07-新疆油田稠油开采新技术研究与认识(张传新)

1新疆油田稠油开采新技术研究与认识新疆油田分公司工程技术研究院2015年1月.深圳2交流内容汇报提纲一、稠油油藏特征及技术发展二、新技术研究、应用与认识三、存在问题分析四、下步攻关方向3

新疆稠油资源丰富，分布区域广,主力油田分布在西北缘红山嘴-风城150km范围内。一、稠油油藏特征及技术发展主力开发区块油藏特性浅-油藏埋深200m~700m;稠-50℃地面脱气油粘度

1000~1000000mPa.s;薄-油层厚度2~25m;主要开采方式：蒸汽吞吐+蒸汽驱、水平井1、稠油油藏特征红山嘴油田克拉玛依油田百口泉油田风城油田三台油田

准噶尔盆地稠油分布图2、稠油开发历程

新疆油田稠油开发始于1984年，2007年年产油量达到最高412万吨，2009年受金融危机的影响，年产油降至345.8万吨，2010年和2011年通过逐步扩大产能规模，年产量基本保持在350万吨左右。技术准备规模上产蒸汽驱试验蒸汽驱工业化应用新区投入水平井技术应用超稠油开发水平井技术探索新疆油田历年稠油产量规模图4一、稠油油藏特征及技术发展3、开采工艺技术发展历程5一、稠油油藏特征及技术发展4、开发情况6稠油产量由2010年的339.0万吨提高到2013年的468.0万吨，占产比重由31.1%提高到40.3%；稠油生产井总数18675口，占全油田生产井数的63%。开发指标稠油年产油（万吨）467.8采油井数（口）18675注水/汽井数（口）963综合递减率（%）9.5综合含水（%）86.4采油速度（%）1.5采出程度（%）23.5可采采出程度（%）82.0自然递减率（%）24.6油田开发现状统计表稠油产量比重越来越大一、稠油油藏特征及技术发展7交流内容汇报提纲一、稠油油藏特征及技术发展二、新技术研究、应用与认识三、存在问题分析四、下步攻关方向非常规开发技术多方位试验，聚力战略接替超稠油SAGD钻采技术稠油老区火驱采油技术二、新技术研究、应用与认识

常规开发技术聚点攻关，凝心降本增效水平井分段完井及注采技术提高动用程度隔热油管优化配置降低蒸汽热损失热采套管柱设计与选材技术保障长效生产基于“新疆大庆”建设规划，新疆油田围绕稠油开发的关键技术问题，超前规划、稳步攻关，近谋降本增效、远攻战略接替，为油田公司稳油上产夯实了基础。1、风城火驱重力泄油先导试验二、新技术研究、应用与认识风城油田火驱重力泄油先导试验图水平井火驱重力泄油原理示意图2011年3月先导试验方案通过股份公司审查，截止2014年6月30日，试验区共完钻26口井，其中4对火驱井组，16口观测，试验区开展第二轮注汽预热。1、风城火驱重力泄油先导试验二、新技术研究、应用与认识1）钻井工艺1、风城火驱重力泄油先导试验二、新技术研究、应用与认识2）直井工艺设计1、风城火驱重力泄油先导试验二、新技术研究、应用与认识3）水平井工艺设计完井要求：水平段采用7in割缝筛管完井，缝宽0.35mm，9Cr防腐生产管柱采用三管结构生产管柱：27/8in、3Cr防腐平式油管，下到井斜段，用于生产注汽管柱：23/8in、3Cr防腐内接箍油管，用于注汽测试管柱：23/8in、3Cr防腐内接箍油管内置热电偶，用于测温，下至井底井口：三管热采井口，耐压14MPa，耐温337℃举升方式：游梁式抽油机+有杆泵二、稠油开采新技术研究、应用与认识二、稠油开采新技术研究、应用与认识1、风城火驱重力泄油先导试验4）注汽预热情况井号投注日期注汽天数/d累计注汽量/t累产液/t累产油/t平均含水/%备注FH0032014.5.20151517803161焖井FH0042014.5.2313130719510248机抽FH0052014.5.211511941334467焖井FH0062014.5.2031845.23配合整改停注FHHW0022014.5.201520362907076机抽FHHW0032014.5.142124702534582焖井FHHW0042014.5.2412181659128552焖井FHHW0052014.5.2015253741925639机抽FHHW006

2282132042焖井重18井区火驱试验区生产运行曲线（6.30）伴热试注

2014年5月20日，试验区开展第二轮注汽预热，实施注汽井7口，6月6日排液，截止6月30日，试验区累计产液4357t，累计产油2153t。141）合理设计分段完井、注采管柱，提高管柱可靠性；为解决稠油水平井动用程度低的难题，新疆油田进行了分段完井注汽采油技术研究，并开展22口井试验，对技术进行了实践和探索。分段注采管柱示意图特点：主管带液力反馈泵，可以实现注采一体带泵，无测试通道，不能满足测试要求。不带泵，可以测试，但需要上修。管内、管外热采封隔器，保证从井筒到地层，有效封隔，防汽窜。2、水平井分段完井及注采技术提高动用程度二、新技术研究、应用与认识15物理模拟目标区块原油流动实验，确定地层原油流动临界点。通过数值模拟结合物模结果，确定目标区块盲管长度（不小于20m

），防止两段之间在地层内的窜流。A、C井B井分段井的模拟方法（分两口水平井）不同盲管长度、不同吞吐阶段有效屏蔽距离的变化有效屏蔽距离的示意图盲管长度2）合理盲管长度优化技术，注汽时保证两注汽段地层屏蔽性；物理模拟目标区块原油流动实验2、水平井分段完井及注采技术提高动用程度二、新技术研究、应用与认识3）下入预测技术-带封隔器管柱下入摩阻确定2、水平井分段完井及注采技术提高动用程度二、新技术研究、应用与认识层位造斜点管柱下入位置水平段长齐古组80450142100500172120530182八道湾1507152822008503672401300777齐古组：实际的水平井水平段长在158m~298m之间，摩阻取0.4时，预测下入深度不超过200m，所以摩阻取0.4过大。建议取0.3。0.40.317分段完井(13口)注汽方式周期轮次产油统计井数注汽量油汽比分段注4829291225730.36314221125080.57分段+笼统4874929700.29笼统注汽5502627150.186466413940.337368327210.148380216900.22平均值72622980.32邻井筛管完井(21口)笼统注2126402133700.1938692129460.2949922132100.3159302129460.32610941828970.3874831529740.1684601130500.15平均值74729770.254）效果分析及评价-全生命周期评价使用分段注汽早期可提高开发指标，吞吐3个周期后生产指标回落至正常水平。油井全生命周期看，平均轮次产油量相差不大，但分段注汽使油气比大幅提升。重32井区分段井周期开发指标与邻井对比分段井周期产油量与邻井对比2、水平井分段完井及注采技术提高动用程度二、新技术研究、应用与认识18重18井区隔热油管井生产效果好，3轮增油515t～711t；油气比提高0.067~0.152。粘度在小于10000mPa.s之间（增油515t、油汽比高0.067

）粘度在10000-20000mPa.s之间（增油711t、油汽比高0.152

）粘度大于20000mPa.s之间（增油605t、油汽比高0.067）

随着新疆风城浅层稠油开发原油粘度越来越稠，为了验证隔热油管采油经济有效性，近三年在风城重18高粘区分阶段实施103井试验。3、隔热油管优化配置降低蒸汽热损失二、新技术研究、应用与认识19当90美元/桶时，550m井采用隔热油管比平式油管需多产油85t，即收回多的投资。重18井区隔热油管井平均井深504m～546m，3轮增油515t～711t，效益明显。管材型号管材价格（元/m）不同油价时每米管材折算油量（t/m）2947元/t3354元/t2790元/t3177元/tΦ114mm×62mm隔热管4980.1690.1480.1780.157Φ114mm×76mm隔热管5050.1710.1510.1810.159Φ73mm×5.51mm平式72.30.0250.0220.0260.023隔热油管比平式管需多产油量，t/m0.144/0.1460.126/0.1290.152/0.1550.134/0.136注：90美元/桶：重质油2947元/t，超稠油2790元/t；100美元/桶：重质油3354元/t，超稠油3177元/t油藏模拟不同井底干度时单井累计产油图不同原油价格时不同管材折算油量对比表3、隔热油管优化配置降低蒸汽热损失二、新技术研究、应用与认识20

稠油：≥2000万吨/年（中国）主要工艺：蒸汽吞吐、蒸汽驱井数：超过1万口井在役套损平均20－30％，局部超过70％成本：平均单井维修费用超过100万RMB1）工程背景典型区块套损统计2）技术需求考虑钻完井及生产全过程工况，建立应变主控的管柱弹塑性设计方法考虑材料热循环中的各种行为，建立套管柱设计与安全评判准则建立螺纹连接设计新方法，预防泄漏及剪切变形建立管柱模拟工况评价方法形成技术规范体系，支撑工程技术4、热采套管柱设计与选材技术保障长效生产二、新技术研究、应用与认识21

考虑热循环中的管材应变行为；温度变化引发的循环热应变；蠕变行为、应力松弛行为、弯曲应变、过量压缩造成的屈曲应变、地层下陷引发的应变。3）基于应变的管柱设计方法热循环中的材料力学行为温度变化引发的循环热应变N80C-Mn钢蠕变行为N80Cr-Mo钢蠕变行为t

第二阶段第三阶段第一阶段断裂蠕变特征地层下陷引发的应变4、热采套管柱设计与选材技术保障长效生产二、新技术研究、应用与认识22

应变设计判据：以均匀延伸率来判断；适用于预防轴向塑性失效低周应变疲劳判据：材料许用次数>全寿命吞吐轮次3）基于应变的管柱设计方法4）现场应用与推荐作法

新疆油田完成8口井试验：完成七轮注汽，管柱服役状态良好（井深<600米直井、定向井；注汽<310℃，<12MPa；材料为HSTG80SH热采套管；取消预应力，采用常规固井

推荐作法：改进API产品结构，规避安全风险；改进热处理工艺，实现强度错配；取消预应力固井，降低成本管端外加厚结构管端/管体强度错配应力集中造成的管端失效风险显著4、热采套管柱设计与选材技术保障长效生产二、新技术研究、应用与认识

5、超稠油SAGD钻采配套技术二、新技术研究、应用与认识1）风城SAGD先导试验试验区面积：0.2km2；地质储量：116.3万吨重32试验区实施井位图重37试验区实施井位图

两个试验区于2008年和2009年完钻水平井23口，直井40口（观察井38口），共计63口。

重32试验区：双水平井SAGD4井组，水平段长度400m，观察井14口，总井数22口。

重37试验区：双水平井SAGD7井组、单水平井SAGD井1口，水平段长度300m～520m，实施观察井24口，共计41口。试验区面积：0.44km2；地质储量：208.8万吨

5、超稠油SAGD钻采配套技术二、新技术研究、应用与认识2)形成配套技术双水平井SAGD物理模拟技术双水平井SAGD油藏工程关键参数设计技术双水平井SAGD开发跟踪分析及优化调控技术浅层双水平井SAGD钻井轨迹设计及井眼轨迹控制技术浅层双水平井SAGD大尺寸套管入井技术浅层超稠油双水平井SAGD完井工艺浅层超稠油双水平井SAGD举升工艺浅层超稠油双水平井SAGD生产动态监测技术浅层超稠油SAGD开发高效注汽技术浅层超稠油SAGD开发高温采出液高效换热和输送技术浅层超稠油SAGD开发高温采出液高效处理技术地面热能综合利用技术

5、超稠油SAGD钻采配套技术二、新技术研究、应用与认识SAGD产能建设进展

在重32、重37SAGD先导试验的基础上，2012年－2013年推广应用SAGD水平井109井组，建成产能97.2万吨。至2014年5月底，投注97井组，转SAGD生产56井组，实现工业化应用。

5、超稠油SAGD钻采配套技术二、新技术研究、应用与认识SAGD产能建设进展2012年建成重32、重1、重18开发区及重18薄层试验区，52井组；2013年扩大重1、重18开发区，建成重45特超稠油试验区，54井组。2013年在风城油砂矿推广应用3井组。SAGD历年建产能、年产原油柱状图(104t)年份区块名称动用面积地质储量可采储量水平井（对)）年建产能（平方千米）（万吨）（万吨）（万吨）2012重32开发区1.05343.6171.82219.8重1开发区0.82218.7109.351412.6重18试验区0.744522.553.0重18开发区0.51171.885.9119.92013重1开发区/600.2300.12825.2重18开发区/471.6235.82219.8重45试验区0.286.443.24/合计3.962234.61117.3117.5101.85SAGD产能建设统计表2014年预计产能4.86.845.345.00.94.56.010.221.348.00.010.020.030.040.050.060.02008年2009年2010年2011年2012年2013年2014年产能建设生产原油31.8

6、红浅1井区火驱先导试验二、新技术研究、应用与认识

二、新技术研究、应用与认识6、红浅1井区火驱先导试验完成二期6口引火井点火工作；累计产油3.93万吨，阶段采出程度9.26%；试验区取心验证已驱替部位驱油效率＞90%，体积波及系数＞70%；直井火驱技术成熟配套，阶段指标达到方案预测，试验取得成功。开展红浅10万吨火驱扩大试验方案编制、前期准备工作。

。红浅10万吨火驱扩大试验部署图h2118A取心井岩心剖面

完全燃烧段顶部泥岩结焦带完全燃烧段

二、新技术研究、应用与认识7、井下温压监测技术1)技术需求及难点技术需求：实时、连续监测井下温压动态变化情况，为生产动态调控提供依据，可避免水平段加热不均、动用不均，提高单井产量的目的；同时针对区块中部署的观察井，还需监测油藏蒸汽扩展方向，判断区块开采动态。难点：高温（180℃～250℃）状态、井眼曲率大、多次提下。

二、新技术研究、应用与认识7、井下温压监测技术2)关键技术1）工艺方案（1）热电偶布点及外管封装结构设计：针对8-12点测温和1-2点测压方式，由于连续油管、测温测压毛细管、偶束的热膨胀系数不同，受不同温度的影响其径向内径外径和轴向长度都发生变化，优化封装结构是避免热电偶失效的关键。（2）测试管安全入井、长效稳定监测参数优化：

在水平井入井过程中施加在连续油管上的注入力，造成连续油管在水平井内挤压弯曲，优化设计是确保井下温压测试长效稳定监测的关键。连续油管入井参数控制热电偶布点及外管封装结构

二、新技术研究、应用与认识7、井下温压监测技术2)关键技术2）预置工艺

连续油管井下钢丝预置地面预置热电偶（1）连续油管井下钢丝预置工艺：在直井油管内下入连续油管，再将钢丝下入到连续油管内，完成钢丝预置后提出井内连续油管。（2）连续油管地面钢丝预置工艺：将连续油管平铺在地面预置场地，以压缩空气为推动力将钢丝预置到连续油管内。（3）热电偶地面预置工艺：在地面用特殊牵引装置将连续油管内钢丝与多根毛细管连接，完成温压测试管的预置。

二、新技术研究、应用与认识7、井下温压监测技术2)关键技术3）井口耐高温密封工艺针对浅层超稠油特殊双管和三管采油树，设计主管、副管与测试连续油管间的密封装置，测温测压毛细管与连续油管间的密封装置，要满足耐温300℃，耐压14MPa，长效密封、操作方便、安全可靠的要求。

测试管在井口主管和副管密封装置

毛细管密封装置

二、新技术研究、应用与认识7、井下温压监测技术2)关键技术4）水平井提下工艺温压测试管入井水平井监测工艺温压测试管柱在循环预热阶段，下入生产水平井主管，转抽后温压测试管柱下入副管。提下作业过程中要克服井口倾斜角16.5°、井眼轨迹变化、曲率大、温度高、温差变化大、以及硫化氢和一氧化碳等腐蚀介质的影响，确保工艺技术安全可靠。

二、新技术研究、应用与认识7、井下温压监测技术2)关键技术

为确保井下温压监测数据准确，制定地面热电偶仪表和井下仪器现场检测方法、校验步骤，编制解调和标定软件。

针对超长热电偶内阻大（8ＫΩ以上），优化阻抗模数转换器及热电偶内阻分压补偿方式，提高超长热电偶温度测量准确度，实现井下测温数据远传集中发布。

温度计算和检测校验

仪表前端数据采集设计5）井下动态监测数据地面采集及远传系统数据远传集中发布

二、新技术研究、应用与认识7、井下温压监测技术2)关键技术（1）采用压接牵引方式预置测试管，国内首次实现气动活塞法预置连续油管内钢丝，作业成本节约二分之一，效率提高1倍。（2）将井口至中控室之间通讯光纤代替高温光纤实现地面通信，大幅度节约成本。（3）应用大孔径（9.5mm）测压毛细管及地面自动补氮控制器代替人工补氮，解决了毛细管阻塞，减轻了劳动强度、降低成本。连续油管内钢丝预置自动补氮原理地面通信光纤代替高温光纤

二、新技术研究、应用与认识7、井下温压监测技术3)应用情况该工艺技术5年来在95口水平井应用，应用井次逐年翻番，已进入全面推广应用阶段。监测数据在循环预热连通判断、注采参数调整、工艺改进评价、单井组精细调控方面起到了不可替代的作用，最长可靠运行时间1095天（3年）,1500多个测温点测试成功率98.7%。（1）井下温度数据已成为热连通判断的重要依据FHW123井组连通程度判断图采液点I井P井T9

550mT10

595mT12

670mT4

325mT5

370mT7

460mT8

505mT6

415mT11

640mA点308mB点694mT3

295m注汽点

FHW123井组，热连通判断

P井37交流内容汇报提纲一、稠油油藏特征及技术发展二、新技术研究、应用与认识三、存在问题分析四、下步攻关方向

三、存在问题分析38

新疆油田稠油开发近30年，新疆油田公司通过持续攻关，形成了具有“浅层特色”的稠油开发主体技术，为股份公司的稠油开发做出了巨大贡献。现阶段，随着稠油老区开发程度的不断加深、新区开发对象的日益复杂，“十二五”期间新疆稠油持续上产面临重大挑战。1）风城超稠油的持续上产，关键技术尚需攻关、完善配套；2）稠油老区需要技术攻关进一步提高采收率，确保稳产、减缓递减；3）水平井吞吐后的接替技术需攻关配套。

三、存在问题分析目前重32和重37井区11对双水平井SAGD试验取得了较好效果，单井组平均日产油分别达到43吨和21吨，掌握了方案设计、循环预热、生产跟踪、监测分析等部分关键技术，但储层非均质性准确预测，蒸汽腔均衡发育及调控，水平段均匀动用、高温产出液举升和密闭处理等关键技术还需要继续完善攻关。SAGD试验区目的层夹层镂空图（左：重32；右：重37）储层非均质性与蒸汽腔发育关系示意图（FHW202）1、风城超稠油的持续上产，关键技术尚需攻关、完善配套

三、存在问题分析2、稠油老区已进入后期，需开展稳产技术研究与应用稠油老区平均采出程度22%，综合含水高达87.7％，油汽比降至0.14，采油速度降至1.15％，绝对油量递减率23.0%，已进入高轮次吞吐、高含水、较高采出程度、低采油速度的开发后期生产阶段，稳产难度加大。需要进行提高采收率的攻关研究和试验，实现老区稳产200万吨的目标。

稠油绝对油量递减率稠油油汽比变化曲线油汽比年年稠油老区目标：198万吨新增：31万吨技术：转换开发方式老区产量198265158