阿曼Daleel油田Shuaiba碳酸盐岩油藏水平井注水:从试验区的实绩到开发阶段

编译:刘鹏飞 (中国石油大学石油工程教育部重点实验室)

审校:耿站立 (中海油研究中心)

阿曼Daleel油田Shuaiba碳酸盐岩油藏水平井注水:从试验区的实绩到开发阶段

编译:刘鹏飞 (中国石油大学石油工程教育部重点实验室)

审校:耿站立 (中海油研究中心)

Daleel碳氢化合物油田位于阿曼北部的第5合同区块。以天然能量开发该油田Shuaiba碳酸盐岩油藏长达10余年,最初是直井生产后来改为水平井生产。由于该油田地下能量的高耗竭及对其二次开发的需要,在研究了各种方案后,水平井注水成为最佳方案。为了评价水平井注水方案,选定油藏某些区域进行了一些试验并密切监测新老井的表现。由于试验很成功,Daleel油田进入了其两大生产区块水平井注水二次开发的历史新时期,以期获得最高的采收率。除此之外,利用从试验区获得的测试和水平井注水经验可以给Daleel油田其他区块和世界范围内的类似油田提供有价值的参考。

碳酸盐岩油藏 水平井注水注水效果 阿曼油田

1 简介

Daleel油田位于阿曼Sultanate地区的西北部,发现于1984年,1990年投入生产。Shuaiba碳酸盐岩构造是其主要的目的层,该层相对均质并且属于结构圈闭和地层圈闭的混合体。该油藏总面积60 km2,是一个具有低幅度背斜的孤立断层区块,其背斜从东北方向到西南方向拉伸较长,而从西北方向到东南方向呈岩性尖灭状。储层孔隙度为15%～35%,相对渗透率为4～20 mD。虽然在一些直井FMI/FMS测井中发现了裂缝,但没有发现对提高产能有什么影响。油藏原油属于未饱和轻质原油 (38 API),油柱厚度为3～10 m。按照目前的流体 PVT报告,其泡点压力可能为1 670 psi(1 psi=6.895 kPa)或2 370 psi,初始压力处于2 500～2 607 psi。从地面到油藏的垂直距离为1 500～1 610 m。

以垂直井天然能量开采方式的工业生产始于1990年。自1994年起,生产井中引入了水平井,且水平井日产量超过3 000 bbl(1 bbl=0.159 m3)。经过12年的衰竭式开采,在能量消耗最严重的地区压力从2 500 psi降到约900 psi。2002年7月Daleel Petroleum LLC从Japex Oman接手了Daleel油田。为了更进一步提高原油采收率,在进行详细的油田开发论证后,引入了水平井注水技术。主要的注水区域为Daleel油田的孤立断块B和C。

2 水平井注水技术在阿曼油田的应用

在阿曼油田,自20世纪90年代以来水平井注水技术已成功应用于许多能量衰竭的油田。自从引入水平井注水技术后,平均采收率提高到了35%～40%,比最初的采收率高了15%～20%。

阿曼Saih Rawl油田在PDO合同区块的性质与Daleel油田的相似,2个油田都是将有弱底水供给的Shuaiba碳酸盐岩油藏作为生产层,因而,在油藏某些方面两个油田是相似的,但水平井开发方案却不同。

Saih Rawl油田Shuaiba油藏是没有裂缝和大断层的低幅度背斜结构,该构造具有良好的均质性。储层厚度大约为60 m,平均渗透率为2 mD,原油为轻质油 (40 API)且最大的油柱高度为35 m。

油藏早期以直井开发为主,弱底水供给不能保证其产量稳定。1993年起引入水平井生产井,且用水平井注水提供压力支持。自1996年引入双侧向水平井生产后,日产油量在水平井注水条件下达到了2×104bbl。后来,采用多分支注采井生产后,日产量骤升到6×104bbl。

当前Saih Rawl Shuaiba油藏的原始地质储量为740×106bbl,其中可采储量达到240×106bbl,按此计算预计会有33%的采收率。

3 Daleel油田的井网布局和水平井注水历史

按照50～70 m的断距,Daleel油田被主要断层划分为 6个小区块:A、B、C、D、E和 F区块。各区块的平均枯竭采收率约为11%。为了提高原油采收率,在研究了各种方案后,引入了水平井注水技术。

通过对每个区块水平注水开发的特点和可行性论证,选择B区块和C区块作为最适合的水平井注水开发试验对象。

B区块和C区块位于Daleel油田的东北部,其目的层是上Shuaiba碳酸盐岩油藏。该油藏相对比较均质,是该油田最好的储层,平均孔隙度为30%,平均渗透率为18 mD。最好地带的平均油柱高度约为20 m。原始压力为2 500 psi,目前平均地层压力为900 psi。由于地层能量严重枯竭,大多数垂直生产井的气油比超过了4 000 scf/bbl(1 scf/bbl=0.178 m3/m3),而日采油量下降到低于100 bbl。所以,二次开发油田任务非常必要且刻不容缓。后经研究得出,水平井注水开发是提高采收率和采油速度的可靠方法。

根据 R.V.Westermark和 Popa的研究成果,水平井注采井网按照趾跟相对 (TTH)的排列方式可以提高井间驱替效果。基于此研究,Daleel油田选择了TTH的井网排列方式。该排列方式的其他参考如下:

◇水平井的布置应按照平行于主要的天然裂缝和断层方向来钻;

◇水平生产井应置于靠近原油饱和度最高的油藏顶部区域;

◇水平注水井应置于剖面以下的某个区域,该区域应具有最低约28%的孔隙度,使注水井具有较好的注入能力;

◇井间距约为100 m;

◇水平分支段平均长度约为1 200 m;

2002年底,Daleel油田开始以生产井转换成的注水井DL-14进行注水,平均日注水量约为2 800 bbl。注水1年后,在2004年4月由于自喷能量的不足和生产气油比的持续下降,DL-23井停止了排液。此外,通过测井测试发现注入水淹没了DL-70试验生产井的部分水平分支段。因此2004年2月,DL-14井被迫关闭。

2004年2月,B区块的DL-61H注水井开始了Daleel油田的第一个水平井注水试验。到目前为止,B区块和C区块总共有6个水平井注水试验组 (图1)。除了DL-76H是双分支水平井外,其他所有试验井都只是单分支水平井。

图1 B和C区块注水井网图

目前有11口水平注水井,日注水量超过3.5×104bbl。DL-61H、DL-106H、DL-113H、DL-114H这4口注水井是真空泵注水,其他7口注水井通过水平增压泵注水。每口井的平均注水量约为3 200 bbl/d。B区块和C区块到2007年2月的累积注水量约为14.9×106bbl,累积注水量与累积孔隙体积之比为0.11。

4 对生产井的影响

由于B区块能量消耗高且具有相对较好的地层特性和可观的可采储量,第一批3口注水试验井都选择在B区块。注水效果初现于2005年10月,直到2006年5月,3口试验井才都开始呈现出了显著的注水见效性。

C区块2005年底开始注水。自2006年5月,4号和5号实验区都有了些注水效果的反应,由于注水时间短,6号实验区还没有反映出注水见效性。

4.1 1号试验区

该试验区位于B区块能量最枯竭的地区,其包括以TTH方向排列的2口单分支生产井 (DL-60H和DL-70H)和2口单分支注水井 (DL-61H和DL-106H)(图2)。后来在该实验区周围增加了其他2口单分支生产井 (DL-115H和DL-116H)和单分支注水井 (DL-113H和DL-114H)。在1号实验区开钻前,井DL-14已经往该地层注入了0.757×106bbl的水。

2004年2月,DL-61H井开始以平均注入量为5 000 bbl/d的速度注水。但后来不久由于受效油井没有自喷且等待安装 ESP的原因,为防止过度驱油停止了注水,直到2005年6月才恢复注水。10个月后,该井恢复注水,注水量为4 500 bbl/d。DL-61H井的PL T测试结果显示井的前半部水平段剖面注入比较均匀。由于受PL T工具的限制,无法更深入的测试,不能测试后半水平段。其他注水井如DL-106H、DL-113H和DL-114H分别在2006年4月、9月和10月开始以平均日注水量4 000 bbl的速度注水。

首先指定HTTP服务器及相应端口，通过URL访问到采集页面，根据采集项选择采集表；然后用户录入各项数据并通过网络发送到服务器端，服务器端再将客户端POST的数据通过数据库驱动接口保存至数据库中。

现在所有的水平生产井 (DL-60H、DL-70H,、DL-115H和DL-116H)都通过 ESP生产。平均日采油量稳定在约600 bbl,含水率为20%。为了寻找产出水的源地,2006年1月注入示踪剂,庆幸的是仍没有发现早期水窜。

一些1号试验区周围的垂直生产井表现出良好的注水开发效果,如DL-23井和DL-16井。2004年9月由于气油比的急剧下降导致DL-23井停止了自喷生产。静压测试数据也反映出注水早期附近油层压力逐渐上升。此外,DL-16井产能的增加也有力地说明了注水开发的见效。

4.2 2号实验区

该实验区包含1口双分支生产井 (DL-76H)和1口单分支注水井 (DL-80H)。后来在该实验区增加了2口单分支注水井 (DL-95H和DL-109H)和 2口单分支生产井 (DL-93H和 DL-107H)。DL-80H、DL-93H和DL-107H分别于2005年3月、2005年8月和2006年6月开始注水,且平均日注水量保持在3 000 bbl。第一个注水见效井是距水平注水井DL-80H约50 m远的DL-50井。从DL-50的井口压力显示数据可判断出其与注水井DL-80H间的密切关联性,说明了这2口井之间地下有高渗层带相连通。

从2005年10月起,双分支生产井DL-76H便有良好的注水见效性。2006年5月,当气油比下降至低于400 scf/bbl时DL-76H井停止了自喷,但后来通过安装 ESP后又恢复到了日产油量900 bbl,含水4%。DL-95H井同样出现了气油比急剧下降的现象。该井在2006年12月停止生产后,在2006年2月通过应用 ESP恢复到日产油量700 bbl。

除以上之外,距DL-93H井约50 m远的垂直生产井DL-2的产能得到明显提高。该井日产量从130 bbl增加到400 bbl以上,而气油比从2 500 scf/bbl降到500 scf/bbl以下。此外,静压测试数据显示,自注水以后该地区的地层压力逐步上升。但后来由于气油比的连续下滑,该井也停止了自喷生产。

4.3 3号实验区

该区包含2口单支生产井 (DL-89H和DL-91H)和1口单分支注水井 (DL-87H)。DL-87H井以平均日注水量2 000 bbl的速度注水。该油藏相对低的垂直位置和低渗透率导致了较差的注入能力。

自2005年 10月相邻直井DL-12、DL-15和DL-28表现出较好的注水见效性。2006年3月,由于井口压力低,DL-89H井停止了自喷生产。随后DL-91H井在2006年5月也停止了自喷。安装ESP后,2口井都以约400 bbl/d产量生产。然而,井DL-89H在安装ESP后,2006年10月含水率达到了约45%。往DL-87H井内注入了示踪剂以检查该井是否有早期水窜现象。

4.4 4号实验区

该区包含1口单分支注水井 (DL-86H)和2口单分支生产井 (DL-88H和DL-90H)。DL-86H井在2006年2月以日注水量2 000 bbl注水。DL-90H井在2006年10月安装 ESP后含水率达到40%以上,日产量为400 bbl。此外,自2007年1月起,DL-88H井的含水率降到约15%。示踪剂测试显示:1周内水便从DL-86H井窜到DL-90H井。

4.5 5号实验区

该区包含1口单分支注水井 (DL-98H)和1口单分支生产井 (DL-96H)和1口双支生产井(DL-74H)。DL-98H井在 2005年 12月以2 000 bbl/d的注水量开始注水。

注水半年后,2006年6月DL-74H井表现出良好的注水见效性。2006年10月安装ESP后,有了700 bbl/d的采油潜能,含水率为4%。

根据以上的分析可得到这样的判断:虽然有些区域早期出现了水窜,但可以肯定的是B区块和C区块的注水试验块还是得益于水平井注水驱替。此外,还可以得出这样一个重要的结论:迫切需要人工举升来扭转持续下降的气油比趋势和恢复油井的产能。

5 人工举升

随着注水技术的进步,人工举升工艺将会得到更多的应用。这是因为受注入水的影响,井内气油比连续下降,因此,缺乏足够的储层产出气来把油举升到地面,自喷油井不能保持稳产。

当前,用于试验生产井的主要人工举升措施是ESP。第一次的 ESP测试于2005年6月安装在DL-60H井上。在安装ESP后,DL-60H井的最初采油量超过800 bbl/d,而且接下来1年的产能稳定在约700 bbl/d。现在随着进一步的注水,产油量表现出明显的增长趋势,含水率连续2年稳定在20%左右。

后来在2006年1月和6月,DL-70H井和DL-76H井上分别安装了ESP。其初始产能类似于DL-60H井。这些成功实例会使以后在更多的水平井采油井上安装ESP。

除ESP外,其他人工举升工艺方法也在敲定,以进入实施计划。这些方法包括螺杆泵和梁式泵。它们将用来优化注水区域的生产动态。

6 示踪测试

早在2006年就实施示踪测试 (使用化学方法)以评价B区块注水试验。当检测到水窜时示踪测试得到的信息可用来优化注水速度,还可以与水运移和水窜时间的模拟结果做定性对比。

在B区块,只在DL-89H井中发现了示踪剂,这说明在DL-87H井到DL-89H井之间存在着水窜。也证实了在DL-89H井的开钻期间发现的微观裂缝的存在。

C区块中,DL-90H属于高含水率井。DL-86H井的注水数据表明储层可能被注入压力压裂。示踪剂测试清楚地说明了1周内水便从DL-86H井突破到DL-90H井,这证实了连接该2口井区域的高渗层带的存在。

此外,DL-89H井和DL-90H井都靠近大断层,这些大断层通常在其周围产生一些微观裂缝。当压力大到足以支开微观断裂时,这些裂缝就成为连通生产井和注水井的通道并引起早期水窜。所以,应密切监视和控制注水井的井口注入压力,最好使井网远离大断层。

7 试验总结

根据以上分析,从注水试验结果可以得到如下有用的水平井注水经验:

(1)水平井注水具有更好的注入能力且可以加快注水速度。Daleel油田约在8～10个月的注水后,注水效果才有了明显的见效。

(2)在水平井注水的早期阶段,生产井的典型生产阶段可归结如下:①初始能量下降阶段;②生产恢复阶段;③能量不足阶段;④人工举升阶段。

(3)在衰竭开发的早期,生产井表现为典型的天然能量下降模式:随着气油比的增加,采油速度和地层压力持续下降。

(4)一旦进行了注水,生产井便进入第二阶段。早期注水反应包括采油量的少量增加、气油比的明显下降和油层压力保持不变或轻微的上升。

(5)随着进一步的注水,当气油比降到400 scf/bbl时,由于缺少充足的储层产出气来把原油举升到地面,自喷井停止自喷生产。

(6)接着用人工举升来恢复产能。安装了ESP后,生产井的采油量稳定在约600～800 bbl/d,且含水率增长变缓。

8 结论

Daleel油田注水试验结果的良好反应,促进了水平井注水在B区块和C区块的规模应用。水平井注水试验区的L-60H井和L-70H井良好的初始产能显示出了水平井井网开发的优势。

在约3年的水平井注水试验后,最重要的发现成果之一是在注水期间应多关注断层。为了避免由断层引起的早期水窜,最好将注水井网远离可产生裂缝的大断层。此外,还需要控制好注水井的井口压力以避免压裂地层和压开微观裂缝。另一方面,一旦注水见效就应该用人工举升来恢复油井的产能。

最后,在Daleel油田进行大规模的注水开发的同时,应需要完善静态和动态模型,而且要通过制定出更多的详细监测方案来对注水进程进行密切的监视。

10.3969/j.issn.1002-641X.2010.1.007

资料来源于美国《SPE 108392》

2008-11-27)