水平井开发低渗薄层碳酸盐岩油藏关键技术——以让纳若尔油田为例

0 引 言

哈萨克斯坦让纳若尔油气田是中国石油在海外开发最早的碳酸盐岩油气田,经十余年高效管理开发,其原油年产量由最初235×10⁴ t上升至最高418×10⁴ t,取得了显著的经济效益。但进入“十二五”以来,让纳若尔油田早期采取的高速开发模式使得主力油田的开发矛盾日益突出,主力高产油藏区块产量递减严重,低渗透率油藏难动用储量开发难度大,老油田稳产、上产面临着严峻的挑战。

为最大限度提高油田采出程度,针对让纳若尔油田低渗透率薄层碳酸盐岩油藏^[1,2,3,4,5],通过转变开发理念,实施油田精细化管理,逐步投入难动用储量的开发。为此从2012年起,对让纳若尔油田低渗透率薄层碳酸盐岩油藏水平井开发开展了精细化研究工作,提出了水平井开发低渗透率油藏的技术方案,从水平井长度的确定等3个方面进行了设计,通过现场实施应用,取得了显著的成效,从而打开了让纳若尔油田低渗透率薄层碳酸盐岩油藏开发的新局面,也为类似油藏的开发提供了借鉴和依据。

1 地层及构造特征

让纳若尔油田位于哈萨克斯坦共和国阿克纠宾市正南方向250~300 km,在构造位置上属于滨里海盆地东部斜坡带中部。整体构造形态为由南、北两个穹隆组成的长轴背斜,中间以鞍部相连。储集层分为中上石炭统上碳酸盐岩层(KT-I)和中下石炭统下碳酸盐岩层(KT-II),主要目的层为KT-II,该层细分为Г、Дю两个油层组,均为带凝析气顶及边底水的油藏,具有统一的油气界面和相近的油水界面,油气界面海拔为-3 385 m,油水界面海拔变化范围-3 580 m~-3 540 m,平均海拔为-3 570 m。

本次研究的目的层Дю层构造形态为北陡南缓,西陡东缓,构造继承性较好,断层相对不发育,Дю油层组划分为Дв、Дн两段4个小层(Дв分为Д₁、Д₂,Дн分为Д₃、Д₄),地层厚度由北向西南减薄,平均地层厚度277.5 m,油层主要分布在Д₁、Д₃,Д₁分为 Д11、 Д12两个小层,Д₃分为 Д31和 Д32两个小层,平均地层厚度60.0 m(表1)。

2 水平井开发部署研究

2.1 水平井开发部署依据

(1)井网控制程度低、未动用地质储量大。

(2)油层厚度较薄,直井开发效果不理想。

(3) 部署井尽可能位于油水界面之上构造较高部位,避开后期储集层改造受边底水的影响。

(4)油层发育状况较好(尤其是地震属性特征反映储集层的发育较好),邻井油层落实且剖面上分布连续。

(5)周边油井生产证实有一定的生产能力、地层压力保持程度较高。

2.2 水平井部署适用性分析

根据水平井的筛选准则,结合让纳若尔油田碳酸盐岩油藏的实际地质特征参数,进行水平井适用性分析。

(1)一般认为水平井适用深度主要受钻机能力、测试条件和成本限制,适合水平井的深度为1 000~6 000 m,该油田石炭系KT-II层Дю碳酸盐岩油藏中部深度3 850 m,在适用深度范围内。

(2)Дю碳酸盐岩油藏属构造-地层岩性复合圈闭的油气藏,南部构造相对较缓,储集层发育较连续,在布井范围内油层厚度变化不大,适合水平井的钻探要求。

(3)利用水平井开发可以加大油气层裸露长度、增加泄油范围,提高单井产量。Дю南部碳酸盐岩油藏储集层物性差,平均孔隙度7.8%、平均渗透率率10.0 mD,总体上属于中孔低渗油气藏,直井单井产能低。利用水平井开发可以改善该区难动用储量开发现状。

(4)利用水平井开发气顶边水油气藏可以有效地抑制气窜和水体锥进。根据地质研究认识,该油田为带气顶和边底水的岩性油藏,具有统一的油气水界面,利用水平井开发KT-II边底水油藏可以有效抑制气窜和边底水锥进。

(5)在裂缝发育区,垂直裂缝方向钻水平井能钻穿多条垂直裂缝,大幅提高单井产能。根据地质研究成果,Дю碳酸盐岩油藏主力含油层Д₁储集层裂缝发育,呈条带状分布。根据裂缝发育方向,部署水平井在平面上可钻穿多条裂缝,纵向上裂缝可以沟通上下多个产层,扩大油层的连通范围,提高油层的泄油体积,增加产量。

(6)利用水平井开发可穿越多个碳酸盐岩封闭的流动单元,扩大连通范围,增加控制可动用储量。

综上所述,让纳若尔油田碳酸盐岩油藏地质条件非常适合采用水平井开发。

3 水平井地质设计研究

3.1 水平井合理长度

根据Dikken井筒压力损失计算方法^{[6,7,8,9,10,11,12,13]},对Дю低渗透率薄层边底水油藏分别计算出水平段井筒压力分布(图1)、不同井底流体压力下日产油量与水平段长度的关系(图2)、水平井采油指数与水平段长度关系(图3)及水平段长度与日产油量关系(图4)。研究表明:水平段起始端和末端的压力是不平衡的,在水平段起始端流体压力最低,生产压差最大,随着水平段长度增加,生产压差逐渐变小,当水平段长度大于600 m后,靠近水平段末端井筒压力基本与地层压力平衡(图1)。相应地,由于水平井水平段起始端生产压差最大,流体自地层进入水平段起始端的流速最大,产量最大;水平段末端生产压差最小,流体自地层进入水平段末端流速最小,产量最低(图2)。当水平井长度大于400 m时,井筒压力损失的影响显著增大,进一步增加水平井长度,产量增加幅度明显减小,水平井采油指数明显减小(图3)。从水平段长度与水平井日产油量的关系(图4)也可以看出,不考虑井筒压力损失,水平井产量随其长度的增加而线性增大;考虑井筒压力损失,水平井产量随其长度增大为非线性增大。

综上所述,得出如下结论:水平段越长早期采油速度越快,但水平段愈长,井筒压力损失愈大,靠近井底的水平段自地层进入井筒的流体速度愈低。受井筒压力损失影响,水平井存在合理长度。同时考虑加快投资回收,缩短投资回收期,水平段合理长度为400~800 m为宜。

3.2 水平井井网布署

为了优选井网开发方式,采用数值模拟方法对水平井(不注水,井网1)、直井注水-水平井采油(井网2)、水平井注水-水平井采油(井网3)3种井网开发方式(图5)进行了15年生产期预测。通过对不同井网单井日产油与生产年限模拟对比(图6)和不同井网单井累计产油量与生产年限模拟对比(图7)分析,五年内以井网3方式单井日产油量最高,井网1方式单井日产油量最低,五年后结果则相反;而采用井网3方式,平均单井累计采油量最高,达到10.81×10⁴ t(表2),开发效果最好。

3.3 水平井位置及轨迹

3.3.1 水平井位置选择

水平井位置是影响水平井开发效果的重要因素,针对该区低渗透率薄层碳酸盐岩储集层的地质特点,根据工区内的构造精细解释、各井区的气水关系,并通过储集层反演结果、裂缝分布规律及产能预测等研究工作,结合邻井储集层发育情况、生产情况及地震反射特征,综合确定水平井井位布署应遵循如下原则:

(1)构造位置高,且远离边底水:处在构造高部位,远离底水,抑制底水锥进。

(2)裂缝发育带:设计水平井应处在火山岩气藏裂缝发育区域内,以穿越多条裂缝。

(3)选择储集层分布连续性好,范围大的区域。

3.3.2 水平井轨迹设计

通过让纳若尔油田碳酸盐岩油藏水平井录井精细地质研究,以相对稳定的储集层为目的层,在井位研究和地层对比的基础上,合理设计确定水平井的靶点深度、着陆点位置等各项数据,同时考虑钻遇储集层有利部位,减少邻井影响,为钻井和地质导向提供技术支撑。

(1)通过地层对比找准标志层:水平井现场录井跟踪过程中,在着陆前地层对比十分重要,根据对比情况找出标志层,可以随时判断钻遇位置,预测着陆位置,以便对井斜进行及时调整。如果没有前面的连续对比,很难判断是否着陆,容易错过目的层或进入非目的层;一旦目的层判断错误,造成的损失将是无法挽回的。

(2)着陆点(A靶点)深度设计:为了便于着陆及着陆后井斜调整,同时保证钻遇油层较高位置又不易上出层, 根据目的层的厚度,通常将A靶点深度设计为进层1~2 m(甚至更深),一般设计A靶点深度为进层1.5 m。

(3)随钻测量仪器的选择:目前所用仪器主要有LWD、MWD。LWD可以随钻测量伽马、深浅感应电阻率、井斜、近钻头井斜,MWD可以随钻测量井斜,两套仪器租用日费不同。一般情况下由于LWD所取资料较全、方便对比,是导向仪器的首选;对于丛式井的第二口井或者距离老井很近的地层认识清楚、对比关系明确的水平井,考虑使用价格相对低廉的MWD。另外,当设计水平段井斜大于90°时,考虑用其近钻头井斜的变化趋势来分析复合钻进时增斜或降斜效果,应当使用LWD。

3.4 现场录井地质跟踪导向研究

现场录井地质跟踪导向就是以钻前清晰的地质认识为基础,结合现场综合录井实时参数(岩屑录井、气测录井、工程录井等参数)及LWD或MWD参数,综合运用各项现场资料和邻井电测资料分析进行精细对比,确保钻头顺利着陆,并在油层中水平穿行一定距离的关键技术。水平井钻井可分为三大井段(垂直段、造斜和增斜段以及水平段),其中水平段钻井是关键,而卡准着陆点又是水平井顺利施工的关键,此时做好随钻数据分析、对比卡准层位的工作极为重要。现场录井人员在吃透钻井与地质设计的同时,还要结合所钻探区块的邻井资料,通过认真分析现场各项实时参数的变化,及时卡准目的层,并根据其实钻情况重新调整靶窗位置。

3.4.1 着陆前地层对比

着陆前首先通过稳定的标志层(特殊岩性层位或电性层位)确认对比关系,将每个标志层按轨迹层加厚或减薄对比,根据对比结果校正设计误差,随时调整靶点深度和着陆位置,确保钻头以合适的井斜着陆,同时可以根据地层增厚与变薄计算地层倾角验证设计。让纳若尔油田HX 115、HX 059、HX 117、HX 118、HX 127、HX 137井设计目的层为同一套储集层 Д12底部油层,在 Д12顶部发育一套较为稳定的泥岩标志层,现场岩屑录井和电测资料对比性较好,可作为着陆对比标志层一,同时在目的层上部还发育一套较为稳定的油层(HX 091、HX 093井设计目的层),可作为着陆对比标志层二(图8)。

3.4.2 着陆确认

着陆是水平井施工的关键环节,以着陆前的地层对比为依据,在预计将要钻至着陆点附近时,需加强现场录井跟踪,由于在着陆前井斜偏小,一旦进入目的层钻时加快,随钻监测曲线深度位置距井底有十几米,等井底监测曲线出来再调整,很有可能造成穿过目的层。因此,现场需要加强组织协调,在着陆前要求地质、气测、工程、仪器人员及井队司钻,通力协作认真取准各项资料,卡准着陆点,及时调整轨迹。确认着陆后一般要求尽快将井斜调整至设计井斜,保证钻头入层达到合适深度,然后按设计井斜角度钻进,并以录井、LWD随钻资料绘制随钻井身轨迹剖面进行导向。

如HX 148井设计靶点垂深3 659 m,根据实钻气测对比,预计按照原设计垂深3 659 m无法准确入靶,需向下调整4 m左右(图9)。由于井底井斜已达84.3°,如向下调整垂深,则必然导致实钻靶前位移超出设计靶前位移,经过现场资料对比,最终按靶点垂深调整到3 663 m,井斜88°,水平位移290 m,顺利完成入靶。

3.4.3 着陆后轨迹调整

根据轨迹剖面、钻时、气测、LWD等现场资料,分析判断钻头在地层中的位置,实时调整钻进轨迹,防止出层并尽量确保在有利层位中钻进。当根据现场资料确认钻头已经穿出目的层时,需要根据资料进一步判断上出、下出、隔夹层、目的层尖灭等原因,然后调整井斜角,使钻头重新回到目的层。出层判断首先以实钻井身轨迹剖面为参照,以地质认识为基础,计算进层深度,判断可能出层位置,然后结合其他资料验证实施调整。上出层一般轨迹剖面显示井底位置处于目的层顶部甚至已经出层,出层较多时随钻测井曲线出现重复井段,顶部特殊岩性(颜色、岩性)出现重复,邻井对比底部电性不同,气测高值出层(辅助参考),出层点井斜角大于地层倾角。下出层一般轨迹剖面显示井底位置处于目的层底部甚至已经出层,曲线没有重复,出层较多时随钻测井曲线可与邻井对比,与顶部电性不同,或顶部出现未见过的岩性,井斜角小于地层倾角。

如H 774井,在水平段钻进过程中出现钻时升高、气测及岩屑录井油气显示明显变弱,LWD实测GR值异常增大,通过邻井对比,判断钻遇油层中小夹层,经过轨迹调整,钻头重新入靶(图10)。

4 开发实施效果

让纳若尔油田经过近5年的开发,已完钻井并投产水平井60余口。该区采用直井开发时,平均产油5~20 t/d,开发效果差;采用水平井开发后,平均产油20~100 t/d,水平井产量是直井产量的4~5倍,稳产效果好,经济效益巨大。以水平井HX 061井和邻井直井X 433井两口井为例,取得开发实施效果对比如下:

(1)水平井HX 061井。测井解释有效储集层21层,最小厚度0.6 m,最大厚度140.0 m,测井解释有效储集层累计厚度306.8 m,油层钻遇率76.7%。该井采用13 mm油嘴生产,初期产液94 t/d,产油91 t/d,含水2.8%,油压4.7MPa,套压8.7 MPa。HX 061井连续生产76 d,累计产油6 589 t,平均产油86.7 t/d。

(2)直井X 433井。测井解释有效储集层13层,最小厚度0.6 m,最大厚度3.3 m,测井解释有效储集层累计厚度18.1m ,油层钻遇率59.1%。该井采用13 mm油嘴生产,初期产液19 t/d,产油18 t/d,含水1.1%。油压5.2 MPa,套压8.9 MPa。X 433井累计生产88 d,累计产油1 465 t,平均产油16.6 t/d。

通过水平井开发低渗透率薄层碳酸盐岩油藏技术的实施,打开了让纳若尔油田低渗透率难动用油藏开发的新局面,新增区域勘探面积29.99 km²,新增地质储量2 891.4×10⁴ t,取得了显著的地质效果和经济效益。

5 结论与认识

(1)先期实施导眼井和钻前构建精细地质模型,是保障水平井在薄油层中成功实施的基础。

(2)水平井地质构造设计和实钻存在一定的误差,在随钻录井施工中只能作为方向性参考,地质构造设计需要通过随钻精细化录井不断校正和完善,从而达到地质目的。

(3)采用水平井开发让纳若尔油田低渗透薄层碳酸盐岩油藏获得了良好效果,为类似油田水平井开发部署提供了借鉴。

(4)鉴于让纳若尔油田Дю油藏天然能量较弱,地层压力下降快而且难以保持,建议开展Дю油藏难动用储量水平井注采井网开发试验。

The authors have declared that no competing interests exist.

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参考文献

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