石油工程设计大赛

采油（气）工程设计方案

本作品依据石油天然气行业标准《中华人民共和国石油天然气行业标准》（SY/T10011-2006）针对设计大赛所提供的目标区块进行采油（气）工程方案设计，主要由对油田的地质特征分析和对机抽设备、采油工艺、射孔工艺、增产增注、油层保护等方面的设计工艺组成。方案编制原则：

（1）从油田开发的总体目标出发，以油田的地质特征和开发现状为依据，在满足产量规划的基础上，配套采油工艺，保持油藏的高产、稳产。

（2）应体现油田开发的经济、高效的特点。

（3）工艺技术要切合油田开发的实际，具备良好的可操作性和科学性。

（4）适应性强，经济上相对合理。油田地质特征采油（气）工程方案2.1开发方式2.2机抽设备2.3采油工艺2.4射孔工艺2.5增产增注2.6油层保护2.7动态监督

方案主要内容开发方式

井区地质储量为901.14×104t，已有旧井3口，部署新井18口，总井数为21口。P1、P2油层采用交错井排井网布井方式，井距305.1m×排距212.9m，采用注蒸汽加氮气段塞式注汽工艺。

（1）抽油机

游梁式抽油机是目前稠油开采中使用的主要设备。鉴于稠油开采的特点和抽油机的承载特性，稠油开采中选择抽油机时，要使抽油机的动力配置（电机功率、减速箱扭矩）和抽油机结构的（悬点、游梁、支架）承载能力都满足稠油开采的要求，这就要比稀油井用的抽油机有较大的富裕量。针对研究区的稠油开采，可以采用电机功率为75KW，减速箱额定扭矩为105kN.m的兰石CYJY14-5.5-105HB抽油机。

机抽设备（2)抽油杆下表是各级抽油杆的机械性能：

抽油杆级别屈服强度〥sMpa抗拉强度〥bMpa延伸率〥%断面收率Ψ%冲击韧性akIJ/cm2D、D级防腐≥620794-965≥10≥50≥60.8H、H级防腐793-962966-1136≥1245-55╱

根据研究区油藏为稠油油藏的特点，H级超高强度抽油杆为最佳选择，它具有适合于深井、大泵、稠油等重负荷油井使用的特点，而且较H级高分子复合喷涂防腐油杆价格低廉，经济合算。

稠油对抽油杆的粘滞摩擦力分析：

抽油杆运动，除了与管柱之间的摩擦力外，还要受到稠油对其的摩擦力。目标层的稠油流动性差、粘度高，因此造成的摩擦力也会很大。这就会对抽油杆造成不必要负荷。而我们选用H级超高强度抽油杆，其屈服强度、抗拉强度、延伸率等强大，在一定程度上很好的解决了此问题。另外可以通过在抽油杆上加装扶正器和刮蜡器以及加注稀油等方式，减小稠油流体与抽油杆之间的摩擦力，并使抽油杆受力平衡。（3）抽油泵

根据研究区的条件，强启闭防气抽稠抽油泵是最佳的选择，该泵中心拉杆穿过滑动柱塞与环形游动阀联接，在抽油杆的带动下，环形游动阀与滑动柱塞机械性的强制开闭，有效地解决了稠油中阀球关闭滞后及气锁等问题。下表是强启闭防气抽稠抽油泵参数

规格最大外径上下端联接油管规格in联接抽油杆规格in泵常数m3/dФ44Ф892-7/83/42.24Ф57Ф892-7/83/43.69采油工艺原油粘度(mPa.s)2300相对密度(g／cm3)P1层脱气原油的密度0.934P2层脱气原油的密度0.928渗透率(10-3μm2)966.3油层深度(m)≈1300-1400油层厚度(m)P1层≈20P2层≈5-9孔隙度(%)0.216含油饱和度(%)0.637研究区油藏地质参数油藏地质参数蒸汽吞吐蒸汽驱1类2类3类4类5类现有技术近期改进技术发展不适用原油粘度

(mPa.s)50～10000＜50000＜100000＜10000＜1000050～10000＜50000＞50000相对密度

(g／cm3)＞0.920＞0.920＞0.920＞0.920＞0.920＞0.920＞0.950＞0.980渗透率

(10-3μm2)≥200≥200≥200≥200≥200≥200≥200≥200＜200油层深度(m)150～1600＜1000＜5001600～1800＜500150～1400150～1600≤1800油层厚度(m)＞10＞10＞10＞105～10≥10.0≥10.0≥5.0＜5.0纯总厚度比＞0.4＞0.4＞0.4＞0.4＞0.4≥0.50≥0.50≥0.50＜0.50孔隙度(%)≥0.20≥0.20≥0.20≥0.20≥0.20≥0.20≥0.20≥0.20＜0.20含油饱和度(%)≥0.50≥0.50≥0.50≥0.50≥0.50＞0.50＞0.50≥0.40＜0.40储量系数(104t／km2.m)≥10.0≥10.0≥10.0≥10.0≥10.0≥10.0≥10.0＞7.0＜7.0极限周期汽油比0.240.260.240.250.17╱╱╱╱我国稠油油藏热采筛选标准表

对于多层油藏，油层纵向渗透率差异过大，对蒸汽驱效果影响极大。蒸汽带沿高渗透带过早地突破，缩短开发期，减少产油量，大幅度降低油气比及采收率。另外边、底水较为活跃的油藏，由于边水侵入和底水锥进，对蒸汽驱产生不利的影响。研究区为多层油藏，且P1、P2层的纵向渗透率差异较大（P1层渗透率为P2层渗透率的两倍）；且研究区两边为断层边界，一边存在边水，所以研究区不易采用蒸汽驱热采方式。蒸汽吞吐热采方式应作为研究区采油方式的首选。

蒸汽吞吐热采工艺：（1）常规井注汽工艺。

（2）常规井分层注汽工艺（3）特殊井分层注汽工艺。（4）水平井多点注汽工艺

针对研究区为多层油藏且考虑到经济成本以及符合制定地开发方案等因素，常规井分层注汽工艺应为本区首选。采用这种工艺，能够同时为P1、P2层的油层进行注汽，施工简单,收效快且经济上合算。注汽工艺核心参数：

1、蒸汽发生器出口蒸汽干度≥75%。

2、从蒸汽发生器到油井蒸汽干度损失限度为5%～10%/km。

3、井口入口蒸汽干度≥70%。

4、真空隔热管的导热系数为0.007W/m℃，蒸汽干度损失小于20%/km。

5、井底蒸汽干度≥50%。

定量分层注汽管柱预设分层配汽管柱自动分层配汽管柱方案优化注入蒸汽中加入N2，辅助蒸汽吞吐热采。加注氮气的作用：

（1）注氮气抑制边底水入侵。

（2）补充地层能量。

（3）降低油层顶部热损失。

（4）氮气超覆对地层的保温作用。

（5）稠油蒸汽吞吐的同时注氮气可以有效延长吞吐周期。

氮气前置量参数选择

如图是不同的氮气前置量对助排效果的影响，横坐标表示的是氮气前置量占一口井应混注总氮气量的比例，可以看出前置量比例小于40%，对油汽比的增加幅度影响较小，但是，前置比例大于40%后，效果迅速变差，因此，比例不能超过总量的40%。

综上所述，研究区应采用注蒸汽加氮气段塞（驱油剂注入油层后，形成明显的驱油带，随后又被另一种驱油剂所驱替，此时前者驱油剂形成的驱油带叫段塞）式混合注人常规井分层注汽工艺。为了操作简便，可以先注一定量氮气(即前置量)后注蒸汽进行吞吐，吞吐过程中段塞式的混注氮气。

（1）射孔完井根据研究区的地质特点和开采要求，结合几种直井完井方式的适应条件，作出如下分析：①裸眼完井虽然完善程度高，但使用局限很大，研究区内储层渗透性、孔隙度较好，曾发生过两次比较严重的井漏事故，所以裸眼完井无法进行。②研究区储层以岩屑、长石质岩屑砂岩为主，成分成熟度和结构成熟度均较低。在开发过程中可能会伴随出砂的情况，因此，可采用防砂方式完井。

③射孔完井可选择性地射开不同压力、不同物性的油层，以避免层间干扰，而且能够为注气、压裂、堵水、调剖等井下作业措施提供较好的井筒条件，符合研究区的地质条件和开采要求，应作为研究区直井首选完井方式。

射孔工艺（2）射孔工艺设计

①套管选择

研究区钻井史中曾经使用套管的尺寸如表所示。结合该表，研究区的油井采用139.7mm油层套管射孔完井。

套管程序外径(mm)表套339.73技套244.48油套139.7②射孔工艺优选

目前，国内外常用的射孔工艺有三种：电缆传输射孔、过油管射孔、油管传输射孔。根据各种射孔工艺的优缺点，认为在研究区139.7mm油层套管完井射孔中，采用油管负压传输射孔。

负压电缆传输射孔可对井筒液柱进行适当的淘空，具有深穿透、负压清洗的双重特点，但对于油气藏厚度大的井需多次下射孔抢，第二次射孔则不能保持必要的负压。

③射孔枪、弹的优选

枪、套间隙过大，影响射孔效果，间隙过小，易造成卡枪等事故，最佳间隙为0～13mm。研究区油井采用139.7mm油层套管射孔完井，能够采用的射孔枪外径主要有4种枪、套间隙与枪外径的比值，如表所示。可见，102枪的枪套间隙与枪外径的比值最小。因此，研究区139.7mm油层套管完井射孔中采用102枪较适合。

枪外径(mm)607389102间隙/枪外径(%)53.5535.119.810.9目前102枪使用的射孔枪弹性能见下表

射孔弹型混凝土靶孔深(mm)混凝土靶孔径(mm)压实深度(mm)压实程度102-DP40RDX6001513.50.22YD102—150—1(HB)聚能射孔弹58011.410.980.20④布孔方式优选

目前，主要有螺旋、交错和简单三种布孔方式，螺旋布孔优于交错布孔，而交错布孔又优于平面简单布孔，由于螺旋布孔是在枪身的每一平面上只射一个孔，枪身变形小、有利于施工，因此，最优选择应为螺旋布孔。

⑤射孔液优选

根据研究区的三敏实验结果，研究区射孔液体系选择无固相清洁盐水射孔液能满足现场施工要求，具有成本低、配置方便、使用安全的特点，同时射孔液中无固相颗粒，不会发生外来固相侵入油层孔道的问题。研究区产油层敏感性分析

敏感性

层位盐敏性水速敏性水敏感性P1层极强无速敏强水敏P2层强无速敏中等偏强

（1)压裂工艺现状分析

研究区P1、P2储层埋深1300～1450m，平均孔隙度为21.6%，平均渗透率为966.3×10-3μm2，平均含油饱和度为63.7%。虽然研究区埋深并不深，但对于稠油开采来说已经接近目前开采技术的下限深度。研究区的孔隙性、渗透性和含油性虽然较好，但稠油粘度大，开采难度大。根据试采特征分析，油井需压裂增产。增产增注(2）压裂工艺设计

从研究区的条件出发，压裂工艺方案实施建议与要求如下：（1）油井压裂裂缝半长推荐100-120m，裂缝导流能力为40μm2•cm。（2）压裂管柱主要采用φ62mm、φ76mmN-80级外加厚油管，配液压坐封、解封封隔器，有套和无套喷砂器组成。（3）压裂体系配方：0.3%-0.4%胍胶+0.05%-0.1%粘土稳定剂+0.2%-0.3%助排剂+0.1%-0.2%破乳剂+0.01%激活剂。（4）压裂支撑剂采用0.5-0.8mm陶粒，破碎率（28MPa下）≤14%。（5）施工排量2.5～3m3/min，前置液比例19%，平均砂比25%，井口施工压力20～22MPa。（6）