进技术,注汽
参考文献
[1]《钻井工程技术进展》 (孙宁, 苏义脑) 石油工业出版社
[2]陈生琯.《水平井钻井技术-水平井》
[3]王元基.《水平井油田技术开发文集》石油工业出版社