DH井区砂岩油藏水平井提高采收率方法

作者:张忠义;陈东亮;刘亮;吕滨;曲圆 刊名:油气田地面工程 上传者:黄瑜香

【摘要】针对DH井区高渗透、薄层底水、低幅度背斜砂岩油藏的实际特点,对国内外底水油田提高采收率方法进行了调研。研究表明,优化射孔、临界产量与临界压差的控制、水平井技术、人工隔板、加密井、双层完井及油水分采等技术是目前针对底水油田比较常用的提高采收率方法。针对DH井区的实际情况,对优选水平井技术进行了详细的论述。

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对于DH井区K1h23-4边水活跃的高渗透、薄层底水、低幅度背斜砂岩油藏而言,首先在开发特点上与一般底水油藏有所区别。目前能够使DH井区采收率提高的技术主要有人工隔板技术、堵底水和加密井网技术。DH井区剩余油的分布特征已经比较明显,剩余油都集中在油层的顶部,如依靠直井调整,虽可以直接提高采收率,但随着直井控制范围小,边底水的抬升,只会让调整井可采储量变小,开发效果和经济效益变差。建议使用一些侧钻井、径向分支井、侧钻水平井和水平井等复杂结构井技术来解决这个问题。通过筛选各种方法,本文针对DH井区选择水平井技术进行论述。1水平井技术近十年来国内外广泛采用水平井开采技术,并已成为不同类型油田重要的开采技术手段。水平井适应于多种油藏类型,目前在常规的注水开发砂岩油藏包括高含水油藏中都有许多成功运用水平井开采的例子。从油藏的开采机理来看,底水油藏采用水平井也是一种有效的开采方式,水平井最主要优点是增加与油藏的接触面积,改善和控制油藏内的压降,并由此增加采收率。在井组模型的原始状态基础上分别进行了水平井与直井开发效果对比,从对比中可以看出,在相同的产液量(25m3/d)条件下,理论上各项开发指标水平井均好于直井,平均增产达到了2~3倍。2水平井产能与底水锥进时间计算按水平段300m,避水厚度3.0m考虑,计算水平井采油指数达132.6t/d.MPa,为直井的4.0倍。将水平井井筒划分为小井段,根据耦合模型计算出小井段上的井筒流率、压差和产量分布,用每个小井段的流入流量计算本井段的底水锥进突破时间,从而获得突破时间沿水平段的分布。底水油藏开发的主要困难是采油与控制底水锥进的矛盾。利用水平井开发底水油藏,由于生产压差小,因而具有延缓底水锥进的作用,初期控制生产压差有利于延长无水及低含水采油期。3水平井位置的选择在整体模型的基础上,设计了水平井位置方案,分别在直井继续生产,注水井按水平井液量增加注水量。在整体模拟历史拟合的基础上,水平井产液量25m3/d条件下进行模拟计算。可以看出各方案累计产量均较高,其中水平井呈45,穿过两个油井之间的方案效果最好。分析认为油井之间处于非主流线上,剩余油丰度最高,水驱的程度最低。4影响底水油藏水平井实施的因素分析国内一直有一种观点认为,类似于DH井区K1h32-4薄层底水油藏不适合于水平井。分析其原因有两点:一是薄层底水无明显的隔夹层,避水厚度小,通过临界产量计算,水平井基本没有无水采油期,或者是有非常短暂的无水采油期,这样水平井压制水锥功效大幅度下降或者没有起到作用;二是国内有不少避水厚度小的底水水平井开发油藏,这种油藏与本油藏的区别是油层厚度小,底水厚度大,水平井一般初期开发效果好,见水后水平井突然高含水(部分井为含水100%),水平井无法实施有效的井段堵水功能,只能采用效果很差的化学堵水工艺。对此进行分析认为:一是不能忽视了水平井增加与油藏的接触面积的作用,尤其是对本区剩余油分布特征;二是可以肯定本区高油厚比井都具有较长时间(3个月到1年)的低含水采油期,多数含水达到20%以上,也有2~3年左右的含水稳定期,水平井在中低含水期应有一个较长时间的稳定生产期间;三是即使水平井含水上升,由于井底底水厚度小,暴性水淹的几率也比较小。分析国内各个底水油藏避水厚度小的水平井,发现因为地层非均质性及受井筒流量分布影响造成暴性水淹是水平井效果差的原因,为此对水平井的生产方式进行了重点研究。5水平井射孔方式优化对假设300m长度水平段进行了不同射孔条件下井筒流率分布进行了计算,发现某点端附近井筒流率最高,容易出现局部井段水淹。数值模拟表明,

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