248-257辽河油田稠油热采井钻完井技术

辽河油田稠油热采井钻完井技术

辽河石油勘探局工程技术研究院

摘要：稠油热采井钻完井是稠油开采技术中的一个重要问题，钻井所面临的主要问题是低压钻井问题。而热采井中最大的问题是完井中的套管先期损坏问题，通过对套管损坏井的调查与分析，提出了稠油热采井套管损坏的主要原因，并对此进行了系统研究。提出了热采井套管设计技术、套管选择技术和降低套管热应力技术、提高固井质量技术、油井开采防砂技术等稠油热采井延长寿命的系列完井技术，通过这些技术的应用保证了稠油藏的顺利开发。

关键词：稠油井热采、套管损坏、热采井完井、热采井套管选择、套管设计、防砂、降低热应力。

1．辽河油田稠油开发概述

辽河油田是一个以稠油为主的油田，稠油的总产量占油田原油总产量的70%，稠油开采以热力采油为主，因此辽河油田的发展史可以说是一部稠油发展史。

到目前为止辽河油田共探明稠油油藏面积200.5km2,共探明地质储量10.2237×108t，动用探明油藏面积128.4 km2,动用地质储量7.6208×108t，共生产稠油1.0371×108t。

辽河油田探明稠油分布图如下图所示

辽河油田稠油油藏具有以下特点：

探明地质储量102237×104t中的油藏深度情况如下：

动用地质储量7.6208×108t中的油藏深度情况如下：

辽河油田探明地质储量中的油品性质如下所示：

辽河油田于1978年发现了高升稠油藏，这是辽河油田发现稠油油油田的开始，以后随着勘探工作的不断进展又发现了大量的稠油油藏。辽河油田于1982年首次在高升油田进行了稠油热采实验并取得了巨大的成功。辽河油田从此走上了稠油热采的快车道，稠油开发得到了高速发展。由于稠油油田进行热力开采的特殊性也为辽河油田的稠生产带来了全新的技术观念和技术进步。

2．稠油油藏钻井技术

稠油油田的钻井工艺与普通井的钻井并没有多少特殊性，但随着油田开发时间的延长，稠油地下压力下降很快，这为钻井的正常进行带来了新的挑战。为了解决稠油井的钻井问题进行了系列研究并取得了大量的研究成果。

2.1热采稠油井井身结构设计

开始进行稠油开采实验时采用的是普通稀油油井身结构设计。即表层套管加油层套管固井完成油井。结果发现注蒸汽时套管带着井口上长，有的甚至达到了近两米高，现场工人操作非常困难。随着油井的生产，井口的采油树又逐步下降回到原来的高度。随着油井的生产发现热采油井大量出砂，套管大量先期损坏。研究后决定应用如下井身结构标准：

a．表层套管339.7mm，再用244.5mm钻头钻穿目的层至完钻井深下入177.8mm套管固井完成。

固井水泥浆返到井口。

b．表层套管339.7mm，再用244.5mm钻头钻达目的层以上3－5m完钻后下入177.8mm套管固井

完成。固井水泥浆返到井口。三开下152mm钻头钻完油层，用340mm扩孔钻头扩眼，先期裸眼防砂完成。

c．表层套管339.7mm，再用244.5mm钻头钻达目的层以上3－5m完钻后下入177.8mm套管固井完成。固井水泥浆返到井口。三开下152mm钻头钻完油层，直接下入金属纤维筛管等新型防砂筛管进行裸眼防砂完井。

d．表层套管339.7mm，再用244.5mm钻头钻入目的层下入244.5mm技术套管，再用215mm钻头钻达要求井深下入筛管完井或进行裸眼砾石充填完井。该井身结构主要用于水平井。

e．表层套管339.7mm，再用244.5mm钻头直接钻达目的层到达要求井深，下部下入防砂筛管上部连接177.8mm套管固井完成。该井身结构主要用于水平井。

2.2热采稠油井钻井工艺

辽河油田稠油田钻井井身剖面一般采用三段式，即直井段、造斜井段、稳斜井段到达设计井深。井身轨迹控制一般用螺杆进行造斜，用普通的稳斜钻具钻达目的井深。为了节约土地资源，辽河油田大部份油井都是丛式定向井。

随着油田开发的进行，稠油区块很快就成了低压油藏。在这样的低压油田钻进用普通的钻井液将会对油层造成比较大的污染，严重地影响油井的生产。特别是它还将直接影响钻井的正常进行，为此辽河油田研究并在现场进行了大量的充气钻井，研究了配套的钻井工具和钻井工艺技术，完井工艺技术与专用工具。

2.3热采稠油井钻井液与完井液

针对辽河稠油油藏浅，油层及上部地层松散可钻性好，地层压力和破裂压力低，易发生井漏、扩径、坍塌等事故的特点。为了稳定井壁，携带岩屑、清洗井底、保护油层、在钻井液、完井液中主要研究出了聚合物不分散钻井液、聚合物不分散完井液，充气钻井完井液以及生物聚合物卤水水包油钻井完井液。

3．稠油油藏完井技术

辽河油田稠油油藏完井在前期阶段都采用与普通油井相同的完井方法与完井工艺进行油井完成。当开采一段时间以后发现热采井套管损坏严重，油井套管在注蒸汽过程中严重上长影响油井正常生，油井出砂严重影响油井的正常生产才对稠油热采井的完井进行认真地研究并获得了大量有价值的成果。

3.1热采稠油井套管损坏原因分析

为了搞清稠油热井套管先期损坏的原因，辽河油田对热采井套管的损坏进行了大量的统计与分析。通过对稠油热采井中套管损坏井的统计有如下：

从上图可以看到套管损坏主要发生在油层段附近，该部位发生套损坏率达到了64.42%，而发生在上部0－400m井段的套管损坏率为12.68%。

通过统计还发现热采井套管损坏主要发生在4－6周期，分析原因主要是套管残余应力引起的。

通过进一步研究发现造成套管先期损坏的原因是：

◆热应力大是造成套管损坏的主要原因

◆油井出砂也是套管损坏的重要原因

◆API圆螺纹接头和偏梯形螺纹接头不适合热采井要求

◆水泥封固质量不好与水泥环空段套管易变形

◆隔热管和隔热措施不利影响很大

从上面的研究可以发现，造成热采井套管先期损坏的原因是很多的。要想解决热采井套管先期损坏就必须进行系统研究，并把热采井的完井作为一个系统工程来考虑是热采井完井工程的正确技术思路。针对热采油井套管损坏的原因在热采井完井设计上进行综合考虑，采取综合措施减少套管先期损坏是热采井完井中的关键技术。

3.2热采稠油井完井方法选择与应用

造成套管先期损坏的原因很多，不同完井方法是影响套管损坏的重要因素。针对辽河油田稠油热采，地层出砂的具体情况，直井和定向井完井主要采取射孔完井和先期防砂完井，从调查的结果来看采用先期防砂完井有利于延长热采井套管寿命，其主要原因是采用先期防砂完井可以防止地层出砂，因此有利于延长套管寿命。其次，先期完井由于筛管和套管连续用铅封或封隔器，有利于释放掉部分热应力，这样也可以减少套管热应力，有利于延长套管寿命。

采用先期完井是有条件的，并非所有油井均可以采用。由于先期完井难以分段开采及实施分层作业等措施，对于需要采取增产措施的油井及有水层易产生水窜的油层是不可以用先期完井的，必须用射孔完井并进行管内防砂。

在“八五”期间通过对典型区块的研究，形成了一套符合辽河油田稠油热采油藏及开采工艺水平的完井方法，经十多口水平井的现场实验后，证明这一套井身结构是合理的的，是适合辽河油田现场实际的。作为稠油水平井完井方法主要内容就是先期完井，其具体井身结构为9 5/8"套管下到水平井入靶点，接着用8 1/2"钻头钻完水平段再下入筛管形成上固下不固的完井方法。

稠油侧钻水平井完井方法锦91块沙一段于1组油层上部30～40m处有一含水层，厚度为20～30m，位于侧钻窗口以下造斜段内，该块为稠油油层；根据直井开采经验，该地区一但顶水下窜就会形成产水不产油的局面，因此该块油井完井的关键技术之一就是控制顶水下窜；在直井完井时，一般采用固井完

成，对固井质量要求特别高，由于地层水比较活跃，固井质量难以保证，直井也时有发生水窜现象。因此工程院研究了用超细水泥进行先期堵水工艺技术。经现场应用证明其效果良好。

3.3热采稠油井套管设计

热采井套管设计主要包含3个方面的内容：套管的选择、套管强度计算、套管热应力减少。 套管的选择是热采井完井设计的重要技术问题。辽河油田在热采井套管的选择上最初是按普通油井进行选择与设计，出现问题后又按国外通用的热采井套管，N80套管进行设计。经几年的现场应用证明N80套管要优于原来使用的J55套管，但套管损坏依然十分严重。经进一步研究，计算和国内外的实验都表明稠油热采井套管的最大热胀应力发生在封隔器附近以及以下油层部位的套管上，其值在700MPa 以上，超过了N80套管屈服极限值。因此选用N80套管是难以满足油井实际需要的。

由于现有套管在现场应用中很难满足稠油热采井要求，辽河油田与钢管厂合作选择TP100H 钢材生产套管。TP100H 钢材是一种合金钢，经石油总公司管材研究所做了全面评价试验， TP100H 钢材各项性能均优于常用的N80套管，它完全满足API 套管钢材的参数要求。因此辽河油田热采井套管选择了TP100H 钢材套管。

热采井套管丝扣可选的有三种丝扣，其一是长园扣，第二种是偏梯扣，第三种是特殊丝扣。这几种丝扣中以偏梯扣和特殊丝扣抗拉力较大。而特殊丝扣是近年发展起来的新扣型，虽然效果很好但它的成本较高。因此辽河油田与国外一样选用偏梯扣作为一般热采井油层套管。

稠油热采井套管设计计算主要是热应力计算问题。热载荷的数值首先与套管温度的升高有关，同时与管材性质、管柱结构及围岩物性等参数有关。由于封隔器以下的升温值基本相同，因此热胀内力最大的截面位置应该出现在封隔器以下的弯曲管段内。如果没有弯曲管段，则封隔器以下直管段内各处的热胀内力基本是均匀分布。但在套管接箍附近的局部范围内，由于接箍旁边的水泥环台肩，在套管柱热胀时会在管壁上产生局部围压，形成局部热胀内力。由于封隔器部位套管柱的温度有突变，最大的局部热胀内力发生在封隔器附近的接箍端部套管截面内。

大量现场实况调查及理论研究结果表明，注蒸汽热采井套管柱发生强度破坏的主要部位是在封隔器以下的油层段及封隔器附近的井段。主要破坏形式为拉断。因此，计算注蒸汽热采井套管柱的强度，只关注最大热载荷及其相应的热应力是不够的，应该进一步关注吐液降温之后的残余拉伸应力。因为这种残余拉伸应力才是和热采井套管主要破坏形式直接相关的。

以残余拉伸应力作为强度判据时，相应的安全系数应该取得稍大一些，和常温固井状态下采用的抗拉安全系数统一起来，采用1.6-1.8比较合理。这样处理可使注蒸汽热采井套管柱的设计获得安全而又经济的方案。

套管柱上主要的强度危险区有以下二个：

（1）封隔器以下高温区的管段（含直管段和弯管段），这里的热胀轴向压力最大，热胀弯矩也可能很大，同时还有固井时留下的初始应力（含预拉应力及弯管段的弯曲应力）。

（2）封隔器附近接箍邻区的管段，这里的热胀轴向压力并非最大，但热胀引起的局部围压能使管壁产生相当大的局部弯曲应力。

与上述二个危险区相应的强度条件共计有三个： a 高温区管段初始应力应该满足的强度条件；

b 高温区管段热应力（残余拉伸应力）应该满足的强度条件；

c 封隔器附近管段热应力（残余拉伸应力）应该满足的强度条件。

虽然大家都知道热采井套管残余应力问题，但所见公式不多，为此给出热采井套管残余应力计算公式：

升温阶段当套管应力超过压缩屈服强度时

()()c c 1

c c c c

c c s z 211C E 21T E μ-μ+''μ+μ-?'α-

σ-=σ'

其中： σz ′：套管轴向应力，MPa ； σs ：套管屈服强度，MPa ； αc ：套管线膨胀系数，1/℃； E c ′：套管强化模量，MPa ； ΔT ：温差，℃；

μc ：套管材料泊松比，无因次。 降温阶段套管应力超过拉伸屈服强度时

其中： σ

z ??

：套管轴向应力，MPa ； σs ′：套管拉伸屈服强度，MPa ； αc ：套管线膨胀系数，1/℃； E c ??：套管拉伸阶段线性模量，MPa ； ΔT ：温差，℃；

μc ：套管材料泊松比，无因次。

由于套管材料的鲍辛格（Bauschinger ）效应，使得拉伸屈服强度有所降低，其拉伸屈服强度为：

()s z s 2min σ-σ'=σ'

根据拉伸－压缩时的单向累积效应理论，当平均应力不为零时，也就是在非对称循环载荷作用下，在控制应力的拉伸－压缩时，渐进变形（单向累积效应）将会发生。每个循环的渐进变形可表示为：

()()??????

????????+σ-???? ??γ+σ-???? ??γγ=ε?2max 2

2

min 2k C k C log 1

其中： Δε：每个循环的渐进应变，无因次； γ、C 、k ：材料特性系数； σmin ：最小应力，MPa ；

σ

max ：最大应力，MPa 。

在公式中，γ、C 、k 为材料特性系数，可以查循环塑性特性系数表查得。 Δε为循环的渐进变形，由单向累积效应理论可得循环的渐进应力可表示为：

???

??

???? ??ε?γγ+=σ?2Th C k 2

由此可以得到任意循环周期的应力应变，同样也可以知道每一周期的残余应力。

如果热采井设计使用的蒸汽温度过高，又缺乏高强度的管材，这种情况下要满足套管柱强度设计的安全条件，可能发生困难。解决这种困难的有效措施在于设法吸收部分热胀变形，降低套管柱上高应力部位的应力值。为了解决这一困难辽河油田研究成功了热应力补偿器。

所谓“热应力补偿器”技术。这是一种具有伸缩功能的短接，接在套管柱的高温段内，能吸收热变形，释放热应力；辽河油田所用热应力补偿器结构如下图所示：

到2002年为止共用套管热应力补偿器的767口井中，除开始由于使用不当造成齐40出现的十四口井工具变形外，其余未出现工具质量问题。特油公司有六口井发生套管变形,一口井在射孔部位错断,三口井在射孔部位变形，二口井分别在射孔部位上部5m、7m处变形，其余套管未见损坏，最多注汽8轮，平均注汽4轮。在同样条件下，未采用补偿器的井的套管损坏率在20%左右，可见采用套管应力补偿器

可以有效缓解套管损坏，但它并不能完全避免套管损坏。它不能减少其它原因造成的套管变形、错断、泄漏等引起的套管先期损坏问题。

3.4热采稠油井固井技术

根据理论研究的结果及现场调研资料，增加套管外水泥环高度，有利于减少套管损坏，尤其对于热采井油层顶界以上水泥环的高度与保护套管有着直接关系。这就要求热采井固井时把水泥浆返出地面。

辽河油田热采井水泥及水泥浆配方，必须满足地层岩石胶结构差、地质孔隙压力低、耐高温、有利于水泥浆返到井口等条件。据此选定的主要技术指标为：

低密度水泥浆密度<1.5g/cm3

水泥浆析水接近或等于零

水泥浆失水量≤400ml/>&MPa×30min

稠化时间2-3小时

水泥石抗压强度≥10Mpa(72h)

水泥石抗温≥350℃

提高水泥石高温强度的有效技术是在水泥浆内加入石英沙，通过对不同加砂配比下水泥石抗压强度变化的实验研究及不同硅砂粒度下水泥石强度变化的实验研究，提出了以下加砂油井水泥生产控制指标。

硅砂中SiO2含量>98%

硅砂粒度>160目

基础水泥：API 、G级水泥

硅砂配比：100：40(干水泥重：硅砂重)

辽河稠油油藏含有的胶结物数量少，胶结力弱，地层强度低，尤其馆陶地层非常容易引起漏失，就是在水泥候凝时水泥浆的渗漏也常常造成100-200米的空段。针对以问题，有针对性地进行了研究，确定了几项现场实施技术。

a.FC堵漏液

b. 水泥伞

c.标志液。经现场应用证明这几项技术可以大大地提高稠油井固井水泥上返高度。

针对热采井实际需要低密度水泥浆的问题研究成功了泡沫水泥，并形成了完整的配套工艺技术，在易漏地层应用泡沫水泥具有良好的技术前景，从总的来看泡沫水泥具有以下优点：

a.泡沫水泥石的抗热性能好。

b.泡沫水泥石具有高温高强度的突出优点。

c.泡沫水泥的渗透率小，并且密度低，能有效地防止地漏。

辽河油田还研究并应用了抗高温低密度水泥浆配方主要包括G级水泥、高硅土、硅灰、微珠等。

3.5热采稠油井预应力完井

为了减少套管上的热应力，国内外广泛应用了套管提拉预应力技术。在套管提拉预应力上有许多种方法，辽河油田最开始搞的是双凝水泥提拉预应力技术和两次注水泥提拉应力技术。由于施工技术复杂，辽河油田先后研究成功了多种地锚简化提拉预应力工作。现在广泛使用的是用辽河油田自己研制的W A-Ⅱ型空心式套管地锚。采用该项技术有效地解决了提拉预应力工艺复杂的技术问题。

3.6热采稠油井防砂技术

辽河油田稠油油井一般都是在疏松砂岩地层，因此大部份油井在生产中都伴随着出砂问题。油井出砂不仅影响油井正常生产，而且从热采井套管损坏原因调查分析中可以清楚地看到出砂是导致套管损坏的主要原因之一，因此在稠油热采井完井中必须考虑油井出砂与防砂问题。

稠油井防砂一般分为先期防砂与管内防砂两种，先期防砂又可以分为裸砾石充填防砂和各种筛管直接防砂，早期的先期防砂主要是采用裸眼防砂方法完成，辽河油田高升采油厂曾大量使用该方法进行防砂并取得了良好的效果。但该方法也有施工技术复杂，成本高等缺点，因此近年已被以金属纤维筛管为代表的各种新型筛管所取代。先期完井具有成本低，对油层污染小，油井产量高等优点。一般情况下只要油层条件许可都尽量选用该方法完井。例如：辽河油田冷东采油厂的冷43块，原来用射孔完井不注蒸汽不出不油，后改为金属纤维筛管进行裸眼防砂后许多油井可以实现较长时间冷采。下图是该筛管的结构示意图与油井完井管柱图：

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4．辽河油田近年热采井所用新技术

近年来辽河油田在热采井钻完井上不断研究，在延长热采井寿命上取得了巨大的成绩，综合起来在热采井钻完井上辽河油田使用了如下一些技术：

●稠油油藏水平井技术

●生物聚合物不分散钻井液、完井液

●充气泥浆低压钻井技术

●裸眼砾石充填技术

●充气裸眼砾石充填技术

●金属网防砂筛管

●金属纤维筛管进行裸眼防砂

●水平井裸眼砾石充填技术

●水平井特种筛管防砂

●水平井、侧钻井上固下不固混合完井●抗高温水泥浆

●抗高温低密度水泥浆

●充气水泥浆

●NSCC特殊丝扣套管

●TP100H热采专用套管

●热采外加厚套管

●热采井热应力计算与套管设计

●热采井提拉预应力技术

●热采井热应力补偿器研制与应用

●热采井固井FC堵漏液

●热采井固井水泥伞

●热采井固井标志液

●热采井侧钻水平井超细水泥封顶水技术