辽河油田热采井钻完井技术

无固相盐水乳化钻井液基本组分及配方为： 50%～90%盐水+10%～50%矿物油+0.2% ～0.3%结构剂+1%～1.5%降失水剂+0.5% ～1.0%乳化剂OT+2%～3%油溶性暂堵剂 +暂堵剂
适应于筛管完井的稠油水平井 特性：良好的携岩性、井壁稳定性和优良的
保护油层性能
油层伤害试验
无固相盐水乳化钻井液静态损害试验
F3分支 完钻井深2066m，开窗位 置1562m，裸眼段长504m
海14-20CF井 原井
F2 F1 F3
高３-４-１７分支井井眼轨迹三维视图
采油生产情况
投产日期： 2005年2
月9日 生产方式：
井筒掺稀 油降粘 初期产油：
9.8吨/ 日 平均产量：
19.3吨/ 日，相当于直井 的6倍以上 累计产量：
多分支井的基本概念
分支井对井眼主井眼形态没有要求，体现分支井技 术水平高低的是完井方式而不是井眼轨迹。
5分支的多分支井
F5F4F3F1 NhomakorabeaF2
主井眼可以 为：直井、 定向斜水平 井;分支井眼 可为:定向斜 井、水平井 等.
多支井完井管柱示意图
侧钻三分支井
F1分支 完钻井深1945m，开窗位置 1600m，裸眼段长345m F2分支 完钻井深2045m，开窗位置 1582.72m，裸眼段长463m
3349.8 吨
杜84－兴平238鱼刺分支井现场试验
鱼刺分支井井位部署
钻探目的： 提高水平井 主井筒注汽 效果，最终 达到提高采 收率的目的
井位部署
井身结构数据表
开钻次序 一开
井深 (m) 300
辽河稠油钻完井工艺技术
稠油油藏井身结构优化设计技术 稠油油藏钻井泥浆技术 稠油热采井套管损坏预防技术 稠油热采井固井技术 稠油热采井完井技术 老井侧钻技术 稠油水平井钻完井技术 稠油分支井钻完井技术
热采稠油井井身结构设计
热采稠油井井身结构设计
热采稠油井井身结构设计
热采稠油井井身结构设计
表层套管339.7mm，再用 244.5mm钻头钻入目的层下入 244.5mm技术套管，再用215mm 钻头钻达要求井深下入筛管完井 或进行裸眼砾石充填完井。该井 身结构主要用于水平井。
22.2
历年累增油 ×104t
492.5
2001 218
32.7
585.1
2002 225
33.2
718.7
2003 223
30.3
768.6
2004 208
29.2
815.3
2005 226
31.3
865.6
2006 217
30.6
908.5
合计 2456
908.5
扩孔技术
技术优势： 1.扩孔可以清除井壁泥饼，提
高水泥与地层的胶结质量，防止油 气水窜；
2.经扩孔的井可以下入合适的 扶正装置使尾管居中，以减少因尾 管偏心造成的油气水窜；
3.扩孔解决了窄间隙固井的难 题，有利于提高固井质量，防止油 气水窜；
4.扩孔可以明显降低尾管外环 空的流动阻力，减少因高压差使泥 浆或水泥浆进入油层造成的污染；
5.扩孔可以清除井壁污染带， 加大泄油面积，有利于提高油气产 量；
杜84块超稠油油藏水平井与临近直井对比
水平井与直井生产时间对比图
水平井与直井周期累油对比图
水平井与直井注汽压力对比曲线
水平井 直井
水平井与直井吨油成本对比曲线
稠油分支井钻完井技术
分支井是世界石油开发的前沿技 术之一，在稠油油藏开发上它也得 到了充分的发挥，辽河油田实践应 用证明分支井开发稠油有良好的经 济效益。
岩芯号 实验温度 油相初始渗透率 损害后渗透率 Kd/ko
℃
Koi*10-3μm2
Kdi*10-3μm2
(%)
龙47-253
20
龙47-253-7 80
0.0312 0.0374
0.0295
94.6
0.0312
93.4
渗透率恢复值在93.4%以上，对岩心损害小 。
稠油热采井套管损坏预防技术
辽河油田稠油油藏完井在前期阶段都 采用与普通油井相同的完井方法与完井 工艺进行油井完成。当开采一段时间以 后发现热采井套管损坏严重（有部份区 块套损率已达60%c 以上），油井套管 在注蒸汽过程中上涨严重上长影响油井 正常生，油井出砂严重影响油井的正常 生产 。因此开展了稠油油藏完井技术 研究。
热采稠油井套管损坏原因分析
热应力大是造成套管损坏的主要原因 油井出砂也是套管损坏的重要原因 API圆螺纹接头和偏梯形螺纹接头不适
合热采井要求 水泥封固质量不好与水泥环空段套管易
变形 隔热管和隔热措施不利影响很大
热采稠油井套管设计
套管的选择 套管强度计算 套管柱设计
套管强度计算
大量现场实况调查及理论研究结果表明 ，注蒸汽热采井套管柱发生强度破坏的主要 部位是在封隔器以下的油层段及封隔器附近 的井段。主要破坏形式为拉断。因此，计算 注蒸汽热采井套管柱的强度，只关注最大热 载荷及其相应的热应力是不够的，应该进一 步关注吐液降温之后的残余拉伸应力。因为 这种残余拉伸应力才是和热采井套管主要破 坏形式直接相关的。
3.8
1993
54
5.6
1994 104
8.7
1995 199
13.0
1996 220
20.0
1997 104
12.2
1998
99
8.2
1999 119
9.6
历年累增油 ×104t 3.8 11.3 25.6 54.3 103.6 155.2 254.0 370.6
年度 2000
井数 口
196
当年增产原油 ×104t
套管柱上主要的强度危险区
（1）封隔器以下高温区的管段（含直管 段和弯管段），这里的热胀轴向压力最 大，热胀弯矩也可能很大，同时还有固 井时留下的初始应力（含预拉应力及弯 管段的弯曲应力）。
（2）封隔器附近接箍邻区的管段，这里 的热胀轴向压力并非最大，但热胀引起 的局部围压能使管壁产生相当大的局部 弯曲应力。
本科以上学历215人， 占在册职工55%
中级以上职称174人， 占在册职工45%
科 部 科科 科 办 办
群 安管 计 险 退
人 党 质物 审 保 离
事
科
营
经
机构设置情况 工程技术研究院
特油项目部 能源开发研究所 钻井监督中心
试采油项目部 油田开发研究所 油田化学研究所 采油技术研究所 钻头取心研究所 井下作业研究所 水平井研究所 钻井工程研究所
科
务
财
科
产
生
科
技
科
室
公
办
资产装备
固定资产：原值为 1.24亿元，净值为 0.95亿元 设备：原值 1.1亿元，净值 0.8亿元
技术装备情况
• LWD随钻测井仪
4套
• 无线随钻（MWD）
5套
• 电子多点测斜仪
2套
• NPU-900-25DF 制氮注氮设备 1套
科研项目和科技成果
经营规模
紧密围绕辽河油田勘探开发实际，经过 多年攻关 ， 形成以下工程院优势技术
热采稠油井井身结构设计
表层套管339.7mm，再用 244.5mm钻头直接钻达目的层到 达要求井深，下部下入防砂筛管 上部连接177.8mm套管固井完成 。该井身结构主要用于水平井。
侧钻水平井完井实例
茨16-146侧钻水平井完井管柱示意图
稠油油藏钻井泥浆技术
泥浆技术是钻井技术的关键之一 。对于稠油油藏水平井来说更是直 接关系着油井完成后产量，辽河油 田针对稠油水平井的问题研究了水 平井分支井专用泥浆技术，经现场 广泛使用见到良好效益。
稠油热采井完井技术
完井方法选择是确保油田开发效 果的重要一环，完井方法选择好坏 直接关系油井产量，完井好坏也直 接影响油井寿命，完井好坏还将油 田下一步增产措施。因此，完全可 以说完井好坏直接影响油田开发效 果。
辽河稠油完井用防砂筛管
绕丝筛管结构示意图
预充填砾石筛管示意图
金属材料预充填筛管结 构示意图
水多侧欠热钻气油 平分钻平采井体井 井支井衡井取采增 钻井钻钻完心油产 完开完井井技技措 井采井技技术术施 技技技术术 术术术
汇报提纲
工程院概况 辽河稠油钻完井工艺技术 稠油钻完井工艺设计内容
辽河稠油钻完井工艺技术
辽河油田是一个以稠油为主的油田，稠油 产量占原油总产量的70%以上。辽河油田稠油 热采始于上世纪70年代未。在稠油开发的初 期阶段主要采用普通稀油井完井方法，经过 试采发现问题很多，主要问题是油井先期损 坏造成大量损失，其次是完井不合理影响油 田开发效果。油田针对发现的问题对稠油热 采井进行了系统研究技术得到了不断发展。
稠油热采井套管设计强度条件
a高温区管段初始应力应该满足的强 度条件
b高温区管段热应力（残余拉伸应力 ）应该满足的强度条件
c封隔器附近管段热应力（残余拉伸 应力）应该满足的强度条件
套管柱设计
如果热采井设计使用的蒸汽温度过高， 又缺乏高强度的管材，这种情况下要满足套 管柱强度设计的安全条件，可能发生困难。 解决这种困难的有效措施在于设法吸收部分 热胀变形，降低套管柱上高应力部位的应力 值。为了解决这一困难辽河油田研究成功了 热应力补偿器、地锚、外加厚套管。
尾管预应力固井技术
根据热采井特点、力学理论和材料特性，进行尾管预应力 完井技术理论研究，并研制出了液压尾管地锚和预应力悬挂锚 定器配套使用的尾管预应力完井工具。
预应力悬挂锚定器
侧钻井液压尾管地锚
一体式斜向开窗技术应用研究
稠油水平井钻完井技术
水平井技术是世界公认开发油田的先 进技术。在开发稠油油藏上水平井技术 同样是一个优秀技术。辽河油田经过多 年的探索攻关终于从水平井在稠油上效 果差到全面掌握了用水平井开发稠油技 术，到现在水平井技术已成辽河油田稠 油开发的主力技术。现在辽河油田一年 要完成近200口水平井。
杜84-平1-1 杜84-平1-2
➢“S”形剖面(杜84-馆平11井)
水层 油层 泥岩层 水层
➢“L”形剖面(欢127-平2井)
泥岩层 油层 水层
直井+水平井SAGD，有效挖掘超稠油井间剩余油
杜84-平45井
初期平均日产油95t/d
平
目前累积产油 9614t
45
平 46
杜84-平46井
初期平均日产油77t/d 目前累积产油 7941t
特性：良好的携岩性、润滑性和护壁性
生物聚合物混油钻井液性能
性能 室温
ρ
FV
g/cm3 s
1.04 50
80℃/16h 1.04 46
FL AV PV YP Φ3 PH Kf ml mPa.s mPa.s Pa
5
25
12 13 8 8 0.064
25 19
10 9 6 8 0.059
水平段:无固相盐水乳化钻井液体系
辽河油田所用热应力补偿器结构示意图
稠油热采井固井技术
根据理论研究的结果及现场调研 资料，增加套管外水泥环高度，有 利于减少套管损坏，尤其对于热采 井油层顶界以上水泥环的高度与保 护套管有着直接关系。这就要求热 采井固井时把水泥浆返出地面。
稠油油井选定的水泥浆主要技术指标为
低密度水泥浆密度<1.5g/cm3 水泥浆析水接近或等于零 水泥浆失水量≤400ml/>&MPa×30min 稠化时间2-3小时 水泥石抗压强度≥10Mpa(72h) 水泥石抗温≥350℃
钻井液技术面临的主要问题
斜井段:携岩、防卡及防塌 水平段：携岩、防卡、防塌、井壁稳定、
油层保护 建立和完善钻、完井液体系
斜井段：生 物聚合物钻井 液
水平段：无 固相盐水乳化 完井液体系
斜井段:生物聚合物钻井液
钻井液组分及配方为：3～5%膨润土+0.2%~0.4%结构剂 +1%~1.5%降滤失剂+1%~1.5%SAS+1%~1.5%润滑剂 +5%~8%矿物油+2%固体润滑剂+FT-881+溶油性暂堵剂+ 暂堵剂
6.扩孔加大了水泥环厚度，在 保护尾管的同时，提高了油井抗作 业、蒸汽吞吐等过程的破坏能力， 有利于延长侧钻井寿命。
7˝ 套 管 侧 钻 井 本体 127mm 环空间隙 5～12mm 接箍 142mm 井眼 152.4mm
5½˝ 套 管 侧 钻 井 本体 102mm 环空间隙 4～8mm 接箍 110mm 井眼 118mm
辽河油田热采井钻完井技术
汇报提纲
工程院概况 辽河稠油钻完井工艺技术 稠油钻完井工艺设计内容
工程技术研究院成立于2000 年4 月，是勘探局技术中心。
主营业务是钻采工程技术研究与 推广服务，主要专业包括：钻完井工程 、采油作业、油藏地质、油田化学、钻 井工程监督等。
人员情况
全院在册人数386 人
老井侧钻技术
辽河油田经过40多年的勘探开发，油田生 产已进入中后期，老油区油气井生产状况逐 渐变差，目前已有相当数量的油气井不能正 常生产，为了有效利用辽河油田大量存在的 停产井，辽河油田进行了老井侧钻。针对侧 钻井存在问题研究了大量相关技术。
侧钻井技术
年度 1992
井数 口
44
当年增产原油 ×104t