1、18810 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)。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辅助
2、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)。图 10-1 SAGD 成对水平井示意图189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 270 1.60 0.88 0
3、.54 1.63辅助重力泄油 2517 32.24 8.40 0.26 37.35合计 2787 38.84 9.28 0.28 38.9810.1 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/104t t/d Np/104t OSR ER% VO%蒸汽吞吐 17.11 2607 5.26 0.31 21.23 2.43吞吐汽驱 24.31 3005 6.08 0.
4、25 24.62 2.40吞吐预热辅助重力泄油 33.84 2787 9.28 0.28 38.98 4.01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。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
5、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 250m；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)。190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/104t t/d Np/104t OSR ER% VO%150 10 15.25
6、 1410 3.60 0.24 25.52 5.43200 10 19.71 1730 5.09 0.26 29.35 5.07250 10 26.42 2200 7.33 0.28 35.82 4.86300 10 33.81 2787 9.28 0.28 38.98 4.2010.2.2 注采井距研究表明，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
7、平井不同注采井距生产效果对比表注采井距M Qt/104t t/d Np/104t OSR ER%VO%5 25.9 2157 6.83 0.26 28.7 3.9910 33.81 2787 9.28 0.28 38.98 4.2015 30.00 2500 9.49 0.32 39.85 4.7820 22.43 1851 7.60 0.34 31.54 5.1225 19.81 1631 6.80 0.34 28.55 5.25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
8、%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表层套管表层套管 + 244.5mm技术套管技术套管 + 177.8mm筛管筛管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+ 127mm 钻杆增斜段(040) 191311.1mm 钻头+197mm 弯螺杆钻具+MWD+203.2mm 或 177.8mm 非磁钻铤
9、 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+ 127mm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10.5 成对水
10、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。10.6 直井与水平井组合
11、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。192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六：两
12、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193一
13、区兴隆台超稠油油藏的最佳布井方式为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/104t t/d Np/104t OSR ER%一 两口直井和一口水平井组合 10/0 17.97 1108 4.99 0.278 20.98二 三口直井和一口水平井组合 10/0 28.99 1212 6.98 0.241 29.33三 四口直井和一口水平井组合 10/0 13.49 612 4.18 0.310 17.55四 两口直井和一口水平井吞吐一周期 10/10 26.12 1802 6.66 0.255 27.98五 两口直
14、井和一口水平井吞吐二周期 10/20 14.97 1273 5.47 0.365 22.97六 两口直井和一口水平井吞吐三周期 10/30 14.96 1690 6.15 0.421 25.8410.7 直井与水平井组合井身结构设计 339.7mm表层套管表层套管 + 244.5mm技术套管技术套管 + 177.8mm筛管筛管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)
15、 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+ 127mm钻杆 194水平段： 215.9mm 钻头+ 165mm 螺杆+531410 接头 +LWD 仪器+210mm 扶正器+ 127mm 加
16、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 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，
17、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 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：4556530Y：2139
18、9530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。195两口水平井井口距为 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
19、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段末井斜造斜率/30m段垂深m段末垂深m段位移m段末位移m401.44 401.44 0.00 0.00 401.44 401.44 0.00 0.00601.44 200.00 30.00 4.50 191.00
20、 592.44 51.18 51.18693.44 92.00 34.60 1.50 77.75 670.19 49.15 100.33760.40 66.96 50.00 6.90 49.38 719.57 44.93 145.26899.36 138.96 87.52 8.10 49.45 769.02 127.23 272.491199.36 300.00 87.52 0.00 12.98 782.00 299.72 572.2110.10.4 水平井井眼轨迹控制技术10.10.4.1 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。19
21、610.10.4.2 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m434.17 434.17 0.00 0.00 434.17 434.17 0.00 0.00634.17 200.00 30.00 4.50 191.00 625.17 51.18 51.18674.17 40.00 32.00 1.50 34.29 659.46 20.60 71.18899.36 205.63 87.52 8.10 99.56 759.02 170.79 242.571179.80 300.00 87.52 0.00 12.98 772.00 299.72 542.29
