多分支智能井技术挖潜北海古尔法克斯油田剩余油的实例研究

刘新 (大庆油田勘探开发研究院)

多分支智能井技术挖潜北海古尔法克斯油田剩余油的实例研究

刘新 (大庆油田勘探开发研究院)

智能完井是为了适应现代油藏经营新概念和信息技术在油气藏开采的应用而发展起来的新技术,是管理油井、确定未被驱替剩余油和制订采油方案的有效工具。智能完井与多分支井等复杂结构井的结合,可使一口井起到多口井的作用,在一口井上同时实现注入、观测与生产的多种功能,还可以实现油藏的多层合采。多分支井智能化已在世界上许多油田获得应用。文章以挪威重要石油生产区——北海古尔法克斯油田为例,介绍了该地区主力油层通过在3口水下多分支井安装井下智能控制系统的应用效果,不仅克服了油藏连通性差、非均质性严重和气体突破等约束生产的因素,还有效地提高了原油产量和采收率。多分支智能井的应用范围不仅限于海上深水作业,在提高陆上非均质、多层成熟油田采收率或产能方面也具有一定的应用潜力。

多分支井 智能完井系统 剩余油 古尔法克斯油田

据统计,全球约60%～70%的智能井安装在北海、美国墨西哥湾深水区、加拿大大西洋水域、西非海上和亚太地区[1]。

北海古尔法克斯油田是挪威重要的石油生产区,目前进入成熟阶段,油井产量递减。驱替剩余油的难度越来越大,主力产层斯塔特福约尔得组更是受到生产连通性差、非均质性严重和气体突破等问题的困扰。研究表明,地面操作的井下流动控制系统和多分支井能够克服上述生产难题。通过在3口水下多分支井安装井下智能控制系统,2005年斯塔特福约尔得组的产量翻了一倍[2]。

1 研究区概况

古尔法克斯油藏是北海挪威区块中最大的油田之一。油田原始地质储量5.117×108t,预计可采储量3.099 6×108t,设计采收率61%。1986年投产,1994年达到生产峰值,1998年累计产油2.7×108t,已进入开发后期,但是地下仍残留着大量的剩余油,不能完全依靠常规的开发措施实施挖潜,识别和挖潜剩余油的开采难度越来越大[3-5]。

古尔法克斯油藏构造背景复杂,存在多个断块,油藏最底层的斯塔特福约尔得组是主力油层,储量占油田地质储量的12%,属河流到浅海相油藏,代表了晚三叠系到早侏罗系期间从冲积平原向浅海沉积的过渡。油藏非均质性严重,构造复杂,连通性差,包含无数个断块,油藏物性见表1。产油经历证实斯塔特福约尔得组的连通性远低于预期值。

2 多分支智能井的定义及价值

多分支井是在单一井眼里钻出若干个支井并且回到单个主井筒的钻井技术,可增加井眼在油藏中的长度,扩大泄油面积,提高油气层纵向动用程度,降低油井管理和环境保护等费用,从而提高油田最终采收率和经济效益[6]。智能完井系统是一种能够采集、传输和分析井下产状、油藏产状和整体完井管柱生产数据资料且能够根据油井生产情况对油层进行遥控和提高油井产能的完井系统 (图1)。与常规完井技术相比,技术优点和价值优势突出(图2),适用于高投入、难管理的偏远地区、海上和沙漠油田,尤其是修井费用高的深水或者海底油井。智能井系统还适用于多层、非均质油藏[1]。

表1 斯塔特福约尔得组小层油藏物性

图1 智能井完井系统的组成

图2 智能完井系统的价值分布

多分支智能井通过多分支井筒与智能完井系统的有效结合,综合了多分支井“扩大泄油面积、控制多个产层”和智能完井“实时监测、实时传输、实时控制与分析”的双重优势,实现井筒最优化生产和管理。对于不确定因素多、地质条件复杂或者作业成本高的油藏,多分支智能井具有广阔的应用前景。

3 应用实例分析[2]

北海古尔法克斯油田属于海上油田,井槽数量有限,通过钻多分支井增大原有井筒的产量,增加泄油点的数量,增大油藏的接触面积,是保证原油生产最优化和挖潜“死油区”的必要条件。还可以使局部地区的压降最小,维持一个均匀油藏衰竭压力,这是一种有效的、低成本的增产措施。鉴于主力产层斯塔特福约尔得组的油井产能相差悬殊,气油比各不相同,开发时必须降低油藏的风险。由于分支井受井筒的控制,分层混采时,为保证灵活性,需要对分支井筒实施控制。利用地面操作的阀门调整2个层的产量,使产能最大化,因此采用了多分支智能井技术,通过在井下安装由地面操作的阀门进行井下控制,并提供压力、温度等数据,作为油藏构造和动态模型的必要参数,不断更新模型,为更好地开发和评估古尔法克斯油田起到了重要作用。同时斯塔特福约尔得组生产井的修井成本大幅度下降,这对于海上高成本作业的古尔法克斯油田有重大意义。

1995年,由于在油田斯塔特福约尔得层钻的几口井初始产量较低,调整了开发方案中可采储量的预期值,这表明对油藏的了解尚不充分,不确定性因素较大。在实施多分支智能井技术之后,古尔法克斯油田斯塔特福约尔得组的开发潜力增大。2005年,原油采收率从 1995年的 7%提高到15%,2008年提高到18%。

3.1 最初开发方案

斯塔特福约尔得组发现于1978年,1999年作为古尔法克斯水下卫星油田开发投产,1995年的开发与操作计划中,估计石油原始地质储量30.16×106t,可采储量10.86×106t。最初开发计划包括7口水平生产井和1口注水井,通过8个井槽的水下开发及注气提供的部分压力支持,预期采收率可达40%。然而实践表明前两口井最初的采油速率仅为352～440 t/d,远远低于预期产量880～1 761 t/d。

3.1.1 F-4AHT3井

开采一年以后,该井产量仅有352 t/d,低于预期1 321 t/d。在F-4AHT3井内可以观察到生产压力下降很快,认为可能是来自上部高渗透层气体在F-4AHT3井的趾部或水平段突破造成的。

3.1.2 G-2HT3井

第二口井 G-2HT3没有发生气窜,更新后的地质解释表明,该井产自不与气顶相通的独立断块,因此承受了有效的压力,而且没有气体突破。

3.1.3 G-3HT2井

2001年钻了第三口井 G-3HT2,生产初期该井就经历了气窜,发生气窜是由于从油井路线到假设的油气接触面之间的垂直距离短,井的前端低于油气接触面约50 m,而前两口井约低出210 m,因此该井产油量受到了产气量的影响。但是生产历史表明,G-3HT2的产能仍高于前两口井。

3.2 调整后开发方案

鉴于前三口井 F-4AHT3、G-2HT3、G-3HT2的生产动态较差,完井后发现对油藏连通性有错误认识,因此推迟斯塔特福约尔得层开发计划并修改开发方案。2002年油藏管理计划将预期可采储量从11.10×106t减少到2.07×106t,采收率从40%降低到7%。2003年制定了一个提高采收率方案,确定了经济有效的油井方案和适合油藏开发的有效技术。调整后的开发战略是将生产层从渗透率好的上层调整到下层,计划用长水平井接近油水接触面,穿透整个地层泄油,并采用地面控制的流量控制器对整个油藏进行混合开采,限制斯塔特福约尔得组的上部气窜。

3.2.1 G-1H井

为提高斯塔特福约尔得层的采收率,2003年开始钻一口新水平生产井 G-1H,计划穿透整个油藏,采用裸眼钻前套管完井技术,增大井内泄油面积并避免高昂的修井费用。前3口井的生产动态表明需要在 G-1H井内放置流入控制装置。由于气窜层位不确定,2003年夏对F-4AT3井补充射孔,在井内安装了生产测井仪,以识别井内气窜层的位置。由于操作问题,无法从生产测井仪采集数据。然而根据地质数据、地球物理数据和油藏模拟的产能预测结果,最终识别出气体在水平井的“井尖”内突破 (位于Nansen段和 Eiriksson单元),决定用井下阀门将 G-1H井分为两段,井跟部和趾部 (Nansen段和 Eiriksson 2单元上)。另外放置一个膨胀封隔器以隔离外部套管。

选择性完井战略为该井提供了灵活性和稳定性。智能完井系统为可能发生的气窜提供必要的生产管理,因此无需修井维护;选择的双层液压控制系统分离开上下两层的产量,在井内安装了1个环空膨胀封隔器和抛光孔座 (PBR)。完井时选择了1个(1 in=25.4 mm)的裸眼钻前衬管。生产套管下段包含1个密封的尾管、油

研究认为 G-1H井是成功的,产量符合预期值,并提供了很多有价值的关于油藏连通和产能方面的资料。智能井系统在 G-1H井顺利实现,为之后2口多分支智能井提供了宝贵经验。

3.2.2 G-2YH井

G-2YH井侧钻是多分支钻井和智能完井的首次尝试。原有井筒没有穿透斯塔特福约尔得组下部砂体,因此无法驱油。在分支井上安装了可调节的井下阀门,使两个分支的流量最优化。从地面通过液压控制2个阀门,有1个关闭位置和10个固定的开通位置。下方阀门控制新分支井筒的产量,上方阀门控制主井筒的产量。采用液压系统和标准输送控制线对阀门进行井底控制和操作 (图3)。

3.2.3 F-2YH井

图4 F-2YH井3级多分支方案图

3.3 生产动态分析

从图5可以看出,钻多分支智能井后油藏泄油面积明显增加。由于油藏泄油面积增大和排液点增多,提高了采油速度。图6示出了开发战略调整后3口智能井提高产量的情况。

图5 油藏总泄油面积与钻机工作天数对比

图6 多分支智能井的产量曲线 (2004年2月 G-1H井、2004年7月G-2YH井和2005年11月F-2YH井)

4 结论

(1)智能完井技术在提高生产效率和油气采收率方面具有巨大潜力。智能完井系统与多分支井等复杂结构井有效结合,能够共同推动生产和油藏管理。通过一口井远程控制多个油藏流体的流入和流出,交替开采上部和下部产层,实现了降低修井作业成本,加快井的生产速度,提高井的净现值和最终采收率的目标。。

(2)北海古尔法克斯油田利用多分支智能井技术,不仅解决了油藏连通性差、非均质严重和气窜等问题,还提高了油藏的开发潜力和采油速率,采收率从7%提高到18%。目前,斯塔特福约尔得组的水下油井内都安装了永久性的井下监控系统,可远程监测、控制和传输油井和油层的生产动态,实现产量最大化和经济效益最优化。

(3)多分支智能井的应用范围不仅限于海上、深水作业,越来越多的陆上油田也安装了智能井系统,用于提高原油采收率或油井产能。

我国大部分油田已进入高含水后期开发阶段,由于高含水而导致关闭的井越来越多。应借鉴国外实例应用,在分支井等井筒安装智能完井系统,利用一口井智能控制、监测地下油层和油井的动态,及时关闭高含水层,使油层内压力和油水重新分布,从而在减少作业次数的前提下提高油田的最终采收率。

[1]刘新.国外几个大油田与大庆油田开发状况对比分析[R〗.大庆油田勘探开发研究院,2007.

[2]Lie O H,Fraser S.Low-Cost multilateral on Gullfaks:SPE 95818[R],2005.

[3]古尔法克斯油田的生产史和油田开发方案(英文).1978—1988年国外大油田,1990.

[4]古尔法克斯油藏评估报告(英文).DAS数据库,1998.

[5]Tollefsen,Svein,Graue,et al.The Gullfaks Field Development:challenges and perspectives:SPE 25054[R],1992.

[6]王光颖.多分支井钻井技术综述与最新进展.海洋石油,2006.

[7]Svein Oddvar Netland,Vibeke Haugen,Bianc Samsonsen,et al.Smart well technology applied to a horizontal subsea well atGullfaks Satellites:SPE 90793[R],2004.

10.3969/j.issn.1002-641X.2010.11.011

2010-05-25)