編譯:劉鵬飛 (中國石油大學石油工程教育部重點實驗室)

審校:耿站立 (中海油研究中心)

阿曼Daleel油田Shuaiba碳酸鹽巖油藏水平井注水:從試驗區(qū)的實績到開發(fā)階段

編譯:劉鵬飛 (中國石油大學石油工程教育部重點實驗室)

審校:耿站立 (中海油研究中心)

Daleel碳氫化合物油田位于阿曼北部的第5合同區(qū)塊。以天然能量開發(fā)該油田Shuaiba碳酸鹽巖油藏長達10余年,最初是直井生產(chǎn)后來改為水平井生產(chǎn)。由于該油田地下能量的高耗竭及對其二次開發(fā)的需要,在研究了各種方案后,水平井注水成為最佳方案。為了評價水平井注水方案,選定油藏某些區(qū)域進行了一些試驗并密切監(jiān)測新老井的表現(xiàn)。由于試驗很成功,Daleel油田進入了其兩大生產(chǎn)區(qū)塊水平井注水二次開發(fā)的歷史新時期,以期獲得最高的采收率。除此之外,利用從試驗區(qū)獲得的測試和水平井注水經(jīng)驗可以給Daleel油田其他區(qū)塊和世界范圍內(nèi)的類似油田提供有價值的參考。

碳酸鹽巖油藏 水平井注水注水效果 阿曼油田

1 簡介

Daleel油田位于阿曼Sultanate地區(qū)的西北部,發(fā)現(xiàn)于1984年,1990年投入生產(chǎn)。Shuaiba碳酸鹽巖構造是其主要的目的層,該層相對均質(zhì)并且屬于結構圈閉和地層圈閉的混合體。該油藏總面積60 km2,是一個具有低幅度背斜的孤立斷層區(qū)塊,其背斜從東北方向到西南方向拉伸較長,而從西北方向到東南方向呈巖性尖滅狀。儲層孔隙度為15%～35%,相對滲透率為4～20 mD。雖然在一些直井FMI/FMS測井中發(fā)現(xiàn)了裂縫,但沒有發(fā)現(xiàn)對提高產(chǎn)能有什么影響。油藏原油屬于未飽和輕質(zhì)原油 (38 API),油柱厚度為3～10 m。按照目前的流體 PVT報告,其泡點壓力可能為1 670 psi(1 psi=6.895 kPa)或2 370 psi,初始壓力處于2 500～2 607 psi。從地面到油藏的垂直距離為1 500～1 610 m。

以垂直井天然能量開采方式的工業(yè)生產(chǎn)始于1990年。自1994年起,生產(chǎn)井中引入了水平井,且水平井日產(chǎn)量超過3 000 bbl(1 bbl=0.159 m3)。經(jīng)過12年的衰竭式開采,在能量消耗最嚴重的地區(qū)壓力從2 500 psi降到約900 psi。2002年7月Daleel Petroleum LLC從Japex Oman接手了Daleel油田。為了更進一步提高原油采收率,在進行詳細的油田開發(fā)論證后,引入了水平井注水技術。主要的注水區(qū)域為Daleel油田的孤立斷塊B和C。

2 水平井注水技術在阿曼油田的應用

在阿曼油田,自20世紀90年代以來水平井注水技術已成功應用于許多能量衰竭的油田。自從引入水平井注水技術后,平均采收率提高到了35%～40%,比最初的采收率高了15%～20%。

阿曼Saih Rawl油田在PDO合同區(qū)塊的性質(zhì)與Daleel油田的相似,2個油田都是將有弱底水供給的Shuaiba碳酸鹽巖油藏作為生產(chǎn)層,因而,在油藏某些方面兩個油田是相似的,但水平井開發(fā)方案卻不同。

Saih Rawl油田Shuaiba油藏是沒有裂縫和大斷層的低幅度背斜結構,該構造具有良好的均質(zhì)性。儲層厚度大約為60 m,平均滲透率為2 mD,原油為輕質(zhì)油 (40 API)且最大的油柱高度為35 m。

油藏早期以直井開發(fā)為主,弱底水供給不能保證其產(chǎn)量穩(wěn)定。1993年起引入水平井生產(chǎn)井,且用水平井注水提供壓力支持。自1996年引入雙側(cè)向水平井生產(chǎn)后,日產(chǎn)油量在水平井注水條件下達到了2×104bbl。后來,采用多分支注采井生產(chǎn)后,日產(chǎn)量驟升到6×104bbl。

當前Saih Rawl Shuaiba油藏的原始地質(zhì)儲量為740×106bbl,其中可采儲量達到240×106bbl,按此計算預計會有33%的采收率。

3 Daleel油田的井網(wǎng)布局和水平井注水歷史

按照50～70 m的斷距,Daleel油田被主要斷層劃分為 6個小區(qū)塊:A、B、C、D、E和 F區(qū)塊。各區(qū)塊的平均枯竭采收率約為11%。為了提高原油采收率,在研究了各種方案后,引入了水平井注水技術。

通過對每個區(qū)塊水平注水開發(fā)的特點和可行性論證,選擇B區(qū)塊和C區(qū)塊作為最適合的水平井注水開發(fā)試驗對象。

B區(qū)塊和C區(qū)塊位于Daleel油田的東北部,其目的層是上Shuaiba碳酸鹽巖油藏。該油藏相對比較均質(zhì),是該油田最好的儲層,平均孔隙度為30%,平均滲透率為18 mD。最好地帶的平均油柱高度約為20 m。原始壓力為2 500 psi,目前平均地層壓力為900 psi。由于地層能量嚴重枯竭,大多數(shù)垂直生產(chǎn)井的氣油比超過了4 000 scf/bbl(1 scf/bbl=0.178 m3/m3),而日采油量下降到低于100 bbl。所以,二次開發(fā)油田任務非常必要且刻不容緩。后經(jīng)研究得出,水平井注水開發(fā)是提高采收率和采油速度的可靠方法。

根據(jù) R.V.Westermark和 Popa的研究成果,水平井注采井網(wǎng)按照趾跟相對 (TTH)的排列方式可以提高井間驅(qū)替效果?；诖搜芯?Daleel油田選擇了TTH的井網(wǎng)排列方式。該排列方式的其他參考如下:

◇水平井的布置應按照平行于主要的天然裂縫和斷層方向來鉆;

◇水平生產(chǎn)井應置于靠近原油飽和度最高的油藏頂部區(qū)域;

◇水平注水井應置于剖面以下的某個區(qū)域,該區(qū)域應具有最低約28%的孔隙度,使注水井具有較好的注入能力;

◇井間距約為100 m;

◇水平分支段平均長度約為1 200 m;

2002年底,Daleel油田開始以生產(chǎn)井轉(zhuǎn)換成的注水井DL-14進行注水,平均日注水量約為2 800 bbl。注水1年后,在2004年4月由于自噴能量的不足和生產(chǎn)氣油比的持續(xù)下降,DL-23井停止了排液。此外,通過測井測試發(fā)現(xiàn)注入水淹沒了DL-70試驗生產(chǎn)井的部分水平分支段。因此2004年2月,DL-14井被迫關閉。

2004年2月,B區(qū)塊的DL-61H注水井開始了Daleel油田的第一個水平井注水試驗。到目前為止,B區(qū)塊和C區(qū)塊總共有6個水平井注水試驗組 (圖1)。除了DL-76H是雙分支水平井外,其他所有試驗井都只是單分支水平井。

圖1 B和C區(qū)塊注水井網(wǎng)圖

目前有11口水平注水井,日注水量超過3.5×104bbl。DL-61H、DL-106H、DL-113H、DL-114H這4口注水井是真空泵注水,其他7口注水井通過水平增壓泵注水。每口井的平均注水量約為3 200 bbl/d。B區(qū)塊和C區(qū)塊到2007年2月的累積注水量約為14.9×106bbl,累積注水量與累積孔隙體積之比為0.11。

4 對生產(chǎn)井的影響

由于B區(qū)塊能量消耗高且具有相對較好的地層特性和可觀的可采儲量,第一批3口注水試驗井都選擇在B區(qū)塊。注水效果初現(xiàn)于2005年10月,直到2006年5月,3口試驗井才都開始呈現(xiàn)出了顯著的注水見效性。

C區(qū)塊2005年底開始注水。自2006年5月,4號和5號實驗區(qū)都有了些注水效果的反應,由于注水時間短,6號實驗區(qū)還沒有反映出注水見效性。

4.1 1號試驗區(qū)

該試驗區(qū)位于B區(qū)塊能量最枯竭的地區(qū),其包括以TTH方向排列的2口單分支生產(chǎn)井 (DL-60H和DL-70H)和2口單分支注水井 (DL-61H和DL-106H)(圖2)。后來在該實驗區(qū)周圍增加了其他2口單分支生產(chǎn)井 (DL-115H和DL-116H)和單分支注水井 (DL-113H和DL-114H)。在1號實驗區(qū)開鉆前,井DL-14已經(jīng)往該地層注入了0.757×106bbl的水。

2004年2月,DL-61H井開始以平均注入量為5 000 bbl/d的速度注水。但后來不久由于受效油井沒有自噴且等待安裝 ESP的原因,為防止過度驅(qū)油停止了注水,直到2005年6月才恢復注水。10個月后,該井恢復注水,注水量為4 500 bbl/d。DL-61H井的PL T測試結果顯示井的前半部水平段剖面注入比較均勻。由于受PL T工具的限制,無法更深入的測試,不能測試后半水平段。其他注水井如DL-106H、DL-113H和DL-114H分別在2006年4月、9月和10月開始以平均日注水量4 000 bbl的速度注水。

首先指定HTTP服務器及相應端口，通過URL訪問到采集頁面，根據(jù)采集項選擇采集表；然后用戶錄入各項數(shù)據(jù)并通過網(wǎng)絡發(fā)送到服務器端，服務器端再將客戶端POST的數(shù)據(jù)通過數(shù)據(jù)庫驅(qū)動接口保存至數(shù)據(jù)庫中。

現(xiàn)在所有的水平生產(chǎn)井 (DL-60H、DL-70H,、DL-115H和DL-116H)都通過 ESP生產(chǎn)。平均日采油量穩(wěn)定在約600 bbl,含水率為20%。為了尋找產(chǎn)出水的源地,2006年1月注入示蹤劑,慶幸的是仍沒有發(fā)現(xiàn)早期水竄。

一些1號試驗區(qū)周圍的垂直生產(chǎn)井表現(xiàn)出良好的注水開發(fā)效果,如DL-23井和DL-16井。2004年9月由于氣油比的急劇下降導致DL-23井停止了自噴生產(chǎn)。靜壓測試數(shù)據(jù)也反映出注水早期附近油層壓力逐漸上升。此外,DL-16井產(chǎn)能的增加也有力地說明了注水開發(fā)的見效。

4.2 2號實驗區(qū)

該實驗區(qū)包含1口雙分支生產(chǎn)井 (DL-76H)和1口單分支注水井 (DL-80H)。后來在該實驗區(qū)增加了2口單分支注水井 (DL-95H和DL-109H)和 2口單分支生產(chǎn)井 (DL-93H和 DL-107H)。DL-80H、DL-93H和DL-107H分別于2005年3月、2005年8月和2006年6月開始注水,且平均日注水量保持在3 000 bbl。第一個注水見效井是距水平注水井DL-80H約50 m遠的DL-50井。從DL-50的井口壓力顯示數(shù)據(jù)可判斷出其與注水井DL-80H間的密切關聯(lián)性,說明了這2口井之間地下有高滲層帶相連通。

從2005年10月起,雙分支生產(chǎn)井DL-76H便有良好的注水見效性。2006年5月,當氣油比下降至低于400 scf/bbl時DL-76H井停止了自噴,但后來通過安裝 ESP后又恢復到了日產(chǎn)油量900 bbl,含水4%。DL-95H井同樣出現(xiàn)了氣油比急劇下降的現(xiàn)象。該井在2006年12月停止生產(chǎn)后,在2006年2月通過應用 ESP恢復到日產(chǎn)油量700 bbl。

除以上之外,距DL-93H井約50 m遠的垂直生產(chǎn)井DL-2的產(chǎn)能得到明顯提高。該井日產(chǎn)量從130 bbl增加到400 bbl以上,而氣油比從2 500 scf/bbl降到500 scf/bbl以下。此外,靜壓測試數(shù)據(jù)顯示,自注水以后該地區(qū)的地層壓力逐步上升。但后來由于氣油比的連續(xù)下滑,該井也停止了自噴生產(chǎn)。

4.3 3號實驗區(qū)

該區(qū)包含2口單支生產(chǎn)井 (DL-89H和DL-91H)和1口單分支注水井 (DL-87H)。DL-87H井以平均日注水量2 000 bbl的速度注水。該油藏相對低的垂直位置和低滲透率導致了較差的注入能力。

自2005年 10月相鄰直井DL-12、DL-15和DL-28表現(xiàn)出較好的注水見效性。2006年3月,由于井口壓力低,DL-89H井停止了自噴生產(chǎn)。隨后DL-91H井在2006年5月也停止了自噴。安裝ESP后,2口井都以約400 bbl/d產(chǎn)量生產(chǎn)。然而,井DL-89H在安裝ESP后,2006年10月含水率達到了約45%。往DL-87H井內(nèi)注入了示蹤劑以檢查該井是否有早期水竄現(xiàn)象。

4.4 4號實驗區(qū)

該區(qū)包含1口單分支注水井 (DL-86H)和2口單分支生產(chǎn)井 (DL-88H和DL-90H)。DL-86H井在2006年2月以日注水量2 000 bbl注水。DL-90H井在2006年10月安裝 ESP后含水率達到40%以上,日產(chǎn)量為400 bbl。此外,自2007年1月起,DL-88H井的含水率降到約15%。示蹤劑測試顯示:1周內(nèi)水便從DL-86H井竄到DL-90H井。

4.5 5號實驗區(qū)

該區(qū)包含1口單分支注水井 (DL-98H)和1口單分支生產(chǎn)井 (DL-96H)和1口雙支生產(chǎn)井(DL-74H)。DL-98H井在 2005年 12月以2 000 bbl/d的注水量開始注水。

注水半年后,2006年6月DL-74H井表現(xiàn)出良好的注水見效性。2006年10月安裝ESP后,有了700 bbl/d的采油潛能,含水率為4%。

根據(jù)以上的分析可得到這樣的判斷:雖然有些區(qū)域早期出現(xiàn)了水竄,但可以肯定的是B區(qū)塊和C區(qū)塊的注水試驗塊還是得益于水平井注水驅(qū)替。此外,還可以得出這樣一個重要的結論:迫切需要人工舉升來扭轉(zhuǎn)持續(xù)下降的氣油比趨勢和恢復油井的產(chǎn)能。

5 人工舉升

隨著注水技術的進步,人工舉升工藝將會得到更多的應用。這是因為受注入水的影響,井內(nèi)氣油比連續(xù)下降,因此,缺乏足夠的儲層產(chǎn)出氣來把油舉升到地面,自噴油井不能保持穩(wěn)產(chǎn)。

當前,用于試驗生產(chǎn)井的主要人工舉升措施是ESP。第一次的 ESP測試于2005年6月安裝在DL-60H井上。在安裝ESP后,DL-60H井的最初采油量超過800 bbl/d,而且接下來1年的產(chǎn)能穩(wěn)定在約700 bbl/d?，F(xiàn)在隨著進一步的注水,產(chǎn)油量表現(xiàn)出明顯的增長趨勢,含水率連續(xù)2年穩(wěn)定在20%左右。

后來在2006年1月和6月,DL-70H井和DL-76H井上分別安裝了ESP。其初始產(chǎn)能類似于DL-60H井。這些成功實例會使以后在更多的水平井采油井上安裝ESP。

除ESP外,其他人工舉升工藝方法也在敲定,以進入實施計劃。這些方法包括螺桿泵和梁式泵。它們將用來優(yōu)化注水區(qū)域的生產(chǎn)動態(tài)。

6 示蹤測試

早在2006年就實施示蹤測試 (使用化學方法)以評價B區(qū)塊注水試驗。當檢測到水竄時示蹤測試得到的信息可用來優(yōu)化注水速度,還可以與水運移和水竄時間的模擬結果做定性對比。

在B區(qū)塊,只在DL-89H井中發(fā)現(xiàn)了示蹤劑,這說明在DL-87H井到DL-89H井之間存在著水竄。也證實了在DL-89H井的開鉆期間發(fā)現(xiàn)的微觀裂縫的存在。

C區(qū)塊中,DL-90H屬于高含水率井。DL-86H井的注水數(shù)據(jù)表明儲層可能被注入壓力壓裂。示蹤劑測試清楚地說明了1周內(nèi)水便從DL-86H井突破到DL-90H井,這證實了連接該2口井區(qū)域的高滲層帶的存在。

此外,DL-89H井和DL-90H井都靠近大斷層,這些大斷層通常在其周圍產(chǎn)生一些微觀裂縫。當壓力大到足以支開微觀斷裂時,這些裂縫就成為連通生產(chǎn)井和注水井的通道并引起早期水竄。所以,應密切監(jiān)視和控制注水井的井口注入壓力,最好使井網(wǎng)遠離大斷層。

7 試驗總結

根據(jù)以上分析,從注水試驗結果可以得到如下有用的水平井注水經(jīng)驗:

(1)水平井注水具有更好的注入能力且可以加快注水速度。Daleel油田約在8～10個月的注水后,注水效果才有了明顯的見效。

(2)在水平井注水的早期階段,生產(chǎn)井的典型生產(chǎn)階段可歸結如下:①初始能量下降階段;②生產(chǎn)恢復階段;③能量不足階段;④人工舉升階段。

(3)在衰竭開發(fā)的早期,生產(chǎn)井表現(xiàn)為典型的天然能量下降模式:隨著氣油比的增加,采油速度和地層壓力持續(xù)下降。

(4)一旦進行了注水,生產(chǎn)井便進入第二階段。早期注水反應包括采油量的少量增加、氣油比的明顯下降和油層壓力保持不變或輕微的上升。

(5)隨著進一步的注水,當氣油比降到400 scf/bbl時,由于缺少充足的儲層產(chǎn)出氣來把原油舉升到地面,自噴井停止自噴生產(chǎn)。

(6)接著用人工舉升來恢復產(chǎn)能。安裝了ESP后,生產(chǎn)井的采油量穩(wěn)定在約600～800 bbl/d,且含水率增長變緩。

8 結論

Daleel油田注水試驗結果的良好反應,促進了水平井注水在B區(qū)塊和C區(qū)塊的規(guī)模應用。水平井注水試驗區(qū)的L-60H井和L-70H井良好的初始產(chǎn)能顯示出了水平井井網(wǎng)開發(fā)的優(yōu)勢。

在約3年的水平井注水試驗后,最重要的發(fā)現(xiàn)成果之一是在注水期間應多關注斷層。為了避免由斷層引起的早期水竄,最好將注水井網(wǎng)遠離可產(chǎn)生裂縫的大斷層。此外,還需要控制好注水井的井口壓力以避免壓裂地層和壓開微觀裂縫。另一方面,一旦注水見效就應該用人工舉升來恢復油井的產(chǎn)能。

最后,在Daleel油田進行大規(guī)模的注水開發(fā)的同時,應需要完善靜態(tài)和動態(tài)模型,而且要通過制定出更多的詳細監(jiān)測方案來對注水進程進行密切的監(jiān)視。

10.3969/j.issn.1002-641X.2010.1.007

資料來源于美國《SPE 108392》

2008-11-27)