氣水組合注采井網(wǎng)結(jié)構(gòu)的制作方法
【技術(shù)領(lǐng)域】
[0001]本實(shí)用新型涉及一種適用于裂縫性油藏采油的井網(wǎng)結(jié)構(gòu)，特別是一種氣水組合注采井網(wǎng)結(jié)構(gòu)。
【背景技術(shù)】
[0002]裂縫性油藏又稱為雙重介質(zhì)油藏，是指儲層發(fā)育既有孔隙又有裂縫，儲集空間、滲流模式有別于常規(guī)油藏。孔隙介質(zhì)為主要的油氣儲集場所，裂縫系統(tǒng)為油氣運(yùn)移的主要滲流通道，由于裂縫和基質(zhì)在儲集和滲流能力上存在較大差異，再加上裂縫發(fā)育程度及其在空間上的分布存在嚴(yán)重的非均質(zhì)性，與常規(guī)油藏相比，裂縫性油藏開發(fā)具有一定的難度。
[0003]對于裂縫較為發(fā)育、縱向連通性較好的塊狀裂縫性油藏，采用傳統(tǒng)的衰竭式開采，地層能量虧空后，油井產(chǎn)量會迅速遞減，滲透性較差的基質(zhì)系統(tǒng)中殘余大量原油，彈性采收率很低。注水開發(fā)補(bǔ)充地層能量，但是地下裂縫產(chǎn)狀特征、閉合形態(tài)及發(fā)育程度缺乏定量表征，注入水易沿裂縫水竄，油井易水淹，油井見水后短時(shí)間內(nèi)進(jìn)入高含水期，雖采用多元注水方案見到一定效果，但含水上升仍較快，穩(wěn)壓控水矛盾突出，水驅(qū)采收率并不高。如果儲層為油濕或者中性潤濕，水驅(qū)將繞過基質(zhì)巖塊而只采出裂縫中的原油，水驅(qū)采收率更低。通常衰竭式和注水開發(fā)后，原油最終采收率不會超過30%，儲層中尚有大部分剩余油。
【實(shí)用新型內(nèi)容】
[0004]針對現(xiàn)有技術(shù)中裂縫性油藏原油的采收率較低的問題，本實(shí)用新型提出了一種氣水組合注采井網(wǎng)結(jié)構(gòu)，能夠避免注入水利用率低帶來的原油殘留的問題，在采油過程中增油降水，提尚油減的最終米收率。
[0005]本實(shí)用新型解決其技術(shù)問題所采用的技術(shù)方案是:一種氣水組合注采井網(wǎng)結(jié)構(gòu)，為反七點(diǎn)井網(wǎng)結(jié)構(gòu)，所述反七點(diǎn)井網(wǎng)結(jié)構(gòu)的中部設(shè)置有注氣井和注水井，所述反七點(diǎn)井網(wǎng)結(jié)構(gòu)的周圍設(shè)置有六口采油井。
[0006]注氣井的上部含有上注氣射孔段;注水井的下部含有下注水射孔段;所述采油井的中部含有中采油射孔段。
[0007]注氣井的上注氣射孔段位于油層的上方;注水井的下注水射孔段位于所述油層的下方;所述采油井的該中采油射孔段位于所述油層。
[0008]上注氣射孔段的射開厚度小于或等于所述油層的厚度的三分之一，下注水射孔段的射開厚度小于或等于所述油層的厚度的三分之一，所述中采油射孔段的射開厚度小于或等于所述油層的厚度的三分之一。
[0009]所述六口采油井包括沿周向依次設(shè)置的第一采油井、第二采油井、第三采油井、第四采油井、第五采油井和第六采油井，第四采油井、注氣井、注水井和第二采油井位于同一直線上，第一采油井和第三采油井位于所述直線的一側(cè)，第五采油井和第六采油井位于所述直線的另一側(cè)。
[0010]注水井與第二采油井、第三采油井和第六采油井之間的距離均為200m至300m。
[0011]注水井與第二采油井、第三采油井和第六采油井之間的距離均為250m。
[0012]注氣井與第一采油井、第四采油井和第五采油井之間的距離均為200m至300m。
[0013]注氣井與第一采油井、第四采油井和第五采油井之間的距離均為250m。
[0014]所述六口采油井呈六邊形排布，每口所述采油井相應(yīng)的位于該六邊形的一個(gè)角，相鄰的兩口該采油井之間的距離為200m至300m，注氣井和注水井之間的距離為150m至300m，注氣井、注水井和所述采油井均為直井。
[0015]本實(shí)用新型的有益效果是:在原注水開采的基礎(chǔ)上，采用注氣與注水相結(jié)合，從而彌補(bǔ)注水開發(fā)的不足，增油降水，提高油藏的最終采收率。
【附圖說明】
[0016]圖1是本實(shí)用新型的氣水組合注采井網(wǎng)結(jié)構(gòu)的結(jié)構(gòu)示意圖；
[0017]圖2是圖1沿A-A線的剖切圖；
[0018]圖3是本實(shí)用新型的氣水組合注采井網(wǎng)結(jié)構(gòu)與現(xiàn)有技術(shù)的直平組合注水井網(wǎng)結(jié)構(gòu)的采出程度對比圖。
[0019]附圖標(biāo)記說明:
[0020]1、注氣井，11、上注氣射孔段，2、注水井，21、下注水射孔段，31、第一采油井，311、中米油射孔段，32、第二米油井，321、中米油射孔段，33、第二米油井，34、第四米油井，35、第五采油井，36、第六采油井。
【具體實(shí)施方式】
[0021]為了對本實(shí)用新型的技術(shù)特征、目的和效果有更加清楚的理解，現(xiàn)對照【附圖說明】本實(shí)用新型的【具體實(shí)施方式】。
[0022]如圖1所示，本實(shí)用新型提出了一種氣水組合注采井網(wǎng)結(jié)構(gòu)，所述氣水組合注采井網(wǎng)結(jié)構(gòu)為反七點(diǎn)井網(wǎng)結(jié)構(gòu)，所述反七點(diǎn)井網(wǎng)結(jié)構(gòu)的中部設(shè)置有注氣井I和注水井2，所述反七點(diǎn)井網(wǎng)結(jié)構(gòu)的周圍設(shè)置有六口采油井。
[0023]傳統(tǒng)的開采方式是采用注水開采，由于注入水易裂縫水竄，水淹油井，使注入水利用率低，主體部位基質(zhì)中剩余油仍難以動用。因此傳統(tǒng)的開采方式的衰竭式開采，在滲透性差的基質(zhì)巖塊中會殘余大量的原油。尤其對于厚層塊狀裂縫性油藏，注水開發(fā)不僅面臨高含水的問題，吸水剖面差異程度較大，縱向上水驅(qū)動用程度也嚴(yán)重不均。
[0024]本實(shí)用新型的氣水組合注采井網(wǎng)結(jié)構(gòu)適用于塊狀或厚層狀裂縫性稀油油藏，能有效解決常規(guī)開發(fā)方式所面臨的技術(shù)瓶頸。所述氣水組合注采井網(wǎng)結(jié)構(gòu)，在原注水開采的基礎(chǔ)上，采用注氣與注水相結(jié)合，由于注入氣運(yùn)移路徑與水驅(qū)存在差異，通過分子間擴(kuò)散作用能夠進(jìn)入水波及不到的微裂縫、微孔隙，動用水驅(qū)未波及到的剩余油，從而彌補(bǔ)注水開發(fā)的不足。而且，油氣間界面張力遠(yuǎn)小于油水間的界面張力，油氣密度差又大于油水密度差，因而注氣后也可以減小毛管力的作用，能夠在一定程度上抑制水的流動，增油降水效果明顯；室內(nèi)試驗(yàn)研究也表明，裂縫性油藏因裂縫與基質(zhì)滲透率差異較大，注水開發(fā)基質(zhì)采出程度僅為14.8%，驅(qū)油效率只有24.68%。采用注氣開發(fā)可大大提高基質(zhì)原油采出程度，相對于水驅(qū)提高43.64% ,驅(qū)油效率可達(dá)63.43%。本實(shí)用新型中注入的氣體選用惰性氣體中的氮?dú)庾鳛樽⑷虢橘|(zhì)，進(jìn)行注氣驅(qū)油控水。另外，注氣注水同步立體注入維持或提高了油藏壓力，能有效解決裂縫性油藏注水開發(fā)高含水后穩(wěn)壓控水間的矛盾，提高油藏的最終采收率。
[0025]在一個(gè)優(yōu)選的實(shí)施方式中，注氣井I的上部含有上注氣射孔段11;注水井2的下部含有下注水射孔段21;所述采油井的中部含有中采油射孔段。由此可知，所述氣水組合注采井網(wǎng)結(jié)構(gòu)在原有井網(wǎng)的基礎(chǔ)上，能夠利用原有注水井2進(jìn)行注水，水淹直井轉(zhuǎn)注氣井I進(jìn)行注氣，所述采油井進(jìn)行中部采油，貫徹經(jīng)濟(jì)高效油田開發(fā)的理念，合理利用現(xiàn)有資源優(yōu)化注采井別，構(gòu)建了所述氣水組合注采井網(wǎng)結(jié)構(gòu)，節(jié)約鉆井投資，并帶來了經(jīng)濟(jì)