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稠油水平井封堵篇一
2009-8-17 13:52:00来源： 中国传动网市场研究部整理
【报告名称】：中国石油钻采设备行业分析报告【关键 词】：石油钻采设备|行业分析报告【出版单位】：中国传动网市场研究部整理【发布日期】：2009年8月
【报告简介】
全球钻采设备的需求触底，金融危机的全面爆发后原油价格的暴跌，09 年6 月新开工钻机数量仅1987 个，开工钻机数量接近历史低点，世界经济已有转暖的迹象，油价启稳回升，因此我们认为全球钻采设备的需求将面临回升。中国石油钻采设备行业产品系列与技术相对落后。
【报告目录】
1、全球钻采设备的需求触底
国际开工井口数量、钻机数量与石油价格相关。2003 年至2008 年，国际油价经历了凌厉上涨态势，随着全球对原油需求以及油价的走高，石油公司的开发支出也随之提高。2003-2008 年，欧佩克一揽子原油价格五年复合上涨率达到27.5%；全球钻采行业收入复合增长率20%，2008 年达到637 亿美元；全球每年新增油气井口数目从2003年的7 万口上升至08 年的10.8 万口，年复合增长率9%左右；全球开工钻机数目由03年初的2066 个攀升至08 年9 月最高点3557 个。金融危机的全面爆发后原油价格的暴跌，09 年6 月新开工钻机数量仅1987 个，开工钻机数量接近历史低点，世界经济已有转暖的迹象，油价启稳回升，因此我们认为全球钻采设备的需求将面临回升。
图1：全球年新增油气井口数目与油价密切相关
资料来源：欧佩克，招商证券，传动市场研究整理
图2：全球钻机数量与油价走势图
资料来源：贝克休斯公司，彭博资讯，招商证券，传动市场研究整理
2、全球钻采设备制造欧美遥遥领先
全球具有大规模石油钻采设备制造能力的国家和地区主要有美国、中国和欧洲地区。这3 个国家和地区的钻采设备生产和销售各有侧重和不同。欧美是全球主要的石油钻采设备出口国，有多个超大型钻采设备制造公司，例如国民油井华高公司（national oilwellvarco）等，产品涵盖石油钻采的各个环节，主要侧重于高端钻采设备的生产和销售，2008 年national oilwell varco 收入达到134 亿美元，净利润19.5 亿美元。我们统计的六大石油钻采设备制造商的总收入达到360 亿元美元，净利润率为13%左右；三大钻井技术服务商收入573 亿美元，净利润16%。
表1：全球六大石油钻采设备制造商收入及净利润一览
＊注：vallourec 单位为欧元
资料来源：公司财务报告，招商证券，传动市场研究整理
表2：全球钻井技术服务商收入及净利润一览
资料来源：公司财务报告，招商证券，传动市场研究整理
3、中国石油钻采设备行业产品系列与技术相对落后
中国的石油钻采设备制造业经过近10 年的发展，已经成为全球第二大钻采设备出口国。但技术水平仍处于中、低端阶段，产品涵盖勘探开发石油钻采设备、油田化学品、石油机械配件、炼化设备与仪表四大类180 多个品种，已形成比较完善的生产制造体系。形成宝鸡的石油钻采设备和钢管、兰州的炼化设备和仪表、西安的物探测井仪器、济南的动力设备、环渤海湾地区的配套设备等数个产业集群。根据中国石油和石油化工设备工业协会的统计，2008 年石油钻采设备的工业销售产值为340 亿元，同比增长36.7%；出口交货值为156 亿元，同比增长53%，占比为16.8%左右。与欧美相比，差距甚远。
中国采钻设备出口空间巨大。中国石油钻采设备出口量中大部分是通过中国各石油公司的采购商和服务队出口，美国、前独联体国家、拉美和非洲的订单占据了全部出口额的90%以上。中国的石油公司已经确定前独联体国家、北非、南美和南亚为主要战略发展区，将对中国石油钻采设备的出口起到明显的推动作用。这四个地区的产油量相对较高，但制造钻采设备的能力较弱，且设备陈旧，需要更新换代，设备进口需求量大。短期金融危机对行业需求增速有影响。2009 年受国际油价和短期油气需求量影响，中国和境外的石油公司可能会在不同程度上调整钻采设备的短期采购量，这一情况将对中国石油钻采设备企业的销售构成一定风险，2009 年行业增速将会明显放缓。2009 年上半年中石油减少资本支出100 亿元，中海油同比减少15%。
金融危机后，中国的价格优势将得到体现。由于国际油价低位运行，石油公司的利润空间也受到压缩，成本控制将受到重视。中国出口的石油钻采设备，同样性能的产品售价仅为欧美同类产品的1/3 或1/2，性价比优势明显。中国的陆地钻采设备，尤其是常规设备，技术较为成熟，质量已接近国际水平，性价比较高。中国石油钻采设备行业将满足提高钻采效率、油田数字化建设、保障石油安全的发展趋势。出于提高钻采效率、降低开采成本的考虑，需求集中在采购技术含量高、能提高勘探开发生产效率、满足复杂地质环境的中高端设备。为保障油气的稳定供应，石油公司将投入更多资本用于油气资源的勘探、开发及生产，对石油钻采设备的需求量也日益旺盛。
自21 世纪初开始，国内各大油田纷纷开展建设数字化、网络化建设，推动油田信息采集和传输技术的普及和发展。在油田数字化建设的趋势下，高技术含量的电子类监测设备的市场将逐步放大，并进而引发国内石油钻采设备市场的结构性变革，由原来机械产品为主导变为机电产品为主导。
图3：中国石油钻采设备出口交货值增长示意图
稠油水平井封堵篇二
稠油热采技术研究
姓名：张鑫 班级：油工084 学号：080201140424
2012年3月
摘要
石油资源存在于天然形成的油藏之中，其开采技术随油藏类型、原油特性不同而不同。稠油也称重油即高粘度重质原油，在油层中的粘度高，流动阻力大甚至不能流动，因而用常规的技术难以经济有效地开发稠油油田。最近10年我国采用注蒸汽热采技术有效地开发了一批稠油油田，打开了稠油开发的新局面。
稠油的基本定义
稠油是指在油层条件下原油粘度大于50mpa·s或者在油层温度下脱气原油粘度大于100mpa·s、原油相对密度大于0.934（我国＞0.9200）的原油。我国一般采用稠油的定义，西方国家一般采用重油的定义，以原油重度（°api）作为第一指标。原油重度与相对密度的换算关系为：
141.52500131.5api2440t(f)我国稠油的特点及稠油资源的分布
一、我国稠油的特点
（1）粘度高，而相对密度低（我国稠油胶质成分多，一般为20～40%，沥青含量少，一般为0～5%。）；
（2）含硫较低，一般仅为0.5%左右；（3）轻质馏分少，300℃时轻质馏分约为10%；（4）金属钒（v）、镍（ni）含量低。
二、我国稠油资源的分布及特点
我国目前已在12个盆地发现了70多个稠油油田。我国陆上稠油油藏多数为中新生代陆相沉积，少量为古生代的海相沉积，储层以碎屑岩为主，具有高孔隙、高渗透、胶结疏松的特征。重质油主要分布在盆地边缘斜坡带、凸起边缘或凹陷中断裂背斜带的浅层。陆相重质油由于受成熟度较低的影响，沥青含量低而胶质含量高。目前，稠油储量最多的是东北的辽河油区，其次是东部的胜利油区和西北的克拉玛依油区。
稠油的一般特性
1、胶质沥青质含量高、轻质馏分少。高粘度和高相对密度是稠油最主要的特性；
2、硫、氧、氮等杂原子含量较多。例如：美国、加拿大、委内瑞拉的重油中含硫量高达3%～5%；
3、稠油中含有较多的稀有金属，如：ni、v、fe、mo等；
4、稠油中石蜡含量一般较低，但也有极少数“双高原油”；
5、同一稠油油藏中，原油性质在垂向油层的不同井段及平面上各井之间常常很大的差别；在同一油田或油区，原油性质相差更大。
稠油的热特性
1、稠油的粘温特性（是稠油热采的理论基础）；
2、稠油的蒸馏特性（蒸汽驱、火驱采油机理之一）；
当温度升高到泡点（原油开始汽化时的最低温度）时，原油中的轻质组分将分离为气相，重组分仍保持为液相；
3、稠油的热裂解特性（在火烧油层过程中表现的比在蒸汽驱过程中更加突出）； 稠油的热裂解是指当温度升高到某一程度时，稠油中的重质组分将裂解成焦炭和轻质组分；
4、稠油的热膨胀特性；
热采方式
按驱动方式，可将稠油注蒸汽开采分为蒸汽吞吐和蒸汽驱两个阶段，这是国外通常的做法。
蒸汽吞吐：方法简单，经济风险性小，每口井可进行5～8周期的吞吐作业，采油速度高达3% ～ 8%,但原油采收率仅10% ～ 20%，损失大量可采储量。蒸汽吞吐有效加热半径小于30m。（数模结果）
蒸汽驱(steam drive)：高技术、高投入、高速度、高能耗，是否高收益、高水平取决于油藏地质条件和工艺技术的先进性。
蒸汽吞吐
一、蒸汽吞吐过程
蒸汽吞吐（puff and haff）是单井作业，每口井既是注汽井又是生产井。它有时又称油井激励处理(steam stimulation)、循环注蒸汽(cyclic steam injection)、周期注蒸汽、蒸汽浸泡等。蒸汽吞吐这一工艺技术的每一循环包括三个步骤：
1.注汽阶段(吞蒸汽)； 2.关井（焖井）阶段；
3.采油阶段（先自喷，后下泵转抽，当抽油生产达经济极限后开始下一循环。）
1.注汽阶段
注汽阶段是油层吞入蒸汽的过程。根据设计要求的施工参数（注入压力、注汽速度、蒸汽干度、周期注气量），把高温高压饱和蒸汽注入油层。注入蒸汽优先进入高渗透带，而且由于蒸汽与油藏流体的密度差，蒸汽占据油层的上部。油层内的温度分布并不均匀，靠近井眼处的地层及油层的上部温度相对较高，随着注汽过程的进行，被蒸汽加热的区域越来越大。当注入蒸汽量达到设计的周期蒸汽注入量时，油层平均温度达到最高。
2.关井阶段
注完所设计的蒸汽量后，停止注汽，关井，也叫焖井，焖井的时间一般为2～7天。焖井的目的在于：
（1）使注入近井地带的蒸汽尽可能地扩散到油层深部，加热那里的原油；（2）腾出时间准备回采条件，如下泵等。
在焖井阶段，由于蒸汽的热损失（上下盖层油层深部）导致蒸汽扩散区域的蒸汽冷凝，变成热水带，该热水带温度较高（有一定的压力）仍然可以加热地层和原油。
3.回采阶段
油井注完蒸汽关井达到设计的焖井时间后，开井生产进入回采阶段，在回采阶段，由于油层压力较高，一般油井能够自喷生产（尤其是首轮蒸汽吞吐），装上较大的油嘴以防止油层出砂，开井生产最初几天，通常是含水率很高，有的甚至全是热水，但很快出现产油峰值，气产量为常规产量的几十倍。当油井不能自喷时，立即下泵生产。
随着回采时间延长，由于注入地层的热量损失及产出液带出大量的热量，被加热的油层逐渐降温，流向井筒的原油粘度逐渐升高，原油产量逐渐下降。当产量降至某一极限产量时，结束该周期的生产，重新进行下一周期的周期吞吐，如此多周期地吞吐作业，最后转入蒸汽驱开采。
在多周期吞吐中，前一周期回采结束时留在油层中的余热对下一周期的吞吐将起到预热作用，有利于下一周期的增产。
蒸汽驱
蒸汽驱提高采收率的机理
一、蒸汽驱过程
蒸汽驱是指从注汽井持续注汽而从相邻生产井持续产油的过程。steamdriver和steamflood都是指的蒸汽驱
二、蒸汽驱提高采收率的机理
对于蒸汽驱过程中的每一个区带，其驱替机理都不同，因此，由注入井到生产井，形成了一个含油饱和度和温度不同的剖面。
蒸汽驱过程中的含油饱和度主要取决于它的热力学性质，蒸汽带中的残余油因经受的温度最高而降至最低的饱和度；凝结带中，由于蒸汽带前缘形成的溶剂油带的抽提作用以及蒸汽带的温度也较高，因此，其残余油饱和度远远低于冷水驱。蒸汽带和凝结带的不断推进，推动可动原油前进，因而形成了前面原油饱和度高于原始值的油带及冷水带，此处的驱油方式和水驱相同，在油层原始区，温度和含油饱和度仍是最初状态。
蒸汽驱机理有降粘作用、蒸汽的蒸馏作用、热膨胀作用、重力分离作用、相对渗透率及毛管压力的变化、溶解气驱作用、油相混相驱动、以及乳状液驱替作用。这些机理的作用程度主要取决于原油及油层的特性。
1、降粘作用
向地层中注入热的蒸汽，油层温度升高，原油粘度下降，大大地改善了稠油流动能力，这是蒸汽驱开采稠油的主要机理。高粘度的重质原油在孔隙介质中流动困难，主要原因就是粘度过高，粘滞力即渗流阻力过大，在油层的原始温度下，高粘度原油具有不同于达西渗流的流变特性，甚至于根本流不动，只有在油层压力与井底压力的压力差大于一定的压力（启动压力）时，高粘度原油的流动才符合径向流动或才开始流动。在蒸汽驱过程中，油层的温度升高，原油粘度大幅度下降，启动压力减小甚至消失。
在高温下代表地层渗流能力的流动系数koh/µo发生很大的变化：一方面由于µo大幅度下降；另一方面，随着温度的升高，油层有效厚度h中进入产油状态的实际动用厚度增加了，此外，油的相对渗透率（后面要讨论的内容）kro也增加，这样，流动系数kroh/µo大大增加，故油井产量大幅增加。
2、热膨胀作用
地层中的油、水、岩石在注入的热蒸汽作用下，温度升高，体积膨胀。其中，油水的体积膨胀系数分别为1×10-3和3×10-4，相对而言，岩石的体积膨胀系数非常小，相对于油水体积随温度的变化，岩石的体积随温度变化可忽略不计。油水体积的膨胀驱动流体流向生产井，而油相的体积膨胀较水相的体积膨胀明显得多，因此，大大降低了残余油饱和度。当温度增加150℃，原油体积将增加15%，残余油饱和度将减少10%～30%，从而提高了原油的采收率。轻质油的热膨胀系数较稠油大，因此，热膨胀作用对轻质原油油藏的蒸汽驱替开采更具优越性。
3、蒸汽蒸馏作用
蒸汽蒸馏是指某种液态混合物中的挥发性组分在直接引入蒸汽时，可以在低于其沸点的温度下蒸发为气态，也称“汽提”作用。在汽提过程中蒸汽从原油中把比较轻的组分抽出，被汽提的轻烃蒸汽与水蒸汽混合后一道向前流动，这种混合蒸汽在凝析带内凝结为液态的水和轻质油，轻烃与当地原油混合，原油粘度降低，被驱向下游，导致异常低的残余油饱和度，从而增加了原油的采收率。
火烧油层
一、火烧油层法驱油机理
火烧油层法（火驱法）是向储层注空气给燃烧前缘供氧，当开始注空气时，注入井眼附近的原油开始氧化，如氧化反应快，原油将自燃点火，并开始燃烧；如氧化反应慢，用下入加热器到注入井底加热空气的方法使其点燃。点火成功后，继续注空气使燃烧前缘从注入井沿油层向外移动。燃烧废气在前方流动，与油和水一起在生产井排出。
在燃烧前缘处发生的热量把靠近前缘的地层水汽化，并在燃烧前的前方形成一蒸汽带，燃烧反应中生成的水分也有助于这个蒸汽带的形成和发展。紧靠燃烧前缘处的高温使留下的少量原油蒸馏和裂解，蒸馏和裂解出来的轻油蒸气与燃烧废气一起向前流动，被蒸汽前缘下游的原油吸收，并在那里逐渐形成一个富油带。火烧油层的采油机理异常复杂。但目前可以肯定的是原油的高温裂解、热驱、冷凝蒸汽驱、混相驱以及气驱都是火烧油层提高采收率的机理。
二、燃烧带
注入的空气或氧气在井底附近形成燃烧带，燃烧带产生的热量加热地层、蒸发原油中的轻质组分和地层中的间隙水，燃烧产生二氧化碳、一样化碳、水蒸气等气体产物。（2）燃烧前缘
在燃烧前缘留下的重质原油被高温碳化，并沉积在沙粒表面上，构成燃烧过程的主要燃料，留在燃烧前缘后面的是干净的砂和大量的热能。这些砂温度很高，高温一方面可以加热尚未达到燃烧温度的空气或氧气，另一方面为湿式燃烧方法中注入水的蒸发提供热能。（3）蒸发带
在蒸发带中有少量的间隙水受热产生的水蒸汽、注入空气中的氮气、燃烧产物中的二氧化碳、一氧化碳等气体，另外还有被蒸发的轻质油以及沉积在沙粒表面上的固态重烃或焦炭。蒸发带中的各种气体与前面的冷油层组相接触形成凝析带。（4）凝析带
在凝析带，轻质原油与冷原油产生混相，降低地层中冷原油的粘度，并使原油体积产生膨胀，蒸汽加热地层原油及地层间隙水，提高油层水温度，形成热水驱。二氧化碳、氮气等与原油接触产生混相气体驱，进一步抽提原油中的轻质组分，降低原油粘度并膨胀原油。（5）集油带
在凝析带前面的就是集油带，也叫油墙（oil bank），集油带中有部分气体（n2，co2，蒸汽）束缚水及原油。集油带温度仍高于地层原油温度。（6）原始油带
在集油带前面就是原始油带，它尚处于原始状况，未受火烧的影响。
三、火烧油层的采油机理：
1、原油的热裂解
在燃烧前缘，油层温度高达300～650℃，高温一是促使原油中较轻质组分蒸发向前推进，二是使留在沙粒上较重质组分产生热裂解，形成气态烃和焦油，气态烃进入蒸发带，而焦油沉积在油砂上称为燃烧过程中的燃料。
2、冷凝蒸汽驱
注入的空气于燃烧带与剩余在沙粒上的焦油燃料起燃烧反应时，生成的蒸汽与燃烧前缘高温使地层共存水产生的蒸汽一道向前推进，并和前面较冷的油层接触。蒸汽把热量迅速地传给地层，使原油粘度迅速降低，增加原油的流动能力，因而提高了原油的驱动能力。
3、烃类混相驱
蒸发带正常蒸馏作用产生的气态烃与燃烧前缘热裂解作用产生的气态烃混合进入凝析带中，由于温度较低而冷凝下来，冷凝的轻质油与地层原油混相，同时传递热量，改善原油的流动性能。
4、气驱作用
在燃烧带中形成了一种十分有效的气体驱动。注入的空气与焦油燃烧，生成的气体主要有co2、n2进入蒸发带，一方面与原油达到混相和非混相，降低原油粘度，改善原油特性；另一方面，可以大大增加油层能量，提高原油的驱动力。
5、热驱作用
由于油层流体的对流以及地层岩石的传导，热能可以从燃烧前缘一直传递到集油带，同时热量还可以传递到油层下部，使油层均匀加热，这种传递方式有利于蒸汽驱，并可以大大提高油层的纵向扫油效率。此外，燃烧带留下了大量的热为后继注入提高了必要条件。
火烧油层施工中存在的问题及对策
1、注入能力和生产能力低,注入井氧化铁、沥青质、乳化液、baso4、srso4垢等堵塞；
对策：酸化、挤入溶剂、注破乳剂，使用有机磷酸盐。
2、腐蚀（特别是在湿式燃烧中）
酸腐蚀（低温氧化产物包括醇、醛、酮、羧酸、过氧化酸等）；高温氧化穿孔；s、o和co2造成的腐蚀。
3、磨蚀（出砂使孔眼部位的油管受损）；
我国稠油热采技术的发展历程
从1980年到目前，我国稠油开发技术的发展大致经历了三个阶段，即（1）1980～1985（六·五）：以稠油蒸汽吞吐开采技术为目标；（2）1986 ～1990（七·五）：以稠油蒸汽吞吐技术推广应用与稠油蒸汽驱先导试验为目标；（3）1991 ～1995（八·五）：以改善蒸汽吞吐、蒸汽驱开采效果为目标。
另外，1966 ～1967年在克拉玛依油田、胜坨油田及扶余油田开展了三个火烧油层的先导试验，由于“文革”而中途停止。
主要技术成就
总结起来，稠油热采有十项重大技术成就：
一、油藏描述技术取得很大进展；
二、热采数值模拟及物理模拟技术在稠油开发中发挥重要作
用；
三、深井井筒隔热及保护套管技术；
四、丛式定向井及水平井钻采技术；
五、稠油油井防砂技术（机械防砂、高温化学防砂）；
六、分层注汽及注入化学剂助排技术；
七、稠油热采井机械采油技术；
八、井下高温测试技术（辽河油田研制的温度、压力双参数测
试仪）；
九、注蒸汽专用锅炉及热采井口设备；
十、稠油集输、计量、脱水及输送技术。
参考文献
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稠油水平井封堵篇三
注氮气在稠油热采中的应用研究
摘要：克拉玛依油田九区稠油油藏由于原油黏度高，埋藏浅，地层温度低，天然能量不足，随热采吞吐轮次增加，采油速度降低，存水率升高，油气比下降。为提高稠油开采效果，由北京中石恒石油技术有限公司承担完成《克拉玛依稠油注氮气辅助蒸汽吞吐效果机理的数值模拟和物理模拟研究》确定油藏物性界限条件、氮气注入方式及合理的注采参数与时机，在九五区，九八区和风城重32井区都开展大量稠油注氮气辅助蒸汽吞吐工作，以j230井区为例在08-09年共实施措施453井次，有效率为85.3%，累计产油7.58x106t，投入产出比1∶3.75，注氮气应用取得了显著效果，为稠油吞吐提高采收率提供了一条有效方法。
关键词：稠油油藏；注氮气辅助蒸汽吞吐；注入参数；提高采收率 九五区地质概况
j230井区齐古组油藏为九五区向东延伸的一部份，区域构造位于克--乌断裂上盘超覆尖灭带上，构造比较单一，底部构造形态为西北向东南缓倾的单斜，地层倾角3°～9°，为一套弱氧化环境下的辨状河流相沉积，油层中部深度420m，油层射开平均厚度9.8m，20度原油黏度在13000万mpa·s左右，该区非均质严重，油层由多个单沙体叠加而成，属大容量，高空隙，高渗透储集层。2 注氮气改善注蒸汽吞吐效果机理
（1）保持地层压力，延长吞吐周期：氮气注入油层后井底压力明显高于没加氮气井底压力，起到了补充油层能量的作用。（2）扩大油层加热带：利用氮气具有渗透性好，膨胀系数大，非凝结性等特点，携带热量进入油层深部，加大了蒸汽波及体积。（3）增加地层弹性能量有利于回采：溶解在原油中的氮气改善原油中的渗流阻力，呈游离状态的氮气形成弹性驱，增加驱动能量。（4）提高回采水率：氮气加蒸汽一起注入油层中，由于注入过程中的热损失，部分蒸汽将冷凝为热水，因氮气膨胀系数大，在回采降压阶段，起助排作用。
（5）增大泡沫油：少量溶解于稠油中的氮气以微气泡的形式存在不易脱出，形成泡沫油，而泡沫油的粘度比稠油粘度低，对稠油开采非常有利。
（6）隔热、降低热损失：油套环空注入氮气，由于氮气的导热系数低，在油套环空中起隔热保护套管的作用；还起到降低井筒中的热损失，提高井底蒸汽干度的作用。3 注氮气辅助蒸汽吞吐参数优化选择 3.1 选井条件
（1）原油黏度在10×104mpa.s左右，油层有效厚度大于8m；（2）油层系数大于0.4，原始含油饱和度大于50%；（3）油层隔层不窜、少出砂、无外围水浸等现象；（4）油层物性好，周期吞吐轮次低的井。3.2 注汽（气）量及速度
根据油井条件（油层厚度、地层压力、油层孔隙度、地下存水量等）确定匹配参数
（1）蒸汽量：蒸汽与氮气的混溶比（蒸汽∶氮气1∶0.7）单位m3；
（2）注气速度：第一、第二周期井注蒸汽速度小于120t/d，第三周期之后随轮次增加注蒸汽速度逐步提高到不大于160t/d。3.3 注入时机
依据注氮数模研究对尚未动用的新油层不宜注氮气，一般选注蒸汽在2～5周期时注氮气为最佳时机，应对高轮吞吐井选用隔轮注氮气方式。3.4 注入方式
（1）混注方式：是按1∶0.7的比例将蒸汽和氮气同时注入油层；（2）段塞注方式：是按一定的注蒸汽量注入地层后再将一定的注氮量注入地层；
（3）本公司采用固定注氮设备摆放在供热站附近，氮气经注汽管线和蒸汽一起经计量站，后分别流向多口措施采油井（混注）。4 注氮气辅助蒸汽（混注）吞吐实施效果 4.1 第一轮注氮气与多轮注蒸汽（混注）生产情况
（1）第一轮注氮气辅助第六轮注蒸汽的12口井与未注氮气同轮注蒸汽邻井周期对比，平均单井增油192t，增水375t，回采水率提高43.7%，生产天数延长12.4天。
（2）第一轮注氮气辅助第七轮注蒸汽的23口井与未注氮气同轮
注蒸汽邻井周期对比，平均单井增油240t，增水293t，回采水率提高19.9%，生产天数延长6.3天。
（3）第一轮注氮气辅助第八轮注蒸汽的17口井与未注氮气同轮注蒸汽邻井周期对比，平均单井增油88t，增水341t，回采水率提高43.3%，生产天数延长5.3天。
（4）第一轮注氮气辅助第九轮注蒸汽的11口井与未注氮气同轮注蒸汽邻井周期对比，平均单井增油345t，增水532t，回采水率提高34.5%，生产天数延长7.3天。
（5）第一轮注氮气辅助第十轮注蒸汽的4口井与未注氮气同轮注蒸汽邻井周期对比，平均单井增油635t，增水817t，回采水率提高46.4%，生产天数延长45.9天。
4.2 连续两论注氮气与多轮注蒸汽（混注）生产情况
（1）连续两轮注氮气辅助第4～7轮注蒸汽的23口井，平均单井增油254t，增水889t，回采水率提高12.2%，生产天数延长31.3天。
（2）连续两轮注氮气辅助第8～10轮注蒸汽的32口井，平均单井增油148t，增水553t，回采水率提高17.5%，生产天数延长26.7天。注氮气辅助蒸汽（段塞注）实施效果
段塞注的原理：后段注入的氮气推动前段的蒸汽进入油藏深部，在运动和高压作用下氮气与蒸汽充分的混合带动热量进入油层更深部。油井注汽结束后投入生产时，随着地层压力降低，被压缩存
储在地层中的氮气体积会迅速膨胀，产生较大的附加能量，加速驱动地层中的原油及冷凝水迅速排出来。同时在重力分异作用下，氮气会从油层底部向顶部运移，最终聚集在构造的较高部位，形成次生气顶，增加原油附加的弹性气驱能量，驱动原油流动，增大了驱油面积。
对16口段塞井与相邻区块199口混注井的实验，产油量、回采水率、生产天数都比混注方式好。如表1。表1 段赛注与混注对比
` 通过注氮数模研究和现场实践证明段塞注蒸汽波及体积大于混注蒸汽波及体积，段塞注热量利用率也高于混注热量利用率，所以段塞注方式好于混注方式，但受固定注氮设备不能随时移动的影响和井场管网及热注吞吐周期限制，不可能大面积开展段塞注方式，只能采取混注方式，随着市场的需求公司会引进大型车载移动注氮设备，解决当前不能大面积开展段塞注方式的问题。6 结论及认识
（1）通过物模实验研究及现场实践效果分析，克拉玛依浅层稠油油藏注氮气改善开发效果的主要机理为：①泡沫油机理；②增加地层弹性能量，有助于回采；③改善蒸汽体积，④保持地层压力，延长吞吐周期。
（2）通过数值模拟研究及现场应用，确定了九区注氮气辅助蒸汽的各项合理参数；得出当油层注汽（气）速度大于油层吸汽（气）速度易井底憋压、油层压开裂缝是造成油层大通道、井窜、出砂的主要原因。
（3）增加移动（车载式）注氮设备开展大面积段塞注方式注氮，通过油套管环空充氮气起隔热保护套管的作用，也能降低井筒热损失，提高井底蒸汽干度。
（4）稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐可以改善开采效果，为提高油层动用程度，扩大蒸汽波及范围提供了有效手段；为减缓稠油产量递减提供了一条有效途径。参考文献
［1］彭通曙，郑爱萍，赵刚，侯菊花等.新疆浅层稠油油藏氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率研究与应用［j］.新疆石油天然气，2009，（3）：45-47.［2］李允，王嘉淮等.注氮气改善稠油蒸汽吞吐后期开采效果［j］.西南石油大学学报，2002，（3）：60-64.［3］陈荣灿，霍进等.稠油注蒸汽加氮气吞吐实验研究［j］.特种油气藏，1999，6（3）：32-36.［4］王嘉淮，李允.注氮气改善稠油蒸汽吞吐后期开采效果［j］.西南石油学院学报，2002，24（3）：46-49.
稠油水平井封堵篇四
深层超稠油热采水平井实钻复杂问题分析与对策
杜
锋
（辽河石油勘探局工程技术研究院，辽宁盘锦，124010）
摘要
针对冷41块深层超稠油藏，由于长期注蒸汽高温高压热采，地层中的岩性成分、结构等将发生了较大变化，存在着多套异常温度压力层系，增加了钻遇地层的不确定性和调整钻井液性能的难度。有可能在钻进过程中产生井漏、井喷，进而发生卡钻等一系列事故，直接威胁着水平井施工的安全和质量。通过对水平井施工过程中所遇到的复杂问题进行分析，采取相应的技术措施（认识到实践辨证的统一），为水平井钻井技术在此类油藏中的应用提供有益的参考作用。
关键词
超稠油藏
底水锥进
超覆效应
防碰绕障
复合性卡钻
高温增稠
冷41块
辽河油区是一个地质条件十分复杂，以陆相沉积为主，具有多断块、多套含油层系、多种储层岩性、多种油藏类型、多种油品性质的复式油气区。年产稠油、超稠油、高凝油达８００万吨，占原油产量的２／３，成为全国最大的特种石油生产基地。随着水平井钻井综合配套技术日臻完善和快速发展的深入，拓展了在各种类型油气藏应用范围，成为提高油田勘探开发综合效益的重要途径。水平井钻井是一种隐蔽的地下工程[1]，在钻井施工过程中可能遇到井下地层、压力、温度及设备、工具（仪器）的变化，及对客观情况认识不清或主观意识的决策失误，会产生许多复杂问题，如果处理不当，轻者耗费大量人力物力和钻井周期，降低开采效果，重者导致全井报废。因此，提高水平井钻井施工技术水平意义重大。油藏地质概况
冷41块位于辽河盆地西部凹陷东部，冷东断裂背斜构造带中段，形态为断鼻构造，地00 2层倾角4-15。主力开发油层系s3段，为水下扇三角洲砂体沉积，非均质性严重。埋深
-321350-1690m，有效厚度平均为135.8m，孔隙度平均为18.1%，渗透率平均为1381×10um，030020c原油平均密度为0.986g/cm , 50c原油平均粘度为63595mpa.s，地温梯度2.7c/100m，原始地层压力15.2mpa。属于受构造控制的巨厚块状，深层超稠油边底水油藏。开发中存在的主要问题
(1)采注比高，油层能量消耗大，压力下降快，导致底水锥进严重，含水上升速度为15%，油井频繁作业堵水，很难正常生产。
(2)靠近断层附近油井蒸汽注不进，开发效果不理想。
(3)地面条件差部署直井难度大。严重制约了该块的整体开发。应用水平井技术开发依据
水平井增加了井筒与油层的渗流面积的同时，也增加了油层的吸汽和排液能力，有效增加了注入热能的利用率。水平井较直井注采所需的压降小，改变底水锥进模式，变“锥进”为“脊进”在一定程度上延缓底水的侵入，延长无水开采期。通过注入的蒸汽直接和产生的超覆效应，使受热原油降粘后依靠重力的作用流入水平生产井。提高超稠油藏的开发效果。施工要求及难点分析
施工前根据设计，尽可能多地了解和掌握邻井资料，充分利用和发挥现有的工具、设备及人员素质，做到“知己知彼”，避免或减少复杂情况的发生。
（1）长期注蒸汽高温高压热采，地层中的岩性成分、结构等将发生了较大变化，存在着多套异常温度压力层系，增加了钻遇地层的不确定性和调整钻井液性能的难度。有可能在钻进过程中产生井漏、井喷，进而发生卡钻等一系列事故，直接威胁着水平井施工的安全和质量。（2）由于油藏地质的不确定性(储层含油情况及油水界面)，并确保超稠油藏的有效开发。需进行导眼和取芯施工作业，增加了水平井设计和施工难度及风险。
（3）受邻井井眼轨迹、剩余油分布和井网的限制，水平井轨迹为三维方向。采用邻井水平面扫描法处理数据，盲目性较大，在井眼轨迹控制中只能被动地采用防碰绕障技术。
（4）超稠油热采水平井，存在着注汽热效率和完井管柱受热应力破坏等问题。要求使用符合热采要求的套管。用耐高温水泥固井，水泥返到地面，确保大斜度井段固井质量。
（5）地层压力和破裂压力低，钻水平段时使用优质钻井液保护油层。在筛管完井以后，需使用有机溶剂将钻井液替出，以达到保护油层的目的。
（6）储层的非均质性，给油藏正确描述带来困难的同时，也给油藏模拟造成障碍，致使不能正确认识和估算储层特征和产能，在不均质油藏中钻水平井盲目性较大，水平井之间的开发效果差别也很大。
（7）要求井眼轨迹在井斜达到50º时，要有20m稳斜段，以提高采油深井泵工作的可靠性和油管的密封性。复杂问题实例
目前国内外同类水平井钻井施工技术参考资料非常匮乏，并且不同区块油藏地质特征有较大区别，有些施工技术只能依靠借鉴和探索来完成。存在着较大的施工风险和难度。在深层超稠油藏施工中所暴露的突出复杂问题：
冷41—平1井为该块实施的第一口水平井，按设计钻至井深1800m决定中完。技术套管下到井深1704.33 m遇阻，上提卡死，循环钻井液、下压均无效，技术套管被迫只能下到此处固井。水平段钻至井深2121m完钻，完井筛管管柱下到井深1844.82m，处遇阻、上提至井深1806.31m，彻底卡死。通过进行爆炸松扣解卡，起出井下所有钻杆加悬挂器和1根套管，又下入震击器进行震击解卡，起出井下所有筛管、套管，进行扩眼作业后。又重新下入完井管柱。
冷41—平12井为防止出现，冷41—平1井套管下入困难的被动局面，在钻具组合中加入ф311.1mm满眼扶正器，造成钻速较慢，甚至基本无进尺产生托压现象，甩掉后可正常钻进。在钻进中有跳钻和憋泵现象，轨迹失控，起钻检查牙轮钻头约有80%的齿脱落，单弯螺杆的旁通阀连接丝扣处涨裂产生移位现象，与实际弯方产生了48º的偏差。当时果断起钻是非常必要和及时的。钻井液出口温度达到56ºc，有增稠现象。用2#泵循环配浆，用1#泵循环并活动钻具，钻具突然卡死，井深 1571.34m，仍能保持循环。在捞出mwd仪3器后又打解卡剂9m浸泡，并配合震击器（下击）无效，爆炸松扣后，落鱼长60.64m，下钻对扣震击（上击）无效，决定填井侧钻。
冷41—平11井从井深1185.62m开始定向造斜，钻至井深1484.01m时，发现mwd仪器异常情况，只要加压工具面就大幅度（0－360不正常）跳动。，起钻检查发现钻头有一牙轮间隙较大、晃动，另两牙轮卡死。钻头使用进入后期，当时起钻是非常及时的。钻至井深
31557.59m时，活动钻具时，钻具突然卡死，仍能正常循环。捞出mwd仪器后又打解卡剂10m，浸泡后活动钻具解卡，起出井内所有钻具后，通井后。下钻至井深1541.71m二次遇阻，带高边划眼至1548.01m，认为可能划出新眼，钻进至井深1557.59m活动钻具卡死，直接打解3卡剂15m，浸泡后活动钻具解卡。转盘划眼至井深1557.56m，在接单根的过程中发生了卡3钻，打解卡剂15m，浸泡后活动钻具解卡。起出井内所有钻具，决定通井后提前下技术套管中完。
冷41—平4井水平井段钻至井深1972m，发现钻速过低，在活动钻具时突然发生卡钻，3（这种现象在以往的水平井施工中很少见）可正常循环。注解卡剂10m，浸泡整个裸眼段，3捞出mwd仪器后，注解卡剂10m无效。倒扣注空气，期望能通过降低液柱压力来解卡，但没有效果。在井深1841.07m进行了爆炸松扣后，填井侧钻。冷41—平2井导眼井探油水界面，要求垂深达到1710m，钻进至井深1902.28m，在接单根时卡钻后填井侧钻。在进行水平井造斜钻进至井深1614.78m，螺杆本体脱扣（脱裤子），捞出。
冷41—平16井钻至井深1363.69m时，定向钻进时泵压突然升高，转盘钻时扭矩增大，起钻后发现单弯螺杆万向节处断裂，捞出。钻井液有增稠现象。复杂问题分析
通过以上复杂问题实例分析，其主要表现在以下几个方面：
（1）在井眼缩径和形成砂桥现象的作用下，使下入套管柱遇阻，受套管刚性强度和地层硬度的影响，造成套管上的扶正器被压坏或变形，产生堆集使套管柱产生硬卡。
（2）水平井钻井施工对钻具性能要求越来越高。钻具在井下工作的条件十分复杂与恶劣，且螺杆钻具是整个钻具组合中最薄弱的环节。要特别做好螺杆钻具的管理、使用、维修工作的同时，提高安全可靠性，关键部件使用优质材料，增加防掉结构，进行必要探伤和理化检验。
（3）随着井深、井斜的增加，钻具在正压差的作用下，与井壁接触面积急剧增大产生吸附后，使沉降形成岩屑床能力进一步加强，当钻进至存在异常温度压力层系时，钻井液性能发生变化（失效），地层的渗透性增强，滤失在井壁上形成较厚泥饼，使井眼缩径。但也不能排除形成砂桥和键槽对钻具的影响，在以上现象共同作用下，发生了复合性卡钻。
[2]（4）在高温条件下，地层粘土分散对钻井液的影响客观存在，基浆膨润土含量对高温分散起重要作用，同时，大分子的量也对高固相含量下钻井液的内部结构有影响，它们共同的结果导致高温增稠。对策
针对冷41块进行水平井钻井施工中频繁发生复杂问题，严重影响着水平井钻井技术的正常发挥，直接影响着开发效果和增加钻井投资成本。通过深层超稠油藏施工实践，探索并总结出一些具有一定代表性的问题，并相应采取技术措施，为水平井钻井技术的发展提供参考。
（1）超稠油热采水平井套管柱设计及扶正器布放，要充分考虑地层特征、注汽参数、井径、井眼曲率及扶正器的抗压强度等影响因素，进行定量分析，必要时可采用扶正器通井钻具使井眼顺畅，以免给后续施工造成不利影响。
（2）中上部地层比较松软一般使用xhp2牙轮钻头，中下部及水平段一般使用ha517牙轮钻头，（ha437牙轮钻头由于齿长，易出现断齿现象）。钻进时根据纯钻进时间和所钻岩层性质决定是否更换钻头, 以防发生掉牙轮事故。
（3）该块长期注汽开采，地层存在异常高温和压力使钻井液结构性增强，粘切较高，流变性变差。采用加入fs—260高温降粘剂，使其具有良好的稳定性和润滑性。在钻遇馆陶地层时，会产生渗漏，钻进时在钻井液中加入单向压力封闭剂，可在发生较大漏失时争取主动，降低投资成本。
（4）在井眼轨迹控制中采用防碰绕障技术，参考邻井情况合理设计井身剖面，在施工前做好防碰跟踪图。一般水平井周围有数口井，通过邻井水平面扫描法处理数据，重点分析出当前井深某些邻井对水平井的威胁情况，井眼轨迹的准确位置（包括邻井与水平井）的不确定
[3]性随着井深的增加而增大，在设计和轨迹控制过程中对只能它作定性分析，尽量远离邻井的轨迹，钻进中遇到憋、跳钻情况时，要停止钻进弄清情况。在进入油层前要及时了解邻井注汽动态，要求周围可能对本井施工产生影响的注汽井停注。
（5）施工中尽量采取钻具不静止，钻井液循环不停息，遇特殊情况时起至安全井段。用近平衡压力钻进，设计合理钻具结构，必要时采用满眼扶正器的钻具组合通井。使用可打捞mwd测量仪器，要求仪器以上的钻具内径≥70mm。6 开发效果
冷41块是辽河油田2004年度水平井技术应用的热点区块，共完成7口中半径水平井，该块一般直井平均日产量不足10t/d，水平井的日产量至少是直井的3倍以上，开发效果显著，取得了巨大成功。同时对水平井技术的发展具有重要意义。结论
（1）采用完善的水平井钻井施工技术及热采措施，使水平井能有效地减小底水锥进。使其成为开采超稠油油藏的有效途径。
（2）水平井施工是一项系统工程。它涉及油藏地质（录井）、钻井、钻井液和测井等专业技术，需要从全局利益的出发，紧密地衔接和配合。
（3）井下状况是否正常，受各种因素的影响和制约，复杂情况的发生是各种因素的表现形式和共同作用的结果。要为维护井下正常状况创造条件，尽量减少或避免井下复杂情况的发生。
[4]（4）复合钻进改善井眼清洗能力，井眼光滑、卡钻事故少以及传递钻压效率高，提高机械钻速，缩短钻井液对油层的侵泡时间和钻井周期，减小油层的污染和钻井投资。
（5）在水平井钻井施工过程中，每一步和每一环节的经验和教训的取得，都是要负出精神和经济代价的。要求工程技术人员，特别是决策者要根据具体的实际施工情况，运用科学的钻井理论去指导实际施工。
参 考 文 献
[1] 蒋希文.钻井事故与复杂问题[m].北京：石油工业出版社，2001.2 [2] 周光正.等 大港油田深井钻井液技术.中国石油天燃气集团公司钻井承包商协会论文集.3-15 [m].北京：石油工业出版社，2003.[3] 杜 锋.水平井钻井技术在超稠油油藏中的应用.中国石油天燃气集团公司钻井承包商协会论文集.86-93 [m] 北京：石油工业出版社，2004.[4] [美]michael ides ,larry s,shari dunn-norman编著 万仁溥，张琪编译.油井建井工程—钻井.油井完井 [m].北京：石油工业出版社，2001.作者简介： 杜 锋，1991年毕业于辽河油田职工大学钻井工程专业，现在辽河石油勘探局工程技术研究院水平井研究所从事水平井技术研究、开发和现场应用工作。工程师。
地址：辽宁省盘锦市辽河石油勘探局工程技术研究院水平井研究所。
邮编：124010。电话：0427—7826270（办）***（手机）e-mail:linyq2005@
