多分支智能井技術(shù)挖潛北海古爾法克斯油田剩余油的實例研究

劉新 (大慶油田勘探開發(fā)研究院)

多分支智能井技術(shù)挖潛北海古爾法克斯油田剩余油的實例研究

劉新 (大慶油田勘探開發(fā)研究院)

智能完井是為了適應(yīng)現(xiàn)代油藏經(jīng)營新概念和信息技術(shù)在油氣藏開采的應(yīng)用而發(fā)展起來的新技術(shù),是管理油井、確定未被驅(qū)替剩余油和制訂采油方案的有效工具。智能完井與多分支井等復(fù)雜結(jié)構(gòu)井的結(jié)合,可使一口井起到多口井的作用,在一口井上同時實現(xiàn)注入、觀測與生產(chǎn)的多種功能,還可以實現(xiàn)油藏的多層合采。多分支井智能化已在世界上許多油田獲得應(yīng)用。文章以挪威重要石油生產(chǎn)區(qū)——北海古爾法克斯油田為例,介紹了該地區(qū)主力油層通過在3口水下多分支井安裝井下智能控制系統(tǒng)的應(yīng)用效果,不僅克服了油藏連通性差、非均質(zhì)性嚴重和氣體突破等約束生產(chǎn)的因素,還有效地提高了原油產(chǎn)量和采收率。多分支智能井的應(yīng)用范圍不僅限于海上深水作業(yè),在提高陸上非均質(zhì)、多層成熟油田采收率或產(chǎn)能方面也具有一定的應(yīng)用潛力。

多分支井 智能完井系統(tǒng) 剩余油 古爾法克斯油田

據(jù)統(tǒng)計,全球約60%～70%的智能井安裝在北海、美國墨西哥灣深水區(qū)、加拿大大西洋水域、西非海上和亞太地區(qū)[1]。

北海古爾法克斯油田是挪威重要的石油生產(chǎn)區(qū),目前進入成熟階段,油井產(chǎn)量遞減。驅(qū)替剩余油的難度越來越大,主力產(chǎn)層斯塔特福約爾得組更是受到生產(chǎn)連通性差、非均質(zhì)性嚴重和氣體突破等問題的困擾。研究表明,地面操作的井下流動控制系統(tǒng)和多分支井能夠克服上述生產(chǎn)難題。通過在3口水下多分支井安裝井下智能控制系統(tǒng),2005年斯塔特福約爾得組的產(chǎn)量翻了一倍[2]。

1 研究區(qū)概況

古爾法克斯油藏是北海挪威區(qū)塊中最大的油田之一。油田原始地質(zhì)儲量5.117×108t,預(yù)計可采儲量3.099 6×108t,設(shè)計采收率61%。1986年投產(chǎn),1994年達到生產(chǎn)峰值,1998年累計產(chǎn)油2.7×108t,已進入開發(fā)后期,但是地下仍殘留著大量的剩余油,不能完全依靠常規(guī)的開發(fā)措施實施挖潛,識別和挖潛剩余油的開采難度越來越大[3-5]。

古爾法克斯油藏構(gòu)造背景復(fù)雜,存在多個斷塊,油藏最底層的斯塔特福約爾得組是主力油層,儲量占油田地質(zhì)儲量的12%,屬河流到淺海相油藏,代表了晚三疊系到早侏羅系期間從沖積平原向淺海沉積的過渡。油藏非均質(zhì)性嚴重,構(gòu)造復(fù)雜,連通性差,包含無數(shù)個斷塊,油藏物性見表1。產(chǎn)油經(jīng)歷證實斯塔特福約爾得組的連通性遠低于預(yù)期值。

2 多分支智能井的定義及價值

多分支井是在單一井眼里鉆出若干個支井并且回到單個主井筒的鉆井技術(shù),可增加井眼在油藏中的長度,擴大泄油面積,提高油氣層縱向動用程度,降低油井管理和環(huán)境保護等費用,從而提高油田最終采收率和經(jīng)濟效益[6]。智能完井系統(tǒng)是一種能夠采集、傳輸和分析井下產(chǎn)狀、油藏產(chǎn)狀和整體完井管柱生產(chǎn)數(shù)據(jù)資料且能夠根據(jù)油井生產(chǎn)情況對油層進行遙控和提高油井產(chǎn)能的完井系統(tǒng) (圖1)。與常規(guī)完井技術(shù)相比,技術(shù)優(yōu)點和價值優(yōu)勢突出(圖2),適用于高投入、難管理的偏遠地區(qū)、海上和沙漠油田,尤其是修井費用高的深水或者海底油井。智能井系統(tǒng)還適用于多層、非均質(zhì)油藏[1]。

表1 斯塔特福約爾得組小層油藏物性

圖1 智能井完井系統(tǒng)的組成

圖2 智能完井系統(tǒng)的價值分布

多分支智能井通過多分支井筒與智能完井系統(tǒng)的有效結(jié)合,綜合了多分支井“擴大泄油面積、控制多個產(chǎn)層”和智能完井“實時監(jiān)測、實時傳輸、實時控制與分析”的雙重優(yōu)勢,實現(xiàn)井筒最優(yōu)化生產(chǎn)和管理。對于不確定因素多、地質(zhì)條件復(fù)雜或者作業(yè)成本高的油藏,多分支智能井具有廣闊的應(yīng)用前景。

3 應(yīng)用實例分析[2]

北海古爾法克斯油田屬于海上油田,井槽數(shù)量有限,通過鉆多分支井增大原有井筒的產(chǎn)量,增加泄油點的數(shù)量,增大油藏的接觸面積,是保證原油生產(chǎn)最優(yōu)化和挖潛“死油區(qū)”的必要條件。還可以使局部地區(qū)的壓降最小,維持一個均勻油藏衰竭壓力,這是一種有效的、低成本的增產(chǎn)措施。鑒于主力產(chǎn)層斯塔特福約爾得組的油井產(chǎn)能相差懸殊,氣油比各不相同,開發(fā)時必須降低油藏的風險。由于分支井受井筒的控制,分層混采時,為保證靈活性,需要對分支井筒實施控制。利用地面操作的閥門調(diào)整2個層的產(chǎn)量,使產(chǎn)能最大化,因此采用了多分支智能井技術(shù),通過在井下安裝由地面操作的閥門進行井下控制,并提供壓力、溫度等數(shù)據(jù),作為油藏構(gòu)造和動態(tài)模型的必要參數(shù),不斷更新模型,為更好地開發(fā)和評估古爾法克斯油田起到了重要作用。同時斯塔特福約爾得組生產(chǎn)井的修井成本大幅度下降,這對于海上高成本作業(yè)的古爾法克斯油田有重大意義。

1995年,由于在油田斯塔特福約爾得層鉆的幾口井初始產(chǎn)量較低,調(diào)整了開發(fā)方案中可采儲量的預(yù)期值,這表明對油藏的了解尚不充分,不確定性因素較大。在實施多分支智能井技術(shù)之后,古爾法克斯油田斯塔特福約爾得組的開發(fā)潛力增大。2005年,原油采收率從 1995年的 7%提高到15%,2008年提高到18%。

3.1 最初開發(fā)方案

斯塔特福約爾得組發(fā)現(xiàn)于1978年,1999年作為古爾法克斯水下衛(wèi)星油田開發(fā)投產(chǎn),1995年的開發(fā)與操作計劃中,估計石油原始地質(zhì)儲量30.16×106t,可采儲量10.86×106t。最初開發(fā)計劃包括7口水平生產(chǎn)井和1口注水井,通過8個井槽的水下開發(fā)及注氣提供的部分壓力支持,預(yù)期采收率可達40%。然而實踐表明前兩口井最初的采油速率僅為352～440 t/d,遠遠低于預(yù)期產(chǎn)量880～1 761 t/d。

3.1.1 F-4AHT3井

開采一年以后,該井產(chǎn)量僅有352 t/d,低于預(yù)期1 321 t/d。在F-4AHT3井內(nèi)可以觀察到生產(chǎn)壓力下降很快,認為可能是來自上部高滲透層氣體在F-4AHT3井的趾部或水平段突破造成的。

3.1.2 G-2HT3井

第二口井 G-2HT3沒有發(fā)生氣竄,更新后的地質(zhì)解釋表明,該井產(chǎn)自不與氣頂相通的獨立斷塊,因此承受了有效的壓力,而且沒有氣體突破。

3.1.3 G-3HT2井

2001年鉆了第三口井 G-3HT2,生產(chǎn)初期該井就經(jīng)歷了氣竄,發(fā)生氣竄是由于從油井路線到假設(shè)的油氣接觸面之間的垂直距離短,井的前端低于油氣接觸面約50 m,而前兩口井約低出210 m,因此該井產(chǎn)油量受到了產(chǎn)氣量的影響。但是生產(chǎn)歷史表明,G-3HT2的產(chǎn)能仍高于前兩口井。

3.2 調(diào)整后開發(fā)方案

鑒于前三口井 F-4AHT3、G-2HT3、G-3HT2的生產(chǎn)動態(tài)較差,完井后發(fā)現(xiàn)對油藏連通性有錯誤認識,因此推遲斯塔特福約爾得層開發(fā)計劃并修改開發(fā)方案。2002年油藏管理計劃將預(yù)期可采儲量從11.10×106t減少到2.07×106t,采收率從40%降低到7%。2003年制定了一個提高采收率方案,確定了經(jīng)濟有效的油井方案和適合油藏開發(fā)的有效技術(shù)。調(diào)整后的開發(fā)戰(zhàn)略是將生產(chǎn)層從滲透率好的上層調(diào)整到下層,計劃用長水平井接近油水接觸面,穿透整個地層泄油,并采用地面控制的流量控制器對整個油藏進行混合開采,限制斯塔特福約爾得組的上部氣竄。

3.2.1 G-1H井

為提高斯塔特福約爾得層的采收率,2003年開始鉆一口新水平生產(chǎn)井 G-1H,計劃穿透整個油藏,采用裸眼鉆前套管完井技術(shù),增大井內(nèi)泄油面積并避免高昂的修井費用。前3口井的生產(chǎn)動態(tài)表明需要在 G-1H井內(nèi)放置流入控制裝置。由于氣竄層位不確定,2003年夏對F-4AT3井補充射孔,在井內(nèi)安裝了生產(chǎn)測井儀,以識別井內(nèi)氣竄層的位置。由于操作問題,無法從生產(chǎn)測井儀采集數(shù)據(jù)。然而根據(jù)地質(zhì)數(shù)據(jù)、地球物理數(shù)據(jù)和油藏模擬的產(chǎn)能預(yù)測結(jié)果,最終識別出氣體在水平井的“井尖”內(nèi)突破 (位于Nansen段和 Eiriksson單元),決定用井下閥門將 G-1H井分為兩段,井跟部和趾部 (Nansen段和 Eiriksson 2單元上)。另外放置一個膨脹封隔器以隔離外部套管。

選擇性完井戰(zhàn)略為該井提供了靈活性和穩(wěn)定性。智能完井系統(tǒng)為可能發(fā)生的氣竄提供必要的生產(chǎn)管理,因此無需修井維護;選擇的雙層液壓控制系統(tǒng)分離開上下兩層的產(chǎn)量,在井內(nèi)安裝了1個環(huán)空膨脹封隔器和拋光孔座 (PBR)。完井時選擇了1個(1 in=25.4 mm)的裸眼鉆前襯管。生產(chǎn)套管下段包含1個密封的尾管、油

研究認為 G-1H井是成功的,產(chǎn)量符合預(yù)期值,并提供了很多有價值的關(guān)于油藏連通和產(chǎn)能方面的資料。智能井系統(tǒng)在 G-1H井順利實現(xiàn),為之后2口多分支智能井提供了寶貴經(jīng)驗。

3.2.2 G-2YH井

G-2YH井側(cè)鉆是多分支鉆井和智能完井的首次嘗試。原有井筒沒有穿透斯塔特福約爾得組下部砂體,因此無法驅(qū)油。在分支井上安裝了可調(diào)節(jié)的井下閥門,使兩個分支的流量最優(yōu)化。從地面通過液壓控制2個閥門,有1個關(guān)閉位置和10個固定的開通位置。下方閥門控制新分支井筒的產(chǎn)量,上方閥門控制主井筒的產(chǎn)量。采用液壓系統(tǒng)和標準輸送控制線對閥門進行井底控制和操作 (圖3)。

3.2.3 F-2YH井

圖4 F-2YH井3級多分支方案圖

3.3 生產(chǎn)動態(tài)分析

從圖5可以看出,鉆多分支智能井后油藏泄油面積明顯增加。由于油藏泄油面積增大和排液點增多,提高了采油速度。圖6示出了開發(fā)戰(zhàn)略調(diào)整后3口智能井提高產(chǎn)量的情況。

圖5 油藏總泄油面積與鉆機工作天數(shù)對比

圖6 多分支智能井的產(chǎn)量曲線 (2004年2月 G-1H井、2004年7月G-2YH井和2005年11月F-2YH井)

4 結(jié)論

(1)智能完井技術(shù)在提高生產(chǎn)效率和油氣采收率方面具有巨大潛力。智能完井系統(tǒng)與多分支井等復(fù)雜結(jié)構(gòu)井有效結(jié)合,能夠共同推動生產(chǎn)和油藏管理。通過一口井遠程控制多個油藏流體的流入和流出,交替開采上部和下部產(chǎn)層,實現(xiàn)了降低修井作業(yè)成本,加快井的生產(chǎn)速度,提高井的凈現(xiàn)值和最終采收率的目標。。

(2)北海古爾法克斯油田利用多分支智能井技術(shù),不僅解決了油藏連通性差、非均質(zhì)嚴重和氣竄等問題,還提高了油藏的開發(fā)潛力和采油速率,采收率從7%提高到18%。目前,斯塔特福約爾得組的水下油井內(nèi)都安裝了永久性的井下監(jiān)控系統(tǒng),可遠程監(jiān)測、控制和傳輸油井和油層的生產(chǎn)動態(tài),實現(xiàn)產(chǎn)量最大化和經(jīng)濟效益最優(yōu)化。

(3)多分支智能井的應(yīng)用范圍不僅限于海上、深水作業(yè),越來越多的陸上油田也安裝了智能井系統(tǒng),用于提高原油采收率或油井產(chǎn)能。

我國大部分油田已進入高含水后期開發(fā)階段,由于高含水而導(dǎo)致關(guān)閉的井越來越多。應(yīng)借鑒國外實例應(yīng)用,在分支井等井筒安裝智能完井系統(tǒng),利用一口井智能控制、監(jiān)測地下油層和油井的動態(tài),及時關(guān)閉高含水層,使油層內(nèi)壓力和油水重新分布,從而在減少作業(yè)次數(shù)的前提下提高油田的最終采收率。

[1]劉新.國外幾個大油田與大慶油田開發(fā)狀況對比分析[R〗.大慶油田勘探開發(fā)研究院,2007.

[2]Lie O H,Fraser S.Low-Cost multilateral on Gullfaks:SPE 95818[R],2005.

[3]古爾法克斯油田的生產(chǎn)史和油田開發(fā)方案(英文).1978—1988年國外大油田,1990.

[4]古爾法克斯油藏評估報告(英文).DAS數(shù)據(jù)庫,1998.

[5]Tollefsen,Svein,Graue,et al.The Gullfaks Field Development:challenges and perspectives:SPE 25054[R],1992.

[6]王光穎.多分支井鉆井技術(shù)綜述與最新進展.海洋石油,2006.

[7]Svein Oddvar Netland,Vibeke Haugen,Bianc Samsonsen,et al.Smart well technology applied to a horizontal subsea well atGullfaks Satellites:SPE 90793[R],2004.

10.3969/j.issn.1002-641X.2010.11.011

2010-05-25)