CN102606129A - 一种薄互层油田开发方法及系统 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种及薄互层油田开发方法系统，克服目前薄互层油田采出成本较高且难度较大的缺陷。该方法包括：根据薄互层油田的储层特点，获得合理的油水井间距，确定U型井和直井的部署位置；根据薄互层油田储层的纵向跨度以及钻井要求，确定U型井的水平方向位移和纵向跨度；结合油藏边界和U型井长度以及断层情况，确定U型井压裂裂缝条数、各条裂缝的长度和导流能力；根据单井控制面积和压裂规模限制，确定U型井和直井的最优裂缝参数。本发明能够满足海上和陆上薄互层油田的开发。

Description

一种薄互层油田开发方法及系统

技术领域

本发明涉及一种油田开发方法，尤其涉及一种薄互层油田的开发方法及系统。

背景技术

薄互层发育的油田由于其单层薄且层数多，纵向上跨度大，采用常规井型难以有效开发。国内外陆地油田一般采用小井距压裂开发，由于储层动用程度差，开发效果并不理想，采收率一般低于16％，且井数多开发成本高。对于海上油田，由于受到平台上井槽和开发成本的限制，要求井数尽量的少，单井产能尽可能的高，难以采用陆地油田的开发模式。

对于薄互层发育的低渗油田，采用直井时由于其与油藏接触的面积有限，纵向上油层跨度大，单次压裂难以沟通全部有效储层，压裂时单井产量也难以有较大的提高。同时由于层薄且无主力油层，水平井开发也无法有效实施，受水平井的压裂裂缝高度限制，对薄互层的储量控制程度低。而且采用直井和水平井开发时，当注水补充能量时由于井距小会导致油井过快见水，缩短无水采油期，从而大幅度降低油井产能。

发明内容

本发明所要解决的技术问题是克服目前薄互层油田采出成本较高且难度较大的缺陷。

为了解决上述技术问题，本发明提供了一种薄互层油田开发方法，包括：

根据薄互层油田的储层特点，获得合理的油水井间距，确定U型井和直井的部署位置；

根据薄互层油田储层的纵向跨度以及钻井要求，确定U型井的水平方向位移和纵向跨度；

结合油藏边界和U型井长度以及断层情况，确定U型井压裂裂缝条数、各条裂缝的长度和导流能力；

根据单井控制面积和压裂规模限制，确定U型井和直井的最优裂缝参数。

优选地，采用5口直井和4口U型井形成注采井网；其中，直井以5点法井网分布，U型井位于5点法直井的四个角的两边，方向平行于最小主应力方向。

优选地，注水的直井的射孔部位避开U型井的正面位置。

优选地，根据如下表达式确定裂缝的支撑剂数：

$N_{\mathrm{prop}}=\frac{{4k}_{f}w{x}_f}{{\mathrm{kx}}_e^2}=\frac{{2k}_f{V}_{2w,\mathrm{prop}}}{{\mathrm{kV}}_r}$

其中：N_prop为支撑剂数；k_f为裂缝渗透率，单位为毫达西；w为裂缝宽度，单位为米；x_f为裂缝半长，单位为米；k为储层渗透率，单位为毫达西；x_e为油藏边界长度，单位为米；V_2w，prop为裂缝两翼支撑剂体积，单位为立方米；V_r为整个油藏体积，单位为立方米。

优选地，根据如下表达式确定裂缝最优的无因次采油指数J_D(N_prop)：

$J_D\left(N_{\mathrm{prop}}\right)=\left\{\begin{array}{cc}\frac{1}{0.990-0.5\ln N_{\mathrm{prop}}}& \mathrm{if}{N}_{\mathrm{prop}}\≤0.1\\ \frac{6}{\mathrm{\π}}-\exp \left[\frac{0.423-0.311N_{\mathrm{prop}}-0.089{\left(N_{\mathrm{prop}}\right)}^2}{1+0.667N_{\mathrm{prop}}+0.015{\left(N_{\mathrm{prop}}\right)}^2}\right]& \mathrm{if}{N}_{\mathrm{prop}}>0.1\end{array}\right.$

优选地，根据不同支撑剂数对应的最优的无因次采油指数获得最优的无因次导流能力，并根据下式获得最优的裂缝长度：

$x_f={\left(\frac{k_f{V}_{2w,\mathrm{prop}}/2}{C_{\mathrm{fD},\mathrm{opt}}\mathrm{kh}}\right)}^{1/2}$

其中，h为油藏有效厚度，单位为米，C_fD，opt为最优的无因次导流能力。

本发明还提供了一种薄互层油田开发系统，包括：

位置确定模块，用于根据薄互层油田的储层特点，获得合理的油水井间距，确定U型井和直井的部署位置；

位移及跨度确定模块，用于根据薄互层油田储层的纵向跨度以及钻井要求，确定U型井的水平方向位移和纵向跨度；

第一参数确定模块，用于结合油藏边界和U型井长度以及断层情况，确定U型井压裂裂缝条数、各条裂缝的长度和导流能力；

第二参数确定模块，用于根据单井控制面积和压裂规模限制，确定U型井和直井的最优裂缝参数。

优选地，第二参数确定模块用于根据如下表达式确定裂缝的支撑剂数：

$N_{\mathrm{prop}}=\frac{{4k}_{f}w{x}_f}{{\mathrm{kx}}_e^2}=\frac{{2k}_f{V}_{2w,\mathrm{prop}}}{{\mathrm{kV}}_r}$

其中：N_prop为支撑剂数；k_f为裂缝渗透率，单位为毫达西；w为裂缝宽度，单位为米；x_f为裂缝半长，单位为米；k为储层渗透率，单位为毫达西；x_e为油藏边界长度，单位为米；V_2w，prop为裂缝两翼支撑剂体积，单位为立方米；V_r为整个油藏体积，单位为立方米。

优选地，第二参数确定模块用于根据如下表达式确定裂缝最优的无因次采油指数J_D(N_prop)：

$J_D\left(N_{\mathrm{prop}}\right)=\left\{\begin{array}{cc}\frac{1}{0.990-0.5\ln N_{\mathrm{prop}}}& \mathrm{if}{N}_{\mathrm{prop}}\≤0.1\\ \frac{6}{\mathrm{\π}}-\exp \left[\frac{0.423-0.311N_{\mathrm{prop}}-0.089{\left(N_{\mathrm{prop}}\right)}^2}{1+0.667N_{\mathrm{prop}}+0.015{\left(N_{\mathrm{prop}}\right)}^2}\right]& \mathrm{if}{N}_{\mathrm{prop}}>0.1\end{array}\right.$

优选地，第二参数确定模块用于根据不同支撑剂数对应的最优的无因次采油指数获得最优的无因次导流能力，并根据下式获得最优的裂缝长度：

$x_f={\left(\frac{k_f{V}_{2w,\mathrm{prop}}/2}{C_{\mathrm{fD},\mathrm{opt}}\mathrm{kh}}\right)}^{1/2}$

其中，h为油藏有效厚度，单位为米，C_fD，opt为最优的无因次导流能力。

与现有技术相比，本发明的实施例适用于纵向上跨度大、薄互层发育的各种渗透率油田的开发。本发明的实施例应用于薄互层发育的低渗油藏中，通过对油井多级压裂，近似于陆地油田的小井距开发，同时可以避免补充能量时裂缝见水的问题。本发明的实施例不仅能够减少油水井的数量，且能够使单井具有较高的产能，与其它开发方式比采收率明显要高出很多，能够满足海上和陆上薄互层油田的开发。

附图说明

图1为本发明实施例薄互层油田开发方法的流程示意图。

图2为最优无因次采油指数与无因次导流能力的关系Cinco-Ley图版。

图3为本发明实施例的开发方法中U型井的部署示意图。

图4为本发明实施例的开发方法中组合井网的立体示意图。

图5为图4组合井网的水平剖面图。

图6为图5所示剖视图沿图5所示剖面线1的纵向剖视图。

图7为图5所示剖视图沿图5所示剖面线2的纵向剖视图。

图8为图4所示组合井网中直井的射孔示意图。

图9为本发明实施例薄互层油田开发系统的组成示意图。

具体实施方式

为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚明白，下文中将结合附图对本发明的实施例进行详细说明。需要说明的是，在不冲突的情况下，本申请中的实施例及实施例中的特征可以相互任意组合。

对于薄互层油田，油层应该尽可能多的与井筒沟通，且要避免水井过早流入油井，才能保障获得高产稳产。

如图1所示，本发明实施例的薄互层油田开发方法主要包括如下步骤：

步骤S110，根据薄互层油田的储层特点，获得合理的油水井间距，确定U型井和直井的部署位置。

步骤S120，根据薄互层油田储层的纵向跨度以及钻井要求，确定U型井的水平方向位移和纵向跨度。

步骤S130，结合油藏边界和U型井长度以及断层情况，确定U型井压裂裂缝条数、各条裂缝的长度和导流能力。

步骤S140，根据单井控制面积和压裂规模限制，确定U型井和直井的最优裂缝参数。

本发明实施例的开发方法中，按照油藏工程方法设计各井的生产制度，U型井初期配产大于直井的初期配产，比如可以为直井的4-5倍。

本发明实施例的采油井中包含U型井，在U型井之间的区域部署直井，减少死油区，提高油藏动用程度。本发明的实施例井组采用5口直井和4口U型井形成注采井网。直井以5点法井网分布(4口注水井和1口采油井组成的菱形井网，油井位于菱形中心)，U型井位于5点法直井的四个角的两边，方向平行于最小主应力方向。注水的直井的射孔部位避开U型井的正面位置，即在井排方向间的水井，下部射孔压裂注水，由于油井井筒主要在上部，下部距离水井较远，可有效避免油井见水。对于U型井列方向之间的水井，由于井眼轨迹均集中在储层下部，注水井采用上部射孔压裂注水，同样可以避免油井见水。

本发明实施例具有如下特点。

(1)U型井的井轨迹与储层接触的面积大，可以达到直井的5倍以上。

(2)U型井多级压裂后，裂缝会沟通更多的油层，对于单层有多处与井筒沟通，近似于小井距开发。

(3)U型井根部采用重力泄油，更利于地层原油流向井筒，电泵(抽油泵)的下入深度小，更利于采油。

(4)U型井联合直井5点法注水，注入强度高，能有效地保持地层能量，维持油井高产稳产。

(5)注水井的射孔部位避开了与其临近的油井井筒，油井无水采油期长，注水波及效率高，对各层的动用程度高。

(6)井网中死油区少，在U型井与直井5点法井网中，注水井中间区域有1口直井采油对应着4口注水井，使得该区域的剩余油少。

(7)由U型井和直井形成的组合井网控制面积大、井数少，能够以少井高产的模式开发低渗薄互层。

(8)对于纵向跨度大的中高渗储层也同样适用。

本发明实施例的开发方法中，U型井与5点法直井井网中，采用压裂开发具有更高的采收率。U型井的水平位移和纵向上的井斜角需要根据具体储层来确定，钻井时U型井的底部不需要到达油层底部，可采用人工裂缝沟通底部油层，进而减小井斜角，使钻完井工艺能够顺利进行。

本发明实施例中的开发方法中，U型井采用分段压裂时，可以根据储层特点(纵向跨度)和水平方向不同位移，选择不同的裂缝条数和压裂规模，以保证开发效果最优。通过对不同储层跨度和U型井水平方向位移的不同，通过数值模拟优化设计出了其最优的组合方式。

表1、不同储层参数对应U型井压裂段数

本发明实施例的开发方法中，在U型井和直井的压裂时，考虑与井网的匹配关系，根据单井控制面积选择不同的压裂规模，如图2所示，根据不同支撑剂数对应的最优无因次采油指数与无因次导流能力的关系Cinco-Ley图版(SPE73758，The optimization of the productivity index and the fracturegeometry of a stimulated well with fracture face and choke skins)，查找最优的无因次导流能力C_fD，opt。图2中，横坐标表示无因次裂缝导流能力，纵坐标表示无因次采油指数。

本发明实施例的开发方法中，裂缝的支撑剂数可以根据如下表达式进行计算确定：

$N_{\mathrm{prop}}=\frac{{4k}_{f}w{x}_f}{{\mathrm{kx}}_e^2}=\frac{{2k}_f{V}_{2w,\mathrm{prop}}}{{\mathrm{kV}}_r}$ 式(1)

式中：N_prop为支撑剂数；k_f为裂缝渗透率，单位为毫达西(mD)；w为裂缝宽度，单位为米；x_f为裂缝半长，单位为米；k为储层渗透率，单位为毫达西；x_e为油藏边界长度，单位为米；V_2w，prop为裂缝两翼支撑剂体积，单位为立方米(m³)；V_r为整个油藏体积，单位为m³。

根据所计算出的合理的支撑剂数，从而确定裂缝的最优无因次采油指数J_D(N_prop)。

$J_D\left(N_{\mathrm{prop}}\right)=\left\{\begin{array}{cc}\frac{1}{0.990-0.5\ln N_{\mathrm{prop}}}& \mathrm{if}{N}_{\mathrm{prop}}\≤0.1\\ \frac{6}{\mathrm{\π}}-\exp \left[\frac{0.423-0.311N_{\mathrm{prop}}-0.089{\left(N_{\mathrm{prop}}\right)}^2}{1+0.667N_{\mathrm{prop}}+0.015{\left(N_{\mathrm{prop}}\right)}^2}\right]& \mathrm{if}{N}_{\mathrm{prop}}>0.1\end{array}\right.$ 式(2)

根据不同支撑剂数N_prop对应的最优无因次采油指数与无因次导流能力的关系Cinco-Ley图版，查找最优的无因次导流能力C_fD，opt，并根据下式计算出最优的裂缝长度并根据下式计算获得最优的裂缝半长x_f：

$x_f={\left(\frac{k_f{V}_{2w,\mathrm{prop}}/2}{C_{\mathrm{fD},\mathrm{opt}}\mathrm{kh}}\right)}^{1/2}$ 式(3)

其中，h为油藏有效厚度，单位为米。

图3给出了本发明实施例的开发方法中U型井的部署示意图。在图3中，1表示油层，2表示U型井的井轨迹，3表示压裂裂缝。详细的井网部署方案请参考图4和至图7，以尽可能多地接触油层面积为目标，同时兼顾压裂和注水开发的影响。图4和至图7所示井网的射孔平面俯视图如图8所示。图8中①表示U型井压裂后的俯视图，②表示直井注水井，③直井采油井。

如图9所示，本发明实施例的薄互层油田开发系统主要包括位置确定模块810、位移及跨度确定模块820、第一参数确定模块830及第二参数确定模块840，其中：

位置确定模块810，用于根据薄互层油田的储层特点，获得合理的油水井间距，确定U型井和直井的部署位置；

位移及跨度确定模块820，与位置确定模块810相连，用于根据薄互层油田储层的纵向跨度以及钻井要求，确定U型井的水平方向位移和纵向跨度；

第一参数确定模块830，与位移及跨度确定模块820相连，用于结合油藏边界和U型井长度以及断层情况，确定U型井压裂裂缝条数、各条裂缝的长度和导流能力；

第二参数确定模块840，与位置确定模块810、位移及跨度确定模块820及第一参数确定模块830相连，用于根据单井控制面积和压裂规模限制，确定U型井和直井的最优裂缝参数。

第二参数确定模块840用于根据上述表达式(1)确定裂缝的支撑剂数。

第二参数确定模块840用于根据上述表达式(2)确定最优的无因次采油指数J_D(N_prop)。

第二参数确定模块840用于根据上述表达式(3)确定最优的裂缝长度。

本发明的实施例在对一低渗储层(测井解释平均渗透率为1-2毫达西，纵向跨度为200m左右，油层有效厚度为90m)部署了多种试验方案，主要包含目前此类油田的各种开发方式：定向井压裂开发、多分支井开发、纵向水平井开发、U型井联合直井开发，各方案均考虑注水补充能量。通过对模型进行历史拟合调试后，用于预测，计算结果见表2。对于各个方案均进行井轨迹设计和完井单位对管柱受力分析论证，工艺上均是可行设计。

表2、某油田多方案预测结果

通过对比各种试验开发方式，可以得出对于低渗薄互层当采用小井距开发时，所需要的井数多，注水波及效率低，累产油少明显满足不了海上油田开发的需要。其它几种开发方式与U型井联合5点法直井方式差别也很大。U型井方案中，1口U型井的产量等效于4-5口直井的产能，与定向井实际测试的比采油指数相吻合，且注水强度大，波及效率高，能够高效开发该区域的薄互层发育低渗油田。

本发明实施例的开发方法可以用于海上油田中动用难度大的低渗薄互层区域，也可用于陆地油田的薄互层区域。通过采用U型井压裂增加与油层的接触面积，对部分层近似于小井距开发。在设置注水井时，采用与油井井筒平面错开的位置射孔压裂开发，可有效提高注水波及效率，延长油井无水采油期，使油井能够长时间高产稳产。克服了目前陆地油田常用方法中油井产能低，易见水的特点，大幅度提高油田的采收率。

虽然本发明所揭露的实施方式如上，但所述的内容只是为了便于理解本发明而采用的实施方式，并非用以限定本发明。任何本发明所属技术领域内的技术人员，在不脱离本发明所揭露的精神和范围的前提下，可以在实施的形式上及细节上作任何的修改与变化，但本发明的专利保护范围，仍须以所附的权利要求书所界定的范围为准。

Claims (10)

1.一种薄互层油田开发方法，包括：

根据薄互层油田的储层特点，获得合理的油水井间距，确定U型井和直井的部署位置；

根据薄互层油田储层的纵向跨度以及钻井要求，确定U型井的水平方向位移和纵向跨度；

结合油藏边界和U型井长度以及断层情况，确定U型井压裂裂缝条数、各条裂缝的长度和导流能力；

根据单井控制面积和压裂规模限制，确定U型井和直井的最优裂缝参数。

2.根据权利要求1所述的方法，其中：

采用5口直井和4口U型井形成注采井网；其中，直井以5点法井网分布，U型井位于5点法直井的四个角的两边，方向平行于最小主应力方向。

3.根据权利要求1所述的方法，其中：

注水的直井的射孔部位避开U型井的正面位置。

4.根据权利要求1所述的方法，其中，根据如下表达式确定裂缝的支撑剂数：

$N_{\mathrm{prop}}=\frac{{4k}_{f}w{x}_f}{{\mathrm{kx}}_e^2}=\frac{{2k}_f{V}_{2w,\mathrm{prop}}}{{\mathrm{kV}}_r}$

其中：N_prop为支撑剂数；k_f为裂缝渗透率，单位为毫达西；w为裂缝宽度，单位为米；x_f为裂缝半长，单位为米；k为储层渗透率，单位为毫达西；x_e为油藏边界长度，单位为米；V_2w，prop为裂缝两翼支撑剂体积，单位为立方米；V_r为整个油藏体积，单位为立方米。

5.根据权利要求4所述的方法，其中：根据如下表达式确定裂缝最优的无因次采油指数J_D(N_prop)：

$J_D\left(N_{\mathrm{prop}}\right)=\left\{\begin{array}{cc}\frac{1}{0.990-0.5\ln N_{\mathrm{prop}}}& \mathrm{if}{N}_{\mathrm{prop}}\≤0.1\\ \frac{6}{\mathrm{\π}}-\exp \left[\frac{0.423-0.311N_{\mathrm{prop}}-0.089{\left(N_{\mathrm{prop}}\right)}^2}{1+0.667N_{\mathrm{prop}}+0.015{\left(N_{\mathrm{prop}}\right)}^2}\right]& \mathrm{if}{N}_{\mathrm{prop}}>0.1\end{array}\right..$

6.根据权利要求5所述的方法，其中：

根据不同支撑剂数对应的最优的无因次采油指数获得最优的无因次导流能力，并根据下式获得最优的裂缝长度：

$x_f={\left(\frac{k_f{V}_{2w,\mathrm{prop}}/2}{C_{\mathrm{fD},\mathrm{opt}}\mathrm{kh}}\right)}^{1/2}$

其中，h为油藏有效厚度，单位为米，C_fD，opt为最优的无因次导流能力。

7.一种薄互层油田开发系统，包括：

位置确定模块，用于根据薄互层油田的储层特点，获得合理的油水井间距，确定U型井和直井的部署位置；

位移及跨度确定模块，用于根据薄互层油田储层的纵向跨度以及钻井要求，确定U型井的水平方向位移和纵向跨度；

第一参数确定模块，用于结合油藏边界和U型井长度以及断层情况，确定U型井压裂裂缝条数、各条裂缝的长度和导流能力；

第二参数确定模块，用于根据单井控制面积和压裂规模限制，确定U型井和直井的最优裂缝参数。

8.根据权利要求7所述的系统，其中：

第二参数确定模块用于根据如下表达式确定裂缝的支撑剂数：

$N_{\mathrm{prop}}=\frac{{4k}_{f}w{x}_f}{{\mathrm{kx}}_e^2}=\frac{{2k}_f{V}_{2w,\mathrm{prop}}}{{\mathrm{kV}}_r}$

其中：N_prop为支撑剂数；k_f为裂缝渗透率，单位为毫达西；w为裂缝宽度，单位为米；x_f为裂缝半长，单位为米；k为储层渗透率，单位为毫达西；x_e为油藏边界长度，单位为米；V_2w，prop为裂缝两翼支撑剂体积，单位为立方米；V_r为整个油藏体积，单位为立方米。

9.根据权利要求8所述的系统，其中：

第二参数确定模块用于根据如下表达式确定裂缝最优的无因次采油指数J_D(N_prop)：

$J_D\left(N_{\mathrm{prop}}\right)=\left\{\begin{array}{cc}\frac{1}{0.990-0.5\ln N_{\mathrm{prop}}}& \mathrm{if}{N}_{\mathrm{prop}}\≤0.1\\ \frac{6}{\mathrm{\π}}-\exp \left[\frac{0.423-0.311N_{\mathrm{prop}}-0.089{\left(N_{\mathrm{prop}}\right)}^2}{1+0.667N_{\mathrm{prop}}+0.015{\left(N_{\mathrm{prop}}\right)}^2}\right]& \mathrm{if}{N}_{\mathrm{prop}}>0.1\end{array}\right..$

10.根据权利要求9所述的系统，其中：

第二参数确定模块用于根据不同支撑剂数对应的最优的无因次采油指数获得最优的无因次导流能力，并根据下式获得最优的裂缝长度：

$x_f={\left(\frac{k_f{V}_{2w,\mathrm{prop}}/2}{C_{\mathrm{fD},\mathrm{opt}}\mathrm{kh}}\right)}^{1/2}$

其中，h为油藏有效厚度，单位为米，C_fD，opt为最优的无因次导流能力。

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