中深层特稠油薄层油藏水平井钻采工艺技术
薄层稠油热采水平井开采技术研究及应用
流孑前后压差 ， Ｌ 即节流压降 ，ａＰ为孔前压力 ，ａＰ Ｐ；￣ Ｐ ； 为孔后 力 ，ａ Ｐ；
Ｐ为流体密度 ，咖 ｋ 。 （） ２储层 吸汽模型 湿蒸汽从注汽管柱进入地层是一个压力驱动过 程 ： 油套 环空内压 力高 ， 则储层吸汽能力大 ： 油套环空内压力低 ， 则储层 吸汽能力 小。即 储层的吸汽能力与注汽能力应该是统一的 在注汽过程中 ． 注汽速率 和井底注汽压力之 间满足下列关系［ ： ８ ］
Ｑ ＡＰ ｔ ＝ － （） ２
，一
互 巫： ２ ㈨ Ｋ Ｋ ｈ ￣ Ｋ） ｏ
Ｉ ０５ １ ｏ ｎ—． ７ Ａ
—
一
０７ Ｓ ．５＋
，
２ｎ ）３ ６ ｆ似。 一 ． ８
ｚ 。 ）２７ ｎ 一 ．１
…
式中， Ｑ为蒸 汽体 积流量 ， ｄ ＡＰ为注 汽压差 ， ａＪ 为生产 ｍ ／； ＭＰ ；ｏ
井采液指数 ， （ ・ Ｐ ） ｍ／ Ｍ ａ； ｄ 为储层吸汽指数 ， 因次 ； 无 卢为单位换算系 数 ， 因次 ； Ｋ 为储 层水 平和垂直渗透率 ， ； Ｋ 为油 、 无 Ｋ 、 ＤＫ 、 水的相
１滨南采油厂稠油热采水平井开采现状 ．
（ 加压不超过 ２Ｋ ）同时检查井 口剩余油管 ， ０Ｎ ． 校验下人深度与设计是
如果相符 ． 则表示到位 水平井是通过扩 大油层泄油面积提高油井产量 ． 提高油 田开发经 否相符 ． （） ３ 调节好深度 ． 按反洗井方式 连接地面管汇 ， 闭环 空闸门 ， 关 地 济效益的一项开发技术 ， 具有直井无法 比拟的突出优势 。单 ２ １ 平 井 ０ Ｐ 于 １ ９ 年完钻 ． ９４ 是滨南采油厂第一 口稠油热采水平井 。截至 ２ ０ 年 面管汇试压 ２ Ｍ ａ ０６ ３３均匀注汽工艺研究 － 底 ．滨南采 油厂共有稠油热采水 平井 ６口．投产初期 平均单井 日 液 ３３１配 注器 节 流 模 型 ． ． １． ／ ． ９ ｔ 单井 日 ７ ｄ ． ８ｄ 油 ． ｄ 含水 ６ ． Ｏ ４ ％。目前均因低产 、 ６ 高含水等原 因停 （） １配注器流量公式 井． 累计产油 １ ２ 吨， ．万 ２ 生产效果差。生产效果差的主要原 因有 ： ①油 配注器 的泄流孔属于薄壁节流孔 流体通过配注器流 出时 ． 由于 井完善程度低 ．造成产能损失 。 ②储层污染严重 。水平井油层井段 会产生一定 的压降 。 依据薄壁节流孔 流量公式 １ ， 长． 泥浆造成储 层污染严 重 ． 无有效 的油层处 理措施 ， 影响油 井的产 泄流孔 的节流作用 ， 能。 ③防砂工艺单调 ， 防砂效果不理想 ， 影响油井产能 。 ④水平段 注汽 湿蒸汽流经配注器前后的压降和流量 的关系如下 ： 效果差 。 水平井段 ２ ０ ０ 米左右 ， 出汽点过于集 中， 造成水平段 吸汽范 围 小： 多轮次注汽后 ， 蒸汽会优先进入 已被加热或原油枯竭 的通道 ， 水平 段吸汽不均匀 ． 影响水平井段 的利用率 。
应用分支水平井技术实现薄层超稠油油藏高效开发
兴 Ⅵ组油 藏 ２ ０ ０ ０年 投入 开 发 ， 采用 直井 进行生
产， 区 块生 产 过 兴 Ⅵ组 的直 井有 ２ ９口， 大 多与 Ｖ组
合采 。受 Ｖ ２出水 影 响 ， 生 产兴 Ⅵ组 油 井在 ２ ０ ０ ３以
பைடு நூலகம்
后陆续停关或上返 ， 剩余动用油井仅有 ８口， 采 出程
度低 于 １ ５ 。 １ ． ２ 油层 发 育稳 定
汽沿 分 支井 眼 向水 平段 两 侧 推 进 ， 增 加蒸 汽 腔在 横 向上 的扩展 ， 增 大 泄油 面积 ， 提高 开 采效 果 。与直井
和 常 规 水平 井 相 比 ， 分 支 水 平井 具 有 单井 控 制储 量 大， 泄 油面 积 大 的特点 。 ２ 分 支水 平 井地 质设计
水平 井水 平 段短 ， 单 井控 制储 量低 。 经 过地质 分析 和
科 学论 证 ， 在 该油 层 部署 分 支 水 平井 进 行 开发 是 可
行的。
１ ． １ 储 量 动 用 程 度 低
蒸汽沿分支井眼 向水平段两侧雅 进 ， 增加蒸汽腔在
横 向上 的 扩展 ， 扩大泄油面积 ， 实 现 油 层 均 匀动 用 ，
提高 开采 效果 。 ２ ０ ０ ６ 年 以来 ， 在杜 ２ ２ ９块 兴 Ⅵ组 薄 层 状 超 稠油 油藏 中实施分支水平井试验来探索水平井部署厚度 界 限， 先 后 部 署 了 ３口分 支 水 平 井 —— 杜 ３ ２ 一兴 Ｈ１ ０ １ Ｚ井 ～杜 ３ ２ 一兴 Ｈ１ ０ ３ Ｚ井 ， 实 施后 生 产效 果显
１ 分 支水 平 并可行 性 分析
通过 油层 对 比研究 表 明 ， 兴 Ⅵ组油层 发育 稳定 ，
平 面上 连 片分 布 ， 连通 性 好 ， 厚度可达 ５ ～８ ｍ， 上 下
胜利油田薄油层水平井钻井技术综述
胜利油田薄油层水平井钻井技术综述都 振 川(胜利石油管理局钻井工程技术公司,山东东营 257064)摘要 薄油层水平井的目的层厚度一般只有1m左右,给钻井施工带来了相当大的难度。
针对薄油层水平井的特点,从工程设计、施工工艺、测量技术等方面,结合胜利油田营31-平1井的施工情况,总结出了配套的钻井工艺技术,已推广应用30余口井,见到了良好的经济效益。
该技术应用前景广阔,具有广泛的推广应用价值。
关键词 胜利油田 水平井 薄油层 轨迹控制 测量技术 常规水平井钻穿的油层厚度一般不低于5m,它允许的靶体高度在3～5m,而薄油层是指油层厚度不超过2m的油层。
国外开发了一系列厚度为9.1m 以下的油气层,其中在墨西哥湾利用地质导向技术完成了厚度不到3m的水平井,油层厚度最薄的只有2.13m;在国内,大庆油田在4m厚的油层中也实施了水平井钻井,但在1m左右的油层厚度中钻水平井很少报道。
而胜利油田营31区块的边底水构造油藏和塔里木哈得4油田哈得1区块石炭系中泥岩段的薄砂层油藏,平均厚度只有0.8～1.5m,它的允许靶体高度只有1m左右。
此类油藏虽已探明多年,由于技术的限制,一直无法动用。
尤其在长期深度注采的老油田,该薄油藏具有储量大、面积广、油质好等优点。
针对薄油藏钻井技术开展科研攻关,形成了配套的薄油层水平井钻井技术,已施工薄油层水平井30余口,使边底水构造油藏和塔里木哈得4油田薄油藏得到有效开发,截至2002年底已在胜利油田投产12口薄油层水平井,平均单井日产为直井的3～5倍。
1 薄油层水平井设计特点(1)入靶精度要求高,轨迹控制难度大。
尤其是对于边底水构造油藏,轨迹控制不好,极易钻穿底部进入水层,造成油层水淹或者形成水锥。
(2)在增斜段、水平段基本设计采用弯壳体动力钻具和转盘钻钻具相结合的钻具组合。
(3)由于油层薄,准确确定薄层水平井的设计垂深是设计的关键之一,在新区块和储层位置不明确的情况下,其最好的解决办法是设计先钻直导眼准确探明目的层,利用电测曲线和FEW D测井曲线进行对比,确定储层垂深,然后回填井眼到一定高度,重新侧钻定向。
水平井在薄层稠油油藏中的应用
水平井在薄层稠油油藏中的应用作者：许佩勇来源：《科技创新导报》 2011年第20期许佩勇(大庆油田有限责任公司第九采油厂黑龙江大庆 163853)摘要:江37稠油试验区作为采油九厂第一个稠油开发试验区,其原油在油层温度下的粘度为18600.0mPa·s,属于典型的稠油。
由于原油粘度高,通常采用蒸汽吞吐的方式开采原油。
由于区块地质储量低,油层厚度薄,直井开采效果较差。
为改善开发效果,试验区开展了水平井蒸汽吞吐试验,取得了较好的试验效果。
关键词:稠油蒸汽吞吐水平井中图分类号:TE3 文献标识码:A 文章编号:1674-098X(2011)07(b)-0039-011 区块概况江37区块位于松辽盆地西部斜坡江桥、泰来构造带富拉尔基-大兴阶地中段,整体上为东倾的单斜,倾角1.5°左右。
其地质储量为19.85×104t,含油面积0.22km2,主要目的层为萨尔图和高台子油层,平均砂岩厚度6.4m,平均有效厚度4.5m,平均有效孔隙度33.1%,平均空气渗透率783×10-3um2,属于高孔、中高渗透稠油油层[1]。
2 直井蒸汽吞吐开发现状目前试验区18口直井中,普遍存在着蒸汽吞吐有效期短,产量递减速度快的问题。
直井蒸汽吞吐平均有效期为163天,周期内日产液、日产油符合指数规律递减,分别由初期的3.7t和2.2t下降到周期结束时的0.9t和0.5t,周期内产油量平均月递减为11.0%,单井平均周期产油量仅255t,开发效果较差。
3 水平井蒸汽吞吐现场试验试验区于2009年8月投产江37-平1井,该井水平段砂岩厚度1.8m,有效厚度0.7m,水平段长度217m,有效长度195m。
从投产以来的首轮蒸汽吞吐效果分析,水平井蒸汽吞吐取得良好的效果。
3.1 水平井蒸汽吞吐效果好的原因分析水平井吸汽条件好,可以提高注汽速度,减少地面和井筒热损失率,提高热利用率。
水平井的水平段长,与油层接触面积大,蒸汽的加热面积大。
应用水平井技术实现薄层稠油藏的有效动用
应用水平井技术实现薄层稠油藏的有效动用摘要：欢西油田位于辽河盆地西部凹陷西斜坡南部，其稠油产量约占总产量的3/4，所占比重大。
自1979年投入开发至今，已处于蒸汽吞吐开发后期。
随着油田动用程度的提高，油田产能建规模逐年减小，已由“十五”期间的141口下降到2011年的25口，直井年产油由1475t下降到890t。
近年来通过利用水平井技术，在稠油新区、老区、难采储量区块等区块共投产水平井71口，初期日产油982.7t/d，综合含水为53.1%，已累产油48.28×104t。
通过应用水平井技术，欢西油田储量动用程度得到大幅提高、可采储量增加、经济效益显著，取得了较好的开发效果，为其它类似油藏提供了借鉴，具有广泛的科学指导意义。
关键词：地震沉积相薄层油藏难采储量水平井欢西油田位于辽河盆地西部凹陷西斜坡南部，探明含油面积71.04 km2，探明地质储量20242.9×104t，发育于楼、兴隆台等八套含油层系，为一典型的复杂断块油田。
于1979年投入开发至今，已经进入蒸汽吞吐采油的后期，产能建规模规模持续萎缩。
近年来随着精细油藏描述技术的提高和钻井技术的进步，用水平井来动用直井无法动用的薄层储量已成为目前的主要工作。
利用水平井技术在稠油新区整体开发、老油田转换开发方式、难采储量动用等方面取得了较好的效果，为其它类似油藏提供了借鉴。
一、欢西油田水平井应用状况欢西油田从1997年开始进行侧钻水平井试验（锦45-16-26CP），2001年8月第一口水平井锦27-平1井投产，由于受到多方面因素的制约（如随钻地质导向技术等），导致早期水平井效果均较差。
形响了水平井的生产效果。
随着油田公司水平井实施规模的逐步扩大，水平井的各方面的优势逐渐显现出来，加上技术的不断成熟，我厂水平井实施规模逐步扩大，截止到2013年12月，全厂共投产各类水平井71口，开井49口，日产液1662t/d，日产油280.7t/d，综合含水83%，累产油48.28×104t，累产水136.27×104t。
应用水平井技术挖潜薄层稠油
应用水平井技术挖潜薄层稠油目前欢喜岭油田稠油热采油藏已经进入高轮次吞吐阶段，在目前开发方式下，老区调整余地小，调整效果和措施效果逐年变差，导致欢喜岭油田区块产量大幅度下滑，为了稳定和提高欢喜岭油田稠油产量，实现资源向效益的合理转化，对地质体进行论证、开发效果进行评价，利用水平井技术挖掘稠油油藏剩余可采储量，保持持续稳产。
标签：薄层稠油;水平井1 概况欢喜岭油田齐108块地层由北西向南东倾，地层倾角8°～10°。
断块内断层发育，按走向大致可分为北东、北西向两组，按规模可分为Ⅱ级、Ⅲ级、Ⅳ级断层，这些断层控制不同时期的地层沉积、油藏的形成及油水分布。
属于薄互层稠油油藏，油水关系复杂，层间油品性质差异较大。
1995年采用118～167m井距反九点井网分三套层系投入开发，目前采出程度29%，平均单井吞吐13周期，累计采注比1.47，周期油汽比仅为0.25，累计油汽比0.53。
主体部位油层压力仅为1-2MPa，已经进入开发后期，常规性措施筛选难度加大，产量接替困难，为保持该块的稳产，必须寻求合理有效方式进行二次开发。
2 存在的问题2.1 井网不规则，井距小齐108块1995年采用118～167m井距反九点井网分三套层系投入开发，为保持区块产量的稳定，已经实施侧钻井188口，导致该块井网混乱，油井的井距没有固定值，大致50～70m，井距较小。
2.2 采出程度高，常规吞吐开发剩余潜力小齐108块采出已达29%，地下亏空严重，吞吐效果逐年变差，表现在年油气比逐年降低，年油气比由开发初期的1.41降至目前的0.25。
2.3 油井吞吐轮次高，地层压力低，油井生产能力低齐108块平均单井吞吐周期13轮，10周期以上油井263口，占总井57.3%。
由于吞吐轮次高，采注比高，地层能量严重不足，地层压力为1～2MPa左右，仅为原始地层压力的20.6%，油井常规吞吐效果日益变差，平均单井周期日产油由高峰期的7.4t下降到2.4t。
水平井开发中油藏工程技术的要点分析
水平井开发中油藏工程技术的要点分析水平井开发是目前油气勘探开发领域中较为先进的工程技术，其主要特点是在一个井孔内实现水平穿越和多点开采。
这种技术有助于提高油气开采效率，降低生产成本，因此，在油藏工程中被广泛应用。
水平井开发涉及到多个要点，以下将对其主要技术要点进行分析。
1. 水平井的设计与施工水平井的设计与施工是水平井开发的基础，这需要涉及到井身选型、井段设计、钻井液配方和施工技术等方面。
在确定井身选型方面，需要考虑工程上的可行性和经济性，同时保证井孔的大小和强度。
在井段设计方面，需要制定适合油藏地质特征的设计方案，包括钻头、钻进、齿轮等的设计和选择。
此外，还需要配制合适的钻井液，以保证钻进的顺利和井孔的完整性。
施工技术方面，需要采用适当的方法和技术，确保井身质量和稳定性，同时还要以地质特征为依据进行钻井控制。
通过合理设计和精确施工，可以降低井身成本和提高生产效率。
2. 水平井的井筒完整性维护水平井的井筒完整性维护关系到井身质量和开发效率，这需要进行井筒完整性评估和防护措施的选择。
在评估井筒完整性时，需要考虑地质结构、地质压力和井壁稳定性等因素，并进行地质力学和动态数值模拟等方面的分析。
在选择防护措施时，可以采用不同的方法，如油管套管、完整性电缆、岩石打捆等，以确保井筒完整性和井身质量。
3. 水平井的井底流动控制水平井的井底流动控制是水平井开采中的重要问题，需要进行多方面的分析和优化。
在水平井的井底流动中，渗流场的分布和油 gas 的流动状态是影响井底流量的关键。
可以采用分层多点生产的方式进行井底流动控制，提高开采效率和降低生产成本。
4. 水平井的应力预测在水平井开采中，油气藏的应力状态是影响井身稳定性和生产效率的关键因素。
因此，在水平井设计和施工中需要进行应力预测，以预测井身的稳定性和生产效率。
可以采用数值模拟、地震勘探和遥感技术等方法进行应力预测。
综上所述，水平井开发中的油藏工程技术要点分析包括水平井的设计和施工、井筒完整性维护、井底流动控制和应力预测等多方面。
中深层稠油油藏SAGD开采技术
中深层稠油油藏SAGD开采技术摘要：针对辽河油田曙一区中深层稠油油藏开发现状及存在问题，通过多年的室内研究与实验、联合攻关和不断创新，形成了较为完善的SAGD注汽、举升和动态监测等一系列工艺技术，为保证辽河油田持续稳产提供了强大的技术支持。
关键词：SAGD；注汽；举升；监测1 曙一区杜84块基本情况1.1 油藏概况曙一区构造上位于辽河盆地西部凹陷西部斜坡带中段，东邻曙二、三区，西部为欢喜岭油田齐108块，南部为齐家潜山油田，北靠西部突起，为倾向南东的单斜构造，油藏埋深530m-1100m。
主要有杜84块和杜229块两个SAGD开发区块，总探明含油面积8.7km2，已动用3.5 km2；总探明地质储量7708×104t，已动用3561×104t。
该块主要具有以下地质特征：1) 断块整装，构造形态简单；2) 受沉积环境影响，各层组油层发育差异大；3) 储层胶结松散、物性好，为中-高孔、高渗-特高渗储层。
；4) 边、底、顶水活跃，油水关系复杂；5) 油层埋深浅，原始地温低；6) 原油性质差，属超稠油。
地面脱气原油20℃时密度一般大于1.0g/cm3，50℃时粘度一般在16～23×104mPa•s，地层温度为38～45℃，原始地层条件下不能流动。
表1-1 曙一区超稠油油藏基本参数1.2 开发现状目前，辽河油田杜84块超稠油SAGD已开发26个井组，其中先导试验区8个井组，扩大18个井组。
其中，直井与水平井组合22个井组，双水平井组合4个井组。
26个井组SAGD阶段累积注汽505.42万吨，累积产液478.91万吨，累积产油100.76万吨，累计油汽比0.199，累计采注比0.948。
截止到2010年6月17日，SAGD开发日注汽5850吨，日产液8242吨，日产油1510吨，含水81.7%，瞬时油汽比0.26，瞬时采注比1.41。
年注汽119.7万吨，年产液141.8万吨，年产油26.5万吨，年油汽比0.22，年采注比1.18（见图1-1）。
杨浅3井区薄层特超稠油水平井钻完井技术
杨浅3井区薄层特超稠油水平井钻完井技术蒲尚树;田康宁;宋新峰;郑林;胡凯【摘要】河南油田杨浅3井区薄层特超稠油油藏岩性疏松,油井易出砂,常规直井定向井产量低,整体开采效果不佳.为提高开发效果,开展了钻完井技术研究与应用.通过开展水平井井眼轨迹控制技术、钻井液技术、复合防砂筛管固井工艺等技术,提高了蒸汽吞吐热效率、油藏储量动用程度和增产效果,并有效解决了油井出砂问题,该项技术也为同类型油藏的开发提供了有益借鉴.【期刊名称】《石油地质与工程》【年(卷),期】2014(028)006【总页数】3页(P93-95)【关键词】杨浅3井区;薄层特超稠油藏;水平井钻完井技术【作者】蒲尚树;田康宁;宋新峰;郑林;胡凯【作者单位】中国石化河南石油工程技术有限公司钻井工程公司,河南南阳473132;长江大学石油工程系;中国石化河南油田分公司采油二厂;中国石化河南石油工程技术有限公司钻井工程公司,河南南阳473132;中国石化河南石油工程技术有限公司钻井工程公司,河南南阳473132【正文语种】中文【中图分类】TE243.2河南油田杨浅3井区主要含油层位为古近系核桃园组三段，油层埋藏702～863m，平均单层厚度2.8～3.3 m，在油层温度下,脱气原油黏度达到14 771.4～77 507.4 mPa·s，属于薄层特超稠油油藏。
由于采用直井、定向井等常规方式开发，油藏裸露面积小，且储层胶结疏松、油井易出砂，严重影响了该区整体开采效果。
为此，在杨浅3井区通过钻水平井和运用复合防砂筛管完井技术，增大了油层裸露面积，扩大了蒸汽波及体积和热驱范围，提高了蒸汽吞吐热效率和油藏储量动用程度，并有效解决了油井出砂问题[1-2]。
1 水平井井眼轨迹控制技术1.1 井身结构及井眼剖面设计(1)井身结构优化。
综合考虑了稠油蒸汽吞吐热采工艺、封固疏松地层、钻具传输测井、井控安全和投入成本等方面的要求，采用了二开制井身结构类型(图1)。
水平井技术在锦7块薄层稠油挖潜中的应用
水平井技术在锦7块薄层稠油挖潜中的应用摘要：锦7块兴隆台油藏为典型的边底水稠油断块油藏，采用蒸汽吞吐开发。
目前已进入高周期，高含水，低油汽比的吞吐采油后期。
针对油藏特点，在油藏精细地质研究的基础上，利用水平井技术在开发后期的潜力油层中进行挖潜。
挖潜后单井产油量是老井的4倍，达到了预期的效果。
该油藏利用水平井技术成功地提高了稠油薄层中的采收率，对同类油藏的高效开发有指导意义。
关键词：水平井技术边底水稠油薄层水淹规律剩余油采收绿锦7块兴隆台油藏一、概况锦7块构造上位于辽河断陷西部凹陷西斜坡南段第一断阶带上，开发目的层为下第三系沙一下和沙二段兴隆台油层，含油面积4.3km2，地质储量1486×104t。
为边底水油藏。
储层岩性以砂砾岩为主，平均孔隙度34.2%，平均渗透率0.737mm2，泥质含量7.1%。
属高孔高渗油藏。
地面原油密度0.9570g/cm3，50℃时脱气原油粘度6918mPa·s，凝固点-8℃，含腊量 2.01%，胶质+沥青质含量32.44%，属普通稠油。
原始地层压力9.5MPa，地层温度42℃。
经过25年的开采历程，目前全块总井264口，开井130口，日产液2372t/d，日产油191t/d，综合含水91.9%，累产油457.5246×104t，累产水1734.4835×104m3，累注汽860.0884×104t，累积油汽比0.53，年度油汽比0.33，回采水率201.7%，采油速度0.47，采出程度30.79%，地层压力7.0Mpa，平均单井所处周期14.99。
面对区块处于高周期，高含水，低油汽比的蒸汽吞吐开发后期，为了进一步提高采收率，挖潜剩余油潜力，在精细油藏描述和明确剩余油分布空间的基础上，优选了利用水平井技术进行未水淹薄层稠油的挖潜，以提高开发水平和改善开发效果。
二、水平井技术提高稠油吞吐开发后期未水淹薄层采收率的可行性研究1.水平井可利用原来停产的直井进行水平侧钻，这样就节省了打新井的部分资金，同时提高了老井利用率。
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中深层特稠油薄层油藏水平井钻采工艺技术
【摘要】以往的油田开采经验显示，中深层特稠油开发效果比较差，其油藏开采主要存在吸汽能力差、注汽质量差等问题，我们能够采用水平井注汽的方法针对这种油藏的开采，最终改善开采的效果，我们就对这种开采工艺进行简单的分析探讨。
【关键词】中深层特稠油水平井钻采工艺
1 中深层特稠油主要的储藏特点1.1 特稠油储藏具有以下的特
点
油层中的原油稠度大，粘度高，这也造成我们进行常规开采作业时，储层吸汽收到严重影响，操作困难，而且储层中的原油流动性与正常油层相比要差很多。
油藏开采的经济价值大大折扣；油井受到出砂的影响，产能比较低。
正是因为特稠油在注采作业时，由于原油大量的携带砂子，造成储层中的砂粒产生了二次运移现象，当砂粒达到一定的厚度后，会堵塞油层，受其影响渗透率也严重下降。
同时，该储层中的砂子不易于进行分选工作，严重影响了产量，开采的效果比较差且有效期短；原油的储层相对来说要薄一些，常规注汽作业也不能达到作业标准，造成了热采期的有效期非常短。
1.2 中深层稠油储层具有以下的特点
这类油藏储层地质类型比较复杂，且呈多样化，其储层的地质环境多为砂岩及砾岩类型，属于双重介质；埋藏比较深，常规的注汽开采作业比较困难，注汽的质量大大折扣，严重的影响了特稠油的进行常规注汽热开采；储层中地质环境复杂，孔隙变化非常大；储
层中的原油稠度大。
2 中深层特稠油钻井技术的注意要点2.1 选择合格的钻井套管实际钻井作业中我们发现。
套管在中深层特稠油进行注汽热采井作业时，套管的热应力如果在超临界时非常大，我们需要技术人员对钻井套管的受力情况进行充分的计算，钻井套管就能够正常的完成钻井作业。
针对中深层油层的这些特点，套管必须要能够满足比较高的热稳定性，同时具备一定的韧性。
油井钻井时一般套管预应力比较小，同时必须要考虑到施工作业的安全、钻机能力以及超临界时套管的注汽压力。
2.2 选择符合要求的固井水泥
由于中深层特稠油进行热采作业时油井热应力远远大于常规的热采井，因此，固井水泥的选择非常重要，它必须具备一定的机械性能，我们必须严格的进行固井水泥筛选。
耐高温性能是固井水泥的一个重要指标，我们可以有选择的掺加一些掺合料，来提高它的耐高温性能。
通常我们都会在水泥中掺加一定比例的石英粉就能够改善水泥的耐高温性能，但是石英粉中一般含有其它的一些有害杂质，这些杂质影响水泥的强度，并且石英粉与水泥胶结受杂质影响也不是很好。
通常，石英粉中二氧化硅含量越高，渗透性就越小，而固井水泥的渗透率非常重要，水泥石渗透率随温度的增加而迅速增加，相同温度下石英粉粒径对渗透率影响较小。
一般情况下，我们在固井水泥中掺加30%的石英粉。
3 分段注汽的钻井操作工艺。
对于中深层特稠油注汽作业来说，压力高、井深，同时井筒的热损比较大，这都是这种作业的特点。
为减少热损，我们实施全井筒进行隔热。
为了有效的实施这种工艺，我们选择分段进行注汽，在施工操作时采用两段注汽管柱，作业时，先将下段管柱放入到井内，然后采用悬挂封隔器，将注汽管柱悬挂起来，然后连接上下两段注汽管柱，完成了全井筒隔热的施工。
一般有两种方案进行下段隔热油管的悬挂。
（1）选择同悬挂封隔器尺寸相同的注汽管，并且将之挂在下段注汽管管壁上，两者之间能够产生出足够的摩擦力来支撑下段注汽套管，但是套管此时会受到比较大的压力。
这种方案的缺点是封隔器的卡封位置比较容易损坏，有着很大的操作风险。
（2）变径套管，这样下段的注汽管柱能够挂在套管变径的接头位置处，这种方案相对来说要安全可靠一些，是一种比较好的注汽工艺。
同时，要考虑作业的成本及井架的维修，要选择合理的变径接头位置。
4 钻采工艺的防砂技术
特稠油受储层的影响，在钻采时，原油会携带很多的砂子，我们进行注汽以及回采的过程中，挡砂屏障因长期的磨损，极易破坏，防砂作业具有一定的困难。
传统防砂工艺对于特稠油储层来说，它们的使用造成渗透率在近井地带中比较低，油井受渗透率的影响，产能下降。
为提高油层渗透率，延长防砂期并提高其挡砂的能力，通常我们采用两种防砂方式。
4.1 通过挤压砾石来进行充填防砂
它与充填防砂方式相似，两者的区别在于前者施工主要是为了将砾石通过携砂液携带到水平射孔外面，最终能够排出到管外的亏空地层。
由于砂石颗粒本身的自重，它容易沉积在射孔的入口端，堵塞孔眼，影响了防砂能力，因此，携砂液一定要具有满足要求的流速以及携带砂石的能力。
4.2 压裂防砂
同上一种防砂方式比较类似，两者的区别为压裂防砂在具体操作时，压裂防砂产生的压力要能在地层中形成裂缝。
它的施工工艺为，使用支撑剂，阻止裂缝继续发生变化，同时，向裂缝内增压，裂缝因压力的增加使得其宽度发生变化，这样原油就能通过裂缝进行渗透，降低其流动的阻力，稳定地层砂。
它能够形成多级分选的一个人工过滤井壁，能够挡砂、滤砂。
在设计以及施工中要注意这么几个方面：
（1）通过计算确定裂缝长度；
（2）计算脱砂时间以及液体效率；
（3）计算加砂时间以及加砂量；
（4）通过计算提高裂缝的压力，同时施工的排量基本不发生变化，最终能够形成一个裂缝宽度大、砂比高的支撑带。
5 油层压裂工艺
油层压裂主要有这两种方法来实现：分级暂堵。
通过添加支撑剂使得水力裂缝与天然裂缝能够同时得到支撑。
在施工时要注意支撑
剂的浓度以及粒径要根据具体的实地情况进行选择；分步进行加砂。
我们通过计算砂比以及携砂液产生砂堵的体积，来选择携砂液的注射时间。
6 结语
水平井钻采中深层特稠油可以提高单井吸汽的厚度以及油层的
吸汽能力。
我们在油层钻采的过程中，必须要采用一些先进的钻采工艺，严格按照施工工艺要求施工，既能提高系统的寿命，还能够提高原油的产量。
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