水平井技术在秦皇岛32-6油田西区底水油藏中的开发实践

胡 勇,廖新武,许 聘,杨庆红

(中海石油(中国）有限公司天津分公司渤海油田勘探开发研究院,天津塘沽 300452）

水平井技术在秦皇岛32-6油田西区底水油藏中的开发实践

胡 勇,廖新武,许 聘,杨庆红

(中海石油(中国）有限公司天津分公司渤海油田勘探开发研究院,天津塘沽 300452）

随着油田开发技术的进步,水平井开采技术日趋完善,在底水油藏应用中取得了明显效果。秦皇岛32-6油田西区是典型的底水油藏,该区主体于2002年采用定向井投入开发,投产后基本没有无水采油期,底水锥进、突破很快,经过6年多的开发已进入高含水期,至2008年初,含水83.7%,采出程度5.05%,开发效果较差。基于水平井开发底水油藏试验研究,总结出影响该区水平井开发效果两个主要因素:水平段距离油水界面高度和水平井区隔夹层分布状况。在此基础之上,通过开展隔夹层及剩余油研究,在明下段有利位置布水平井6口,并在实施中应用了随钻跟踪及先进的完井技术。该区6口水平调整井投产后初期产能约是定向井的3倍,全油田预计最终采收率提高0.36%,取得了良好的效益。

水平井技术;底水油藏;秦皇岛32-6油田;开发实践

水平井泄油面积大,能变底水锥进为脊进,油井产量高而含水上升慢,可以改善开发效果,提高采收率[1]。秦皇岛32-6油田西区于2002年8～10月陆续投产。投产初期生产状况差,基本没有无水采油期,表现出底水迅速锥进、综合含水率上升快、采出程度低、产量递减快的特点。至2008年初,该区块平均单井日产油22 m3,累积生产原油272×104m3,采出程度为5.05%,综合含水83.7%,生产形势严峻。本文通过水平井开采底水油藏进行先导性试验,总结出影响水平井开发效果的主要因素。在开展隔夹层及剩余油研究基础上,把随钻跟踪技术充分应用于6口水平调整井中,取得了很好效果,为渤海油田其它底水油藏利用水平井进行调整提供了经验。

1 油田地质概况

秦皇岛32-6油田位于渤海中部海域,是1996年发现的过亿吨级大型复杂河流相油田。该油田构造幅度比较平缓,主要含油层系为新近系明化镇组下段和馆陶组,油藏埋深浅(海拔-900～-1 600 m）,储层胶结疏松、物性好(孔隙度平均值为 35%,渗透率平均值为 3 000×10-3μm2）。

秦皇岛32-6油田分为北区、南区和西区(图1）。西区探明石油地质储量是5 376×104m3,主要目的层为明下段和馆陶组,均为底水油藏。该区馆陶组地层原油黏度为22 mPa·s,但明下段Nm2油组地层原油黏度高达226～281 mPa·s。明下段储量占到西区总储量的66.7%,为油柱高度不大的稠油底水油藏,油柱高度平均15 m(图2）,是本次调整目的层。

2 应用水平井开发底水油藏的技术论证

秦皇岛32-6油田西区明下段和馆陶组均为低幅构造的底水油藏。油田总体开发方案中,西区主体采用定向井开发,在明下段Nm2油组稠油油藏和馆陶组中质油藏分别部署一口水平井试采。A26h、D25h井分别采馆陶组和明下段Nm2油组。A26h井2001年10月投产,初期产能260 m3/d,含水缓慢上升,至 2008年初日产油 100 m3,含水近 70%,累产油 24.5×104m3(图 3）;D25h井2002年6月投产,初期产能305 m3/d,含水迅速突破,至2008年初,采用大泵提液措施,单井日产油90 m3,含水近91%,累产油7.03×104m3(图 4）。

图1 秦皇岛32-6油田区域构造位置及开发区块Fig.1 Regional structure location and development area

图2 秦皇岛32-6油田西区E13井～E22井油藏剖面图(东西向）Fig.2 Reservior profile of well E13 to well E22 in the west of QHD32-6 oil field(E-W））

图3 秦皇岛32-6油田A26h井生产曲线Fig.3 The production curve of QHD32-6-A26h well

图4 秦皇岛32-6油田D25h井生产曲线Fig.4 The production curve of QHD32-6-D25h well

A26h、D25h井生产数据及曲线表明,水平井开采馆陶组中质油效果较好,但开发明下段Nm2油组底水稠油油藏含水上升很快。鉴于秦皇岛32-6油田西区生产形式及为了揭示D25h含水上升快的原因,于2005年上半年部署两口调整井E10h、E6sh(E6井侧钻井）,并分别于 2005年 3月、6月投产,2口井初期合计日产油130 m3左右(图 5,图 6）,到 2008 年初累产油 5.2 ×104m3,两口井平均含水68%,生产情况稳定。E6sh、E10h的生产情况表明,水平井开采具备一定油柱高度的稠油底水油藏,具有较好的开发效果。

图5 秦皇岛32-6油田 E6sh井生产曲线Fig.5 The production curve of QHD32-6-E6sh well

图6 秦皇岛32-6油田E10h井生产曲线Fig.6 The production curve of QHD32-6-E10h well

3 水平井开发效果影响因素分析及剩余油分布研究

3.1 水平井开发效果主要影响因素分析

储层的非均质性、水平段长度、水平段位置、水平段轨迹、油水黏度比、隔夹层等因素对水平井动态产生重要影响[2]。本文以油藏的实际生产动态数据为依据,借鉴他人的经验,总结出影响该区水平井开发效果的主要因素有以下两点。

3.1.1 水平段距离油水界面高度

E6sh和 E10h井投入生产后,含水缓慢上升,开发效果较为理想,但该层先导性试验井D25h初期产量高,三个月后含水上升至90%以上。经过对地质、油藏、测井、钻井等资料的深入分析,发现D25h井区隔夹层不发育,水平段距离油水界面高度仅12 m,且水平段根部距离油水界面最近(图7）,这样导致根部出水后,含水迅速上升。

3.1.2 隔夹层分布对开发效果的影响

隔夹层分布对水平生产井有较大影响。F33h、F34h为馆陶组两口调整井,均钻领眼。F33h领眼揭示目的层顶部5 m厚好油层,F34h领眼揭示目的层为3.2 m油层(2层）、1.1 m泥岩夹层(图8）。F34h井泥岩夹层物性好,泥质含量高。两口井水平段均在距离油层顶部1～2 m的储层内,水平段最低点距离油水界面均为11 m,平面距离仅为350 m。

图7 秦皇岛32-6油田D25h井井轨迹示意Fig.7 The conventional diagram of QHD32-6-D25h’s path

F33h、F34h于2006年8月投产,初期产量分别为140 m3/d、80 m3/d,F33h井远高于 F34h井(图9、图10）。至2008年初,F33h日产油53m3,含水43%,含水缓慢上升;F34h日产66.4m3,含水5.9%,含水稳定在较低水平。F33h、F34h井生产情况表明,隔夹层对厚层底水油藏影响较大:隔夹层对底水有抑制作用,隔夹层发育位置含水上升缓慢,产量稳定。

3.2 剩余油分布研究

图9 秦皇岛32-6油田F33h井生产曲线Fig.9 The production curve of QHD32-6-F33h well

图10 秦皇岛32-6油田F34h井生产曲线Fig.10 The production curve of QHD32-6-F34h well

定量描述剩余油分布,是水平井部署的关键。此次研究采用油藏工程综合分析和数值模拟相结合的方法预测有利区剩余油分布。秦皇岛32-6油田西区E7和E19等井剩余油饱和度测井结果显示,井底部分全部水淹,但油层顶部没有动用。结合该区数值模拟结果,认为该区剩余油分布具有如下特点:定向井井点位置水淹较严重,主要是由于定向井井筒附近底水锥进所致,而井间动用程度较差,是剩余油富集区,现有定向井难以动用,井间剩余油富集区具有加密完善的潜力。

4 水平调整井实施、随钻跟踪及完井技术

4.1 水平调整井钻井地质设计

隔夹层分布状况对水平井生产影响较大,研究区发育三套泥岩隔夹层。栅状图及泥岩隔夹层分布图显示(图11、图12）:第一套主要分布在F24井、E7井油层顶部,两井分别钻遇1.9、3.8 m,该套泥岩隔夹层泥质含量大于50%;第二套主要分布在 F24、F30、E20、E23、Ew 等井周围 ,泥岩隔夹层厚度较大,主要分布在0.3～7.6 m,其中F24、F30、E20、E23、Ew 井分别钻遇 7.6、3.3、3.5、6、3.1 m,泥质含量均大于 50%;第三套主要分布在 E20、E23、E14、E24 井区 ,泥岩隔夹层厚度0.3～1.0 m,泥质含量约为20%。本次水平调整井主要部署在泥岩隔夹层发育位置。

图11 油田西区E平台有利调整井区栅状图Fig.11 The fence diagram of the adjustment wells of E-platform

图12 秦皇岛32-6油田西区E平台有利调整井区泥岩隔夹层分布Fig.12 The interbeds’distribution graph of the adjustment wells of E-platform

此外,秦皇岛32-6油田西区明下段为曲流河沉积,油藏类型为底水油藏,顶部含油层物性相对较差,设计时水平段尽量沿油层顶部穿过,以增加水平段与底水距离,同时考虑保证油层段物性和钻完井的控制精度,水平段设计在据油层顶部1～2 m。

4.2 水平调整井随钻跟踪研究

水平调整井随钻地质跟踪研究是达到设计目的的重要环节[3]。秦皇岛32-6油田西区明下段利用修井机打调整井,水平段轨迹相对不好控制。随钻过程中充分利用地质、地震、测井及与周围井进行对比,且在实施过程中部分井钻领眼,以确保调整井轨迹准确中靶、顺利完钻和投入高产、高效开发。如E27h井,根据随钻地质跟踪研究即时改变水平段轨迹设计,避免了因水平段井轨迹向油水界面下移的失误。该井2008年2月16日投产,日产油68 m3,含水1.5%,取得了很好效果。

4.3 水平井完井技术的优选

水平井完井技术的优选需要考虑储层类型、驱动方式、产层岩性、钻井工艺、生产控制等地质、钻井、生产过程的因素[4]。由于研究区储集层疏松易出砂,水平段完井时必须采用防砂型完井方式。为了保证水平调整井能够进行先期防砂,同时为了保持水平井在生产过程中的高效稳产,研究人员在进行了采油强度和提液时机分析的前提下,对研究区内水平调整井采用了国内先进的裸眼砾石优质筛管完井方式。

5 水平井开发调整效果分析

秦皇岛32-6油田西区6口水平调整井水平段长度平均214 m,平均钻遇油层214 m,钻遇率100%,水平段最低点距离油水界面高度平均18.1 m。初期平均单井产能60 m3/d,约是定向井产量的3倍。目前除一口井因为管外串含水高以外,另5口井平均含水2.2%远远低于该区的综合含水83.7%。秦皇岛32-6油田西区6口水平调整井的投产使秦皇岛32-6油田西区增加可采储量270×104m3,累积产油量增加61×104m3,,全油田最终采收率预计提高0.36%(秦皇岛32-6全油田探明储量1.68×108m3）,取得了良好的效益。

6 结论

(1）实践认为,对于秦皇岛32-6油田西区底水油藏(特别是稠油底水油藏）利用水平井调整、挖潜,在技术上是可行的。

(2）影响秦皇岛32-6油田西区底水油藏水平井开发效果的主要因素有两个:水平段离油水界面的高度和水平井区域隔夹层分布状况。

(3）水平井为提高底水油藏开发效果,提高单井产量,提高油藏采收率开辟了一条崭新的途径,具有很好的经济效益和社会效益。

[1]万仁溥编译.水平井开采技术[M].北京:石油工业出版社,1995.

[2]江同文,周代余,冯积累,等.水平井水淹动态及其影响因素探讨[C].中国石油学会石油工程学会.复杂结构井开采技术文集.北京:石油工业出版社,2003:61-68.

[3]张辉,石明杰,韩红霞,等.临2馆三3正韵律厚油层特高含水期剩余油分布研究与挖潜[J].断块油气田,2003,10(6）:52-54.

[4]潘迎德,熊友明.水平井完井方式的优选[J].西南石油学院学报,1994,16(1）:42-49.

The development of horizontal well technology applied to bottom-water drive reservoir in the west area of QHD32-6 Oilfield

Hu Yong,Liao Xinwu,Xu Pin,Yang Qinghong
(Research Institute of Petroleum Exploration and Development,Bohai Oilf ield,Tianjin Branch of CNOOC Ltd.,Tianjin300452）

With the progress of oil field development,the production technology of horizontal well has been improved,and got good results in bottom-water drive oil reservoir.The west area of QHD32-6 Oilfield is a typical bottom-water drive oil reservoir,and the main part of this area was put into production by directional wells in 2002.However,there was no water free production period,bottom-water coning and breakthrough very fast.The area enters in high water cut after 6 years’production.In early 2008,water cut of this area was 83.7%,the oil recovery level was 5.05%,and the efficiency is low.Based on the pilot study,it is summarized that there are two main factors which influence the production of horizontal wells:the height of the horizontal well path above the OWC,and the distribution of flow barriers in the horizontal well area.Based on the study of the flow barriers and the remaining oil,we deploy 6 horizontal wells in the lower Minghua reservoir,geosteering technology and advanced well completion methods are applied to.The early productivity of the horizontal development well are about 3 times than the deviated wells of this area,the estimated total recovery efficiency of the whole oil field has increased by 0.36%,and it brings in economic and social benefits.

horizontal well technology;bottom-water reservoir;QHD32-6 Oilfield;production practice

TE243

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2010.01.090

1008-2336(2010）01-0090-06

2009-10-22;改回日期:2009-11-10

胡勇(1981—）,男,2005年毕业于中国地质大学获硕士学位,现为油田开发地质工程师,主要从事石油开发地质生产及研究工作。E-mail:huyong@cnooc.com.cn。