（石油与天然气工程专业论文）超稠油及深层稠油开采关键技术研究.pdf

超稠油及深层稠油开采关键技术研究 霍刚( 石油与天然气工程) 指导教师：杜殿发( 副教授) 摘要 针对胜利油田尚未动用的1 3 亿吨的超稠油及深层稠油的油藏特点， 找出吸汽能力差、注汽压力高、注汽质量差是这类油藏注汽开发存在的主 要问题，也是造成开发效果差的主要原因。由此提出了用压裂改造这类储 层，用水平井注汽开发这类油藏，可以提高单井的吸汽能力，从而可以改 善开发效果的技术思路。本文用数值模拟、室内试验等方法深入研究了开 发这类油减的套管完井技术、注汽工艺技术、井筒举升技术。从而论证并 得出了套管采用t p 1 1 0 h 管材，超稠油采用7 i n 套管，深层稠油采用 9 5 。i n t 7 i n 套管组合完井，注汽管柱采用4 1 ：i n 高真空隔热油管和分段 组合式注汽管柱，固井水泥中石英粉掺量应为3 0 ，防砂方式应选用挤 压砾石充填和压裂防砂方式，对超稠油采用端部脱砂压裂，对深层稠油采 用分级暂堵、分步加砂压裂工艺，隔热管下带变密度钻孔尾管技术或分段 射孔分段注汽技术，举升方式应选择有杆泵和注采一体化管柱，斜井应配 套井筒防偏磨技术等的开发超稠油及深层稠油油藏的关键技术。 关键词：超稠油，注汽，压裂，水平井 i i t h e k e yt e c h n i c a lr e s e a r c ho ft h ee x p l o i t a t i o no ft h e e x t r a h e a v yo i la n dd e e p z o n eh e a v yo i l h u og a n g ( o u & g a s e n g i n e e r i n g 、 d i r e c t e db ya s s o c i t ep r o f e s s o rd ud i a n - f a a b s t r a c t t h em a i np r o b l e m sc a u s i n gp o o rd e v e l o p i n ge f f e c t i v e n e s sf o rs u p e r h e a v yb l o c k sa n dd e e p s e a t e dh e a v yb l o c k su n d e v e l o p e d ，w h i c ht o t a l1 3 0 m i l l i o nt o n so o i ea r el o ws t e a ma b s o r p t i v i t y , h i g l li n j e c t i n gp r e s s u r ea n d p o o rs t e a m - i n j e c t i n gq u a l i t y s o ，t h ew a yo ff r a c t u r i n gs t i m u l a t i o nb ya p p l y i n g h o r i z o n t a lw e l l sw a sp u tf o r w a r dt oi m p r o v es t e a ma b s o r p t i v i t yt h r o u g hh u f f a n dp u f f b ym e a n so fn u m e r i c a ls i m u l a t i o na n di n - h o u s ei n v e s t i g a t i o no n c a s i n gc o m p l e t i o np r o c e s s ，s t e a mi n j e c t i o np r o c e s sa n da r t i f i c i a ll i f t ，t h e f o l l o w i n gc r i t i c a lt e c h n o l o g i e sf o rs u p e rh e a v yb l o c k sa n dd e e p - s e a t e dh e a v y b l o c k sa r et h e nc o n c l u d e d ：w e l lc o m p l e t i o nw i t h7 ”c a s i n go ft p i l o hf o r s u p e rh e a v yb l o c k sw h i l ec o m b i n e dc o m p l e t i o nw i t l l95 8 ”+ 7 ”c a s i n go f t p li o hf o r d e e p s e m e dh e a v yb l o c k s ，s t e a mi n j e c t i n gt h r o u 曲4 1 2 7 h i i g h v a c u u mi n s u l a t e dt u b u l a rb yc o m b i n a t i o n c e m e n t i n gw e l lw i t h3 0 o fs i l i c af l o u rm i x i n gi nw e i g h t ，s a n dc o n t r o lb yh i g hp r e s s u r eg r a v e li n f i l l i n g a n db yt s of r a c t u r i n gf o rs u p e rh e a v yb l o c k sa n df r a c t u r i n gt h r o u g h s t a g e b l o c k i n ga n ds a n dm i x i n gi ns t e p s ，s t e a mi n j e c t i n gt h r o u g hi n s u l a t e d m b d a r 、析t l ls c r e e n e dl i n e ra tb o t t o ma n ds e g r e g a t e dp e r f o r a t i n gf o ru n i f o r m i n j e c t i n g ，a r t i f i c i a ll i f t i n gb y s u c k e rr o dp u m po r i n j e c t i n g r e c o v e r i n g i n t e g r a t e dp u m p ，a n dw e l l b o r ew e a r i n gp r e v e n t i o nt e c h n i q u e sm a t c h e df o r i i i d e v i a t e dw e l l s k e yw o r d s ：e x t r a h e a v yo i l ，s t e a mi n j e c t i o n ，f r a c ，h o r i z o n t a lw e l l i v 独创性声明 本人声明所呈交的论文是我个人在导师指导下进行的研究工作及取 得的研究成果。尽我所知，除了文中特别加以标注和致谢的地方外，论文 中不包含其他人已经发表或撰写过的研究成果，也不包含为获得中国石油 大学或其它教育机构的学位或证书而使用过的材料。与我一同工作的同志 对本研究所做的任何贡献均已在论文中作了明确的说明并表示了谢意。 签名： 费吐；1 0 0 - 7 年才月 j 关于论文使用授权的说明 日 本人完全了解中国石油大学有关保留、使用学位论文的规定，即：学 校有权保留送交论文的复印件及电子版，允许论文被查阅和借阅：学校可 以公布论文的全部或部分内容，可以采用影印、缩印或其他复制手段保存 论文。 ( 保密论文在解密后应遵守此规定) 学生签名： 导师签名： 2 叼年矽月力日 弘帝r 勇珑日 ， 中国石油大学( 华东) = 程硕+ 学t 奇论文第1 章前言 1 1 目的意义 第1 章前言 截止到2 0 0 5 年1 2 月胜利油阳己探明未动用的超稠油储量4 9 9 0 万吨， 其埋藏深度在9 0 0 1 3 0 0 米，主要分布在单1 1 3 、单2 西、乐安油田西南、 单1 0 4 东和郑4 1 1 西区块：而埋藏深度在1 8 0 0 2 4 0 0 米的罗家一垦西深 层稠油控制储量高达7 9 8 7 万吨也未动用。上述合计近1 3 亿吨的储量。这 不仅影响着胜利油田油田稠油产量的稳定，同时也是国家资源的闲置。为 此针对这1 3 亿吨未动用的超稠油及深层稠油而开展的工艺技术研究就是 摆在我们面前的课题。这一课题的解决不仅是开发动用这1 3 亿吨储量的 技术支撑，无疑对国内外同类油藏的开发也会有借鉴意义。 目前上述未动用储量的油藏特点是： 1 1 1 其中超稠油油藏的特点： ( 1 ) 原油粘度高，导致常规注蒸汽开发过程中储层吸汽能力差、原 油流动性差 油稠是影响部分单元经济有效动用的主要因素之一，上述4 9 9 0 万吨 超稠油一般粘度高于8 0 0 0 0 m p a s 以上，有的如胜利油田单1 1 3 块、郑4 1 1 区块，平均原油粘度超过了3 0 0 0 0 0 m p a s ，最高达1 3 0 0 0 0 0 m p a s ，该类油 藏注汽困难，蒸汽吞吐试采效果差，达不到工业化开采的经济要求。 ( 2 ) 出砂严重，防砂难度大，影响油井产能 胜利油田未动用的细砂、粉细砂岩稠油油藏占稠油未动用储量的 6 4 。如郑4 1 1 块超稠油油藏为砂岩、砾砂岩油藏为原油胶结：单1 1 3 等超稠油油藏均为粉细砂岩，岩性胶结疏松，防砂难度大。由于稠油粘度 高，携砂能力强，注采过程中容易使砂粒发生二次运移，造成油层堵塞， 中国石油大学( 华东) 工程硕士学位论文第1 章前言 渗透率下降，并且该类油藏地层砂分选性差，防砂难度更大，有效期短， 而且对产量影响大，影响了开发效果。 ( 3 ) 储层中粘土含量高，水敏感性较强，降低了近井筒地带的渗流 能力，造成该类油藏注汽压力高、注汽质量差，油井产量低，开发效果差。 ( 4 ) 储层薄，注汽质量差，热采有效期短。 近一半的储量储层厚度在十米以下，注汽时蒸汽向盖、底层的散失的 热量多，热损失大，注入的热量不能有效地加热油层，开采效果差。 1 1 2 罗家一垦西深层稠油油藏特点： ( 1 ) 深层稠油油减类型主要为构造岩性油藏，储层岩性复杂，为复 杂砂岩砾岩，油层具有双重介质性； ( 2 ) 油藏埋藏深，埋深1 6 0 0 2 6 0 0 m ；油藏埋藏深导致注汽困难，注 汽质量差是影响超稠油油藏热采效果的主要因素之一。 ( 3 ) 储层非均质性强，孔隙度在5 一3 2 ，渗透率一般在 1 - 1 0 0 0 ) ( 1 0 - 3 9 m 2 ，含油饱和度为5 3 ； ( 4 ) 油稠，原油粘度范围大，最高达2 0 0 0 0 0 m p a s 。 针对上述深层稠油、超稠油油藏特点，在开发中就带来许多新的问题 和技术难点；包括注汽压力高，启动压差高，油层出砂严重，水敏感性较 强，生产压差高，回采率低，并深、油稠举升难度大等。 1 2 国内外现状 国内外到目前为止尚未有成熟的配套技术来开发这类油藏；国外，注 蒸汽开采超稠油技术主要有s a g d 和携砂冷采技术。s a g d 技术一殷要 钻两1 ：3 水平井，其中一口水平井布置在另一口水平井的上面，距离很近( 一 般在5 1 0 m 左右) 。蒸汽注a 多i k 面的一口水平井中，下面的水平井生 2 中国石油大学( 华东) 工程硕士学位论文第1 章前言 产热流体( 包括超稠油和蒸汽冷凝水) 。开采过程中会逐渐形成蒸汽腔并 不断扩大。通过蒸汽腔的边缘向周围油藏提供能量。被加热的原油和蒸汽 冷凝水在重力分异作用下，沿着蒸汽腔壁面流向生产井，被开采出来。除 了常规两口水平井可以实现蒸汽辅助重力泄油，近年来人们又提出单支水 平井s a g d 、一支水平井与若干支直井组合的s a g d 、交错排列的一组水 平注采井的s a g d 等多种可以实现蒸汽辅助重力泄油的布井方式。该 技术目前已在加拿大、委内瑞拉进行了现场应用，均取得了较好的开发效 果；在超稠油开采上走到了世界的前列。他们应用s a g d 技术开采超稠 油已有年产近2 百万吨的规模，技术日益成熟。目前总生产井数( 井对) 超过1 0 0 ，原油产量超过5 0 0 0 t d ，预计2 0 1 0 年s a g d 总产量达到月产 1 0 万吨，所以s a g d 技术是目前超稠油油藏最具潜力的开采方式之一【1 6 】。 但从油藏筛选条件上看，井深小于8 0 0 m ，含油饱和度大于5 0 ，渗透率 大于2 p m 2 ，有效厚度大于2 0 m ，并且无夹层。而胜利油田超稠油井井深 均大于1 1 0 0 米。该技术在国内辽河油田、胜利油用也曾应用，尤其是辽 河油田在s a g d 的应用上，见到了较好的效果，但和加拿大的s a g d 水 平相比还有一定的差距，在注采参数的调控和井底注汽干度上还有待于不 断的优化。 携砂冷采技术通过强排，诱导地层出砂，从而使地层孔隙度提高，形 成蚯蚓洞。渗透率提高几十至数百倍，提高了稠油井产能和采收率。稠油 出砂冷采能较长期高产并有较高采收率的主要机理，一是油层大量出砂形 成蚯蚓洞网络，二是随着油层压力降低形成稳定的泡沫油流动。油层大量 出砂后，在储集层的高孔隙度区域内沿射孔孔道末端形成蚯蚓洞。并沿相 对脆弱带向外延伸，发展成蚯蚓洞网络，测井、试井结果表明孔隙度从 3 0 提高到5 0 以上，渗透率提高很大。这相当于有大量水平井和分枝 水平井向油井供液，极大地提高了稠油在油层中的渗流能力。 3 中国石油大学( 华东) 工程硕士学位论文第1 章前言 稠油出砂冷采技术在加拿大、河南油田泌1 2 5 块和吉林套堡油田白 8 7 块特超稠油的开采中均得到广泛的应用。该技术所要求的油藏条件为： 稠油重度a p l 9 2 0 。，储层有溶解气的存在，原油粘度1 0 0 0 4 0 0 0 0m p a s ， 原始溶解气油比大于6 m 3 m 3 ，也就是说原油在油藏条件下在储层中可以 流动。而胜利油田超稠油祜度大于8 0 0 0 0 m p a s ，储层中溶解气油比较低， 在储层中几乎不能流动，所以该技术难以应用。 胜利油田单6 块超稠油丌采技术自9 8 年至2 0 0 0 年，以单6 东为主要 实验阵地，先后对1 5 口井进行矿场先导试验，取得了成功。其配套技术 是： 是在钻井时应用b p s 强抑制钻井液，在注蒸汽时添加降低湿蒸汽 p h 值的j j 一8 化学助剂防止碱敏及抑制水敏的h d p 2 防膨剂： 是应用地层高饱和预充填+ 金属绕丝筛管管内砾石充填复合防砂 工艺， 是研制应用亚临界湿蒸汽发生器和高真空隔热油管的注汽工艺， 是研制应用了配伍油溶性降粘剂和薄膜扩展剂降低注汽压力技术， 2 0 0 1 2 0 0 4 年应用该技术己在单6 东建成2 8 力吨超稠油生产能力。 但单6 东的超稠油粘度均在8 0 0 0 0 m p a s 以下。而我们研究的胜利油田未 动用的超稠油粘度在1 0 0 0 0 0 m p a - s 以上，所以必须在单6 东已形成配套技 术的基础上继续研究攻关，以有效开采这部分未动用超稠油储量。 1 3 开发研究技术思路 本文提出针对这1 3 亿吨未动用超稠油和深层稠油进行有效开发研究 技术思路是： 注汽压力高，注汽速度低，注汽干度低，也就是注汽质量差是这类油 4 中国石油大学( 华东) 工程硕士学位论文第l 章前言 藏难以有效开发的主要矛盾。 由于这类油藏的超稠油在储层内是不流动的。要想使其流动起来，从 粘温曲线、启动压力梯度及原油从非牛顿流体转化为牛顿流体的温度转化 点上看，只要达到近1 0 0 左右，就可以流动起来。注蒸汽是可以使其流 动起来的最经济有效的方法。而目前这类油藏由于粘度达几十万毫帕秒， 就如同于一面厚厚的稠油墙，使注入蒸汽很难大量侵入进去扩散开，造成 注汽压力高，注汽干度低，使蒸汽传给储层的传热方式以热传导为主，而 热对流、热辐射的传热量很小，使其注蒸汽的热波及体积十分有限，也就 是仅能加热很小地下体积的超稠油，自然单周期的产油量低，周期油汽比 低，吞吐效果不理想。所以千方百计提高这类油藏储层的吸汽能力、提高 注汽干度、降低注汽压力是我们考虑开发这类油藏的首要解决的问题。只 有吸汽能力得以有较大幅度的提高，注入速度才能提上去，也才能降低井 筒的热损失率，使进入储层的蒸汽有较高的干度，提高注入储层蒸汽的热 波及体积：从而可以大大改善这类油藏的注蒸汽的开采效果。 提高储层吸汽能力的主要解决的方法是。一对该类储层进 亍压裂。因 为压裂可以在储层内造出短宽裂缝。这一方面可以把该裂缝周围的地层砂 及稠油推到周围，还可以在裂缝中充填上新的支撑剂，这一崭新的有几毫 米宽、几十米长的裂缝就是注汽的很好通道。如果采用高砂比。甚至用端 部脱砂压裂，就可以造出比常规压裂更宽的通道。这必然就为提高吸汽能 力，降低注汽压力提供了条件。二是用水平井对该类储层进行注汽开发。 我们知道油层厚度对注汽开发有直接的影响，对一定的储层随着油层厚度 的增加其单井的吸汽能力也成正比增加，这是由于特定的储层其吸汽能力 是一定值原因。而采用水平井方式，就如同于大大提高了单井的储层厚度， 也如同大大提高了吸汽厚度，直井变水平井开发，就如同把这类油藏的储 层厚度从1 0 米增大了几十米至上百米，在每米储层吸汽能力是定值的条 5 中国石油大学( 华东) t 程硕十学位论文第1 章前言 件下，水平井这一方式就是提高单井吸汽能力，降低单井注汽压力、提高 注入速度和干度的有效选择。 深层稠油注汽开发由于高温高压带来的问题是在下应选择何种材质 的套管和固井水泥，必须进行适应性优化选择；该类储层深达2 4 0 0 米， 这在国内外的注汽开发史上都未见到的，其井筒热损失是相当巨大的，这 就必须设计更有效的注汽隔热管柱，最大限度降低井筒热损失，而保证井 底有尽可能高的干度；井深、油稠举升难度大，应优化设计井筒举升降粘 工艺也是重要研究之一。 6 中国石油大学( 华东) 工程硕士学位论文第2 章超稠油流体特性研究 第2 章超稠油流体特性研究 2 1 超稠油粘温特性 粘度是反映流体流动性能的重要参数之一，与温度存在规律性关系， 认识稠油的粘温关系对热采油田的开发非常重要。超稠油与邻近油区特稠 油、普通稠油的粘温特性曲线见图2 1 【2 】。 粘 度 ，、 鼍 巴 2 42 93 44 04 45 05 46 06 47 0 7 8 温度( ) 图2 一l 不同类型原油枯温特征曲线 根据粘温特性曲线，回归出稠油粘温特性方程为： 等= 一案- 拳( 2 - ，疆rt z 。 式中一稠油粘度，m p a s ： e 一活化能，j m o l ： r 一普适气体常数： t 一热力学温度，k 。 坐d t 的绝对值的大小反映了粘度随温度的下降速率。式中簧z 正比于 粘温曲线上某温度点的斜率，其物理意义反映了某温度点附近，当温度上 升n 或下降) 时原油粘度下降f 或上于的速率，此值越大，表明粘度对温度 越敏感，而且超稠油与特稠油和普通稠油相比其粘温的敏感性更强。因此， 7 啪啪咖啪o 中国石油大学( 华东) t 稃硕十学位论文第2 章超稠油流体特性研究 保持较高的地层和井筒温度对超稠油的开采是至关重要的。 2 2 超稠油流变特性 稠油在地层条件下一般为具有一定屈服值的宾汉流体特征。通常用原 油的屈服值( “) 和原油转化为牛顿流体特性的温度点来描述原油的流变特 性。 其本构方程可用下式表示： r ：f 0 + u d( 2 2 ) 式中一稠油粘度，m p a s f 一剪切应力，p a ； 一宾汉流体屈服值，p a ： d 一剪切速率，s 一； 屈服值是流变性的一个重要参数，反应了流体塑性的大小，表明流体 具有一定固体的性质。当流体经受的剪切应力小于f 。时，流体只发生有限 的塑性形变而不能流动。只有当流体经受的剪切应力大于0 时，流体才能 发生连续的无限的形变即流动。当原油在管内流动或在地下渗流时，屈服 值的大小反映了流动所需的初始启动压力的大小，此值越大，需要的初始 启动压力也就越大。根据屈服值可以估算因屈服值造成的附加启动压力的 值，以简单的管流为例，设管子的长度为l 半径为r 的流体的屈服值为0 ， 因屈服值造成的附加启动压差为p ，则由力的平衡原理得： a p ：型( 2 - 3 ) 8 中国石油大学( 华东) 工程硕七学位论文第2 章超稠油流体特性研究 相应的附加初始启动压力梯度为： 竺- ：盈( 2 - 4 ) -r 因此，根据管子的长度和半径，可以计算因屈服值的存在而造成的初始启 动压差和初始启动压力梯度。 2 2 1 超稠油的屈服值与温度的关系 超稠油的宾汉屈服值和温度的关系见图2 2 。经回归分析，原油屈服 值与温度的关系遵循下列方程【2 】： t o = j 尸( 2 5 ) 2 5 主2 0 一1 5 翟1 0 唾5 0 z b3 b4 , 55 b6 b，b8 5 温度( ) 图2 2 不同类型原油屈服值和温度的关系 式中f o 一宾汉流体屈服值，p a ： 艿一常数： n 一常数； t 一摄氏温度，。 由图2 2 看出：在较低温度下，超稠油的屈服值比特稠油、普通稠油高 出一个数量级以上。在较低温度下，屈服值随温度的增加而急剧下降，超 稠油下降得更快。反之，温度的降低将导致超稠油屈服值的急剧增加，使 初始启动压力也急剧增加，致使超稠油在地下或井筒无法流动，不能正常 9 中国石油大学( 华东) 工程硕士学位论文第2 章超稠油流体特性研究 生产。因此，从超稠油的粘温关系，以及屈服值与温度的关系考虑，注入 更高质量( 更高温度、更高干度) 的蒸汽，确保地层和井筒保持更高的温度， 对超稠油的开采更加重要。 2 2 2 超稠油的牛顿流体转化温度点 流体粘度随剪切速率的升高而降低的现象，称为剪切变稀特性。剪切 变稀是非牛顿流体的特性。对于牛顿流体，其粘度不随剪切速率的变化而 变化。随温度的升高，原油剪切变稀的非牛顿流体特性会逐渐消失，从而 表现出牛顿流体的特性，发生这一转化的温度点称为牛顿流体转化温度 点。牛顿流体转化温度点是流变性的又一重要参数，是流体流变特征的重 要转折点，理论上高于此温度时，稠油在地层内才能连续渗流，保障油井 的供液能力，因此在热力采油工程上一般要求注入的蒸汽量应确保将地层 加热到该温度之上。从稠油5 0 。c 下粘度与剪切速率的关系( 图2 3 ) 看出：稠油 在较低温度下表现出一定的剪切变稀的性质。随剪切速率( 或渗流速率) 的 增加，表观粘度呈下降趋势。超稠油的剪切变稀特性更明显。 粘 度 ，、 口 脚 o 剪切速率( s ) 图2 3 不同类型原油5 0 c 下流变特性曲线 由表2 1 看出单家寺油田普通稠油一般在4 0 c 6 0 c 左右，甚至更低的 温度下即可转化为牛顿流体；特稠油一般需要6 0 c 8 0 c 左右；而超稠油 则需8 09 u 9 0 c ，甚至更高的温度下，才能转化为牛顿流体。因此，从流 变性角度，要确保超稠油的j 下常开采，应使油层和井筒的温度加热到1 0 0 0 中国孑】油人学( 华东) 丁群硕十学侍论文第2 章超稠油流体特性研究 表2 1 不同类型稠油转化为牛顿流体的温度 井号稠油类型5 0 时粘度( m p a s )转化为牛顿流体的温度( ) 单1 0 - - 2 1 - - 2 5普通稠油 9 0 4 0 5 5 单6 1 2 1 8普通稠油 9 2 9 0 6 0 单6 一1 4 8特稠油 1 4 1 0 0 6 5 单l o 一5 1 7特稠油 1 6 8 0 06 5 萱6 - - 1 2 - - 4 0特稠油 2 6 1 0 07 0 单1 3 0 2 特稠油 4 0 0 0 08 0 单6 一】4 - - 4 0超稠油6 6 6 0 08 5 单】3 0 一1 超稠油 7 0 2 0 0 09 0 以上。总之，超稠油、普通稠油、特稠油的流变性既有一定的共性，又有 较大的差别。其共性是在较低温度和较低剪切速率下，均表现具有一定屈 服值和剪切变稀特征的宾汉型非牛顿流体的特性，随温度的升高，其非牛 顿流体特性逐渐减弱，到达一定的温度后转化为牛顿流体特性。其差别是 超稠油的粘度更高，屈服值和转化为牛顿流体的温度点相应更高。 2 3 稠油渗流特征 由于稠油粘度高、屈服值较大，因此其渗流阻力大，液固界面及液液 界面的相互作用力大，导致稠油的渗流规律产生某种程度的变化而偏离达 西定律。对于稠油，只有当驱动压力梯度超过某一初始压力梯度时，稠油 才开始流动。大量资料证明：稠油在地下渗流时表现如下特征( 1 5 2 - 4 ) ： 从图2 4 可得出：当压力梯度较小时，稠油基本上不流动或渗流速度极 小：当压力梯度增大到某一值后，渗流速度呈现直线性增加：直线段与压 力梯度轴的交点为初始压力梯度；初始压力梯度不但与稠油本身的性质有 中国石油大学( 华东) 工程硕士学位论文第2 章超稠油流体特性研究 关而且也与油藏孔隙度及渗透率有关，其关系式可写为 l 渗 流 速 度 量 、 巴 g o ，r 腰 k 一渗透率，, t u n 2 ； 基于以上的分析，可给出稠油在地下渗流时的运动方程川： o - ：】，则预应力为：卸= 1 3 ：一p ：】 ( 3 1 3 ) 如果吒p ：】，则预应力为0 ，即印= 0 套管在井中的自重：m = g g l 1 0 0 0 一几g 三a 。 ( 3 1 4 ) 井口拉力：f = 卸a 。1 0 0 0 + m ( 3 - 1 5 ) 式中m 一套管柱在井中的浮重，k n ： g 一套管单位长度重量，k g m ： 工一井筒水泥封固段长度； a 一套管壁的横截面积，m 2 ； g 一重力加速度，m s 2 。 ( 3 ) 预应力固井套管受力分析 a 套管常规内压力计算 在作业条件下，套管内压力为完井液柱压力： p ? = p 。g l 1 0 0 0 t 3 - 1 6 ) 式中尸一完井液柱压力引起的套管内压力，m p a ； p 。一套管内完井液体密度，g c m 3 ； ，一套管深度，m ： 注汽工况下，隔热管柱与套管环空底部用封隔器隔离，封隔器上部环 空氮气，注汽时隔热管柱螺纹漏失，蒸汽进入环空，在环空密闭条件下， 套管内压力为按注汽压力计算。 1 7 中国7 i 油大学( 华东) ：i ：程硕十学位论文第3 章超稠油及深层稠油完井技术研究 b 套管常规外挤力计算 外挤压力的计算，水泥面以上按钻井液柱压力计算，套管承受最大外 压时，水泥早已凝固，故水泥面以下以按可能存在的盐水柱压力计算。热 采井固井水泥返到地面，外挤压力为： 只= 幺g 1 1 0 0 0( 3 - 1 7 ) 式中一液柱压力引起的套管外挤力，m p a ； n 一套管外液体密度，g l c m 3 ： ，一套管深度，m ； c 预应力后套管轴向载荷计算 预应力后任意井深，处套管轴向载荷及轴向应力； 厂e2g g ( 一1 ) 1 0 0 0 一以。g 。l a p + 4 p a p 1 0 0 0 ( 3 一1 8 ) 1 k o - ：= ( q g ( l 1 ) ( a 。1 0 0 0 ) 一p 。- g l + p 1 0 0 0 ) 1 0 0 0 式中e 一任意并深f 处套管轴向载荷，血； 仃，一任意井深，处套管轴向应力，m p a ； 卸预应力，m p a 。 3 1 2 套管管材计算选择 根据目静的国内现状，可用于超临界压力注汽井完井的套管只有n s 0 和p 1 1 0 。 表3 1 不同温度套管钢材屈服强度降低系数与屈服应力 正 钢级 2 0 1 5 0 2 5 0 3 0 0 3 7 0 3 9 0 n 8 01 ，0o 9 6 o 9 2 0 9 0o 8 9o ，8 0 n 8 03 9 0 c 时屈服应力m p a4 6 4 8 p 1 1 0 1 ，oo8 9 o 8 5 o 8 1o 7 70 7 0 p 1 1 03 9 0 时屈服应力m p a 5 3 9 1 8 中国石油大学( 华东) 工程硕士学位论文第3 章超稠油及深层稠油完井技术研究 随着温度的升高，套管的机械性能要下降，两种管材在不同温度下的 强度下降系数见表3 1 ，通过表3 】可以算出其在常温下的机械性能。 要进行预应力设计，首先要研究套管在高温高压时的受力情况。根据 上述的套管受力分析模型，设定注汽温度3 9 0 、注汽压力2 3 m p a ，对深 层稠油热采井的套管在注汽时的受力情况进行了模拟计算，从计算结果可 以得出，在井底附近，p l l o 套管在注汽时所受的最大综合( m i s s e s ) 应力 为7 5 7 2 m p a ，而从表3 1 看，p 1 1 0 套管的最高屈服强度都低于7 5 7 2 m p a ， 因此用p 1 l o 套管完井时，注汽过程中套管所受的力要超过其屈服强度， 为了保护套管，需要进行预应力完井。 图3 1 为p 1 1 0 套管的预应力与井底综合应力之间的关系，从这个图可 以看出，用p 1 1 0 套管完井时，只要井口预拉力超过1 4 1 5 t ，套管所受的 综合应力就低于5 3 9 m p a ，因此设计深层稠油井的完井预应力为1 5 0 t ，而 完井管柱自身重量( 在完井液中) 为9 8 t ，预应力时井口大钩的悬重为2 4 8 t 。 o5 0 0l o o o2 0 0 0 预应力( k n ) 图3 1p 1 1 0 套管预拉力值与井底有效热应力关系 由于p - 1 1 0 与n 8 0 管材在高温下的弹性模量不同( 表3 2 ) ，高温下 的热应力也不相同。 1 9 咖m瑚咖啪娜湖伽枷 井底mio应力mpv 中国石油大学( 华东) 工程硕士学位论文第3 章超稠油及深层稠油完井技术研究 表3 2 不同温度下几种套管的弹性模量 e 1 0 。k p a 钢级 2 0 2 0 0 2 5 0 3 0 0 3 5 0 4 0 0 n 8 02 0 5 91 6 5 71 4 9 11 3 3 41 1 7 7】1 0 8 p 1 l o 2 05 9 1 8 4 41 7 7 51 7 2 61 6 6 7 1 6 2 8 如果油并用n - 8 0 套管完并，油层套管所受的综合热应力超过了其屈 服极限强度，因此也需要预应力完井。图3 2 是油层套管( n 8 0 ) 所受综 合应力与预应力的关系，这个图表明，用n 一8 0 套管完井时，只要井口预 拉力超过4 9 5 t ，套管所受的综合应力就低于4 4 2 m p a 。因此设计深层稠油 井的完井预应力为5 0 t ，而完井管柱自身重量( 在完井液中) 为9 8 t ，预应 力时大钩悬重为1 4 8 t 。 井 底 目 ：。 蛊 应 力 宣 孑 3oo 25o5007 - 5o 预应力( kn ) 图3 - 2n 8 0 套管预应力设计 从表3 3 可以看出，t p l l o h 套管热稳定性高、韧性好，完井需要的 预应力小，只有2 2 7 k n ，考虑到钻机的能力和施工安全，选择t p i l o h 套管更为适合，也能满足深层稠油超临界压力注汽的完井要求。 o o o o 0 5 0 5 5 4 4 3 中国石油大学( 华东) 工程硕士学t ：7 ：论文第3 章超稠油及深层稠油完井技术研究 表3 3 不同管材的预应力对比 管材类型预应力( k n )大钩拉力( k n ) n 8 0 4 9 51 4 7 7 p 1 1 01 4 1 452 3 9 7 t p 1 1 0 h2 2 71 2 0 9 3 2 注汽完井耐高温固井水泥选择 深层稠油高压力下注汽热采所受的热应力比普通热采井要高的多， 对固井水泥机械性能要求也高，因此必须进行固井水泥的优选。 3 2 1 水泥熟料化学分析 水泥质量与水泥熟料的化学组成和矿物组成有直接关系，研究与改 善水泥的耐高温性能必须对水泥进行化学分析，一般硅酸钙尤其是c 2 s 含量高，水泥耐高温性能越好，在水泥进行化学分析后可有针对性的选择 改善其耐高温性能的水泥掺和料。 ( 1 ) 石英粉纯度和筛分析测试 水泥中加入石英粉可以改善其耐温性能，但加入石英粉的纯度和石 英粉的颗粒大小，在不同温度下对水泥的抗压强度和渗透性有很大关系， 因此研究了石英粉的纯度和粒径大小及分布，以研究石英粉的纯度、粒径 大小及颗粒级配对水泥环在不同温度下抗压强度和渗透性的影响。 测试时称取石英粉2 0 克，按筛孔尺寸从大到小依次过筛，记录筛余 物的重量，计算筛余物百分数。 测试结果表明热采固井所用石英粉的平均粒径在4 5 p , m 左右，另外 经测试，所用石英粉中s i 0 2 含量为9 2 。 2 1 中国石油大学( 华东) t 程硕寸：学位论文第3 章超稠油及深层稠油完井技术研究 表3 4 石英粉筛分析结果 粒径( 岬) 1 02 0 3 0 4 58 0 筛余物重量( g ) o | 23 ，4 25 7 6 6 8 5 3 6 8 筛余物( ) l1 7 12 883 4 3j 8 4 不同温度下石英粉纯度、细度对水泥抗压强度、渗透率的影响研究 通常石英粉的粒径越大，比表面积越小，其与水泥水化产物c a 纽书 2 在后期反应生成的水化产物水化硅酸钙的数量越少，而水化硅酸钙是高 温下水泥石强度的主要来源之一；另外，水泥水化产物的晶型转化是水泥 高温强度衰退的重要原因之一，石英粉与c a ( o h ) 2 的化学反应有利于 限制水泥永化产物的晶型转化；因而，在高温热采固井中，通常选用石英 粉作为抵抗高温强度衰退的常用水泥混合材料，其粒径应在可能的情况下 尽量小。研究石英粉粒径对水泥石性能的影响主要解决如下问题：一是选 择石英粉合理的粒径范围；二是评价石英粉在不同温度下，其粒径大小对 水泥性能影响的规律。 石英粉中除s i 0 2 外，还含有粘土、有机质等，这些物质作为有害杂 质，影响水泥及与石英粉之间的胶结等，降低水泥的强度，对其含量应加 以限制，其含量对水泥性能影响的大小也是我们进行评价并指导生产的一 个方面。 石英粉的粒径越大，掺入后水泥渗透性越大，石英粉s i 0 2 含量越高， 其渗透性越小。固井水泥的渗透率是一个重要的性能指标，因此也需要对 石英粉的粒径和s i 0 2 含量进行定性的测试。 实验条件： 温度取1 5 0 、2 0 0 、2 5 0 、3 0 0 、3 5 0 、4 0 0 ( 2 共六个温度点 石英粉取平均粒径l o 、2 0 、3 0 、4 5 g n 四个点 石英粉纯度取8 5 、9 0 、9 5 三个点 中国石油大学( 华东) 工程硕士学位论文第3 章超稠油及深层稠油完井技术研究 石英粉：水泥= 3 0 ：7 0 ( 重量比) 水固比【水( 水泥+ 石英粉) 】，其重量比为0 4 4 室温( 2 5 c ) 养护2 8 d 后，加至高温温度，恒温2 d 进行性能测试。 图3 - 3 为石英粉纯度与水泥石抗压强度关系的实验结果，图3 - 4 为石 英粉纯度与水泥石渗透率关系的结果。这两个图表明，在试验范围内，石 3 0 抗2 6 压 强 度2 2 主 兰1 8 1 4 1 0 2 0 02 5 0 3 0 03 5 04 0 0 温度( ) 图3 - 3 石英粉纯度与水泥石抗压强度( m p a ) 的关系 英粉纯度对水泥石抗压强度的影响在5 - 6 m p a 之间，在1 5 0 3 0 0 0 c 范围内 下，对强度影响较大，随着温度的升高，影响逐渐减小，水泥石强度也降 低很大；石英粉纯度对水泥石渗透率的影响，随着温度的增加逐渐增大， 渗透率增加的幅度远大于石英粉杂质增加的幅度，同时水泥石本身的渗透 率也随着温度的增大而增加，对于含杂质1 5 的石英粉而言，在2 5 0 后其渗透率增加速率加大，而含杂质5 - 1 0 的石英粉，在3 0 0 c 后其渗透 率增加速率加大。 图3 5 为石英粉粒径与水泥石抗压强度的关系，图3 - 6 为石英粉粒径 与水泥石渗透率的关系。图3 5 表明：水泥石强度随粒径的增加，在高温 下强度逐渐降低，在3 0 0 c 以后粒径增加，降低幅度加大。生产中宜适当 中国石油大学( 华东) 工程硕士学位论文第3 章超稠油及深层稠油完井技术研究 l r2 鋈 - ! o 8 巨0 6 兰o 4 - o 2 0 1 5 0 2 0 0 2 5 0 3 0 03 5 04 0 0 温度( ) 图3 - 4 石英粉纯度与水泥石渗透率的关系 提高石英粉的粒径要求，图3 6 表明，水泥石渗透率随温度的增加而迅速 增加，相同温度下石英粉粒径对渗透率影响较小。 抗 压 强 度 号 巴 渗 透 窒 g u o ，8 u v 0 2 0 02 5 03 0 03 5 04 0 0 图3 5 石英粉粒径与水泥石抗压强度的关系温良( ) 1 5 0 2 0 02 5 03 0 03 5 04 0 0 温度( ) 图3 - 6 石英粉粒径与水泥石渗透率的关系 ( 2 ) 不同石英粉掺量对高温水泥强度的影响 2 4 中国石油人学( 华东) r t 稗硕十学何论文第3 章超稠油及深层稠油完井技术研究 石英粉掺量对水泥不同温度下高温强度有重要影响，研究这一规律可 确定不同温度下，石英粉的最佳掺量。 抗 压 强 度 一 置 孑 05 01 0 01 5 02 0 02 5 03 0 0 3 5 04 0 0 温度( ) 图3 7 不同温度下、石英粉不同掺量与水泥抗压强度的关系 图3 - 7 为不同温度下石英粉不同掺量与水泥抗压强度的关系。通过以 上的实验，可以确定在不同温度下，石英粉的最佳掺量，结果见表3 5 。 表3 - 5 在不同温度下、石英粉不同掺量与水泥抗压强度的关系 温度 2 5 1 5 02 0 02 5 03 0 03 5 04 0 0 s 1 0 2 淞 0 4 2 33 5 32 8 32 4 82 2 51 8 21 6 3 1 0 4 1 23 3 22 8 ，92 7 62 5 82 1 31 9 1 2 0 3 9 63 2 12 9 63 0 23 0 92 2 81 9 7 3 0 3 8 9 3 0 63 023 1 _ 33 1 82 4 o1 9 8 4 0 3 802 89 2 6 4 2 6 42 4 32 021 83 5 0 3 6 52 7 62 572 4 92 3 81 9 61 6 8 由以上的试验结果可知，在1 5 0 c 以内，热采固井水泥中不掺加石英 粉时强度较高，在1 5 0 c 以上，石英粉掺量控制为3 0 时水泥石强度最高。 在实际施工中应根据热采井中水泥石所受的温度不同，合理的选择石英粉 掺量。根据表3 5 的结果，对于超临界压力注汽井来说，石英粉的含量应 为3 0 。 2 5 拈 骺 砧 坫 中国石油大学( 华东) t 程硕十学位论文第3 章超稠油及深层稠油完井技术研究 3 3 套管程序设计 深层稠油的注汽特点是井深、注汽压力高，井筒热损失大，因此为 了减少深层稠油井注汽的井筒热损失。必须全井筒隔热注汽，但由于深层 稠油需要进行高压力注汽，计算表明，直井隔热油管的极限抗拉强度为 4 7 吨，而每米隔热油管的重量为2 7 蚝，因此，在直井中隔热油管的最大 极限下深为1 7 4 0 米，按安全系数为1 2 5 计算，则隔热油管的实际最大下 深为1 4 0 0 m ，对于井深超过2 0 0 0 米的深层稠油井，目前常用的注汽工艺 管柱不能实现深层稠油井的全井筒隔热，对于深层稠油，必须设计新的注 汽工艺管柱。 为了实现深层稠油井的全井筒隔热，可以采取分段注汽工艺管柱， 即将注汽工艺管柱分为两段，下段注汽工艺管柱先下入井内，用悬挂封隔 器悬挂在井壁上。上段注汽工艺管柱通过插入密封与下段注汽工艺管柱连 接在一起，这样就实现了深层稠油井的全井筒隔热。 为了将下段隔热油管悬挂在井壁上，有两种方案，一种是用悬挂封 隔器悬挂在尺寸相同的套管壁上，这时下段注汽管柱的重量完全靠悬挂封 隔器与套管之间的摩擦力来承受，套管所受的压力很大，根据胜利油田热 采井套损现状，利用有限元分析表明，热采井套管最易损坏的位置是机械 封隔器卡封的位置，因此，如果采用第一种隔热油管悬挂方案，极易造成 套管损坏，并且作业时也存在一定的风险：另一种方案是采用变径套管， 这时下段注汽管柱的重量挂在套管的变径接头上，这种方案是比较安全可 靠的完井及注汽工艺方案。 按照第二种方案，根据目前的套管规格，有两种组合方式，一种是9 5 s i n + 7 i n 套管组合，另一种是7 i n + 5 2 i n 的套管组合。其中95 s i n + 7 i n 套 管组合能适合的注汽工艺管柱组合为：41 2 i n 高真空隔热油管从井口一直 中国石油大学( 华东) 工程硕士学位论文第3 章超稠油及深层稠油完井技术研究 到井底；7 i n + 51 2 i n 套管组合适合的注汽工艺管柱组合为：41 2 i n 高真空 隔热油管+ 31 2 i n 防氢害隔热油管。选择那一种注汽工艺管柱组合取决于 注汽井筒的压力和热损失变化情况。 图3 8 和图3 - 9 是41 2 i n 高真空隔热油管从井口一直到井底与41 2 i n 高真空隔热油管( 1 3 0 0 m ) + 31 2 i i l 防氢害隔热油管到井底注汽的井筒热损 3 5 l l 3 。 2 5 z 。 01 1 0 0 2 2 0 0 井深( m ) 图3 - 8 不同注汽工艺管桂的井筒压力对比 失与井筒压力对比，从中可以看出，41 2 i n 高真空隔热油管从井口一直到 邑 求 辑 超