一种最大油藏接触井型开采方法及其井型结构

摘要

提供一种最大油藏接触(MRC)井型开采方法及其井型结构，在井型结构中除直井之外包括水平井、大斜度水平井和鱼骨井，直井与大斜度水平井和鱼骨井连通，大斜度水平井钻穿不同层段裂缝，多口分层布置的大斜度水平井、水平井均被设置在块状或厚层状油藏的内部，并且每层井中包含多排水平井或大斜度水平井，相邻排中的水平井或大斜度水平井井平面平行交错布置，相邻层中的水平井或大斜度水平井井纵向交错布置；多口鱼骨井分布在最底层油藏中且在平面内成多排状分布，相邻排中的各井平面平行交错布置，且处于同一水平面内；多口大斜度水平井和鱼骨井构成平面平错、纵向叠置交错的立体井网结构。本技术方案解决了现有技术中多数油藏采用直井为主开发，油井产量普遍较低，递减快，开发效果不理想。

说明书

技术领域

本发明属于油藏开发领域，涉及块状或厚层状油藏的开发，尤其是一种适用于块状油藏开发的最大油藏接触(MRC(Maximum Reservoir Contact))井型联合技术，具体为一种最大油藏接触(MRC)井型开采方法及其井型结构。

背景技术

直井作为油藏开发的主要井型普遍应用于各类油藏中，它具有认识和控制储层、减少部署风险，钻井周期短、易于操作和调整的优点。同时可用于注水早期试验及后期上返采油。油藏早期勘探阶段和油藏评价阶段均采用直井开发。布井主要考虑平面井网设计，如正方形或三角形井网。目前的这些直井面积井网对于薄层油藏比较适合，属于二维井网结构设计。然而这种井网设计对于块状油藏多层开采时，存在以下缺陷：与水平井井网相比，油藏纵向差异导致油层动用程度低，而且所需井数多；油井初期产量低、且产量递减快；油藏建产速度慢；采油速度低和注水效果差等。对于裂缝性油藏还存在裂缝钻遇率低、井场选择困难的问题。辽河油田的牛心坨潜山油藏，采用直井开发，直井底部注水的开发方式。选取深度在采油井生产井段之下层位注水，由于直井完钻深度不同，同时储层发育程度不均，无法形成统一的油水界面，造成近井水淹、远井注水不见效。

水平井技术已成为世界石油工业发展的主要热点之一，目前已应用于边底水断块油藏、裂缝性油气藏、整装高含水油藏、薄互层油藏、砂砾岩油藏、低渗透油藏等。广泛应用于老油田挖潜、新区产能建设。在高含水老油田第二、三次采油阶段，挖掘剩余油潜力，和经济有效开发薄差储层，提高采收率方面起着举足轻重的作用。利用水平井开采薄油层，较直井可改善储量动用状况、渗流能力和开发效果。随着钻井技术尤其是地质导向技术的发展，水平井设计由厚层向薄油层、薄互层转移。在厚油层水平井筛选阵地越来越少的情况下，薄油层水平井的成功打开了一片新领域。超薄油层水平井钻井技术的突破，使薄砂层油藏的开发成为现实。

鱼骨井钻井技术是在水平井钻井技术基础上发展起来的，是指在水平井水平段的左右两侧或单侧再钻进两个或两个以上分支井眼的一种钻井新技术。分支井技术起源于20世纪50年代，第一批分支井开始于前苏联的俄罗斯和乌克兰地区，第二批分支井于1968年开钻于前苏联的西伯利亚地区。直到1995年以后，随着水平井完井技术的发展和三维地震技术的普及，鱼骨井技术才得到了迅速的发展。该项技术与常规水平井相比，鱼骨井有助于制定合理的开发方案，以较低的成本有效开发多产层油藏，形状不规则油藏，低渗、稠油、薄层、枯竭油藏及裂缝油藏等。

但是，由于目前井型优化设计在同一油藏中仅局限于平面二维空间的单一型研究，多井型的空间优化和排列方式尚无先例可寻，直井、单一水平井或鱼骨井已经难以解决块状油藏开采的实际问题，如何运用多井型匹配及立体井网结构的空间展布，合理有效的开发油藏亟待解决。

发明内容

为克服以上缺点，解决厚层或块状油藏开采存在的实际问题，在现有文献研究的仅是直井与水平井组合的井网形式，而缺少对由MRC井开发部署的研究基础上，本专利提出了一种块状或厚层状油藏井型结构设计的技术，该技术基于最大油藏接触(MRC(Maximum ReservoirContact))的理念，提出在同一油藏中的最大油藏接触(MRC)井型联合开发的设计，并且对包括MRC井型的相对位置、水平段长度、鱼骨分支数、鱼骨分支长度、鱼骨分支夹角等参数进行进一步研究。

依据本发明技术方案的第一方面，提供一种最大油藏接触(MRC)井型开采方法，其包括以下步骤：

(一)在油藏开发早期，为减小开发风险，油藏采用直井开发用于认识和控制油层；布井主要考虑属于二维井网结构设计的平面井网设计；直井同时用于注水早期试验及后期上返采油；

(二)油藏进入天然能量开发阶段，采用水平井、包括大斜度水平井在油藏主体部位开发，用于提高裂缝钻遇率和油层钻遇厚度，增加油层动用程度和油井产量；弱化平面矛盾、克服层间矛盾，提高采油速度和采收率；

(三)在能量补充阶段，油藏采用鱼骨井在油藏底部，作注水井型开发；鱼骨井一方面可以进一步提高裂缝钻遇率，油井产量进一步提高；第二方面，从直井的点状注水增加到水平井的线状注水，进一步扩大到鱼骨井的面积注水，增加水驱波及体积，提高注水速度和注水强度；第三方面，由于注水强度加大，储层热裂缝效应增强，从而改善注水效果

其中，在实施最大油藏接触(MRC)井型开采方法的整个井网中，直井与大斜度水平井和鱼骨井连通，大斜度水平井钻穿不同层段裂缝，多口分层布置的大斜度水平井、水平井均被设置在块状或厚层状油藏的内部，并且每层井中包含多排水平井或大斜度水平井，相邻排中的水平井或大斜度水平井井平面平行交错布置，相邻层中的水平井或大斜度水平井井纵向交错布置；多口鱼骨井分布在最底层油藏中且在平面内成多排状分布，相邻排中的各井平面平行交错布置，且处于同一水平面内；多口大斜度水平井和鱼骨井构成平面平错、纵向叠置交错的立体井网结构。

依据本发明技术方案的第二方面，提供一种最大油藏接触(MRC)井型结构，其除直井之外、包括水平井、大斜度水平井和鱼骨井，直井与大斜度水平井和鱼骨井连通，大斜度水平井钻穿不同层段裂缝，多口分层布置的大斜度水平井、水平井均被设置在块状或厚层状油藏的内部，并且每层井中包含多排水平井或大斜度水平井，相邻排中的水平井或大斜度水平井井平面平行交错布置，相邻层中的水平井或大斜度水平井井纵向交错布置；多口鱼骨井分布在最底层油藏中且在平面内成多排状分布，相邻排中的各井平面平行交错布置，且处于同一水平面内；多口大斜度水平井和鱼骨井构成平面平错、纵向叠置交错的立体井网结构。

其中所述鱼骨井分布在油藏最底层，且处于同一水平面内，每口鱼骨井的分支数为2～5根；鱼骨井的每个分支长度相同或不同，每个分支长度为150米～400米；鱼骨井的鱼骨分支与鱼骨井主干管之间的角度为为10°～50°。

优选地，油藏最底层内有多口鱼骨井，每口鱼骨井的分支数为3；每个分支长度为168米或210米或280米或400米；分支角度可以为15°或25°或35°或45°。

使用本发明所述的技术方案，解决了现有技术中直井面积井网开采，纵向差异导致油层动用程度低，而且所需井数多；单层水平井开采油层，油气储量动用程度低；直井或单层水平井井网注水，水驱波及系数低的问题。

附图简要说明

图1为不同水平段长的日产油和含水率对比曲线示意图；

图2为鱼骨井井型结构示意图；

图3为鱼骨井不同分支角度和水平井的油藏最终采收率对比曲线；

图4为鱼骨井不同分支数和水平井的油藏最终采收率对比曲线；

图5为鱼骨井不同分支长度和水平井的油藏最终采收率对比曲线。

具体实施方式

下面结合附图，对依据本发明所述最大油藏接触(MRC)井型开采方法及井型结构进行详细说明。

1、最大油藏接触(MRC)井型开采方法

采用以下技术方案来实现，其基于多种井型的组合和不同开发阶段的井型优化，主要包括以下步骤：

(一)在油藏开发早期，为减小开发风险，油藏采用直井开发用于认识和控制油层；布井主要考虑属于二维井网结构设计的平面井网设计；直井同时用于注水早期试验及后期上返采油；

(二)油藏进入天然能量开发阶段，采用水平井、包括大斜度水平井在油藏主体部位开发，用于提高裂缝钻遇率和油层钻遇厚度，增加油层动用程度和油井产量；弱化平面矛盾、克服层间矛盾，提高采油速度和采收率；

(三)在能量补充阶段，油藏采用鱼骨井在油藏底部，作注水井型开发；鱼骨井一方面可以进一步提高裂缝钻遇率，油井产量进一步提高；第二方面，从直井的点状注水增加到水平井的线状注水，进一步扩大到鱼骨井的面积注水，增加水驱波及体积，提高注水速度和注水强度；第三方面，由于注水强度加大，储层热裂缝效应增强，从而改善注水效果

其中，在实施最大油藏接触(MRC)井型开采方法的整个井网中，直井与大斜度水平井和鱼骨井连通，大斜度水平井钻穿不同层段裂缝，多口分层布置的大斜度水平井、水平井均被设置在块状或厚层状油藏的内部，并且每层井中包含多排水平井或大斜度水平井，相邻排中的水平井或大斜度水平井井平面平行交错布置，相邻层中的水平井或大斜度水平井井纵向交错布置；多口鱼骨井分布在最底层油藏中且在平面内成多排状分布，相邻排中的各井平面平行交错布置，且处于同一水平面内；多口大斜度水平井和鱼骨井构成平面平错、纵向叠置交错的立体井网结构。

2.水平井及鱼骨井结构参数优化

(1)水平井水平段合理长度研究

水平井水平段长分别选取600米、800米和1000米，给定注采压差10兆帕时模拟开采30年。

不同水平段长的日产油和含水率对比曲线，如图1所示。

图1中，椭圆形代表标注区域，1代表一组日产油曲线，2代表一组含水率曲线。

水平段长1000米的水平井日产油明显高于800米，600米的最小，而含水率变化则是水平段长600米的水平井上升最慢，其次为800米，1000米上升最快。油藏开采30年后，800米水平井的采收率比600米高8.42％，1000米水平井的采收率比800米水平井高1.4％。因为水平段越长，受水平段摩阻水头损失等、边界影响越严重，当水平段超过800米，继续增加水平段长，采收率增加不明显。在立体注采井网情况下，随水平段增加，原油产量与采收率增加的幅度逐渐减小。从油藏渗流和开发角度考虑，水平井段长度应尽量加大；但同时应考虑到钻井费用和工艺水平的限制，水平井段取800米左右为宜。

(2)鱼骨井合理分支角度研究

根据实际油藏参数，假定鱼骨井分支数为3，每个分支长度为280米。实验不同的分支角度，分别为15°、25°、35°及45°，给定注采压差10兆帕模拟开采30年，见鱼骨井井型结构示意图2。

图2中：1代表鱼骨井主井筒，长度为l，2代表鱼骨井分支，长度为l1，

l2代表鱼骨井分支间距；l3代表鱼骨井主井筒与分支端点的距离；θ代表鱼骨井主井筒与分支的夹角；a代表鱼骨井井排距，

A代表鱼骨井入口点；B代表鱼骨井端点。

鱼骨井不同分支角度的油藏最终采收率对比曲线，如图3。

图3中，长方形柱子代表鱼骨井不同分支角度的油藏最终采收率，分支角分别为15°、25°、35°和45°。

鱼骨井的分支延伸到生产井下方，与水平注水井相比，从线注状水扩大到面状注水，增大了注水面积，面状注水更利于形成底水均衡托进的注水开发模式。分支角度成15°～45°，均可控制整个底面，故开发效果相差不大。分支角度25°时开发效果最好，其次是15°。因为15°角时，分支与主干段之间的干扰效应较25°时明显。分支角度35°和45°时，相邻的注水井之间相互干扰，影响注水效果，其开发效果比分支角度15°与25°时略差。且分支角度增加，钻井技术难度和钻井成本也会相应增加，故鱼骨井合理分支角度应取15°～25°。

(3)鱼骨井合理分支数与合理分支长度研究

保持分支总长不变的情况：

根据实际油藏参数，鱼骨井分支角度和总分支长度一定，实验不同的分支数与分支长度，分别为2分支、3分支、4分支和5分支，给定注采压差10兆帕模拟开采30年。

鱼骨井不同分支数和水平井的油藏最终采收率对比曲线，如图4。

图4中，长方形柱子代表鱼骨井不同分支数和水平井的油藏最终采收率，分支数分别为2分支、3分支、4分支和5分支。

鱼骨井注水的采收率好于水平井注水，因为鱼骨井为面状注水，且注采井距小于水平井注水，生产井可以更快的将油藏中的油采出。在油藏非均质严重、注采井间存在低渗透带时，采用鱼骨井注水开发，保证开发效果。但相同分支总长情况下，分支越多，相应的钻井费用越高，故采用3分支鱼骨井注水。

保持分支数不变的情况：

鱼骨井分支角度和分支数一定，实验不同的分支长度，分别为168米、210米、280米和400米，给定注采压差10兆帕，模拟开采30年。

鱼骨井不同分支长和水平井的油藏最终采收率对比曲线，如图5。

图5中，长方形柱子代表鱼骨井不同分支长和水平井的油藏最终采收率，分支长分别为168米、210米、280米和400米。

鱼骨井注水的采收率好于水平井注水，因为鱼骨井为面状注水，且注采井距小于水平井注水，生产井可以更快的将油藏中的油采出。鱼骨井分支280米开发效果最好。因为分支长280米时，鱼骨井注水分支刚好延伸到生产井正下方，注水井可以控制整个底面；分支长168米和210米，注水井控制面积相对较小；而分支长400米时，相邻注水井的分支之间存在相互干扰，也会影响注水开发效果。故采用3分支鱼骨井注水时，分支长度280米为宜。

工业实用性：

应用本发明的技术方案，可以有效地提高油井产量和油藏采收率。

MRC技术是从井型优选到井参数优化设计，在兴隆台潜山油藏进行了成功的试验应用。以变质岩为主、穿插分布有岩浆岩的兴隆台太古界潜山油藏，埋藏深度在-2355～-4500米，含油幅度超过2000米，是被北部的高角度正断层和南部多条逆断层夹持、具有复杂内幕构造的油藏。研究中，根据岩性和油层分布特征、压力和生产特点等确定了纵向上油层的分带性，结合人工注水开发方式的考虑，提出了MRC井网在纵向上和平面上的设计。针对直井、水平井包括大斜度水平井和鱼骨井的特点，提出在油藏不同开发阶段、不同位置优选井型，以降低开发风险、适应开发方式、取得高峰产量和更长稳产时间的方法。并优选后的MRC井水平段的长度、鱼骨井的分支夹角、分支数、分支长度进行了研究。部署的76口MRC试验井，其中有33口井已经投入生产。试验投产后，油藏采油速度提高了28倍，平均的单井初期日产油量80.5吨/天，是直井产量的3.0倍，其中鱼骨井初期产量达97吨/天，是直井产量的3.6倍，钻井的费用仅增加了68％，而操作费用节省了75％。

更重要的是，兴隆台潜山勘探和油藏评价阶段一直采用直井，在丰富资料录取手段、扩大油藏认识范围、降低勘探风险等方面起到了积极作用。然而，随着对油藏认识程度的加深，对于储层厚度超过2000米、非均质性较强、裂缝以高角度缝为主的油藏，继续采用直井开发将存在下面几方面问题：

(1)井数多、钻井进尺大、投资高。考虑到直井要采用压裂投产，射孔段长度一般控制在50米以内，并且预留上返生产的余地部署直井，预计可以部署221口，是MRC井数的2.6倍，对应钻井进尺直井是MRC井的2.1倍(上层直井不钻到下层，以节约进尺)。

(2)单井控制储量低，直井平均只有14.3万吨，而MRC井平均达到60万吨。

(3)裂缝钻遇率低、采油速度低。

潜山裂缝以中高角度网状缝为主，根据理论计算，相同裂缝密度、裂缝开度、钻遇相同长度油层时，直井钻遇裂缝的条数只有MRC井的三分之一，产量也相应较低。统计试采的9口直井，平均初期日产油26.9吨/天，而且产量下降快、钻井周期长，所以油藏采油速度一直较低。而MRC井提高了裂缝钻遇率和油层厚度，原油产量高，平均初期日产油88.8吨/天。

(4)产量递减快。油藏不存在原生气顶，即使存在底水在-4500米以下，天然能量不充足，直井产油量快速递减。平均年递减率高达70.2％/年，而MRC井稳定试验生产的15口井中只有1口井出现递减，年递减率为25.4％/年，远好于直井。

使用最大油藏接触(MRC)井型开采方法及井型结构能够很好地解决上述问题。并且解决了现有技术中直井面积井网开采，纵向差异导致油层动用程度低，而且所需井数多；单层水平井开采油层，油气储量动用程度低；直井或单层水平井井网注水，水驱波及系数低的问题；提高了油藏采油速度和采收率，同时降低了开发成本。

如上述，已经清楚详细地描述了本发明提出的技术方案。尽管本发明的优选实施例详细描述并解释了本发明，但是本领域普通的技术人员可以理解，在不背离所附权利要求定义的本发明的精神和范围的情况下，可以在形式和细节中做出多种修改。