第一部分常规热采开发方式采油工程设计
3.1 直井及定向井采油工程方案设计
3.1.1 完井工程设计
3.1.1.1 完井方式
友林稠油油藏出砂普遍，目前开发井都采用套管注加砂水泥预应力固井、射孔完井方式。

根据山东油田稠油开发实践，2013年友林油田超稠油油藏直井（定向井）主体采用套管注加砂水泥预应力固井、射孔完井方式，水泥返至地面，要求固井质量优良。

3.1.1.2 生产管柱设计
3）生产管柱设计
根据理论计算和经济效益对比，2013年部署区直井（定向井）生产管柱选择为：
①油藏埋深≤350m（337口），采用Φ73mm ×5.51mmN80平式油管；
②油藏埋深﹥350m（230口），采用Φ114mm×62mm隔热油管。

按2013年友林油田产能建设实施部署统计，有230口直井（定向井）需要使用隔热油管，按单井平均470m计算，需隔热油管10.81×104m，隔热油管性能参数见表3.1-7和表3.1-8。

表3.1-7 Φ114×62mm隔热油管性能参数
表3.1-8 隔热油管隔热等级参数表
此外，2013年友林油田产能建设实施方案还部署了10口动态监测井，设计单井井深470m。

对抽油生产中采用的Φ73mmN80平式油管和Φ60.3mmN80平式油管进行了强度校核和生产适应性分析（见表3.1-9），两种管柱的强度和生产适应性满足采油要求。

因此，为满足生产和动态监测的要求，动态监测井采用双管结构：主管、副管都采用Φ60.3mm×4.83mmN80平式油管。

表3.1-9 Φ73mm和Φ60.3mm平式油管强度校核
3.1.1.3 油层套管
根据山东油田稠油开发实践，直井和定向井通常采用Φ177.8mm套管。

Φ177.8mm套管井筒半径大，流动阻力较小，有利于稠油流入井筒，也有利于后期防砂及维修作业。

推荐采用Φ177.8mm套管。

全生命周期采油工程方案的实现，依赖于井筒的完好。

而在热采开发中，套管损坏往往导致生产井提前报废。

因此，建议钻井工艺使用TP90H或以上钢级的热采套管，保证井筒完好。

3.1.1.4 射孔工艺
友林油田侏罗系八道湾组压力系数为0.94，原油粘度高，无自喷能力。

因此，射孔方式选择电缆传输方式，具体射孔参数如下：
射孔弹：YD-89弹
孔密：20孔/m
布孔格式：螺旋布孔
布孔相位：60°
射孔液：稠油脱油热水
3.1.1.5 井口
为防止地层破裂发生汽窜，友林超稠油注汽压力应不高于地层破裂压力。

油藏工程要求结合2012年实施区的实际注汽压力情况见表3.1-10，2013年实施区八道湾组井口注汽压力控制在9.0 MPa ～12.0MPa之间。

根据油藏工程设计的注汽参数，采用耐压14MPa的热采井口可以满足要求。

表3.1-10 重18井区2012年投产井井口注汽压力与2013年注汽压力预测
1）生产井：采用KR14-337-65型热采井口，最高工作压力14MPa，最高工
作温度337℃，公称通径65mm；
2）动态监测井：采用KRS14-337-52×52双管热采井口装置，最高工作压力14MPa，最高工作温度337℃，公称通径52×52mm。

3.1.2 举升工艺设计
根据山东油田稠油的成熟举升工艺，推荐该区采用游梁式抽油机加抽油泵的举升方式。

其举升设备选择为：
1）抽油泵
根据地质方案，该区设计单井产能3.5t/d。

已投产开发井的每轮峰值产液量为30.0t/d，每轮平均日产液量不超过15.0t/d。

为满足该区配产要求及后期排液量要求，结合抽油泵的泵效，对Φ44mm和Φ56/38mm泵径的理论排量及泵效50%时排量进行了计算（见表3.1-11）。

表3.1-11 抽油泵排量计算表
从表3.1-11中可以看出，Φ56/38mm和Φ44mm泵可以满足友林油田八道湾组直井（定向井）的产能设计要求。

根据友林前期抽油泵使用情况，推荐：
①生产井采用具有注抽两用功能的Φ56/38mm的反馈泵；
②动态监测井采用Φ44mm整筒泵。

实际生产中，可根据实际沉没度、产液量等及时调整抽汲参数。

2）抽油杆
根据《友林超稠油抽油杆柱标准设计》，结合现场抽油杆柱使用情况，2013年实施区的抽油杆选择推荐如下：
①直井采用Φ19mm的D级抽油杆，光杆选用Φ25mm光杆，配备Φ38mm 的加重杆8～10根（64m～80m）；
②定向井采用Φ19mm的D级抽油杆，光杆选用Φ25mm光杆，配备Φ38mm 的加重杆8～10根（64m～80m）。

为防止抽油杆发生偏磨及脱扣，造斜段每根抽油杆和加重杆都加一个抽油杆扶正器，配备1个防脱器位于光杆下部。

3）抽油机
选取粘度1000mPa.s（以粘度超过1000mPa.s后流动性差，作为停抽点）进
行抽油机选型计算，抽油泵为Φ56/38mm的反馈泵，抽油杆为Φ19mmD级杆，加重杆80m，冲次5-10次/min，抽油机悬点最大载荷及扭矩计算结果见下表3.1-12。

表3.1-12 抽油机最大悬点载荷计算
根据最大悬点载荷计算结果，从满足载荷、冲程的要求考虑，以及2013年实施区井深条件，按照抽油机最大载荷不超过额定载荷75%~80%的标准，推荐2013年新部署区域抽油机如下：
①埋深≤450m（544口井）：采用CYJ4-1.8-13HPF，电机功率7/9/12kW，扭矩13kN.m；
② 450＜埋深≤530m（33口井）：采用CYJ5-1.8-18HPF，电机功率8/12/16kW，扭矩18kN.m。

3.2 水平井采油工程方案设计
3.2.1 完井工程设计
3.2.1.1 完井方式
稠油油藏注蒸汽开发过程中，一般不需要进行压裂、酸化、堵隔水等控制性措施，因此采用筛管完井一方面可以防止地层坍塌，同时对于稠油生产起到一定的防砂作用。

因此，该区水平井完井方式设计为：直井段和斜井段采用下Φ244.5mm技术套管注加砂水泥固井，水平段全部采用裸眼下入Φ177.8mm割缝筛管完井，筛管引鞋至井底距离8m~15m，留有足够的膨胀空间。

根据八道湾组岩石粒度分析（见图 3.2-1），以D50作为筛管缝宽设计，D50=0.5-0.355mm，因此，设计筛管缝宽为0.40mm。

图3.2-1 友林八道湾组岩石粒度分布图
3.2.1.2 生产管柱
水平井均采用双管结构：
1）主管采用Φ88.9mm×6.45mm N80平式油管，管柱结构自下而上依次为：Φ88.9mm引鞋—Φ88.9mm沉砂管—Φ88.9mm打孔管—抽油泵泵筒—Φ88.9mm 平式油管，泵筒位于井斜60°处，Φ88.9mm引鞋下入深度距密封悬挂器3m～5m。

2）副管采用Φ60.3mm×4.83mm N80内接箍油管，副管末端带Φ60.3mm冲砂头，用作注汽、降粘、井下测试等。

首次吞吐时，副管管柱一直下至离井底4m～6m。

3.2.1.3 井口
为防止地层破裂发生汽窜，友林稠油井底注汽压力应不高于地层破裂压力。

根据2013年实施区油藏工程的要求，齐古组井底注汽压力不高于9.0MPa，八道湾组井底注汽压力不高于12.0MPa。

因此水平井采用SKR14-337-78×52型双管热采井口（井口耐温337℃，耐压14MPa）即可满足要求。

3.2.2 举升工艺设计
采用游梁式抽油机加有杆泵的举升方式。

其举升设备为：
1）抽油泵
Φ88.9mm的主管可下入最大泵径为Φ70mm，为满足该区配产要求及后期排液量要求，结合抽油泵的泵效，对Φ56mm和Φ70mm长柱塞低磨阻抽油泵的理论排量及泵效50%时排量进行了计算（见表3.2-1）。

根据地质设计，该区水平井设计产能8.0t/d。

前期峰值产液量为50t/d，为满足水平井长冲程、低冲次的生产要求，建议选用3m冲程的Φ70mm泵，泵下至井斜角60°处。

表3.2-1 抽油泵排量计算表
考虑到不动管柱转抽、最大限度利用热能，因此，该区水平井选用Φ70mm 长柱塞低磨阻抽油泵，该泵可实现注采两用，能在井斜角不大于60°时正常工作。

实际生产中，可根据实际沉没度、产液量等及时调整抽汲参数。

2）抽油杆
考虑到水平井井斜较大，为防止抽油杆发生偏磨及脱扣，抽油杆柱全部采用嵌入式防脱结构。

抽油杆为Φ19mm带背帽的嵌入式D级抽油杆，光杆选用Φ25mm光杆，抽油杆底部接Φ38mm加重杆80m。

由于抽油泵需下入到斜井段，需增加嵌入式扶正器和嵌入式防脱器，实现全井段抽油杆柱扶正、防脱。

3）抽油机
选取粘度1000mPa.s（以粘度超过1000mPa.s作为停抽点）进行抽油机选型计算，抽油泵为Φ70mm泵，抽油杆为Φ19mmD级杆配Φ38mm加重杆80m，冲次4-6次/min，抽油机悬点最大载荷计算结果见表3.2-2。

表3.2-2 抽油机选型计算表
根据最大悬点载荷计算结果，从满足载荷、冲程的要求考虑，按照抽油机最大载荷不超过额定载荷75%~80%的标准，推荐2013年实施区抽油机如下：1）埋深≤480m（48口井）：采用CYJS5-3-18HY，电机功率8/12/16kW，扭
矩18kN.m；
2）埋深＞480m：采用CYJS6-3-26HY，电机功率11/16kW，扭矩26kN.m。

2013年优先实施区的水平井都采用CYJS5-3-18HY型抽油机，共计48口。