CN102071922B - 低渗透油藏仿水平井开发方法 - Google Patents

低渗透油藏仿水平井开发方法 Download PDF

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Abstract

一种低渗透油藏仿水平井开发方法，包括如下工艺技术：开发的井网部署、近高压条件下早期注水、优化射孔井段和射孔方式、开发技术设计与部署及超大规模压裂造长缝。所述开发的井网部署，是在油层厚度4m线以上区域设计部署井网，井网为油水排井距490m-520m、注采排距170m-200m的五点法方形井网，油井排与水井排方向与主地应力方向一致；地层压力系数保持在0.9-1.0的近高压条件下早期开始注水；在油层中部仅射2-4米，采用多相位优化射孔方式射孔；在一区块进行开发技术设计与部署开发油水井井数及产能；超大规模压裂造缝及监测，为平均半缝长190m-250m，全程采用优质压裂液5-6m3/min的大排量施工。本发明在低渗透油藏开发工艺中应用。

Description

低渗透油藏仿水平井开发方法
一、技术领域
本发明涉及石油低渗透油藏开发开采技术，特别涉及一种低渗透油藏仿水平井开发方法。
二、背景技术
石油低渗透油藏常规开发模式：井距一般为几十到百十米的小井距，井型一般采用直井或直井与水平井的组合形式，投产措施是进行酸化或小规摸的压裂改造等，在地层压力系数下降到0.9左右实施注水开发；这种开发模式为石油低渗透油藏开采发挥了一定的作用，但同时存在着如下的缺点或不足：①小井距井网密度大，开发过程中水线突进快、见水快、驱油效率低、开发效果差；②大井距井网受原工艺改造技术限制等，一般直井压裂半缝长100m左右、水平井压裂半缝长120m左右，难以建立起有效的驱动压差，投入开发几年后，大部分井处于停产或半停产状态；③开发百万吨产能投资53亿元以上，经济效益差，开发投资高。
三、发明内容
本发明的目的是提供一种低渗透油藏仿水平井开发方法，采用开发的井网部署、开发技术设计与部署、近高压条件下早期注水、优化射孔井段和射孔方式、超大规模压裂造长缝等综合开发工艺技术，有效地克服或避免上述现有技术中存在的缺点或不足。
本发明所述的低渗透油藏仿水平井开发方法，包括如下工艺技术：开发的井网部署、近高压条件下早期注水、优化射孔井段和射孔方式、开发技术设计与部署及超大规模压裂造长缝。所述开发的井网部署，是在油层厚度4m线以上区域设计部署井网，井网为井距500m、注采排距180m的五点法方形井网，油井排与水井排方向与主地应力方向一致，油水排井距490m-520m(图中表示为500m)、注采排距170m-200m(图中表示为180m)；近高压条件下早期注水是在地层压力系数保持在0.9-1.0时开始注水；优化射孔井段和射孔方式是在油层中部仅射2-4米，采用多相位射孔；开发技术设计与部署是在一开发区块设计部署开发油水井井数及产能；超大规模压裂造缝为平均半缝长190m-250m，压裂裂缝主要采用地面微地震、井间微地震、非放射性示踪陶粒进行监测，全程采用5-6m3/min的大排量施工，在泵注前置液20-30m3后，加入一段2-4m3的30/70目小颗粒段塞，以减小井筒弯曲效应；为满足大排量施工的要求，优选具有延迟交联功能、减少压裂液用量、提高砂比、增加裂缝的宽度、增加导流能力、减小地面施工压力、实现大排量施工需要的优质压裂液。
其中，所述优质压裂液为具有延迟交联性能的Viking-D压裂液，该压裂液比常规压裂液降低井口施工压力10MPa。所述在一开发区块设计部署开发油水井井数及产能为井数38口，其中油井22口、水井16口，新建产能6.6万吨。所述开发的井网部署为一区块动用含油面积4.2km2、地质储量268×104t，水平方向主地应力方位76-83度。所述超大规模压裂中小颗粒段塞及减小井筒效应，是泵注一个20m3-30m3的段塞，携带2m3-4m330-70目颗粒的卡博陶粒。所述优化射孔井段为：油层中部仅射2-4米，射孔方式为相位角60°，孔密16孔/米。
本发明与现有技术相比较具有如下优点：
1、压裂半缝长，一般在200m以上，减少设计部署井数，并全部采用直井开发；由此能大幅减少钻井投资与风险、缩短建井周期、减少后续开发管理成本；
2、适应性强，适应于空气渗透率10-50*10-3um2的一般低渗透油藏、空气渗透率小于10*10-3um2的特低渗油藏以及大小区块整体开发或单井开发；
3、单井初期产油能力及后续稳产效果均好于常规技术获得的效果，经初步评估，区块投资少，百万吨产能投资45亿元左右，比应用常规开发技术开发百万吨产能投资减少12亿左右，吨油开发成本比为1∶0.8。
4、在某油田F142块S3下应用本发明滚动开发取得显著效果，已成为该油区低渗透油藏进行仿水平井开发的先行试验阵地。现已完钻新井25口，超大规模压裂造缝投产15口，平均半缝长205.6m，初自喷日产油能力383.2t、平均单井25.5t，目前日产油能力171.9t、平均单井11.5t，已成为该区块主力产油层系。另有18口油水井区块采用仿水平完井工艺技术进行开发，实施成功率72％，有效率72％；施工排量为4-6m3/min；加砂量80-115.8m3，平均加砂强度10.2m3/m；前置液比例为37％-43.8％，平均为41％；地面破裂压力44.2-62.4MPa，平均为56MPa；停泵压力25.8-30.6MPa，平均为29.4MPa。通过裂缝监测得到：平均铺砂浓度6.94kg/m2，半缝长139.4m-240.3m，裂缝的方位NE72°-NE89.2°，主方位NE80°左右，油井初产日液10-73.4m3，日油5-44m3，平均单井日油13.2m3，累计产油16484t。
5、采用大规模压裂效果显著，压裂有效半缝长在200m以上，渗透率有效期3年基本不变，同时做好压裂过程中的油层保护，做好井口封口，防止压裂支撑剂的回吐，能达到水平井的产能效果，最终实现大井距、造长缝，提高其单井控制储量、提高采油速度、提高采收率并减少钻井井数与投资的目的；
6、压裂造长缝采用具有延迟交联性能的BJ公司Viking-D优质压裂液，该压裂液比常规压裂液降低井口施工压力10MPa。
四、附图说明
附图为本发明的一种开发井网部署实施例结构示意图
图中：1为新钻水井；2为在用老油井；3为新钻油井；4为老井转注。
五、具体实施方式
参阅附图，一种低渗透油藏仿水平井开发方法，包括如下工艺技术：开发的井网部署、近高压条件下早期注水、优化射孔井段和射孔方式、开发技术设计与部署及超大规模压裂造长缝技术，压裂采用大排量施工、小颗粒段塞、优选优质压裂液、裂缝监测等措施。开发的井网部署，是在油层厚度4m线以上区域设计部署井网，井网为油水排井距490m-520m，图中表示为500m、注采排距170m-200m，图中表示为180m的五点法方形井网，油井排与水井排方向与主地应力方向一致；地层压力系数保持在0.9-1.0时的近高压条件下早期开始注水；优化射孔井段和射孔方式，在油层中部仅射2-4米，采用多相位射孔；开发技术设计与部署，是在一开发区块设计部署开发油水井井数及产能；超大规模压裂造缝，是平均半缝长190m-250m；压裂裂缝监测，是主要采用地面微地震、井间微地震、非放射性示踪陶粒等方法进行监测；压裂作业采用全程5-6m3/min的大排量施工，在泵注前置液20m3-30m3后，加入一段2m3-4m3的30-70目小颗粒段塞，以减小井筒弯曲效应；为满足大排量施工的要求，优选具有延迟交联功能、减少压裂液用量、提高砂比、增加裂缝的宽度、增加导流能力、减小地面施工压力、实现大排量施工需要的优质压裂液。
优选的优质压裂液为具有延迟交联性能的BJ公司的Viking-D压裂液，该压裂液比常规压裂液降低井口施工压力10MPa。在一开发区块设计部署开发油水井井数及产能为：新建产能6.6万吨，井数为38口，其中油井22口、水井16口。开发的井网部署为在该区块动用含油面积4.2km2、地质储量268×104t，水平方向主地应力方位76-83度。超大规模压裂中，小颗粒段塞是泵注一个20m3-30m3，最好为25m3的段塞，携带2m3-4m330-70目颗粒的卡博陶粒，以减小井筒效应。优化射孔方式为相位角60°，孔密16孔/米。
“仿水平井”主要突出“仿”字，设计部署大井距的开发方案，以及优化单井设计，通过大规模压裂造长缝的工艺，实现大井距，提高其单井控制储量、提高采油速度、提高采收率并减少钻井井数与投资，达到与水平井一样的产能开发效果。
本发明运行时的技术适用条件：①油层中深。压裂缝型为纵向大角度或垂直、水平方向延伸的长缝，按三维应力场成缝特征，形成该缝型的应力场垂向应为最大主应力方向；因此，油层埋深应大于其区域垂向为最大主应力方向的对应深度。②储层岩性。储层均质性良好及单一储层为其良好的成缝条件，均质性较差及多层组合储层不利于造长缝。③围岩特征。上下围岩应具有较高的抗应力强度，即储层上下边界外能量消耗低，利于能量主要集中于水平方向形成长缝。④油水关系。油藏层间与层内油水分布关系清楚，层间水层与油层间隔距离大于30m，层内井点距其边底水区距离大于300m；以避免大型压裂过程中油层纵横向与水体串通，不利于提高驱油效益与开发效果。⑤固井质量。要求固井质量良好，因造长缝需要能量主要集中于水平方向，故纵向射孔井段要小；固井质量差或固井不合格，将造成纵向能量消耗大而难以形成长缝。

Claims (5)

1.一种低渗透油藏仿水平井开发方法，包括如下工艺技术：开发的井网部署、近高压条件下早期注水、优化射孔井段和射孔方式、开发技术设计与部署及超大规模压裂造长缝，其特征在于所述开发的井网部署，是在油层厚度4m线以上区域设计部署井网，油水排井距490m-520m、注采排井距170m-200m的五点法方形井网，油井排与水井排方向与主地应力方向一致，近高压条件下早期注水是在地层压力系数保持在0.9-1.0时开始注水；优化射孔井段和射孔方式是在油层中部仅射2-4米，采用多相位射孔；开发技术设计与部署是在一开发区块设计部署开发油水井井数及产能；超大规模压裂造缝为平均半缝长190m-250m，压裂裂缝主要采用地面微地震、井间微地震、非放射性示踪陶粒进行监测，全程采用5-6m3/min的大排量施工，在泵注前置液20-30m3后，加入一段2-4m3的30-70目小颗粒段塞，以减小井筒弯曲效应；为满足大排量施工的要求，用具有延迟交联功能、减少压裂液用量、提高砂比、增加裂缝的宽度、增加导流能力、减小地面施工压力、实现大排量施工需要的优质压裂液。
2.根据权利要求1所述的低渗透油藏仿水平井开发方法，其特征在于所述在一开发区块设计部署开发油水井井数及产能为：井数38口，其中油井22口、水井16口，新建产能6.6万吨。
3.根据权利要求1所述的低渗透油藏仿水平井开发方法，其特征在于所述开发的井网部署为一区块动用含油面积4.2km2、地质储量268×104t，水平方向主地应力方位76-83度。
4.根据权利要求1所述的低渗透油藏仿水平井开发方法，其特征在于所述超大规模压裂中小颗粒段塞及减小井筒效应，是泵注一个20m3-30m3的段塞，携带2m3-4m3的30-70目颗粒的卡博陶粒。
5.根据权利要求1所述的低渗透油藏仿水平井开发技术，其特征在于所述优化射孔方式为相位角60°，孔密16孔/米。
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