采油工程方案编制课件.ppt

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,采油工程方案编制,前言,新中国成立以来，油田开发方案采用前苏联模式。

内容包括油藏工程研究和油田建设方案。

20世纪60年代，开发大庆油田时，发现此模式问题较多，承担油田开发方案实施的采油工程始终处于被动和滞后状态。

20世纪80年代初，由于改革开放对外交流加大，采油工程方案的重要性逐步显现。

20世纪80年代末，开始制订采油工程方案。

其对提高油田开发效果和经济效益起到举足轻重的作用。

一、概述二、基础资料准备三、完井工程设计四、采油工程设计五、HSE要求,目录,1,概述,第,部分,油田开发总体建设方案构成简图,油田开发是一项庞大而复杂的系统工程，因此，在油田投入正式开发前，必须编制油田开发总体建设方案，作为油田经济、高效开发的指导文件，采油工程方案是总体方案的重要组成部分和方案实施的核心，在油田开发总体方案中起着承上启下的重要作用。

一、油田开发总体方案,主体部分,二、采油工程方案基本构成,三、方案编制的原则及要求,

（一）采油工程方案设计“六项”基本原则,设计方法必须具有较强的科学性；方案设计内容必须全面；必须满足油藏工程和地面建设的要求；加强敏感性研究，进行多方案优化；方案的实施必须具体良好的可操作性；坚持“少投入、多产出”的经济原则。

（二）采油工程方案编制要求,充分应用油藏地质研究和油藏工程提供的基本资料，以之作为主要的设计依据。

重点论证本油田开发的主要问题、基本工艺和关键技术。

结合油藏特点开展必要的室内及现场工艺试验，并充分借鉴同类油田的经验。

采用先进的理论和设计方法，进行科学论证和方案优选。

编制的方案应具有科学性、完整性、适用性、可操作性和经济性。

2,基础资料准备,第,部分,

（一）油田地质基础资料,

（二）油藏工程基础资料,（三）采油工程基础资料,地质构造特征；地层划分及岩性特征；储层特征；油藏类型及油、气、水分布。

油藏流体的组成及性质；油藏压力与温度；储层岩石渗流特征；试油、试采成果及试井资料解释结果；油藏类型及驱动方式；油田开发层系、开发方式及井网部署；油井产能分布及其变化的预测结果；油田开发指标预测,系统保护油层储层敏感性地应力情况及应用,基础资料准备,3,完井工程设计,第,部分,第一节完井方式及要求第二节完井及生产过程中的储层保护,1,第一节完井方式及要求,一、选择完井方式根据油气藏工程设计要求，结合油气藏地质特征，选择完井方式。

完井方式选择技术要求,油气层和井筒之间具有尽可能大的渗流面积、油气入井阻力最小；能有效封隔油、气、水层，防止层间的相互干扰；能有效控制油层出砂，防止井壁坍塌及盐岩层挤毁套管；既能适应自喷采油、又与后期人工举升相适应；具备分层注水、分层措施的条件；稠油开采能达到注蒸汽热采的要求；油田开发后期具备侧钻的条件；施工工艺简便，综合经济效益好。

常用完井方式,

（1）八面河油田疏松砂岩大斜度井、水平井完井方式,采用套管射孔金属棉滤砂管完井,裸眼管外封隔器TBS筛管裸眼管外封隔器螺旋精密不锈钢复合网筛管完井,目前江汉油田常用完井方式,

（2）、盐间非砂岩完井方式,通过近年研究分析发现，完井方式对盐间非砂岩开采有较大影响。

盐间非砂岩油藏试油试采获工业油流的井有35口，采取的完井方式主要有六种：

（2）、盐间非砂岩完井方式,下技术套管油层套管井油井生产平均寿命达1742天（4年9个月），套管抗外力强，单井产量高；只下油层套管井，井况较差。

长裸眼完井效果差，井壁垮塌，出砂结盐严重，不利于油井长期正常生产，只适应于油井生产能力好，井喷或井涌严重的井、水平井、大斜度井。

而先期短裸眼完井由于避免了钻井及固井泥浆造成的污染，一般可以获得较高的产量，且产量相对稳定和持久。

悬挂尾管、筛管、割缝套管等完井方式，尾管、筛管，割缝套管等容易被挤毁变形而使油井报废，,侧钻井井身结构示意图,水平井井身结构示意图,建南气田2000年以前所有开发井都是以直井、套管射孔方式完井，2000年以后采用水平井（包括侧钻水平井）作为主要的开发方式，在鄂西渝东地区钻探了建平1井等14口水平井,这些井完井方式除建69井采用割缝衬管完井外,都是后期裸眼方式完井。

（3）建南天然气井水平井完井方式,气井选用的套管钢级有AC95（S）、NT95、TP95S、TP80S、SM95S，生产套管整体防硫。

江汉建南气田在多年的勘探开发过程中，逐步形成了一套适合低压气藏的试气采气技术，特别是通过近几年的科技攻关，已基本形成了以胶凝酸酸压为主导完井试气工艺技术。

连续油管注氮排液,大型酸压,（3）建南天然气井水平井完井方式,建平5放喷点火,一、完井方式及要求完井方式的选择必须依据油藏地质、油藏工程特点和采油工艺要求来进行。

（1）面138区自上而下钻遇平原组、明化镇、馆陶组、沙一段、沙三段、沙四段，属于常压油藏，钻井过程中可视为同一压力系统，不需要下技术套管封隔不同压力的地层。

表层套管封固平原组上部松软易垮塌地层，因此，采用表层套管+生产套管的井身结构，并采用套管射孔完井方式。

经试采表明，套管内射孔后期高压充填防砂完井方式是经济可行的。

（2）面138区块原油性质较差，具有密度高、粘度高等特点，根据13口井原油分析样品统计，地面原油密度0.948-0.984g/cm3，平均0.964g/cm3，地面原油粘度1825-4630mPa.s，平均为3255mPa.s，凝固点8-20，平均12，属于普通稠油，可采用常规冷采开发。

（3）面138区块油层胶结疏松，油井在生产过程中出砂，必须采取适当的防砂等措施，不宜采用裸眼或割缝衬管等方式完井，以便进行分层注水或压裂。

面138方案,1,第一节完井方式及要求,二、完井井口装置选择叙述套管头规范及完井井口要求,

（1）套管头规范：

T10-3/45-1/2

（2）完井井口要求：

拆卸设备时要采取必要的措施保护好井口，严防碰、砸井口。

完井后及时戴上套管帽，标注井号并点焊牢靠。

套管头底法兰上端面距地面不得超过0.4m。

井场平整符合有关规定。

面138方案,1,第一节完井方式及要求,三、套管设计根据油气藏工程、钻井工程的要求，结合采油采气方式及工艺措施的设计方案，确定生产套管尺寸，并对套管的材料、强度进行计算及校核，对密封性能提出要求。

设计步骤：

先确定油管尺寸再确定套管尺寸。

油管尺寸选择方法：

1、自喷井（包括天然气井和气举井）利用节点分析法，通过效率分析、产量分析、自喷分析，应用IPR和TPR曲线优选油管尺寸。

2、人工举升井根据举升方式（有杆泵、水力活塞泵、电潜泵）确定油管尺寸；最大产液量；泵型、最大泵径；配套井下工具。

（1）套管尺寸设计目前139.7mm套管能满足83mm以下有杆泵（外经114mm）、电潜泵（外径98-110mm）的生产要求，从经济角度考虑，所钻新井生产套管尺寸选定为139.7mm。

面138方案,

（2）套管材质、强度设计根据国内普遍采用的SYS5322-88套管强度设计推荐方法，采用等安全系数法进行设计。

设计抗拉安全系数1.65，抗挤安全系数1.00，抗内压安全系数1.10。

注：

套管柱强度设计是按标准SY5322-88（套管柱强度设计推荐方法进行设计的，生产套管按全井掏空计算。

）套管柱强度设计考虑了注水和压裂等因素。

（注水井采用壁厚9.17mm的套管）。

面138方案,（3）生产套管密封性能固井后，试压15.0MPa，稳压30min不降。

面138方案,1,第一节完井方式及要求,四、射孔工艺方案设计射孔参数优化，射孔工艺选择。

选择射孔方式及管柱、选定负压值及射孔液、选择射孔枪及射孔弹。

（1）射孔工艺选择设计原则射孔工艺的选择应当根据油藏和流体特性、地层伤害状况，套管程序和生产条件来选择，其工艺分正压和负压工艺。

由于面138块地层压力较低，为稠油油藏，因此应选择大孔径、且适当增加孔密，负压射孔工艺，减少油层伤害，增大渗流面积，降低油流阻力，最大限度的解放油层。

射孔方式选择按射孔传输方式分为电缆输送和油管输送。

由于电缆输送套管枪负压射孔具有高孔密、施工简单、成本低且具有负压清洗孔眼的优点，适用于中、低压油藏。

而对于大斜度井、水平井和射孔井段长的井采用油管输送负压方式射孔更具优势。

另外油管输送射孔还可以与射孔投产、压裂酸化、防砂等联作，既安全又经济。

射孔负压值选择负压值的选择既要能够使孔眼的破碎压实带的细小颗粒冲刷出来使井眼清洁，同时又要保证地层不出砂、不垮塌、套管不被挤坏。

因此根据W.T.BELL经验关系，可以得到射孔负压范围见下表。

射孔液优选射孔液采用经过处理的区块采出水或与地层流体配伍性能良好的水源，并加入适量的0.5%防膨剂和0.5%表面活性剂，防止地层中粘土膨胀和原油乳化伤害。

射孔枪及射孔弹的选择国内常用射孔枪有YD127、YD102、YD89、YD73枪，弹型有127弹、102弹、89弹等。

对于地层疏松，深穿透效果不理想，可选择高孔密，大孔径的枪射孔，即选用YD-102型枪，102弹。

（2）射孔参数优化孔深、孔密的优选孔深的选择应与超过钻井伤害带而又不影响孔眼的稳定性为宜。

在孔密很小时，提高孔密的增产效果很明显，当孔密增大到一定程度，提高孔密的增产效果不明显。

一般认为26-39孔m的孔密是射孔成本最低、油井产能最大的射孔密度。

相位角的优选射孔相位角可以人为控制，所以选择适当的射孔相位角对提高射孔完井的产能十分重要。

在均质地层中，90相位角最佳，在非均质地层中，120相位角最好。

在疏松砂岩地层中，60相位角最佳。

采用螺旋布孔方式。

孔径的选择一般认为孔径对产能的影响不大，对于一般的砂岩地层选择孔径在6-12mm较好，但对于稠油井、高含蜡井以及出砂严重的油层，为减少摩阻、降低流速，应采用大于16mm以上的孔眼。

（2）射孔参数优化,射孔优化设计软件,射孔弹数据库,储层岩石物性参数钻井完井参数筛管防砂参数,计算产能比,射孔表皮系数钻井表皮系数井斜表皮系数总表皮系数,优选产能比最高的一组射孔参数,第一节完井方式及要求第二节系统保护油层,一、钻完井过程中的油层保护主要伤害因素分析：

（1）钻井液、完井液滤液和固相侵入伤害分析

（2）压差对屏蔽环形成质量的影响研究钻井液、完井液优选推荐的保护措施钻井液API滤失量不大于5ml、失水不大于20ml;滤液与地层流体配伍。

固相颗粒含量不大于8%。

钻井液密度要求。

2,系统保护油层,二、射孔防砂过程中保护油层的要求及措施

（1）射孔防砂液的优选射孔防砂液的选择应满足以下条件：

与地层水配伍性能好，防止颗粒物和沉淀物堵塞地层。

要求射孔液密度应控制在不将油层压死的范围之内。

（2）保护油层的射孔优化设计要求采用抽汲降压方式进行负压射孔。

（3）防砂防砂施工时，在携砂液中加入适量的防膨剂和降粘剂，所有入井液采用本区块产出水或与地层流体配伍性好的水源。

三、注入过程中的油层保护结合速敏、水敏、盐敏、碱敏、酸敏试验结果，系统分析注入过程中造成油气层损害的各种因素，从注入介质、注入速度、作业过程等方面提出切实可行的保护油气层措施。

注水过程中保护油层的措施及要求：

（1）注入水最好采用该区产出水或与地层流体配伍性较好的水源；由于该区块具有中等水敏和盐敏特性，投注前注入防膨剂段塞，投注后，根据注入压力变化情况，不定期注入防膨剂段塞或进行增注。

（2）注入水矿化度不应低于10439mg/l；（3）入井液基液中固相颗粒含量控制在3mg/l，粒径小于2m。

面138方案,2,2,系统保护油层,四、增产措施中的油层保护说明压裂过程中的油层保护要求及措施。

说明酸化过程中的保护油层要求及措施。

说明防砂过程中油层保护的要求及措施。

说明其它增产增注措施中保护油层的要求及措施。

措施作业中保护油层的要求：

（1）酸化解堵施工中，注意防膨和防乳化，酸液在地层温度下缓蚀能力强（60时，15HCl，腐蚀速度小于8mm/a；土酸腐蚀速度小于10mm/a），稳定铁离子能力大于500mg/l，酸液与原油接触不生成残渣沉淀，与原油乳化率小于10；酸液张力小于30mN/m，保持岩石水湿润性。

（2）冲砂作业过程中，防止油层污染，冲砂洗井液中加入0.3防膨剂和0.1活性剂，矿化度要求大于10