辽河油田水平井采油工艺技术现状及下步发展方向辽河油田钻采工艺研究院2007年3月目录一、辽河油田水平井开采技术（一）、水平井工艺技术保障措施（二）、存在问题（三）、下步攻关方向二、辽河油田SAGD开采工艺技术（一）、SAGD开采工艺技术保障措施（二）、存在问题（三）、下步攻关方向一、辽河油田水平井开采技术辽河油田自“八五”初期开始进行水平井方面的研究和试验工作以来，经过单水平井攻关试验、以断块为单元水平井开发和试验及规模应用水平井技术提高储量动用程度和油藏采收率等三个阶段的发展，已由初期的开发块状油藏发展到目前边水油藏、底水油藏、裂缝型油藏、薄油层油藏等多种类型油藏，开采的油品也由稠油发展到稀油与高凝油，开发方式采用常规、蒸汽吞吐及SAGD，并应用于不同的开发阶段即未动用的难采储量、开发中后期的老区挖潜、主力油藏边部、曙一区超稠油水平井的整体开发等，水平井技术在不同类型油藏应用见到了良好的效果。
截止到2007年初，辽河油区共完钻各类水平井307口,其中常规水平井271口(鱼骨井6口),侧钻及分支水平井36口。
投产水平井266口，开井202口，其中热采稠油水平井214口，开井163口，日产液8169t/d，日产油2385t/d，累产油143.89×104t；投产的稀油水平井22口，开井18口，日产液274t/d，日产油195t/d，累产油28.02×104t；高凝油水平井16口，开井11口，日产液226t/d，日产油211t/d，累产油15.68×104t；常规稠油水平井14口，开井10口，日产液545t/d，日产油100t/d，累产油3.86×104t。
目前水平井日产油2891t/d，平均单井日产油14.3t/d，累计生产原油191.46×104t。
（一）、水平井工艺技术保障措施1、水平井钻完井工艺技术针对不同地质条件、不同油藏类型，在水平井钻井实施过程中设计了不同类型的钻井轨迹以满足水平井顺利开采；针对深层古潜山油藏、采用PDC钻头提高水平井钻井速度。
水平井完井方式有裸眼完井、金属棉、钻孔或割缝衬管完井、套管或尾管固井射孔完井和砾石充填完井，其中95%以上水平井采用筛管完井，尤其是稠油水平井通过优选激光割缝筛管完井，基本满足了稠油热采的要求。
（1）根据地面、油藏特点，优化设计水平井轨迹针对杜84块边顶水问题，为避免边顶水对水平井造成威胁，提出“L”型井眼，并在杜84-馆平11井和杜84-馆平12井成功实施，有效地解决了稠油热采对固井水泥石的破坏，保证了杜84块特稠油水平井顺利开采。
此外，受矿区地面条件限制，造成靶前位移不够或井口与靶区不在一个平面上，为达到中靶目的必须将水平井设计成钓钩状轨迹如冷41-平14“钓钩”型水平井或三维轨迹如洼60-平31井等以满足中靶要求。
（2）侧钻井与分支水平井相结合实现层间接替，提高油层动用程度采用套管断铣侧钻方法，对于244.5mm技套内侧钻直接挂177.8mm筛管完井，如侧钻上部有水层，上部下封隔器固井，油层不固筛管完井，有效地提高水平井日产水平，实现了层间接替。
而侧钻水平井与分支水平井技术结合，如静17-31-59FP实现了老区挖潜。
因此，侧钻井与分支水平井技术在更好地动用储量的同时节约了油田开发资金。
（3）三维绕障水平井钻井技术逐步成熟辽河油田地处“三田”之中，地面条件受限，新部署施工的水平井多是在老区开发的定向井、丛式定向井井网中进行，井口位臵与靶区之间存在障碍，三维绕障方位变化最大达到92.7°。
水平井三维绕障钻井技术的进一步提高，为老区二次开发提供了保障。
（4）优选激光割缝筛管完井，实现超稠油和薄油层的整体开发由于稠油油藏埋藏浅，地层成岩性差，胶结疏松，易出砂，根据稠油热采工艺的特点，在水平井完井筛管的选择上选用抗压的TP100H钢级、177.8mm、壁厚9.19mm的套管制作激光割缝筛管，在每根套管上交错式割缝，缝长45mm、缝宽0.3mm、缝间距30mm，公扣以上0.5m和母扣以下0.3m不割缝，并采用增加伸缩短节的方法（在悬挂器下方及光管与筛管联结处各加一只伸缩短节）解决了筛管受热伸长的问题。
生产统计表明，2003年以来特油公司采用该技术实施的66口水平井仅有2口井出砂（杜84-平43井和杜32-59-31CP）。
因此激光割缝筛管完井工艺适合特超稠油及薄油层水平井开采。
2、水平井注汽工艺技术为解决以往水平井注汽排量小、注汽强度低和注汽受效差的问题，采取优化水平井注汽参数、优选注汽管柱及隔热方式等措施，保证了蒸汽在水平井井底有较高的干度和更多的热量注入油层，确保了超稠油和中深层特超稠油热采水平井的注汽效果，达到了利用水平井提高油田开发效果的目的。
（1）地面设备目前用于水平井注汽吞吐的产汽设备一般为23t/h（固定）或9.2t/h （活动）的直流式蒸汽锅炉。
（2）注汽管柱及隔热方式以往水平井注汽真空隔热管柱不能下入到水平段，致使热量在曲率段损失较大，注入井底干度较低，不利于水平段吸汽。
将真空隔热管下入到水平段内，并采用环空充氮气的隔热方式，不仅保证了注入井底的蒸汽干度在50%以上，而且降低了套管和水泥环的热应力，防止套管高温损坏，最大限度地减少热量损失，使更多的热量注入油层，保证了此类井的注汽效果。
3、水平井举升工艺技术成功开发出的22型塔式长冲程抽油机、大功率的油井电加热系统以及适合于水平井的系列深井泵并配套防偏磨措施，不仅满足了超稠油水平井大产液量的要求，而且实现了深井泵在各种复杂井况下的水平井正常生产。
水平井举升工艺技术的进一步配套，为超稠油油藏、中深层特超稠油、薄油藏的整体开发提供了技术保障。
（1）采用大机大泵满足了特超稠油水平井大排液量的要求针对特超稠油对温度极为敏感，随着蒸汽吞吐后期油层温度下降较快，产量也迅速下降，生产周期缩短的特点，为改变以往采用游梁机、小泵，举升能力小的举升工艺的问题，成功开发出22型塔式长冲程抽油机、大功率的油井电加热系统（稠油井电加热功率最大可达到300Kw）及Φ83mm、Φ95mm、Φ140mm（最大泵径，最大排量420方）的长冲程管式泵，以提高排液量，满足了水平井大产液量的要求，水平井日产水平的显著提高，较好地改善特超稠油水平井的吞吐效果，并使冷41块的中深层特超稠油得到有效开采。
（2）水平井系列泵及防偏磨措施的进一步配套，实现了大斜度段甚至水平井段的有效举升针对目前地层能量普遍偏低，水平井动液面较低，泵挂位臵在竖直井段生产必然出现供液不足、闪蒸等一系列严重影响正常生产的难题，开发出适合于水平井的系列泵，配套防偏磨措施，泵挂深度一般下至悬挂器以上，井斜角为50～60º、最大为79 º，形成的配套技术，较好地适应了水平井举升的各种复杂井况，确保了水平井正常生产。
对于侧钻水平井，通常采用小管、小泵，将深井泵下至小井眼斜井段内，来提高沉没度和泵效。
此外，高采的侧钻分支井采用螺杆泵采油见到了很好的效果。
4、增产措施水平井措施技术进一步完善。
组织开展了凝胶调剖、酸化解堵、三元复合吞吐等新工艺试验，取得了明显的增油效果。
近两年共在水平井上实施各类措施137井次，目前可对比井124井次，有效率90％，累增油4.9×104t，平均单井增油355t，措施效果是直井的2倍。
（1）酸化解堵初见成效针对部分水平井投产后供液差、不出的问题，通过采取酸化解堵措施进行储层改造，见到了较好成效。
如新海27-H7井投产后不出，实施酸化措施后，日产液45 m3/d，日产油21t/d。
截止到2006年8月底日产液42.1 m3/d，日产油7.1t/d，累产液3972 m3，累产油1161 t，含水83.1﹪，液面110 m。
虽然水平井酸化一定程度上解除了近井地带的污染，疏通了油流通道，但由于绝大多数水平井采用筛管完井，这就决定了水平井酸化只能采用笼统酸化工艺，措施效果仍然受限。
（2）高温调剖、三元复合吞吐措施改善了稠油热井水平段剖面由于超稠油水平井进入高周期生产阶段后，采出程度高，生产效果变差，表现为周期吞吐效果逐渐变差，地层压力下降及水平段动用不均。
针对这些矛盾，2003年以来特油公司对水平井陆续实施高温调剖、三元复合吞吐等措施，调整水平段动用程度，改善动用剖面，提高周期生产效果。
截止2006年8月底已累计实施三元复合吞吐54井次，周期结束井三元复合吞吐有效率73.3％，平均周期增油860t，累计周期增油38698.6t。
高温调剖2井次，有效率100％，平均周期增油966.7t，累计周期增油1933.3t，取得较好措施效果。
杜84-平46井是部署在老区直井井间的水平井，投产前通过PND 测试井温平均为51.7℃且动用较均匀，但由于油层物性差异及周围直井的不同采出程度，吞吐2周期后水平段前部分动用较好，温度上升较大，但后约1/3部分动用较差。
杜84-平46井在第4周期采取三元复合吞吐措施的同时，对位于平46井水平段后半部分的直井采取了与该井同注的办法，较好地调整了井温剖面，实施了三元复合吞吐调剖措施后，平均单井周期增油1200t，增产效果明显，吞吐效果得到了显著改善。
5、作业技术初步形成了替泥浆、冲砂、检泵等作业技术。
制订作业施工操作规范、标准，保证了水平井规模推广应用后的作业施工质量。
（1）明确作业技术要求对于采用筛管悬挂器完井的水平井，所有下入悬挂器以下的油管及井下工具，接箍及工具上下台肩均进行30～45º倒角处理，以确保井下工具在井眼曲率小于18º/30m的井眼轨迹内顺利下入水平段。
起下悬挂器以下的油管，严格限制起下速度（3m/min），操作平稳，拉力计指变化小于2KN，底部下入球型导锥。
（2）替泥浆一般采用正替，无漏失，一次替完。
使用稀油正替泥浆。
而对于稀油原始地层压力较高的水平井，采用汽化水或气举二次替喷。
（3）冲砂通常采用水泥车或压风机反循环冲砂，在原来一台水泥车基础上增加到两台，将原来的正循环冲砂改为反循环冲砂，并在反循环冲砂过程中，对于漏失严重的井添加冲砂暂堵剂来减少冲砂液向地层漏失。
此外，采用组合式冲砂管柱+冲砂导锥+喷射冲砂器+地面连续冲砂设备，以油基携砂液为工作介质，采用正冲砂方式，完成水平井冲砂作业。
对于水平侧钻井小井眼，采用无节箍油管冲砂，冲砂笔尖为圆锥形笔尖。
（二）、存在问题1、完井方式选择欠合理，后续措施难以实施绝大多数稀油、高凝油、普通稠油和特超稠油水平井采用筛管完井，这种完井方式占辽河油区水平井的95%以上。
一方面，由于水平井完井基本局限于筛管完井，完井方式比较单一，对于低渗透油藏、边底水油藏、裂缝性油藏仍采用激光割缝筛管这种完井方式，后续酸化、压裂、调剖、堵水等措施难以实施。