水平井技術(shù)在秦皇島32-6油田西區(qū)底水油藏中的開發(fā)實踐

胡 勇,廖新武,許 聘,楊慶紅

(中海石油(中國）有限公司天津分公司渤海油田勘探開發(fā)研究院,天津塘沽 300452）

水平井技術(shù)在秦皇島32-6油田西區(qū)底水油藏中的開發(fā)實踐

胡 勇,廖新武,許 聘,楊慶紅

(中海石油(中國）有限公司天津分公司渤海油田勘探開發(fā)研究院,天津塘沽 300452）

隨著油田開發(fā)技術(shù)的進步,水平井開采技術(shù)日趨完善,在底水油藏應(yīng)用中取得了明顯效果。秦皇島32-6油田西區(qū)是典型的底水油藏,該區(qū)主體于2002年采用定向井投入開發(fā),投產(chǎn)后基本沒有無水采油期,底水錐進、突破很快,經(jīng)過6年多的開發(fā)已進入高含水期,至2008年初,含水83.7%,采出程度5.05%,開發(fā)效果較差。基于水平井開發(fā)底水油藏試驗研究,總結(jié)出影響該區(qū)水平井開發(fā)效果兩個主要因素:水平段距離油水界面高度和水平井區(qū)隔夾層分布狀況。在此基礎(chǔ)之上,通過開展隔夾層及剩余油研究,在明下段有利位置布水平井6口,并在實施中應(yīng)用了隨鉆跟蹤及先進的完井技術(shù)。該區(qū)6口水平調(diào)整井投產(chǎn)后初期產(chǎn)能約是定向井的3倍,全油田預(yù)計最終采收率提高0.36%,取得了良好的效益。

水平井技術(shù);底水油藏;秦皇島32-6油田;開發(fā)實踐

水平井泄油面積大,能變底水錐進為脊進,油井產(chǎn)量高而含水上升慢,可以改善開發(fā)效果,提高采收率[1]。秦皇島32-6油田西區(qū)于2002年8～10月陸續(xù)投產(chǎn)。投產(chǎn)初期生產(chǎn)狀況差,基本沒有無水采油期,表現(xiàn)出底水迅速錐進、綜合含水率上升快、采出程度低、產(chǎn)量遞減快的特點。至2008年初,該區(qū)塊平均單井日產(chǎn)油22 m3,累積生產(chǎn)原油272×104m3,采出程度為5.05%,綜合含水83.7%,生產(chǎn)形勢嚴峻。本文通過水平井開采底水油藏進行先導(dǎo)性試驗,總結(jié)出影響水平井開發(fā)效果的主要因素。在開展隔夾層及剩余油研究基礎(chǔ)上,把隨鉆跟蹤技術(shù)充分應(yīng)用于6口水平調(diào)整井中,取得了很好效果,為渤海油田其它底水油藏利用水平井進行調(diào)整提供了經(jīng)驗。

1 油田地質(zhì)概況

秦皇島32-6油田位于渤海中部海域,是1996年發(fā)現(xiàn)的過億噸級大型復(fù)雜河流相油田。該油田構(gòu)造幅度比較平緩,主要含油層系為新近系明化鎮(zhèn)組下段和館陶組,油藏埋深淺(海拔-900～-1 600 m）,儲層膠結(jié)疏松、物性好(孔隙度平均值為 35%,滲透率平均值為 3 000×10-3μm2）。

秦皇島32-6油田分為北區(qū)、南區(qū)和西區(qū)(圖1）。西區(qū)探明石油地質(zhì)儲量是5 376×104m3,主要目的層為明下段和館陶組,均為底水油藏。該區(qū)館陶組地層原油黏度為22 mPa·s,但明下段Nm2油組地層原油黏度高達226～281 mPa·s。明下段儲量占到西區(qū)總儲量的66.7%,為油柱高度不大的稠油底水油藏,油柱高度平均15 m(圖2）,是本次調(diào)整目的層。

2 應(yīng)用水平井開發(fā)底水油藏的技術(shù)論證

秦皇島32-6油田西區(qū)明下段和館陶組均為低幅構(gòu)造的底水油藏。油田總體開發(fā)方案中,西區(qū)主體采用定向井開發(fā),在明下段Nm2油組稠油油藏和館陶組中質(zhì)油藏分別部署一口水平井試采。A26h、D25h井分別采館陶組和明下段Nm2油組。A26h井2001年10月投產(chǎn),初期產(chǎn)能260 m3/d,含水緩慢上升,至 2008年初日產(chǎn)油 100 m3,含水近 70%,累產(chǎn)油 24.5×104m3(圖 3）;D25h井2002年6月投產(chǎn),初期產(chǎn)能305 m3/d,含水迅速突破,至2008年初,采用大泵提液措施,單井日產(chǎn)油90 m3,含水近91%,累產(chǎn)油7.03×104m3(圖 4）。

圖1 秦皇島32-6油田區(qū)域構(gòu)造位置及開發(fā)區(qū)塊Fig.1 Regional structure location and development area

圖2 秦皇島32-6油田西區(qū)E13井～E22井油藏剖面圖(東西向）Fig.2 Reservior profile of well E13 to well E22 in the west of QHD32-6 oil field(E-W））

圖3 秦皇島32-6油田A26h井生產(chǎn)曲線Fig.3 The production curve of QHD32-6-A26h well

圖4 秦皇島32-6油田D25h井生產(chǎn)曲線Fig.4 The production curve of QHD32-6-D25h well

A26h、D25h井生產(chǎn)數(shù)據(jù)及曲線表明,水平井開采館陶組中質(zhì)油效果較好,但開發(fā)明下段Nm2油組底水稠油油藏含水上升很快。鑒于秦皇島32-6油田西區(qū)生產(chǎn)形式及為了揭示D25h含水上升快的原因,于2005年上半年部署兩口調(diào)整井E10h、E6sh(E6井側(cè)鉆井）,并分別于 2005年 3月、6月投產(chǎn),2口井初期合計日產(chǎn)油130 m3左右(圖 5,圖 6）,到 2008 年初累產(chǎn)油 5.2 ×104m3,兩口井平均含水68%,生產(chǎn)情況穩(wěn)定。E6sh、E10h的生產(chǎn)情況表明,水平井開采具備一定油柱高度的稠油底水油藏,具有較好的開發(fā)效果。

圖5 秦皇島32-6油田 E6sh井生產(chǎn)曲線Fig.5 The production curve of QHD32-6-E6sh well

圖6 秦皇島32-6油田E10h井生產(chǎn)曲線Fig.6 The production curve of QHD32-6-E10h well

3 水平井開發(fā)效果影響因素分析及剩余油分布研究

3.1 水平井開發(fā)效果主要影響因素分析

儲層的非均質(zhì)性、水平段長度、水平段位置、水平段軌跡、油水黏度比、隔夾層等因素對水平井動態(tài)產(chǎn)生重要影響[2]。本文以油藏的實際生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)為依據(jù),借鑒他人的經(jīng)驗,總結(jié)出影響該區(qū)水平井開發(fā)效果的主要因素有以下兩點。

3.1.1 水平段距離油水界面高度

E6sh和 E10h井投入生產(chǎn)后,含水緩慢上升,開發(fā)效果較為理想,但該層先導(dǎo)性試驗井D25h初期產(chǎn)量高,三個月后含水上升至90%以上。經(jīng)過對地質(zhì)、油藏、測井、鉆井等資料的深入分析,發(fā)現(xiàn)D25h井區(qū)隔夾層不發(fā)育,水平段距離油水界面高度僅12 m,且水平段根部距離油水界面最近(圖7）,這樣導(dǎo)致根部出水后,含水迅速上升。

3.1.2 隔夾層分布對開發(fā)效果的影響

隔夾層分布對水平生產(chǎn)井有較大影響。F33h、F34h為館陶組兩口調(diào)整井,均鉆領(lǐng)眼。F33h領(lǐng)眼揭示目的層頂部5 m厚好油層,F34h領(lǐng)眼揭示目的層為3.2 m油層(2層）、1.1 m泥巖夾層(圖8）。F34h井泥巖夾層物性好,泥質(zhì)含量高。兩口井水平段均在距離油層頂部1～2 m的儲層內(nèi),水平段最低點距離油水界面均為11 m,平面距離僅為350 m。

圖7 秦皇島32-6油田D25h井井軌跡示意Fig.7 The conventional diagram of QHD32-6-D25h’s path

F33h、F34h于2006年8月投產(chǎn),初期產(chǎn)量分別為140 m3/d、80 m3/d,F33h井遠高于 F34h井(圖9、圖10）。至2008年初,F33h日產(chǎn)油53m3,含水43%,含水緩慢上升;F34h日產(chǎn)66.4m3,含水5.9%,含水穩(wěn)定在較低水平。F33h、F34h井生產(chǎn)情況表明,隔夾層對厚層底水油藏影響較大:隔夾層對底水有抑制作用,隔夾層發(fā)育位置含水上升緩慢,產(chǎn)量穩(wěn)定。

3.2 剩余油分布研究

圖9 秦皇島32-6油田F33h井生產(chǎn)曲線Fig.9 The production curve of QHD32-6-F33h well

圖10 秦皇島32-6油田F34h井生產(chǎn)曲線Fig.10 The production curve of QHD32-6-F34h well

定量描述剩余油分布,是水平井部署的關(guān)鍵。此次研究采用油藏工程綜合分析和數(shù)值模擬相結(jié)合的方法預(yù)測有利區(qū)剩余油分布。秦皇島32-6油田西區(qū)E7和E19等井剩余油飽和度測井結(jié)果顯示,井底部分全部水淹,但油層頂部沒有動用。結(jié)合該區(qū)數(shù)值模擬結(jié)果,認為該區(qū)剩余油分布具有如下特點:定向井井點位置水淹較嚴重,主要是由于定向井井筒附近底水錐進所致,而井間動用程度較差,是剩余油富集區(qū),現(xiàn)有定向井難以動用,井間剩余油富集區(qū)具有加密完善的潛力。

4 水平調(diào)整井實施、隨鉆跟蹤及完井技術(shù)

4.1 水平調(diào)整井鉆井地質(zhì)設(shè)計

隔夾層分布狀況對水平井生產(chǎn)影響較大,研究區(qū)發(fā)育三套泥巖隔夾層。柵狀圖及泥巖隔夾層分布圖顯示(圖11、圖12）:第一套主要分布在F24井、E7井油層頂部,兩井分別鉆遇1.9、3.8 m,該套泥巖隔夾層泥質(zhì)含量大于50%;第二套主要分布在 F24、F30、E20、E23、Ew 等井周圍 ,泥巖隔夾層厚度較大,主要分布在0.3～7.6 m,其中F24、F30、E20、E23、Ew 井分別鉆遇 7.6、3.3、3.5、6、3.1 m,泥質(zhì)含量均大于 50%;第三套主要分布在 E20、E23、E14、E24 井區(qū) ,泥巖隔夾層厚度0.3～1.0 m,泥質(zhì)含量約為20%。本次水平調(diào)整井主要部署在泥巖隔夾層發(fā)育位置。

圖11 油田西區(qū)E平臺有利調(diào)整井區(qū)柵狀圖Fig.11 The fence diagram of the adjustment wells of E-platform

圖12 秦皇島32-6油田西區(qū)E平臺有利調(diào)整井區(qū)泥巖隔夾層分布Fig.12 The interbeds’distribution graph of the adjustment wells of E-platform

此外,秦皇島32-6油田西區(qū)明下段為曲流河沉積,油藏類型為底水油藏,頂部含油層物性相對較差,設(shè)計時水平段盡量沿油層頂部穿過,以增加水平段與底水距離,同時考慮保證油層段物性和鉆完井的控制精度,水平段設(shè)計在據(jù)油層頂部1～2 m。

4.2 水平調(diào)整井隨鉆跟蹤研究

水平調(diào)整井隨鉆地質(zhì)跟蹤研究是達到設(shè)計目的的重要環(huán)節(jié)[3]。秦皇島32-6油田西區(qū)明下段利用修井機打調(diào)整井,水平段軌跡相對不好控制。隨鉆過程中充分利用地質(zhì)、地震、測井及與周圍井進行對比,且在實施過程中部分井鉆領(lǐng)眼,以確保調(diào)整井軌跡準確中靶、順利完鉆和投入高產(chǎn)、高效開發(fā)。如E27h井,根據(jù)隨鉆地質(zhì)跟蹤研究即時改變水平段軌跡設(shè)計,避免了因水平段井軌跡向油水界面下移的失誤。該井2008年2月16日投產(chǎn),日產(chǎn)油68 m3,含水1.5%,取得了很好效果。

4.3 水平井完井技術(shù)的優(yōu)選

水平井完井技術(shù)的優(yōu)選需要考慮儲層類型、驅(qū)動方式、產(chǎn)層巖性、鉆井工藝、生產(chǎn)控制等地質(zhì)、鉆井、生產(chǎn)過程的因素[4]。由于研究區(qū)儲集層疏松易出砂,水平段完井時必須采用防砂型完井方式。為了保證水平調(diào)整井能夠進行先期防砂,同時為了保持水平井在生產(chǎn)過程中的高效穩(wěn)產(chǎn),研究人員在進行了采油強度和提液時機分析的前提下,對研究區(qū)內(nèi)水平調(diào)整井采用了國內(nèi)先進的裸眼礫石優(yōu)質(zhì)篩管完井方式。

5 水平井開發(fā)調(diào)整效果分析

秦皇島32-6油田西區(qū)6口水平調(diào)整井水平段長度平均214 m,平均鉆遇油層214 m,鉆遇率100%,水平段最低點距離油水界面高度平均18.1 m。初期平均單井產(chǎn)能60 m3/d,約是定向井產(chǎn)量的3倍。目前除一口井因為管外串含水高以外,另5口井平均含水2.2%遠遠低于該區(qū)的綜合含水83.7%。秦皇島32-6油田西區(qū)6口水平調(diào)整井的投產(chǎn)使秦皇島32-6油田西區(qū)增加可采儲量270×104m3,累積產(chǎn)油量增加61×104m3,,全油田最終采收率預(yù)計提高0.36%(秦皇島32-6全油田探明儲量1.68×108m3）,取得了良好的效益。

6 結(jié)論

(1）實踐認為,對于秦皇島32-6油田西區(qū)底水油藏(特別是稠油底水油藏）利用水平井調(diào)整、挖潛,在技術(shù)上是可行的。

(2）影響秦皇島32-6油田西區(qū)底水油藏水平井開發(fā)效果的主要因素有兩個:水平段離油水界面的高度和水平井區(qū)域隔夾層分布狀況。

(3）水平井為提高底水油藏開發(fā)效果,提高單井產(chǎn)量,提高油藏采收率開辟了一條嶄新的途徑,具有很好的經(jīng)濟效益和社會效益。

[1]萬仁溥編譯.水平井開采技術(shù)[M].北京:石油工業(yè)出版社,1995.

[2]江同文,周代余,馮積累,等.水平井水淹動態(tài)及其影響因素探討[C].中國石油學(xué)會石油工程學(xué)會.復(fù)雜結(jié)構(gòu)井開采技術(shù)文集.北京:石油工業(yè)出版社,2003:61-68.

[3]張輝,石明杰,韓紅霞,等.臨2館三3正韻律厚油層特高含水期剩余油分布研究與挖潛[J].斷塊油氣田,2003,10(6）:52-54.

[4]潘迎德,熊友明.水平井完井方式的優(yōu)選[J].西南石油學(xué)院學(xué)報,1994,16(1）:42-49.

The development of horizontal well technology applied to bottom-water drive reservoir in the west area of QHD32-6 Oilfield

Hu Yong,Liao Xinwu,Xu Pin,Yang Qinghong
(Research Institute of Petroleum Exploration and Development,Bohai Oilf ield,Tianjin Branch of CNOOC Ltd.,Tianjin300452）

With the progress of oil field development,the production technology of horizontal well has been improved,and got good results in bottom-water drive oil reservoir.The west area of QHD32-6 Oilfield is a typical bottom-water drive oil reservoir,and the main part of this area was put into production by directional wells in 2002.However,there was no water free production period,bottom-water coning and breakthrough very fast.The area enters in high water cut after 6 years’production.In early 2008,water cut of this area was 83.7%,the oil recovery level was 5.05%,and the efficiency is low.Based on the pilot study,it is summarized that there are two main factors which influence the production of horizontal wells:the height of the horizontal well path above the OWC,and the distribution of flow barriers in the horizontal well area.Based on the study of the flow barriers and the remaining oil,we deploy 6 horizontal wells in the lower Minghua reservoir,geosteering technology and advanced well completion methods are applied to.The early productivity of the horizontal development well are about 3 times than the deviated wells of this area,the estimated total recovery efficiency of the whole oil field has increased by 0.36%,and it brings in economic and social benefits.

horizontal well technology;bottom-water reservoir;QHD32-6 Oilfield;production practice

TE243

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2010.01.090

1008-2336(2010）01-0090-06

2009-10-22;改回日期:2009-11-10

胡勇(1981—）,男,2005年畢業(yè)于中國地質(zhì)大學(xué)獲碩士學(xué)位,現(xiàn)為油田開發(fā)地質(zhì)工程師,主要從事石油開發(fā)地質(zhì)生產(chǎn)及研究工作。E-mail:huyong@cnooc.com.cn。