CN212927815U - 双重介质油藏水平井完井结构 - Google Patents

Abstract

本实用新型公开了一种双重介质油藏水平井完井结构，包括设置在油层中的水平井、压裂形成在所述油层中的树根状的裂缝簇；所述水平井与所述油层之间设有环形空间，所述裂缝簇与所述环形空间相连通；所述环形空间和所述裂缝簇内均填充有微粒。本实用新型的双重介质油藏水平井完井结构，通过压裂结合微粒填充的方式，在基本不增加产水量和不增加生产压差前提下，进一步提高产水平井的油量，实现降水增油。

Description

双重介质油藏水平井完井结构

技术领域

本实用新型涉及石油和天然气开采技术领域，尤其涉及一种双重介质油藏水平井完井结构。

背景技术

双重介质油藏指由基质(孔隙结构)、裂缝和溶洞三种介质中的两种组成，一般由基质和裂缝或基质和溶洞组成。例如，礁灰岩油藏主要由基质和微裂缝系统组成，其中基质渗透率相对较低，一般小于200mD，并且由于地质作用，不确定性发育不连续微裂缝，裂缝宽度在0.01～2mm，其渗透率相对基质较高，且多为较大角度裂缝，从而形成裂缝孔隙型油藏。对于底水型裂缝性礁灰岩油藏，出水问题通常较为严重。以某底水油藏为例，如图1所示，图中示出了水平井井段1、油层2、天然裂缝3、油水界面4和底水5。油层厚度D1为50～100m，下部底水厚度D2大于30米，油的粘度为50～100厘泊，水的粘度约为0.6厘泊，因而二者的油水粘度比大于100。裂缝性礁灰岩油藏在生产过程中，出水会严重影响油田生产，其原因如下：由于裂缝和底水形成了压差，裂缝的导流能力非常强，通常一条0.5～2mm宽裂缝导流能力，就相当于100～400m渗透率为0.2D的基质导流能力。假设平均200m井筒距离内存在一条这样的裂缝，开井含水率将达50％。生产过程中，裂缝中的油采出后，水将会沿着裂缝窜流，而油层上部基质中的油很难被动用。由于油水粘度比大于100，因此含水率进一步提高，以至于含水率快速达到90％以上。由于较大角度裂缝的存在，以至于尽管油层有50～100m厚，但开井当天就见水。调整井开井投产后当天含水率高达80％，一个月后含水率上升到90％，二个月后上升到95％。同时由于出水在井筒中窜流，导致生产压差下降，产油量大幅度下降。

为了实现对双重介质油藏的控水增油，现有技术采用方法有化学法和封隔控水法。化学法主要是对近井地带储层相对高渗带进行封堵，但封堵范围难把控，有效性、持续性差，如对双重介质储层注入化学堵剂，不仅裂缝的封堵性难以保证，同时容易堵塞基质，导致产能降低，带来生产效果的负面影响。封隔控水法主要起到封隔环空、抑制环空窜流、一定程度上均衡水平井供液剖面的作用，但仅限在水平井井筒内，对近井地带储层作用有限，而且封隔器一旦遇到井眼扩径，其效果将大打折扣。

实用新型内容

本实用新型要解决的技术问题在于，针对上述现有技术的缺陷，提供一种双重介质油藏水平井完井结构。

本实用新型解决其技术问题所采用的技术方案是：提供一种双重介质油藏水平井完井结构，包括设置在油层中的水平井、压裂形成在所述油层中的树根状的裂缝簇；所述水平井与所述油层之间设有环形空间，所述裂缝簇与所述环形空间相连通；所述环形空间和所述裂缝簇内均填充有微粒。

优选地，所述裂缝簇在横向上的延伸长度≤泄油半径。

优选地，所述裂缝簇在纵向上的延伸长度为所述油层厚度的1/5-2/5。

优选地，所述微粒的密度为1.03-1.06克/立方厘米、粒径为40-100目。

优选地，所述微粒为高分子材料颗粒。

优选地，所述微粒的总体积为所述环形空间体积的1.5-2.5倍。

优选地，所述裂缝簇为直线梳形的分叉形状。

优选地，所述裂缝簇为根据油层的基质结构而自然分裂形成的不规则的树根形状。

优选地，所述双重介质油藏水平井完井结构还包括设置在所述水平井内的控流筛管。

优选地，所述控流筛管为ICD筛管或AICD筛管。

本实用新型中，通过压裂结合微粒填充的方式，在基本不增加产水量和不增加生产压差前提下，进一步提高产水平井的油量，实现降水增油。

其中，一是充分利用微粒良好的导流性，增加油的流动性能；二是采用轻质低浓度控制压力充填，裂缝簇长度更加均匀；三是工序简洁、节省材料，经济价值高。

附图说明

下面将结合附图及实施例对本实用新型作进一步说明，附图中：

图1是现有一底水油藏的剖面结构示意图；

图2是本实用新型一实施例的双重介质油藏水平井完井结构的剖面结构示意图。

具体实施方式

为了对本实用新型的技术特征、目的和效果有更加清楚的理解，现对照附图详细说明本实用新型的具体实施方式。

如图2所示，本实用新型的一实施例的双重介质油藏水平井完井结构，包括设置在油层100中的水平井10、压裂形成在油层100中的树根状的裂缝簇20。

其中，水平井10与油层200之间设有环形空间30，裂缝簇20与环形空间30相连通。

裂缝簇20在横向上的延伸长度≤泄油半径。裂缝簇20在纵向上的延伸长度H2(也为深度)为油层100厚度H1的1/5-2/5，使得裂缝簇20不会延伸至连通油层100下方的底水200。

裂缝簇20通过充填压力压裂形成在油层100中并位于水平井10的周围，因此裂缝簇20也可以理解为人工压裂形成。由于油层100中会存在天然裂缝，裂缝簇20可在天然裂缝上经充填压力的压裂形成。裂缝簇20在横向上和纵向上的延伸长度均可通过充填压力设置进行控制。

裂缝簇20可以是直线梳形的分叉形状，也可以是根据油层100的基质结构而自然分裂形成的不规则的树根形状。

特别地，环形空间30和裂缝簇20内均填充有微粒40。

微粒40的密度为1.03-1.06克/立方厘米、粒径为40-100目。作为选择，微粒可以是聚乙烯、高密度聚乙烯、聚丙烯、聚氯乙烯或苯乙烯二乙烯苯交联共聚物材质等高分子材料制成的颗粒。

由于微粒40为颗粒结构，为了将其注入环形空间30和裂缝簇20内，通过注入充填液将微粒40带入并填充在环形空间30和裂缝簇20内。微粒40在充填液中的体积浓度为1-5％。

填充在环形空间30和裂缝簇20内的微粒40总体积为环形空间30体积的1.5-2.5倍，实现过填充。

进一步地，本实用新型的完井结构还包括设置在水平井100内的控流筛管50。控流筛管50为ICD筛管或AICD筛管。

当通过注入充填液将微粒40注入环形空间30后，充填液带着微粒40注入环形空间30及裂缝簇20后，充填液通过控流筛管50流至水平井100内部并返流排出，微粒40则留在环形空间30和裂缝簇20内，将环形空间30和裂缝簇20内填充。

参考图2，通过本实用新型实现双重介质油藏水平井的降水增油，方法包括以下步骤：

S1、确定充填压力。

充填压力以能够对水平井10的近井地带储层的基质进行压裂的目的，能够在基质中压裂形成树根状的裂缝簇20。

作为选择，充填压力的第一种确定方法：充填压力为地层裂缝破裂压力的1.05-1.1倍。

其中，地层裂缝破裂压力的确定方法如下：

持续向水平井外周的环形空间注水，记录注入压力，记录的注入压力包括井底压力、油层压力。根据下式获得水平井所在的油层的吸液指数：

I＝Q/(P_W-P)

其中，I为吸液指数，Q为水的注入量，P_W为水平井的井底压力，P为油层压力，P_W和P的差值为地层压差。

以吸液指数为纵坐标、地层压差为横坐标绘制曲线，在曲线上确定吸液指数突发下降点，其横坐标值即为地层裂缝破裂压力。

作为选择，充填压力的第二种确定方法：通过三轴应力实验，测量岩石杨氏模量、剪切模量和泊松比，测量绘制地层裂缝破裂压力与裂缝深度的关系曲线；选取裂缝深度为岩样厚度1/5-2/5时的地层裂缝破裂压力，作为充填压力。

作为选择，充填压力的第三种确定方法，通过经验统计确定：在同一油藏区域，采用不同的充填压力进行试生产；选取增油效果最好的充填压力值，作为该油藏区域油井(即水平井)的充填压力。

S2、将带有微粒40的充填液注入水平井10与所在的油层100之间的环形空间30内，直至环形空间30内的压力达到充填压力，同时对油层100进行压裂，在油层100的基质内形成树根状的裂缝簇20。

其中，微粒40在充填液中的体积浓度为1-5％。微粒40的密度为1.03-1.06克/立方厘米，粒径为40-100目。作为选择，微粒40可以是聚乙烯、高密度聚乙烯、聚丙烯、聚氯乙烯或苯乙烯二乙烯苯交联共聚物材质等高分子材料。

该步骤中，微粒40通过充填液的注入被带入水平井10外的环形空间30内，通过注入压力增大达到步骤S1确定的充填压力，同时通过充填压力对油层进行压裂以形成树根状的裂缝簇20，充填液也带着微粒40填充至裂缝簇20内。

由于油层100中会存在天然裂缝，裂缝簇20可在天然裂缝上经充填压力的压裂形成。

在油层100中，裂缝簇20在横向上可以尽量延伸，提高裂缝簇20的导流效果，作为优选，裂缝簇20在横向上的延伸长度≤泄油半径；裂缝簇20在纵向上的延伸长度为油层100厚度的1/5-2/5，使得裂缝簇20不会延伸至连通油层100下方的底水200。裂缝簇20在横向上和纵向上的延伸长度均可通过充填压力设置进行控制。

在充填过程中，由于双重介质油藏强度较低，在一定压力下就容易因压裂而破碎。而水平井10外的环形空间30导流能力很强，相当于等压体，井筒的流体和底水的压差为一常数。由于水平井10中各段压差相同，全井段裂缝将会均匀分布。而且裂缝长度相同，双重介质油藏中一旦有地方的裂缝变长，漏失量变大，裂缝簇20中压力下降，裂缝簇20延伸就会停止，这样使得在一定压力下，各条裂缝簇20的穿透长度基本相同，可以很精准的控制在油层100厚度的1/5-2/5的范围内。

裂缝簇20可以是直线梳形的分叉形状，也可以是根据油层100的基质结构而自然分裂形成的不规则的树根形状。

另外，水平井10内设有控流筛管50，在充填液带着微粒40注入环形空间30及裂缝簇20后，充填液通过控流筛管50流至水平井10内部并返流排出，微粒40则留在环形空间30和裂缝簇20内，将环形空间30和裂缝簇20内填充。

S3、保持充填压力，持续注入充填液，直至微粒40填满环形空间30和裂缝簇20(也即直至注入量接近为零)。

完成后即停止充填液的注入，填充在环形空间30和裂缝簇20内的微粒40总体积为环形空间30体积的1.5-2.5倍，实现过填充。

下面通过具体应用对本实用新型作进一步说明。

在一裂缝性礁灰岩油田，存在大量的天然裂缝，油层厚度70米，大底水，原油粘度100厘泊，地层水粘度0.7厘泊，油水粘度比143，水平段井筒直径6英寸，水平段长度1000米。

该井初期采用裸眼完井，含水上升很快。生产三个月含水率到达95％，日产液400方/天，日产油7方/天，生产压差0.5MPa。

采用本实用新型的具体过程及参数如下：下入外径4英寸的控水筛管，下入长度1000米。采用清水测试法确定充填压力：正常情况下，该油藏8MPa下采液指数为常数。超过8MPa进行清水测试，采液指数开始上升，因此就把这一点作为近井裂缝开启的压力临界点。充填压力超过临界点压力井筒附近就会产生裂缝。充填作业中充填压力在临界点压力基础上提高10％，这样裂缝延伸到一定的深度，一旦泄压就不再延伸了，而没有开启的裂缝在井筒高压力下还会产生，由此产生树根状的裂缝簇。后期通过室内研究，对于渗透率为500毫达西的裂缝性礁灰岩，充填压力超过临界点压力10％时，裂缝延伸长度大约在12米。工程实施过程中，采用的充填液浓度为3％，微粒的真实密度1.03-1.06g/cm³，充填的微粒粒径40-100目，环空容积10m³，过充填量2.5倍(以环空容积为基数，环空容积除总充填量)。

投产后，日产液300方/天，日产油50方/天，日产油量是控水前的7倍，生产压差4.5兆帕，是控水前的9倍。降水增油的原因在于：一方面因为近井过饱和充填产生连通油层的树根状裂缝簇，这些裂缝簇和油层的基质得以充分接触，裂缝簇缝长控制在基质厚度的1/5-2/5范围内。充填到裂缝簇中的粒径为40-100目微粒的渗透率为80D左右，与基质约0.2D的渗透率比较起来，是后者的400倍左右，这样就极大的增加了裂缝导流能力，有更多的油流到了井筒；另一方面部分微粒堵塞了连通的底水的裂缝，达到了降水的效果。

以上所述仅为本实用新型的实施例，并非因此限制本实用新型的专利范围，凡是利用本实用新型说明书及附图内容所作的等效结构或等效流程变换，或直接或间接运用在其他相关的技术领域，均同理包括在本实用新型的专利保护范围内。

Claims (10)

1.一种双重介质油藏水平井完井结构，其特征在于，包括设置在油层中的水平井、压裂形成在所述油层中的树根状的裂缝簇；所述水平井与所述油层之间设有环形空间，所述裂缝簇与所述环形空间相连通；所述环形空间和所述裂缝簇内均填充有微粒。

2.根据权利要求1所述的双重介质油藏水平井完井结构，其特征在于，所述裂缝簇在横向上的延伸长度≤泄油半径。

3.根据权利要求1所述的双重介质油藏水平井完井结构，其特征在于，所述裂缝簇在纵向上的延伸长度为所述油层厚度的1/5-2/5。

4.根据权利要求1所述的双重介质油藏水平井完井结构，其特征在于，所述微粒的密度为1.03-1.06克/立方厘米、粒径为40-100目。

5.根据权利要求1所述的双重介质油藏水平井完井结构，其特征在于，所述微粒为高分子材料颗粒。

6.根据权利要求1所述的双重介质油藏水平井完井结构，其特征在于，所述微粒的总体积为所述环形空间体积的1.5-2.5倍。

7.根据权利要求1所述的双重介质油藏水平井完井结构，其特征在于，所述裂缝簇为直线梳形的分叉形状。

8.根据权利要求1所述的双重介质油藏水平井完井结构，其特征在于，所述裂缝簇为根据油层的基质结构而自然分裂形成的树根形状。

9.根据权利要求1-8任一项所述的双重介质油藏水平井完井结构，其特征在于，所述双重介质油藏水平井完井结构还包括设置在所述水平井内的控流筛管。

10.根据权利要求9所述的双重介质油藏水平井完井结构，其特征在于，所述控流筛管为ICD筛管或AICD筛管。

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