适用于浅层超稠油SAGD井的平衡液面压井方法技术

本发明专利技术涉及修井作业配套方法技术领域，是一种适用于浅层超稠油SAGD井的平衡液面压井方法，其通过注汽井停汽，生产井排出热液后，向生产井注水，建立注汽井与生产井的井间低温液面，利用降温水对井间地层降温，增加渗流阻力，一方面阻隔蒸汽，防止蒸汽窜入井筒，破坏压井液性能，另一方面通过增加井间渗流阻力，平衡一部分蒸汽腔压力，减少排液降压时间。本发明专利技术所述用于浅层超稠油SAGD井的平衡液面压井方法，能缩短SAGD开发中后期修井排液降压时间，压井操作简单，便于进行修井作业，风险系数小，成本较低，并提高了油井生产时率。并提高了油井生产时率。

【技术实现步骤摘要】
适用于浅层超稠油SAGD井的平衡液面压井方法


[0001]本专利技术涉及修井作业配套方法
，是一种适用于浅层超稠油SAGD井的平衡液面压井方法。

技术介绍

[0002]为了不断挖掘稠油开发潜力，新疆油田对稠油油藏采用了多元化的开发方式，截止目前已逐步工业推广了VHSD（直井
‑
水平井蒸汽驱）、HHSD（水平井
‑
水平井蒸汽驱）、SAGD（蒸汽辅助重力泄油）等汽驱开发方式，这些开发方式能获得比蒸汽吞吐开发更高的采收率，但也因持续注汽开发，井下蒸汽腔体积会不断扩大，给油井检维修作业带来困难。当油井发生故障时，现有技术是先进行排液降压，排空蒸汽腔压力后，进行下步检修作业。但随着原油的不断采出，井下蒸汽腔发育扩大窜通、体积庞大，导致排液降压、降温时间越来越长，最长达到半年以上，排出流体通常为高温汽液混相，前期缺少对压井时机、压井方法的研究，压井过程，易发生汽侵，破坏压井液性能，造成压井失败，导致反复排液、压井，修井作业无法安全及时进行，严重影响油井生产时率。

技术实现思路

[0003]本专利技术提供了一种适用于浅层超稠油SAGD井的平衡液面压井方法，克服了上述现有技术之不足，其能有效解决SAGD开发中后期修井排液降压时间长、压井难的问题。
[0004]本专利技术的技术方案是通过以下措施来实现的：一种适用于浅层超稠油SAGD井的平衡液面压井方法，按下述方法进行：步骤一，注汽井停汽，生产井排出热液，将注汽井与生产井的井间热液排空，根据现有公知的饱和蒸汽压力一一对应关系和套压变化趋势综合判断，在生产井井底的液相转变为汽相时，停止排液；步骤二，从生产井套管向生产井井底注温度为20℃至25℃的降温水，降温水通过生产井井底注入地层，占据排出的热液留下的空间，建立注汽井与生产井的井间低温液面，利用降温水对井间地层降温，增加渗流阻力，一方面阻隔蒸汽，防止蒸汽窜入井筒，破坏压井液性能，另一方面通过增加井间渗流阻力，平衡一部分蒸汽腔压力，减少排液降压时间；步骤三，降温水注入完毕后，反循环测压，焖井24小时，观察生产井井底温度和套压变化情况，水平段前三点的温度在焖井24小时内回升不能超过各区块安全作业温度，井口套压回升不超过0.1MPa，返循环测压确定最终井口余压为安全余压后，采用无固相压井液实施压井。
[0005]区块安全作业温度确定方法：根据压井液耐温性能及地层流体粘温性确定，需同时满足压井液耐温性能，原油不具有流动性两向要求。
[0006]安全作业压力确定方法：由于1.4g/cm3以上无固相压井液具有强刺激性气味，影响现场作业安全，因此压井液密度上限确定为1.4g/cm3，根据此密度和井深计算出井口安全余压。
[0007]下面是对上述专利技术技术方案的进一步优化或/和改进：上述降温水的注入量计算公式为：注入量=（注汽井与生产井的井间液面宽度
×
注
液高度）/2
ꢀ×
水平段动用长度L
ꢀ×
孔隙度。
[0008]上述步骤三中，如焖井过程中的井下水平段前三点的温度、井口套压回升值超过安全作业需求时，则重复步骤二和步骤三直至焖井过程中的井下水平段前三点的温度、井口套压回升值未超过安全作业需求，再采用无固相压井液实施压井。
[0009]井下水平段前三点的温度指的是从泵吸入口至水平段A点的温度，A点、B点指的是钻井时候的预定经验轨迹的两个终点。水平井最上面是直井段，第二部分是造斜段，造斜段井轨迹由垂直方向转向水平方向，最后就是水平段。A点通常位于进入水平段的地方，B点通常位于水平段结束的位置这是本领域公知常识。
[0010]本专利技术所述用于浅层超稠油SAGD井的平衡液面压井方法，能缩短SAGD开发中后期修井排液降压时间，压井操作简单，便于进行修井作业，风险系数小，成本较低，并提高了油井生产时率。
附图说明
[0011]附图1为SAGD井的注汽井与生产井的分布示意图。
[0012]附图2为注水量计算容积模型示意图。
具体实施方式
[0013]本专利技术不受下述实施例的限制，可根据本专利技术的技术方案与实际情况来确定具体的实施方式。
[0014]下面结合实施例对本专利技术作进一步描述：实施例1：如图1所示，该用于浅层超稠油SAGD井的平衡液面压井方法，按下述方法进行：步骤一，注汽井停汽，生产井排出热液，将注汽井与生产井的井间热液排空，根据饱和蒸汽压力一一对应关系和套压变化趋势综合判断，在生产井井底的液相转变为汽相时，停止排液；步骤二，从生产井套管向生产井井底注温度为20℃至25℃的降温水，降温水通过生产井井底注入地层，占据排出的热液留下的空间，建立注汽井与生产井的井间低温液面（如图1的液池），利用降温水对井间地层降温，增加渗流阻力，一方面阻隔蒸汽，防止蒸汽窜入井筒，破坏压井液性能，另一方面通过增加井间渗流阻力，平衡一部分蒸汽腔压力，减少排液降压时间；步骤三，降温水注入完毕后，反循环测压，焖井24小时，观察生产井井底温度和套压变化情况，水平段前三点的温度在焖井24小时内回升不能超过各区块安全作业温度，井口套压回升不超过0.1MPa，返循环测压确定最终井口余压为安全余压后，采用无固相压井液实施压井。
[0015]实施例1中，在步骤三中，如焖井过程中的井下水平段前三点的温度、井口套压回升值超过安全作业需求时，则重复步骤二和步骤三直至焖井过程中的井下水平段前三点的温度、井口套压回升值未超过安全作业需求，再采用无固相压井液实施压井。
[0016]根据图2的计算模型，上述降温水的注入量计算公式为：注入量=（注汽井与生产井的井间液面宽度
×
注液高度）/2
ꢀ×
水平段动用长度L
ꢀ×
孔隙度。水平段动用长度L即图2中L2。
[0017]井网设计时，I井和P井间高度为5米，这是本领域常规技术手段，对于该井间高度，在计算注入量时，注液高度为2米。
[0018]生产井的井底压力≈蒸汽腔压力+井间液柱压力
‑
井间渗流阻力，本专利技术所述压井方法压井成功的关键是压井液液柱压力可以平衡井底压力，由于I井（注汽井）和P井（生产井）间高度是5米，井间的液柱压力可以忽略，因此降低井底压力的方式一是降低蒸汽腔压力，就是通常采用的排液降压的方式，二是增加井间的渗流阻力，超稠油影响井间渗流阻力的最主要因素是温度，SAGD正常生产时，I、P井间的温度在200℃左右，井间流动性良好，因此平衡液面压井方法要先排出井间的高温流体，排至生产井井底为汽相时，向井底和地层注入所述温度的降温水，使降温水占据了地层孔隙，可大幅降低井间及井底的温度。
[0019]本专利技术所述压井方法通过阻汽、降温、增粘，改变I、P井间渗透性，增大渗流阻力，实现I、P井压力系统的分割，减弱蒸汽腔压力对修井的影响。本专利技术所述压井方法的特点是不完全排空蒸汽腔压力，利用油藏的流体性质和渗流阻力，通过利用泵罐车连续向井底注水，建立井间液面的方式平衡一部份蒸汽腔压力，缩短排液周期的本文档来自技高网...

【技术保护点】

【技术特征摘要】
1.一种适用于浅层超稠油SAGD井的平衡液面压井方法，其特征在于按下述方法进行：步骤一，注汽井停汽，生产井排出热液，将注汽井与生产井的井间热液排空，在生产井井底的液相转变为汽相时，停止排液；步骤二，从生产井套管向生产井井底注温度为20℃至25℃的降温水，降温水通过生产井井底注入地层，占据排出的热液留下的空间，建立注汽井与生产井的井间低温液面，利用降温水对井间地层降温；步骤三，降温水注入完毕后，反循环测压，焖井24小时，观察生产井井底温度和套压变化情况，水平段前三点的温度在焖井24小时内回升不能超过各区块安全作业温度，井口套压回升不超过0.1MPa，返循环测压确定最终井口余压为安全余压后，采用无...

【专利技术属性】
技术研发人员：单朝晖，桑林翔，刘勇，杨宇尧，肖武林，王美成，康承满，王建国，万宏宾，李庭强，禄红新，谢本彬，鲜菊，李彦萱，肖鲜东，王静，
申请(专利权)人：中国石油天然气股份有限公司，
类型：发明
国别省市：