水平井控水（共4篇）
水平井控水 篇1
水平井开采底水气藏不管是形成底水脊进还是局部突进现象, 都是气水界面在水平井控制的泄气区上不能平行水平井采气段轴线。任何早期控水工艺或理论都必须以重新构建气水界面剖面为依据。本文也从该角度介绍当下几种气藏水平井控水技术机理及应用。
1 常规水平井控水完井技术
常规水平井控水完井方法的主要思想是在分段完井的基础上, 通过改变水平井各段的完井参数, 控制水平井流入剖面、延缓水锥、提高气藏采收率[1]。比如, 对于射孔完井, 先优化射孔打开程度、打开位置和段数, 在此基础上预测出水平井流入剖面, 根据流入剖面, 制定水平井打开段各点的最优孔密。但受水平井射孔工艺水平的限制, 射孔参数的调整幅度和影响效果是相对有限的, 这种方法只能控制水平段气藏渗透率级差较小的情况。
同样对于割缝衬管完井 (调整割缝参数) 和各种精密复合筛管完井 (调整基管孔密) 而言, 通过调整完井参数, 只能在一定程度上缓解水平井底水脊进的时间和改善水脊模式。
2 双管完井技术
双管完井是在同一井眼内的气层段与底水层段各自建立泄流通道, 使水层与气层压力同步衰减, 以此来减缓底水的脊进强度与速度。由于双泄流道的原因人们形象的称之为双管完井。
双管完井对于水层的泄流通道的建立有两种方法, 一种是直接与气层一样采出地面;另一种是在井眼的气水界面处用封隔器坐封, 再用泵注的方法将底水注入与气层有天然隔层的某地层段。M.M Armenta 2005年利用商业数值模拟软件比较了普通完井方式与双管完井, 得到低压、致密 (1m D) 气藏水淹前后者比前者采收率高出2.6倍;而在正常压力、渗透率为10m D气藏, 采收率只高出10%。而对于渗通率达到100m D的高压气藏, 两种方法的最终采收率基本一致[2]。
双管完井由于要建立双泄流通道, 钻井成本较高, 且施工工艺也较复杂。模拟显示这种工艺对低压低渗气藏提高采收率优势明显。
3 智能流入控制技术
所谓智能流入控制技术是指在整个流入控制回路上可实现闭环控制。它是一种通过在井下安装传感器侦测流体信号, 地面控制单元根据流体信号并按照气井的具体需要实时调节ICV (流入控制阀) 开启度来控制水平井各段流入量, 均衡气水界面推进程度, 增加气藏采收率和阻止水体进入井筒的底水控制技术。ICV是一种可通过地面实时调节阀门开启度的限流装置, 因此下井前可根据预测的流入剖面, 预先调节好通过ICV装置的压力损失。如果生产过程中一旦检测到某段的产水太高, 可以通过地面装置改变井下ICV阀的开启度, 甚至关闭该段[3]。
对于防砂气藏, 智能控水完井主要的方式是:精密复合筛管+ECP+ICVs;对于不防砂的气藏可采用:割缝衬管+ECP+ICVs;如果采用射孔完井, 则一般是根据固井质量和测井渗透率剖面, 进行分段射孔, 然后下入油管+封隔器+ICVs进行控制。
4 流入控制阀技术
4.1 被动流入控制阀技术
由于常规控水完井方法不能有效的控制底水脊进, 特别是对于层间差异大、层内水平非均质严重的情况, 常规控水完井已明显满足不了油田实际控水的需求。伴随完井工具的进步 (特别是管外封隔器、遇油/遇水遇气封隔器) 和对底水气藏水平井控水机理认识的深入, 现已逐步发展了成熟具有半智能水平井的恒流控水设备 (ICDs) , 例如Schlumberger的Res Flow™设备、Halliburton的Equi Flow™控制设备等, 可以很好的控制水平井突破时间和改善水淹模式。流入控制阀控水的机理就是根据水平井采气段各部分地层性质差异, 在各段入流通道上定量的附加流动压降节流, 以此来均衡气水剖面。压降产生方式有增大过流摩擦阻力和减小过流截面两中。基于产生压降方式的不同, 流入控制阀可分类为, 喷嘴式、孔板式、通道式及复合式[4]。
由于ICD是一种可调节各分段流压的设备, 相当于限流装置, 下井前必须根据预测的流入剖面, 在地面预先调节好通过ICD装置的压力损失。一旦下井后不能更改, 因此称为半智能流入控制阀技术。
4.2 主动流入控制阀技术
半智能流入控制阀不但下井后不能调整, 而且要实现准确调剖, 还必须依赖于前期准确的测井数据和地面调整控制阀的匹配程度。对于地层非均质程度严重的底水气藏, 由于层间性质差异大, 半智能流入控制阀反应的压降与该阀实际控制段所需压降偏差就大。T.Moen提出一种智能流入控制阀技术[5], 该阀可根据地层实际参数合理的自动调整阀门开口, 甚至当其中某段脊进过快还可以自已关闭该段入流通道, 从而准确的调整水平井的产气剖面, 达到抑制底水早期或局部突破的目的。但主动流入控制阀存在内部滑动装置, 具有失效风险, 目前任处于室内实验阶段, 如能成功投入底水气藏开发, 相信能从本质上提高底水气藏采收率及开发效率。
5 结论
(1) 底水气藏早控水更有利于提高气藏最终产收率;
(2) 常规气藏控水技术适用于层间非均质性不强的气藏水平井开发;
(3) 双管完井技术因下入井入工具较多, 更适用于浅层低压低渗底水气藏水平井开发;
(4) 智能流入控制技术控制准确, 但开发成本较高, 可在裂缝、溶洞性底水气藏使用;
(5) 被动流入控制阀技术与测井技术配合可适用于一般底水气藏, 且可靠性较高, 但易受地层瞬态流影响;
(6) 主动流入控制阀技术目前还处于概念及室内实验阶段, 如果成功投入开发使用, 底水气藏水平井被动流入阀开采中存在的瞬态流问题将能得到较好解决。
参考文献
[1]万仁溥.现代完井工程 (第三版) [J].石油工业出版社, 2008,
[2]ARMENTA M M, WOJTANOWICZ A K.Incremental Recovery Using Dual-Completed Wells in Gas Reservoirs With Bottom Water Drive:A Feasibility Study[J].Journal of Canadian Petroleum Technology, 2005, 44 (6)
[3]GREBENKIN I M, DAVIES D R.A Novel Optimisation Algorithm for Inflow Control Valve Management[M].SPE Europec/EAGE Annual Conference.Copenhagen, Denmark;Society of Petroleum Engineers.2012
水平井化学控水技术研究与应用 篇2
水平井产剖资料少,出水层段不清,且多为筛管完井,这导致水平井堵水面临极大困难。针对出水层段不清的问题,选择性堵水成为可行的技术方向;针对筛管完井方式下的管外窜流问题,管外环空化学封隔(ACP)技术成为解决思路。
介绍了选择性堵水以及ACP控水技术的研究与矿场应用情况,指出了面临的问题,提出了化学控水技术的进一步发展方向。
1 选择性堵水技术与现场应用
1.1 选择性堵水的室内研究
选择性堵水主要是依据堵剂在油、水环境中具有不同的性能,从而产生对油、水渗流的选择性影响(图1)。选择性堵水技术研究始于20世纪80年代,具有巨大的技术优势[1,2,3],目前重点在于其性能的完善。
1.1.1 HWSO选择性堵水材料的合成及表征
利用溴化烷基甲基丙烯酸乙酯、MA等单体,在密封通氮条件下反应,然后提纯产物即得HSWO选择性堵水材料。材料可制备成溶液型以及颗粒型(图2),满足不同油层物性的需要。
其红外光谱如图3所示。从谱图上看,400cm-1、1 660cm-1、1 450cm-1附近出现了强的吸收峰,可以判定酰胺基的存在,由于在主链上引入了带有支链的季铵盐,酰胺的吸收峰有所变宽;此外,2 920cm-1和2 850cm-1附近吸收峰的强度很大,体现出亚甲基的特征。通过在聚合物支链上引入疏水性的十六烷基,聚合物结构得到了改性。
1.1.2 HWSO材料选择性评价
用石英砂制作4个岩心,进行室内选择性评价,步骤为:
(1)抽真空,饱和盐水,求孔隙体积后,1、2号注盐水测水相渗透率Kwb,3、4号用煤油驱替水,测油相渗透率Kob。
(2)4个岩心管各注入0.2PV HWSO样品,然后70℃养护。
(3)60天后取出1、2号岩心管,注盐水,分别测1PV……100PV时的水渗透率Kwa1…Kwa100。3、4号岩心反向注煤油,分别测1PV…100PV时的油相渗透率Koa1…Koa100。
岩心选择性封堵实验表明,HWSO材料的无量纲堵水堵油比达5.3(表1)。
1.2 选择性堵水技术矿场应用认识
(1)选择性堵水增油效果呈现渐进式的动态响应,体现了选择性堵水的作用机理,表明了技术路线的合理。选择性堵水材料主要依靠聚合物的分子链在水相中伸展、在油相中收缩,从而形成对水相的“拖曳”作用,降低水相渗透率。在油相中,这种链的收缩是一个渐进的过程,体现在采油动态上是产量的逐渐上升。G104-5P35即体现出这一点。该井位于高浅北区,生产Ng6小层,措施前日产液222.1m3,日产油2.2t,含水99%。笼统注入HWSO堵剂3 070m3(HWSO-1 2 470m3,HWSO-2 600m3)。措施后,日产液由220m3降低为110m3条件下,产量持续增加,60天后逐步稳定在3.5t,含水96%左右(图4)。印尼umatra油田、Ecuador的Lago Agrio油田的类似矿场实例也呈现类似特点[3,4]。
(2)HWSO堵剂具有对疏松砂岩油藏条件的良好适应性。G104-5P35措施后,截至目前,稳定生产累计9个月,综合含水下降2.9%,累降水1.68万t,增油328.5t,且持续有效,表明了材料的耐冲刷以及热稳定性等可适应疏松砂岩、中等温度的油藏条件。
(3)根据油藏物性条件的差异,适当加大选择性堵剂用量,提高强度,有利于保证措施效果。G160-P6位于高浅南区,筛管完井。投产NmⅡ21小层,措施前日产液113.2m3,日产油3.3t,含水97.1%。笼统注入HWSO溶液型堵水剂1 200m3,措施初期,日产液由100m3降低为45m3条件下,产油量是逐渐回升的,由0.6m3增至8.9m3,但此后产量持续下降(图5)。与G104-5P35相比,有效期偏短的原因在于堵水剂的量设计偏小,强度也偏弱。对于疏松砂岩油藏,提高强度以及堵剂用量对于保证措施有效期是必要的。
2 ACP控水技术与现场应用
2.1 ACP控水的室内研究
环空化学封隔器(ACP)技术是借助油管和跨式封隔器,在筛管与井壁间的环空放置具备特殊性能的可固化液,形成不渗透的高强度段塞,达到封隔环空的目的,实现管外分段或者直接封隔出水部位(图6)。该技术20世纪90年代始于国外[5,6,7],国内中石油勘探院于2006年开始了相关的研究与应用。
2.1.1 ACP材料的触变性
ACP材料开发的关键是其高触变特性,即高剪切下可以流动,剪切降低后又能立即形成网状结构,从而避免常规材料的重力“坍塌”。
以铝镁混层氢氧化物/钠土(MMH/MT)为主,配合纳米增强组分,形成了抗剪切的小分子ACP材料。图7~图8为ACP材料的黏度~剪切速率(γ·~η)、弹性模量~恢复时间(G’~t)关系。实验同时对比了铝镁混层氢氧化物(MMH)以及三乙醇胺钛/羧甲基纤维素(Ti/HEC)材料的相应特性。
从3种材料的幂律指数、表征材料结构恢复速度的值以及恢复后的结构强度看,ACP材料具有更为突出的剪切变稀特性、高的结构恢复速度以及触变结构强度。
2.1.2 ACP材料的可控胶凝特性
ACP材料良好的触变特性使其能够完全填充水平环空,但仅依靠其触变结构强度并不能满足工艺需要,油藏条件下还需具备胶凝特性,能够形成高强不渗透段塞。通过引发体系的调整,ACP材料70℃下2~6h胶凝可控(图9),可由触变流体成为高强粘弹固体(图10)。借助材料的微尺度效应,胶凝材料具有良好热稳定,70℃油藏条件下预计1.5a内可保证有效强度。
2.2 ACP控水技术矿场应用的认识
2007年起,以筛管完井水平井为主,国内率先开展了ACP控水矿场试验,先后实施了ACP直接堵水、ACP管外分段、ACP管外环空封隔-分段测试-地层注胶堵水等,工艺成功率100%,取得了一定的增油降水效果。
2.2.1 ACP强度满足工艺需要
ACP强度是其用作封隔段塞的重要特性,通过验封工艺,其强度得到了矿场验证。M125-P2试验中,筛管与井壁间形成ACP段塞后,封隔器卡封ACP段塞中部,油管分别打压至10MPa、15MPa,套管均不返液;G104-5P79试验中,筛管外形成ACP段塞后,封隔器卡封ACP段塞中部,套管打压6MPa~7MPa,停泵后,稳定在6.5MPa,10min无压降。
2.2.2 一定条件下,ACP可以实现直接堵水
G160-P4位于高浅南区,生产NgⅠ213层,含水99%,测井找水解释为A端出水严重。实施ACP直接封堵方法后,日产液由270m3降低到210m3情况下,动液面降低150m,产油量2.7t增加至3.8t(最高5.36t),表明井底流压的增大起到了作用;措施后含水由99%降低到97.1%。降低幅度不大的原因可能是ACP用量偏于保守(1.2m3),其次虽然封堵了2 171.7~2 220.0m的出水段,但仍然有其它出水点,使井底有较强的能量供给。
ACP直接堵水的长期作用依赖于油藏条件,如果ACP放置在页岩层附近,其堵水效果将更加明显。Schlumberger公司在Nigeria油田割缝衬管完井方式水平井堵水施工所作的统计分析也表明了这一点[8]。
2.2.3 ACP作为管外环空封隔手段具有可行性,为实现分段开采提供了可能
M28-P7含水99%,找水测试结果显示主产液段在2 160m以上(85%),其中2 110~2 160m占50.6%。为此,设计在2 128~2 162m建立ACP段塞,配合管内卡封管柱,开采下部(图11)。
建立ACP段塞后,卡2 151m,油管打压5MPa,套管不返液;下分采管柱后,油管打压8MPa,正测2 151m以下目的井段吸收量,吸收量正常,套管不返液,表明设置的ACP段塞达到了工程目的。
2.2.4 矿场试验证实了ACP管外环空封隔-分段测试-地层注胶堵水工艺方法的有效性、合理性与可行性
该工艺思路下,管外AC段塞为分段找水测试创造条件,并进而通过大剂量地层堵剂的注入实现对地层水流通道的封堵,可有效摆脱对找水的依赖,实现控水增油的目的。矿场试验证实了该工艺方法的有效性、合理性与可行性。
G104-5P79是该工艺方法的尝试(图12)。下部设置ACP段塞后,ACP段塞以下地层顺利注入1 800m3WSO堵剂,在注入800m3地层堵剂前,泵压6MPa,套压为0。这表明一定的油藏条件及工艺方法下,地层堵剂的垂向运移是可能的,这为ACP管外环空封隔-分段测试-地层注胶堵水工艺的可行性与合理性提供了实证,同时也证实了环空中ACP段塞的封隔作用及其轴向的承压能力。措施后该井含水降低25个点左右(98%降低至73%),油量由2.5t增至4.7t。
3 水平井化学控水技术面临的问题及发展方向
水平井化学控水技术在矿场试验见到了增油降水效果,检验了材料性能以及相依的工艺方法,为水平井化学控水技术的进一步深入奠定了基础。
对于出水层位不清,或出水层段不能封隔的水平井可以应用选择性堵水技术,该技术适应性强,技术优势突出;对于筛管完井水平井,ACP技术提供了可行的环空封隔手段。一定条件下,可直接堵水或辅助实现分采、地层注胶堵水等工艺。其中,ACP管外环空封隔-分段测试-地层注胶堵水工艺可有效摆脱出水层位不清的瓶颈,矿场试验效果初步证实了其适应性与合理性。
水平井化学控水技术是涉及油藏、材料、工艺等的系统工程,许多方面仍有待于进一步完善。其中选择性堵水的作用机理及其与油藏的适应性研究有待进一步深入,从而为合成以及工艺设计提供进一步指导;ACP技术方面,对于疏松砂岩油藏,地层出砂导致难以认识的管外砂埋等复杂状况,疏松砂岩存在的井漏问题都使得ACP的运移方向控制出现困难。有待于借助大型物理模拟以及相应数值手段予以深入认识,从而细化工艺。
摘要：针对水平井开发后期的出水问题,结合水平井完井及出水特点,提出了HWSO选择性堵水及ACP控水两个技术思路。研究以及矿场实践表明,对于出水层位不清,或出水层段不能封隔的水平井应用HWSO选择性堵水技术;ACP材料在强度等性能上满足环空充填的需要,可作为直接堵水、管外环空封隔的手段,辅助实现分采、地层注胶堵水等工艺。
关键词：水平井,选择性堵水,触变性,环空化学封隔器,矿场试验
参考文献
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水平井控水 篇3
1 水平井分级控砂工艺
1.1 水平井防砂技术难点
大港油田水平井普遍采用精密复合筛管完井,挡砂精度过高,容易导致筛管堵塞、供液能力大幅度下降;精度过低,容易使筛管失去挡砂作用,地层砂大量产出,导致防砂失败,表现出来的主要问题是筛管破漏、堵塞等。出现挡砂失效的主要原因有三点:(1)完井方式选择不合理。(2)受地层砂分选性和储层非均质影响,筛管挡砂精度优化难度大。(3)投产工作制度不合理。以上原因很可能会导致筛管部分被堵塞,同时,在部分筛管堵塞的情况下又提液生产,非常容易导致筛管局部破坏。
针对老油田特点,地质配产较低,从成本方面考虑,结合油田常规筛管防砂存在的问题,为了提高筛管防砂效果,研究并应用了分级控砂筛管完井工艺。
1.2 防砂原理
分级控砂筛管采用分级控砂设计,采用表面过滤与深度过滤有机结合,可以实现单一筛管的双重挡砂精度,该筛管由多层过滤网组成,每层的过滤精度不同,外层的精度小于内层,一定粒径的地层砂被外层挡住,形成第一级稳定砂桥。更细的地层砂被内层滤网第二次过滤,形成第二级砂桥,只能允许更小的细粉砂随流体产出。
1.3 防砂管结构
防砂管由基管、冲孔套、分级控砂过滤结构、外层保护套和支撑环组成;基管钻有中心孔,过滤结构焊接在冲孔套上,且与冲孔套一起焊接在基管上,过滤结构外部为一层带有侧流孔的外层保护套,两端分别与支撑环焊接,同时,支撑环与基管焊接。
控砂过滤结构由底层向上依次为:金属丝编织的方孔网,密纹网、方孔网,金属纤维烧结毡和保护网。该防砂管具有高强度、高抗变形能力、抗腐蚀性好的特点。
1.4 现场应用
港东、港西地区地层砂分选差,粒度中值小,完井应该优先选择砾石充填完井。但是由于在这两个地区所打水平井地质配产较低,如果使用砾石充填完井,投入成本高,回收周期长,且对比筛管完井工艺,后者具有施工相对简单,技术成熟,能够起到挡砂作用,并存在较大的经济优势,因此,推荐选用筛管完井工艺。分级控砂筛管在大港油田港西、港东油田等4口井投入现场应用,四口井自投产以来未出现出砂和筛管漏的问题。从初期产量看,四口井的产油量分别是邻井的1.55—6.98倍,达到了地质配产要求,取得了很好的效果。
2 水平井分段控水工艺
2.1 工艺原理
根据目前大港油田水平井完井存在的问题,研发了水平井分段控水完井工艺,根据储层情况,通过封隔器和管内密封筒,进行分段开采,中心管采用优化布孔设计,可以有效调整水平段生产压差的分布,有利于延缓底水锥进。当其中一段含水上升后,通过调整生产管柱可以进行换段开采,大大延长油井的开采寿命。将较长的水平段分成若干段,先生产其中一段,待某段含水上升后,将该生产井段封堵,生产其它井段。该工艺可以提高采收率,可控水又可进行封堵作业,从根本上延长了油井寿命。
2.1.1 先期生产下段
投产初期,将生产管柱下到下部油层部位,通过管外膨胀封隔器和管内密封筒将上部油层封隔,实现封上采下开采的目的。
2.1.2 后期生产上段
下段含水上升之后,将生产尾管下到上部油层部位,通过遇油遇水管外封隔器和管内预设密封筒的配合,将下部油层封隔,通过下入的打孔管与上部油层连通,实现封下采上的目的。
2.2 现场实施情况
分段控水工艺先后在大港油田庄海、孔店和羊三木等区块应用15口井,从施工过程看,施工都很顺利,从目前情况看,生产比较正常。在以上区块采用分层开采技术,有效延缓了底水锥进,提高了最终采收率,可见该技术控制底水锥进效果显著。
3 结语
(1)分级控砂筛管在大港油田港东、港西油田4口水平井的成功应用,满足了该地区对防砂的要求,该技术的成功应用,不仅为今后开发类似油藏的防砂提供了成功经验,而且也为储层防砂工艺探索了一条新途径。
(2)分段控水完井工艺在大港油田成功应用15口井,与邻井未实施该工艺的水平井相比,平均日产油量明显高于邻井,该工艺实施效果显著。为类似油田的水平井高效开发,提供可靠的借鉴作用。
摘要：为解决大港油田疏松砂岩底水油藏水平井开发中遇到的初期产量高、递减速度快、无水采油期短,储量动用程度低的难题,开展了疏松砂岩底水油藏水平井防砂控水技术研究。主要形成了筛管防砂、分段开采完井工艺和配套工具,并通过完井工艺参数优化,降低生产作业成本的同时,延长无水采油期,提高油藏采收率。使油田筛管防砂与分段开采完井工艺技术的有机结合,达到油藏开发防砂控水的双重效果,为油田进一步的开发和发展提供有力的技术支撑和保证。
关键词：水平井,底水油藏,筛管防砂,分段开采,防砂控水
参考文献
[1]万仁漙编著.现代完井工程.北京:石油工业出版社,1996.
[2]饶富培等,水平井分级控砂工艺优化研究与应用,石油钻采工艺,2009.第6期.
水平井控水 篇4
1 水平井分段控水机理
水平井生产过程中, 由于井筒周围产生压力降及油藏中的物质平衡关系, 使油水界面呈锥形上升, 一般认为水平井生产底水油藏能否形成水脊, 主要取决于纵向压力梯度与重力梯度大小的对比, 如果纵向上压力梯度大于重力梯度底水就上锥, 反之就不会形成水脊。合理的生产压差的大小与油层厚度、打开程度、储层物性、原油物性及水平井在油藏中的位置等因素有关。
这种完井方法优点在于采用了特殊堵水完井管柱后, 无论是在水平井的根部、中部还是端部发生水淹, 都可采用其他简单的办法来准确判断出水淹位置从而为后期堵水提供条件;水平段中的完井管柱为不同长度的打孔管、盲管配合ECP组成, 依靠合理的盲管长度达到有效延缓底水锥进的目的。
庄海8N g-H8井以裸眼单独下筛管方式完井, 即技术套管内悬挂7”尾管;同时, 为防止底水过早上串, 尾管采用STARSE梯级筛管, 并用3-1/2”中心管分两段采油, 每段采用星孔筛管梯形布局, 控制底水锥进, 延长无水采油期。筛管外采用遇油封隔器密封分隔, 管内采用封隔密封装置。当第一段进入高含水期后, 上提生产管柱开采第二段, 控制产液量 (生产压差0.5MPa) 。
2 工具附件的选择
2.1 遇水遇油膨胀封隔器
水平井分段控水位置的准确性、密封性的依托是封隔器的选择。遇油遇水自膨胀封隔器与传统封隔器相比, 膨胀率高, 膨胀效果好, 能实现大直径井眼的封隔, 有效封堵环空;适合不规则井眼, 施工工艺简单, 有效降低完井成本。遇油遇水膨胀封隔器在井内遇油或遇水后, 无需井口加压或者下内管作业, 封隔器自动膨胀, 实现有效分段。
2.2 优质星孔梯级筛管
星孔梯级筛管以单层厚壁优质无缝钢管 (油管或套管) 为基管, 在基管上钻若干个台阶孔并加工螺纹, 过滤介质作成单独的过滤件, 用螺纹旋装于基管的台阶孔内, 将过滤件反铆在基管上防止向外脱出。采用变密度布孔, 依靠筛管过留面积不同, 来调节入流剖面和防砂, 相当于砾石充填20/40目的防砂效果。
2.3 其他附件
通过对中心管长度、管径、结构参数的适应性分析, 采用3-1/2”中心打孔管。根据工艺要求, 套管尾管悬挂器选用液压座封, 与套管重叠50~100m;分级箍选用压差式分级箍, 并按照设计要求没置打开和关闭压力。
3 现场应用
庄海8N g-H8井是针对背斜构造底水油藏设计的一口水平开发井。根据油藏特征和地质情况, 选择了该完井工艺。完钻井深3940m, 封隔器位置3661~3706m, 顶部封隔器位置3195m。
3.1 管串结构
防砂管串清单:引鞋+洗井循环阀+1根短套+筛管+1根短套+遇水遇油油膨胀封隔器一组+1根短套+筛管+倒角油管至井口。中心管清单:丝堵+带孔管+油管+尾管悬挂器。
3.2 施工程序
开始施工到起出SNAPLATCH上体, 其间完成了下入防砂管柱、洗井中心管柱, 井眼的酸泡, 漏失为0.8方/小时、清洗;顶部封隔器在洗井过程中涨封, 2000psi×5min验封合格;为继续洗井和酸泡, 上提中心管串6m, 之后的漏失为每小时1方;丢手, 起出中心管柱, 下生产管串;丢手, 再起钻等多道工序。在启泵20天以内保持低频率, 生产压差控制在1Mpa以内, 以利于初期砂桥的形成。采用分段控水工艺如图1, 能够实现封上采下、封下采上、上下合采的采油模式。
3.3 应用效果
庄海8N g-H8井采用6m m油嘴投产, 现用5mm。初期日产液33.2m3, 日产油31.87t, 油压1.4MPa, 套压0;目前日产液42.99m3, 日产油18.49t, 油压0.72MPa, 套压0.05 MPa, 含水57%;无水采油周期为50d, 与该油组投产3口井对比, 延长了40天左右, 现处于稳定状态。
4 结论
(1) 水平井分段控水完井工艺适合于埕海区块馆陶油组, 能够在防砂前提下延缓底水上升时间, 延长无水采油周期, 提高采收率。
(2) 水平井分段控水技术受地质体的非均质状况、井眼轨迹、完井方式及工作制度的影响, 控水效果差异大, 控水问题比较复杂, 工具、工艺配套难度大。
(3) 分段控水工艺的实施与中心管采油模式、筛管分段数量、位置以及肓管长度的选择至关重要, 合理的肓管长度在封堵一个出水层段后, 底水不能很快绕到另一个开采层段, 起到延缓控制作用, 能够调整油流流入剖面。
(4) 水平井分段控水完井技术通过完井参数的优选设计, 遇油遇水膨胀封隔器、分级密封筒应用, 对延缓底水锥进初见成效, 为该区底水油藏和其它油田相似油藏开发提供了借鉴与指导。
摘要：水平井作为提高单井产量和储层动用程度的有效手段, 应用规模逐年加大, 适用油藏类型复杂多样。为了开采埕海复杂油藏, 研发了水平井分段控水完井技术, 通过对埕海油田水平井油藏特性、油品物性、产液剖面影响因素的分析, 考虑生产时水平段摩阻变化优化分段、优选封隔器、筛管型号完井。现场应用表明, 投产后可以自主选择开采位置, 结合人为调控生产压差, 换层后油水产出比例有明显变化, 无水采油周期延长, 控水采油效果明显。
关键词：底水油藏,水平井,分段控水,中心管采油,遇油遇水封隔器
参考文献
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张伟, 张宏军, 朱静.全橡胶ECP在阶梯式水平井完井固井中的应用[J].石油钻采工艺, 2008, 30 (3) :49-51.