地科院水平井培训材料.doc

水平井开发油藏工程设计技术-以高含水整装正韵律厚油层为例前言整装油田是胜利油区投入开发最早的主力油田，目前已全面进入特高含水开发阶段，综合含水93.6，可采储量采出程度88.2，剩余可采储量采出程度18.2。由于其储采矛盾突出，为减缓产量递减，挖掘剩余油潜力是水驱开发面临的首要任务。整装构造油田受储层非均质和长期注水冲刷的影响，剩余油分布高度复杂，综合挖潜形势日益严峻，挖潜难度逐步增大。因此根据开发单元不同开采特征和剩余油分布规律寻找特高含水期潜力方向和技术对策，从而采取有针对性的挖潜技术是今后整装油田的重要发展战略。整装油田主力开发单元主要分为两大类。其中一类是厚油层发育的多油层组合，这类油层挖潜重点是厚油层层内潜力，整装油田以河流相沉积为主，层内剩余油的挖潜，正韵律厚油层是提高采收率的重要潜力方向。正韵律厚油层剩余油在顶部富集的特点决定其采取直井挖潜开发效果差、经济效益低。研究表明，特高含水期正韵律厚油层应用水平井技术可有效提高储量动用程度及其采收率。1 整装油田正韵律厚油层剩余油分布特征厚油层层内韵律性和沉积结构及夹层发育状况是控制正韵律厚油层层内剩余油分布的主要因素。在这些因素的控制下其剩余油特征主要表现为：1）油层纵向水淹差异大，剩余油主要集中在顶部正韵律油层上部渗透率低，注水开发过程中，注入水受重力影响首先沿底部高渗透带窜流，随时间推移，底部水淹严重，最先出现强水洗段，上部水淹程度较低，剩余油相对富集。如孤东油田取心井7-28-J255井54层三个韵律段比较，上部驱油效率低，剩余油饱和度高。上段驱油效率28.8，属见水级别，中段54.1，下部已高达61.3，为强水洗。相对应的剩余油饱和度分别为52.1-31.6，相差20以上。2）层内夹层影响剩余油分布河流相沉积过程中，由于不同期次河道砂的相互切叠与加积，河流相储层内部结构复杂，非均质性严重。夹层影响储层垂向上渗透率的变化，是造成层内非均质性的主要原因。层内夹层在正韵律油层中普遍发育，由于夹层对水动力遮挡作用，对剩余油的分布起着重要作用。夹层的存在阻止了注入水因重力作用而沿底部突进的趋势，同时由于夹层分割导致韵律段上部油层注水不见效，导致水动力弱的区域原油难以动用，剩余油富集。通过物模、数模及取心井等研究均反映了这一规律，如孤岛取心井中30-检18井馆35层中间有0.4m泥质夹层，其上为2.4m见水，其下为1.6m弱见水，正韵律中下部为水洗。2 水平井挖潜技术政策界限研究正韵律厚油层顶部剩余油挖富集的特点决定采用常规的直井挖潜，开发效果差、经济效益低。理论研究和矿场试验表明采用水平井技术开发正韵律厚油层经济可行。本文利用数值模拟技术开展了相关影响因素研究，共研究了夹层分布面积、夹层渗透性、剩余油富集厚度、水平井段大小、水平井生产压差、提液时机等参数对水平井开发效果的影响，确定了正韵律厚油层水平井设计的技术政策界限。2.1模型建立以整装油田典型单元正韵律厚油层为研究对象，选择构造部位高，地层厚度较大，井网相对完善部位，划出长方形区域，长1200m，宽1125m，面积1.35Km2，地质储量57.72104t。油层平均有效厚度9.0m，地层渗透率450-300010-3m2，孔隙度从0.24-0.29。纵向分6个韵律段，在第2和3韵律段之间发育夹层。在开发历史中共包括油井23口，水井10口，目前水井开井两口，油井开井三口。模型设计规模为48456，网格步长25m。通过对该区生产历史的拟合，建立起符合目前油田含水、采出程度、压力状况等的模型。2.2数模研究结果2.2.1夹层面积的影响作用在开发过程中，由于垂向上的压力梯度大于水平方向上的压力梯度，容易引起正韵律油层下部水的锥进，如果水平井下部存在一夹层，能有效阻止底水的上升。为便于研究，引入无因次面积的概念，将夹层的面积与水平井控制面积之比称为无因次面积。图1 不同无因次面积下的采收率对比共设计八个方案，对应的无因次面积分别为0.6，1.1，2.5，6.0，12.5，21.0，27.9和35.0。从无因次面积和采收率关系曲线（图1）中看出，当夹层范围比较小时，开发效果变化不大，当无因次面积大于1后，采收率随无因次面积增大而明显增加，同时采收率增加的幅度开始随夹层面积的增加而增加，随后逐渐降低。分析采收率变化导数，当无因次面积为2.5时，采收率变化导数最大，此后逐渐降低，无因次面积大于6时，采收率增加的幅度逐渐减小而且比较稳定。分析表明，夹层的无因次面积大于6时，采用水平井开发比较好。2.2.2剩余油富集厚度优化分夹层存在和不存在两种情况进行研究，给定正韵律油层上部七个有效厚度，分别为1，2，3，4，5，6和7m。图2为七种剩余油富集厚度下水平井开采含水与采出程度的关系曲线。由图2可以看出，随着地层厚度的增加，不论有无夹层，油藏开发效果都在改善，原因是地层厚度增加，降低了纵向上的压力梯度，使生产井含水的上升速度降低。没有夹层时，含水上升速度快，在采出程度小于1.5%时，含水率快速上升到60%，中低含水期开发过程较短；而存在夹层时，初期含水上升慢，采出程度达到8.5%15.5%时，含水率才上升到60%。这主要是由于两种情况油水在地层中的运动路径不同，存在夹层时，注入水主要从夹层以外的范围向上，再从平面上流入生产井，水驱波及系数高，采出程度高。 从图2分析，没有夹层时，剩余油富集厚度大于5m以后的开发效果较好，曲线比较接近，效果差别不大；有夹层时，剩余油富集厚度大于3m以后的曲线比较接近。因此有夹层情况下，剩余油富集厚度大于3m为好；夹层不发育时，剩余油富集厚度大于5m为宜。考虑经济因素，在整装油田经济参数下计算了不同油价下的经济可采产量，由此得到不同油价下的富集厚度下限。随油价不断升高，厚度下限逐步降低。油价在26-43美元，有夹层的厚度下限为3-2m，无夹层为5-3m。应用水平井开发时，首先满足经济极限厚度的情况下，为保证一定开发效果，应尽可能选取富集厚度大的的区域。无夹层有夹层图2 不同剩余油富集厚度下的含水与采出程度曲线2.2.3水平井长度优化在剩余油富集范围内部署水平井，水平井的长度发生变化，引起地层中油水流动的流动方向和油水分布各不相同，不同的油水分布造成了最终采收率的不同。为了具有可比性，将富集区域简化为一圆形，将水平井的水平段与该圆形的直径相比得到无因次水平井段长度。设计无因次水平段长度依次为0.55、0.45、0.36、0.32、0.27、0.23、0.18、0.14、0.09。从图3中看，随水平段的增加，当油藏含水98%时水平井的累积产油量不断增加，但是增加的趋势是不同的，无因图3 不同水平井段下的含水与采出程度曲线次水平段大于0.23时，增加的速度减缓；从采收率随无因次水平段长度变化的关系曲线分析，随无因次水平段的增加，开始采收率略有上升趋势，但当无因次水平段的距离大于0.36后，由于井间干扰的影响采收率出现下降趋势，因此无因次水平井段长度在0.23-0.36之间为宜。2.2.4生产压差优化数模结果反映，在夹层渗透性为0时，随着生产压差的增加，水平井初期液量、油量、含水依次上升，在生产压差小于1.5MPa，产量的大小与生产压差的大小基本上有线性关系，产量比较稳定，但是比较小，含水上升比较慢。在生产压差大于1.5MPa，初期的产量比较大，但是下降比较快，不利于稳产。而且随着生产压差的增加，产量增加的幅度逐渐减小，尤其是水平井含水比较高以后，产量逐渐接近，例如生产压差为2.0MPa和2.5MPa时，在第5年的日产油量基本一致，从采收率分析，压差大于1-1.5MPa后，出现较为明显的降低。可见，本模型条件下，为既能保持一定的产量，又能实现较长时间的稳产，保证一定采收率，对于有夹层的情况下，生产压差1.01.5MPa以下较为适宜；在夹层渗透率不为0时，会引起正韵律油层底部的注入水上窜，导致水平井的含水上升加快，总的规律是随着渗透率的增加，在其他的条件相同的情况下，采收率逐渐的降低，合理的生产压差也在逐渐的降低，夹层渗透率不为0时生产压差选取0.5-1.0MPa较为适宜。2.2.5水平井提液时机优选提液时机对水平井开发效果有着重要影响。在夹层渗透率为0时，设计了在含水为25、40、50、60、70%、80、90等7种不同提液时机，从不同提液时机下的采收率看（图4），提液进行的越晚，最终的开发效果越好，但采收率增大的幅度逐渐减小，在含水70以后提液，开发效果改变的不是很明显，因此推荐提液时机在70以后。同样，夹层具渗透性的研究结果也表现出相似的规律，但最佳时机更晚，推荐提液的时机是在含水85%以后（图4）。图4 不同提液时机采收率对比图3 应用效果20032005年，以该研究成果为指导，整装油田在孤东、孤岛、埕东油田共实施厚油层水平井整体调整单元5个，覆盖储量7087万吨，已投产水平井38口，累计增油18.04万吨，预计全部实施后可提高采收率2.1%。以孤岛中一区Ng53水平井整体调整为例，该单元属于正韵律沉积厚油层，储层厚度一般在8-12米之间，平均为8.9米。Ng53层内夹层发育，夹层主要以泥质夹层为主。夹层厚度一般在0.6-2.0米之间，平均为1.4米。单元调整前存在的主要矛盾为受沉积特征影响，顶部Ng531层采出程度低，动用程度差，而目前井网难以提高Ng531动用程度，为此编制水平井整体调整方案，共设计水平井16口，投产后取得了良好的效果及经济效益。投产初期平均单井日产液为49.4t/d，单井日产油29.5t/d，含水40.3%，截止2005年12月目前已累积产油11.1104t。水平井与同期调整直井或周围直井相比，水平井产量是直井的2-5倍，含水低20-50。整装构造油田发育有相当规模的