一种底水油气藏水平井增产控水方法与流程

本发明涉及底水油气藏水平井控水提高采收率领域。

背景技术：

传统的油气开采技术对于井筒内的压力剖面控制欠缺灵活性且控制能力差。水平井控水技术对于底水油气藏的开发还存在较大缺点和不足：1）水平井跟部与趾部压力剖面分布不均衡，使得地层压力与井筒跟部趾部压差不同，造成底水脊进而影响产能甚至直接停产弃井；2）对于气藏，流动阻力小，变密度筛管及icd、aicd等油藏控水技术无法有效应用与底水气藏，效果微弱；3）油藏-井筒耦合流动后，流体流态进一步发生变化，单一管路无法采取更多有效措施保证流态得以有效控制，造成油气藏底水脊进，严重影响产能。4）中心管控水技术只平衡了一段压力剖面，灵活性欠缺，覆盖水平段范围小，精细程度不高。5）后期堵水需要下入专门的堵水工艺，成本、风险再次加大。

技术实现要素：

为了解决背景技术中所提到的技术问题，本发明提供了一种底水油气藏水平井增产控水方法，该方法用环通井底平衡整个水平段管内压力动态开采剖面，既能够先期源头控水也能后期水侵堵水疏水，能够大大提高水平井开发速度及油气田整体开发效益，为解决底水油气藏底水脊进问题提供了重要契机。

本发明的技术方案是：该种底水油气藏水平井增产控水方法，包括以下步骤：

第一步：建立x底水气田y井水平井沿程渗透率轴向分布图；

第二步：根据主基管跟部井底控制水平生产段长度不大于150m、人造井底控制主基管水平段不大于30m的原则，结合第一步所建立的水平井沿程渗透率轴向分布图中所显示的横轴距离值，利用公式（1）计算人造井底个数，

公式（1），其中m是人造井底个数，l是水平井水平段长度，

由公式n=m+1将水平井的距跟部150m后的主基管划分为个n个生产段，每个人造井底在主基管上的布置位置在其控制生产段的1/2处；

第三步：在地面按“每5米1个”的原则将若干支撑滑套卡件沿轴向安装在距跟部150m后的主基管上，然后将第一、第二、……、第m根环通管分别卡入支撑滑套卡的对应卡槽内，其中，需要同时安装人造井底的支撑滑套卡件上额外带有通孔；

第四步，根据第二步确定的人造井底个数和安装位置，将带通孔的支撑滑套卡件固定在主基管上的对应安装位置，并在主基管对应安装位置处以及一根环通管的对应位置处打孔，同时将带有通孔的支撑滑套卡件安装到此处，使支撑滑套卡件上的通孔与环通管打孔处以及基管打孔处同时相通，从而形成与一根环通管相连通的人造井底，靠螺栓紧固；

第五步，重复第四步，在主基管上分别形成m根环通管的人造井底；

第六步，根据第二步所确定的生产段的个数，在距跟部150m后的主基管内各个生产段的控制距离分界处分别安装封隔短接；

第七步，将第六步已经连接好全部环通管的主基管套入外部筛管中；每根环通管以及对应该环通管的人造井底和主基管上的生产段形成一个通路，在井口对每个通路安装井口控制阀门；

第八步：已知单井日要求生产总量q总，按照如下方式进行控水设计，

①利用公式2，将全水平井划分为d个产液均等的生产段，其中符号d是均等产液量生产段数，符号l跟部是跟部井底控制水平井生产段长度，单位为m；符号lj（j=1,2…m）是单个人造井底控制水平井生产段长度，单位为m，m是人造井底个数；

公式（2）

利用公式3,计算出对应每根环通管的人造井底要求的日生产量（j=1,2…m）；其中，符号是单个人造井底控制水平生产段长度日需生产量，d为前述步骤①求得的生产段的数量；

公式（3）

③利用公式（4）计算出水平井跟部井底要求日生产量。符号是水平井跟部井底控制生产长度日需生产量；

（j=1,2…m）公式（4）

④利用公式（5），计算每一个井口阀门所需设置的井口设置压力值pi；其中符号qi（i=跟部，1,2…m）是各级井底控制生产段日需生产量，通过前述第和第③步求得；符号ki是li（i=跟部，1,2…m）分别控制的生产段沿程对应储层的渗透率；符号li（i=跟部，1,2…m）是各级井底分别对应的控制生产段长度；符号pe是底水储层压力；符号pi（i=跟部，1,2…m）是井口设置压力；是流体粘度；是压缩因子；是井筒半径；储层厚度h；为避水高度；

公式（5）

第九步，对每个通路的井口控制阀门通过限制流量的方式进行调节，分别将每个通路的井口生产压力对应调节至通过第九步计算所获得的压力值pi（i=跟部，1,2…m），从而迫使全水平井各生产段产液剖面均等，完成前期控水；

第十步：在生产过程中，对应任一通路的井口控制阀门处见水后，通过关闭该通路的井口控制阀门以实现对该井底控制段的及时关闭，形成局部堵水，从而实现后期控水。

本发明具有如下有益效果：

本发明的目的是提供一种有效解决油气从油藏到水平井井筒耦合流动过程中，水平井跟部与趾端压力剖面分布不均衡，或油藏非均质性导致底水单点（单区域）或者多点（多区域）优先锥进问题的技术方法。本方法特别适用于平面非均质储层。

与现有技术相比，本发明具有如下优点：应用本发明可以大幅度改善水平井开采过程中跟部与趾端压力剖面分布不均如图7，达到均衡产业剖面，提升采油采气速度与整体油气田开发效益；尤其适用于非均质储层底水油气藏水平井开发，可对平面高、中、低渗透层进行分级逐段控制生产，如实例步骤一中对图6水平井沿程非均质水平段实现分段开采；开发动态过程中可以随时调控底水前缘形态，且可对见水段进行随时封堵，提升采油采气效率，现有技术未有此效果；开发过程受开采速度或生产压差约束大幅度减小，特别适用于海上及高风险底水油气藏且尤其对于气藏，能够在不影响产能的前提下，提高采油采气速度，缩短经济回报周期减小不可预见风险带来的经济损失，完全优于现有技术；具有先期油气藏控水与后期近井筒端堵水两重效果。

本发明通过环通井底分级分段开采油气藏，使开采油气过程控制底水方式更有效化、多样化，改变传统生产过程中水平井井筒内趾跟压力剖面分布不均状况，进而迫使底水前缘均匀稳定的向水平井井底推进，最终完成底水油气藏的高效开发。而控制压力剖面分布方法是利用环通管设置多级井底并将环通管道作为主要生产序列使用，其中主管道与环通管道分别控制其对应的最佳生产长度。

综上所述，本发明能够预防水平井跟部或高渗带底水脊进，提高生产效率、降低开采风险。同时，环通人工井底加入生产序列后也可分别控制基管各段的生产速度与生产顺序，也可在生产过程中随时调控底水前缘形态，特别的，该方法具有找水功能，且能对已见水段进行及时的封堵或疏通，等同于备添了一种可随时开关的acp（环向化学封隔器）堵水技术。

附图说明：

图1是应用本发明时利用井下装置进行水平井井下分采控水的安装方式示意图。

图2展示的是应用本发明时利用的井下装置组装为一体后的三维结构示意图。

图3展示的是应用本发明时利用的井下装置进行水平井井下分采控水时的无人造井底段的安装方式示意图。

图4展示的是应用本发明时利用的井下装置进行水平井井下分采控水时的带人造井底段的安装方式示意图。

图5展示的是应用本发明时利用的井下装置中一根环通管卡入支撑滑套卡后的结构示意图。

图6展示的是应用本发明时利用的井下装置中在支撑滑套卡和环通管卡开孔用于连接人造井底的安装方式示意图。

图7展示的是应用本发明时利用的井下装置中用于延长环通管长度而设置的单元对接结构示意图。

图8是应用本发明时y井井筒沿程渗透率分布图例。

图9是应用本发明时y井井筒压力剖面图例。

图中1-水平井水平段基管，2-第一环通管，3-第二环通管，4-第三环通管,5-第四环通管，6-第五环通管，7-第六环通管，8-支撑滑套卡件，9-人造井底，10-封隔短接，11-外部筛管，12-常规水平井生产压力剖面，13-中心管生产压力剖面，14-环通管生产压力剖面，15-螺栓，16-环通管对接单元，17-第一连接销钉，18-第二连接销钉。

具体实施方式：

本发明所述方法的实施需要依赖特殊的井下装置来完成，下面结合附图先对该井下装置作出说明。

由图1至图7所示，该种井下装置，包括水平井水平段基管1和筛管11，其独特之处在于：

所述装置还包括至少两个支撑滑套卡件8、至少两根环通管以及至少两个封隔短接10，封隔短接10能够对基管内壁实现完全密封。如图2示，环通管为6根。

其中，所述支撑滑套卡件上，沿外圆周开有若干用于插入所述环通管的槽，所述槽的截面形状与所述环通管的截面形状相配合以实现所述环通管能够卡紧在槽内。

所述环通管为直管状；所述环通管沿水平井的基管形状延伸至井口，在井口处安装有对应每根环通管的控制阀门。

所述支撑滑套卡件套在所述水平井水平段基管的外壁上且位于所述筛管之内，所述支撑滑套卡件与所述水平井水平段基管之间为固定连接，相对无转动或滑动；

所述封隔短接位于所述水平井水平段基管内，两个封隔短接之间形成一个独立区间；在对应所述独立区间的水平井水平段基管的管壁上开有连接口，连接有人造井底。人造井底可以为两端具有连接端的扁平圆筒状结构，所述人造井底依次贯穿所在位置处的水平井水平段基管的管壁、支撑滑套卡件和环通管，并与三者紧密固定，用于实现环通管与所述独立区间之间的连通。环通管环绕贴附于主基管外壁，介于外部筛管与主基管环空之间，其控制人造井底数量根据水平井长度与生产要求介于2-12个之间，环通管依靠支撑滑套卡凹槽固定，支撑滑套卡支撑着外部筛管与基管环形空间。

本发明具体实施时，可以按照以下步骤进行：

第一步：如图8所示，建立x底水气田y井水平井沿程渗透率轴向分布图。

第二步：根据主基管跟部井底控制水平生产段长度不大于150m、人造井底控制基管水平段不大于30m原则，结合步骤一水平井沿程渗透率轴向分布数据，利用公式计算人造井底个数m，每个人造井底布置位置在其控制生产段的1/2处，同时由公式n=m+1将水平井划分为个n个生产段。

第三步：在地面安装环空多通路单根，如图3所示，按“1个/5m”原则将支撑滑套卡安装在基管上，然后将环通管卡在支撑滑套卡上，套入外部筛管完成多通路单根。

第四步：在地面安装带有人造井底的环空多通路单根如图4所示，根据步骤一、二原则确定人造井底与带通孔的支撑滑套卡件在基管上的安装位置，并在基管该位置处打孔，将带有通孔的支撑滑套卡件安装到此处，支撑滑套卡件的通孔与基管打孔处相通，可以直接形成人造井底，也可以外加两端具有连接端的扁平圆筒状人造井底，靠螺栓固定并始终保持与基管相通，重复第三步，完成m个带人造井底的环通多通路单根。然后根据第二步确定的原则，在基管内的井底控制距离分界处安装若干个封隔短接。

第五步：环通管单元件间对接是通过销钉快速锁定，基管通过常规丝扣对接，单根在井口对接下入钻眼，接单根完毕后在井口对每个通路安装井口控制阀门。

第六步：先期控水时利用气井水平井产能公式与单井要求日产量、跟部井底控制段生产量与人造井底控制段生产量关系，均分产液段数+m，以及生产段渗透率数据求得各生产端的生产量，求基管井口设置生产压力，利用步骤一水平段渗透率分布数据与公式，计算各生产段等产量条件下的环通管井口设置压力值，然后将每个环通井口调至计算得到的生产压力值，通过井口阀门调整各水平生产段内的压力剖面使其均分，实现水平井全水平段均匀产液，完成前期控水；

第七步：后期控水时当生产过程中任意井口见水后，可通过井口阀门对该井底控制段进行及时关闭，形成局部堵水。下面结合实施例及附图对本发明做进一步的描述：

实施例1：

x底水气田基本数据：气水界面压力20mpa，储层厚度40m，y水平井井筒半径0.05m，气体压缩因子0.95，气体粘度0.005mpa·s，避水高度35m，水平段沿程储层渗透率分布如图6所示。

1、根据y井实钻井眼轨迹及测井数据得到水平井沿程渗透率分情况，见图8；

2、根据水平井总长l，公式计算人造井底个数m，实例中水平井总长为300m，则m=5，n=m+1，共6个生产段；根据主基管跟部井底控制水平生产段长度不大于150m原则，将实例图8平井沿程渗透率分布进行分段，前150m划为a生产段；根据步骤二每个人造井底控制最大距离30m原则，将水平井150m-180m划为b生产段，b段165m处安装一个人工井底；根据步骤二每个人造井底控制最大距离30m原则，将水平井180m-210m划分为c生产段，c段195m处安装一个人工井底按；以此类推划分d、e、f生产段，人造井底位置分别布置在水平段沿程225m、255m、285m处；

3、在地面安装环空多通路单根，按1个/5m原则将支撑滑套卡安装在基管上，然后将环通管卡在支撑滑套卡上，进而套入外部筛管形成多通路单根。

4、地面安装带有人造井底单根，结合图8y井实例数据，将带有人造井底的滑套卡安装到上述步骤计算结果预设位置，分别为水平井沿程165m、195m、225m、255m、285m处，人造井底与环通管靠螺栓固定并保持与基管相通，重复第三步骤，形成带人造井底的多通路单根，并在各井底控制段两两交界处，实例中为150m、180m、210m、240m、270m处安装密封短接；

5、环通管单元件间对接，通过销钉快速锁定，基管通过常规丝扣对接，单根在井口对接下入钻眼后，在井口对各管路安装常规井口阀门，形成多井底排液分别控制生产段压力剖面的预备生产状态；

6、实例y井边界能量，跟部井底控制长度150m，为跟部井底控制生产段渗透率值，通过水平井沿程渗透率图6可查100md，流体粘度，压缩因子，井筒半径，储层厚度h=40m，水平井避水高度35m均已知，y井需求日产量万方/天，用其比上步骤六中求得的产液量均分段数d，可得到等量各生产段日需求生产量万方/天，进而由万方/天，全部化为国际单位后代入水平井产能公式可求得基管井口设置压力值，即生产压差为1.0mpa；利用水平段渗透率分布数据图6，可查到跟部井底控制的生产段对应渗透率、长度以及各人造井底控制段对应平均渗透率，，，，与，代入公式得到对应井口设置的底水控锥生产压力值分别为，19.68mpa、19.59mpa、19.02mpa、19.5mpa、19.50mpa，设置后开始生产；

7、生产过程中时刻观察并记录各井口出水情况，当携液率高于0.9后关闭该井口阀门，完成单段堵水。

8、按上述步骤对y井进行现场试验证明：通过使用本发明多井底增产控锥采气方法y井生产效果良好，整体水平井井筒压力剖面分布为波浪状如图9示，达到控锥目的，初期日产气120万方/天，稳产后60-80万方/天，投产五年同区块常规定向井携液比达0.6、常规水平井携液比达0.41、多井底分采井携液比仅0.16；产量高于临井67%，有效期显著性增长。