完井新技术提高了原油最终采收率

编译:张松 (吐哈油田公司国际合作处)

审校:赵全国 (吐哈油田公司驻哈萨克斯坦办事处)

完井新技术提高了原油最终采收率

编译:张松 (吐哈油田公司国际合作处)

审校:赵全国 (吐哈油田公司驻哈萨克斯坦办事处)

为增加与油藏接触和泄流的面积,水平井技术提供了钻常规油气井的一些成熟方法,但是,对非均质的产液剖面,特别是在高度非均质和高度裂缝型的油藏中,会引起过早见水。为达到均匀的产液剖面,急需一种针对水平井的完井技术。通过在水平井段使用流入控制装置 (ICD)的完井方法来提高采油效率。目的在于通过控制含水率上升的速度,进而改善油藏的波及效率,最终提高原油的采收率。流入控制装置系统对未来的开发、钻井及修井方案的优化十分有益。

完井 流入控制装置 含水率产液剖面 提高采收率

油气井寿命的缩短与地层产水直接相关。当地层水向井筒流动时,波及效率会受到影响,必须通过修井和钻新井来维持油田的产能。改进完井方法必然成为油气田开发战略的重要内容。

在阿联酋,由阿布扎比国家石油公司 (ADCO)运营的一个正在生产中的油田,第一次应用了一种新型的完井技术来解决这一难题。该公司在水平井段使用流入控制装置 (ICD)的完井方法,已在1口新井和1口现有井上进行了试验,这2口井都位于高裂缝地区。

1 裂缝带

在油田开发的早期阶段,人们对油田内裂缝的重要性缺乏足够的认识。然而,结合所有可利用的地震数据和采油数据,最新的裂缝研究表明:在高度非均质的基岩系统内,该油藏含有一套复杂的裂缝网状结构。在油藏的开发机理方面,基岩体系和裂缝体系都发挥着重要的作用。

这种油藏的特点在于糖粒状白云岩的存在显著地提高了基岩的渗透率。基岩的渗透率范围在0.01 mD(1 mD=1.02×10-3μm2) 到12 D(1 D=1.02μm2)之内,但平均渗透率在100 mD以上。这些裂缝被描述为次地震断层内的裂缝带体系,或叫做裂缝群,可能横向延伸至数百米,有时甚至能延伸至数千米以上。产油地层是一种复杂的裂缝性碳酸盐油藏,其岩性在横向及纵向上呈现出相当大的变化。这个裂缝群区域,范围在50～100 m之间,主要有两个方向:即 N40°E和 N70°E,如图1所示。由于扩散裂缝的特征一点也不显著,这意味着该油藏在裂缝群区域之间是一种弱断裂。

图1 显示两个方向 (N40°E和N70°E)的裂缝图

2 应用实例

为了获得经济的解决办法,ADCO组建了包括各种学科的研究小组,对非均质产液剖面和地层水穿过水平段的过程进行了研究。在裸眼水平井内,使用生产测井组合仪 (PL T)对地层水侵入点进行界定和测量,同时利用基准西格码测井法测量,对饱和度进行监测。

A井位于高裂缝的区域。生产测井组合仪测量的结果显示,一个非均质的产液剖面穿过了该井的水平段,并且绝大多数的产油层段及产水层段都和这些裂缝的研究相符合 (图2)。当该井含水率达到50%时,在另一个方向上,开始计划钻水平井段;但是,在恢复完井作业之后,对套管腐蚀测井的结果显示,该井套管的腐蚀非常严重。因此,只得放弃该井,同时,重新钻1口井来取代这口井。

用生产测井组合仪对B井进行探测的结果显示,从一个厚约40 ft(1 ft=30.48 cm)的薄地层内生产出该井全部原油产量的70%,同时还产出了大约80%的水。试验结果显示,这一薄层的产油率和出水率都较高,同时还显示出该井温度的急剧升高是由于巨裂缝的存在。尽管人们认为C井位于一个非常均质的地区,但是生产测井组合仪的结果却显示出这口井全部的产液量都来自于该井水平段的前半段,而该井水平段的后半段并没有产生任何的液体。

研究小组发现,所有的这些井都有一个不均匀的产液剖面。依照这些结果,为了达到均匀的产液剖面,急需一种针对水平井的完井技术,目的在于通过控制含水率上升的速度,进而改善油藏的波及效率,最终提高原油的采收率。

3 技术及经济性评估

研究小组研究了机械堵水和化学堵水技术,却发现这两种技术在高裂缝的油藏内效果都很差。一些油气井服务公司利用类似的功能性,提出了三种不同的工艺技术,来获得均匀的产液剖面。研究小组发现对这种高裂缝的油藏,通过控制低渗透率层段和高渗透率层段之间的流动,建立一种均匀的产液剖面,是一种最合适的选择。在风险评估之后,研究了案例井史并评价了成功率。研究小组认为,作为一种先导性的方法,对流入控制装置系统进行测试,是一种最合适的办法,并在新井D井上进行了试验。这口新井钻在裂缝密集的区域,尤其是该井水平段的后半段,位于裂缝高度密集的区域。

通过油藏模拟运行来评估这口新井安装了流入控制装置系统后的收益。通过运行流入控制装置系统,结果显示该井的产量增加了140×104bbl(1 bbl=0.159 m3),超过了该井在寿命期内所能获得的产量,优于裸眼完井。此外,为了评估在整个油田范围内安装该系统后的影响,假定将这套系统安装在油田70%的计划未来所钻的井上,这些井预计都会穿过裂缝带。试验的结果显示,该油田原油开采量能增加大约36×106bbl。模拟运行确定了要实现一种均匀的产液剖面所需要安装的这种流入控制装置的数量。

阿布扎比国家石油公司对产量预测进行了详细的经济性分析。安装了流入控制装置的1口单井与1口采用裸眼完井的单井模型进行了对比。增长的经济数据 (净现值、单位技术成本、投资的利润率)如下:

贴现率为8%时的净现值:＄190×104

贴现率为8%时的单位技术成本:＄4.4/bbl

贴现率为8%时的投资利润率:4.0%

增加的原油产量:140×104bbl

在整个油田的开发方案中,阿布扎比国家石油公司若将这套流入控制装置系统安装在未来计划要钻的至少70%的井内,其经济核算显示如下:

贴现率为8%时的净现值:＄0.439×108

贴现率为8%时的单位技术成本:＄2.9/bbl

贴现率为8%时的投资利润率:6.7%

增加的原油产量:0.363×108bbl

4 操作的可行性

为达到一种均匀的产液剖面和控制水的流动,在采用流入控制装置完井之前,这个包含了各个学科的研究小组在D井内下入了1套成像测井仪,以确定所需的流入控制装置和机械式封隔器的位置和数量。依据油藏模型的渗透率剖面,最初的设计是下入10套流入控制装置和9套隔离封隔器,如果有必要,可以选择减少下入的数量。

隔离封隔器的作用是不需要注水泥塞就可以对井筒进行隔离,并进一步提高均匀的产液剖面。与其选择膨胀式封隔器,还不如选择隔离封隔器,主要是因为通井规的变差在碳酸盐油藏内超过了这些膨胀式封隔器的膨胀范围,因而对井筒的密封无益。

为确保正确实施,研究小组对试验过程和风险降低都进行了讨论,并依据行业标准来满足安全预案要求。

5 实施和评估

D井完钻后进行了完井作业,作为1口单分支的生产井,该井的水平段长度为2000 ft。在该井的水平段总共安装了11套流入控制装置和11套有专利权的隔离分隔器,目的在于沿该井水平段获得一种均匀的产液剖面,同时减少地层的出水量。该井采用3∀2in(1 in=25.4 mm)的单层完井管柱完井,配备有1台电潜泵和 Y型工具。将这口井连接完毕,进入生产状态后,最初的测试结果显示,该井每天生产无水原油大约211 bbl。通过生产测井组合仪测量,在穿过水平段时,实现了一种均匀的产液剖面,从而证实了这种技术的可靠性(图 3)。

图3 生产测井组合仪对A井的探测结果

2007年4月,由于B井井下管柱发生短路,1台运转了9年之久的电潜泵失效。2007年5月,对这口井进行修井作业,并更换了电潜泵。为了确定需要安装的流入控制装置和隔离封隔器的最佳数量,对该井进行了模拟运行。根据获取的运转数据,为获得一种较好的产液剖面,研究小组推荐该井安装11套流入控制装置和5套隔离封隔器。将一切连接好后,该井的日产量大约是2500 bbl。同时,还对含水率进行了追踪,并将含水率做了对比,该井修井前的含水率大约为7%。假设在较高的采油速度情况下,使用生产测井组合仪在两种不同的采油速度 (2000 bbl/d和3000 bbl/d)下进行测试,评价流入控制装置对该井产量的影响。生产测井组合仪解释结果 (图4)显示,和2002年所采取的裸眼完井法进行对比,在使用流入控制装置 (ICD)进行完井后,一种均匀的产液剖面穿过了该井的水平井段。从经济学的角度来讲,这2口井 (B井和D井)都相当成功,下一步将在计划要开采的所有石油储量内实施。

图4 安装流动控制工具前后,生产测井组合仪对B井探测结果的对比

6 整个油田的开发

为保持和开发稳定的生产能力,考虑到油田处于较长期的开采状态,在油田范围内实施的计划是由最终的采收率达到最优所决定的。作为提高采油效率的一部分,一种包含了最优开发方案的综合技术及经济性的油田开发规划,已考虑使用流入控制装置。依照波及效率和补充的钻井方案,研究人员对各种开发方案的选择以及流入控制装置系统的影响进行了研究。

通过优化最终的采收率,流入控制装置系统改善了油田的经济状况,同时该系统还对未来的开发、钻井及修井方案优化有益。该项技术在阿联酋是第一次应用。阿布扎比国家石油公司和贝克(Baker)石油工具公司预计,在流入控制装置系统安装到大约35口井后,估计油田最终的原油产量将增加36×106bbl。

10.3969/j.issn.1002-641X.2010.2.002

资料来源于美国《World Oil》2008年6月

2008-12-09)