蔣利平,李 茂,勞業(yè)春,汪新光,李 明,曹硯鋒

(1.中海石油(中國）有限公司湛江分公司研究院,廣東湛江 524057;2.中海油研究總院,北京 100027）

鈣質(zhì)層發(fā)育的普通稠油邊際油藏高效開發(fā)技術(shù)探討
——以W11-1E油田為例

蔣利平1,李 茂1,勞業(yè)春1,汪新光1,李 明1,曹硯鋒2

(1.中海石油(中國）有限公司湛江分公司研究院,廣東湛江 524057;2.中海油研究總院,北京 100027）

潿西南凹陷W11-1E邊際油田在常規(guī)的開發(fā)模式和技術(shù)下難以投入生產(chǎn),充分利用現(xiàn)有平臺,采用大位移井開發(fā)是解決這一問題的有效途徑。目前針對發(fā)育有鈣質(zhì)層的普通稠油油藏提高采收率方面的研究甚少,主要矛盾是在合理利用水驅(qū)能量的同時,最大限度地提高單井產(chǎn)量和采收率但又不至于發(fā)生水竄。在水平井參數(shù)優(yōu)化和規(guī)避地層原油黏度風(fēng)險的基礎(chǔ)上,充分利用頂、底鈣質(zhì)層對邊水錐進的抑制作用,解決了該矛盾。3口大位移水平井投產(chǎn)后效果好,初期產(chǎn)能高,含水率低,最終實現(xiàn)增儲上產(chǎn)與高效開發(fā)同步進行。

普通稠油;邊際油藏;鈣質(zhì)層;大位移井;高效開發(fā)

W11-1E油田在常規(guī)的開發(fā)模式和技術(shù)下難以投入生產(chǎn),屬于邊際小油田[1]。用常規(guī)方法開發(fā)需要新建固定采油平臺,往往耗費大量的資金,沒有足夠的經(jīng)濟效益。大位移鉆井技術(shù)在國內(nèi)外已有了很大的發(fā)展[2],采用大位移井開發(fā)海上油氣田的主要思想是利用現(xiàn)有平臺開發(fā)邊際油田,使原先不具備商業(yè)開采價值的邊際小油田通過大位移井技術(shù)能夠有效地開發(fā)和利用。

對于發(fā)育鈣質(zhì)層的普通稠油油藏,在開采的過程中,如何防止水竄,提高這類油藏的開發(fā)效果,最終提高原油采收率是要解決的主要問題。但國內(nèi)外這類油藏較少,因此可以借鑒的文獻資料有限,研究難度很大。本文通過研究鈣質(zhì)層和其它影響因素,實現(xiàn)開發(fā)方案設(shè)計目標(biāo),提高了油藏采收率。

1 油藏特征

W11-1E油田位于潿西南凹陷2號斷層上升盤(圖1a）,新近系下部地層形成于潿西南凹陷拗陷期區(qū)域性的海侵時期,角尾組油層埋深較淺,深度在700～1 000 m之間。油層段主要發(fā)育濱海相臨濱砂壩和淺灘沉積。儲層平面分布穩(wěn)定,成片分布且范圍廣,水體能量充足。上部低阻層屬淺灘相沉積(圖1b）,以泥質(zhì)粉砂巖為主,巖性偏細(xì),測井解釋孔隙度為 24.3%～32.5%,滲透率為(131.2～2 706.9）×10-3μm2,屬高孔特高孔、中高滲儲層。原油性質(zhì)較好,地層原油黏度43.45 mPa·s。下部高阻層為臨濱砂壩砂巖,以細(xì)砂巖為主,測井解釋孔隙度為 27.5%～39.5%,滲透率為(1 297.3～3 000）×10-3μm2,屬高孔特高孔、特高滲儲層。原油性質(zhì)差,屬于普通 I類稠油,地層原油黏度61.05 mPa·s。測試產(chǎn)能差異大,與流度存在正相關(guān)性,低阻層流度低 ,為 4.23×10-3μm2/mPa·s,實際比采油指數(shù)為0.34 m3/(MPa·d·m）;高阻層流度較高,為435.7×10-3μm2/mPa·s,實際比采油指數(shù)為18.27 m3/(MPa·d·m）。

圖1 W11-1E油田地理位置及油藏剖面示意Fig.1 The geographical location and reservoir profile of W11-1E oil field

2 鈣質(zhì)層認(rèn)識與分布

潿西南凹陷角尾組鈣質(zhì)發(fā)育情況統(tǒng)計表明:平面上,各井區(qū)均發(fā)育一定數(shù)量的鈣質(zhì)砂巖層,其中以W11-4油田鈣質(zhì)層發(fā)育密度最大,其次為W12-8和W11-1E等?？v向上,鈣質(zhì)夾層主要發(fā)育在砂泥巖界面和油水界面,且主要分布在泥質(zhì)層上下。鈣質(zhì)層在平面上和縱向上具有廣泛分布的特征,但是厚度變化大,橫向連續(xù)性差,結(jié)合鈣質(zhì)層上下儲層流體性質(zhì)特征具有一定差異性,認(rèn)為鈣質(zhì)層具有夾層特征,具有一定封隔流體滲流的能力。

本油田儲層主要的特征之一就是在經(jīng)證實的層間、油水界面附近存在鈣質(zhì)夾層。鉆井過程中鈣質(zhì)層處鉆速較低,鉆時增加,巖屑明顯為鈣質(zhì)致密體;在測井曲線上的響應(yīng)特征非常明顯,表現(xiàn)為低自然伽馬值、高于油層電阻率值、密度測井高值和聲波時差低值(圖2）。各種典型測井特征為鈣質(zhì)層準(zhǔn)確識別提供了方便,也為鈣質(zhì)層用于層組劃分提供了基礎(chǔ)。

一套鈣質(zhì)層發(fā)育于砂泥巖界面附近,同時結(jié)合兩套砂體的不同電性特征,利用鈣質(zhì)層劃分層組為低阻層、高阻層。其中低阻油層與水層電阻率值基本在2Ω·m以內(nèi)(圖2）,泥質(zhì)含量較高,細(xì)粒成分(粉砂）或黏土礦物充填富集,地層中微孔隙發(fā)育豐富,微孔隙和滲流孔隙并存,從而導(dǎo)致高束縛水飽和度,是形成低電阻率主要原因,此外錄井描述含有少量暗色導(dǎo)電礦物,有可能骨架導(dǎo)電也引起低電阻率。另一套鈣質(zhì)層發(fā)育在油水界面附近,起到了阻擋邊水錐進的作用(圖1b、圖2）。

結(jié)合前人的研究和本區(qū)域的認(rèn)識[3-5],認(rèn)為本油田碳酸鹽膠結(jié)物的成因有以下兩種:(1）對于砂巖泥巖間互的層系,泥巖具有滲透膜性質(zhì),黏土礦物轉(zhuǎn)化提供的Ca2+,在壓實作用下,隨著滲濾的進行,Ca2+就富集在泥巖之下的砂層頂部,并與CO32-結(jié)合,形成早成巖期的碳酸鹽膠結(jié)物,并形成沿砂泥巖界面分布的“頂鈣”;(2）與油水界面發(fā)生化學(xué)反應(yīng)和平衡有關(guān),即碎屑巖的水化作用和有機質(zhì)進入成熟期的脫羧基作用。礦物與水的水化作用使礦物發(fā)生轉(zhuǎn)變,產(chǎn)生的Ca2+、Mg2+與脫羧基作用產(chǎn)生的CO2水溶液結(jié)合形成CaCO3,也就是沿油水界面分布的“底鈣”(圖1b、圖2）。值得注意的是此底鈣與砂層底部滲濾Ca2+沉淀后的底鈣形成機理完全不同。

圖2 W11-1E油田角尾組鈣質(zhì)層識別Fig.2 Identification of calcareous layer of JW Formation in W11-1E oil field

3 鈣質(zhì)層對油田開發(fā)的影響

目前該區(qū)域類似油田的開發(fā)實踐反映出適當(dāng)?shù)拟}質(zhì)層分布對油田開發(fā)非常有利,邊水或?qū)掃^渡帶在油水界面附近如果存在分布相對穩(wěn)定的鈣質(zhì)層,對邊水的錐進將起到較好的抑制作用,又隔而不死,可以保持開采過程中地層壓力的平衡,從而使該類油藏具有較高的采收率。與此同時,層間的鈣質(zhì)層分布減少了生產(chǎn)時的層間干擾,有利于細(xì)分層系開發(fā)。這一點在今后油田開發(fā)中將得到廣泛認(rèn)可,也將為其他類似油田開發(fā)提供參考依據(jù)。

3.1 砂泥巖界面鈣質(zhì)層

頂鈣沿高低阻層間分布 (圖1b）。分析傳導(dǎo)能力范圍從完全封堵 (0倍）到完全流動 (1倍）,模擬結(jié)果表明 (圖3）:封堵程度對開發(fā)效果影響較小,但是在封堵性差的情況下,層間竄流,高阻層流體流動到低阻層。可以看出層間封堵性好有利于高低層單獨開發(fā),不至于層間干擾,對高阻層生產(chǎn)更為有利。W11-1E-2井高低阻層間有鈣質(zhì)層,往W11-1E-1井區(qū)方向特征減弱,砂泥巖界面分布不穩(wěn)定,鈣質(zhì)層橫向分布廣泛性有限,因此考慮高低阻層間傳導(dǎo)率取0.5倍,高低阻層間具有一定的滲流空間。

圖3 W11-1E油田“頂鈣”開發(fā)影響分析Fig.3 The effect of top calcareous layer in W11-1E oil field

3.2 油水界面鈣質(zhì)層

底鈣沿油水界面處分布(圖1b）,類似本區(qū)域已開發(fā)的W11-4油田底部鈣質(zhì)層情況,分布比較穩(wěn)定。分析傳導(dǎo)能力范圍從完全封堵(0倍）到完全流動(1倍）,模擬結(jié)果表明(圖4）:封堵程度越高,開發(fā)效果越好,但是在完全封堵情況下,衰竭式開發(fā),開發(fā)效果極差。類比W11-4油田生產(chǎn)特征,考慮油水界面處鈣質(zhì)層滲透率倍數(shù)取0.01,油水界面處具有一定的封堵性,但是“隔而不死”,對該油田的開發(fā)非常有利。

圖4 W11-1E油田“底鈣”開發(fā)影響分析Fig.4 The effect of bottom calcareous layer in W11-1E oil field

4 大位移井技術(shù)應(yīng)用和效果

4.1 大位移井設(shè)計

在以往的獨立平臺模式下,邊際油田開發(fā)成本較高,大位移技術(shù)是解決這一問題的一種有效途徑。大位移井[6-9]就是在原定向井的基礎(chǔ)上,把井眼進一步向外延伸的井,通常定義為水平位移與垂直深度之比大于2.0以上的井。中國海洋石油總公司于1997年6月鉆探的西江24-3-A14井,水平位移達(dá)8 060 m,創(chuàng)當(dāng)時的水平位移記錄,并在中國開創(chuàng)了用一口大位移井開發(fā)一個海上油田的先例。這一技術(shù)的誕生,實現(xiàn)了平臺覆蓋更大范圍的井位,既節(jié)省了新建平臺的投資和開發(fā)成本又實現(xiàn)了增儲上產(chǎn)。W11-1E油田儲量規(guī)模小,新建獨立平臺開發(fā)投資風(fēng)險大。出于經(jīng)濟上的考慮,利用現(xiàn)有鄰近平臺開發(fā),使得在不具備商業(yè)開采價值的情況下,通過大位移技術(shù)能夠達(dá)到有效地開發(fā)和利用。

W11-1E油田水平井通過利用鄰近的W11-1油田剩余井槽以及老井側(cè)鉆的方式進行開發(fā)。井槽間距2.286 m×2.286 m。W11-1E油田大位移水平井總進尺8 665 m,平均井深2 885 m,最大井深3 147 m,最大水平位移2 527 m(圖5）,W11-1E油田大位移井水平井位垂比1.9～2.5。盡管水平位移小,但是水平方向拐彎度大,工程難度大。

4.2 水平井參數(shù)優(yōu)化

利用水平井開采可有效抑制邊水對開發(fā)效果的影響,同時可以控制更多地質(zhì)儲量,提高儲量動用程度[10,11]。確定水平井到邊水最佳距離,是保持水平井高產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)以及延長水平井無水采油期的關(guān)鍵。該距離要保證水平井的無水產(chǎn)量最大,同時還要保證水平井的見水時間最晚。根據(jù)邊水油藏水平井產(chǎn)能方程:

圖5 W11-1E油田大位移水平井生產(chǎn)管柱示意Fig.5 The strings of extended-reach horizontal well in W11-1E oil field

為研究方便,定義水平井無因次產(chǎn)量(QD）、水平井在油層中的無因次位置(ZD）和無因次邊水距離(bD）見下式:

以其中一口水平井為例,計算分析水平井的位置對水平井產(chǎn)能的影響。計算主要參數(shù)如下:水平井井眼半徑0.076 m,油層厚度13.7 m,水平滲透率26.6μm2,垂直滲透率 2.7μm2,原油黏度 61.05 mPa·s,邊水距水平井距離100 m,水平井距油水界面距離12 m。

盡管圖6和圖7反映出頂?shù)走吔绮粷B透的邊水油藏水平井最好布在油層中部位置;垂向滲透率高的地層也有利于邊水油藏水平井產(chǎn)能的提高;對于一定的水平段長度,隨著邊水位置的增加,水平井產(chǎn)量減小。但是對于此類接近邊底水油藏性質(zhì),為了防止邊水錐進過快,結(jié)合前面研究成果,水平段控制在含油內(nèi)邊界100 m內(nèi),垂向位置上盡量接近高部位。在此基礎(chǔ)上高、低阻層水平井長度考慮了井所處的位置則分別設(shè)計了200、300、400、500、600 m 和400、600、800、950、1 100 m,數(shù)模模擬結(jié)果顯示隨著水平段長度的增加累計采油有所增加,但增加趨于平緩,最終高阻層水平井選擇水平長度300 m,低阻層水平井水平長度800 m。對于邊水油藏,借鑒國內(nèi)外邊底水油藏開發(fā)成功經(jīng)驗,進行適當(dāng)避射對防止生產(chǎn)井過早水淹與提高開發(fā)效果至關(guān)重要。

圖6 水平井產(chǎn)量與油井位置關(guān)系Fig.6 The relationship of horizontal well production and well location

圖7 水平井產(chǎn)量與邊水位置的關(guān)系Fig.7 The relationship of horizontal well production and location of edge water

4.3 地層原油黏度的影響

W11-1E油田原油性質(zhì)變化較大,高壓物性實驗的地下原油黏度存在一定差異。因此,對地下原油黏度進行了敏感性分析(圖8）。基礎(chǔ)方案中低阻層采用地下原油黏度43.45 mPa·s,高阻層采用地下原油黏度61.05 mPa·s,全油田采收率為20.1%。在基礎(chǔ)方案上另增0.1倍(4.34 mPa·s和6.11 mPa·s）、0.2 倍(8.68 mPa·s和 12.21 mPa·s）、0.5 倍(21.72 mPa·s和 30.53 mPa·s）、2 倍(86.90 mPa·s和122.10 mPa·s）四種情況,模擬結(jié)果表明地下原油黏度對采收率影響大,如果黏度大幅降低,黏度值接近區(qū)域類似鈣質(zhì)發(fā)育油田W11-4時,模擬預(yù)測結(jié)果與其非常相近,全油田采收率達(dá)到33.0%;如果黏度增加,當(dāng)?shù)叵略宛ざ葹榛A(chǔ)方案的2倍(86.90 mPa·s和 122.10 mPa·s）時 ,與基礎(chǔ)方案相比,開發(fā)效果變差,全油田采收率只有16.1%。

考慮到流體分布非均質(zhì)性強,地下原油黏度是本油田開發(fā)較為敏感的影響因素,因此采取了適當(dāng)規(guī)避風(fēng)險措施,主要有三方面的考慮:①水平井盡量沿儲層高部位部署,水平段在含油內(nèi)邊界100 m內(nèi),減緩邊水的錐進;②三口水平井平面上均勻分布,不易形成壓降漏斗,防止邊水沿同一部位突進;③控制水平井水平段長度,采用合理的采油速度。

圖8 W11-1E油田地下原油黏度敏感性分析Fig.8 The sensitivity analysis of formation crude viscosity in W11-1E oil field

4.4 采油速度的影響

類比區(qū)域類似油田開發(fā)早期的生產(chǎn)動態(tài),開發(fā)初期為了防止邊水錐進過快,應(yīng)適當(dāng)控制采油速度,這一階段含水上升緩慢,含水率基本在10%以內(nèi)。研究認(rèn)為油水界面處鈣質(zhì)層“隔而不死”,一方面,對邊水錐進有抑制作用,另一方面,不妨礙水體能量的補充,邊水侵入速度可滿足油田的高產(chǎn)需求。

基于以上開發(fā)原則,W11-1E油田宜選擇合理的采油速度,在基礎(chǔ)方案上另增采油速度為1.6%、1.9%、2.5%、3.6%四種情況,相對應(yīng)的低阻層單井產(chǎn)量為 50、60、70、80、90 m3/d,高阻層單井產(chǎn)量為100、120、165、200、245 m3/d。盡管模擬計算表明采油速度的提高可增加油田累產(chǎn)量,但考慮到流體性質(zhì)和鈣質(zhì)層分布認(rèn)識的不確定性,為了規(guī)避邊水錐進的風(fēng)險,需要控制高阻層采油速度,對比分析確定采油速度4.2%比較合適。而低阻層流度低,產(chǎn)能低,為了規(guī)避產(chǎn)能風(fēng)險,先期一口水平井試生產(chǎn),視生產(chǎn)情況調(diào)整挖潛,在盡可能提高單井產(chǎn)量的情況下,采油速度考慮為3.0%。

4.5 大位移井開發(fā)效果

利用W11-1WHPA平臺,采用大位移井技術(shù)成功地開發(fā)相距2 km的W11-1E邊際油田,使這一含油面積僅為2.46 km2的油田,取得了顯著的經(jīng)濟效益。油田水體能量充足,衰竭式開發(fā),自投產(chǎn)半年以來,3口井日產(chǎn)油一直穩(wěn)定在600 m3,累計產(chǎn)油16.0×104m3,綜合含水4.8%,采出程度為3.0%。

5 結(jié)論

(1）采用大位移井加快了投產(chǎn)步伐,減少建設(shè)周期,一年內(nèi)完成勘探、開發(fā)前期研究和開發(fā)實施投產(chǎn),開發(fā)速度和質(zhì)量得到了同時保證,為類似邊際小油田的開發(fā)提供參考。

(2）在水平井參數(shù)優(yōu)化和規(guī)避地層原油黏度風(fēng)險的基礎(chǔ)上,充分利用頂、底鈣質(zhì)層對邊水錐進的抑制作用,保持隔而不死,同時減少了生產(chǎn)時高低阻層間干擾,從而保證本油田的高效開發(fā)。

(3）開發(fā)實踐表明:3口大位移水平井投產(chǎn)后效果好,初期產(chǎn)能高,含水率低,最終實現(xiàn)增儲上產(chǎn)與高效開發(fā)同步進行。

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The probe of effective development technique for viscous crude marginal pool with calcareous layer:a case of W11-1E field

Jiang Liping1,Li Mao1,Lao Yechun1,Wang Xinguang1,Li Ming1,Cao Yanfeng2
(1.Zhanjiang Research Institute of CNOOC Ltd.,Zhanjiang Guangdong 524057;2.CNOOC Research Institue,Beijing 100027）

It is difficult to be put into production using common development mode and technique for W11-1E marginal field of Weixi’nan depression,making full use of available platform,and development of the extended reach well is an effective way to solve this problem.There is no much study on enhancing oil recovery of ordinary heavy oil reservoir with calcareous layer at present.The main conflicts are that the oil production raised as much aspossible and the water breakthrough won’t occur when the energyof water drive is utilized rationally.On the basisof optimization of horizontal well parameters and avoiding risk of formation crude viscosity,the conflicts was solved making full use of the elimination of top and bottom calcareous layer to edge water coning.3 drilled extended-reach horizontal wells is comparatively good,showing a high initial productivity and low water cut,reserves and production increased and high-efficiency development were operated simultaneously in the end.

ordinary heavy oil;marginal;calcareous layer;extended reach well;high-efficiency development

TE53;TE345

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2011.01.062

1008-2336(2011）01-0062-06

2010-09-27;改回日期:2010-11-24

蔣利平,男,1979年生,碩士,工程師,2005年畢業(yè)于中國石油大學(xué)(北京）,現(xiàn)主要從事海上油氣田開發(fā)前期研究工作。E-mail:jianglp@cnooc.com.cn。