提高熱采水平井火驅開發效率的完井技術研究畢業論文-資料下載頁

　　

【正文】 以被驅替到的死油區。 水平井之間形成死油區為了將死油區的油開采出來，同時結合前節提到的進一步提高采收率的正向燃燒和反向燃燒方法的綜合利用。可在死油區增加四口直井，初期作為生產井將原來死油區得油采出來。 適當增加四口直井輔助生產生產到一定程度后，實施反向燃燒法，將增加的四口直井生產井改造為注入井，中心注入井改造為生產井或者廢棄使用，四口水平井依然為生產井。 將直井改造為注入井隨著技術的發展，水平井注入井技術的利用，使用驅替效果更好的水平井水平井組合可進行范圍更廣、效果更好的原油開采。 連續生產布井，一口水平注入井兩邊各種對應三口水平生產井，生產井后面任然是生產井，從而實現了更大面積的開采。為進一步增加采收率，可適當增加直井。 適當增加直井輔助生產增加直井主要有三個作用，一是進一步采出更多的油，二是與第一排生產井協同實施反向燃燒，三是成為下一排水平生產井的注入井，提高注氣效率（此時離中心水平注氣井的距離較遠，中心注氣井注氣效果有限）。以上可以進一步提高采收率。 將直井改造為注入井，協同注氣火燒油層技術往往會用于剩余油的開采，為了提高采收率和減小成本，應該盡可能的利用原有井網并與新的井網相結合進行剩余油的開采。以原有的九點法開采的井網為例，原有的中間三口直井可以先改造為注入井，并在中間三口直井直井新加兩口直井也用作注入井，這樣便形成了五口直井注入井協同注氣的開采方式。，圖中A點同時接受上、下兩口井燃燒傳播的熱量，比兩邊區域的溫度更高，更容易點燃，燃燒前緣擁有更快的推進速度。因此在較短的時間內五口井可以形成共同的燃燒前緣。 多口注入井共同形成穩定的燃燒前緣從地層剖面圖來看，五口直井注入井可以達到類似水平注入井的效果，而且能通過控制每口井的注入速度，更好的克服非均質性的影響，這是水平注入井所達不到的。 多口直井達到類似水平井多點注氣的效果在此基礎上，再增加兩口直井和六口水平井，從而達到類似水平井水平井組合的開采效果。 水平井、直井協同生產，原九點法開采的直井被充分利用，中間三口直井被改造為注入井，與新的直井協同注氣，兩邊的直井被用作輔助生產，使驅替效果更佳徹底。同時，當燃燒前緣到達這幾口直井后，這幾口井又可以改造為注入井，協助空氣的注入，提高注氣效率，從而全面提高剩余油的采收率。 水平井火燒油層技術的發展前景與直井相比，水平井擁有很多優勢，但目前水平井火燒油層技術及其完井技術的發展還處于初級階段（尤其是水平注入井及其完井技術的發展），有很多技術還處于實驗階段，未能用于實際生產。隨著火燒油層技術被逐漸重視，水平井火燒油層技術也將得到很好的發展。在可以預見的將來，水平井火燒油層技術可能有以下三個新的發展方向：（1）多分支水平井分層開采的火燒油層技術。水平注入井的一個缺點在于在垂直方向上的注氣寬度有限。在油層的垂直方向上，水平注入井的注氣寬度不會大于水平井的井眼直徑，如果油層的厚度較大，這種窄注入寬度將影響到注氣效率。如果是直井，在厚度較大的油層可以通過增大射孔段的方法來增加注入寬度，從這個角度出發，直井注入井優于水平注入井。但從油層水平方向上來看，水平井對燃燒前緣和驅替面積的控制以及最終采收率是直井無法比的，水平井仍然是最好的開采方式，在這種情況下，利用多分支水平井分層開采的火燒油層技術就可以克服以上問題。 分層開采地層剖面圖（2）水平井平衡注氣的火燒油層技術當油層非均質性差異過大時，會給火燒油層技術的實施帶來相當大的麻煩，這個麻煩主要體現在均勻注氣和燃燒前緣的均勻推進上。油層的非均質性差異過大，導致水平段各注氣點的壓差不同，使得各注入點的注氣量不同。另外，非均質性差異過大，導致空氣在油層不能均勻流動，滲透率大的區域流量大，燃燒前緣才此處因氧源充分而燃燒得更快、推進得更快，形成突進。這種差異最終導致局部區域燃燒前緣過早到達生產井，從而使生產提前結束，采收率較低。為了克服非均質性過大帶來的麻煩，通過改變注氣工藝或完井方法（如使用平衡篩管等）來達到平衡注氣的目的，是在非均質性過大的區域實施火燒油層技術的必要方法。（3）火燒油層技術運用于一次采油和輕質油藏的開采。在火燒油層技術順利實施的前提下，采收率可達80%以上，這是很多其他方法所無法達到的。將火燒油層技術作為一采，一次性的將80%以上的原油采出，帶來的經濟效益可想而知。另外，火燒油層技術能將粘度大的稠油開采出來，那么用于粘度較小的輕質原油的開采理論上也完全可行。只不過目前火燒油層技術的實施工藝較其他方法還是要復雜很多，開采成本也比較高，但隨著火燒油層技術的發展，尤其是更先進、成本更低廉的技術開發出來，將火燒油層技術運用于一次采油和輕質油的開采的是很有前景的。4 軟件編制—點火時間的確定欲將油層點燃、點好，除了確保進入油層的混合氣溫度高于油層自燃溫度外，還必須確保一定的加熱量。確定總加熱量是根據熱平衡原理，即將注入井加熱半徑范圍內的巖石由原始溫度加熱到點火溫度（420~450℃），并將其范圍內的原油、（即考慮在點火過程有50%的熱損失，其中包括往前帶的熱量）。已知總熱量及點火器的額定功率，則加熱時間就不難確定，具體技術如下[1]： （） （） （） （） （） （）式中：∑Q—總加熱量，kJ；Q1—加熱預熱范圍內巖石至點火溫度之熱量，kJ；Q2—加熱預熱范圍內原油至餾點并使之汽化的熱量，kJ；Q3—加熱預熱范圍內的水至餾點并使之汽化的熱量，kJ；Q4—點火過程的熱損失，kJ；R—點火預熱半徑，m；H—目的層有效厚度，m；Φ—原油平均孔隙度，小數；So，Sw—分別為油層含油、含水飽和度，小數；ρs、ρo、ρw—分別為油層、原油和水的密度，kg/m3；cs、co、cw—分別為油層、原油和水的比熱容，kJ/(kg?℃)；tt2—分別為原油平均餾點和水的汽化溫度，℃；T、t0—分別為點火溫度和油層原始溫度，℃；ho、hw—分別為原油、水在注氣壓力下的汽化熱，kJ/kg；t—點火加熱時間，h(d)；P—電熱器有效功率，kW；N—功熱當量系數，3600kJ/(kW?h)。 軟件程序界面 如果已經有實際生產經驗，根據生產經驗已經確定了預熱半徑，可以自行設置（選擇“是” ）；如果未確定預熱半徑（選擇“否” ），系統可以提供不同點火預熱半徑條件下的點火時間。 程序啟動后界面選擇“是”、“否”后的界面差異為是否自行輸入預熱半徑。 選擇“是” 選擇“否” 實例計算對于六東2區：H=10m，S0=，Sw=，Φ=，ρ0=904kg/m3，ρw=998kg/m3，t0=20℃，c0=(kJ/kg℃)，cw=(kJ/kg℃)，cs=(kJ/kg℃)，t2=302℃，hw=1390kJ/kg，t1=200℃，h0=，T=420℃，P=40kWh。點擊“是”，依次輸入數據，并計算。 選擇“是”后，進行數據輸入 計算結果若為設計預熱半徑，點擊“否”，依次輸入數據，并計算。 選擇“否”后，進行數據輸入 計算結果根據計算結果，結合設備的加熱能力和經濟允許點火時間，可以從以上結果中確定適當的點火時間及總加熱量。例如根據實際經驗和經濟因素，預熱半徑越大點火成功率越高，但一般經濟要求點火時間應盡可能短，再根據以往經驗，點火時間為3天左右可同時兼顧以上兩個因素。因此，~，點火時間為60~88小時比較適宜。5 結論與建議 結論本文在調研了國內外火燒油層完井技術的基礎上，結合火燒油層新技術的原理及其特點，對提高熱采水平井火驅開發效率的完井技術進行研究，主要結論如下：（1）以直井水平井組合、水平井水平井組合重力泄油原理為輔助的火燒油層新技術克服了傳統火燒油層技術的諸多問題，提高了采收率。（2）對水泥、套管、抗蝕腐、注氣、射孔、完井等方法的優選提高了火燒油層工藝效率。（3）根據火燒油層發展趨勢，提出了以生產井和注入井的轉換、分層開采以及輕質油開采為主的火燒油層完井技術新需求。 建議（1）火燒油層技術的研究更多的依賴于室內試驗和現場試驗，在理論方面的研究相對缺乏，在對其完井技術進行研究時由于缺少理論支持，研究難度較大。本文涉及到的理論研究有限，以后以后應在這方面作更多研究。（2）直井水平井組合、水平井水平井組合重力泄油原理為輔助的火燒油層技術現在還不是很完善，尤其是水平注入井的相關技術還局限于室內的實驗過程，缺乏實際生產經驗，以后可以對水平注入井的相關技術作更多的研究。致 謝本文從選題的確定，論文的寫作、修改到最后定稿得到了老師的悉心指導。尹老師治學態度嚴謹，學識淵博，為人和藹可親，他嚴肅的教學態度，嚴謹的治學精神，精益求精的工作作風深深地感染和激勵著我。師兄在整個畢業設計過程中不斷對我得到的結論進行總結，并提出新的問題，使得我的畢業設計課題能夠深入地進行下去，也使我接觸到了許多理論和實際上的新問題，使我做了許多有益的思考。值此論文完成之際，在此向導師表示誠摯的感謝和由衷的敬意。同時也感謝學院為我提供良好的做畢業設計的環境。此外，還要感謝在論文寫作過程中，幫助過我、并且共同奮斗四年的大學同學們，能夠順利完成論文，是因為一路上有你們，衷心地感謝所有在我論文寫作過程中給予過我幫助的人們，謝謝！ 最后，向在百忙中抽出時間對本文進行評審并提出寶貴意見的各位專家表示衷心地感謝！由于本人水平有限，論文中難免有不足之處，敬請各位專家老師批評指正！參考文獻[1]張敬華，楊雙虎，[M].2000.[2]王玉華，方萬軍，[J].2001.[3]舒華文，田相雷，[J].內蒙古石油化工，2010，（21）58.[4]關文龍，馬德勝，[J].石油學報，2010，31（1）：100104.[5]關文龍，吳淑紅，[J].西南石油大學學報，2009，31（4）：6772.[6]李英，[J].特種油氣藏，2005，12（5）：101103.[7]王大為，周耐強，[J].西部探礦工程，2008，（12）：129131.[8]凌建軍，黃鸝，[J].油氣開采，1996.[9]岳磊，[J].山東冶金，2010，32（3）：5355.[10]李偉超，吳曉東，[J].西南石油大學學報，2008，30（1）：7780.[11]韓國慶，吳曉東，[J].油氣田地面工程，2007，26（5）：1718.[12]Kanen [J].特種油氣藏，2003，10（5）：105106.[13]樓湘，李軍剛，[J].青海石油，2009,27（2）：2429.[14]，. AirInjection EOR in Highly WaterSaturated LightOil Reservoir[C]. SPE100215，2006.[15]Chieh Chu. StateoftheArt Review of Fireflood Field Projects[C]. SPE9772，1982.[16] Akkutlu，Yannis . The Effect of Heterogeneity on Insitu Combustion：The Propagation of Combustion Fronts in Layered Porous Media[C]. SPE75128，2002.[17]Jerrold ，Issam Bousaid，Timothy . Initiation of an InSitu Combusion Project in a Thin Oil Column Underlain by Water[C]. SPE10248.[18] ，. Novel Cement Composition for Completion of Thermal Recovery Wellbores[C]. SPE101848，2006.[19]，. Recovery Methods for Heavy Oil in UltraShallow Reservoirs[C]. SPE76710，2002.[20]，Binay Ram，. Enhanced Oil Recovery by InSitu Combustion Process in Santhal Field of Cambay Basin，Mehsana，Gujarat，IndiaA Case Study[C]. SPE89451，2004.[21]，. 3D Model Studies of the Immiscible CO2 Process Using Horizontal Wells for Heavy Oil Recovery[C]. PAPER987