水平井分段控水完井工艺研究

水平井分段控水完井工艺研究

通过利用水井开采底水油，下水源进入水体，导致高上升速度快、中低水位低的普遍现象，这已成为制约水平井生产的瓶颈。国外水平井控水完井的方式从常规的分段完井、恒流控水筛管的半智能完井发展到了智能完井;国内的水平井控水完井技术相对落后,目前的完井方法主要有3类,即独立筛管SAS(割缝/预孔管、复合筛管)、筛管(SAS)+ECP和射孔完井CHP,相应的控水技术主要采用完井参数控制方法。大港油田通过调研,开展了分段控水完井工艺的研究。针对以上问题,开展了水平段产液剖面分布规律及控水机理的研究。一般认为水平井生产过程中,如果纵向压力梯度大于重力梯度底水就上锥,反之就不会形成水脊。因此,底水油藏水平井底水脊进与油层厚度、打开程度、储层物性、原油物性、水平井在油藏中的位置及生产压差等因素有关,造成储层出水的主要原因有以下几个方面。(1)地层流体沿水平段轴向流动时由于井筒压降的存在,使得跟端供液较高,生产压差较大,造成跟端水脊速度高于趾端。为使水平段均匀供液,采用分段完井和对筛管采取变参数设计,一般按中心管孔密由跟端向趾端36~360孔/m梯级逐渐增加,也可根据储层的物性及非均质性适当调整中心管孔密,从而延缓底水突破时间。(2)储层非均质性引起底水锥高不一致,底水沿高渗透位置脊进。大港油田部分水平井储层非均质性较强,因此,必须按照储层的非均质情况,应用分段控水完井工艺,对水平段分段卡层。(3)大港油田已开发底水油藏油水黏度比147.8~4912。油水黏度比越大,底水越容易突破,因此,必须制定合理的工作制度来延缓底水锥进速度,提高储层最终采收率。(4)受水平段井眼轨迹在储层中位置的影响,部分井段进入底水区造成油井高含水。为此,专门成立了水平井入窗着陆队,增加了一次入窗成功率,保证水平井眼在油藏上部1/3~1/2的位置。结合研究成果,开展了控水工艺的现场试验与应用,形成了2种不同封隔工艺的分段控水完井管柱,实现了筛管变参数设计,并合理控制初期生产压差,达到了稳油控水的效果。该井位于ZH8Ng断块,为典型的底水油藏,油层厚度8~10m,属高孔高渗储层;完钻井深3940m,最大井斜93.5°,最大狗腿6.18(°)/30m,水平段3341~3940m,三开悬挂Ø139.7mm筛管完井。该井在钻井过程中共钻遇3341~3650m及3720~3940m两段油层,前段渗透率较低,后段渗透率较高,储层物性相差较大。为提高油井开发效果,在该井应用分段控水完井工艺(见图1)。该完井管柱主要特点为:(1)管内预设插入式封隔器一套,形成管内有效封隔;(2)管外安装遇油遇水膨胀封隔器,形成管外有效封隔;(3)筛管和中心管分别采用了变参数设计,有效调节水平段入流剖面,通过水平段均匀供液延缓底水水脊。H8井投产后初期日产液48m3/d、含水2%,生产过程中含水平稳。而同区块H1井采用砾石充填完井,未实施分段开采,初期日产液358m3/d、含水9%,投产后不断提液生产,含水上升较快,投产仅24d达到了60%。对比两井生产情况,H8井采用水平段分段开采工艺明显起到了控水的效果。KH2井位于K102断块,目的层馆三油组,水平段长177m,测井解释在1524~1589m钻遇泥岩,且上下两段油层垂深相差较大(最大达9m),导致油水层性质变化不确定。为防止水平井眼轨迹靠近或部分进入底水层,实施分段控水完井工艺(见图2)。该完井管柱主要特点为:(1)应用管外封隔器和管内分层密封筒实现井筒密封,管外封隔器采用水力压缩式封隔器对水平段进行封隔,管内应用通径分层密封筒3套,上面1套实现工具定位,下面2套实现打压坐封管外封隔器及管内分段开采密封;(2)在生产管柱底部预设冲砂安全接头,当需要换层生产时,考虑若因砂埋等因素造成生产管柱无法正常起出,可从安全接头处断开,实现顺利打捞。3.3.1水平井初期生产压差控制研究表明,水平井初期生产压差对底水突破时间及含水上升速度影响较大。当生产压差在1~2MPa时,底水突破时间随生产压差的增加急剧下降;大于2MPa时,底水突破时间随生产压差增加变化趋于平缓(见图3)。目前,大港油田为解决底水油藏水平井含水上升快、底水突破时间短的问题,对投产初期生产制度提出明确要求。结合ZH8Ng断块已投产水平井生产情况及地质配产,要求该断块水平井初期生产压差控制在1~2MPa。现场应用4口水平井,除ZH8Ng-H5井由于生产压差略大,底水已形成突破外,其他油井基本满足生产需要(见表1)。3.3.2底水保井型水平井底水水平井无因次采液指数随着含水的增加而逐渐下降,当达到一定程度后,又随含水增加而陡然增加;采油指数一直随含水的增加而下降,当含水达到85%时,变化趋于平缓。因此,一般认为合理的提液时机为含水达到85%以上。B66-30KH井采用精密复合滤砂管完井,初期产液32m3/d,产油29.5t/d,含水达到85%后逐步提液,提液后生产平稳,目前产液65m3/d,含水88%,累计产油1.12×104t。(1)底水油藏水平井开发应立足早期控水,应从油藏工程、井位优化、井眼轨迹优化、完井方式优选、分段开采等因素考虑,保证水平井最终实施效果。(2)形成了2种不同封隔工艺的分段控水完井管柱,实现了水平段分段开采,为后期卡堵水措施创造了条件。(3)通过对水平井投产初期合理生产压差的控制及对筛管采取变参数设计,有效提高了水平井开发效果。大港油田利用水平井开发了6个底水油藏油田,储层高孔高渗物性好,原油物性较差。已投产的36口水平井,目前含水高于90%的有21口,含水60%~90%的有8口,含水低于60%的有7口。已投产水平井初期开发效果均优于常规邻井。随着油田的不断开发,底水脊进导致含水上升速度快、中低含水采油期短,主要问题为:(1)陆上油田水平井由于主要用于老区挖潜,考虑其完井工艺难度及成本,水平段多数未下管外封隔器,生产后期卡堵水作业难以实施;(2)工作制度不合理,造成底水快速突破;(3)提液时机不合理,油井含水上升快。1生产状况与问题分析2水平井水处理机械的水生控制结构3水平井压水技