水平井开发技术

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摘要:水平井开发技术可以充分发挥直井遇油层层数多和水平井与油层接触面积大、产量的优势,从而提高复杂小断块油藏的开发效果。文章论述了水平井开发技术的影响因素,并结合国内开发实例进行论证说明。

关键词:水平井开发技术;井网部署;储层

中图分类号:TE348文献标识码:A

文章编号:1009-2374 (2010)25-0127-02

复杂断块油藏断层比较发育,断块很小,构造和油气水分布都比较复杂。若全部采用直井开发,不但井网密度大,开采时间长,而且直井见水后产量低,开发效益不明显。水平井开发的可行性论证认,同典型的垂直井注采井网相比较,对油藏采用直和水平井相结合的布井方式,可以充分发挥直井遇油层层数多和水平井与油层接触面积大、产量的优势,从而提高复杂小断块油藏的开发效果。 近年来,很多学者对水平井和直井组合井网的产能计算已经做了很多研究。但是对于复杂小断块油藏,水平井和直井究竟如何部署,合适的水平井和直井的夹角, 合理的注采井距,直井注水、水平井采油和直井采油、水平井注水两种方式的开发效果对比等问题,还没有进行系统的研究。因此需要对这些问题进行水平井井网开发效果的分析研究。

1井网部署方式优化

在选择模型之前,主要考虑以下因素:油藏的复杂性(非均质性、各向异性、分层情况、断层等),布井情况及其对动态的影响,油藏内流体驱动机理,流体相数及相态特征,资料的可靠性和完整性等。

利用油藏的地质、测井和生产等资料建立反映油藏实际的地质模型。利用以反五点法为基础的变形井网形式,参考实际油藏的基本物性和构造参数,利用数值模拟技术研究不同条件下,直井注水、水平井采油和直井采油、水平井注水两种组合井网的开发效果。

2影响水平井开发效果的因素

在研究不同水平井井网形式的开发效果时,主要考虑以下几个因素:

(1)水平井的井别。水平井的最大特点是增加井眼在产层中的长度以及产层的泄油面积,减小了渗流阻力,从而提高波及效率,提高注入速度和生产速度,这对于水平井采油和水平井注水两种生产方式都有利。

(2)直井的完井井段。主要需要考虑两种完井方式对开发效果的影响:一是全井段注水:直井全部射开,水平井在上部的三分之一处;二是底部注水:直井在底部三分之一处注水,水平井在上部三分之一处。不同注水方式的波及效率不同,采出程度也会不同。

(3)直井到水平井中心连线与水平井的夹角。研究直井到水平井段中心连线与水平井段的夹角(θ)分别为0°、30°、60°、90°、0+90°时的开发效果。当θ为0°和90°时,1口水平井对应2口直井;当θ为30°、60°时,1口水平井对应4口直井,保持它们的注采比都是1∶1。

(4)不同的渗透率。由水平井的产能公式可得,地层的渗透率越大,流体的渗流能力越强,油藏的采出程度越高。

(5)不同的有效厚度。在厚油层中钻水平井绝对产能较高,但从增产的角度看,相对于直井而言,当水平段长度给定时,在薄油层中钻水平井可获得更大的产能增量倍数。

(6)不同井别水平井的井网部署。利用水平井采油,可以增大泄油面积,减少渗流阻力,极大地提高产能;利用水平井注水,可以增大注水量,提高波及效率,极大地改善驱替效果。图1为水平井和直井组合时的井网部署示意图。以水平井为采油井,直井全井段注水为例,研究水平井与直井夹角、渗透率等因素与注采井距的关系。

(7)水平井与直井夹角对水平井开发效果的影响。研究了直井到水平井井段中心连线与水平井段的夹角(θ)分别为0°、30°、60°、90°、0+90°时开发效果,以及它们与注采井距的关系。利用油藏数值模拟可以得出不同的夹角下的采出程度,从而得到采出程度(ER)与夹角(θ)的关系曲线,进而可以根据关系曲线特征,选择合适的多项式(例如ER=aθ3+bθ2+cθ+d)进行拟合,得出采出程度(ER)与夹角(θ)的数学表达式。

(8)储层渗透率对水平井开发效果的影响。研究不同的渗透率对开发效果的影响,以及它们与注采井距的关系。根据油藏数值模拟技术得到储层渗透率与采出程度的关系,选择合适的多项式(例如ER=ahK+b)进行拟合,得出采出程度(ER)与储层渗透率(K)的数学表达式。

(9)储层有效厚度对水平井开发效果的影响。研究不同有效厚度对水平井开发效果的影响,以及它们与注采井距的关系。根据油藏数值模拟技术得到储层有效厚度与采出的关系,选择合适的多项式进行拟合,得出采出程度(ER)与有效厚度(h)的数学关系式。

(10)水平段长度对水平井开发效果的影响。研究不同的水平段长度(100、200、300、400m)对开发效果的影响,以及它们与注采井距的关系。根据油藏数值模拟技术得到储层有效厚度与采出的关系,选择合适的多项式进行拟合,得出采出程度(ER)与有效厚度(L)的数学关系式。

3国内应用实例

李堡油田堡1断块位于江苏省海安县境内,北临新街油田。区域构造位置处于苏北盆地东台坳陷海安凹陷海北次凹李堡构造带北部。含油层系为白垩系泰州组,油藏埋深2380～2520m,含油面积0.95km2,为典型的层状-构造油藏。主控断层堡1断层,走向为东西向,为一南倾反向正断层,延伸长度

此区水平井开发井网形式、井距、水平井射孔方式等技术政策的确定是此区水平井整体开发的重点。利用油藏数值模拟技术,结合油藏工程方法,针对水平井、直井联合开采断块油藏时的井网方式的优化部署进行了深入的研究和探讨。

(1)注水井位置优化。根据目前复杂小断块油藏井网部署特点,选用三种模型:注水井在水平井指跟注水、水平井水平段中部注水和水平井指尖注水。

在井距、排距和水平井段长度一定的条件下,通过采出程度与时间的关系及采出程度与含水率关系分析得出,在水平井段指尖注水,采出程度最高,含水率最低;注水井要尽量远离水平井指跟。指尖注水的控制储量和动用储量较大;由于指跟生产压差最大,指跟注水控制储量和动用储量相对较小。

(2)井型组合优化。与纯直井注采系统相比,水平井直井联合布井可有多种组合方式,通常有直井注水+水平井采油、水平井注水+直井采油、水平井注水+水平井采油,本模型选择一注一采和一注二采8种组合。

数值模拟计算结果表明,选用水平井注水+水平井采油方式开发效果最好。水平井注水启动压力小,吸水指数高;水平井注水是线性驱动,水驱效果好,所以注入相同水量时,驱出的油比直井多。

(3)分别选择200、250、300和400水平段长度进行模拟。当油藏长度和排距、井距一定时,水平井段越大,井数越少,油藏采出程度越低,但单井累计产油越多。经过模拟生产20年,比较油藏采出程度和单井累计产油,水平井段长度接近300m时开发效果相对较好。

(4)水平井距优化。分别选择150、200、250和300m井距进行模拟。当油藏长度和排距、水平段长度一定时,井距越大、井数越少,油藏采出程度越低,但单井累计产油越多。模拟生产20年后,比较油藏采出程度和单井累计产油,井距接近225m时的开发效果相对较好。

(5)水平段方向优化。在充分考虑油藏形态与水平井泄油面积形态之间的匹配关系、含油面积与已有井网的关系基础上,优化水平段方位。选择3种水平井方向模型:平行于构造等值线、平行于断层、一端沿着构造等值线,另一端向断层偏移。

研究结果表明,水平井段指跟平行于构造等值线,指尖偏向断层时,采出程度最高;当水平井段平行于断层方向时,采出程度次之;水平井段平行于构造等值线时采出程度最低。一方面因为边水的驱替方向垂直于断层方向,另一方面当水平井段跟部平行于断层、端部向断层偏移时,水平井段能够更多地控制构造高点的地质储量,增大动用储量,从而达到较好的开发效果。

(6)水平段在油层中位置优化。水平井采油时,水平段在油层中的位置不同时,采出程度与含水率是不同的。根据数值模拟的结果可以得到,当水平段距油层顶面距离占油层厚度的0.2～0.4倍左右,即油层的中上部时,采出程度最大、含水率最低,此时所在位置即为水平段在油层中的最优位置。

(7)水平段射孔位置。选用两种射孔方式:分三段射孔与全井段一次性射孔。

分三段射孔方式:首先只射开水平段指尖的1/3,当含水率达到60%、70%、80%时射孔开水平段指跟的1/3,中间的1/3段不射开。

计算结果表明,对于相同的水平段长度来说,分三段射孔优化射孔比全井段一次性射孔的采出程度低一些,但相差很小;射开跟部1/3的时机越早,开发效果越好。

在对江苏李堡油田堡1断块进行了水平井应用后,堡1断块水平井开发整体效果比较好,投产水平井4口,水平井日产油水平61.2t,平均单井日产油15.3t。如成功实施的堡1平3井,与设计相比,构造基本相符,达到设计要求。钻遇9个油层277.3m。该井2008年9月6日下泵投产K2t12砂组10～13、16号层,砂层厚度205.5m,初期平均日产油量保持在20.2t,目前日产油19.8t,不含水,开发效果较好。