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        2. 關于完井---您知道多少(篇四:完井方式選擇)


          完井方式的選擇主要是針對單井而言。雖單井屬于同一油藏類型,但其所處地理位置不同,所選定完井方式也不盡相同,如油藏有氣頂、底水,若采用裸眼完成,技術套管則應將氣頂封隔住,再鉆開油層,而不鉆開底水層。若采用套管射孔完成,則應避射氣頂和底水,又如油藏有邊水,套管射孔完成時,油田開發要充分利用邊水驅動作用,避射開油水過渡帶,第一章已闡述完井方式選擇必須依據油田地質和油藏工程的特點,本節從另一個角度就當前直井和定向井及水平井兩大類型完井,結合油田地質和油藏工程的特點就某些問題論述完井方式選擇。完井方式選擇需要考慮的主要因素見圖5。 [3]

          一、直井完井方式選擇

          直井完井方式是國內外自石油開發至今的完井方式基本,今后也將會如此。直井完井適應范圍廣、工藝技術簡單、建井周期短、造價低。按油、氣井地層巖性可分為砂巖、碳酸鹽巖和其他巖性三大類,這三大類型巖性均可以采用直井完井。

          1、砂巖油氣藏

          砂巖油氣藏完井方式選擇流程圖,如圖6。

          1)砂巖分為層狀、塊狀和巖性油藏。在陸相沉積地層中,層狀油層所占比例大。塊狀或巖性油層中其物性、原油性質和壓力系統大致是一致的,因而完井方式無須作特殊考慮。但層狀油層,特別是多套層系同井合采時,就應認真考慮其完井方式。首先應考慮的是各層系間壓力、產量差異,若差異不大,則可同井合采,若差異大,特別是層間壓力差異大,因層間干撓大,高壓層的油將向低壓層灌,多套層系開采的產量反而低于單套層系的產量,在這情況下,即應按單套層系開采;但有時單套層系的儲量豐度又不足以單獨開采,此時只能采用同井雙管采油,每根油管柱開采一套層系,以消除層間干撓,保證兩套層系都能正常生產。

          雙管采油雖然解決了層間干撓的問題,但其使用有局限性。因雙管采油時,兩根油管柱所采的層系,自噴期不一定是同期的,可能其中一套層系先停噴,這里就有一個人工舉升接替問題。由于套管直徑限制,兩套有桿泵或電潛泵都因工具直徑大無法同時下進井筒內,若采用氣舉接替則兩套氣舉管柱一同在完井時下入井內,當一根油管停噴,可立即用氣舉接替,則可以保持雙管開采的優勢,否則,油田開發初期是雙管采油, 后期則變為單管采油了,但雙管采油必須具備下述三個條件。

          (1)技術套管≥95/8in,懸掛襯管≥7in-可以下兩根油管。

          (2)具有天然氣資源可足以提供氣舉采油之用-停噴后可以及時接替生產。

          (3)完井時即下入兩根油管氣舉采油的生產管柱及工具-兩根油管不論那一根

          油管停噴都可以氣舉(因為雙管采油時,不太可能在一根油管停噴時,去壓井換井下管柱)。

          由于雙管采油的上述特殊要求,僅局限于海上油井,陸上超深井使用。因其單井產量高,較長時間不進行井下作業。不進行大中型增產措施。陸上油田的深井、中深井大多不采用雙管采油,因為單管采油生產套管直徑相對較小,生產成本低,建井周期短,停噴轉人工舉升方式可以根據需要選擇,若層間干撓大的層系,則按兩套層系開發,雖然多鉆一口井,但單井生產管理方便,井下作業和增產措施易行。

          2)砂巖油藏從原油粘度來分,可分稀油、稠油,陸相沉積的地層的特點是層系多,滲透率偏低,而且地層能量低。稀油大多需要注水,補充地層能量開發,而且多套層系都要進行壓裂增產措施。這類砂巖油藏只宜采用套管射孔完成,不應采用裸眼或割縫襯管等方式 完井,因為裸眼或割縫襯管完井都無法分層注水或分層壓裂。

          至于砂巖稠油油藏,因稠油層不論普通稠油或特、超稠油,油層大多為粘土、原油膠結,膠結疏松,生產過程大多出砂,因而必須采取防砂措施,防砂的方法在本章第一節已闡述,可根據具體情況加以選擇,此外必須強調的是稠油井應采用大直徑套管,套管直徑≥7in.因為稠油粘度大,流動阻力大,采用大直徑套管才能下大直徑油管,本書第三章有專門論述稠油井套管直徑的問題,此外一再論述。

          砂層普通稠油大多采用注水開發,如勝利孤島、孤東,埕東和勝土土坨油田都是采用注水開發。采用套管射孔完成即能分層控制,并可在注水井中采用樹脂固砂方法;在生產井可采用樹脂固砂、防砂濾管或繞絲篩管礫石充填防砂的方法,上述油田從70年代直至80年代開發實驗證明這種完井方式是適應的。

          至于砂巖層特稠油都是采用注蒸汽開采,遼河高升油田為大厚稠油層,有氣頂底水,油層厚度為60~80mm,早期采用裸眼完成,繞絲篩管礫石充填防砂,后因裸眼完成難以控制氣頂和底水,也難以調整吸汽剖面,后改用套管射孔完成,至于一些層狀或薄互層的稠油層,如遼河歡喜嶺、曙光、河南井樓等油田以及勝利樂安油田的砂礫巖油層都是采用套管射孔完成,繞絲篩管礫石充填或濾砂管防砂,上述油田的完井都經受了注蒸汽的考驗。

          砂巖油藏不論為何種油藏類型,若為低滲透油藏,則需要進行壓裂增產措施;若為高滲透油藏,油層膠結疏松,油層易坍塌或出砂,就需要防砂。再就是稀油油藏需要注水開發,稠油油藏需要注蒸汽開采,而且要分層控制及調整其吸水、采油和吸汽剖面,因而宜采用套管射孔完成。至于一些單一油層,無氣頂底水,油層滲透率適中,依靠天然能量開采,不進行壓裂增產措施,采用下割縫襯管完井也是可行的。

          至于砂巖氣藏,大多為致密砂巖,滲透率低,都必須進行壓裂增產措施,特別是一些底水氣藏,要防止底水錐進,所以應采用套管射孔完成,不能采用裸眼完成。 [2]

          2、碳酸鹽巖油氣藏

          碳酸鹽巖油氣層完井選擇流程見圖7所示。

          碳酸鹽巖油藏按滲流特征可分孔隙性和裂縫性或裂縫和孔隙雙重介質油藏,如勝利純化油田的假蠕狀石灰巖即為孔隙性油層,華北任丘油田霧迷山油層則為裂縫為主和基質孔隙的雙重介質油藏??紫缎杂蛯油耆梢园瓷皫r油層一樣完井,因為此類油層需要進行酸化或壓裂酸化增產措施。因而多采用套管射孔完井。裂縫性或裂縫和孔隙雙重介質油藏,如華北任丘油田古潛山油藏有氣頂和底水,開發初期采用裸眼完井,發展了一套裸眼封隔器進行堵水和酸化措施,但不如在套管中進行井下作用措施可靠。,后來又采用了套管射孔完成,這樣對控制氣竄和底水錐進和進行酸化措施就有效多了。但是這類油藏若無氣頂和底水,仍可采用裸眼完井。

          碳酸鹽巖氣藏與油藏一樣有兩種類型,如四川磨溪氣田即屬孔隙性氣藏,靖邊氣田也屬此類型,而四川其他氣田則大多屬于裂縫性氣藏。這兩種氣藏大多有底水,孔隙性氣藏完全可以按孔隙性油藏完井一樣對待。其增產措施與油層一樣,要進行酸化或壓裂酸化,因而多采用套管射孔完井。底水裂縫性氣藏,也同樣需要酸化和控制底水措施,因而宜采用套管射孔完井,有時也可選擇裸眼完井。

          3、火成巖、變質巖等油藏

          這類油藏是指火山巖、安山巖、噴發巖、花崗巖、片麻巖等油藏,這些類型油藏都屬次生古潛山油藏,是由生油層的原油運移至上述巖石的裂縫或孔穴中而形成的油藏,這種類型油藏老都為堅硬的巖石,可按裂縫性碳酸鹽巖油藏完井?;鸪蓭r、變質巖完井方式選擇流程圖見圖8所示。 [3]

          二、水平井及定向井完井方式選擇

          圖9

          圖9

          水平井完井方式選擇大致可分為二類。水平井完井方式選擇流程圖如圖9所示。

          1、按曲率半徑選擇完井方式

          短曲率半徑的水平井,當前基本上是裸眼完成。主要在堅硬垂直裂縫的油層中裸眼完成,如美國奧斯汀白堊系地層,或者是致密裂縫砂巖,因為這些地層都不易坍塌,雖然是裸眼,仍能保持正常生產。

          中、長曲率半徑的水平井則可以根據巖性、原油物性,增產措施等因素選擇完井方式。當今水平井技術發展很快,水平井水平段也不斷增長,在這些長水平井段中,特別是在砂巖中,生產過程中地層難免不坍塌,因而不宜采用裸眼完井,通常采用的是割縫襯管加套管外封隔器(ECP)完井或套管射孔完井。

          2、按開采方式及增產措施選擇完井方式

          對于稠油開采,加拿大在SASKATCHEWAN地區大量采用水平井注蒸汽開采稠油,其完井方式大多采用割縫襯管完成,再下金屬纖維或陶瓷濾砂管或其他方法防砂,本節前面已談到稠油層膠結疏松,地層易坍塌,不能用裸眼完井。 [3]

          對于一些低滲透油層的水平井,需要進行壓裂措施,因而只能套管射孔完成,即使采用割縫襯管加套管外封隔器完井,因為分隔層段太長(長度100~200或更長),只能進行小型酸化措施,而無法進行壓裂措施。另一方面,高速攜砂壓裂液會將割縫管的縫隙刺大或破壞。

          至于定向井的完井方式選擇,因定向井井斜大致在50°左右,其完井方式基本同直井一樣選擇。


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