超低渗透油藏水平井缝间异步周期注采补能技术

沈瑞 熊伟 王守虎 王俊涛 王龙 何吉波 平义 高树生

沈瑞,熊伟,王守虎,王俊涛,王龙,何吉波,平义,高树生. 超低渗透油藏水平井缝间异步周期注采补能技术[J]. 石油钻采工艺,2022,44(3):321-327 doi:  10.13639/j.odpt.2022.03.008
引用本文: 沈瑞,熊伟,王守虎,王俊涛,王龙,何吉波,平义,高树生. 超低渗透油藏水平井缝间异步周期注采补能技术[J]. 石油钻采工艺,2022,44(3):321-327 doi:  10.13639/j.odpt.2022.03.008
SHEN Rui, XIONG Wei, WANG Shouhu, WANG Juntao, WANG Long, HE Jibo, PING Yi, GAO Shusheng. Inter-fracture asynchronous periodic injection-production energy supplement technology for horizontal wells in ultra-low permeability reservoirs[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2022, 44(3): 321-327 doi:  10.13639/j.odpt.2022.03.008
Citation: SHEN Rui, XIONG Wei, WANG Shouhu, WANG Juntao, WANG Long, HE Jibo, PING Yi, GAO Shusheng. Inter-fracture asynchronous periodic injection-production energy supplement technology for horizontal wells in ultra-low permeability reservoirs[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2022, 44(3): 321-327 doi:  10.13639/j.odpt.2022.03.008

超低渗透油藏水平井缝间异步周期注采补能技术

doi: 10.13639/j.odpt.2022.03.008
基金项目: 中国石油天然气股份有限公司“十四五”前瞻性基础性重大科技项目“低品位油藏多介质协同有效补充能量技术研究”(编号:2021DJ1103)
详细信息
    作者简介:

    沈瑞(1982-),2011年毕业于中国科学院研究生院流体力学专业,博士,现从事非常规油气藏渗流力学研究工作,高级工程师。通讯地址:(065007)河北省廊坊市广阳区44号信箱。E-mail: shenrui69@petrochina.com.cn

  • 中图分类号: TE34

Inter-fracture asynchronous periodic injection-production energy supplement technology for horizontal wells in ultra-low permeability reservoirs

  • 摘要: 由于超低渗透砂岩油藏水平井缺乏补充能量的有效手段,为此提出水平井同井缝间轮换注采工艺。该工艺管柱由丢手接头、Y445封隔器、Y341封隔器、单向配注器、单向配产器、脱卡器组成,可实现部分压裂缝注水、部分压裂缝采油,在同一口水平井内实现分段异步注采补能。缝间异步注采增油是水驱、弹性驱、渗吸多种驱动机理综合作用的结果,相比传统的面积注水井网,更容易形成有效驱动。研究表明:水平井同井缝间异步周期注采补能方法采用水力压裂裂缝注水,油藏吸水面积大幅度增加;流场形状由径向渗流转变为线性渗流;缩短注入端与采出端的距离,提高了驱替压力梯度,有效渗透率也随之增大,这些机制综合作用起到了增油的效果。现场试验表明,水平井同井缝间异步周期注采补能方法能有效提升单井产量,可在超低渗砂岩油藏规模推广。
  • 图  1  数值模拟含油饱和度分布图

    Figure  1.  Numerical simulation of oil saturation distribution

    图  2  同井异步周期注采工艺管柱示意图

    Figure  2.  Schematic diagram of the pipe string for inter-fracture asynchronous periodic injection-production process in same well

    图  3  单向配产器示意图

    Figure  3.  Schematic diagram of one-way production dispenser

    图  4  压差式单向配注器示意图

    Figure  4.  Schematic diagram of the differential pressure one-way production dispenser

    图  5  可溶球式单向配注器示意图

    Figure  5.  Schematic diagram of soluble ball one-way injection dispenser

    图  6  试验井日注水量和井口压力

    Figure  6.  Daily water injection and wellhead pressure of tested wells

    图  7  不同阶段试验井日产液量和日产油量

    Figure  7.  Daily fluid production and daily oil production of tested wells at different stages

    图  8  1-66/99岩心不同轮次反向吞吐实验核磁共振T2

    Figure  8.  NMR T2 spectra of 1-66/99 cores in different rounds of reverse huff and puff experiments

    图  9  3口井同时缝间异步采油流线分布

    Figure  9.  Streamline distribution when simultaneous inter-fracture asynchronous oil production in three wells

    表  1  岩心基础数据

    Table  1.   Core data

    样品编号长度/cm直径/cm孔隙度/%视密度/(g · cm−3)空气渗透率/10−3 μm2原始含油饱和度/%
    1-66/995.1542.51210.2222.321.78238.30
    1-67/996.5042.52111.8652.292.04441.54
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出版历程
  • 修回日期:  2022-04-15
  • 网络出版日期:  2022-09-26

超低渗透油藏水平井缝间异步周期注采补能技术

doi: 10.13639/j.odpt.2022.03.008
    基金项目:  中国石油天然气股份有限公司“十四五”前瞻性基础性重大科技项目“低品位油藏多介质协同有效补充能量技术研究”(编号:2021DJ1103)
    作者简介:

    沈瑞(1982-),2011年毕业于中国科学院研究生院流体力学专业,博士,现从事非常规油气藏渗流力学研究工作,高级工程师。通讯地址:(065007)河北省廊坊市广阳区44号信箱。E-mail: shenrui69@petrochina.com.cn

  • 中图分类号: TE34

摘要: 由于超低渗透砂岩油藏水平井缺乏补充能量的有效手段,为此提出水平井同井缝间轮换注采工艺。该工艺管柱由丢手接头、Y445封隔器、Y341封隔器、单向配注器、单向配产器、脱卡器组成,可实现部分压裂缝注水、部分压裂缝采油,在同一口水平井内实现分段异步注采补能。缝间异步注采增油是水驱、弹性驱、渗吸多种驱动机理综合作用的结果,相比传统的面积注水井网,更容易形成有效驱动。研究表明:水平井同井缝间异步周期注采补能方法采用水力压裂裂缝注水,油藏吸水面积大幅度增加;流场形状由径向渗流转变为线性渗流;缩短注入端与采出端的距离,提高了驱替压力梯度,有效渗透率也随之增大,这些机制综合作用起到了增油的效果。现场试验表明,水平井同井缝间异步周期注采补能方法能有效提升单井产量,可在超低渗砂岩油藏规模推广。

English Abstract

沈瑞,熊伟,王守虎,王俊涛,王龙,何吉波,平义,高树生. 超低渗透油藏水平井缝间异步周期注采补能技术[J]. 石油钻采工艺,2022,44(3):321-327 doi:  10.13639/j.odpt.2022.03.008
引用本文: 沈瑞,熊伟,王守虎,王俊涛,王龙,何吉波,平义,高树生. 超低渗透油藏水平井缝间异步周期注采补能技术[J]. 石油钻采工艺,2022,44(3):321-327 doi:  10.13639/j.odpt.2022.03.008
SHEN Rui, XIONG Wei, WANG Shouhu, WANG Juntao, WANG Long, HE Jibo, PING Yi, GAO Shusheng. Inter-fracture asynchronous periodic injection-production energy supplement technology for horizontal wells in ultra-low permeability reservoirs[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2022, 44(3): 321-327 doi:  10.13639/j.odpt.2022.03.008
Citation: SHEN Rui, XIONG Wei, WANG Shouhu, WANG Juntao, WANG Long, HE Jibo, PING Yi, GAO Shusheng. Inter-fracture asynchronous periodic injection-production energy supplement technology for horizontal wells in ultra-low permeability reservoirs[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2022, 44(3): 321-327 doi:  10.13639/j.odpt.2022.03.008
    • 超低渗透、特低渗透及致密油藏水平井分段压裂后,在水平井侧向部署注水井,无论注水井是直井还是水平井,都存在两个问题:一是因为渗透率太低而导致的注入能力不强;二是即使能够注入,所注入的水或气到达裂缝后从裂缝窜向生产井,导致注入失效[1-5]。有效驱动压力系统难以建立,导致单井产量递减快、单井控制储量采收率低[6]。为进一步提高超低、特低渗透油藏和致密油藏开发效果,亟需寻求科学的分段压裂水平井能量补充手段[7-10]

      关于超低、特低渗透油藏和致密油藏水平井注水补能问题,前人做了很多探索性研究。B.J. Bhargav提出了横向裂缝交错布局的3口水平井井网,其中1口压裂水平井注水,2口压裂水平井生产,但只要有一条注水井的裂缝与采油裂缝形成水相优势通道,就形成水窜,导致无法进一步提高开发效果[11]。S. Morsy提出了一种由2口水平井组成的“拉链式”压裂缝间注采驱油技术,其中1口水平井作为注水井,另一口水平井作为生产井,2口井的压裂裂缝交错布置,在此基础上开展了数值模拟研究,与天然能量开发相比“拉链式”压裂缝间注采井网采收率可提高1倍左右[12]。H. B. Todd在北达科他州巴肯储层开展了压裂水平井五点井网注水试验,其中一口压裂水平井作为注水井,在该注水井的东、西、南、北布置了4口压裂水平井作为生产井,分2个阶段注水,每个阶段均连续注水8个月,第1阶段日注水量为195 m3/d,第2阶段日注水量为55 m3/d。由于东、西方向的2口生产井发生水窜,增油效果并不明显,但证明了在合适致密油储层采用压裂水平井注水是可行的[13]。J. Sorensen在美国帕肖尔油田开展注水吞吐试验,注水30 d,焖井10 d,进行多个轮次,累计注水超过5 000 m3,但没有产生明显增油效果。综上,对于天然裂缝发育的致密油藏采用井间水驱提高采收率的增油效果非常有限,形成水窜的风险较高[14-15]

      程时清、赵真真等针对致密油藏水平井产量递减快问题,提出多级压裂水平井同井缝间注采方法,即通过注采分隔装置和注采阀进行同井缝间注采,将井间驱替问题转化为缝间驱替问题,并采用数值模拟方法分析了缝间驱替的优势[16-18]。于海洋等研究了致密油藏多级压裂井异井异步注采可行性[19]。王晶提出在同一口水平井上采用封隔器、密封插管等工具,实现部分压裂缝注水、部分压裂缝采油,在同一水平井内形成分段同步注采的补能方法,即水平井同井同步注采方法,该方法初期见效明显,产液量和产油量明显提高,但采油缝见水后形成水淹,只能降低注水缝的注入量,有效周期较短[20]

      在分段压裂水平井缝间异步周期注采理念基础上,分析了缝间异步周期注采补能方式的优势,除了增加注水的渗流面积、缩短了补能的渗流长度从而提高了有效压力梯度之外,异步注采有个憋压的过程,可以充分发挥渗吸的作用,这些优势集吞吐和同井同步注采优势于一身。根据缝间异步周期注采试验区的开发过程,设计了工艺管柱和相关井下工具,并开展了现场试验。

    • 同井注采可实现由传统的井间驱替向水平井段间驱替和渗吸驱油补充能量方式的转变。局部区域的裂缝优势方向保持一致的可能性很高,有利于避免早期见水。由过去的点状注水转变为线状注水,在注水量相同的情况下,注水压力降低,有利于避免天然裂缝在注水过程中产生二次开启,降低裂缝性水淹风险;将人工裂缝的缝间区域由弹性溶解气驱转变为水驱,实现人工裂缝段间驱替和渗吸驱油的能量补充;压力场、流线场分布均匀,水驱控制范围大。

      通过奇数缝和偶数缝将油藏分隔成裂缝控制的独立单元,奇数缝处设置配产器,偶数缝处设置配注器,偶数缝配注器打开注水,奇数缝配产器关闭,通过注水补能将油藏压力系数提升至1.2~1.5倍,注水周期结束。然后开始进入生产周期,即偶数缝配注器关闭,奇数缝配产器打开,油从奇数缝流入井筒,产液量过低时,重复注水周期和生产周期,形成缝间异步周期注采。

      从渗流力学角度出发,缝间异步周期注采优势如下:与直井注入相比,裂缝注水/气的油藏接触面积大幅度增加;改变渗流流场,从直井径向流变为直线流,增加压力利用效率;裂缝间距相对较短,压力梯度增加,使得超低渗透储层的有效渗透率增大,产能公式非线性系数提高。缝间异步周期注采可提高注水能力上万倍,解决致密油藏缺乏补能手段的瓶颈问题。

      采用ECLIPSE数值模拟软件根据试验井实际地质资料建立模型:模型几何尺寸为700 m×1300 m×10 m,平面网格步长50 m,纵向网格步长10 m;储集层孔隙度12.3%,平均水平渗透率1.0×10−3 μm2,垂向渗透率0.1×10−3 μm2,原始含油饱和度56%,原始地层压力13 MPa;采用五点法水平井注采井网,注采排距130 m;水平段长度900 m,裂缝半长150 m,共压裂8段,段间距100 m;裂缝所在网格采用局部网格加密(LGR)技术,采用等效导流能力方法确定裂缝网格宽度和渗透率,裂缝宽度0.1 m,裂缝渗透率200×10−3 μm2。参考现场实际生产情况,采用定液量与井底压力双重控制,流压控制在泡点压力以上。模拟计算五点法水平井注采井网与单独水平井异步周期偶注奇采开发方式。

      图1(a)为五点法注水井网开采10年后的含油饱和度分布图,图1(b)为五点法注水井网水驱开发9年后,4口直井注水井停注转采,水平井进行同井缝间异步周期注采1年后的含油饱和度分布。五点法注水开发和缝间异步周期注采方式的剩余油分布如图1所示。五点法注水开发方式动用的油主要集中在注水井和压裂水平井及其人工裂缝之间,剩余油主要分布在人工裂缝之间。缝间异步周期注采主要动用注采裂缝之间的油,剩余油在人工裂缝控制的区域之外,可以通过缩短压裂水平井之间的排距来提高动用程度,从而减小剩余油分布范围。同时,也可以在五点法注水开采一定时期,再实施缝间异步周期注采方式以提高缝间剩余油动用程度,有可能进一步提高采收率。缝间异步周期注采通过裂缝注水实现近线性渗流,渗流面积的增加、径向流向近线性渗流的流场改变、驱动压力梯度的增加引起有效渗流能力增大,这些优势更有利于提高地层压力系数,极大地动用注采裂缝之间的原油储量。

      图  1  数值模拟含油饱和度分布图

      Figure 1.  Numerical simulation of oil saturation distribution

    • 针对长庆油田水平井特性,设计了机械式水平井同井缝间轮换注采工艺管柱,该管柱由丢手接头、Y445封隔器、Y341封隔器、单向配注器、单向配产器、脱卡器组成,如图2所示。该工艺管柱满足120 ℃、承压50 MPa要求。该管柱通过套管环空下入,油管采油,采用丢手设计,满足检泵不动生产管柱需求。

      图  2  同井异步周期注采工艺管柱示意图

      Figure 2.  Schematic diagram of the pipe string for inter-fracture asynchronous periodic injection-production process in same well

    • 单向配产器上的采油通道采用单向阀机构,注入时,注入压力及单向阀内弹簧力使采油通道关闭,当注入结束采出时,在地层压力作用下,单向阀自动开启,含油流体从套管流入油管实现采油(图3)。

      图  3  单向配产器示意图

      Figure 3.  Schematic diagram of one-way production dispenser

    • 由于封隔器是通过油管打压实现坐封,所以,在油管内压达到15 MPa时,需要配注器处于密封状态,将工艺管柱配注层段第一级设计成压差式开启。压差式单向配注器内含压差滑套,在较高压力作用下,压差滑套将固定销钉剪断,滑套下移,将注入通道露出,注入通道设计为单向阀机构,在压力作用下可自行开启,注入流体从油管流入地层,如图4所示。

      图  4  压差式单向配注器示意图

      Figure 4.  Schematic diagram of the differential pressure one-way production dispenser

      打开压差式单向配注器后,由于此时油管与套管形成连通,无法保证管柱内再次形成压差,其余配注器采用压差滑套无法开启,因此,除第一级配注器外,其余配注器采用投球方式开启。从油管投入可溶球,通过油管泵送,当球到达球座后,形成密闭空间,从而再次形成压差,将滑套上的固定销钉剪断,打开注入通道。可溶球为铝镁合金材料,见图5,3天内可完全溶解,溶解后将注采通道完全打开,不影响注采。

      图  5  可溶球式单向配注器示意图

      Figure 5.  Schematic diagram of soluble ball one-way injection dispenser

    • 选取长庆油田元284井区一口老井作为试验井,该井2012年7月22日投产,截至2020年8月,累计产油8 880 t,累计产水3 595 m3,地质储量采出程度3.55%,可采储量采出程度18.69%,日产液0.46 m3,日产油0.23 t,含水50%。

      该井共11条压裂裂缝,利用靠近水平井跟端的五条缝开展缝间驱试验,能够实现最多2段注入,3段采出,下入4个封隔器、2个注水阀、3个采油阀。

      在注入阶段,采油段的单向配产器在注入压力及弹簧限位力的双重作用下保持关闭状态,注入水仅能从单向配注器注入目标层段;在采出阶段,注入段的单向配注器在弹簧力的作用下自动关闭,采出段单向配产器上的过液通道在地层压力作用下自动开启,实现轮换注采。

    • 图1所示的试验井所在井网单元为例,2012年投产,开发初期为五点井网面积注水开发,2016—2017年4口注水井先后转采,至2020年8月开展同井缝间异步周期注采试验前,该井网单元主要驱动类型为弹性开发,地下产生亏空。本轮次注水除了补充地下亏空之外,还要将地层压力系数增至1.0以上。

      施工前动液面h为1 580 m,根据式(1)计算井底压力约为6.8 MPa,即采油缝的压力约为6.8 MPa,注水管线系统最高承压12 MPa,试验井水平段深度约为2 200 m,注水时井筒中净水柱压力约为22 MPa,假设注水井以管线最大承压定压注水,那么井口压力约为12 MPa,注水缝的压力为注水井井口压力与净水柱压力之和,即34 MPa。注水裂缝和采油裂缝的压差Δp为27.2 MPa。裂缝注水接触面积为4 000 m2,裂缝间距为80 m,渗透率为0.58×10−3 μm2,水相黏度为0.97 mPa · s,由式(2)计算得到最大注水量约为67.5 m3/d。

      $$ {p_{\text{w}}} = {p_{\text{b}}} + \left( {{\rho _{\text{o}}}{f_{\text{o}}} + {\rho _{\text{w}}}{f_{\text{w}}}} \right)gh $$ (1)
      $$ {Q_{\text{i}}} = \frac{{\Delta pAK}}{{11.6{\mu _{\text{w}}}{d_{{\text{ff}}}}}} $$ (2)

      式中,pw为井底压力,MPa;pb为套管压力,MPa;ρo为原油密度,kg/m3fo为含油率,无量纲;ρw为水相密度,kg/m3g为重力加速度,m/s2h为动液面,m;fw为含水率,无量纲;Qi为注水量,m3/d;A为注水接触面积,m2K为渗透率,10−3 μm2μw为水相黏度,mPa · s;dff为裂缝间距,m。

    • 截至2021年2月25日,第一轮注水周期结束,最高日注水量达到67 m3/d,平均日注水量28.8 m3/d,累计注入4 205 m3,如图6所示。在无需增加注水井的情况下,采用该方法可解决超低渗透油藏压裂水平井开发补能问题。缝间异步周期注水方式还可以推广到致密油压裂水平井开发实践中,对于注水困难储层还可以开展缝间异步周期注CO2试验。

      图  6  试验井日注水量和井口压力

      Figure 6.  Daily water injection and wellhead pressure of tested wells

      与施工前相比,日产液量提高24倍,日产油量提高5.5倍。截至2022年4月10日,该试验井累计增油540 t,有效期已经超过13个月,日产液量仍有2.26 m3/d,日产油1.06 t/d,体积含水率55.3%,有效期仍在持续,如图7所示。

      图  7  不同阶段试验井日产液量和日产油量

      Figure 7.  Daily fluid production and daily oil production of tested wells at different stages

    • 为了定量分析同井缝间异步周期注采增油机理,设计了在线核磁共振岩心反向吞吐实验,即模拟缝间异步周期注采方式,从岩心入口注水,憋压,从岩心出口采油。岩心为相邻井同层位岩心,样品信息如表1所示。据SYT 5345—2007《岩石中两相相对渗透率测定方法》,岩心抽真空后饱和模拟地层水,测量核磁信号。再采用与模拟地层水矿化度相同的锰水,以消除核磁信号。将岩心放入夹持器中,采用原油进行驱替,最后只剩下原油和束缚水,束缚水存在状态下饱和油岩心只有原油产生核磁信号。

      表 1  岩心基础数据

      Table 1.  Core data

      样品编号长度/cm直径/cm孔隙度/%视密度/(g · cm−3)空气渗透率/10−3 μm2原始含油饱和度/%
      1-66/995.1542.51210.2222.321.78238.30
      1-67/996.5042.52111.8652.292.04441.54

      核磁信号由原油中的氢核提供,由图8可知,随着反向吞吐轮次的增加,核磁信号减弱,即原油被大量驱替出,但是不同弛豫时间区间的信号变化规律有所不同。反向吞吐轮次增加,长弛豫时间的信号减弱,中弛豫时间几乎不变,短弛豫时间信号也有所减弱。长弛豫时间对应信号减弱说明大孔隙壁上的油膜被剥离,短弛豫时间对应信号减弱说明:反向吞吐的憋压过程为渗吸的发生提供了充足时间,使注入水进入更小孔喉,从而将油置换到中、大孔喉中,置换出的原油在采油期间随着产出液采出。

      图  8  1-66/99岩心不同轮次反向吞吐实验核磁共振T2

      Figure 8.  NMR T2 spectra of 1-66/99 cores in different rounds of reverse huff and puff experiments

      缝间异步注采增油是由水驱、弹性驱和渗吸多种驱动机理综合作用的结果,相比传统的面积注水井网,更容易建立有效驱动。水平井段有半数的裂缝用于注水,油藏吸水面积大幅度增加;流场形状发生改变,即从径向流变为线性流,压力梯度有效性增加;分段压裂裂缝间距相对较短,增加了驱替压力梯度。

      为了更好地发挥弹性驱作用,在同一井区选取相邻3口以上的压裂水平井同时缝间异步周期注水,使得地层能量补充更加充分,提高整个地层压力系数,获得更高产液量,对开发效果的改善程度将更加明显,如图9所示。缝间异步周期注采还可以在一定程度上解决水窜问题,因为注水和采油是独立进行的,注水时,高渗区域先吸水,先形成高压区,低渗区域后吸水,稍后也能形成高压区,从而实现整个地层的能量补充。在采油周期开始时,石油在地层和采油缝之间的压差作用下流向采油缝,并进入井筒。

      图  9  3口井同时缝间异步采油流线分布

      Figure 9.  Streamline distribution when simultaneous inter-fracture asynchronous oil production in three wells

      水平井同井异步注采施工成本15万元,井下工具成本为30万元,成本合计45万元,按油价3560元/t计算,单井增油126.4 t即可收回成本。截至2022年4月10日,该试验井累计增油540 t,投入产出比为1.0: 4.0,开发效益良好,而且在本轮次注采结束后,还可以开展下一个注采周期,开发效益有望进一步提高。

    • (1) 设计了水平井同井缝间轮换注采工艺管柱,管柱由丢手接头、Y445封隔器、Y341封隔器、单向配注器、单向配产器、可溶球式单向配注器以及脱卡器组成,可实现套管环空注入、油管采油的异步注采工艺。

      (2) 水平井同井缝间异步周期注采补能方法采用水力压裂裂缝注水,油藏吸水面积大幅度增加,流场由径向渗流转变为线性渗流,同时,缩小注入端与采出端的距离,提高驱替压力梯度,有效渗透率也随之增大,这些机制综合作用起到了增油效果。

      (3) 水平井同井缝间异步周期注采补能方法可有效提升单井产量,经济效益良好,可大规模推广应用于超低渗透砂岩油藏的开发。

参考文献 (20)

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