塔河油田水平井射孔优化技术研究

塔河油田水平井射孔优化技术研究

1水平井共管网开发期长,需求预测和释放政策释放目前，水平井技术已经可以有效地减少底部的水井，并广泛应用于底部油藏的开发。经过长期的研究和实践人们发现:①当井眼贯穿多个产层,或者同一产层内,水平方向上地层渗透率具有较强的非均质性,再加上这样的油气藏若存在底水、气顶,那么出现的不均衡生产,就会造成底水、气顶的锥进或脊进,使井筒过早见水见气,对产能造成非常不利的影响。②水平井产层生产压差的不均匀分布会导致油管内流体产生不平衡流动。高压产层对低压产层造成不良影响,形成不平衡生产,在高压产层段下部的底水会很快锥进,过早地见水会降低产油量甚至停产。尽管常规的水平井完井方式可以通过增大油藏的接触面积来提高产量和波及系数,但因其接近油水界面、跟指端效应和渗透率的非均质性而造成气水锥进。截止到2010年9月30日,中石化西北油田分公司已投产碎屑岩水平井193口,油藏埋藏深、分布广、油藏类型复杂(边底水),油层厚度差异很大。随着碎屑岩水平井的快速开发,前期完井方式遗留下来的措施治理难度高等问题逐渐凸显,主要问题为:①水平井产能与预测水平井产能相差很大;②无水采油期短,含水上升较快,产油量递减较快;③水平井平均产液段长度不到打开井段的三分之一,水平段动用程度低。因此,水平井完井方式应逐渐向多元化发展,完井方式应由快速上产转变为释放产能和先期控水及为后期治理提供有利空间为主。笔者从均衡产液剖面和平衡整个井筒的实际生产压差出发,分别介绍了变密度分段射孔完井和调流控水筛管完井来进行控水的技术,以及这两种完井方式在塔河油田应用效果。2井内高井安全检测为了达到控水和治水的目的,对目前笼统射孔的尾管完井方式进行优化,采用变密度射孔和分段工艺,针对储层的非均质性,通过改变射孔单元参数,即高渗区低射,低渗区高射,并预留盲段的工艺来实现。2.1射孔参数的控制变密度射孔的重点是从射孔的主要参数射孔位置、枪弹、孔密和方位等来进行优化。1段选择在:井眼轨迹明显上升-反渗透低段射孔位置的选择也就是盲段的选择,留盲段主要目的是为后期分段卡堵留下余地。盲段长度一般大于20m。盲段一般选择在:①井眼轨迹明显上翘、渗透率较低的井段,这样的井段避射对产能影响不会很大;②特高渗段(渗透率在1000×10-3μm2以上),这样的井段底水首先突破的可能最大,尤其对于接近跟端的高渗段,是避射的首选,以免跟端首先出水;③固井质量差的井段不能作为盲段,主要是考虑后期能有效卡堵。2选择机会的位置为使产能充分释放,射孔弹的穿透应尽可能深。但受井眼条件的限制,弹型的选择余地很小。尾管主要为N80钢,外径139.7mm,考虑固井过程中可能残留有水泥碎屑,考虑射孔后枪的膨胀性和毛刺高度,要求单边间隙大于12mm,只能选择102mm枪、SDP41RDX-50-102射孔弹。3适当降低渗流孔密目前采取的最大孔密为16孔/m,受枪身直径的限制,孔密难以再加大,过大的孔密会产生弹间干扰,达不到预期的效果。因此只能通过减小高低渗透段孔密才能使流入剖面保持相对均匀。一般原则是渗透率由高到低,孔密由低到高,孔密为4-10-13-16不等。4不同方位布孔的布孔一般采取向上射孔避射底部、边部方式,同时根据井眼轨迹、电测渗透率,进行方位选择。图1分别为六方位(30°、75°、120°、240°、285°、330°)和四方位(30°、75°、285°、330°)布孔示意图。对于大段钻入泥岩的特殊情况,如TK939H井,则采取向下四方位射孔(120°、145°、215°、240°)(图2)。2.2tk191h井以TK951H井为例(TK951H井是塔河油田九区三叠系下油组构造中高部位所钻的一口开发水平井。2010年5月23日开钻,2010年7月1日完钻,设计井深:4607.00m(垂)/4982.28m(斜),完钻井深:4598.86m(垂)/4879.00m(斜),完钻层位:T2a1,人工井底:4871.00m。2010年7月23日至8月15日对TK951H井进行了套管射孔完井试油,完井层位:T2a1,完井井段:4705.00～4782.00m、4798.00～4867.00m。针对该区块存在的底水锥进速度快的问题,采用分段变密度射孔工艺(所采用的射孔密度及射孔相位见表1)。投产后,目前(2010-11-14)Ø3.8mm油嘴工作制度下,油压12.5MPa,日产油43.6t,无水采油期已达107d,目前仍无水采收。以塔河1区为例,优化后单井平均产量分别为58.76t/d,同比TK133H未优化井提高22.7%。5口投产井4口低含水生产,平均无水采油期29.4d,比同期未优化井延长无水期23d,其中TK137H井最长无水采油63d。3控水筛管的限流能力控水筛管作用原理也是将全水平段分成若干小段,在渗透率较高的井段,控水筛管利用自身的限压节流作用为高渗井段增加一个阻碍流体从地层流出的附加阻力,从而一定程度上降低该井段的流压。在渗透率较低的井段,可以选用阻流能力较小的控水筛管,或者由于该段产能低,因而不需要限流,所以可以不用下入带有限流能力的控水筛管。节流控制件可以改变流体流速大小、或者改变流体流动方向,或两者兼有,从而干扰了流体的正常运动,产生了撞击、分离脱流、漩涡等现象,带来了附加阻力,增加了能量损失,这部分损失通常称作局部阻力损失。由于这些部件中流体的运动比较复杂,影响因素较多,除了少数几种在理论上做过一定的分析外,一般都依靠实验确定。总之,控水筛管使用与否和限流能力的选用,都是为了调节全井段产油强度,即单位长度上的产量,尽量使整个水平段的产油强度相当,这样油井产液剖面大致呈现一条直线。只有各处均匀产油,底水才能呈现理想的均匀水脊上升,使底水达到最大的驱油效率,以提高采收率。3.1工艺设计合理的完井工艺设计是实现调流控水筛管(ICD)控水效果的基础,其关键技术包括三方面:合理的分段;管外封隔器;ICD的设计选择。1资料来源和资料选择水平井的合理分段是ICD完井成功的第一步。分段的主要依据是:①根据测井资料、录井资料和三维地震资料,选择泥页岩夹层或者物性较差的低渗透段为隔层,保证储层内不窜流,从而保证ICD完井的有效性;②把水平段上相邻的储层物性相似段归为一个ICD段,减少分段数量,尽可能简化工艺、增加完井施工的安全性。2因素2:因素选择合适的管外封隔器,保证井筒内不窜流是ICD完井成功的关键因素之一。目前ICD完井选用管外封隔器为可膨胀的遇油膨胀封隔器,其设计主要包括封隔器两端需要承受的压差、储层温度对封隔器使用年限的影响、橡胶对矿化度的敏感性和pH值的敏感性、膨胀时间等。3附加节流压差根据单井模拟或者区块的油藏数值模拟,算出均衡产液剖面需要的附加节流压差,然后确定节流通道的尺寸及数量。目前对ICD的设计主要通过NEETool完井软件进行单井模拟计算,该软件包含目前大部分厂家生产的ICD的计算模型。3.2影响因素分析1井眼轨迹保证由于调流控水筛管完井对井眼轨迹和油藏资料精度要求较高,在前期钻井中要求井眼轨迹避免高含水带、靶前位移不小于270m、提高泥浆性能、保证井眼稳定、井壁光滑、无严重的井眼垮塌、缩径;严格控制井眼轨迹避免较大狗腿,全角变化率低于7.5°/30m。2储层物性设计的合理策略主要依靠在高渗带或者井筒的跟端增加附加完井压差以减小生产压差来平衡整个井筒的实际生产压差。但是只有合理的ICD设计才能达到预期效果,合理的ICD设计必须考虑的因素有:准确的油水饱和度、渗透率、油藏压力等储层物性资料;储层物性随时间的变化;不同段之间的有效封隔;地层流体对ICD单元的腐蚀作用。总之,合理的ICD设计必须能很好地减少含水率,延长无水采油期,提高采收率。3.3均水界面和界面以TK7221H井为例。该井水平段垂深为4415.8～4416.5m,油层厚度为13～15m,油水界面为4428.39m,避水高度为12m左右,水平段长为250m,底水能量充足。井眼轨迹平稳,最大狗腿度7.94°/30m,水基泥浆。1电测成果及解释控流单元划分依据为水平井眼轨迹、井径,自然伽马、自然电位、声波(孔隙度)测井曲线,渗透率、含油饱和度以及电测解释成果等。以泥岩段、致密段或低渗段为控流单元分界点。根据储层物性,以主要油层为分段依据,将水平段划分为3个控流单元。2油挤出密封装置位置封隔器放置位置选择在井径和井眼轨迹稳定处。3设计产能及企业责任,计算生产压差根据理论研究和邻井实际生产情况,该井区初期合理产量为35～40t/d,生产压差控制在1.0～1.5MPa以下。通过软件模拟论证,确定该井设计产能为40t/d,计算生产压差为1.19MPa。根据与普通筛管完井对比,分流控水筛管对Ⅰ、Ⅱ段产层分别产生了0.34MPa和0.43MPa的附加压降,而对第Ⅲ段产层几乎没有附加压降,这样就实现了各个控流单元在不同生产压差下生产,产油强度趋于平衡,避免了局部底水锥进,提高了采收率。4同区邻井tk21h井、tk钢网TK7221H井采用ICD(调流控水完井)取得了较好的效果。截止2010年9月31日,与同区邻井TK7220H井相比(两井几乎同时投产),TK7221H井在Ø2.5mm油嘴工作制度下油压10MPa,累计产油9924.5t,不含水;而TK7220H井已停喷,停喷前含水已达100%,累计产油7873t,目前进行转抽