永镇油田下83断块热采稠油油藏井网加密开发调整可行性研究报告.doc

永镇油田下83断块热采稠油油藏
井网加密开发调整工程可行性研究报告
（钻采工程部分）

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付合油田分公司

目 录
1、油藏地质概况 1
2、现有工艺适应性评价 3
2.1 油层保护措施应用情况 3
2.2 完井工艺适应性评价 3
2.3 防砂工艺适应性评价 4
2.4 注汽工艺适应性评价 5
2.5 机采工艺适应性评价 5
2.6 工艺适应性评价小结 6
3、油层保护工艺 6
3.1 高效防膨剂的筛选 6
3.2 开发全过程的油层保护措施 7
4、钻井工程方案 8
4.1 井身轨迹要求 8
4.2 井身结构设计 9
4.3 钻井液设计 10
4.4 固井工艺 11
4.5 钻机选型 11
5、完井工程设计 12
5.1完井方式选择 12
5.2生产套管设计 14
5.3水平井裸眼滤砂管完井设计 16
5.4射孔工艺设计 18
6、防砂工艺设计 21
6.1防砂方式优选 21
6.2防砂工艺设计 22
7、注汽工艺 24
7.1 注汽工艺管柱设计 24
7.2 注汽参数优化设计 27
8、举升工艺 29
8.1 举升方式选择 29
8.2 井筒降粘工艺优选 30
8.3 井筒降粘工艺设计 30
8.4 举升工艺设计 31
9、监测工艺 34
9.1 注汽监测的内容及基本要求 34
9.2 注汽监测技术 35
10、HSE要求 35
10.1 环境保护 35
10.2 安全 37
11、钻采工程投资概算 39
11.1 钻井工程投资 39
11.2 采油工程投资 40

1、油藏地质概况
下83砂层组属河流相正韵律沉积，孔隙度高，渗透性好，胶结疏松，储层非均质性强，内部夹层发育，岩性以细砂岩为主，胶结类型为孔隙接触式。主要开发层系是Ng1+2-4砂层组，平均孔隙度34.7％，原始含油饱和度58.9％，原始油藏温度为70℃，空气渗透率1850-1900×10-3um2，地面原油密度0.970～0.990g/cm3，平均为0.984g/cm3，地面原油粘度4600～8000mPa·s，Ng1+2层系原油粘度平均为4150mPa·s，Ng4层系原油粘度平均为5100mPa·s，目的层埋深1160-1300m左右，油水界面为1290m（去补心），为一具有边底水的构造～岩性稠油油藏。
1.1油藏地质特征
1.1.1储层特征
Ng1+2-4砂层组胶结疏松，以细砂岩为主，胶结类型为孔隙接触式，平均粒度中值0.10-0.16mm。
平均孔隙度34.7%，含油饱和度58.9％，空气渗透率1850-1900×10-3um2，泥质含量11.4%。
调整区Ng1+2层系平均单井效厚8.1m，Ng4层系平均单井效厚6.8m。
调整区敏感性：强水敏、弱碱敏、弱盐敏、弱酸敏。
1.1.2流体性质
下83调整区具有粘度较高、密度较大的特点，Ng1+2砂层组平均原油密度0.9801g/cm3，平均地面脱气原油粘度4150 mPa.s，Ng3-4地面平均原油密度0.9887g/cm3，平均地面脱气原油粘度5100mPa.S，其粘度对温度的敏感性较强，平均每升高10℃，粘度下降一半以上，这对热采开发非常有利。原油粘度与密度成正相关，且原油密度和粘度具有纵向上随井深增加而增大，平面上随构造部位降低而增大的特点；调整区地层水矿化度为4600-8000mg/1，水型为NaHCO3型。
1.1.3温度、压力系统
调整区属于高温常压系统，原始地层温度70℃，地温梯度4.5℃/100m，原始地层压力12.4MPa，压力梯度1.0MPa/100m。
1.2开发现状
调整区投入热采开发以来，开发状况一直较稳定。受井网完善程度差的制约，调整区采油速度一直在0.9%以下运行，采出程度仅为6.0%，无法实现高速高效开发。目前调整区总油井25口，开油井22口，单元日液水平401t，单元日油水平128t，平均单井日液能力18.2t，单井日油能力5.8t，综合含水68.1%，平均动液面612m，累产油量26.6×104t，累产水量67.3×104t，累注水量51.0×104t，采出程度6.0%，采收率16.6%，采油速度0.8%，地层压力9.7MPa，地层总压降2.7MPa（表1-1）。
表1-1 下83断块调整区开发现状表
层系
含油面积(km2)
地质 储量(104t)
油井总井(口)
油井开井(口)
单元日液(t/d)
单井日液(t/d)
单元日油(t/d)
单井日油(t/d)
综合含水（％）
累积 产油(104t)
累积 产水(104t)
累积 注水(104t)
采出 程度（％）
单控剩余储量(104t)
Ng1+2
1.63
237.5
13
12
233
19.4
73
6.1
68.6
20.3
56.4
43
8.5
16.7
Ng4
1.8
203.5
12
10
168
16.8
55
5.5
67.3
6.3
10.9
8
3.1
16.4
合计
2.1
441
25
22
401
18.2
128
5.8
68.1
26.6
67.3
51
6.0
16.6
1.3 方案部署
1.3.1部署原则
根据油层发育状况、边底水分布情况及采出状况，择优进行水平井和直、斜井联合布井；多油层井区一次建成150×212m反九点法井网，单油层区域一次建成150m井距的水平井井网；先蒸汽吞吐，根据开发情况，考虑适时转蒸汽驱；新钻井距内油水界面250m以上；考虑避开原注水开发的注水井点。
1.3.2工作量部署
下83断块稠油调整方案设计总油井75口，新钻热采井50口（直井5口，斜井32口，水平井13口），钻井总进尺7.2×104m，Ng1+2平均单井进尺为1360m；Ng4平均单井进尺为1440m；利用老井25口，其中实施热采老井转周4口。
1.3.3产能预测
本方案设计新钻热采井50口（水平井13口），新井单井日油能力为8.3t（加密直井7t、水平井11t），年生产天数按260天计算，可新增年产油能力10.5×104t，采收率由调整前的16.6%提高到36.0％，增加可采储量85.5×104t。其中调整区Ng1+2层系采收率由调整前的18.6%提高到36.7％，增加可采储量44.6×104t；调整区Ng4层系采收率由调整前的14.2%提高到35.3％，增加可采储量40.9×104t。
2、目前工艺现状
2.1 油层保护措施应用情况
2.1.1 钻井过程
钻井液采用密度为1.1-1.35g/cm3的聚合物钻井液体系，固相含量（不含加重材料）小于10%，含砂小于0.5%，失水小于6ml，PH=8-12，泥浆静液柱压力不超过油层压力5%-8%，打开油层时挤入油层保护剂。
2.1.2 固井过程
固井过程中，冲洗液、隔离液及水泥浆滤液相互配伍，所有固井液均与地层水及岩性配伍，固井施工加降失水剂，高温高压下控制失水量小于150ml(7MPa，30min)，自由水小于1.5%，合理选择静液柱压力，减少水泥浆流动阻力，提高水泥浆的流动效率，实现紊流顶替。
2.1.3 射孔过程
射孔液采用联合站处理的油田水加粘土防膨剂，减少油层伤害。
2.1.4 作业过程
采用深度联合站处理的油田水加粘土防膨剂作为入井液，减少油层伤害。
2.1.5 注汽过程
注汽前向地层内挤入高温粘土防膨剂，以防止发生水敏，转抽压井时用低伤害压井液。
存在问题：目前地层压降1.6-3.7MPa，原有泥浆密度偏高，不适应现在方案要求。
2.2 完井工艺应用情况
目前调整区内热采井均采用套管射孔完井。
2.2.1 井身结构
调整区稠油单元油井套管数据详见表2-1。
表2-1 　永镇油田下83断块稠油单元生产井井身结构
套管名称
钢级
外径（mm）
壁厚（mm）
下深（m）
水泥返高（m）
表层套管
J55
273.1/339.7
9.65/10.9
200m左右
地面
油层套管
N-80
177.8
8.05/9.19/10.36
设计井底
地面
2.2.2 固井工艺
选用G级高抗水泥，密度1.7g/cm３～1.9g/cm３,外加30-40%石英砂。调整区稠油单元生产井表层套管下入深度在200m左右，水泥返高至井口；生产套管下至井底，水泥返高至井口。固井时水泥中加入了防气锁膨胀剂，遏制油气窜扰；注水泥之前的循环排量为1.5～2m3/min，注水泥过程中排量1m3/min，顶替排量1.8～2m3/min，实现紊流顶替，从变密度测井结果和付合石油管理局Q/SL0005.3-92标准要求看，下83断块稠油单元固井质量达到合格。
2.2.3 射孔工艺
目前方案区老井均采用电缆输送射孔。从表2-2可以看出采用127枪、127弹射孔，孔密18孔/m的井平均采液强度明显优于其他射孔参数的井，该射孔参数能较好的满足地质需要。射孔液均采用联合站处理的油田水，添加粘土稳定剂。
表2-2　永镇油田下83断块稠油单元生产井射孔参数
射孔枪型
射孔弹型
井数(口)
压井液名称
射孔方向
相位角(°)
射孔密度(/米)
初期采液强度(m3/d.m)
102
127
8
油田水
全方位
90
13
1.96
127
89
6
油田水
全方位
90
36
2.51
127
127
1
油田水
全方位
90
18
2.89
2.3 防砂工艺应用情况
下83断块稠油调整区胶结疏松，以细砂岩、粉细砂岩为主，胶结类型为孔隙－接触式和接触式，储层结构异常疏松，生产中极易出砂。
方案区油井投产时采用两步防砂工艺：射孔后混排、挤高温粘土防膨剂——管外地层高温涂敷砂充填——下隔热管注汽——管内绕丝筛管（割缝筛管）环填防砂，平均防砂周期563天。
目前生产井防砂数据见表2-3
表2-3 下83断块稠油单元目前生产井防砂效果统计表

防砂方式
井数
（口）
初期日产液量（m3/d）
日产油量（t/d）
含水（％）
动液面（m）
采液强度(m3/d.m)
平均防砂周期（d）
混排粘稳腹膜砂注汽下绕丝
14
20
6.0
70
524
2.2
564
混排粘稳腹膜砂注汽下割缝.
4
9.9
5.5
44.7
682
1.1
522
金属滤环填.
1
6.0
2.1
70
697
0.7
721
平均
19
17.1
5.8
67
574
1.9
563
存在的问题：根据产能方案的要求，直、斜井日液25t/d，水平井日液36t/d，现有防砂工艺需要相应改进。
2.4 注汽工艺适应性评价
2.4.1下83断块单元
方案区下83断块单元目前已投产25口热采井，注气管柱采用高真空隔热管+自补偿热敏封隔器等组成，注汽压力为11.5-19.2MPa，井口平均注汽干度71%，具体见下表：
表2-4 下83断块稠油单元注汽参数统计表
注汽
井数（口）
平均 锅炉出口压力（MPa）
平均 锅炉出口温度（℃）
平均锅炉出口干度（％）
平均井口干度 （％）
平均周期注汽量（m3)
平均单井周期产油量(t)
平均油汽比
25
14.2
332.6
71
70.9
1965
2948
1.5
存在的问题：
1、个别井油层较薄，发育较差，注汽压力高。例如：下83X31井注汽压力为19MPa；
2、现场实际情况看，随着隔热管使用轮次的增加，隔热效果难以很好满足油井注汽要求，主要表现在井筒热损失大，井底干度低等，影响开发效果。
2.5 机采工艺应用情况
该块生产井中22口井采用有杆泵开采，1口井用螺杆泵生产，有杆泵井中有16口采用φ57mm泵，4口井采用φ44mm泵，1口井采用φ56mm泵，平均免修期在469天左右。方案区有斜井13口，部分井配套使用了防偏磨接箍，平均延长了油井免修期90多天；吞吐后期油稠光杆缓下的情况较多。从生产情况看，调整区目前机采方式基本能够满足设计的提液及产量要求，但还需考虑防偏磨配套以及稠油降粘工艺。
表2-5 下83断块稠油单元生产井机采参数统计
泵径
井数（口）
冲程
冲次
泵深（m）
泵效（％）
动液面（m）
日液（m3/d）
日油（t/d）
含水（％）
免修期（天）
采液强度（）
φ57
16
2.97
4.50
951.91
47.36
526.4
21.1
6.0
71.6
511
2.3
φ44
4
3.3
4.25
959.9
36.6
686.2
11.49
5.34
36
499
1.2
φ56
1
3
5
1048.39
24
796.6
12.76
6.88
46.08
462
1.3
螺杆泵
1
0
90
806.3
50
824.7
4.49
2.46
45.26
630
0.6
平均
22
3.06
4.47
959.94
43.22
563.64
18.2
5.8
68.1
489.00
1.98
2.6工艺适应性评价小结
截止到2009年8月，调整区有热采总井25口，开井22口，日产油水平127.6t，平均单井日产油能力5.8t，综合含水68%，平均动液面612m 。目前的钻井、完井、射孔、防砂、注汽及机采等钻采工艺基本满足了开发需要，调整区新井投产应参考现有工艺。
2.6.1存在的问题
2.6.1.1根据目前地层压降情况（1.6-3.7MPa），原有泥浆密度偏高，不适应方案要求；
2.6.1.2根据产能方案的要求，直、斜井日液28t/d，水平井日液35t/d，现有防砂工艺需要相应改进；
2.6.1.3吞吐后期，油稠，光杆缓下井多，斜井存在偏磨现象。
2.6.2设计要点
2.6.2.1调整区泥质含量较高，强水敏，需要加强油层保护；
2.6.2.2隔层厚度大，油层井段长，出砂较严重，粒度中值在0.1-0.16之间，粉细砂比重大，需要优化防砂方式；
2.6.2.3同井台井多，靶前位移大，造斜点会较高，需考虑对防砂、举升等工艺造成的困难；
2.6.2.4吞吐后期，特别是边部井，原油粘度偏高，光杆缓下井，需考虑相应的举升降粘措施。
3、油层保护工艺
调整方案平均泥质含量为11.4%。通过本区岩芯敏感性分析，调整区内储层具有强水敏性、弱碱敏性、弱盐敏性、弱酸敏性。因此，本区油井在作业、工艺措施等施工过程中需添加防膨剂，注重开发全过程的油层保护。
3.1 高效防膨剂的筛选
室内对防膨剂分别进行了常温、高温下的性能评价和水洗实验，从中筛选出了01、03两种高效防膨剂。结果见下列表：
表3-1常温下不同防膨剂中的粘土膨胀结果
防膨剂
钠土体积（ml）
防膨率（％）
01
5.0
96.33
02
5.2
95.96
03
5.6
95.23
04
10.5
86.24
05
26.5
56.88
06
51.5
11.01
07
52
10.09
08
53.5
7.34
注：3g钠土在蒸馏水中的膨胀体积为57.5ml，在煤油中的体积为3ml，下同。
表3-2 防膨剂的水洗实验结果
防膨剂
防膨率（%）
初始防膨率
水洗两次
水洗四次
水洗六次
01
96.33
95.41
95.96
95.78
03
95.23
95.23
95.04
95.41
04
86.24
86.24
82.57
81.65
02
95.96
91.74
82.02
75.23

表3-3高温300℃处理后不同防膨剂中的粘土膨胀结果
防膨剂
钠土体积（ml）
防膨率（％）
02
4.2
97.80
01
5.0
96.33
03
5.5
95.41
04
10.2
86.79
05
15.1
77.80
06
15.5
77.06
08
21.2
66.61
07
25.1
59.45
高温防膨效果仍以01、02、03三种防膨剂的防膨效果最好，04效果次之，防膨率86.79%，其它几种防膨剂的防膨效果较差。但由于02不耐水洗，因此推荐01、03两种防膨剂。
3.2 开发全过程的油层保护措施
3.2.1钻井过程中的油层保护措施及要求
3.2.1.1采用近平衡钻井；
3.2.1.2钻井液密度按地层压力系数附加0.05～0.10g/cm3，参考方案区开发钻井实践，油层段钻井液密度控制在1.0～1.05g/cm3；
3.2.1.3严格控制固相含量<10%，含砂小于0.3%；
3.2.1.4进入储集层API滤失量≤5ml，高温高压滤失量≤10ml；
3.2.1.5钻井液PH值在8到9之间，滤液与地层流体配伍性好，滤液必须与地层岩石、地层流体配伍性良好；
3.2.1.6加快钻井速度，减少油层浸泡时间，要求在钻开主力油层后的浸泡时间<l0d。
3.2.2固井过程中的油层保护措施
3.2.2.1严格控制固井水泥中粒径中值小于5μm;
3.2.2.2在保障固井质量的前提下尽量降低固井压差；
3.2.2.3控制水泥浆中化学离子含量，防止水化后发生结晶物和沉淀物堵塞孔道。
3.2.3射孔过程中的油层保护
3.2.3.1采用近平衡射孔；
3.2.3.2射孔液采用油田水添加防膨剂。
3.2.4防砂、注汽过程中的油层保护
3.2.4.1防砂携砂液采用清洁携砂液，添加防膨剂；
3.2.4.2冲砂液采用油田水+防膨剂。
3.2.4.3新投产井替泥浆时必须保证替浆充分，混排彻底，防止泥浆颗粒对地层孔喉的堵塞，清除近井地带的泥浆污染，循环水量1周半以上；
3.2.4.4注汽前用高温粘土防膨剂进行预处理；
3.2.4.5若生产过程添加化学剂，入井前必须进行配伍性实验。
3.2.5作业过程中的油层保护
3.2.5.1酸液与储层、地层水和洗井液配伍性良好，要求所选酸液解堵率≥80﹪；
3.2.5.2洗井液表面张力低于30mN/m，固项颗粒含量低于5mg/L。
3.2.5.3洗井、压井液等作业入井液使用本区深度处理污水，并加降粘清洗剂，温度>80℃，固相颗粒含量<5mg/l。
4、钻井工程方案
4.1 井身轨迹要求
4.1.1水平井井身轨迹要求
4.1.1.1对于水平井，井身轨迹直接关系到钻采工艺管柱的安全起下、油井的使用寿命、产液量能否实现等，建议该区块水平井身轨迹采用“直－增－稳-增-平”型。
4.1.1.2在满足钻井工艺的前提下，造斜点应尽可能的深，为满足抽油泵的生产，要求稳斜段井斜角＜45°；
4.1.1.3为了满足完井、采油工艺的需要，造斜段造斜率15°～25°/100m；直井段全角变化率1.5°≤/25m。
4.1.2斜井井身轨迹要求
4.1.2.1尽量缩短井身长度，减少注汽井筒热损失；
4.1.2.2为保证隔热油管顺利起下，减小注汽时弯曲应力和热应力对隔热油管造成的破坏，并保证举升系统顺利起下以及防止抽油杆偏磨拉断，整体造斜率＜18°/100m，局部造斜率控制在＜21°/100m。
4.1.2.3为保证斜井抽油泵的正常生产，要求稳斜段井斜角＜45°。

表4-1 井身质量标准
井段（m）
全角变化率（°/25m）
水平位移（m）
井径扩大率（%）
～1000
≤1°
≤10
≤20
～2000
≤1°15′
≤30
≤15
～3000
≤1°30′
≤50
≤10

4.2井身结构设计
4.2.1 设计原则
井身结构设计是钻井方案的最重要内容之一。它不仅关系到钻井施工的安全与顺利，而且关系到钻井作业的经济效益。合理的井身结构设计应当避免漏、喷、卡、塌的发生，保证钻井作业的顺利进行。同时应当考虑隔离不同压力系统的地层，使产层免受污染，并进行分层开采。还因为大部分的采油作业是通过套管柱内的油管进行的，故应当考虑采油作业的要求。防喷器设备对于井身结构也有要求。套管柱成本在钻井工程总成本中占的比例相当高，约占总成本的25%～35%。因此，合理的井身结构设计对于降低钻井工程成本具有非常重要的实际意义。
根据本区块地层特点、地层压力情况及目前钻井工艺技术状况、参考已钻井实钻井身结构，依据有利于安全、优质、高效钻井和保护油气层的原则进行设计。根据油藏方案提供的地层孔隙压力、地层破裂压力和采油要求，以及地层特点进行井眼几何尺寸、套管几何尺寸、各层套管下深设计。
井身结构设计直接关系到钻井和油田开发的效益。设计必须遵循以下原则：
4.2.1.1能有效地保护油气层，使不同压力系统的油气层不受钻井液损害；
4.2.1.2能尽量避免井喷、井塌、卡钻，特别是井漏等复杂情况的发生，为全井快速、安全、优质、经济地钻井创造条件；
4.2.1.3能尽量减少施工技术难度，保障安全钻井；
4.2.1.4有利于提高钻井速度，缩短建井周期，达到较高的技术经济效益；
4.2.1.5满足采油工程的要求；
4.2.1.6实际施工中，如果钻遇浅气层，表层必须封过平原组。
4.2.2设计方案
考虑井涌压井条件，根据本区的压力数据，按照自下而上的井身结构设计方法，同时考虑本井区水平井的特点，确定本区块井身结构设计方案。
直井：采用二开井身结构，Ф339.7mm表层套管下深200m，Φ177.8mm油层套管下至设计深度。
定向井：采用二开次井身结构，Ф339.7mm表层套管下深200m，Φ177.8mm油层套管下至设计深度。
水平井：
裸眼筛管完井的采用二开井身结构，Ф339.7mm表层套管下深300m，油层井段下入Φ177.8mm套管+精密微孔复合滤砂管
套管射孔完井的采用二开井身结构，Φ339.7mm表层套管下深300m，下入Φ177.8mm油层套管。
4.3 钻井液设计
4.3.1钻井液体系选择
根据方案区储层疏松的特点，采用聚合物润滑防塌钻井液体系，可有效抑制粘土分散，保持井眼稳定，减少油层污染。
表4-2 各开次钻井液体系表
开钻序号
分 段
钻井液体系
一开
一开井段
预水化膨润土浆
二开
非储层段
聚合物润滑钻井液
储层段
聚合物润滑防塌钻井液
4.4固井工艺
4.4.1选用G级高抗水泥，密度1.7g/cm３～1.9g/cm３,为了提高水泥的热稳定性,外加30-40%石英砂。
4.4.2水泥返高至井口，固井质量合格。
4.4.3直井采用预应力完井。
4.5 钻机选型
4.5.1 钻机类型的选择的依据
4.5.1.1根据设计井深及每层套管柱的最大重力和最大钻柱重力选择钻机类型。
4.5.1.2 定向井应考虑井斜角、水平位移及摩阻的大小等因素。
4.5.1.3 选用钻机的提升设备需满足以下两个条件：
4.5.1.3.1（1+M）×最大钻柱重力<钻机最大钻柱重力；
4.5.1.3 .2 1.33×（1+M）×最大套管柱重力<钻机最大载荷；
注：由于动载对井架、底座及整个提升设备的影响在确定套管柱重力时乘以1.33系数。其中M为定向井附加的摩阻系数。
4.5.2钻机类型的选择
32型钻机负荷130t。
MAX（表层套管的重量16.24t、油层套管的重量75.87t）=75.87×(1+0.3)×1.33=103t <32型钻机负荷。
因而选用32型钻机可以满足钻井施工的需要。
5、完井工程设计
5.1完井方式选择
表层套管：
Ф339.7mm×9.65mm，下深200m，钢级J55，水泥返高至地面
下83断块稠油油藏胶结疏松，岩性以粉细砂岩及细砂岩为主，出砂严重，需要采取防砂措施，因此直井和斜井应选择套管射孔完井(图5-1、图5-2)，这样可以减少作业次数，保证油井长时间正常生产。

生产套管：
Ф177.8mm（7in）×9.19mm，钢级N80，
水泥返高至地面

油层套管：
Ф177.8mm（7in）×10.36mm加厚套管,
自油层部位以上100m，钢级N80

油 层

图5-1 方案区直井套管射孔完井井身管柱示意图

表层套管：
Ф339.7mm×9.65mm，下深200m，钢级J55，水泥返高至地面

生产套管：
Ф177.8mm（7in）×9.19mm，钢级TP110H，水泥返高至地面

油 层

图5-2 方案区斜井套管射孔完井井身管柱示意图

根据钻遇情况，馆1+2的水平井推荐采用裸眼滤砂管完井（图5-3）；馆3-4的水平井根据钻遇情况，选择采用套管射孔完井（图5-4）或裸眼滤砂管完井。

精密微孔滤砂管：基管Ф177.8mm（7in）×9.19mm，钢级TP110H，

套管热应力补偿器
表层套管：
Ф339.7mm×9.65mm，钢级J55，水泥返高至地面
生产套管：
Ф177.8mm（7in）×9.19mm，钢级TP110H，水泥返高至地面

图5-3 Ng1+2层系水平井裸眼滤砂管完井井身管柱示意图

表层套管：
Ф339.7mm×9.65mm，下深300m，钢级J55，水泥返高至地面
生产套管：
Ф177.8mm（7in）×9.19mm，钢级TP110H，水泥返高至地面
油 层

图5-4 水平井套管射孔完井井身管柱示意图

5.2生产套管设计
5.2.1 生产套管尺寸材质的选择
5.2.1.1直井管材选择
目前付合油田热采直井常用的套管管材有N80、P110两种管材，N80与P110两种套管同属于一个档次，N80价格低于P110，综合对比，N80优于P110。并且进行合理的预应力就可满足本块断块直井完井要求。
5.2.2.2直井套管预应力计算
根据油藏埋深，井深L=1300m；
注汽压力：21MPa；
注汽温度：360℃；
水泥浆密度：1.75g/cm3；
套管D=177.8mm；
套管壁厚δ=9.19mm；
钢材膨胀系数c=12.1×10-5m/（m·℃）；
根据热采井套管预应力计算软件计算，该区直井套管预应力为101t。
5.2.2.3水平井、定向井套管管材选择
对于定向井无法实现预应力，并且在定向井上采取的防砂、注汽等各种增产措施对套管管材性能的要求要比直井的管材性能要求高，因此设计采用具有高强度、高韧性，高热稳定性的稠油热采井专用套管TP110H。根据水平井完井工艺技术要求确定生产套管尺寸为Ø177.8mm。
5.2.2 生产套管程序
5.2.2.1直井
表层套管：Ф339.7mm×9.65mm，下深200m，钢级J55，水泥返高至地面
生产套管：177.8mm，壁厚9.19mm，套管管材N80，预应力完井，水泥返高至地面；
油层套管：油层部位以上100m开始下φ177.8mm、壁厚10.36mm加厚N80套管
5.2.2.2定向井
表层套管：Ф339.7mm×9.65mm，下深200m，钢级J55，水泥返高至地面
生产套管：Ф177.8mm×9.19mm（自油层部位以上100m，采用Ф177.8mm×10.36mm加厚套管），钢级TP110H，水泥返高至地面
5.2.2.3水平井
表层套管：Ф339.7mm×9.65mm，下深300m，钢级J55，水泥返高至地面
（固井射孔完井）生产套管：Ф177.8mm×9.19mm（A点以上100m至水平段采用Ф177.8mm×10.36mm加厚套管），钢级TP110H，水泥返高至地面。
（裸眼防砂完井）生产套管：177.8mm,壁厚9.19mm套管（A点以上100m采用Ф177.8mm×10.36mm加厚套管，水平段采用精密滤砂管），TP110H，扣型为BCSG，水泥返高至地面。
5.3水平井裸眼滤砂管完井设计
水平井滤砂管完井工艺是在油层部位（水平段）裸眼内下人大通径精密微孔滤砂管进行裸眼防砂，A点以上采用套管进行固井（采用耐高温水泥固井，固井水泥返至地面），完井后进行酸化、洗井作业，清洗近井地带的泥饼及其他污染物，打开油流通道。为防止注汽过程中滤砂管在热应力作用下的破坏，在筛管段设计热力补偿器（图5-3）。
5.3.1滤砂管程序设计
5.3.1.1滤砂管选择

表5-1 各类滤砂管性能对比表

防 砂 筛 管 名 称
性能指标
绕丝筛管
割缝衬管
金属纤维防砂筛管
金属毡防砂筛管
精密微孔复合筛管
过滤面积
百分数
»3％
2％~3％
80％~85％
80％~85％
80％~85％
滤孔尺寸
精度
误差±30mm
误差±（50~100）mm
误差±100mm，可能>200mm
误差±70mm，可能>140mm
误差±7mm
滤孔稳定
性
稳定
不稳定。缝宽腐蚀变大
不稳定。受压滤孔将变形
不稳定。受压滤孔将变形
稳定
过滤精度
可控性
<200mm难控
<200mm难控
不可控
微可控
60~400mm精确控制
抗挤压能力
差
差
中
中
优
筛缝抗腐蚀性
好
差
好
好
好
防砂可靠性
好
差
差
差
好
通过表5-1的防砂筛管的性能指标对比，选择该精密微孔滤砂管作为防砂施工器材。
5.3.1.2滤砂管尺寸
主要根据裸眼井直径、地层特点、后期措施等完井信息和油气井的产油气量来确定。通过优选推荐7in大通径精密微孔复合滤砂管。该筛管的中心管为7in套管，钢级TP110H，两端连接螺纹为BCSG , 滤砂管最大外径198mm，最小内径159.4mm。
5.3.1.3挡砂精度
选择合理的过滤介质和过滤孔径，使其既能防砂又能防堵塞，同时还能保持较高的导流能力，以保证油田投产后高产、稳产是非常关键的。
粒度分析结果对于选择防砂筛管是个极为重要的数据。在防砂设计中除了外，还应根据岩石不均匀性的情况及粒度分布的情况来选择，用来参考选择合理的挡砂精度的过滤介质参数。
通过优化软件进行综合分析，并结合现场开采状况，依据防而不堵的原则，决定挡砂精度采用0.1mm。其滤砂管基本参数如下：
①基管：177.8mm×9.19mm×TP110H；
②最大外径：Φ196mm；
③挡砂精度：具体的挡砂精度根据油层粒度中值确定
5.3.2酸洗液、入井液设计
5.3.2.1对酸洗液、洗井液的要求
①进行储层、地层水、洗井液与酸液的配伍性实验；
②洗井液表面张力低于30mN/m，界面张力小于1mN/m；
③固相颗粒含量低于5mg/L，固相颗粒粒径小于10μm；
④进行泥浆对岩心的堵塞试验，以及酸液解堵试验，要求所选酸液解堵率≥80﹪；
⑤酸洗液具有暂堵能力。
5.3.2.2酸洗液、洗井液配方
①酸洗体系：酸化暂堵体系+油田水。
②优质完井液：清洗剂+油田水；
5.3.2.3洗井、酸化一次管柱的管柱配接
管柱组合（由下及上）：密封插管＋φ73mm带挡板油管短节＋φ73mm油管串（下入分级箍以下油管接箍建议倒30°倒角）＋φ177.8mm洗井封隔器＋φ73mm油管串＋φ73mm泄油器＋φ73mm油管串（到井口）(图5-5)。

图5-5 裸眼滤砂管完井酸洗管柱图
5.4射孔工艺设计
5.4.1射孔方式优选
一般情况下，负压射孔有利于带走炮眼堵塞物，提高井眼完善程度，但是地层容易出砂；正压射孔有助于保持井眼稳定，但是正压射孔会增加射孔液滤液向井眼的渗透。与常规油藏不同，永镇油田下83断块要求近平衡射孔，以保证射孔后稠油不大量流入井筒，避免造成作业管柱下入困难。
射孔工艺包括电缆输送套管枪射孔、电缆输送过油管射孔、油管输送射孔等，通过对几种射孔工艺方法的对比，根据该区块油藏情况，建议直井和井斜角小于60℃的斜井射孔方式采用电缆输送，井斜角大于60℃的斜井和水平井采用油管输送射孔。
表5-2 射孔方法对比表
射孔工艺
电缆输送套管射孔
电缆输送过油管射孔
油管输送射孔
枪直径，mm
73～177.8
35～54
73～177.8
射孔弹型
深穿透、大孔径
穿透深度浅、孔径小
深穿透、大孔径
弹药量，g
15～66
1.8～17
15～66
孔密，孔/m
13～39
13～19
13～39
孔深，mm
400～800
146～615
400～800
孔径，mm
7.1～31.3
5.4～14.5
7.1～31.3
相位，°
30、45、60、90、120
0、60、90、180
20、30、45、51.4、60、72、90、120
负压范围
按负压要求
可控或等压
按负压要求
适应井筒
114.3～245mm套管，直井，50°以内斜井
油管≥60.3mm,套管≤245mm,直井，50°以内斜井
114.3～245mm套管，直井，斜井、水平井
应用范围
普通井
生产井、补孔
普通井、高压油气井、防砂井、低渗井、困难井
射孔效果
射孔污染影响产能
孔径、孔深小，部分污染影响产能
能冲洗孔眼产能高
5.4.2射孔参数优选
对于稠油油藏，由于原油粘度不很高，因此为尽可能地提高原油的穿透距离，提高油井的产能，同时考虑套管受力，后期油井防砂等因素，射孔工艺应在保证套管强度的前提下采用大孔径、深穿透的射孔枪（弹）。
5.4.2.1射孔孔径
以套管射孔完成的油井，进行砾石充填防砂后，在筛管与套管形成的环空内、射孔孔眼内以及套管外的砾石充填区会充满高渗透的砾石。在管外充填区，流体从地层到炮眼入口是径向流动为主；流体进入炮眼内为线性流动；当流体从炮眼流出，在套管和筛管之间的环空内为径向流动。
实验表明，充填防砂井井下的压降主要来自于射孔孔眼。增大弹孔的流动截面，也就是说，增大孔径和增加孔密也会降低炮眼处的压降，降低注汽和回采压差，提高开发效果。
5.4.2.2射孔孔密
随着孔密的增加，以较小的生产压差就可以取得较高的油井产量，稠油井由于原油粘度高，流动阻力大，因此高孔密对稠油井的开发显的格外重要。
5.4.2.3深穿透射孔技术
研究表明，在钻井和固井过程中对油层造成的损害非常严重，对于热采井要求固井水泥返至地面，水泥浆浸入地层的深度较大，尤其对于疏松砂岩和敏感性稠油油藏损害程度更大。这就要求在完井射孔时，能形成较深的射孔孔眼，以穿透钻井及固井时水泥浆的损害和污染带，实现油层和井眼的有效连通并形成较大的孔容，以降低注汽和回采压差，实现稠油油藏的高效开发。
5.4.2.4射孔液
要保证最佳的射孔效果，须研究筛选出适合于油气层及流体特性的优质低伤害射孔液。低伤害射孔液总的要求是保证与油层岩石和流体配伍。方案区的射孔液选用处理后的油田水+防膨剂。
5.4.3射孔器的优选
采用复式枪可以分解爆炸冲击波对射孔枪的作用力，较大幅度的减轻厚度，为扩大枪体外径和内径提供了条件，扩大枪的外径可以减小射流在穿透射孔液时的损耗，提高射孔弹穿深，还可以使套管上的孔眼分布趋于均匀一致，有利于减小射孔对套管的损伤；扩大射孔枪的内径可以提高射孔弹的内炸高达到提高穿深的目的。复式射孔弹缩短了