下载文档原格式
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4272343515 15999深层900－1300m, 占41.79% 特深层1300－1700m, 占42.56%中深层600～900m15.65%248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。
海洋石油稠油热采井下管柱应用与设计摘要：热采技术为海洋石油稠油油田的开发提供了新技术并在NB35-2-B 油田取得了显著的成效，随着热采技术在海洋稠油油田应用和推广，井下管柱设计及优化对控制作业风险和作业成本发挥着至关重要的作用。
本文对海洋石油稠油热采技术目前应用的井下管柱进行全面的分析和总结，对未来热采技术所需的井下管柱作出设计。
关键词：热采技术注采两趟管柱注采Y管管柱注采双管管柱同井同时注采管柱1 引言随着中国经济的快速发展，石油消耗量与日俱增，而目前国内石油产量已远远不足，稠油油田的深入开发是解决石油产量问题的一个方法。
热采技术在海洋石油的成功应用为海洋石油的稠油开发提供了新技术，取得了良好的效果。
结合海上石油的生产作业的特点，如何控制热采技术的作业风险和作业成本显得尤为突出。
热采管柱的设计与优化充分的解决了这个问题，为以后热采作业的发展提供了很好的参考。
2 热采技术图1是南堡35-2-B平台稠油热采技术的流程图，该项技术以油管注入多元热流体，油套环空注入氮气，通过对地层稠油进行热降粘，补充地层能量的手段，实现后期自喷和下泵开采，达到最大化开发稠油的目的。
下面注采两趟管柱已在南堡35-2-B平台成功应用，现介绍如下：3 注采两趟管柱注采两趟管柱介绍及评价（图2 图3）作业步骤：1、钻完井作业结束后，下入下部注热管柱，管柱组合（由下至上）：2-7/8”EU油管死堵+2-7/8”EU带孔倒角油管+2-7/8”EU倒角油管+底阀+桥塞；2、下入上部注热管柱，管柱组合（由下至上）：2-78”EU反扣通具+2-78”EU 倒角油管+变扣（4-1/2”B*2-7/8”P）+4-1/2”隔热油管+伸缩管+4-1/2”隔热油管+油管挂；3、安装采油树并进行水密、气密试验；3、按照工艺设计要求进行油管内注热、环空注氮作业；4、注入作业结束后进行焖井、放喷作业；5、放喷作业结束后，拆采油树，起出注入、放喷管柱，下入生产管柱（见图3）生产管柱（由下至上）：2-78”EU反扣通具+2-78”EU倒角油管+机组+3-1/2”EU油管+泄油阀+3-1/2”EU油管+油管挂；6、安装采油树，进行机采生产。
热油田井油藏地质开采设计书一、钻井目的及设计依据钻井目的：热采井陈29-57井在1235.73米处套套破，目前已工程报废，注灰封井。
损失地质储量5.3×104t。
为了完善蒸汽驱注采井网，提高储量控制和动用程度，建议钻更新油井陈29-斜更57，从而提高油藏最终采收率。
目的层为Ng下22层，兼顾Ng下23层，Ng下22相当于：陈29-57井1268.8-1275m井段油层；Ng下23相当于：陈29-57井1275-1279.2m井段油层。
设计依据：依据二、水平井区油藏地质特征1、构造特征本区馆陶组地层产状受基岩古地形的影响，馆下段地层顶面构造形态总体为由南东向北西倾没的单斜构造，构造较为平缓。
地层倾角小于2°，各砂层组顶面构造形态纵向上自下而上具有较好的继承性。
Ngx22层：该层总体上表现为南东-北西向单斜构造，油藏顶面埋深-1270—1315m。
局部发育多个正、负向微起伏。
陈28-斜56井区发育小的局部高点；陈372井区发育小的局部低点。
Ngx23层：该层总体上表现为南东-北西向单斜构造，油藏顶面埋深-1280—1320m。
局部发育多个正、负向微起伏。
陈28-斜56井区发育小的局部高点；陈372-陈27-斜59发育一局部沟槽；陈23-斜59井区为一正向微起伏。
陈29-斜更57井，位于陈373块Ng下22、23层陈28-斜56砂体构造中高部位（附图2）。
2、储层特征本区目的层为河道沉积，各小层砂体呈长条状分布，由于河道侧向迁移，使得两个相邻小层部分叠合，因而各小层之间隔层不论厚度或平面展布变化都比较大，厚度变化范围0.6～15m，局部具有连通区。
Ngx22层：该层发育1个含油砂体，河道主体部位陈371-6井区较厚，边部较薄，平均厚度4.0m，砂体厚度在0.8-7.4m。
Ngx23层：该层发育1个含油砂体，砂体厚度在1.4-8.7m，平均厚度3.7m(附图2-8)。
调整区有效厚度 2.0-7.0米，平均有效厚度 3.0米。
浅析稠油热采水平井有效完井方式陈捷【摘要】针对浅层块状底水特超稠油、薄层边底水及深层边水特稠油等不同类型稠油油藏特点,重点从水平井完井结构、完井成本、防砂效果、满足产能要求等方面进行了系统的分析,提出了适合不同类型稠油热采水平井完井方式,并对其在辽河油田现场适应性做了对比、分析和评价.【期刊名称】《石油工业技术监督》【年(卷),期】2013(029)004【总页数】4页(P54-57)【关键词】稠油热采;水平井;产能;完井方式【作者】陈捷【作者单位】中国石油辽河油田分公司多种经营处,辽宁盘锦124010【正文语种】中文截至2012年9月底，中国石油辽河油田累计完钻水平井1170口，累积建成产能411×104t，投产1129口，开井755口，日产油7210t，占辽河油田总产量的23.2%，水平井开采技术已成为辽河油田开发建设和增储上产的重要手段，特别是稠油油藏开展了新区高效开发、老区井间挖潜、SAGD方式转换以及二次开发工作，为辽河油田千万吨稳产提供了强有力的支持[1-3]。
由于辽河油田稠油油藏埋藏较浅，上覆岩石的压实作用弱，油砂松散，采用水平井开发时，水平井完井方式适应与否直接影响到一口井的产量和寿命,理想的完井应使油流能最有效地流到地面，同时使建井成本和操作费用降到最低[4-6]。
针对稠油油藏地质开发特点及稠油热采水平井开发中出现的问题，从水平井完井结构、完井成本、防砂效果、满足产能要求等方面进行了系统的分析、评价，提出了适合不同类型稠油热采的水平井完井方式。
1 稠油热采水平井有效完井方式1.1 浅层块状底水特超稠油油藏水平井完井曙一区构造位于辽河盆地西部凹陷西斜坡中段。
曙一区杜84块位于杜84-杜813断块区的北部，其中馆陶、兴隆台油层为目前开发的主力油层，整体构造形态为一向南东方向倾斜的单斜构造，地层倾角2～4°。
馆陶油层为一特殊的边顶底水油藏，兴隆台油层为边底水油藏，2套储层均为高孔-高渗型储层，属于超稠油油藏（表1）。
