延缓底水锥进水平井技术

延缓底水锥进的水平井系列完井技术 1、底水锥进 一、底水锥进目前问题与对策 图 1 直井中的底水锥进示意图 图 2 水平井中底水锥进示意图 2、底水油田今后生产上可能存在的问题 1）原油属于稠油的油藏，油水粘度差异较大，尽管采用水平井开发是延缓底水锥进的有效办法，但底水锥进将会仍然是今后的主要生产问题。 2）孔隙型油藏，一般情况下，底水先从水平井的根端锥进，如何延缓底水锥进是当务之急。 3) 中 高孔隙度、中 高渗透率、底水、以及平面上三重介质非均匀分布特征的某些裂缝型油藏，在整个生产过程中，水平井段的出水层位是随机的。 一、底水锥进目前问题与对策 3、国内外具备堵水功能的水平井完井方法及其优缺点 图 3的这种完井方法的缺点是：盲管长度仅是管外封隔器 堵一个出水层段后，底水将会很快绕到另一个层段，对延缓底水锥进没有太大的效果。因此，带管外封隔器 括打孔管）完井也不是最好的完井方法。 图 3 带管外封隔器 一、底水锥进目前问题与对策 3、国内外具备堵水功能的水平井完井方法及其优缺点 图 4 带管外封隔器一、底水锥进目前问题与对策 3、国内外具备堵水功能的水平井完井方法及其优缺点 图 4的这种完井方法的缺点是：第一，盲管长度仅是管外封隔器 堵一个出水层段后，底水将很快绕到另一个层段，对延缓底水锥进没有太大的效果。第二，井底滑套很容易失灵、油井寿命受到影响。第三，井底滑套的开关非常麻烦，所以带管外封隔器 括打孔管）完井也不是最好的完井方法。 以上的图 3和图 4的 2种完井方法也是国外智能完井所采用的主要的完井方法。 一、底水锥进目前问题与对策 4、裂缝型油藏水平井裸眼完井方法的优缺点 优点：简单、成本低。 缺点：全井段裸眼（或者裸眼内下入筛管或衬管，本质还是裸眼），底水锥进是随机的，水平井任意一个位置均可能出水。出水后，由于水平井没有分段，实施机械或者化学堵水均是困难的。综合经济效益低。 81/2一、底水锥进目前问题与对策 050 600米为筛管盲管组合 引鞋 完井管柱组合形式 4 （以海洋 1 二、使 水平井内生产压差均衡分布延缓底水锥进 1、水平井根端增加盲管长度调节生产压差的研究 完井管柱组合形式 4的生产压差和流压分布 00 200 300 400 500 600水平井长度（米）生产压差（产压差(Mp a)设计生产压差（二、使 水平井内生产压差均衡分布延缓底水锥进 1、水平井根端增加盲管长度调节生产压差的研究 0为光套管 100 600米为筛管盲管组合 引鞋 完井管柱组合形式 5 （ 以海洋 1 完井管柱组合形式 5的生产压差和流压分布 00 200 300 400 500 600水平井长度（米）生产压差（产压差(Mp a)设计生产压差（二、 水平井内生产压差均衡分布研究 1、水平井根端增加盲管长度调节生产压差的研究 0为光套管 150 600米为筛管盲管组合 引鞋 完井管柱组合形式 6 （以 海洋 1 完井管柱组合形式 6的生产压差和流压分布 00 200 300 400 500 600水平井长度（米）生产压差（产压差(Mp a)设计生产压差（ 完井管柱不同组合形式的生产压差分布 00 200 300 400 500 600水平井长度（米）生产压差（合形式4组合形式5组合形式6平均生产压差组合形式1组合形式 1全井段下入 1根筛管 1根盲管的组合完井管柱 完井管柱不同组合形式对水平井产能的影响 完井管柱 组 合形式与结 构 组合形式1 组合形式4 组合形式5 组合形式6 生产压差为 的产量 （ m3/d） 组合形式 1相比的产量降低幅度（） 合形式 4、 5、 6与组合形式 1相比，生产压差均有所调整，其中组合形式 6调整生产压差最均匀，但产量也最低，降低幅度达到 二 、 水平井根端增加盲管长度调节生产压差的研究 海洋 延缓底水锥进完井技术研究 0为光套管 100 993米为全部筛管 引鞋 图 6 完井管柱组合形式 2（前段 100米光套管，后段 893米筛管） 图 7 完井管柱组合形式 2的生产压差分布 完井管柱组合形式 2的最大生产压差与最小生产压差 之间差 海洋 油田延缓底水锥进完井技术研究 00 400 600 800 1000水平井段长度（m ）生产压差（合形式2平均生产压差组合形式1二 、 水平井根端增加盲管长度调节生产压差的研究 海洋 0为光套管 200 993米为全部筛管 引鞋 图 8 完井管柱组合形式 3（前段 200米光套管，后段 793米为筛管） 图 9 完井管柱组合形式 3的生产压差分布 完井管柱组合形式 3的最大生产压差与最小生产压差 之间差 海洋 延缓底水锥进完井技术研究 00 400 600 800 1000水平井段长度（m ）生产压差（合形式3平均生产压差组合形式1完井管柱不同组合形式的生产压差分布 海洋 00 400 600 800 1000水平井段长度（m ）生产压差（合形式3平均生产压差组合形式1组合形式2组合形式 1全井段下入 1根筛管 1根盲管的组合完井管柱 表 5 完井管柱不同组合形式对水平井产能的影响 海洋 完井管柱组合形式与结构 组合形式 1 组合形式 2 组合形式 3 生产压差为 的 产 量（ m3/d） 组合形式 1相比的产量降低幅度（） 合形式 2、 3与组合形式 1相比 ， 形式 2的生产压差有所调整 ， 形式 3的生产压差反而不均匀 。 组合形式 2、 3的产量降低幅度不大 ， 仅 。 三、水平井中下入中心油管调节生产压差的研究 海洋油田延缓底水锥进完井技术研究 中心油管 直径 10三 、 水平井中下入中心油管调节生产压差的研究 海洋 10m 水平井正中位置 油管 筛管 引鞋 10m 筛管、中心油管布置示意图 选 生产一定时期后可以在此筛管内再下小一号的筛管进行二次防砂。 99年我设计的平湖 对伸进筛管中的中心油管 ， 我们设计尾段 20 在地面先钻好孔 ， 然后下入井内 ， 建议两种布孔方式供取舍： 1） 孔密 18孔 /米 ， 孔眼直径 10毫米 ， 相位角 60度 ， 每相邻两条布孔母线上的孔眼上下均匀交错布孔 。 沿圆周均布 6排孔 ， 每排布 3孔 /米 。 2） 孔密 20孔 /米 ， 孔眼直径 10毫米 ， 相位角 90度 ， 每相邻两条布孔母线上的孔眼上下均匀交错布孔 。 沿圆周均布 4排孔 ， 每排布 5孔 /米 。 3） 尾段油管长为 20m。 4） 尾段油管离水平井中段正中位置处各 10米 。 海洋 图 14 A 带中心油管的特殊完井管柱的生产压差分布 海洋 00 400 600 800 1000水平井段长度（m ）生产压差（均生产压差中心油管图 14 00 400 600 800 1000水平井段长度（m ）生产压差（合形式3平均生产压差组合形式1组合形式2中心油管海洋 表 7 带中心油管的特殊完井管柱对水平井产能的影响 完井管柱组合形式与结构 组合 形式 1 组合 形式 2 组合 形式 3 中心油管 说明 水平井内全部下筛管的防砂管柱 前段 100 米盲管 ， 后段893 米全部下筛管的防砂管柱 前段 200米盲管 ， 后段793米全部下筛管的防砂管柱 中心油管下到水平井中间 ， 全部下筛管的防砂管柱 生 产 压 差 的产量 （ m3/d） 组合形式 1相比的产量降低幅度 （ ） 洋 分析图 14和表 7可以知道： 1、 在水平井内 ， 筛管组合形式 1（ 全井段筛管 ） 的最大生产压差和最小生产压差之间相差 底水将先从水平井根端锥进 。 2、 筛管 、 盲管组合形式 2（ 根端 100米盲管 ） 的最大生产压差和最小生产压差之间相差 只有一点调整， 效果虽然好一点 ， 但是产能损失 。 3、 筛管 、 盲管组合形式 3 （ 根端 200米盲管 ） 的最大生产压差和最小生产压差之间相差 效果反而变差 ， 而且产能损失达 。 海洋 4、 采用中心油管技术后 ， 最大生产压差和最小生产压差之间仅相差 而且产能提高 。 显然 ， 从调整的比例 ()来看 ， 中心油管技术调整了水平井内生产压差的分布 ， 使其更加均衡 ， 底水将先从水平井中段锥进 ， 这是有利于延缓底水锥进的 。 但是 ， 由于本油田的地下原油粘度仅 加上筛管尺寸大 （ 所以整个水平井内原油流动摩阻太小 。 其调整的绝对数值并不大 （ ， 所以 ， 我们认为在文昌 8 3油田使用中心油管的意义并不大 。 5、 本油田建议全井段直接下入防砂筛管完井 。 海洋 海洋 缓底水锥进完井技术研究 图 18 A 带中心油管特殊完井管柱与其他筛管、盲管组合 形式的生产压差分布对比 00 200 300 400 500 600水平井长度（米）生产压差（合形式4组合形式5组合形式6平均生产压差组合形式1中心油管 图 18 B 带中心油管的特殊完井管柱的生产压差分布 00 200 300 400 500 600水平井长度（米）生产压差（式1平均生产压差中心油管海洋 缓底水锥进完井技术研究 分析图 18可以知道 ， 在水平井内 ， 筛管 、盲管组合形式 1的最大生产压差和最小生产压差之间相差 底水将先从水平井根端锥进。 而采用中心油管技术后 ， 最大生产压差和最小生产压差之间仅相差 显然 ， 中心油管技术大大调整了水平井内生产压差的分布 ，使其更加均衡 ， 底水将先从水平井中段锥进 ，这是大大有利于延缓底水锥进的 。 海洋 缓底水锥进完井技术研究 完井管柱特殊组合形式 7对水平井产能的影响 完井管柱 组 合形式与 结 构 组合 形式 1 组合 形式 4 组合 形式 5 组合 形式 6 中心油管 说 明 水 平井 内全部下 1根筛管 1根盲 管的 防砂管柱 前段 50米盲管 ， 后段550 米 全 部下 1 根 筛 管 1 根 盲 管的防砂管柱 前段 100米盲管 ， 后段 500米全部下 1根筛管 1根盲管的防砂管柱 前段 150米盲管 ， 后段 450米全部下 1根筛管 1根盲管的防砂管柱 中心油管下到水平井中间 ， 全部下1根筛管 1根盲管的防砂管柱 生 产 压 差 m3/d） 组合形式 1相比的产量降低幅度 （ ） 心油管有助于水平井内生产压差调整均衡，而产能高于组合形式 4、 5、 6，也高于组合形式 1；仅中心油管的成本略高。 海洋 缓底水锥进完井技术研究 3、 水平井中变盲管筛管比例调节生产压差的研究 表 12 水平井筛管和 盲管分布情况 200米 ， 盲筛比 1： 1 200米 ， 盲筛比1： 2 200米 ， 盲筛比 1： 3 按 1根筛管 1根盲管布置 按 2根筛管 1根盲管布置 按 3根筛管 1根盲管布置 从根端0m200m 中间 200m400m 400m指端 600m 海洋 缓底水锥进完井技术研究 3、 水平井中变盲管筛管比例调节生产压差的研究 00 200 300 400 500 600水平井长度（米）生产压差（筛比1 ：1 筛管平均生产压差中心油管变盲筛比筛管图 24 带中心油管的特殊完井管柱与变盲筛比筛管的生产压差分布 海洋 1、 在水平井内 ， 盲筛比 1： 1的筛管 、 盲管组合形式 1（ 全井段下 1根 10米筛管 1根 10米盲管 ） 的最大生产压差和最小生产压差之间相差 底水将先从水平井根端锥进 。 2、 变盲筛比筛管 【 前 200米 （ 根端 200米 ） 按 1根 10米筛管 1根10米盲管布置；中间 200米 （ 200 400米 ） 按 2根 10米筛管 1根 10米盲管布置；后 200米 （ 400米指端 600米 ） 按 3根 10米筛管 1根 10米盲管布置 】 的最大生产压差和最小生产压差之间相差 比盲筛比 1： 1的筛管 、 盲管组合形式 1的效果略好 ， 底水还是将先从水平井根端锥进 。 3、 采用中心油管技术后 ， 最大生产压差和最小生产压差之间仅相差 显然 ， 中心油管技术大大调整了水平井内生产压差的分布 ， 使其更加均衡 ， 底水将先从水平井中段锥进 ， 这是大大有利于延缓底水锥进的 。 而且也是最有效的延缓底水锥进的办法 。 海洋 海洋 第一节 全井段下入打孔管时水平井生产压差分布研究 图 1 全井段下入打孔管的示意图 计算时，考虑原油粘度为 平井长度为 800米。 方案1:0105 140 175 210 245 280 315 350 385 420 455 490 525 560 595 630 665 700 735 770水平井段长度m 3 / d ) / 井筒流率分布 海洋 第二节 打孔管带 2段盲管时水平井生产压差分布研究 A B C D E 图 3 打孔管带 2段盲管的示意图 计算时，考虑原油粘度为 平井长度为 800米。 海洋 1、 方案 2200100200100200图 4 井筒流率分布 方案220 0100 00m 打孔管+10 0200 0 90120 150 180 210 240 270 300 330 360 390 420 450 480 510 540 570 600 630 660 690 720 750 780水平井段长度d) /表 2 粘度为 水平井段压降、日产油对比 方案 最大 生产压差 (全水平井段压降 (日产油 (t/d) 方案 1： 全井段下入打孔管 案 2 200100200100200案 2 2007525075200案 2 2005030050200案 2 150100200100250案 2 1507525075250案