高曉飛 羅東紅 閆正和 曾顯磊 陳維華

(中海石油(中國)有限公司深圳分公司)

一種減緩底水錐進的新方法
——中心管技術及其在西江23-1油田水平井開發(fā)中的應用

高曉飛 羅東紅 閆正和 曾顯磊 陳維華

(中海石油(中國)有限公司深圳分公司)

在前人提出中心管原理的基礎上,深入研究了中心管技術,即在篩管內插入中心管,以平衡水平井段生產壓差,減緩底水錐進,并將該技術成功應用于西江23-1油田水平井開發(fā)中。中心管技術能夠減緩底水錐進、延長無水采油期,從而改善開發(fā)效果、增加經濟效益。

底水油藏 中心管技術 減緩底水錐進

水平井技術能夠提高油氣井產能,因而在油氣田開發(fā)中越來越受到重視。常用的水平井完井方式有裸眼完井、篩管完井、礫石充填完井等,這些完井方式普遍存在的問題是水平段跟端壓差最大,若油藏為底水油藏則容易引起水平段跟端過早見水并造成底水錐進過快,使得油井產量減小、壽命縮短。目前尚沒有較好的方法減緩底水錐進,水平井完井后,只能通過降低油井產量減小生產壓差,從而延緩底水錐進。在前人提出中心管原理[1]基礎上,筆者深入研究了中心管技術,即在篩管內插入中心管,以平衡水平井段生產壓差,減緩底水錐進。實際應用效果表明,中心管技術能夠有效延長無水采油期、減緩含水上升速度,從而改善開發(fā)效果、提高經濟效益。

圖1 中心管完井方式流體流動模型

篩管完井可看作射孔完井的一個特例(即滿足一定射孔密度),流體在井筒中的流動可以按照射孔完井方式處理[3-4]。從水平井筒上取出一長度為Δx的微元體來分析(圖2),微元體中包含n個孔,對于井筒內的單相流動,根據(jù)質量守恒和動量守恒方程可得到方程(3)、(4):

1 中心管技術減緩底水錐進原理

1.1 中心管完井生產壓差方程

中心管從水平井段跟端的封隔器延伸到水平段中,將水平段分成有中心管的環(huán)空段和無中心管的井筒段2部分(圖1)。假設油藏為均質底水油藏,一部分流體從油藏流入有中心管的環(huán)空段,沿環(huán)空流入到中心管末端,另一部分流體從油藏流入無中心管的井筒段,沿井筒流入到中心管末端;兩部分流體都從中心管末端流入中心管內。

以水平段跟端為坐標原點建立坐標系,x軸平行水平段并指向其指端,流體從油藏中流入到有中心管的環(huán)空段和無中心管的井筒段中,其流動方程為[2]

圖2 微元體流動示意圖

1.2 中心管完井生產壓差分布

以西江23-1油田H3B油藏為例對中心管完井水平井段的壓差分布進行了計算。水平段長度500m,中心管長度分別取0、125、250、375 m,井筒直徑0.215 9m,篩管直徑0.174 6 m,中心管直徑0.114 3 m,地層壓力18.64M Pa,井底流壓16.64M Pa,設計產量2 542.5 m3/d,原油密度0.89 g/cm3,原油粘度5 m Pa·s,根據(jù)方程組(16)和方程組(17)計算水平井段壓差分布,結果如圖3所示。

圖3 中心管完井和篩管完井井底壓力曲線

從圖3可以看出,篩管完井(即中心管長度為0 m),最大生產壓差點出現(xiàn)在跟端,底水將最先從水平井跟端錐進;而采用中心管技術后,最大生產壓差出現(xiàn)在中心管末端,底水將最先從中心管末端錐進,中心管使最大生產壓差出現(xiàn)的位置向指端移動,有利于減緩底水錐進[1-2,4-5]。

1.3 中心管入液口位置優(yōu)化

在井筒尺寸、篩管尺寸及中心管尺寸一定的情況下,油井累積產油量與中心管入液口位置有關。仍然采用H 3B油藏基本數(shù)據(jù),只考慮中心管入液口位置不同分別計算油井累積產油量,結果見表1。從表1可以看出,中心管入液口位于水平井段中間時的累積產油量比位于水平井段其它位置時多,因此中心管入液口一般應選擇位于水平井段中間,但工程設計時還要根據(jù)實際井眼軌跡和油水界面位置具體確定。

表1 油井累積產油量與中心管入液口位置的關系(104m3)

2 應用效果

西江23-1油田4H井作為試驗井使用中心管完井取得了較好的效果,因此在12H～15H井等4口井也使用了中心管技術。中心管完井技術的應用效果主要體現(xiàn)在以下方面:

(1)延長無水采油期

表2為西江23-1油田油井無水采油有關數(shù)據(jù)統(tǒng)計表。從表2可以看出,H 3B油藏下中心管井(4H井)的無水采油期是不下中心管井(1H～3H井)的2.6倍,無水采油量是不下中心管井的2.5倍,底水錐進速度(底水從油水界面移動到水平井段的時間)比不下中心管井慢0.4 m/d。H 1B油藏下中心管井(12H～15H井)平均無水采油期是不下中心管井(10H井)的2.8倍,平均無水采油量是不下中心管井的4倍,平均底水錐進速度比不下中心管井慢0.9m/d?？梢?中心管完井技術在無水采油階段能夠延長無水采油期和增加無水采油量。

表2 西江23-1油田油井無水采油有關數(shù)據(jù)統(tǒng)計表

(2)減緩含水上升速度

表3為西江23-1油田油井不同含水階段含水上升速度統(tǒng)計表。由表3可知,H 3B油藏下中心管井(4H井)含水上升速度(每采出104m3油對應的含水上升率)比不下中心管井(1H～3H井)平均含水上升速度在低含水、中含水和總體上分別慢13.24%、24.73%和2.83%。H1B油藏下中心管井(12H～15H井)平均含水上升速度比不下中心管井(10H井)在低含水、中含水和總體上分別慢48.23%、65.68%和2.86%。從不同含水階段看,中心管技術能夠有效地延緩含水上升速度。

表3 西江23-1油田油井不同含水階段含水上升速度統(tǒng)計表(%/104m3)

(3)改善開發(fā)效果

西江23-1油田油井累積產油量和含水關系曲線如圖4、5所示。從圖4、5可以看出,含水一定時下中心管井的累積產油量普遍比不下中心管井高。以含水60%為例,H 3B油藏下中心管井(4H井)累積產油量(6×104m3)是不下中心管井的2倍(1H～ 3H井平均累積產油量3×104m3);H1B油藏下中心管井(12H～15H井平均累積產油量10×104m3)累積產油量是不下中心管井(10H井累積產油量1× 104m3)的10倍。圖4中3H井曲線位置與形態(tài)更接近4H井,是因為3H井跟端遠離油水界面,生產過程中底水錐進較慢;而圖5中12H井曲線異常是因為該井由于造斜困難使得水平段跟端離油水界面較近,生產過程中中心管減緩底水錐進效果不明顯。

圖6 西江23-1油田H 3B油藏油井采出程度和含水率關系曲線

圖7 西江23-1油田H 1B油藏油井采出程度和含水率關系曲線

西江23-1油田油井采出程度和含水關系曲線如圖6、7所示。從圖6、7可以看出,含水一定時,下中心管井的采出程度比不下中心管井高。以含水6 0%為例,H 3B油藏下中心管井(4H井)采出程度(5%)是不下中心管井的1.8倍(1H～3H井平均采出程度2.8%),而H 1B油藏下中心管井(12H～15H井平均采出程度12%)采出程度是不下中心管井(10H井采出程度1.1%)的10.9倍。

(4)增加經濟效益

西江23-1油田5口井使用中心管共增加費用約500萬元人民幣,但截至2009年底,累積增加產油量超過5×104m3,增加經濟效益超過1 570萬美元(油價按照50美元/桶計算)。

3 結論

(1)與篩管完井相比中心管完井可改變水平井段生產壓差分布,使最大生產壓差由水平井跟端向指端移動,有利于減緩底水錐進。

(2)中心管技術在西江23-1油田取得了很好的應用效果,減緩了底水錐進、延長了無水采油期、增加了無水采油量,從而改善了開發(fā)效果、增加了經濟效益。

符號注釋

pr—地層壓力;

p(x)—水平段x處的壓力;

Js—特殊采油指數(shù),與油藏幾何形狀、滲透率、粘度有關;

f—管壁摩擦系數(shù),f=CRe-α,層流時取α=1,C=16;

v1、v2—微元體流入、流出的平均流速;

vp—孔眼徑向流體流入平均流速;

pw1、pw2—流入、流出壓力;

A—微元體的截面積;

Ap—孔眼截面積;

ρ—流體密度;

m—流體質量流量;

Q—井筒內該段主流上端平均流量;

q—從油藏經該段所有孔眼流入井筒的總流量;

ρ—流體密度;

D—水平井筒直徑;

Ds—篩管內徑;

qw—從油藏經該段所有孔眼流入無中心管的井筒段的總流量;

Qw—無中心管的井筒段該段主流上端平均流量;

Dst—中心管外徑;

Ds—篩管內徑;

qan—從油藏經該段所有孔眼流入有中心管的環(huán)空段的總流量;

Qan—有中心管的環(huán)空段主流上端平均流量;

Lw—水平井段長度;

Lst—中心管長度。

[1] BREKKE K,L IEN SC.New and simple completion methods for horizontal wells imp rove the production performance in high permeability,thin oil zones[C].SPE 24762,1994.

[2] JANSEN JD.A semi analytical model for calcuating pressure dropalong horizontal wells with stinger completions[C].SPE 74212, 2003.

[3] 劉想平,張兆順,劉翔鶚,等.水平井筒內與滲流耦合的流動壓降計算模型[J].西南石油學院學報,2000,22(2):36-39.

[4] 王小秋,汪志明,魏建光.井筒與油藏耦合條件下水平井變質量流動規(guī)律研究[J].水動力學研究與進展:A輯,2005,20 (3):326-331.

[5] PERMAD IP.Horizontal well completion with stinger for reducing water coning problem s[C].SPE 37464,1997.

(編輯:孫豐成)

A new method for delaying coning in bottom water reservoir:application of stinger technology in horizontal well development of XJ23-1 oilfield

Gao Xiaofei Luo Donghong Yan Zhenghe Zeng Xian lei Chen Weihua
(Shenzhen B ranch ofCNOOC L td.,Guangdong,518067)

Based on the principle of stringer,this paper makes study deeply on stinger technology that inserts a stringer into screen to balance pressure drop and delay water coning.The stringer technology has been applied successfully in horizontal well development of XJ23-1 oilfield with delaying water coning,pro longing water free production period,imp roving development effect and increasing economic benefits.

bottom water reservoir;stinger technology;delaying water coning

高曉飛,男,工程師,2006年畢業(yè)于中國石油大學(北京)油氣田開發(fā)專業(yè),目前主要從事油氣田開發(fā)工作。地址:廣東省深圳市蛇口工業(yè)二路1號海洋石油大廈(郵編:518067)。E-mail:gaoxf@cnooc.com.cn。

2009-07-07 改回日期:2010-02-01