CN201763309U - 一种水平井立体叠加井网结构 - Google Patents

Abstract

提供一种水平井立体叠加井网结构，其包括多口分层布置的水平井，其特征在于，多口水平井被设置在块状或厚层状油藏中，每层水平面中有多口水平井，而且相邻排中的各井平面平行交错布置，每口水平井筒斜交钻遇裂缝。使用本实用新型的技术方案解决了现有技术中直井面积井网开采，纵向差异导致油层动用程度低，而且所需井数多；单层水平井开采油层，油气储量动用程度低；直井或单层水平井井网注水，水驱波及系数低的问题；提高了油藏采油速度和采收率，同时降低了开发成本。

Description

一种水平井立体叠加井网结构 

技术领域

本实用新型属于油藏开发领域，涉及块状或厚层状油藏的开发，具体涉及一种水平井立体叠加井网结构。 

背景技术

长期以来，油气田开发中合理井网结构的研究一直是人们重视的课题。20世纪40年代，Muskat对简单井网的渗流机理进行了深入的研究；同时，人们在油层均质和流度比为1的条件下，提出了见水时刻油层波及系数和井网形式之间的理论。60年代末，前苏联学者谢尔卡乔夫提出了油田最终采收率和井网密度的经验公式；与此同时，大庆油田提出了“按油砂体大小布井”的观点，按油砂体图来统计水驱控制程度和井网的关系。80年代初，童宪章提出了获得最大产量的井网形式。90年代初，齐与峰提出了井网系统理论。20世纪90年代，郎兆新等人对水平井与直井联合开采井网进行了理论研究。程林松等人还建立了有限元模型，用之对水平井五点法面积井网进行了数值模拟研究。由以上井网研究发展历程可以看出，随着实践的不断发展，人们对井网的认识也在不断深入。 

在油气田生产中，井网的选择、部署和调整是开发方案的重要内容，同时也是油气田企业提高经济效益的关键因素之一。在现场生产中，井网形式主要受油气田的地质特点控制。从井网优化设计的发展可以看出，目前的这些直井面积井网和单层水平井面积井网对于薄层油藏比较适合，属于二维井网结构设计。然而这种井网设计对于块状或厚层状油藏多层开采时，存在以下缺陷：直井面积井网开采，纵向差异导致油层动用程度低，而且所需井数多；单层水平井开采油层，油气储量动用程度低；直井或单层水平井井网注水，水驱波及系数低。 

总之，目前井网优化设计仅局限于平面二维空间的研究，井网纵向的排列优化尚无先例可寻，二维井网设计及单层复杂结构井已经难以解决厚层油藏开采的实际问题，如何运用立体井网结构的空间展布合理有效的开发油藏急待解决。 

实用新型内容

为了解决上面现有技术中存在的问题，本实用新型提出一种水平井立体叠加井网结构。 

依据本实用新型的技术方案，该水平井立体叠加井网结构包括多口分层布置的水平井，其特征在于，多口水平井被设置在块状或厚层状油藏中，每层水平面中有多排水平井，而且 相邻排中的各井平面平行交错布置，每口水平井筒斜交钻遇裂缝，从而构成水平井平面平错、纵向叠加的立体井网结构。 

进一步地，每口水平井筒斜交钻遇主裂缝。 

优选地，每口水平井筒以45度角斜交钻遇裂缝。 

使用本实用新型所述的技术方案，解决了现有技术中直井面积井网开采，纵向差异导致油层动用程度低，而且所需井数多；单层水平井开采油层，油气储量动用程度低；直井或单层水平井井网注水，水驱波及系数低的问题。 

附图说明

图1为水平井筒与裂缝发育方向匹配关系示意图； 

图2为物理模拟装置图； 

图3为水平井筒平行主裂缝发育方向示意图； 

图4为水平井筒与主裂缝发育方向斜交45°示意； 

图5为不同模型采出程度曲线示意图； 

图6为油井产量随油层厚度变化图； 

图7为叠置井网模型示意图。 

具体实施方式

下面结合附图，对依据本实用新型所述的水平井立体叠加井网结构进行详细说明。 

以往没有细致研究水平井与裂缝发育方向的匹配关系，一般将水平井筒设计为垂直主要裂缝发育方向，认为能够获得最大的裂缝钻遇率。事实上，自然界裂缝的发育多是共轭存在，完全垂直一组裂缝，将平行其共轭缝，本专利权人创新采用水平井筒以45°斜交裂缝发育方向，同样长度的水平井段，裂缝钻遇率最高，较垂直裂缝方向布井可以提高33％。其他角度部署，裂缝钻遇率虽然高于垂直裂缝布井，但是仍然低于45°方向，因此提出，在裂缝性油藏中，水平井的井筒方向以45°斜交裂缝发育方向设计是最优布井方向。不同角度布井与裂缝的相交方向见示意图1。 

图1中，虚线代表2组裂缝；粗实线代表水平井筒； 

A代表水平井入靶点；B代表水平井端点； 

1代表水平井筒平行主裂缝发育方向，钻遇裂缝6条； 

2、4代表水平井筒任意角度斜交主裂缝，钻遇裂缝8条； 

3代表水平井筒45°斜交主裂缝发育方向，钻遇裂缝9条。 

5代表油藏主裂缝发育方向；6代表共轭缝发育方向。 

图3、4中，虚线代表2组裂缝；粗实线代表水平采油井；圆圈代表直井注水井。 

按照图2～图4所示的平板物理模型及2种布置方向，斜交裂缝45°的水平井采出程度高于垂直裂缝布井。试验实际结果如图5所示。 

在图2中，各附图标记分别指示如下：21表示泵，22表示六通阀，23-24、28-29表示直井注水井，25表示水平采油井，26表示试管，27表示模型。 

在图3中，各附图标记分别指示如下：31表示裂缝，32表示水平采油井，33表示直井注水井。 

在图4中，各附图标记分别指示如下：41表示裂缝，42表示水平采油井，43表示直井注水井。 

另外，根据平面交错井网与平面排状井网对比发现，交错井网为平面上的最优井网，泄油面积大，死油区小。 

可以按照如下方法确定最优平面井网的井网参数： 

①给定水平段无因次长度l_D和井网单元面积S，在其它参数不变的情况下，改变井排距比F，计算井网平均单井无因次产量Q_D，可得到无因次产量与井排距比的关系曲线，由该曲线可得到最优井排距比F_op； 

②保持井网单元面积S不变，改变无因次水平段长度l_D，在其它参数不变的情况下，改变井排距比F，计算井网平均单井无因次产量Q_D，可得到不同水平段无因次长度下的最优井排距比F_op； 

③由井网单元面积及最优井排距比可确定井网的最优井距、排距；在最优井排距下，由无因次水平段长度及无因次产量关系曲线可对水平段长度进行优化。 

井网参数、水平段长度和产量无因次化定义如下： 

井排距比定义为排距与井距的比值，即： 

$F=\frac{2d}{a}---(1-1)$

水平段无因次长度定义为水平段长度与井网单元面积的比值： 

$l_D=\frac{{\left(2l\right)}^2}{S}=\frac{L^2}{S}---(1-2)$

则菱形反九点井网的水平段无因次长度为： 

$l_D=\frac{{\left(2l\right)}^2}{S}=\frac{{\left(2l\right)}^2}{4a4d}=\frac{l^2}{4\mathrm{ad}}---(1-3)$

则矩形井网的水平段无因次长度为： 

$l_D=\frac{{\left(2l\right)}^2}{S}=\frac{{\left(2l\right)}^2}{4a4d}=\frac{l^2}{4\mathrm{ad}}---(1-4)$

则平面交错井网的水平段无因次长度为： 

$l_D=\frac{{\left(2l\right)}^2}{S}=\frac{{\left(2l\right)}^2}{2a2d}=\frac{l^2}{\mathrm{ad}}---(1-5)$

则平面排状井网的水平段无因次长度为： 

$l_D=\frac{{\left(2l\right)}^2}{S}=\frac{{\left(2l\right)}^2}{2a2d}=\frac{l^2}{\mathrm{ad}}---(1-6)$

式中：F-井排距比； 

a-井距之半；d-井排距离； 

l-水平段半长；L-水平段长度； 

lD-水平段无因次长度； 

S-井网单元面积； 

无因次产量： 

$Q_D=\frac{11.574{\mathrm{QB}}_o\mathrm{\μ}}{\mathrm{Kh\Δp}}---(1-7)$

式中：Q_D-无因次产量； 

Q-油井产量，立方米/天； 

B_o-原油体积系数，小数； 

Δp-注采压差，兆帕； 

h-油层厚度，米； 

μ-原油粘度，毫帕·秒； 

K-储层平均渗透率，毫达西。 

应用本实用新型的技术方案，可以有效地提高油井产量和油藏采出率。应用水平井网产量公式计算不同油层厚度的油井产量如图7所示，随着油藏油层厚度的增加，单层的水平井井网产量初期很快的增加，但是当油层厚度增加到一定程度之后，产量增加的幅度就很小了，说明超过一定距离之后，外面的原油不再能够被这一层的水平井采出(根据实际油藏参数：油藏压力41.24兆帕、水平段跟端流压39.24兆帕、井距/排距600/300米、水平方向渗透率4.1×10^-3毫达西、原油粘度0.386毫帕·秒、水平段长度450米、油层厚度800米、地面原油相对密度0.812克/厘米³、原油体积系数1.51，计算出的泄油半径是150米)。 

因此，在油层厚度大于300米的厚层油藏或者块状油藏，单层水平井井网不能够完全动用。动用程度与油层厚度有关，对于上例油藏，单层水平井只能够开采动用距离水平井150米以内的原油，当油藏的油层有800米时，储量动用程度只有37.5％。由于很大一部分原油没有被开采，所以整个油藏的采油速度和采收率都很低。 

将单层水平井网叠加起来(见图7)用以解决这些问题。 

图7为叠置井网模型示意图。在图7中，1代表油藏；2代表粗实线表示的水平井位于同一剖面内，成叠置状；3代表虚线表示的水平井位于另一剖面内，成叠置状；4代表分段线；5代表水平井井筒在侧面上的投影，各层水平井处于同一平面内。 

根据具体油藏的参数，应用前述的通过计算得到的油层厚度与产量关系可以确定在纵向上进行叠加的水平井网之间的距离。油藏数值模拟方法也可以用于水平井网之间距离的确定。水平井筒合理距离需要考虑实际油藏岩石与流体物性等地质条件，现有计算合理井距的方法由于多基于直井和平面井网，并不都适用。从提高采油速度、采收率，满足现有开发技术条件下国家对采油速度和稳产期要求、经济上合理，提出产能-经济法确定水平井网之间的合理距离。 

首先根据试油、试采等开发数据确定或者水平井产量公式确定水平井产能。 

其次，计算新井投产后油田可以达到的采油速度。根据油井初期日产油量，再由该块产量递减规律计算出新井年产油量，加上老井年产油量，得到该块年产油量，从而得到采油速度。 

采油速度＝该块年产油量/该块地质储量×100％ 

计算税后利润： 

年利润总额＝年销售收入-年生产成本费用-销售税金及附加-新井总投资 

E＝V-C-T-I 

式中，E代表油田税后利润，万元；V代表销售收入，万元； 

C代表经营成本与费用，万元；T代表销售税金及附加，万元； 

I代表总投资，万元。 

销售收入＝该块年产油量×商品率×销售价格 

经营成本与费用及销售税金及附加的估算，按中油股份公司新颁的《建设项目经济评价方法与参数》中的有关规定进行测算。 

因此，将原公式变形为： 

E＝dNp×(p×R_oc-C_t-T_rs)-A_of_xI_sw

式中： 

dNp——新井投入开发后将增加的累积产油(仅在全面人工注水开发油田可利用谢氏经验公式计算)，万吨； 

P——原油价格，元/吨；R_oc——原油商品率，小数； 

C_t——开发期内单位成本与费用，元/吨；T_rs——销售税金及附加，元/吨； 

A_o——油藏含油面积，平方公里；f_x——井网密度，口/平方公里； 

I_sw——单井投资，万元。 

计算不同井距时的采油速度和税后利润并作曲线，采油速度满足要求并对应于利润曲线波峰附近的井距区间都属于合理井距，零利润对应的井距为极限井距。 

工业实用性 

边台南潜山油藏注采井网不完善、油藏中生产井主要开采-2100米以下油层，采用直井正方形面积井网，井网已经基本完善，但开采效果较差。-1830米以上油层未能动用，仅有6口直井生产，油层动用程度差，采油速度远低于《中国石油油田开发纲要》和《中国石油天然气公司油气田开发行业标准》，这种平面正方形面积井网难以有效动用-1830米以上的潜山油藏。 

使用本实用新型的技术方案进行试验，在-1830米以上的油层利用水平井分层部署，提高储量动用程度；在该潜山油藏采用水平井立体井网开发，按最优井网设计，开展水平井井组试验；试验井组在-1800米和-2120米的位置部署2口水平井(边台H16、边台H18)。这两口井在纵向上交错分布，交错角为30度，水平段长度为700米，纵向井距为370米，水平井平面井距为300米。水平井投产后，取得了较高的产量。边台H16井初期产量为18吨/天，而周边同深度直井初期产量仅4吨/天，水平井产量提高3.5倍。 

如上述，已经清楚详细地描述了本实用新型提出的技术方案。尽管本实用新型的优选实施例详细描述并解释了本实用新型，但是本领域普通的技术人员可以理解，在不背离所附权利要求定义的本实用新型的精神和范围的情况下，可以在形式和细节中做出多种修改。 

Claims (3)

1.一种水平井立体叠加井网结构，其包括多口分层布置的水平井，其特征在于，多口水平井被设置在块状或厚层状油藏中，每层水平面中有多排水平井，而且相邻排中的各井平面平行交错布置，每口水平井筒斜交钻遇裂缝，从而构成水平井平面平错、纵向叠加的立体井网结构。

2.根据权利要求1中所述水平井立体叠加井网结构，其特征在于，每口水平井筒斜交钻遇主裂缝。

3.根据权利要求2中所述水平井立体叠加井网结构，其特征在于，每口水平井筒以45度角斜交钻遇裂缝。

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