CN112943195B - 一种致密油水平井井网衰竭式开发加密开采方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种致密油水平井井网衰竭式开发加密开采方法，包括以下步骤：S1、在新加密井部署前，对新加密井相邻老水平井补充地层能量；S2、部署新加密井；S3、新加密井电测及完井过程中，测量完钻的新加密井水平井的水平段裂缝分布；S4、新加密井储层压裂改造设计时，采用交错布缝方式，避开原有老井在主应力方向上的人工缝或天然缝；S5、油井采油过程中，采用控压生产制度，控制新加密井及邻井的井底流压。通过加密水平井潜力评价、加密井位设计、钻完井风险防范、试油压裂优化、合理投产方式建议，有效解决了致密油水平井井网衰竭式开发中后期地层能量亏空情况下开展高投资的加密水平井进行开采技术难题。
Description
技术领域
本发明属于油田技术领域，具体涉及一种致密油水平井井网衰竭式开发加密开采方法。
背景技术
大量的开发实践表明，水平井作为一种目前作为有效的开发方式在内外国致密油开发中获得了大规模的推广和应用。同时由于致密油储层具有岩性致密、脆性大以及天然裂缝发育程度高的特征，注水补充能量的开发方式不被采纳。此外，注CO2、注烃等其它能量补充方式由于处于试验阶段，且理论研究与工艺技术均不成熟，因此目前致密油油藏的开发主要运用长水平井衰竭式自然能量开采方式进行开发。
致密油由于储层物性差,油气渗流启动压力梯度大,随着自然能量开发的不断深入进行,井网和裂缝匹配关系的不适应性问题较为突出,井网中既存在局部剩余油富集区,又存在缝网储层低压区。因此,如何建立有效驱替,从而改善开发效果成了中后期油藏调整开发的关键问题。开发实践表明,井网加密优化调整是开发中后期提高致密油采收率的重要手段。
当水平井开发进入中后期，地层能量大幅度亏空，单井产量较低，采用重复压裂等技术手段虽然可适当的提高产量，恢复部分老井的产能，但受工艺技术限制，很难做到井网内压裂缝的全覆盖，在压裂盲区及井网中部未被完全动用的储量仍然较多。此时，采用水平井进行加密是一种有效的开发手段。与此同时，储层由于受水平井长期开采的影响，裂缝沟通的地层往往会形成局部的低压区，且地应力发生相应的改变，极大的影响新钻水平井的钻完井安全。因此，必须寻找一种适合的、有效的加密开采方法，在保证新钻井完全的同时，降低加密井的投资风险。
发明内容
本发明提供了一种致密油水平井井网衰竭式开发加密开采方法，以解决致密油水平井井网衰竭式开发中后期地层能量亏空情况下开展高投资的加密水平井进行开采技术问题。
本发明的目的是通过以下技术手段实现的，一种致密油水平井井网衰竭式开发加密开采方法，包括以下步骤：
S1、在新加密井部署前，对新加密井相邻老水平井补充地层能量；
S2、部署新加密井；
S3、新加密井电测及完井过程中，测量完钻的新加密井水平井的水平段裂缝分布；
S4、新加密井储层压裂改造设计时，采用交错布缝方式，避开原有老井在主应力方向上的人工缝或天然缝；
S5、油井采油过程中，采用控压生产制度，控制新加密井及邻井的井底流压，防止因地层压力过低引起的附加的地层流动阻力，从而实现油井的长期稳产。
所述S1中，通过注水吞吐，对相邻老水平井补充地层能量至原始地层压力水平。
所述S1中，补充地层能量后，还对相邻老水平井进行闷井。
所述S2中，新加密井的水平段位于原相邻两口水平井之间，且平行于原有的水平井。
所述S3中采用成像测井方法判别完钻的新加密井水平井的水平段裂缝分布。
所述S3中，采用套管固井管外环空高密度泥浆封堵完井方式。
所述S4中，还采用蓄能压裂和暂堵转向提升压裂改造效果。
在S1前，根据井网内所有已开发井的单井采出程度与全区或者相邻区块的相同井网下的生产井采出程度曲线进行对比，若井组内水平井采出程度，低于全区或者相邻区块的相同井网下水平井在相同时间的采出程度，进入S1步骤，开展水平井加密。
本发明的有益效果在于：通过加密水平井潜力评价、加密井位设计、钻完井风险防范、试油压裂优化、合理投产方式建议，有效解决了致密油水平井井网衰竭式开发中后期地层能量亏空情况下开展高投资的加密水平井进行开采技术难题。
附图说明
图1是新钻加密水平井井位设计示意图；
图2是致密油JZ60水平井加密井组井位分布图；
图3是J60加密井组水平井AP#60和AP#90采出程度曲线与本区不同井距水平井采出程度变化曲线对比图；
图4是AP#60-1J水平井完钻井眼轨迹剖面图；
图5是JZ60加密井组水平井人工裂缝交错布缝平面示意图；
图6是AP#60-1J水平井人工压裂段位置优化设计图；
图7是JZ60井组加密井AP#60-1J水平井生产动态曲线；
图8是新钻加密水平井井位另一种设计示意图。
以下将结合附图及实施例对本发明做进一步详细说明。
具体实施方式
【实施例1】
一种致密油水平井井网衰竭式开发加密开采方法，包括以下步骤：
S1、在新加密井部署前，对新加密井相邻老水平井补充地层能量；
S2、部署新加密井；
S3、新加密井电测及完井过程中，测量完钻的新加密井水平井的水平段裂缝分布；
S4、新加密井储层压裂改造设计时，采用交错布缝方式，避开原有老井在主应力方向上的人工缝或天然缝；
S5、油井采油过程中，采用控压生产制度，控制新加密井及邻井的井底流压，防止因地层压力过低引起的附加的地层流动阻力，从而实现油井的长期稳产。
所述S1中，通过注水吞吐，对相邻老水平井补充地层能量至原始地层压力水平。
所述S1中，补充地层能量后，还对相邻老水平井进行闷井。
在新加密井部署前，考虑油井长期衰竭式开发引起的地层能量严重亏空，为防止新钻井发生漏失，相邻老水平井提前采用注水吞吐，补充地层能量至原始地层压力水平；
为防止新钻井由于地层压力过低或者低压的人工裂缝的存在，井网中相邻水平井按照注水吞吐的方式，即“注水-闷井-采油”流程，在新钻水平井之前提前进行注水后实施闷井。
为补充地层能量至原始地层压力水平，相邻水平井注水吞吐的注水量及闷井时间可根据目前累采液量及储层岩石和流体参数，采用物质平衡、数值模拟等油藏工程手段优化确定。
所述S2中，新加密井的水平段位于原相邻两口水平井之间，且平行于原有的水平井。
如图1和图8所示，新部署的加密井水平段位于两口水平井之间，且平行于原有水平井。
所述S3中采用成像测井方法判别完钻的新加密井水平井的水平段裂缝分布。
所述S3中，采用套管固井管外环空高密度泥浆封堵完井方式。
S3中，采用成像测井方法进行准确的识别，来确定完钻井水平段储层中存在的天然裂缝及人工裂缝的位置；同时在完井过程中，为保证完钻的加密水平井的完井质量，降低后期施工风险和损失，采用套管完井方法，且管外环空运用高密度泥浆封堵固完井方式。
所述S4中，还采用蓄能压裂和暂堵转向提升压裂改造效果。
S4中，通过S3中测得的天然裂缝及人工裂缝的位置，采用交错布缝方式进行压裂改造，避开原有老井在主应力方向上的人工缝或天然缝，同时应用蓄能压裂、暂堵转向，提升压裂改造效果。
S5中，油井投产后进行采油过程中，采用控压生产制度，合理控制本井及邻井的井底流压，防止因地层压力过低引起的附加的地层流动阻力，从而实现油井的长期稳产，有效保障加密井的开发效果。
在S1前，根据井网内所有已开发井的单井采出程度与全区或者相邻区块的相同井网下的生产井采出程度曲线进行对比，若井组内水平井采出程度，低于全区或者相邻区块的相同井网下水平井在相同时间的采出程度，进入S1步骤，开展水平井加密。
【实施例2】
JZ60加密井组为鄂尔多斯盆地新安边长7致密油油藏开发区内的一个井组单元，井位图如图2所示，JZ60井组原来共有水平井4口，定向井8口，水平井均采用自然能量衰竭式开发方式，井距500m，其中定向井主要为落实油藏规模和用于水平井轨迹设计参考的骨架井。
2019年通过加密潜力分析对该井组进行加密，加密潜力分析评价主要依据本区块不同井距水平井开发动态特征进行对比，如图3所示，可以看出JZ60内AP#60和AP#91水平井不同生产时间的采出程度与全区500m井距下的水平井采出程度低，井组内AP#60井于2013年6月16日完钻，完钻水平段长度597m，油层钻遇率100％，采用水力喷砂环空加砂分段多簇压裂改造，于2013年8月13日投产，投产初期产量8.4t/d，目前累计生产2284天，产量2t/d，采出程度2.98％；井组内AP#91井于2013年9月9日完钻，完钻水平段长度602m，油层钻遇率95.1％，采用水力喷砂环空加砂分段多簇压裂改造，于2013年11月20日投产，投产初期产量9.5t/d，目前累计生产2162天，产量0.4t/d，采出程度1.71％；井组内AP#70井于2013年6月9日完钻，完钻水平段长度812m，油层钻遇率84.4％，采用水力喷砂体积压裂改造，于2013年9月24日投产，投产初期产量7.4t/d，目前累计生产2211天，产量3.1t/d，采出程度1.98％；井组内AP#95井于2013年9月18日完钻，完钻水平段长度786m，油层钻遇率99.3％，采用水力喷砂环空加砂分段多簇压裂改造，于2013年10月31日投产，投产初期产量10.5t/d，目前累计生产2099天，产量1.2t/d，采出程度1.59％。综合分析可以看出，井组内水平井采出程度较低，远低于500m井距水平井在相同时间的采出程度，有加密潜力，因而开展水平井加密，
加密井号为AP#60-1J，设计井位图如图2所示，由于加密井的井场位置位于北部，按照致密油长水平井开发的理念，参考加密井位设计方案，如图1，因此设计加密井穿过AP#60与AP#91井间，直至AP#70与AP#95井间的中部，设计加密井AP#60-1J的水平段长度1300m，水平井设计钻遇长7目的层与井组其余水平井目的层相同。加密井AP#60-1J井于2019年6月10日完钻，完钻水平段长度1130m，钻遇率97.8％，完钻水平段井眼轨迹如图4所示。即S2中设计加密井部署位置。
在加密井准备进行钻进之前，AP#60与AP#91采用吞吐的“注-闷-采”流程，按照物质平衡原理，为恢复地层压力至原始地层压力水平，AP#60设计注入油层12585方水、AP#91设计注入油层6608方水，同时闷井30天进行地层压力恢复和扩散，AP#60-1J水平井在水平段钻进过程中，仍发生多次漏失，共发生漏失6次，总漏失量达1255方。即S1、在新加密井部署前，对新加密井相邻老水平井补充地层能量；
按照井网交错布缝的开发方式(如图5)，AP#60-1J水平井设计压裂改造15段，详细的射孔段位置如图6所示，压裂总入地液量53404方，砂量3087方，压裂施工排量10方/分，于2019年12月2日投产，投产后生产动态曲线如图7所示，初期放喷生产后采用控液生产的开发方式，日产液量控制在16～18方/d，目前平均日产油5.6t/d，生产保持平稳，动液面趋于稳定在600-800m左右。
综上所述，从水平井全生命周期出发，通过加密水平井潜力评价、地层能量补充(步骤S1)、井位设计(步骤S2)、钻完井风险防范(步骤S3)、试油压裂优化(步骤S4)、合理投产(步骤S5)方式建议，有效解决了致密油水平井井网衰竭式开发中后期地层能量亏空情况下开展高投资的加密水平井进行开采技术难题。
Claims (9)
1.一种致密油水平井井网衰竭式开发加密开采方法，其特征在于，包括以下步骤：
S1、在新加密井部署前，对新加密井相邻老水平井补充地层能量；
S2、部署新加密井；
S3、新加密井电测及完井过程中，测量完钻的新加密井水平井的水平段裂缝分布；
S4、新加密井储层压裂改造设计时，采用交错布缝方式，避开原有老井在主应力方向上的人工缝或天然缝；所述S4中，采用蓄能压裂和暂堵转向提升压裂改造效果；
S5、油井采油过程中，采用控压生产制度，控制新加密井及邻井的井底流压，防止因地层压力过低引起的附加的地层流动阻力，从而实现油井的长期稳产。
2.根据权利要求1所述的一种致密油水平井井网衰竭式开发加密开采方法，其特征在于：所述S1中，通过注水吞吐，对相邻老水平井补充地层能量至原始地层压力水平。
3.根据权利要求1所述的一种致密油水平井井网衰竭式开发加密开采方法，其特征在于：所述S1中，补充地层能量后，还对相邻老水平井进行闷井。
4.根据权利要求1所述的一种致密油水平井井网衰竭式开发加密开采方法，其特征在于：所述S2中，新加密井的水平段位于原相邻两口水平井之间，且平行于原有的水平井。
5.根据权利要求1所述的一种致密油水平井井网衰竭式开发加密开采方法，其特征在于：所述S3中采用成像测井方法判别完钻的新加密井水平井的水平段裂缝分布。
6.根据权利要求1所述的一种致密油水平井井网衰竭式开发加密开采方法，其特征在于：所述S3中，采用套管固井管外环空高密度泥浆封堵完井方式。
7.根据权利要求1所述的一种致密油水平井井网衰竭式开发加密开采方法，其特征在于：在S1前，根据井网内所有已开发井的单井采出程度与全区或者相邻区块的相同井网下的生产井采出程度曲线进行对比，若井组内水平井采出程度低于全区或者相邻区块的相同井网下水平井在相同时间的采出程度，进入S1步骤，开展水平井加密。
8.根据权利要求2所述的一种致密油水平井井网衰竭式开发加密开采方法，其特征在于：相邻水平井注水吞吐的注水量根据目前累采液量及储层岩石和流体参数，采用物质平衡和数值模拟油藏工程手段确定。
9.根据权利要求3所述的一种致密油水平井井网衰竭式开发加密开采方法，其特征在于：闷井时间根据目前累采液量及储层岩石和流体参数，采用物质平衡和数值模拟油藏工程手段确定。
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Legal Events
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| PB01 | Publication | ||
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| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
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| GR01 | Patent grant | ||
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