一种减缓底水锥进的新方法——中心管技术及其在西江23-1油田水平井开发中的应用

高晓飞 罗东红 闫正和 曾显磊 陈维华

(中海石油(中国)有限公司深圳分公司)

一种减缓底水锥进的新方法
——中心管技术及其在西江23-1油田水平井开发中的应用

高晓飞 罗东红 闫正和 曾显磊 陈维华

(中海石油(中国)有限公司深圳分公司)

在前人提出中心管原理的基础上,深入研究了中心管技术,即在筛管内插入中心管,以平衡水平井段生产压差,减缓底水锥进,并将该技术成功应用于西江23-1油田水平井开发中。中心管技术能够减缓底水锥进、延长无水采油期,从而改善开发效果、增加经济效益。

底水油藏 中心管技术 减缓底水锥进

水平井技术能够提高油气井产能,因而在油气田开发中越来越受到重视。常用的水平井完井方式有裸眼完井、筛管完井、砾石充填完井等,这些完井方式普遍存在的问题是水平段跟端压差最大,若油藏为底水油藏则容易引起水平段跟端过早见水并造成底水锥进过快,使得油井产量减小、寿命缩短。目前尚没有较好的方法减缓底水锥进,水平井完井后,只能通过降低油井产量减小生产压差,从而延缓底水锥进。在前人提出中心管原理[1]基础上,笔者深入研究了中心管技术,即在筛管内插入中心管,以平衡水平井段生产压差,减缓底水锥进。实际应用效果表明,中心管技术能够有效延长无水采油期、减缓含水上升速度,从而改善开发效果、提高经济效益。

图1 中心管完井方式流体流动模型

筛管完井可看作射孔完井的一个特例(即满足一定射孔密度),流体在井筒中的流动可以按照射孔完井方式处理[3-4]。从水平井筒上取出一长度为Δx的微元体来分析(图2),微元体中包含n个孔,对于井筒内的单相流动,根据质量守恒和动量守恒方程可得到方程(3)、(4):

1 中心管技术减缓底水锥进原理

1.1 中心管完井生产压差方程

中心管从水平井段跟端的封隔器延伸到水平段中,将水平段分成有中心管的环空段和无中心管的井筒段2部分(图1)。假设油藏为均质底水油藏,一部分流体从油藏流入有中心管的环空段,沿环空流入到中心管末端,另一部分流体从油藏流入无中心管的井筒段,沿井筒流入到中心管末端;两部分流体都从中心管末端流入中心管内。

以水平段跟端为坐标原点建立坐标系,x轴平行水平段并指向其指端,流体从油藏中流入到有中心管的环空段和无中心管的井筒段中,其流动方程为[2]

图2 微元体流动示意图

1.2 中心管完井生产压差分布

以西江23-1油田H3B油藏为例对中心管完井水平井段的压差分布进行了计算。水平段长度500m,中心管长度分别取0、125、250、375 m,井筒直径0.215 9m,筛管直径0.174 6 m,中心管直径0.114 3 m,地层压力18.64M Pa,井底流压16.64M Pa,设计产量2 542.5 m3/d,原油密度0.89 g/cm3,原油粘度5 m Pa·s,根据方程组(16)和方程组(17)计算水平井段压差分布,结果如图3所示。

图3 中心管完井和筛管完井井底压力曲线

从图3可以看出,筛管完井(即中心管长度为0 m),最大生产压差点出现在跟端,底水将最先从水平井跟端锥进;而采用中心管技术后,最大生产压差出现在中心管末端,底水将最先从中心管末端锥进,中心管使最大生产压差出现的位置向指端移动,有利于减缓底水锥进[1-2,4-5]。

1.3 中心管入液口位置优化

在井筒尺寸、筛管尺寸及中心管尺寸一定的情况下,油井累积产油量与中心管入液口位置有关。仍然采用H 3B油藏基本数据,只考虑中心管入液口位置不同分别计算油井累积产油量,结果见表1。从表1可以看出,中心管入液口位于水平井段中间时的累积产油量比位于水平井段其它位置时多,因此中心管入液口一般应选择位于水平井段中间,但工程设计时还要根据实际井眼轨迹和油水界面位置具体确定。

表1 油井累积产油量与中心管入液口位置的关系(104m3)

2 应用效果

西江23-1油田4H井作为试验井使用中心管完井取得了较好的效果,因此在12H～15H井等4口井也使用了中心管技术。中心管完井技术的应用效果主要体现在以下方面:

(1)延长无水采油期

表2为西江23-1油田油井无水采油有关数据统计表。从表2可以看出,H 3B油藏下中心管井(4H井)的无水采油期是不下中心管井(1H～3H井)的2.6倍,无水采油量是不下中心管井的2.5倍,底水锥进速度(底水从油水界面移动到水平井段的时间)比不下中心管井慢0.4 m/d。H 1B油藏下中心管井(12H～15H井)平均无水采油期是不下中心管井(10H井)的2.8倍,平均无水采油量是不下中心管井的4倍,平均底水锥进速度比不下中心管井慢0.9m/d。可见,中心管完井技术在无水采油阶段能够延长无水采油期和增加无水采油量。

表2 西江23-1油田油井无水采油有关数据统计表

(2)减缓含水上升速度

表3为西江23-1油田油井不同含水阶段含水上升速度统计表。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油对应的含水上升率)比不下中心管井(1H～3H井)平均含水上升速度在低含水、中含水和总体上分别慢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、中含水和总体上分别慢48.23%、65.68%和2.86%。从不同含水阶段看,中心管技术能够有效地延缓含水上升速度。

表3 西江23-1油田油井不同含水阶段含水上升速度统计表(%/104m3)

(3)改善开发效果

西江23-1油田油井累积产油量和含水关系曲线如图4、5所示。从图4、5可以看出,含水一定时下中心管井的累积产油量普遍比不下中心管井高。以含水60%为例,H 3B油藏下中心管井(4H井)累积产油量(6×104m3)是不下中心管井的2倍(1H～ 3H井平均累积产油量3×104m3);H1B油藏下中心管井(12H～15H井平均累积产油量10×104m3)累积产油量是不下中心管井(10H井累积产油量1× 104m3)的10倍。图4中3H井曲线位置与形态更接近4H井,是因为3H井跟端远离油水界面,生产过程中底水锥进较慢;而图5中12H井曲线异常是因为该井由于造斜困难使得水平段跟端离油水界面较近,生产过程中中心管减缓底水锥进效果不明显。

图6 西江23-1油田H 3B油藏油井采出程度和含水率关系曲线

图7 西江23-1油田H 1B油藏油井采出程度和含水率关系曲线

西江23-1油田油井采出程度和含水关系曲线如图6、7所示。从图6、7可以看出,含水一定时,下中心管井的采出程度比不下中心管井高。以含水6 0%为例,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)增加经济效益

西江23-1油田5口井使用中心管共增加费用约500万元人民币,但截至2009年底,累积增加产油量超过5×104m3,增加经济效益超过1 570万美元(油价按照50美元/桶计算)。

3 结论

(1)与筛管完井相比中心管完井可改变水平井段生产压差分布,使最大生产压差由水平井跟端向指端移动,有利于减缓底水锥进。

(2)中心管技术在西江23-1油田取得了很好的应用效果,减缓了底水锥进、延长了无水采油期、增加了无水采油量,从而改善了开发效果、增加了经济效益。

符号注释

pr—地层压力;

p(x)—水平段x处的压力;

Js—特殊采油指数,与油藏几何形状、渗透率、粘度有关;

f—管壁摩擦系数,f=CRe-α,层流时取α=1,C=16;

v1、v2—微元体流入、流出的平均流速;

vp—孔眼径向流体流入平均流速;

pw1、pw2—流入、流出压力;

A—微元体的截面积;

Ap—孔眼截面积;

ρ—流体密度;

m—流体质量流量;

Q—井筒内该段主流上端平均流量;

q—从油藏经该段所有孔眼流入井筒的总流量;

ρ—流体密度;

D—水平井筒直径;

Ds—筛管内径;

qw—从油藏经该段所有孔眼流入无中心管的井筒段的总流量;

Qw—无中心管的井筒段该段主流上端平均流量;

Dst—中心管外径;

Ds—筛管内径;

qan—从油藏经该段所有孔眼流入有中心管的环空段的总流量;

Qan—有中心管的环空段主流上端平均流量;

Lw—水平井段长度;

Lst—中心管长度。

[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] 刘想平,张兆顺,刘翔鹗,等.水平井筒内与渗流耦合的流动压降计算模型[J].西南石油学院学报,2000,22(2):36-39.

[4] 王小秋,汪志明,魏建光.井筒与油藏耦合条件下水平井变质量流动规律研究[J].水动力学研究与进展:A辑,2005,20 (3):326-331.

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

(编辑:孙丰成)

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

高晓飞,男,工程师,2006年毕业于中国石油大学(北京)油气田开发专业,目前主要从事油气田开发工作。地址:广东省深圳市蛇口工业二路1号海洋石油大厦(邮编:518067)。E-mail:gaoxf@cnooc.com.cn。

2009-07-07 改回日期:2010-02-01