水平井注采结构优化设计研究

水平井注采结构优化设计研究

1平井注采技术的内部研究1.1水平井系统驱油效率随水流度比变化的规律h.ferris模拟比较了水平井系统和垂直井系统的采收率。原油流度比分别为0.3、1.0和4.0。模型各层有孔隙度和厚度相同的201m×201m×10层Cartesian,模拟面积为0.16km3的五点井网。1)二维模拟结果当流度比等于0.3时,水平井系统比垂直井系统没有明显优越性;当流度比较高(为1.0或4.0)时,水平井系统的生产井见水时无水采收率比垂直井系统高很多。这表明,流度比低时(轻质油层),水平井系统仅比垂直井系统稍许有利;流度比高时(稠油层),水平井系统则明显有利。2)三维模拟结果三维模型中,水平井和垂直井两个系统均采用相同的油层、生产参数值:油层厚度为6m,水平渗透率与垂直渗透率之比为0.1,注入速度为31.8m3/d,注采井全部射孔。结果表明,与垂直井系统相比,水平井系统的体积驱油系数高,驱油效率随水油流度比增加而降低的幅度较小。也就是说,水平井系统采收率高于垂直井系统,在稠油层尤其明显。1.2水平注水开采结构1.2.1注-直井采效果1998年,C.G.Popa根据二维数值模型模拟一口水平注水井与多口垂直生产井的注水驱油过程,采用井段长400m的水平井,水平井与第二排直井相距1200m。根据含水饱和度和注入水突破时的波及效率,得出水平井注-直井采没能发挥水平井技术优势,效果较差。1)1口水平井注水-4口直井采油直井以125m3/d的速度采油,注入水在540d和1050d后突破。注入水在最接近水平段“井踝”(根部区域)的生产直井P1点最先突破,波及效率仅为30.1%。1050d后,注入水在P2点突破,波及效率上升到71.26%。2)1口水平井注水-3口直井采油直井以166.6m3/d的速度生产,注入水在960d和1680d后突破,含水饱和度剖面显示的波及效率分别是52.78%和84.12%。3)1口水平井注水-2口直井采油直井的采油速度是250m3/d。注入水在930d和2280d后突破,突破时波及效率分别为53%和95%。1.2.2井前注采井网从理论上分析,水平井注-水平井采可充分发挥水平井提高注入速度和增大泄油面积的技术优势,然而实际操作相对复杂,因此影响了现场应用。C.G.Popa根据数值模拟研究了水平井注-水平井采4种注采结构:①直线驱,包括两口平行水平井,水平井段长400m,注入液和产出液反向流动。②反向直线驱,与直线驱类似,但注入液和产出液同向流动。③水平井井位交错直线驱,两口水平井交错排列,水平井段长300m。④水平井井位交错反向交错直线驱,两口水平井交错排列,水平井段长300m。A.T.Turta提出了L型水平井注采井网,水平井的“井踝”(根部区域)相互距离比较接近。包括两种类型:①方形井网。方形井网由水平井段长700m的两口水平井组成。注水1年后,水驱前缘没有覆盖注水井全部水平段,即没能利用水平井注水能力,注入水朝向注水井“井趾”(顶部区域)的流量为零。过长的水平段使势能分布受油田及水平井周围势能分布严重影响,注入水在生产井“井踝”(根部区域)突破。②短水平井段注水井-长水平井段生产井。为促使注入水在生产井“井趾”(顶部区域)突破,研究了短水平井段注水井-长水平井段生产井,由200m注入井段和850m生产井段的水平井组成。水平井段较短使大量水进入孔隙介质,注入水在生产井的“井趾”(顶部区域)突破后,含水率没有立即上升到100%,而是出现含水单调上升。需注意的是,只有当水平注水井和水平生产井的水平井井段长度比为4.25(850m/200m)时,注入水才能在水平生产井的“井趾”(顶部区域)突破;水平井段长度相等时,注入水在水平生产井“井踝”(根部区域)突破。短水平井段注水井-长水平井段生产井的注入控制简单。2水平井的使用水平井技术在美国和加拿大等国家应用广泛。在美国,53%的水平井穿越裂缝,有9%的水平井用于水驱采油项目。在加拿大,48%的水平井用于减少水气锥进,水平井水驱开发项目占5%。2003年,S.D.Joshi发表文章综述了水平井技术的历史及现状,并列出了水平井水驱技术在北美的应用项目表。2.1水平井注水处理布拉得油田发现于1950年,面积约486公顷,现有生产井65口,迄今已生产原油27.47×104t,预计可采储量达47.9×104t。普罗斯特-安森油田于1981年发现,面积约324公顷,目前已采出原油2.7×104t,预计可采储量为6.8×104t。两个油田相邻,位于得克萨斯州中西部琼斯县,均属早二叠多孔性碳酸岩储层,平均埋深770m,生产层属Flippen组灰岩储层,储层以渗透性尖灭为界。生产层平均厚度为3.05m,平均渗透率为0.14715×103μm2,孔隙度约为12%～14%。油田早期均用溶解气驱法开发。布拉得油田和普罗斯特-安森油田水平井注水采油方案是美国本土第一个此类方案,由温尼能源公司在20世纪90年代初期设计,钻井投资450×104美元。试验区选定在布拉得油田和普罗斯特-安森油田。温尼能源公司要求钻井承包商钻3口水平注入井,每口井的水平段为458m。在下套管封隔器前下油管,为注水目的进行了必要的压力测试。计划用水平注水井在地层下倾部位深775m处注水,使注水速度和采油速度大大高于常规注水法。普通注水井单井日注入量为27m3。公司计划在确保储层不出现异常现象的条件下,水平注水单井日注入量为208m3。布拉德油田和普罗斯特-安森油田注水井将实现有效连通,形成行列注水线。水平井单井日注入量为205～274m3。评价注水效果后,注水量可提高。温尼能源公司认为,根据三维三相黑油模型模拟结果,布拉德油田水平井注水可增产原油19×104t,普罗斯特一安森油田可增产原油4×104t;预测水平井注水可能采出50%～70%OOIP,而常规注水法仅采出30%～50%OOIP。2.2水平井注井效果俄克拉荷马州东北巴特尔斯维尔油藏是美国最大的油藏之一。据报道,20世纪60年代,巴特尔斯维尔油藏已产油21×106t。虽然已经处于枯竭期,但仍是主力油藏。产油层巴特尔斯维尔砂层埋深304～914m,有天然裂缝,渗透率小于50×103μm2。巴特尔斯维尔油藏累积产量高,但是采收率很低,是原始石油地质储量的20%。原因是,溶解气驱使地层压力急剧下降;油藏浅,原始地层压力低。为取得较好注入能力,经营者经常采用注水井压裂改造措施,使注水压力高于地层破裂压力,但由于注入水首先沿着裂缝穿过油层,使大量的剩余油被绕过而无法驱出。为获得更高注入能力、提高水驱波及系数和加快采油速度,能源公司在巴特尔斯维尔砂岩油藏Wolco油田先后钻了Wolco#4A、Wolco#6A和Wolcof#5A三口水平井,钻井成本为25.7×104美元、21.4×104美元和20.2×104美元。预计直井钻井和完井费用是9.8×104美元。模拟及经济评价表明,一口单井控制面积为9公顷的水平注水井,未来6年将累计赢利290×104美元。过去30多年中,一口五点法井网的垂直注水井累计收入仅为140×104美元。Wolco油田五点法井网中,水平井和直井的净现值分别是230×104美元和40×104美元。注水井于2003年12月底投注,注水量是318m3/d,井口注入压力为0。开始注水能力远大于试验区南部邻近地区以前常规直井的注入能力。水平井注水见效快,因此项目初期产量大幅度增长。与直井水驱相比,水平井注水开发初期效果十分理想,吸引了更多的资金。3水平井注采结构开发存在的问题1)二维和三维数值模拟分析表明,与直井注采系统相比,水平井注采系统的体积驱油效率相对较高,驱油效率随流度比增加而降低的幅度也较小,该技术优势在稠油层更加明显。2)根据注入水突破后的含水饱和度和波及效率,水平井注-直井采三种注采结构都没能发挥水平井技术优势,开发效果较差。3)水平井注采结构中,反向直线驱和水平井井位交错反向交错直线驱的波及效率均大于直线驱水平井井位交错直线驱,这是因为注入水优先从注水井的井踝流向生产井的井踝,而不是在生产井的井趾处突破,使含水提前突破,没有充分发挥水平井提高注水速度和改善注水剖面的优势。4)