张春
中国石油大港油田公司第五采油厂
中图分类号: TE132.1
文献标识码: A
收稿日期: 2019-02-1
网络出版日期: 2019-03-25
版权声明: 2019 《录井工程》杂志社 《录井工程》杂志社 所有
作者简介:
作者简介： 张春 工程师,2008年本科毕业于长安大学资源勘查工程专业,2016年硕士毕业于中国石油大学(北京)地质工程专业,现在中国石油大港油田公司第五采油厂从事储集层地质研究、地质综合研究及油田开发工作。通信地址:300283 天津市大港油田第五采油厂地质研究所。电话:(022)25931415。E-mail:zhangchun1369@126.com
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摘要
周青庄油田沙三段发育致密砂岩储集层,具有“埋藏深、储量丰度低、低孔特低渗”特征,常规井开发效果不理想。为提高该类油藏采收率,在整体油藏地质特征研究及开发特征分析的基础上,开展了水平井适应性分析及水平井产能分析,运用“水平井采油,常规井注水”的开发方式,对水平井在该区的实施效果进行分析和总结。结果表明低渗透油藏应用水平井技术可以有效改善开发效果。
关键词：
周青庄油田具有油层埋藏深、渗透率低等特点,目前油田注采矛盾突出,非均质性及水窜现象严重,成为油田开发的技术难点,主要开发层为沙一段与沙三段,是一个低采出程度、低速开发的油田。本文主要研究沙三段地层,油藏埋深3 000 m,其平均孔隙度12%、平均渗透率4.6 mD,为低孔低渗-特低渗储集层。由于周青庄油藏沙三段隔夹层发育,层系内含油层数多,受储集层非均质性及长期注水开发的影响,剩余油分布异常复杂,采用常规井开发效果较差。采用水平井可以横穿一组油层,增加单井泄油面积,控制较多储量,提高开发效果。
周青庄油田位于黄骅坳陷中区,歧北凹陷西斜坡带上。构造上跨南大港和北大港两个二级构造带,由南北两部分组成,北部为港西主断层切割的断鼻构造,南部为南大港构造带向北倾斜的斜坡部分,中间以浅鞍相接。
古近系沙河街组三段平均厚度约270 m,上部为深灰色泥岩、灰绿色泥质砂岩、灰色细砂岩,厚度约210 m;下部主要以浅灰色砂岩为主,夹薄层含砾不等粒砂岩及泥岩,厚度约60 m。沙三段地层与下伏中生界呈不整合接触。周青庄油田沙三3亚段(E
周青庄地区在沙三段沉积时期是盆地的发育期,湖水较深、覆盖面积较大,除港西凸起和孔店凸起在水面以上,整个地区都淹没在较深水环境之中,凹陷内地层呈东北侧陡且深、西南侧缓而浅的箕状形态。在港西凸起以南沙三段沉积以巨厚泥岩为主夹有厚度不等的砂岩,砂岩底部的泥岩及砂岩间泥岩隔夹层含有大量的丰富的植物碳屑,说明当时砂岩间的泥岩沉积环境为湿润性气候的水上湿原沼泽环境,三角洲沉积环境的典型特征(图2)。
周青庄沙三段岩石以粉砂岩、细砂岩为主,常见粗粒、不等粒混合砂岩及细粒岩屑砂岩。碎屑成分以石英、长石和岩屑为主,长石含量一般为35%50%,石英含量一般小于40%,岩屑含量10%30%,胶结物含量10%20%。砂岩颗粒圆度为次尖、次尖-次圆状,分选中-好,风化中等。结构成熟度中等,表明除了受物源影响之外有一定的搬运距离,但不是长距离搬运。胶结类型有孔隙式、再生孔隙式、接触-孔隙式,胶结物为泥质、钙质、泥生物灰岩结晶等,其中以泥质为主,且成分成熟度较低,说明物源相对较近。经对各小层的测井解释储集层物性资料统计分析,沙三段储集层最大孔隙度27.7%,最小孔隙度0.2%,平均孔隙度12%;最大渗透率85.51 mD,最小渗透率0.1 mD,平均渗透率4.6 mD,整体属于低孔低渗储集层。
周青庄油田原油性质较好,具有密度低、粘度低、含蜡量低的“三低”特点。沙三段原油密度0.829 7~0.848 8 g/cm3、平均0.836 4 g/cm3,50℃粘度在3.14~5.74 mPa·s之间,平均3.82 mPa·s,凝固点为15~26℃、平均20.7℃,含蜡量为0.89%~19.46%、平均8.33%。根据试油分析,周青庄油田属于正常的温度系统,其平均温度梯度为3.647 6℃/100 m。沙三段油藏平均原始地层压力33.53 MPa,平均油层中深3 058.8 m,压力系数1.08~1.12,平均压力系数1.097,属于正常压力系统。
周青庄油田1970年投入开发,各断块普遍存在自喷能力生产井,但沙三段的致密砂岩油藏油井自喷能力较弱。开发初期低含水或不含水,现已处于高含水开发后期。生产过程中主要表现出以下3种开采特征:
(1)油田地饱压差大(11 MPa),开发初期采用弹性能量驱动方式,各断块依靠弹性能量和溶解气驱开采都在5年以上,开发初期效果较好。从各断块的单井生产情况看,注水开发前地层能量下降快,产量递减快。各断块均在5年后投入注水开发,因地下亏空严重,注水初期采用较高注采比,注水初期见效快,年产油量逐渐上升。油田注水开发晚,注水开发后注采比高,油井见效快,水淹速度快。
(2)受低孔、低渗及储集层非均质影响,产量下降快,油井间歇生产有利于油井压力和产量恢复:针对油田低产、低孔、低渗的特点,油井采用合理优化间歇生产工作制度[1,2],有利于油层压力恢复。
(3)压裂油层改造措施效果明显。周青庄油田的沙三段钙质胶结致密砂岩油藏,物性都比较差,油井投产后生产压差大,一般都在10 MPa以上,油层的生产能力发挥不出来,而且能量的损耗比较大。根据油层特点,对沙三段致密砂岩油层进行压裂改造,以充分发挥油层的潜能。压裂油井30口45井次,其中22口井20井次见效。压裂井多集中在ZG 1井区,多数井压裂后投产,压裂效果明显。如QX 24井1981年2 月投产,累计对该井进行三次压裂作业,累计产油6.58×104 t,产水4.74×104 t。
周青庄油田已开发40多年,通过开发效果评价,了解目前油田所处的开发水平及存在的问题,利于有目的地进行开发调整。
(1)以注采对应率、水驱控制程度进行评价。油田采用的注水方式主要为点状注水开发,注水储量305×104 t,水驱控制储量为241×104 t,水驱控制程度为56.7%。
(2)油层动用程度。油层产液、吸水状况可反映油层动用程度的高低。沙三段油层动用程度为65%。
(3)压力保持水平。周青庄油田原始地层压力33.53 MPa,饱和压力21.17 MPa,目前地层压力保持在24.54 MPa左右,压降为12.4 MPa左右,压力保持较好。
(4)剩余可采储量采油速率。剩余可采储量采油速率是评价一个油田(或断块)生产能力高低及稳产基础强弱的开发指标。周青庄油田的综合含水率55.6%,剩余可采储量采油速度为3.2%。
(5)水驱油情况。地层存水率和水驱指数反映注入水的利用状况。从2004年以来历年存水率相对稳定,进入2008年,存水率和水驱指数变好。随着油井的转注及长停水井恢复等工作有效开展,水驱状况好转。
(6)含水上升率。在采出程度达4%以前,平均含水上升速度相对缓慢,之后由于注水水窜造成含水上升速度快,1992年以后由于新区投产及水井周期注水含水明显下降,使整个生产历程含水出现2次较大的波动。自2002年以来综合含水呈逐年上升趋势, 2006年至今综合含水稳定。
(7)自然递减率。自然递减率的高低,表明一个油田稳产基础的好坏。周青庄油田2009年以来断块产量呈下降趋势,2009、2010、2011年自然老井产量迅速下降,年自然递减率分别为13.11%、11.34%、5.25%,近3年来自然递减率上升,2014年为21.27%,主要由于新井投产后初期自然递减较明显。
周青庄油田新区油藏类型属于中低渗油藏,为了最大限度提高储量动用程度并提高采收率,结合油藏发育特征,探井试油、试采情况,同时借鉴老区油藏开发经验,利用数值模拟技术对两种井型(常规井、水平井)进行了优化研究,结果表明:周青庄隔夹层发育,层系内含油层数多、厚度小,采用常规井开发效果较差,而采用水平井效果却较好,可以横穿一组油层,增加单井泄油面积,控制较多储量。因此,针对各断块储集层特点,优选井位采用水平井开发。
从“八五”期间,大港油田采用长、中、短三种曲率半径在低速低效区块中进行了水平井先导试验。经过试验证明,水平井在这些油藏中取得了良好的效果,达到了提高单井产量、提高采收率的目的。在先导试验的基础上,学习并借鉴国内外水平井技术应用的成功范例,以精细油藏描述为基础,在周青庄油田周边实施的水平井全部取得成功。
目前水平井的筛选没有明确的标准,很大程度上取决于钻水平井的目的,但并非所有的油田或区块都适宜于钻水平井,必须符合一定的地质和油藏条件(主要包括油藏埋深、油层厚度、绝对渗透率、直井产能大小、目前地层能量情况等),用水平井开采油田才能明显改善开发效果[3,4,5,6]。一般需满足以下条件:(1)储集层的渗透率应大于1 mD;(2)含油层的流度应大于0.5 mD/(mPa·s);(3)油层厚度≥4 m;(4)油藏面积要大于0.10 km2,才能部署完善的井网系统;(5)可采储量满足经济极限可采储量要求。由表1可以看出,周青庄油田各断块均满足水平井开发的条件。
表1 水平井适应性分析统计
| 断块 | 层位 | 渗透率/ mD | 流度/ (mD·mPa-1·s-1) | 含油面 积/km2 | 油层厚 度/m |
|---|---|---|---|---|---|
| 周三 | EsⅢ | 35.00 | 2.10 | 2.80 | 5.9 |
| 周G 1 | EsⅢ | 1.30 | 1.01 | 2.00 | 4.6 |
| 滨20X1 | EsⅢ | 23.00 | 1.20 | 1.79 | 9.6 |
| 滨22 | EsⅢ | 1.98 | 1.03 | 4.50 | 4.0 |
| 滨23X1 | EsⅢ | 1.98 | 1.03 | 1.16 | 4.0 |
油井生产能力是指方案设计全面投产后在既定条件下的稳定产量,本文根据油藏基本参数、试油资料、初产数据等实际资料进行分析。
3.2.1 水平井段长度优化
依据周青庄油田油藏分布特点,对滨22断块建立模型,对水平段长度进行研究,分别计算了水平井段长度400、600、800 m时的采收率和产量增速,结果表明:随着水平井段的延长,产量呈增加趋势,但当水平段长度大于600 m时,产量、采收率增长幅度明显变缓,因此优选水平井段长度600 m。方案实际部署过程中将依据论证结果,同时结合构造形态及储集层分布部署水平井段,合理延长水平井段使油井达到最佳产能。
3.2.2 水平井产量计算
应用替换比方法预测水平井产量。采用水平段长度与控制面积同步增长的设计方法,一个水平段长度对应一个控制面积,可以最大程度发挥水平井的特点。替换比,即在一油藏上当产量相同时一口水平井相当的直井数。在一油藏上,当井距、单井采油指数都相同时,每口井的泄油面积采油指数也是相同的,利用替换比计算结果,可以推算水平井产量。由于各个断块钻遇油层厚度不同,计算替换比也不相同,经平均后取4.5,以此计算滨22断块单井水平井产量为40 t/d, 滨20X1断块为45 t/d。
借鉴国外水平井产能公式。在国外,20世纪80年代初期法国、美国的学者先后推导出水平井产能预测公式[5,6,7,8],本文应用其公式进行了计算(表2)。
表2 水平井产能预测公式计算结果
| 断块 | 层位 | Borisov/ (t·d-1) | Giger/ (t·d-1) | Joshi/ (t·d-1) | 平均值/ (t·d-1) |
|---|---|---|---|---|---|
| 滨22 | EsⅢ | 35.21 | 15.65 | 24.2 | 25.02 |
| 滨20X1 | EsⅢ | 43.11 | 17.40 | 26.4 | 28.97 |
| 周三 | EsⅢ | 41.21 | 17.01 | 25.8 | 28.00 |
3.2.3 水平井方位选择
周青庄油田裂缝发育方向主要为北东方向,注水见效快慢和程度受裂缝发育方向影响较大,并与砂体展布和主断层延伸方向基本一致。从沙三段压裂裂缝监测得出主要发育北东方向裂缝,建议水平井方位与主裂缝方向应该垂直(图3)。
结合周青庄油田低渗透储集层形成机理和分布规律及低渗透油藏数值模拟技术,采用非均质砂岩小层细分对比技术,为水平井的设计应用和改善油田开发效果奠定了地质基础。
目前,周青庄油田沙三段低渗透储集层共完钻3口水平井(周三等断块),初期均依靠天然能量开采,目前平均单井产油9.11 t/d,综合含水4.19%,累计产油1.25×104 t。开井数占全区的8.33%,综合含水低于全区平均水平,日产油为直井的3.07倍。
3.3.1 油层钻遇效果
目前已完钻投产的3口水平井,地质设计符合率达到100%。钻进总进尺1.12×104 m,设计水平段1 978 m,实际钻遇水平段长度1 738 m,共钻遇油层829.6 m,油层钻遇率85%,建成能力95.75 t/d。
Q 61-6H井于2011年5月完钻,钻遇水平段438 m,测井解释油层244.3 m/5层,差油层69.8 m/4层,试油分4段压裂完井。投产后5 mm油嘴自喷,产油119.54 t/d,含水5%。初期产油30 t/d,目前产油10.87 t/d,含水10.45%。阶段累计产油12 451 t,阶段产水1 162 m3。平均产油17.3 t/d。
Q 24-19H井设计水平段油层600 m,实际钻遇水平段525.6 m,测井解释油层316 m/1层,差油层57.5 m/1层,压裂井段长373.6 m,投产初期产油25 t/d,阶段累计产油9 423 t。
3.3.2 开发生产效果
水平井单井控制储量高,单井产能高,由于供油范围大,生产压差小,提高了油井生产能力。一口水平井在油藏上的单井控制储量相当于多口直井,即当水平井泄油半径为100 m,水平长度为350 m时,水平井单井控制地质储量是直井的4.6倍。统计区块内3口水平井对比直井的初期产能,平均为直井的3.41倍。从产能比分析,Q 61-6H井的效果最明显,为直井的6.53倍。
3.3.3 投资效益分析
水平井与直井相比,具有低成本优势。尽管水平井钻井、措施投资费用均高于直井,但是其他操作成本远低于直井。研究区常规井单井平均钻井成本约680万元,水平井平均钻井成本约1 410万元,水平井平均成本是直井的2.07倍,但产量为直井的36倍。结合材料、动力、人工工资、维护及护理费及油气处理费等单项成本,水平井吨油平均费用为直井的34%。
3.4.1 提高油层钻遇率
低渗透油田水平井入窗技术是提高油层钻遇率的关键,需要地质、录井及现场工程师的协同配合。首先,通过对邻井资料的收集和对比,找准标志层和目的层位的深度,指导准确入窗;其次,结合现场录井参数,做好入窗前的岩性判断,通过采用LWD工具测取GR数据准确判断着陆层位。在钻进过程中Q 24-19H井油层顶部有3 m厚的泥岩,目的层上段有3个小薄层,电阻率较高,进入油层气测异常明显、自然伽马60 API、电阻率30 Ω·m,由此综合判断该井着陆。另外,水平井入窗前一定要把握好轨迹和井斜角度,一般着陆点纵向误差小于0.5 m,水平段横向误差小于5 m,避免出现脱靶的问题。
3.4.2 提高钻井液性能
在钻井、完井等作业中,钻完井液的矿化度会对储集层造成一定的伤害,影响油井的产能。根据研究区储集层敏感性实验,储集层水敏损害率为24%54%,盐敏损害率中等偏弱,说明淡水对储集层渗透率的损害程度大。据此,在进行淡水入液配伍时应采取适当措施防止水敏损害的发生。
3.4.3 完善开发井网夯实稳产基础
低渗透油藏物性差且流体渗流存在启动压力梯度,为了使低渗透油藏能得以动用,需要缩小井距,但井网过密势必增加开发成本。因此,注采井距既受储集层物性、渗流条件、垂向与平面分布状况、开采工艺等条件的限制,又要满足经济条件需求[9,10]。针对低渗透油藏提出适合其特征的技术极限井距,该区的技术极限井距在190380 m之间。根据各断块单井试油资料统计,沙三段试油、试采时生产压差为3.927.82 MPa。结合该油田的以往开发经验,生产压差为7 MPa时可以满足生产需求。周三断块和歧北断块沙三段井网需要结合区块储集层特点调整加密。
水平井是开发周青庄油田低渗透储集层的有效手段,主要有三方面的优势:一是针对薄的低渗油气层,水平井与常规井直井相比具有更大的泄油面积;二是对于垂直主裂缝发育的储集层,用水平井把裂缝串起来可以增加自然产能,同时水平井采用体积压裂后,稳产周期要比常规井长;三是在同等面积区域内,水平井可以采用大井距布井,从而减少钻井井数,缩短建产周期,降低钻井成本。
水平井在实施过程中,应加强对水平井的随钻数据的分析,找准标志层,确定入窗位置,并且要把握好轨迹和井斜角度,提高水平井钻遇率。采用合适的钻井液及完井方式,配合合适的开发井网,保证水平井高效生产。
The authors have declared that no competing interests exist.
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