一種超低滲致密油藏體積壓裂水平井準自然能量開發(fā)交錯布井方法
【專利摘要】本發(fā)明提供了一種超低滲致密油藏體積壓裂水平井準自然能量開發(fā)交錯布井方法，其步驟包括：1)首先開展綜合地質研究，優(yōu)選水平井井網(wǎng)部署區(qū)，開展儲層分類評價，確定主力貢獻層段；2)水平段長度的優(yōu)化；3)井距的優(yōu)化；4)壓裂縫段間距的優(yōu)化；5)確定排距。本發(fā)明能將水平井體積壓裂縫網(wǎng)的自然能量泄油作用發(fā)揮到極限，規(guī)避了注水開發(fā)的見水風險，體積壓裂滯留液起到了初期補充能量的作用。
【專利說明】
一種超低滲致密油藏體積壓裂水平井準自然能量開發(fā)交錯布井方法
技術領域
[0001]本發(fā)明涉及油田開發(fā)方式技術領域，特別涉及致密油藏采用水平井開發(fā)油田的方法，具體是一種超低滲致密油藏體積壓裂水平井準自然能量開發(fā)交錯布井方法，是一種提高油田單井產(chǎn)量和開發(fā)效益的開發(fā)方式。
【背景技術】
[0002]隨著世界石油供需矛盾的日益突出和優(yōu)質石油資源的逐漸匱乏，超低滲致密油資源(地面空氣滲透率小于1.0mD)的開發(fā)已成為我國石油工業(yè)發(fā)展的新課題，國內(nèi)外致密油藏生產(chǎn)實踐已經(jīng)顯示水平井是開發(fā)該類油藏的一種有效開發(fā)方式。國外致密油藏地層壓力系數(shù)高(地層壓力系數(shù)大于1.2)，地層原油粘度較低，基本都采用長水平段水平井衰竭式開采，盡管大幅度提高了單井產(chǎn)量，但也存在遞減大和采收率(5%_8%)偏低的問題；國內(nèi)致密油與國外致密油相比，相似之處是儲層物性接近、非均質性強、天然裂縫都比較發(fā)育，差異之處是地層壓力系數(shù)低(介于0.6-0.8之間)，依據(jù)鄂爾多斯盆地油藏礦場實踐來看，該類低壓超低滲透致密油藏需補充能量水平井開發(fā)。
[0003]從文獻調研的情況來看，超低滲致密儲層水平井能量補充方式上采用注水井注水補充，可是從鄂爾多斯盆地超低滲致密油藏開發(fā)經(jīng)驗表明，裂縫相對發(fā)育的致密儲層，由于壓裂改造規(guī)模大，壓裂縫網(wǎng)分布復雜，易導致注水開發(fā)水平井見水。致密油體積壓裂改造形成的復雜縫網(wǎng)系統(tǒng)，一方面有利于擴大泄油體積，補充地層能量，提高單井產(chǎn)能，使水平井保持穩(wěn)產(chǎn);但另一方面由于體積壓裂改造規(guī)模大，壓裂縫網(wǎng)分布復雜，易導致注水開發(fā)水平井見水，給井網(wǎng)與縫網(wǎng)的匹配造成較大的難度。因此，在儲層特征和體積壓裂水平井特點研究的基礎上，形成適用于裂縫發(fā)育的儲層體積壓裂水平井準自然能量的開發(fā)方式。
[0004]基于工廠化作業(yè)的理念及對水平井壓裂作業(yè)分析，水平井“工廠化”壓裂作業(yè)思路以叢式水平井井組為核心，以解決壓裂用水備水為關鍵，大幅縮短水平井試油周期，降低開發(fā)成本。形成了適用于裂縫發(fā)育的儲層體積壓裂水平井準自然能量的交錯布井方法。
【發(fā)明內(nèi)容】
[0005]本發(fā)明的目的是克服上述現(xiàn)有技術中存在的問題，針對裂縫相對發(fā)育致密油儲層，注水開發(fā)見水風險大;在提高單井產(chǎn)量的情況下，提高儲量動用程度。同時充分發(fā)揮體積壓裂縫網(wǎng)的泄油作用，水平井區(qū)全部被壓裂縫網(wǎng)覆蓋，提出一種超低滲致密油藏體積壓裂水平井準自然能量開發(fā)交錯布井方法。
[0006]為此，本發(fā)明提供了一種超低滲致密油藏體積壓裂水平井準自然能量開發(fā)交錯布井方法，包括如下步驟:
[0007]I)首先繪制砂層等值線圖、油層等值線圖、孔隙度等值線圖、滲透率等值線圖，在這四類圖中顯示高值的區(qū)域進行水平井井網(wǎng)部署，開展儲層分類評價，確定主力貢獻層段；
[0008]2)水平段長度的優(yōu)化
[0009]應用數(shù)值模擬方法，建立儲層均質模型，模擬不同水平段長度下的單井產(chǎn)能確定內(nèi)部收益率最高時的水平井長度。
[0010]3)井距的優(yōu)化
[0011](I)根據(jù)壓裂工藝優(yōu)選
[0012]在確保水平井間形成有效縫網(wǎng)的情況下設計水平井井距，根據(jù)致密油體積壓裂縫網(wǎng)監(jiān)測結果確定水平井的井距。
[0013](2)根據(jù)生產(chǎn)動態(tài)優(yōu)選
[0014]體積壓裂水平井產(chǎn)能受儲層物性、壓裂改造規(guī)模、井網(wǎng)形式、水平段長度等的綜合影響，利用視日產(chǎn)液這一參數(shù)對比不同井距下水平井生產(chǎn)動態(tài)情況，
[0015]其中，視日產(chǎn)液=日產(chǎn)液/壓裂段數(shù)/單段入地液量/排量X1000
[0016]同時結合體積壓裂改造的裂縫長度，確定合理的水平井的井距；
[0017]4)壓裂縫段間距的優(yōu)化
[0018]根據(jù)不同生產(chǎn)時間視日產(chǎn)液與段間距的生產(chǎn)動態(tài)，投產(chǎn)初期、半年和一年后的視日產(chǎn)液達到最大時確定合理段間距。
[0019]5)確定排距
[0020]從平面上看，上下兩口水平井銜接處水平井改造的壓裂縫間距定義為排距，將壓裂縫的段間距視為排距，確定合理的排距。
[0021]上述步驟I)具體包括如下步驟:
[0022]①結合沉積微相圖、成巖相圖及孔隙度、滲透率圖，選孔隙度滲透率值最高的區(qū)域、剩余未動用儲量規(guī)模最大的區(qū)域部署水平井井網(wǎng)；
[0023]②選擇射孔層段投產(chǎn)產(chǎn)量高于2t/d的油層段，為主力貢獻層段，作為水平井的鉆遇層段。
[0024]上述步驟2)中，所述水平井的設計長度為800m?1000m。
[0025]上述步驟3)中，所述水平井的井距為550-650m。
[0026]上述步驟3)中，所述水平井的井距具體為600m。
[0027]上述步驟4)中，所確定的合理段間距其范圍為80-100m。
[0028]上述步驟4)中，所確定的合理段間距為90m。
[0029]上述步驟5)中，所述合理的排距其范圍為80-100m。
[0030]上述步驟5)中，所述合理的排距具體確定為90m。
[0031 ]上述水平井之間井距為人工壓裂縫半長的2倍。
[0032]本發(fā)明的有益效果:裂縫相對發(fā)育致密油儲層，水平井交錯排列，交錯布縫，將水平井體積壓裂縫網(wǎng)的自然能量泄油作用發(fā)揮到極限。規(guī)避了注水開發(fā)的見水風險，體積壓裂滯留液起到了初期補充能量的作用。在一個井場上可以實現(xiàn)同一個油層鉆4 口水平井，進行工廠化作業(yè)。
[0033]以下將結合附圖對本發(fā)明做進一步詳細說明。
【附圖說明】
[0034]圖1是準自然能量開發(fā)井網(wǎng)及構成要素示意圖；
[0035]圖2是叢式鉆井示意圖。
[0036]附圖標記說明:1、水平段長度;2、井距;3、裂縫密度;4、排距;5、井場位置。
【具體實施方式】
[0037]下面結合圖1及圖2，對本發(fā)明提供的一種超低滲致密油藏體積壓裂水平井準自然能量開發(fā)交錯布井方法進行詳細的說明。
[0038]其中井網(wǎng)優(yōu)化設計的方法和基本原則是:一是綜合應用油藏工程、數(shù)值模擬和礦場統(tǒng)計等方法，同時考慮技術指標和經(jīng)濟指標;二是能夠發(fā)揮大規(guī)模體積壓裂的能力，大幅度提高單井產(chǎn)量。適用條件:裂縫相對發(fā)育致密油儲層。
[0039]本發(fā)明充分考慮了裂縫相對發(fā)育致密油儲層，通過開展綜合地質研究和超低滲透致密油藏非線性滲流機理研究，總結分析歷年水平井不同井網(wǎng)實施效果的基礎上，創(chuàng)新提出了超低滲致密油藏體積壓裂水平井準自然能量開發(fā)交錯布井方法，本發(fā)明采用:
[0040](I)水平井交錯排列，水平井之間井距為人工壓裂縫半長的2倍，實現(xiàn)兩個水平井之間實現(xiàn)縫網(wǎng)的全覆蓋，體積壓裂改造的人工裂縫與開啟的天然裂縫相互交織，交錯布縫，縫網(wǎng)全部覆蓋水平井布井區(qū)，最大程度發(fā)揮縫網(wǎng)的泄油作用。
[0041 ] (2)自然能量開發(fā)，依靠體積壓裂入地液量大，返排后地層中仍存在大量滯留液，在一定程度上補充了地層能量，起到超前注水的作用。
[0042](3)有利于開展叢式鉆井，以叢式鉆井為基礎，形成集中供水，交替壓裂，集中壓裂液體回收的水平井工廠化作業(yè)模式，大幅節(jié)約投資成本，提高經(jīng)濟效益。
[0043](4)結合水平井體積壓裂準自然能量開發(fā)過程可以分為初期穩(wěn)產(chǎn)、遞減較快和穩(wěn)定遞減三個階段的開發(fā)實踐，確定了不同階段采油技術政策。
[0044]其中水平井的設計長度為800m?1000m，水平井的井距為600m;合理段間距為90m左右。
[0045]如附圖所示，圖1顯示了準自然能量水平井井網(wǎng)及構成要素示意圖；
[0046]圖2顯示了叢式鉆井示意圖；其中:I一水平段長度，2—井距，3—裂縫密度(裂縫段間距)，4一排距，5—井場位置。
[0047]I)首先繪制砂層等值線圖、油層等值線圖、孔隙度等值線圖、滲透率等值線圖，在這四類圖中顯示高值的區(qū)域進行水平井井網(wǎng)部署，開展儲層分類評價，確定主力貢獻層段；
[0048]①結合沉積微相圖、成巖相圖及孔隙度、滲透率圖，選孔隙度滲透率值最高的區(qū)域、剩余未動用儲量規(guī)模最大的區(qū)域部署水平井井網(wǎng)；
[0049]②根據(jù)定向井的生產(chǎn)動態(tài)，射孔層段投產(chǎn)產(chǎn)量高于2t/d的油層段，為主力貢獻層段，作為水平井的鉆遇層段。
[0050]2)水平段長度I的優(yōu)化
[0051]應用數(shù)值模擬方法，建立儲層均質模型，模擬不同水平段長度下的單井產(chǎn)能，根據(jù)模擬結果可以看出，在準自然能量開發(fā)條件下，水平段長度越長，單井產(chǎn)能越高，但水平段長度較長意味著投資規(guī)模較大，結合經(jīng)濟效益評價結果可以看出，在水平段長度為800m?100m時，內(nèi)部收益率最高?？紤]到現(xiàn)場地形地貌的種種限制，結合數(shù)值模擬和經(jīng)濟評價的結論，確定準自然能量開發(fā)水平段的合理長度為800?1000m。
[0052]3)井距2的優(yōu)化
[0053](I)根據(jù)壓裂工藝優(yōu)選
[0054]水平井井距的設計必須確保水平井間形成有效縫網(wǎng)。而致密油體積壓裂縫網(wǎng)監(jiān)測結果表明:體積壓裂后裂縫半長達到300m以上，裂縫寬度近100m。鑒于此，確定長水平段五點井網(wǎng)井距為600m。
[0055](2)根據(jù)生產(chǎn)動態(tài)優(yōu)選
[0056]體積壓裂水平井產(chǎn)能受儲層物性、壓裂改造規(guī)模、井網(wǎng)形式、水平段長度等的綜合影響，利用視日產(chǎn)液這一參數(shù)對比不同井距下水平井生產(chǎn)動態(tài)情況。
[0057]視日產(chǎn)液=日產(chǎn)液/壓裂段數(shù)/單段入地液量/排量X 1000
[0058]由以上公式可以看出，視日產(chǎn)液消除了體積壓裂改造規(guī)模和水平段長度對產(chǎn)能的影響，有利于對比儲層供液能力、優(yōu)選相應井網(wǎng)參數(shù)。同時結合體積壓裂改造的裂縫長度，確定合理的井距為600m。
[0059]4)壓裂縫段間距的優(yōu)化
[0060]根據(jù)安83井區(qū)長7致密油體積壓裂準自然能量開發(fā)方式下不同生產(chǎn)時間視日產(chǎn)液與段間距的生產(chǎn)動態(tài)，投產(chǎn)初期、半年和一年后的視日產(chǎn)液都在段間距為90m時達到最大，開發(fā)效果最好，因此確定長7致密油準自然能量開發(fā)體積壓裂水平井合理段間距為90m左右。
[0061 ] 5)排距 4
[0062]從平面上看，上下兩口水平井銜接處水平井改造的壓裂縫間距定義為排距4。體積壓裂水平井準自然能量井網(wǎng)形式縫網(wǎng)全部覆蓋水平井布井區(qū)，所以排距4相當于壓裂縫的段間距，合理的排距為90m左右。
[0063]叢式鉆井(圖2)根據(jù)目前鉆井技術要求，水平井靶前距>260m，偏移距>200m，在一個井場上可以實現(xiàn)同一個油層鉆4 口水平井，進行工廠化作業(yè)。
[0064]工業(yè)實用例
[0065]利用本發(fā)明所取得的一種超低滲透致密油藏水平井布井方法在鄂爾多斯盆地姬塬油田長7油藏取得了較好的開發(fā)效果。
[0066]安83井區(qū)長72屬東北沉積體系，主要發(fā)育三角洲前緣亞相，安83井區(qū)主力層長722砂體展布方向受沉積相控制，呈北東-南西向展布，砂體寬度約14.0km，平均砂體厚度達17.0m，砂層厚度沿主砂帶向兩側逐漸變薄，單層砂體厚度較薄(一般為3?Sm)，多期沉積河道疊置形成厚砂體。主力層長7/平均油層厚度10m，平均孔隙度8.9%，平均滲透率0.17mD。為低孔、低滲巖性油藏。
[0067]利用本發(fā)明的布井方法在陜北安83井區(qū)長7儲層天然裂縫較發(fā)育，投產(chǎn)115口準自然能量開發(fā)水平井，初期開發(fā)效果較好，初期單井日產(chǎn)油10.11，初期采油速度1.4%，平均生產(chǎn)13個月，井均累計產(chǎn)油1873t，開發(fā)效果較好。
[0068]工廠化作業(yè)井組6 口井平均建井20.1天，試油周期22.3天，平均水平段長度917m，油層鉆遇率91.1%,改造9段19簇，平均單井加陶粒554m3，砂比12.4%，排量6.0m3/min ；初期平均單井日產(chǎn)油12.2t，含水35.6% ;目前平均單井日產(chǎn)油6.7t，含水42.5%。
[0069]本實施方式中沒有詳細敘述的部分屬本行業(yè)的公知的常用手段，這里不一一敘述。以上例舉僅僅是對本發(fā)明的舉例說明，并不構成對本發(fā)明的保護范圍的限制，凡是與本發(fā)明相同或相似的設計均屬于本發(fā)明的保護范圍之內(nèi)。
【主權項】
1.一種超低滲致密油藏體積壓裂水平井準自然能量開發(fā)交錯布井方法，其特征在于:包括如下步驟: 1)首先繪制砂層等值線圖、油層等值線圖、孔隙度等值線圖、滲透率等值線圖，在這四類圖中顯示高值的區(qū)域進行水平井井網(wǎng)部署，開展儲層分類評價，確定主力貢獻層段； 2)水平段長度的優(yōu)化 應用數(shù)值模擬方法，建立儲層均質模型，模擬不同水平段長度下的單井產(chǎn)能確定內(nèi)部收益率最高時的水平井長度； 3)井距的優(yōu)化 (1)根據(jù)壓裂工藝優(yōu)選 在確保水平井間形成縫網(wǎng)的情況下確定水平井的井距； (2)根據(jù)生產(chǎn)動態(tài)優(yōu)選 利用視日產(chǎn)液這一參數(shù)對比不同井距下水平井生產(chǎn)動態(tài)情況， 其中，視日產(chǎn)液=日產(chǎn)液/壓裂段數(shù)/單段入地液量/排量X 1000 同時結合體積壓裂改造的裂縫長度，確定合理的水平井的井距； 4)壓裂縫段間距的優(yōu)化 根據(jù)不同生產(chǎn)時間視日產(chǎn)液與段間距的生產(chǎn)動態(tài)，投產(chǎn)初期、半年和一年后的視日產(chǎn)液達到最大時確定合理段間距； 5)確定排距 從平面上看，上下兩口水平井銜接處水平井改造的壓裂縫間距定義為排距，將壓裂縫的段間距視為排距，確定合理的排距。2.如權利要求1所述的一種超低滲致密油藏體積壓裂水平井準自然能量開發(fā)交錯布井方法，其特征在于:其中步驟I)具體包括如下步驟: ①結合沉積微相圖、成巖相圖及孔隙度、滲透率圖，選孔隙度滲透率值最高的區(qū)域、剩余未動用儲量規(guī)模最大的區(qū)域部署水平井井網(wǎng)； ②選擇射孔層段投產(chǎn)產(chǎn)量高于2t/d的油層段，為主力貢獻層段，作為水平井的鉆遇層段。3.如權利要求1所述的一種超低滲致密油藏體積壓裂水平井準自然能量開發(fā)交錯布井方法，其特征在于:其中步驟2)中，所述水平井的設計長度為800m?1000m。4.如權利要求1所述的一種超低滲致密油藏體積壓裂水平井準自然能量開發(fā)交錯布井方法，其特征在于:步驟3)中，所述水平井的井距為550-650m。5.如權利要求4所述的一種超低滲致密油藏體積壓裂水平井準自然能量開發(fā)交錯布井方法，其特征在于:步驟3)中，所述水平井的井距具體為600m。6.如權利要求1所述的一種超低滲致密油藏體積壓裂水平井準自然能量開發(fā)交錯布井方法，其特征在于:步驟4)中，所確定的合理段間距其范圍為80-100m。7.如權利要求6所述的一種超低滲致密油藏體積壓裂水平井準自然能量開發(fā)交錯布井方法，其特征在于:步驟4)中，所確定的合理段間距為90m。8.如權利要求1所述的一種超低滲致密油藏體積壓裂水平井準自然能量開發(fā)交錯布井方法，其特征在于:步驟5)中，所述合理的排距其范圍為80-100m。9.如權利要求8所述的一種超低滲致密油藏體積壓裂水平井準自然能量開發(fā)交錯布井方法，其特征在于:步驟5)中，所述合理的排距具體確定為90m。10.如權利要求1所述的一種超低滲致密油藏體積壓裂水平井準自然能量開發(fā)交錯布井方法，其特征在于:其中水平井之間井距為人工壓裂縫半長的2倍。
【文檔編號】E21B43/26GK105952432SQ201610363232
【公開日】2016年9月21日
【申請日】2016年5月27日
【發(fā)明人】雷啟鴻, 王芳, 何右安, 王沖, 宋鵬, 楊衛(wèi)國, 饒欣久, 黃天鏡
【申請人】中國石油天然氣股份有限公司