水平井地质优化设计

水平井地质优化设计（精选5篇）

水平井地质优化设计 篇1

摘要：为实现安全优质快速钻井, 减少井眼轨迹控制的难度和工作量, 针对歧口凹陷ZH68-10L水平井的地质特点, 设计了4种井眼轨道剖面, 将轨道设计值与landmark软件计算值进行对比;计算了4种轨道起下钻、旋转钻进、滑动钻进等不同工况下的摩阻扭矩值, 据此优选出最优井眼轨道。

关键词：水平井,轨道设计,摩阻扭矩,井眼轨道

井眼轨道设计是实现定向钻井的首要环节, 在满足钻井目的要求的前提下, 应尽可能选用形状简单、易于施工的井身剖面, 优化设计井眼轨道, 减少井眼轨迹控制的难度和工作量, 从而实现安全、优质、快速钻井。

歧口凹陷位于黄骅坳陷中区, 是黄骅坳陷最大的生油凹陷, 是一个多目的层含油的富油气区。珵海斜坡位于歧口凹陷南缘, 有利勘探面积达2 340km2。2011年, 大港油田展开了斜坡区岩性油气藏和潜山油气藏勘探工作, 深化珵海斜坡预探程度。依据常用的井眼轨道设计方式, 对珵海斜坡ZH68-10L水平井进行轨道设计, 然后利用landmark软件进行理论摩阻扭矩计算, 优选设计出合适的井眼轨道。

1 井身剖面的选择

目前水平井以中长半径为主, 普遍采用“直-增-稳-增-平”的五段式剖面, 又称“双增式”剖面。这种剖面的主要特点是在2个增斜井段之间有1个稳斜井段, 用于调整由于工具造斜率误差而造成的轨道误差。为了有效地保障轨迹控制的成功率及中靶精度, 减少滑动钻进井段, 提高钻井速度, 形成了“直-增-增-增-平”的连增复合型“三增式”剖面。“三增式”剖面井眼轨迹圆滑, 摩阻扭矩较小, 可以用1套钻具组合连续完成第一增斜井段的通井和“双增式”剖面中稳斜井段的钻进, 减少了起下钻次数;且柔性增斜钻具组合的刚度较小、环空间隙较大, 有利于安全钻进, 可以弥补上部井段实际造斜率的不足, 为井眼轨迹控制创造有利条件;同时入靶前可对轨迹作相应调整, 降低水平段施工难度[1,2,3,4]。

根据ZH68-10L井的相关资料, 采用“双增”五段式剖面和“三增”复合型剖面2种类型进行设计。

2 水平井轨道设计方法

科学的水平井轨道设计理念和设计方法是:先设计水平井段, 然后再设计从井口到首靶的靶前轨道。图1所示为典型的“双增式”和“三增式”水平井剖面图, 如果已知井口坐标以及靶点坐标, 在设定造斜率与造斜点的情况下就可以进行井眼轨道设计。

在设计“双增式”剖面时, 将稳斜段的段长ΔL3和井斜角α3作为待求参数。则由几何关系 (ΔL1=Ha) 可知:

式中H0, A0, R0—2个增斜段曲率中心的垂深差、水平位移和垂直于稳斜井段的距离, m;

R2, R4—2个增斜段的曲率半径, m;

α1, α3, α5—第一增斜段、稳斜段、目标段的初始井斜角 (α1=0°) , °;

Ha, Ht, At—垂直段长、目标段垂深和目标段水平位移, m。

“三增式”剖面轨道设计常以3个增斜井段连接点的井斜角αb和αc作为待求参数, 根据图1所示的几何关系, 靶前轨道应满足:

其中:

式中H0, A0, —第一、第三增斜段曲率中心的垂深差和水平位移差, m;

R2, R3, R4—3个增斜段的曲率半径, m;

αb, αc—第二增斜段、第三增斜段的初始井斜角, °;

Ht, At—目标段垂深和目标段水平位移, m。

这样, 井眼轨道的重要节点参数都可求出。

3 井眼轨道设计结果

ZH68-10L井目的层为沙河街组砂三段砂岩储层, 靶点垂深4 300m。根据上述轨道设计公式, 分别设计了1 100m与1 800m造斜的“双增”式与“三增”式2种井眼轨道, 然后使用landmark软件对设计结果进行了对比。设计结果见表1~表4。

从以上结果对比可知, 2种方法计算结果大致相同, 井深、造斜率等计算数据相差很小, 说明计算方法是准确的。

4 井眼轨道摩阻扭矩计算结果

针对设计的几种井眼轨道, 对每种井眼轨道的摩阻扭矩进行了计算分析, 并选择摩阻扭矩值低的井眼轨道作为设计轨道[5]。

设计完钻钻具组合为216mm钻头+动力钻具+203mm无磁钻铤+127mm无磁钻铤+127mm加重钻杆+127mm钻杆。在计算中钻井液密度取1.3g/cm3, 摩阻系数取2.5, 计算时设钻头在技术套管内。计算了起下钻、旋转钻进、滑动钻进等不同工况下的摩阻扭矩值。4种轨道转盘面扭矩和大钩载荷的对比结果见表5。

从表5中可以看出, 4种井眼轨道在不同工况下的大钩载荷相差无几, 而在1 100m处造斜的“三增”式井眼轨道转盘面扭矩最小。因此, 选取该轨道作为ZH68-10L井最优井眼轨道。

在现场的实际施工中, ZH68-10L井采用该设计的井眼轨道顺利完成施工, 其设计数据见表6。

5 结论

(1) 相对于“双增”剖面, “三增”剖面井眼轨迹圆滑, 摩阻扭矩较小, 有利于安全钻进, 为井眼轨迹控制创造有利条件。

(2) 分别选取1 100m和1800m为造斜点, 比较了“双增”、“三增”剖面轨道节点计算值与landmark设计值, 数据相差较小, 说明计算方法是正确的。

(3) 计算了不同工况下4种设计轨道的摩阻扭矩值, 结果显示不同工况下的大钩载荷相差无几, 在1 100m造斜的“三增”式井眼轨道转盘面扭矩最小。因此选取该轨道作为最优井眼轨道, 在实钻中取得了较好的效果。

参考文献

[1]刘修善, 石在虹.给定井眼方向的修正轨道设计方法[J].石油学报, 2002, 23 (2) :72-76.

[2]唐雪平, 苏义脑, 陈祖锡.三维井眼轨道设计模型及其精确解[J].石油学报, 2003, 24 (4) :90-93.

[3]张焱.定向井井眼轨迹最优化设计方法研究[J].天然气工业, 2000, 20 (1) :57-60.

[4]眭满仓.水平井井迹曲线的优化设计[J].江汉石油学院学报, 2000, 22 (2) :25-26.

[5]闫铁, 马红滨, 谷玉堂, 等.钻柱在水平分支井段中的摩阻力分析[J].科学技术与工程, 2010, 10 (22) :5378-5380.

水平井地质优化设计 篇2

1水仓布置的限制因素

(1) 运输水平以上布置水仓困难, 工程量大。

从主、副、风三井筒施工揭露的岩性看, 受滑动构造的影响, 二1煤顶板岩层破碎、节理发育岩体整体性极差, 只有将山西组 (P1sh) 大占砂岩与香炭砂岩联合起来考虑, 才勉强具备布置水仓与泵房的条件, 但石门在170 m左右, 且有二2煤及泥岩相隔。

(2) 运输水平以下没有稳定岩层。

主副井落底后, 短路贯通工程揭露了太原组 (C3t) 中L7—L1之间的地层, 垂距30 000 mm, 6层100～400 mm的煤线, 极软泥岩3层, 无赋存稳定可靠的岩层。井底车场南环线的工程已经证实。

(3) 水仓底板与泵房底板之间的高差, 限定了水仓布置范围。

井筒落底标高确定后, 泵房底板标高是相对确定的, 水仓底板标高同样是确定的, 可调范围有限。

(4) 工程的紧迫性。

水仓与泵房的别称“排水阵地”, 矿建过程中“立转平”后, 由于临时排水设备能力有限, 临时水洼较小, 排水设备提前到位比较容易, 因此井底水仓就成为能否稳定“阵地”的关键。

2水仓布置方式

(1) 层位。

查阅井田范围, 特别是主副井区揭露的二叠纪山西组 (P1sh) 及石炭系太原组 (C3t) 近百米地层岩层岩性资料, 煤层、炭质泥岩、砂质泥岩、较破碎和极破碎的细砂岩, 均为较软岩、软岩的岩层, 单轴抗压强度小于25 MPa, 在软化临界深度以下难免出现大变形、难支护问题。综合分析结果, 只有太原组L7灰岩具备布置条件。L7灰岩是矿区主要标志层之一, 赋存稳定, 厚度7 m左右, 走向近东西, 南高北低倾角15°左右, 上与L8灰岩间距3 m左右, 下距L6灰岩3 m左右, 灰岩之间以砂质泥岩、煤线为主。

(2) 方向。

沿L7灰岩赋存方向。L7灰岩受沉积环境影响, 呈现数条泥岩线, 沿中部较为稳定的一条泥岩线方向, 保持水仓处于L7灰岩中下部, 充分利用L7自身的稳定性达到巷道稳定。

(3) 位置。

以泵房的2个配水井为起点, 分别向两侧布置, 长度以满足《煤矿安全规程》要求的水仓容量为止, 坡度0.1%。标高以设计为准, 确保排水设备的参数不变。

(4) 断面及支护形式。

以L7灰岩厚度能满足的最大断面为宜, 尽量减小长度, 减少无效容积。经比较确定为直墙半圆拱, 净宽4 200 mm, 净高3 500 mm, 净断面12.8 m2, 锚网喷支护, 锚杆为Ø18 mm×2 000 mm左旋无纵筋螺纹钢高强锚杆, 每根锚杆用K2335型树脂药卷2卷, 锚固力不小于60 kN, 锚杆间排距800 mm×800 mm;托盘规格为:厚10 mm钢板冷轧碟形盘, 尺寸140 mm×140 mm;金属网采用Ø6.5 mm钢筋焊制, 网格尺寸100 mm×100 mm, 网片规格1 700 mm×900 mm;金属网片用12#铁丝绑扎, 间距200 mm。喷射厚120 mm的混凝土强度C20。遇构造二次支护采用U29马蹄形钢棚。

(5) 调水方法。

如图1所示, 东翼水正常情况下由①进入水仓, 入水口设置沉淀池;①和②之间需要清挖时, 东翼水由②进入水仓, 入水口也设有沉淀池;②和东配水井之间需要清挖时, 东翼水由③进入配水巷, 水从配水巷进入西水仓, 为了保证入仓水质量, ③号入水口设置有大沉淀池。西翼水正常情况下由④进入水仓, 入水口设置沉淀池;④至⑤之间需要清挖时, 西翼水由⑤进入水仓;⑤至西配水井之间需要清挖时, 西翼水通过⑤和东水仓之间的管路进入东水仓。⑤和东水仓之间的管路布置在水仓顶板, 西翼水仓与东翼水仓在⑥至⑦之间打有2个钻孔, 固定有Ø133 mm管路。正常情况下, 东翼水仓①和②间需要清挖, 西翼水仓④至⑤间需要清挖。

3施工顺序

(1) 井筒落底后, 永久提升装备尚未形成, 临时改绞的提升能力有限, 井底车场环线尚未施工, 首先施工东水仓②和东配水井之间的90 m巷道, 与泵房同时完工, 以最快速度形成永久排水系统。

(2) 为增加水仓容量, 迅速形成了西水仓⑤至西配水井之间的160 m巷道。

(3) 随着井底车场的形成, 逐步施工了东水仓的①和②之间与西水仓④至⑤之间的工程。

4结语

水平井地质优化设计 篇3

一.鱼骨型分支井轨迹优化设计思路:

分支井眼在主井眼上方, 造斜段初始设计爬坡井段, 防止完井时主井眼管柱由于重力作用误入分支井眼, 同时考虑到稠油油藏重力泄油能力的发挥, 主井眼和分支井眼需处于油层的中、下部位, 以利于鱼骨型分支井优势的发挥。

分支井段垂深高差应满足油藏厚度要求, 防止分支井眼穿出油藏;

分支井眼最大造斜能力和扭方位能力满足现场工具使用要求;

合理设计造斜段井眼轨迹长度, 便于分支井眼轨迹控制。

二.分支井轨迹优化设计方法

从总体上设计一口分支井如何使设计出的每一个分支轨迹都最光滑, 同时还要使整体轨迹达到最优, 需要一个分支井设计的最优化模型, 一般来说, 以总体上分支井轨迹最短为目标来探讨分支井轨迹的优化设计。

(1) 优化模型的建立

对于分支井轨迹优化设计来说, 在满足现场施工条件的限制条件下, 设计出的整个分支井总轨迹长度应当是满足各种设计要求下的最短轨迹, 同时也是限定条件下的最光滑、钻柱扭矩和摩阻力应当相对最小的轨迹。

下面以主井眼为L型剖面, 而分支井筒为空间圆弧法设计的轨迹为例, 将分支井三维井眼轨迹设计问题归结为非线性不等式约束下的非线性规划问题, 进而求解最优解。

建立的目标函数是:寻找分支井整个轨迹长度L的最小值, 即优化模型为:

以L型剖面为例分析鱼骨型分支井主井眼轨迹的优化模型, 见图2-1:

这种剖面主要是优化计算两个关键参数: (1) 造斜点垂深Hkop; (2) 造斜率大小K。

现场主要的约束条件为以下三个关键的约束条件为:

1) 实际造斜率必须小于套管下入允许的最大造斜能力Hbmax;

2) 造斜点必须在比较稳定的地层 (Hkopmin~Hkopmax) ;

3) 造斜末点位置必须在地质条件适合下中间套管的层位 (Hcmin~Hcmax) 。

假设造斜点垂深为Hkop, 造斜率为K (单位为:°/30m) , 靶点水平位移为St, 靶点垂深为Ht, 造斜半径为:R=1718/K。井深L为:

其限制条件为:

在主井眼轨迹设计完成后, 需要在主井眼轨迹的基础上设计各个分支井眼, 本文建立的分支井眼目标函数是:寻找待钻轨迹长度S的最小值, 即:

假设井斜变化率、方位变化率的单位为 (°/30m) , 在图2-2所示的轨迹AT上的A点附近取一微元段, 则其坐标增量为:

其中:

对式 (2-5) 积分, 则可得到T点的坐标:

对式2-6积分, 即可得到T点坐标关于S、Kα、Kφ的表达式, 在积分时可以分为以下几种情况:

1) Z坐标

稳斜 (Kα=0)

变斜 (Kα≠0)

2) E坐标和N坐标

稳斜稳方位 (Kα=Kφ=0)

稳斜变方位 (Kα=0;Kφ≠0)

变斜稳方位 (Kα≠0;Kφ=0)

变斜变方位 (Kα≠0;Kφ≠0)

假设变斜变方位段长为S1, 稳斜稳方位段长为S2, 稳斜段井斜角为α, 方位角为φ, 井斜变化率为Kα, 方位变化率为Kφ, 则T点的坐标应为:

其中:a=a A+Ka S1/30;f=fA+Kf S1/30。

根据以上的设计思想, 得出此种类型待钻井眼轨迹设计的最优化数学模型:

其中, b1为D、T点间的距离精度控制常数:

通过对式2-19的优化计算, 得到满足约束条件下的最优轨迹的轨迹参数。

三.鱼骨型分支井轨迹优化设计原则

设计的鱼骨型分支井主井眼采用“消耗较少垂深而得到较大水平位移”的理念进行轨迹设计, 从而达到更大的水垂比。鱼骨型分支井主要考虑钻机的能力、设计轨道的摩阻和扭矩、钻柱的强度、现场施工的难易程度等因素, 其设计原则为:

考虑产能优化和井壁稳定性, 尽量让进入油藏的井眼方位垂直于油藏最小主应力方向;

由于鱼骨型分支井垂直井段通常在500m以内, 钻柱能提供的钻压是有限的, 所以在多分支水平井井身剖面设计中, 井眼轨道满足滑动钻进时的工况要求;

鱼骨型分支井的水平位移大, 分支较多, 钻柱和套管柱在井眼内摩阻和扭矩很大, 水平位移的主要限制因素, 应尽可能选择摩阻、扭矩小的轨道。

摘要：克拉玛依油田稠油开发, 部分采用了鱼骨型分支井的方式, 在鱼骨型分支井设计时采用水平井设计和侧钻井设计相结合的方式, 把三维轨迹转化为二维轨迹来进行设计, 解决了目前常用水平井软件在鱼骨型分支水平井方面的不足, 并提出了一些优化设计方面的思路。

水平井地质优化设计 篇4

1 AGD水平井井眼轨道优化设计模型

1.1 模型假设

风城油藏SAGD双水平井井眼轨迹优化设计需要满足:①满足采油工艺要求, 造斜点至采油下泵位置全角变化率不超过11°/30m。稳斜段至A点全角变化率不超过13°/30m;②满足SAGD工艺配套要求, 水平井抽油泵下泵位置为一稳斜段, 稳斜段井斜角不超过60°, 稳斜段长15～20m, 稳斜段全角变化率不大于3°/30m, 同时保证稳斜段距水平段垂深25～30m;③SAGD双水平井垂直距离5m, 目标靶窗±0.75m×±2.0m;④将Ф244.5mm大尺寸技术套管下入水平段40～45m;⑤为后续完井管柱下入, 提供条件;⑥缩短建井周期, 提高工作效率, 减小劳动强度。

为了建立切合实际的优化模型, 我们做出如下假设:

(1) 井身轨迹由一系列光滑连接的圆弧曲线段和直线段构成, 每个曲线段的曲率是常量。

(2) 井身轨迹完全由工具的广义造斜率决定, 这里“广义”是指工具的造斜率不仅体现了地层与钻头的影响, 也包括了完井管柱、生产管柱及设备的影响 (抗弯强度等) 。

(3) 轨迹设计的工程可行度取决于井身轨迹进入靶点时的正负偏差、钻井成本主要取决于井身轨迹各段的长度。

基于此种假设, 把非线性不等式约束下非线性目标函数的非线性数学规划理论引入到定向井井身轨迹的最优化设计中。

1.2 数学模型

考虑到为了满足超稠油热采、便于下泵等等工艺要求, 需要在距离油层顶部垂直高度20m处且以上井段井斜角必须控制在60°以内, 必须在两个造斜井段之间保留一个稳斜段或缓增段, 因此本处采用“双增式”井眼轨迹设计模型[2]进行设计。此外, 考虑到工程上常规定向井造斜率K的取值分两种:一种是井下动力钻具造斜井段的造斜率为5～16°/100m之间;第二种是转盘增斜井段造斜率为4～8°/100m。

图1为“双增式”井身轨道示意图, 从图中容易得出已知条件为: (1) 坐标O (XO, ZO) ;靶点坐标T (XT, ZT) ; (2) 靶区半径J;第一造斜点最大许用造斜率K1max; (3) 第一最大稳斜角α1max; (4) 第二造斜点最大许用造斜率K2max; (5) 第二最大稳斜角α2max;工具可达造斜率K1, K2; (6) 第一造斜点A可选垂深Damin、Damax; (7) 第一层中间套管可选垂深Dbmin、Dbmax; (8) 第二造斜点垂深C可选垂深Dcmin、Dcmax; (9) 第二层中间套管可选垂深Ddmin、Ddmax; (10) 水平位移为S, 靶点垂深为Z。

结合通用圆弧形剖面计算公式, 由图1容易得出井眼轨迹各个关键参数的计算公式。如果考虑水平段的影响, 可得风城超稠油SAGD双水平井“直—增—稳—增—稳”型井身轨迹以井眼轨迹长度为目标的最优化数学模型:

目标函数:

undefined

约束条件:

undefined

显然, 公式 (1) 仅仅是井眼轨迹长度为目标的最优化数学模型, 除此之外, 还存在第二个优化目标为摩阻、扭矩最小的目标函数。于是可以得出第二优化目标函数表达式:

undefined

式中:μ为摩擦系数;N为垂直管柱的支撑力, kN;R为力矩 (矢量) , N.m。

综合以上分析, 可以得出SAGD双水平井井眼轨迹最终优化设计模型为:

undefined

显然, 公式 (4) 为一个非线性的多目标优化计算模型, 需要采用特殊的计算方法进行求解。

1.3 模型求解

求解多变量有约束非线性多元函数最小值的Matlab函数主要是fmincon函数, 其数学模型的标准形式为:[3]

undefined

其中:x、b、beq、lb、ub是向量, A、Aeq为矩阵, C (x) 、Ceq (x) 是返回向量的函数, f (x) 为目标函数, f (x) 、C (x) 、Ceq (x) 可以是非线性函数。

2现场应用

采用上述分析计算模型, 对风城油田X井组进行了优化设计, 设计结果可以指导施工。

图2给出X井组轨迹设计垂直剖面图。该井组中X_P井 (生产井) 的A、B靶点设计垂深为204.8m, 造斜点井深40m, X_I井 (注汽井) A、B靶点设计垂深为199.8m, 造斜点井深40m。X_P井的209.63～229.81井段设计为一稳斜段, 稳斜角为60.30°;X_I井水平段长度为401m。由计算结果来看, 完全满足浅层SAGD双水平井完井工程要求。

3结论

(1) 目前定向井井眼轨道设计方法纵多, 但设计出来的结果大多不一定是最优井眼轨道, 本文根据地质条件及采油要求建立的模型, 满足最优井眼轨迹要求。

(2) 基于井眼轨道“通用圆弧面”设计方法和非线性不等式约束下非线性目标函数的非线性数学规划理论, 结合油藏实际, 建立了浅层SAGD水平井井眼轨道优化设计数学模型。该分析模型完全适合SAGD浅层水平井轨道优化设计。

(3) 根据现场应用效果分析, 文中模型较好地解决了风城浅层稠油油藏大直径套管下入困难的难题, 为新疆油田稠油开发提供了技术保障。

参考文献

[1]韩志勇.定向钻井设计与计算 (第二版) [M].东营:中国石油大学出版社, 2011

[2]刘乃震.定向井井眼轨道的最优化设计方法[J].石油钻探技术, 2011, 29 (4) :14-16

水平井地质优化设计 篇5

辽河油田水平井已经实现规模化应用[1],成为老区挖潜、二次开发、方式转换、新区开发的主要技术。其中稠油水平井在井数规模和累产油量中所占的比例也越来越大。目前稠油水平井应用的最大特点是以井间加密形式投入开发,其合理注汽参数的设计就显得尤为重要。现场实际开发效果表明:稠油水平井周期油汽比相比直井并没有提高,监测资料也表明多周期后水平井的动用长度只占水平段长度的60%左右[2],而且动用长度的分布明显受周边直井的影响。注入蒸汽变质量流[3]的特点形成了沿水平段蒸汽的压力、温度和干度的分布不均匀性,限制了水平井泄油面积大的优势的有效发挥,影响了水平井控制储量的有效动用。为此,重点开展了水平井蒸汽吞吐注汽参数的优化研究。

1 热采水平井注汽参数优化的认识

蒸汽吞吐水平井注汽参数优化设计结果表明注汽速度、蒸汽干度、注汽温度的影响与直井基本一致,即:注汽速度越大干度越高,热损失越小;在不破坏储层的条件下,注汽压力高比低好;注汽温度和干度越高越好,这些已经在油田开发领域得到了共识。而通过油藏数值室内研究结果和现场应用状况来看,注汽强度与水平段有效加热长度、目的层厚度(加热半径)、开发阶段、动用程度等有着较为密切的关系,需要更深入的优化设计。

2 注汽强度对水平井生产效果的影响

注汽强度对水平井周期生产效果的影响主要体现在增加水平段有效加热长度、扩大加热半径及蒸汽作用方向三个方面。

2.1注汽强度增大,可以改善井筒的吸汽状态、增加水平段有效加热长度

从数值模拟结果表明蒸汽吞吐随强度增大,高干度段长度增长、温度变化越趋于均衡,井筒流量趋于稳定(图1)。

同时从油层吸汽能力[5]计算公式和图1可以看出,当注汽强度达到一定数值后,造成水平段蒸汽干度的降低,也就是降低了蒸汽的加热效果。因此,注汽强度存在一个最优值,而不是越大越好。

2.2注汽强度是影响水平段加热半径扩展的主要因素

有很多专家都在对水平井加热半径开展研究,在众多的研究中,刘春泽[5]提出的计算方法简单易于计算,而且其结果与数模计算符合程度较高。通过对其计算公式的进一步分析(取其dl=1 m,相当于此段的注汽强度)得到新的认识。

在干度、温度确定的情况下,呈现出加热半径=(水平井各段的质量吸汽量×蒸汽加热时间)0.5 的函数关系,加热半径的小幅扩展需要注汽强度的大幅增加的变化,也就是说水平井加热半径的扩展是比较缓慢的(不受周边直井影响的情况)。而在有周边直井影响的情况下会出现局部段加热半径的激增。

2.3蒸汽吞吐初期注汽强度的大小决定了水平段的加热长度,决定了后期的蒸汽作用方向

从水平井离散化模型看出,吞吐初期形成的加热长度和均衡程度很关键,它决定了后续周期蒸汽的作用方向。

从水平段的温度分布特点看,首轮注汽后,水平井前端吸汽后略好于末端,而继续吞吐到第6轮次后,前端吸汽要明显好于末端(如图2)。分析认为由于摩擦损失造成沿着水平段蒸汽的压力、温度和干度沿着水平段的分布的不均匀,同时现场测试结果也反映出周边直井对加热段均衡程度有明显的影响。所以在蒸汽吞吐初期就应该在考虑不同油藏厚度和周边直井的动用程度等主要因素下设计不同的注汽强度,以期实现吞吐初期水平井段加热长度的最大化和均衡。

3 蒸汽吞吐注汽强度优化设计研究与应用

水平井蒸汽吞吐过程中注汽强度作用机理的研究表明,在吞吐初期,注汽强度的增大可以有效增加水平段的有效加热长度,利于后期蒸汽的均衡加热;在进入吞吐中后期,注汽强度的增大,可以扩大水平段的加热半径,提高储量的整体动用程度。但由于目前的水平井主要以加密井形式投产,周边直井多年蒸汽吞吐已经造成油藏温度场、压力场、饱和度场的分布不均的情况极其严重,因此必然要考虑到与周边直井间的相互影响,而对于一个特定油藏来讲,最能代表三场分布情况的最佳指标为油藏动用程度。

数值模拟设计过程中:依据不同油层厚度及周边直井的动用程度进行注汽强度的优化。建立典型油藏模型,依照杜84块超稠油油藏物性参数,设计不同厚度与动用程度的组合,厚度分别考虑10 m、20 m和30 m,周边直井采出程度分别为0～25%不等,以周期产油和周期油汽比作为优选指标。数模结果表明:厚度增加强度要大,但随周边直井采出程度增加,最大的蒸汽吞吐注汽强度呈指数递减(见图3)。

经过上述基础理论研究,现场对71口蒸汽吞吐水平井进行了增大注汽强度试验, 与未增加注汽强度水平井(一般在15～20 t/m,其中t/m为单位水平段长度下周期注汽量)相比,见到增油效果的共有41口(集中前三周期),占总井数的57.7%,效果不明显井30口,占总井数的42.3%。主要表现有如下三个方面:(1)水平井段长度较短、注汽强度增加后可有效改善效果。该类井共有13口,水平段长度平均185 m,平均强度由22 t/m增加到27 t/m,平均单井周期产油量由1 627 t上升到2 510 t,周期油汽比由0.37上升到0.47;(2)前一周期生产效果较差,大幅增加强度,效果明显。该类井共有19口,强度增加幅度7～8 t/m,平均单井周期产油量由1 568 t上升到2 928 t,周期油汽比由0.29上升到0.38;(3)增产效果不明显,主要是强度增加幅度小(2～3 t/m),该类井共有21口。

4 结论

(1)水平井的生产效果具有多因素共同影响的特点,从注采参数方面考虑,注汽强度对蒸汽吞吐水平井的影响尤为重要;而在目前注汽参数和工艺条件下,该主要体现在增加水平段有效加热长度和扩大加热半径和蒸汽作用方向三个方面。

(2)吞吐初期随着注汽强度增加,水平井垂向上超覆和沿水平段方向有效加热长度的增加是生产效果得到改善的主要方面,沿水平井径向加热半径的扩展较缓。当进入吞吐中后期,水平井有效加热长度的增长速度将变缓,径向上加热半径的扩展将成为主要方向。

参考文献

[1]任芳祥.辽河油区老油田二次开发探索与实践.特种油气藏,2007;14(6):5—11

[2]赵业为,姜汉桥,刘立成,等.稠油油藏水平井注蒸汽监测资料解释方法.2008;32(2):86—89

[3]吴淑红,于立君,刘翔鹗,等.热采水平井变质量流与油藏渗流的耦合数值模拟.石油勘探与开发,2004;31(1):88—904万仁溥.中国不同类型油藏水平井开采技术.北京:石油工业出版社,1997:88—89