鄒信波 楊 云 許慶華 魏叢達 李彥平 田立強 段 錚

(1.中海石油(中國)有限公司深圳分公司; 2.CACT作業(yè)者集團; 3.中法渤海地質(zhì)服務(wù)有限公司)

珠江口盆地油田“少井高產(chǎn)”[1]、“先肥后瘦”的開發(fā)策略使得相當(dāng)比例的難采儲量(因低滲、油稠或油層厚度薄[2])長期得不到規(guī)模有效的動用。在這種背景下,2006年開始了珠江口盆地難采儲層工業(yè)化試采攻關(guān),首選目標(biāo)為LFC13-1油田Z25油藏α層(SL-1～SL-4層),儲層巖性為泥質(zhì)粉砂巖夾雜3個泥灰質(zhì)致密層,形成了α層的低滲低產(chǎn)背景。盡管α層砂巖品質(zhì)差,但有一定儲量規(guī)模(大于500×104m3),且與下部豐產(chǎn)層采出程度(大于50%)相比還有15%～25%的提升空間。為盡早建成規(guī)模產(chǎn)能,2006—2010年間采用多種方式嘗試經(jīng)濟有效地動用α層取得了成功,在開采方式上嘗試過分采和合采,在完井方式上嘗試過定向井補孔和水平井裸眼完井,為解決產(chǎn)能低的問題,還嘗試了階梯式水平井、長支水平井(大于700 m)及水平分支井等不同井型。本文主要是對陸豐凹陷難采儲層α層工業(yè)化試采礦場實踐的分析與總結(jié)。

1 α層難采原因分析

(1)儲層滲透率低、天然產(chǎn)能低

α層各小層滲透率在40～207 mD,70%區(qū)域的井點滲透率低于50 mD,有少部分區(qū)域井點滲透率甚至低于10 mD。早期DST測試結(jié)果表明,若單獨以α層作為一套層系開發(fā),常規(guī)定向井套管射孔生產(chǎn)指數(shù)為18.44 m3/(d·M Pa),比采液指數(shù)僅為3.688 m3/(d·M Pa·m)。若按LFC13-1油田常規(guī)開采理念,即使放大生產(chǎn)壓差至臨界壓差上限8.28 M Pa,高含水期單井日產(chǎn)油量也僅為7.6 m3,遠低于本海域經(jīng)濟門檻日產(chǎn)油量16.00～23.85 m3。

天然產(chǎn)能低制約了α層的規(guī)模動用,如果不大幅提高油井產(chǎn)能,就不能完成α層的工業(yè)化開采。

(2)受限于過去的采油工藝技術(shù)

上世紀(jì)90年代的定向井射孔工藝穿透深度小于1.0 m,按照當(dāng)時的工藝技術(shù)α層單井日產(chǎn)油量只能達到10.0 m3,因此編制油田總體開發(fā)方案時,主要針對α層以下的豐產(chǎn)層SL-5～SL-20,對α層只是作為油田開發(fā)中后期可能的產(chǎn)能補充手段來考慮。隨著工藝技術(shù)的進步,現(xiàn)有的深穿透射孔工藝穿透深度可以達到1.5 m以上,并且發(fā)展出了復(fù)合射孔工藝,在射孔的同時還可以造微裂縫,使油井產(chǎn)能成倍增加,這也使得對α層需要重新審視并再次開展多種方式的試采工作。

(3)開發(fā)過程中水動力場不平衡

一直未對α層進行大規(guī)模水平井工業(yè)化試采,主要是因為2003年新鉆水平井LFC13-1-23H試采不成功,分析認(rèn)為其中一個很重要的原因是開發(fā)過程中水動力場不平衡:底水油藏驅(qū)替過程中,油水界面不斷抬升,在未抬升到α層附近時,底水驅(qū)掃過的油水混合區(qū)(SL-11～SL-23)水動力場強,生產(chǎn)壓差傳遞容易[1];而尚處于未動用狀態(tài)的α層及其附近區(qū)域(SL-1～SL-10)水動力場弱,只能維持間歇流,底水難以借助層間竄流遞進到低滲部位,生產(chǎn)壓差難以持續(xù)高于α層的啟動壓差。

2 α層工業(yè)化試采礦場實踐

α層試采工作開始于2003年LFC13-1-23H水平井試采,但遇到技術(shù)問題后α層試采工作一度止步,隨著油田特高含水期的到來及豐產(chǎn)層資源的逐步枯竭,2006年又開始嘗試,并開始了多種開采方式的工業(yè)化試采進程。4年的工業(yè)化試采積累了豐富的礦場實踐經(jīng)驗。

2.1 通過轉(zhuǎn)變開采方式和井型,提高了α層產(chǎn)能

α層工業(yè)化試采從定向井封堵豐產(chǎn)層后對α層含油井段補孔方式開始,整個工業(yè)化試采經(jīng)過了定向井合采(α層與其下SL-5層合射)、定向井分采(α層單獨射開)、水平井合采(在α層與SL-5層上分段完成階梯式水平井[3])、水平井分采(單獨在α層完成水平井)等開采方式的轉(zhuǎn)變,其中水平井分采方式中水平段長度由原來500 m左右延長到700～1000 m,最后還衍生出總長度1516 m的水平分支井方式?；谝陨线@些方式,在2006—2010年的4年間共進行了14口井的工業(yè)化試采(表1),為規(guī)模動用α層的整體方案部署奠定了基礎(chǔ)。

從表1可以看出,分采效果總體上好于合采,水平井效果好于定向井,其中以水平分支井開采效果最好。

表1 LFC13-1油田Z25油藏α層試采井開發(fā)指標(biāo)統(tǒng)計

LFC13-1-16M H井是LFC13-1油田在試采井水平井段長度不斷延伸基礎(chǔ)上衍生出的第一口分支水平井,目的是動用塊狀砂巖頂部低滲層SL-2層西北及西南區(qū)域2個獨立油砂體的“甜點”部位(儲層局部發(fā)育部位)剩余油,這類區(qū)域因儲層滲透率低于50 mD,若采用定向井或單支水平井開采,預(yù)測單井日產(chǎn)液量只有79.5～127.2 m3,開采可能不經(jīng)濟,于是嘗試了水平分支井開采(主支M a水平段長738 m,次支M b水平段長778 m)。投產(chǎn)后該井初期日產(chǎn)液量328.97 m3,日產(chǎn)油量316.89 m3,含水率3.67%,單月產(chǎn)油量達0.89×104m3,取得了超過2口單支水平井之和的效果。多分支井首次礦場試驗的成功,證明了油井井型轉(zhuǎn)變也是難采儲層α層工業(yè)化試采獲得成功的一個關(guān)鍵因素。

2.2 逐步上提完井層位,充分利用底水能量,變底水驅(qū)為類邊水驅(qū),增大了α層的波及效率

底水驅(qū)油藏中底水錐進的快慢取決于界面上垂向壓力梯度與重力壓力梯度之間的差異:兩者之間差異越小,水油界面越穩(wěn)定,油井生命期越長;兩者之間差異越大,油水界面越不穩(wěn)定,并出現(xiàn)粘性指進[4]。底水稠油油藏開發(fā)過程中的點狀錐進就是粘性指進,也是造成稠油油井生產(chǎn)初期含水率上升快的主要原因。隨著原油粘度的降低,底水錐進由“點狀指進”轉(zhuǎn)變?yōu)椤凹範(fàn)钐?若底水在向上驅(qū)動的過程中遇到間斷分布的泥巖段,底水錐進則由向上“脊進”方式轉(zhuǎn)變?yōu)橥羞M方式[5]。LFC13-1油田Z25油藏油砂體存在多個這類泥巖段,其中以SL-6層泥巖段分布范圍最廣,當(dāng)油水界面抬升到SL-6層附近時,底水托進速度減緩;SL-1～SL-4層整體低滲且疊合程度差,優(yōu)勢水流通道難以形成[6],底水繞流現(xiàn)象大幅增加,進一步延緩了底水上升速度,使底水能量得到了充分利用。當(dāng)水平井完井段位于SL-6層5～7 m之上的SL-1層時,隨著壓降漏斗向周圍擴散,油井最先見的水來自邊水而不是底水,筆者把這種驅(qū)動方式稱作“類邊水驅(qū)”。

LFC13-1-22井是LFC13-1油田第一口明顯見到“類邊水驅(qū)”特征的油井,該井完井層位是距離動油水界面較遠的 SL-1～SL-4層,投產(chǎn)后日產(chǎn)油量達到322.9 m3,不含水,且在隨后的5年時間里含水率只上升到60%;而LFC13-1-27H井完井層位是距離動油水界面較近的SL-8層,投產(chǎn)后含水率很快從26.27%上升到 90%以上,日產(chǎn)油量也從232.8 m3降為92.7 m3。圖1為LFC13-1-22井與L FC13-1-27H及27H1井生產(chǎn)動態(tài)對比圖。完井層位的上提意味著驅(qū)動方式從底水驅(qū)向類邊水驅(qū)的轉(zhuǎn)變。在隨后的試采井中逐步上提完井層位,到2009年投產(chǎn)的LFC13-1-13 H井時,完井層位已完全從SL-5層(純凈細(xì)粉砂巖)上提到α層的 SL-1層,充分利用了底水能量,大大增加了波及效率,使得α層工業(yè)化試采取得了較長的采油期,這是成功的一大關(guān)鍵。

圖1 LFC13-1-22井與LFC13-1-27H及27H1井(2009年9月側(cè)鉆)生產(chǎn)動態(tài)對比圖

2.3 利用“海恩斯跳躍”增進了原油從α層遠井地帶向近井地帶滲流

LFC13-1-23H井2003年試采α層時因地層供液不足被迫側(cè)鉆到高滲層,而α層工業(yè)化試采過程中LFC13-1-21H1井(2006年投產(chǎn))和 LFC13-1-5aH 1井(2007年投產(chǎn))部署在L FC13-1-23H井附近200～300 m區(qū)域,不僅沒出現(xiàn)供液不足的問題,而且隨含水率的上升產(chǎn)能還有逐漸升高的趨勢。分析認(rèn)為:隨著α層下部高滲層的開采,油藏油水界面不斷上升,與α層距離逐漸減小,有利于α層形成持續(xù)滲流場;位于α層油砂體內(nèi)的原油可以充分利用毛管網(wǎng)絡(luò)的界面張力[7]和油水界面接觸后的自身調(diào)節(jié)能力,借助“海恩斯跳躍”(多孔介質(zhì)中的液-液界面總是試圖達到它的能量最小而躍進式流過多孔介質(zhì)毛管網(wǎng)絡(luò)的能力)[8]增進了原油從α層遠井地帶向近井地帶的滲流,從而獲得了更好的開發(fā)效果。

2.4 “過流產(chǎn)層”保障了規(guī)模動用α層的經(jīng)濟效益

α層工業(yè)化試采過程中發(fā)現(xiàn),80%的水平井分采井的實際開采效果總是好于數(shù)值模擬預(yù)測結(jié)果。分析認(rèn)為,α層的采出液不僅僅來自α層本身,還來自α層下伏的SL-5層、SL-8層等,甚至更深部的產(chǎn)層,這從數(shù)模歷史擬合觀察報告中所記錄的“層間竄流”上得到了佐證,也就是說底水驅(qū)替過程中存在“倒灌”現(xiàn)象。據(jù)此,提出了“過流產(chǎn)層”的概念,即把產(chǎn)油量不僅來自完井層本身,還來自其下伏的一個或多個油層的產(chǎn)層稱為過流產(chǎn)層。

試采井L FC13-1-20H1是從水平井老井LFC13-1-20H(完井層位SL-8～10層)側(cè)鉆到 SL-3和SL-5層的階梯式水平井,而試采井LFC13-1-20H2又是從LFC13-1-20H1井二次側(cè)鉆到SL-1層的水平井。從LFC13-1-20H到LFC13-1-20H1再到LFC13-1-20H2井自下而上的一次側(cè)鉆、二次側(cè)鉆,SL-1、SL-3、SL-5和 SL-8層均成為過流產(chǎn)層,而這3口井總產(chǎn)油量之和遠遠超出了井點(SL-1～SL-10層)標(biāo)定可采儲量。

過去在進行α層側(cè)鉆井經(jīng)濟評價時,總遇到數(shù)模模型中地質(zhì)儲量少、數(shù)模預(yù)測單井可采儲量偏低、側(cè)鉆井評價結(jié)果不經(jīng)濟的問題。對比試采井實際動態(tài)與模型預(yù)測單井可采儲量發(fā)現(xiàn),實際動態(tài)結(jié)果是模型預(yù)測結(jié)果的1.2～1.5倍。

“過流產(chǎn)層”的提出對于難采儲層α層的工業(yè)化開采具有以下實際意義:

(1)體現(xiàn)了“縱向上開采層系向上轉(zhuǎn)移”的開發(fā)策略;

(2)明確了難采儲層的附加產(chǎn)油量,保障了規(guī)模動用α層的經(jīng)濟效益;

(3)促使了α層工業(yè)化開采新井評價工作思路與標(biāo)準(zhǔn)的改進,為進一步規(guī)模動用α層整體方案制定提供了可靠依據(jù)。

2.5 試采井泵型由少級數(shù)低揚程大排量向多級數(shù)高揚程小排量轉(zhuǎn)變,提高了泵效,有效克服了啟動壓力的影響

α層工業(yè)化試采時要突破啟動壓力的制約,就必須在采油工程設(shè)計時盡量放大生產(chǎn)壓差,除加深泵掛(由豐產(chǎn)層的750～850 m加深到1150～1250 m)外,實踐證明泵型的選擇也十分重要。α層工業(yè)化試采井LFC13-1-22井泵型由少級數(shù)低揚程大排量泵 HN13500檢泵(排量范圍1350～2150 m3/d)更換為多級數(shù)高揚程小排量泵 GN1600(排量范圍130～575 m3/d)后,產(chǎn)液量及產(chǎn)油量均翻番(圖2),既提高了泵效,又有效克服了低滲單元啟動壓力的影響。

圖2 α層試采井LFC13-1-22井泵型更換前后生產(chǎn)動態(tài)對比圖

3 α層整體動用方案部署原則建議及效果預(yù)測

通過工業(yè)化試采所取得的實踐經(jīng)驗,針對α層各小層儲層展布及彼此疊合的特點,對難采儲層α層整體動用方案部署原則提出以下建議:①開發(fā)井盡量部署在4個地質(zhì)單層“甜點”疊合區(qū)域,且保證至少有一個單層儲層厚度大于3 m;②開采方式以水平分采井為主,輔以階梯式合采井,為保證產(chǎn)能,水平井段長度要求大于700 m;③對已有老井“穿越”的區(qū)域,可以過路開采的方式補孔動用,但不宜以合采方式開采;④對儲層滲透率低于50 mD的區(qū)域,考慮采用雙分支或多分支井來提高油井產(chǎn)能。

LFC13-1油田Z25油藏難采儲層α層整體動用方案在目前已完成的14口試采井的井網(wǎng)基礎(chǔ)上又增加了14口開發(fā)井,包括4口定向井和24口水平井(含3口雙分支井)。預(yù)計整體動用方案實施后,α層單井控制儲量將從目前的36.33×104m3下降到18.16×104m3,井網(wǎng)控制程度將提高到85%以上,整體動用方案最終將增加可采儲量212.5×104m3,使全油田采收率提高10.48%。

[1] 李彥平,羅東紅,鄒信波,等.陸豐凹陷塊狀砂巖油藏特高含水期剩余油分布研究 [J].石油天然氣學(xué)報,2009,31(3):115-118.

[2] 袁士義.油氣藏工程技術(shù)進展[M].北京:石油工業(yè)出版社,2006:250-286.

[3] 鄒信波,魏叢達.海陸過渡相砂巖油藏特高含水期剩余油成因及分布——以珠江口盆地陸豐13-1油田為例[J].油氣地質(zhì)與采收率,2007,14(6):97-99.

[4] JIANGQ.,BU TLER R M,牛寶榮.水平井底水錐進實驗和數(shù)值模擬[J].國外油田工程,1999,15(6):18-23.

[5] 羅東紅,鄒信波,梁衛(wèi),等.珠江口盆地LFX13-1油田Z37油藏高采收率剖析[J].石油勘探與開發(fā),2010,37(5):601-607.

[6] 韓大匡.關(guān)于高含水油田二次開發(fā)理念、對策和技術(shù)路線的探討[J].石油勘探與開發(fā),2010,37(5):583-591.

[7] 陳永生.油田非均質(zhì)對策論[M].北京:石油工業(yè)出版社,1993:82-96.

[8] 羅蟄潭.油層物理基礎(chǔ)[M].北京:地質(zhì)出版社,1985:227-231.