SAGD井钻完井技术.doc

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1、10 SAGD钻完井技术蒸汽辅助重力泄油(SAGD)方法的基本机理是流体热对流与热传导结合，以蒸汽作为热源，依据重力作用开采稠油，就是在靠近油层底部打一口水平井作为油井，在水平井上方打一口水平井或多口直井作为注汽井，由注汽井注入的蒸汽依靠超覆作用向油层顶部上升，加热油层中的原油，靠重力作用泄到下部的油井而被采出(如图10-1)。图10-1 SAGD成对水平井示意图在蒸汽辅助重力泄油模拟中，设计离油井底部8m打一口水平井为油井，距该井10m的正上方打一口与之平行的水平井为注汽井，水平井段长均为300m。首先两口井同时吞吐预热270天，然后两口井同时注汽30天，焖井10天，井间基本形成热连通后转入

2、辅助重力泄油，注汽井日注汽量为120t/d，注汽压力12MPa，温度340，干度42%，生产井井底流压3 MPa，设计注采比为1.5，生产井的最大排液量为210t。在吞吐预热阶段生产270天，采出程度1.63%，累积油汽比0.53。在注蒸汽辅助重力泄油阶段生产2517天，采出程度37.35%，累积油汽比0.26，最终采收率为38.98%(表10-1)。表10-1 蒸汽吞吐预热辅助重力泄油生产指标预测方式生产时间t累注汽104t累产油104t油汽比t/t采收率%吞吐预热2701.600.880.541.63辅助重力泄油251732.248.400.2637.35合计278738.849.280.

3、2838.9810.1 SAGD成对水平井开采方式模拟水平井注蒸汽开采超稠油的方式主要有三种，即蒸汽吞吐、蒸汽吞吐蒸汽驱、蒸汽辅助重力泄油。为优选出适合辽河油田超稠油的开采方式，我们对以上三种开采方式进行了模拟和生产效果预测(表10-2)。表10-2 三种开采方式生产效果对比表开采方式Qt/104tt/dNp/104tOSRER%VO%蒸汽吞吐17.1126075.260.3121.232.43吞吐汽驱24.3130056.080.2524.622.40吞吐预热辅助重力泄油33.8427879.280.2838.984.01从表中可以看出，开发效果较好的是蒸汽吞吐预热转蒸汽辅助重力泄油开采方式

4、。10.2 成对水平井布井方式成对水平井布井方式关键涉及到水平井段长度、注采井距的选择。首先在注采井距10m的条件下，对水平井段长度为150m、200m、250m、300m，且均在蒸汽吞吐270天后转入蒸汽辅助重力泄油的情况进行了模拟研究，从中优选出最佳水平井段长度；在此基础上进行了注采井距为5m、10m、15m、20m、25m的模拟研究。模拟时的注汽速度为120t/d，注汽压力12.0MPa，注汽温度340，入口干度为50%，采注比1.5。10.2.1 水平井段长度在注采井距为10m的条件下，进行了四种方案的模拟。方案一：水平井段长150m；方案二：水平井段长200m；方案三：水平井段长25

5、0m；方案四：水平井段长300m。结果表明，随着水平段长度的增加，油汽比和采收率也在增加，介当水平井段长度由250m至300m时，增加幅度明显降低，说明水平井段长度以250m300m最为合适(表10-3)。表10-3 成对水平井不同水平段长生产效果对比表水平井段长m注采井段mQt/104tt/dNp/104tOSRER%VO%1501015.2514103.600.2425.525.432001019.7117305.090.2629.355.072501026.4222007.330.2835.824.863001033.8127879.280.2838.984.2010.2.2 注采井距研

6、究表明，水平井段长度为250m300m时，开采效果较好；因此在水平井段长为300m的基础上进行了五种注采井距研究，即方案五：注采井距5m；方案六：注采井距为10m；方案七：注采井距为15m；方案八：注采井距为20m；方案九：注采井距为25m（表10-4）。表10-4 成对水平井不同注采井距生产效果对比表注采井距MQt/104tt/dNp/104tOSRER%VO%525.921576.830.2628.73.991033.8127879.280.2838.984.201530.0025009.490.3239.854.782022.4318517.600.3431.545.122519.811

7、6316.800.3428.555.25注：水平段长300m。从表中可以看出，随着注采井距的增大，油汽比逐渐增大，采收率并不是随之无限增大，而是当注采井距由5m增加到15m时，采收率由28.7%增加到39.85%，当注采井距再增大时，采收率则降低。可见，注井井距1015m时开采效果最好。10.3成对水平井井身结构设计339.7mm表层套管+244.5mm技术套管+177.8mm筛管10.4成对水平井钻具组合设计表层： 444.5mm钻头+203.2mm钻铤177.8mm钻铤+127mm钻杆直井段 ： 311mm钻头+ 197mm螺杆+配合接头+定位接头+ 177.8mm无磁+127mm加重钻杆

8、+ 127mm钻杆增斜段(040) 311.1mm钻头+197mm弯螺杆钻具+MWD+203.2mm或177.8mm非磁钻铤1根+127mm加重钻杆3根+127mm钻杆 增斜段(40以上)：311.2mm钻头+197mm弯螺杆钻具+ MWD短节+203.2mm或177.8mm非磁钻铤1根+127mm加重钻杆+127mm斜坡钻杆+127mm加重钻杆177.8mm钻铤12根+158.8mm随钻震击器+177.8mm钻铤1根+ f127mm钻杆 水平段： 215.9mm钻头+ 165mm螺杆+531410接头+LWD仪器+210mm扶正器+ 127mm加重钻杆+ 127mm钻杆+ 127mm加重钻杆

9、+ 158.8mm钻铤+ 127mm钻杆10.5成对水平井SAGD施工工艺技术一开用444.5mm钻头钻表层，下339.7mm套管。二开用311.1mm钻头定向钻水平井上窗口A点以下35m完钻，下入244.5mm技术套管。对于需要热采的井，为了防止套管损坏，在套管适当部位加入热应力补偿器，采用预应力、耐高温、低密度或微塑性固井水泥浆体系固井完成，固井水泥浆返到井口。三开用215.9mm钻头钻完水平段，用177.8mm防砂管完成。 在靠近油层底部打一口同尺寸水平井作为油井，上方打一口水平井注汽，由注汽井注入的蒸汽依靠超覆作用向油层顶部上升，加热油层中的原油，靠重力作用泄到下部的油井而被采出。10

10、.6 直井与水平井组合的布井方式在蒸汽辅助重力泄油开采方式中，直井与水平井组合方式主要有二种：一种是在水平井正上方打直井；另一种是在水平井斜上方打直井，水平井采油，直井注汽。方案一：两口直井和一口水平井组合方案二：三口直井和一口水平井组合方案三：四口直井和一口水平井组合直井均在水平井正上方，先吞吐预热270天后转蒸汽辅助重力泄油，注采井距为10m方案四：两口直井和一口水平井组合直井在水平井斜上方，注采井垂直距离10m，水平距离10m，吞吐预热一周期转蒸汽辅助重力泄油方案五：两口直井和一口水平井组合直井在水平井斜上方，注采井垂直距离10m，水平距离20m，吞吐预热二周期转蒸汽辅助重力泄油方案六：

11、两口直井和一口水平井组合直井在水平井斜上方，注采井垂直距离10m，水平距离30m，吞吐预热三周期转蒸汽辅助重力泄油以上六种布井方案，在转驱时，注汽压力12.0MPa，注汽温度340，入口干度为55%，采注比1.5。结果方案二，即三口直井和一口水平井组合开发效果最好，生产时间为1212天，累积产油6.98104t，油汽比为0.241，采收率为29.33%；方案四，即两口直井在水平井斜上方组合方式次之，生产时间为1802天，累产油6.66104t，油汽比0.255，采收率27.98%(表10-5)。综上所述，成对水平井的开发效果好于直井与水平井组合的开发效果，曙一区兴隆台超稠油油藏的最佳布井方式为

12、成对水平井蒸汽辅助重力泄油。表10-5 直井与水平井组合的辅助重力泄油效果方案组合方式直井与水平井井距m垂直/水平Qt/104tt/dNp/104tOSRER%一两口直井和一口水平井组合10/017.9711084.990.27820.98二三口直井和一口水平井组合10/028.9912126.980.24129.33三四口直井和一口水平井组合10/013.496124.180.31017.55四两口直井和一口水平井吞吐一周期10/1026.1218026.660.25527.98五两口直井和一口水平井吞吐二周期10/2014.9712735.470.36522.97六两口直井和一口水平井吞吐

13、三周期10/3014.9616906.150.42125.8410.7直井与水平井组合井身结构设计339.7mm表层套管+244.5mm技术套管+177.8mm筛管10.8直井与水平井组合钻具组合设计 表层： 444.5mm钻头+203.2mm钻铤177.8mm钻铤+127mm钻杆直井段： 311mm钻头+ 197mm螺杆+配合接头+定位接头+ 177.8mm无磁+127mm加重钻杆+ 127mm钻杆增斜段(040) 311.1mm钻头+197mm弯螺杆钻具+MWD+203.2mm或177.8mm非磁钻铤1根+127mm加重钻杆3根+127mm钻杆 增斜段(40以上)： 311.2mm钻头+1

14、97mm弯螺杆钻具+ MWD短节+203.2mm或177.8mm非磁钻铤1根+127mm加重钻杆+127mm斜坡钻杆+127mm加重钻杆177.8mm钻铤12根+158.8mm随钻震击器+177.8mm钻铤1根+ f127mm钻杆 水平段： 215.9mm钻头+ 165mm螺杆+531410接头+LWD仪器+210mm扶正器+ 127mm加重钻杆+ 127mm钻杆+ 127mm加重钻杆+ 158.8mm钻铤+ 127mm钻杆直井钻具组合：241.3mm钻头+177.8mm无磁钻铤1根+177.8mm钻铤1根 +241.3mm稳定器+177.8mm钻铤1根241.3mm稳定+177.8mm钻铤9

15、根+127mm钻杆10.9直井与水平井组合SAGD施工工艺技术一开用444.5mm钻头钻表层，下339.7mm套管。二开用311.1mm钻头定向钻水平井上窗口A点以下35m完钻，下入244.5mm技术套管。对于需要热采的井，为了防止套管损坏，在套管适当部位加入热应力补偿器，采用预应力、耐高温、低密度或微塑性固井水泥浆体系固井完成，固井水泥浆返到井口。三开用215.9mm钻头钻完水平段，用177.8mm防砂管完成。 在靠近油层底部打一口同尺寸水平井作为油井，在其周围打若干直井作为注汽井，由注汽井注入的蒸汽依靠超覆作用向油层顶部上升，加热油层中的原油，靠重力作用泄到下部的油井而被采出。10.10

16、现场应用10.10.1 杜84块曙平1-1井、曙平1-2井基本数据地层底深(m)明化镇组500馆陶组655沙一组715目的层为沙一段第6油层组第二砂岩组。入口坐标 X：4556830 Y：21339480端口坐标 X：4556530 Y：21399530杜84块曙平1-1井水平段垂深：769.0782.0m，水平段长300m；杜84块曙平1-2井水平段垂深：759.0772.0m，水平段长300m。两口水平井井口距为30m，两水平井段之间距离为10m。水平井段井斜角：8731。水平井段方位：1703216。10.10.2 井身结构设计特点(1)井眼尺寸和套管尺寸的选择较为合理，能够满足钻井工程

17、和油藏工作的需要；(2)深表层封隔上部易漏、易塌地层，确保造斜井段的顺利施工；(3)技术套管下到目的层窗口处。有利于水平段安全钻井；有利于保护油层；给简化完井管柱及工艺创造条件。10.10.3 水平井井身剖面设计剖面设计原则：(1) 剖面造斜率的确定应参考工具在松散地层中的实际造斜能力；(2) 设计剖面符合造斜规律，而且有利于安全钻井；(3) 采用中曲率半径水平井剖面；(4) 设计出的水平井剖面为渐增型变曲率井身剖面；(5) 设计剖面有利于采用分次定向技术和便于井眼轨迹控制；(6) 设计剖面要能够满足稠油热采完井和开发的需要。表10-6 杜84平1-1井井身剖面设计数据测深m测段长m段末井斜造

18、斜率/30m段垂深m段末垂深m段位移m段末位移m401.44401.440.000.00401.44401.440.000.00601.44200.0030.004.50191.00592.4451.1851.18693.4492.0034.601.5077.75670.1949.15100.33760.4066.9650.006.9049.38719.5744.93145.26899.36138.9687.528.1049.45769.02127.23272.491199.36300.0087.520.0012.98782.00299.72572.2110.10.4 水平井井眼轨迹控制技术1

19、0.10.4.1 控制目标(1)靶窗：上下2m，左右5m；(2)水平井段：纵向波峰至波谷控制在3m以内，左右m。10.10.4.2 技术保障措施(1)备有规格齐全的造斜工具以及相配套的测量系统；(2)造斜井段设计为中曲率剖面，有利于井眼轨迹控制；(3)造斜井段采用中空单变螺杆及无线随钻进行轨迹控制，性能稳定可靠；(4)水平段采用小角度的单变或DTU螺杆及M/LWD进行轨迹控制；(5)适时加密测点，将测量数据及时进行计算机处理和作图；(6)利用井底预测技术及时分析井底参数及变化规律；(7)利用待钻井眼设计技术来确定下部施工方案。第二口水平井从造斜点至整个水平井段租用加拿大MGT随钻测量仪器进行测量，并请钻井专家进行施工指导。表10-7 杜84平1-2井井身剖面设计数据测深m测段长m段末井斜造斜率/30m段垂深m段末垂深m段位移m段末位移m434.17434.170.000.00434.17434.170.000.00634.17200.0030.004.50191.00625.1751.1851.18674.1740.0032.001.5034.29659.4620.6071.18899.36205.6387.528.1099.56759.02170.79242.571179.80300.0087.520.0012.98772.00299.72542.29