稠油油藏钻采方案

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1、第一部分常规热采开发方式采油工程设计3.1直井及定向井采油工程方案设计3.1.1完井工程设计3.1.1.1完井方式友林稠油油藏出砂普遍，目前开发井都采用套管注加砂水泥预应力固井、射孔完井方式。根据山东油田稠油开发实践，2013年友林油田超稠油油藏直井（定向井）主体采用套管注加砂水泥预应力固井、射孔完井方式，水泥返至地面，要求固井质量优良。3.1.1.2生产管柱设计3）生产管柱设计根据理论计算和经济效益对比，2013年部署区直井（定向井）生产管柱选择为：①油藏埋深≤350m（337口），采用Φ73mm×5.51mmN80平式油管；②油藏埋深﹥3

2、50m（230口），采用Φ114mm×62mm隔热油管。按2013年友林油田产能建设实施部署统计，有230口直井（定向井）需要使用隔热油管，按单井平均470m计算，需隔热油管10.81×104m，隔热油管性能参数见表3.1-7和表3.1-8。表3.1-7Φ114×62mm隔热油管性能参数单位重量（kg/m）连接螺纹接箍外径（mm）内管参数（mm）外管参数（mm）下井深度（m）隔热等级内径壁厚外径壁厚2841/2″BCSG132625.51114.36.351600D级表3.1-8隔热油管隔热等级参数表隔热等级BCDE视导热系数λ(W/m.℃)

3、0.04≤λ＜0.060.02≤λ＜0.040.006≤λ＜0.020.002≤λ＜0.006此外，2013年友林油田产能建设实施方案还部署了10口动态监测井，设计单井井深470m。对抽油生产中采用的Φ73mmN80平式油管和Φ60.3mmN80平式油管进行了强度校核和生产适应性分析（见表3.1-9），两种管柱的强度和生产适应性满足采油要求。因此，为满足生产和动态监测的要求，动态监测井采用双管结构：主管、副管都采用Φ60.3mm×4.83mmN80平式油管。表3.1-9Φ73mm和Φ60.3mm平式油管强度校核尺寸材质壁厚mm抗内压kg/cm

4、2抗挤毁kg/cm2抗滑扣t允许最大下深m生产适应性Φ73mmN-805.5174366247.882827满足要求Φ60.3mmN-804.8378769932.642700满足要求3.1.1.3油层套管根据山东油田稠油开发实践，直井和定向井通常采用Φ177.8mm套管。Φ177.8mm套管井筒半径大，流动阻力较小，有利于稠油流入井筒，也有利于后期防砂及维修作业。推荐采用Φ177.8mm套管。全生命周期采油工程方案的实现，依赖于井筒的完好。而在热采开发中，套管损坏往往导致生产井提前报废。因此，建议钻井工艺使用TP90H或以上钢级的热采套管，

5、保证井筒完好。3.1.1.4射孔工艺友林油田侏罗系八道湾组压力系数为0.94，原油粘度高，无自喷能力。因此，射孔方式选择电缆传输方式，具体射孔参数如下：射孔弹：YD-89弹孔密：20孔/m布孔格式：螺旋布孔布孔相位：60°射孔液：稠油脱油热水3.1.1.5井口为防止地层破裂发生汽窜，友林超稠油注汽压力应不高于地层破裂压力。油藏工程要求结合2012年实施区的实际注汽压力情况见表3.1-10，2013年实施区八道湾组井口注汽压力控制在9.0MPa～12.0MPa之间。根据油藏工程设计的注汽参数，采用耐压14MPa的热采井口可以满足要求。表3.1-

6、10重18井区2012年投产井井口注汽压力与2013年注汽压力预测投产年度层位油藏埋深(m)井口注汽压力(MPa)2012年齐古组284-2947.0-8.5八道湾组251-5209.0-11.82013年齐古组320-4007.5-9.0八道湾组300-5309.0-12.0因此，友林超稠油2013年实施区井口推荐：1）生产井：采用KR14-337-65型热采井口，最高工作压力14MPa，最高工作温度337℃，公称通径65mm；2）动态监测井：采用KRS14-337-52×52双管热采井口装置，最高工作压力14MPa，最高工作温度337℃，

7、公称通径52×52mm。3.1.2举升工艺设计根据山东油田稠油的成熟举升工艺，推荐该区采用游梁式抽油机加抽油泵的举升方式。其举升设备选择为：1）抽油泵根据地质方案，该区设计单井产能3.5t/d。已投产开发井的每轮峰值产液量为30.0t/d，每轮平均日产液量不超过15.0t/d。为满足该区配产要求及后期排液量要求，结合抽油泵的泵效，对Φ44mm和Φ56/38mm泵径的理论排量及泵效50%时排量进行了计算（见表3.1-11）。表3.1-11抽油泵排量计算表冲次（次/min）冲程（m）Φ56/38mmΦ44mm理论排量（m3/d）泵效50%时排量（

8、m3/d）理论排量（m3/d）泵效50%时排量（m3/d）51.817.38.619.89.971.824.012.027.513.8101.834.417.239