海上老油田增产的多井实例

编译:莫增敏 李元萍 (吐哈石油勘探开发研究院信息中心)

审校:纪常杰 (大庆油田工程有限公司)

海上老油田增产的多井实例

编译:莫增敏 李元萍 (吐哈石油勘探开发研究院信息中心)

审校:纪常杰 (大庆油田工程有限公司)

提高开发中后期油田的产量是各石油公司的主要目标。在印度西海岸的一个海上平台上用非钻井法提高了7口井的产量。通过综合应用裸眼测井、生产测井和脉冲中子能谱测井识别老油田的油气衰竭区,下入过油管封隔桥塞封堵产水层,在死油区射新孔。实施新措施的井产量都有所增加,平均含水从80%下降到76%。

海上油田 测井 封堵 射孔增产

1 介绍

油田发现于1987年,1994年投产。主力油藏是始新世的碳酸盐岩沉积,其特征是有孔洞、溶蚀孔道和垂直及横向裂缝。因此,高渗透带为水早期突破提供了通道,这也是油产量下降的主要原因。该油田的平均含水高达80%。

由于该海上钻井平台与2个注水井平台相邻,所以还面临一些特殊的问题。用液流温度异常和井附近地层水和注入水之间的矿化度差异确定泄油区内的注入水聚集情况。问题的关键是要深入研究液流动态,然后在注水未波及段射孔采油。

2 方法

策略是对井进行诊断后通过修井措施增加其产量,降低含水。用生产测井识别流体剖面,然后,在必要的地方用脉冲中子测井测定烃饱和度。将裸眼测井、生产测井和脉冲中子能谱测井相结合识别油气衰竭区和死油区。下入过油管封隔桥塞封堵产水层。射新孔开采死油区内的油。通过脉冲中子测井计算地层水矿化度,从而识别注入水突破区。在射新孔时要避开这类层段。

实施该措施的7口井日产油量达到2 708 bbl/d(1 bbl/d=0.159 m3/d),比以前增加了53%。平均含水从80%下降到76%。

3 选井

该项作业的目的是在提高油产量的同时,尽量减少水和气的产量。因为没有钻机,作业必须用组装式橇装设备进行,由于其提供的工具有限,可使用的方法也受到限制。

对井的生产史进行了分析,从而弄清产量下降和含水上升的趋势。另外,还分析了每口井的修井史及其对产量的影响,从中吸取经验教训。还详细研究了完井的过程,以便确定电缆测井和修井的可行性。通过解释裸眼测井资料确定原始油气界面、油水界面和渗透率,然后确定高渗透带的位置。分析以往的生产测井资料,从而推断采油/产水/采气层的位置。分析水泥评价测井资料,确定水泥环是否完整及是否能用液压封隔。

在该油田的11个生产平台中,选择了生产平台X进行改造,主要原因是该处井内有一个很厚的未动用油层。

4 井A

井A是1口1994年完井的生产井。初期油产量为957 bbl/d,含水率为零。实施该修井作业前,产量已下降到245 bbl/d,含水率高达84%。

生产测井显示底部射孔只出水 (图1),油气主要是从中部射孔的上段产出。上部射孔段由于在油管鞋附近,无法进行测井。后面进行的脉冲中子测井显示其底部层段为衰竭层,而上部层段油气饱和度还很高。饱和度测井也显示上层还没衰竭。

在中部和底部射孔段中间下入一个过油管机械封隔工具 (MPBT),封堵底部出水。结果油产量增加到445 bbl/d,含水率下降到40%。

在饱和度测井显示未衰竭的层段设了两组新孔,每组为2 m。根据矿化度指示,在死油层识别出两个高渗透率带。由于该油藏是一个碳酸盐岩油藏,如果在这些层射孔,预计会出水。因此,射孔时避开了这些层。油产量进一步增加到603 bbl/d。但是,含水也上升到52%。

结果 采油/(bbl·d-1)产液/(bbl·d-1)含水率/(%)下MPBT前 245 1 485 83.5下MPBT后 445 742 40射孔后 603 1 257 52

图1 井A实施作业及效果

5 井B

井B是2003年完井的,有5组射孔。从一开始油产量就较低 (79 bbl/d),含水 (82%)很高。含水率上升到99%后,该井被迫关井。裸眼测井显示产层为致密层。由于有早期的饱和度测井资料,而且累计产油量不大,不需要再进行饱和度测井。

生产测井显示这5组射孔中的4组只产水,底部三组射孔产水最多。从底部第三组和第四组射孔之间观测到小的层间窜流,顶部一组射孔产出少量油气和大量水。

原始水泥胶结测井显示开发层段水泥胶结不好。下入MPBT封堵底部4个射孔层段。在顶部射孔段上下射新孔 (3 m)提高油产量。结果油产量有所增加,但水产量没有下降。因此又进行了第二次生产测井 (图2),结果显示虽然桥塞有效地阻止了套管内水的产出,但是,水在套管外窜流,然后从顶部射孔产出。

6 井C

该井钻于2002年。由于泥浆漏失,没有进行裸眼测井,射孔是根据套管内中子测井数据进行的。该井初始产量为1 025 bbl/d,含水率为20%。本次修井前产量为342 bbl/d,含水率67%。

结果 采油/(bbl·d-1)产液/(bbl·d-1)含水率/(%)该作业前 0 关井 无资料下MPBT后 154 1 646 94.5射孔后 194 2 425 92

图2 井B实施作业及效果

结果 采油/(bbl·d-1)产液/(bbl·d-1)含水率/(%)射后前 342 1 036 67射孔后 466 1 013 54

图3 井C实施作业及效果

生产测井显示大部分油是从底部射孔段产出的(图3),因此,不能用过油管桥塞。由于目的层孔隙度很低 (<13%),未进行饱和度测井。根据裸眼测井对比,增加了两组射孔。油产量增加到466 bbl/d,含水率下降到54%。

7 井D

该井钻于1993年。其初期产量达到1 685 bbl/d,含水率<1%。本次修井作业前产量下降到258 bbl/d,含水率高达89%。

生产测井显示底部射孔不产油气,只产出少量水 (图4)。一个挤注层段也产出大量水。因此,下入MPBT封堵底水。糟糕的是,由于该桥塞不能通过油管未能下入。因为顶部射孔段上面没有未射孔产层,所以未进行饱和度测井。

10.3969/j.issn.1002-641X.2010.1.005

结果 采油/(bbl·d-1)产液/(bbl·d-1)含水率/(%)射后前 258 2 395 89.2射孔后 460 2 235 79.4

图4 井D实施作业及效果