科威特大布尔干油田注水开发：通过先导性试验和现场评估改善开发计划

1、 ·9·科威特大布尔干油田注水开发：通过先导性试验和现场评估改善开发计划S. Rajan, M. 等摘要：大布尔干油田是世界上最大的碎屑岩油田，世界第二大油田。发现于1938年，自1946年开发至今一直利用天然能量进行生产。近来，二次采油和提高采收率技术不断发展，前期的注水开发研究也在逐步实施。首次注水工程实施于晚白垩世（森诺曼阶）Wara层，该层为大布尔干复杂油气藏主力生产层段之一，其产量也随储层压力的稳步下降而降低。Wara地层属河流滨海潮汐相沉积，由多套砂岩单元组成，总厚度约140-180英尺。储层渗透率在横向和垂向上非均质性极强，砂体之间压力连通性也十分复杂，因此了

2、解其水力连通性及体积波及系数是开发此复杂油藏的关键挑战之一。为避免高昂的污水处理费用并更好地利用可用资源，整个油藏注水都将使用采出水。因此需对整个油田注水所需的多种水源进行评估并对水质要求进行详细调查。考虑到Wara层为背斜构造，其翼部与峰脊之间垂向起伏达1200英尺，所以我们采用边缘注水方式。为预测和优化注水工程，需对处于构造翼部较低位置的未钻井区域储层结构、压力、性质和流体类型进行评估。本文总结了注水先导性试验工程、构造翼部评估和相关研究工作，以此了解储层水力连通性，油层性质，注水能力和油层动态。描述了每一方面研究所采取的方法及其对整个油藏注水工程的影响。1 引言大布尔干油田位于科威特市以

3、南35公里处，靠近艾哈迈迪，在科威特境内覆盖面积达1100平方公里。其主要层段包括Wara，Mauddud和Burgan，根据其地理特征又进一步划分为三个产区Burgan，Magwa和Ahmadi。这三个产区根据其边界形状命名，不能通过结构、构造或储层特征来进行区分。图1：Wara油层动态。为便于描述，图中生产气油比（GOR）值缩小了1000倍（采油速度坐标值未显示）因为沉积环境的变化，Wara层从北到南储层特征变化很大。通常Wara层上部主要为薄沙坝和分流砂沉积物，广泛发育于油藏北部区域。Wara层中部主要发育河道砂和近岸坝砂，贯穿整个油藏。Wara层底部主要为发育良好的河道砂，大量分布于油

4、田南部区域。总而言之，复杂的沉积环境意味着砂体面积、砂体方位、砂体性质及水力连通性都具有很大的不确定性。自1948年Wara层产出第一桶油以来，相比于布尔干油藏的其他层段，Wara层地层压力已经开始明显下降。图1为Wara层同一基准面深度储层压力、采油速度、生产气油比（GOR）与含水率图。从图中可看出，油藏平均压力已经从初始的大约2100psia下降到了目前的1500-1600psia（所有数据均为修正到同一基准面的折算压力值）。从图中还可看出，自1960年左右，产油量随着生产气油比的增长而显著增加，反映出储层处于饱和或近饱和状态。在后期，因为实际操作的原因，我们会优先开发那些气油比低、储层压

5、力高的地区，导致其相关性有所降低，但总体来看，产油量也依然随着生产气油比的变换起伏而上下波动。迄今为止，该层只产出了少量的水。为解决储层压力下降问题，从1962年开始在储层构造高部注气，持续大约20年。最终累计注气量为2790亿立方英尺，但这也只占储层产出气总量的一小部分，还不足以扭转压力下降的趋势。总体而言，油藏动态表明Wara层自然能量不足，储层上部覆盖着一层厚泥岩，且Wara最底一层也高度偏泥岩化，因此在其之下的Mauddud层渗透率相对较低。由于自然能量有限，只有部分地层水随能通过砂体连通性较好的地方侵入进储层边缘，并在某些区域会有油和少量水通过断层交叉处从较深的储层中涌出。图2：Wa

6、ra泡点压力测量。取样深度可视为射孔层段中点深度。蓝线（右）表示近似初始油藏压力。前人（Ambastha等，2006年，Ma等，2009）对Wara层的PVT特性已做过大量研究。图2为Wara层样品泡点压力图，尽管数据点高度分散，但饱和压力与深度的关系特征依然十分明显。其它可辨认的特征还包括，例如，处于油田北部的Magwa和Ahmadi地区泡点压力较其它地区要高一些，但在本文中，我们只需简单地认识到，初始状态下，储层流体要么处于或接近于饱和压力状态，要么处于低于饱和压力几百psi的状态。显然，从图1的压力历史中我们可以得出结论，现在大部分储层压力都处于泡点压力之下。目前油田还有超过200口可生

7、产井，但这其中几乎有一半处于关井状态以保存地层能量。为解决储层压力下降问题，于2009年启动了生产水回注（PWRI）工程。在国内，该工程又被称作Wara压力保持工程（WPMP）。从2014年起，该工程每天将通过90口注水井向Wara层注入66000桶水。Wara层注水采用边缘注水方式，原因是该注水形式既符合Wara储层要求，同时也能降低对大布尔干油田深部“核心”区域开发的影响，另一方面，目前我们的开发区域主要集中于正在评估的构造翼部地区，而在此之前，该区域未被考虑。2 项目不确定性及风险管理在敲定最终的注水设计方案和设施部署之前，必须进行系统的风险评估及不确定性评估。与投资有关的先导性试验与油

8、田评估统称为不确定性管理计划，如表1.不确定性/风险区域风险管理活动构造顶部两翼区域和储层性质评价井储层连通性&波及系数井间干扰试验注水先导性试验注入能力在“好”，“中”，“差”区域进行长期注水测试注水先导性试验注水规范，即水处理要求监测现有生产水水质孔隙系统特征（粘土含量，孔隙大小、分布等）利用储层岩心与生产水在实验室和现场条件下进行流动性测试注水能力测试与注水先导性试验流体特征构造翼部区域流体样品分析试验注水投资经验注水先导性试验，技术开发与弹性工作制表1：不确定性管理计划（UMP）概要图3：Wara层顶深图及8口评价或“信息”井（红点）井位图。这些评价井先于注水井（蓝点）和生产井

9、（绿点）钻成。本文剩余部分将主要讨论风险管理活动、成果及其对整个油田注水工程的影响，论述在注水先导性试验环境下的井间干扰试验，尽管大部分的试验前人已经做过（Ambastha，2009年）。此外，流体取样的改进和鉴定工作也有人（Al-Sabea，2013年）作为一个单独课题进行过研究了。3 构造翼部区域评估尽管连续不断地开发了超过50年，但仍存在诸多不确定性，包括储层顶深、砂岩发育和砂体性质、流体性质及由边缘注水开发导致的翼部靶区水侵展布等问题。从历史上看，油藏开发一向都是从储层内部开始进行，为打好这场“评估（信息）战”，将首先进行油井定位和注水管线的配置工作。图3为评价井井位图。每口井都钻遇了

10、相当长的油柱，且在大多数情况下都没有边缘水侵的迹象。图3还展示了注水井和生产井井位位置。评价工作的重点在于将开发井尽可能近的部署在油藏边缘部分以增大注水面积，提高采收率，并将压入含水层的油量降至最低。4 水质研究图5：现场岩心驱替实验用注入水。大布尔干油田集输中心产出水（红线）与经3微米过滤器过滤水（蓝线）中颗粒大小与分布图。图4：利用压汞压力数据计算得到的岩样标准化渗透率分布图为正确设计出新的注水设施，需对Wara层的矿物成分、孔隙大小分布和注入水的兼容性进行全面调查，并分别在实验室和现场条件下进行岩心驱替研究。所选岩样跨越Wara储层渗透率范围（约40mD-1000mD）。利用水银孔隙度仪

11、测量孔径大小分布（PSD），其孔喉水力半径为4-11微米，且大多数的孔径都相当狭窄。图4为一测量得到的典型图。假设平均水力半径（MHR）小于0.7的颗粒能通过这些岩样并且不会造成桥堵（Van Oort 等人，1993），那么3微米以下的颗粒就能进入储层，并且渗透率的降低幅度不会超过20%。利用经过处理的产出水对30个Wara层岩心进行驱替实验，这些水都来源于大布尔干油田的一个生产搜集中心（GC）。岩心驱替设备要求GC入口处能进行各种级别的过滤，以模拟最终的注水工程设备。GC水水质和典型的过滤步骤列于表2中。图5显示了相同成分水中遭污染颗粒的数量，可以清楚地看到，未处理水中存在大量的直径超过10

12、微米甚至更大的颗粒。岩心驱替实验的结果大致与水银PSD研究的结果一致。过滤等级总含量 悬浮物 固形物(mg/L)水包油(ppm v/v)平均渗透率降低未经过滤的GC水18.69.693%过滤掉直径大于3微米的GC水1<126%表2：岩心驱替实验研究用水及平均渗透率降低结果本研究结果，连同下文所述的注水试验结果被用来确定Wara注水处理设备的注水规范。最终设计出气体漂浮装置（GFU）和果壳过滤器，可100%过滤掉注入水中直径大于>10微米的颗粒和95的直径>2微米的颗粒。5 Magwa七点法注水先导性试验图6：Magwa区7点法注水先导性试验区中两口井的对比图。图中蓝线表示线性

13、刻度下的岩心渗透率，越往下砂岩渗透率越高。从2005年12月至2008年2月，在大布尔干油田的Magwa区块进行七点法注水先导性试验。在此模式下，一口注水井将向六口生产井注水，每口生产井与注水井距离为250m。注入水水源来源于一口完井于Burgan层油水接触面（“源头水”）之下的水源井。随后将该水通过10微米和2微米的过滤器以达到水包油零含量和总悬浮固体物小于1mg/L的注入水水质要求。更多关于该先导性试验的详细计划、执行情况和解释都能在更早的文章（Al-Naqi等人，2009）中找到。图7：Magwa七点法注水先导性试验区含水率注入孔隙体积图从中心注水井和一口生产井取心。图6为这两口井的测井

14、和岩心渗透率图，从该图可看出，两口井都表现出渗透率向下变大的相似特点。图7为六口生产井的生产动态。MP-2井在注水之前就少量产水，其原因可能有两个，一是上层滞留水被采出，二是水通过Wara层附近的断层通道向上流出。MP-2井含水率在注入水达到约0.1PV之前首先开始下降，之后逐渐上升。与此同时，注入水也突破了其它五口生产井。该试验结果表明，尽管Wara层在横向和纵向上非均质性很强，但这六口生产井的含水率变化却非常相似。这也说明通过注水可以达到较好的水驱驱替效率，同时这也为在整个区域范围内进行注水开发投资增添了信心。6 注水能力测试图8：分别利用经过滤的水源井水及废弃的产出水在不同质量的储层进行

15、长期注水能力测试，并对测试结果进行比较在做完水质研究之后，如前所述，下一步便是注水能力测试。人们普遍认为，注水能力将随时间变化而变化；因此，我们将进行几个长期的注水测试以便更好的了解注水动态变化。考虑到储层性质的不同，将在三个具有不同储层性质（简单地分为好，中，差三等）的区域进行测试，测试结果见图8。Magwa七点法注水采用经过滤的滞留水层“源头水”进行先导性试验，储层性质好。注入速率与井口油压的解释结果表明，表皮系数从0增大到了最大值5。此外，MI-1井最大井口油压达到500psia，注水量达到8000桶/天，这与以下将讨论到的，利用差水质废水所进行的早期Wara层压力保持工程相比毫不逊色。

16、尽管具有相似的地层系数（储层渗透率-厚度乘积）和储层压力，但在相同注入速率下，注水井井口油压也达到1500psia。第二口井储层性质中等，再次注入经过滤的“源头水”。此时，最大井口油压达到750psia，注水速率为8000桶/天。这样的表现再次优于早期的Wara层压力保持工程。第三口井储层性质差，最大井口油压达1000psia，注水速率为3400桶/天。随后，将注入水由“源头水”转换为邻近搜集中心的产出水。注水速率虽然有一些变化，但在图8中我们可以看到，当注水速率达到约3400桶/天时，井口油压已经上升到1600psia。以上结果都与表2中的水质研究结果大体上保持一致，从油田开发计划的角度来看

17、，这些测试： 1.确认了高注水水质要求。2.提供了一个估算每口井注水速率及所需井数的合理方法。3.证明了在较高的井口油压下，可注入非最佳水质的未过滤水。7 早期Wara压力保持工程继注水能力测试的成功进行后，下一步就是注水工程的实施，此时工程的风险性已经得到极大缓解，对注水动态性能也已有了进一步的了解这就是所谓的早期Wara压力保持工程，简称为EWPMP。该快速注水先导性试验计划使用废弃水，而这也是唯一可以立即大量使用的注入水来源。正如之前讨论过的，在注水能力测试中使用这种水会导致井口油压很高，但这种水质的水还是可被注入。相对于可加快注水过程来看，使用水质并不太理想的水是一种折中的做法。自20

18、09年6月工程启动，仅仅6个月后第一口注水井便开始注水。注水工程首先选在布尔干油田西南部的一块小区域上进行，共布置33口井，其中生产井15口，注水井7口，观察井11口。15口生产井布置在注水井排两旁，其中7口位于构造翼部，8口位于构造上倾方向。该项目的主要目标是： 初步了解储层连通性和注入能力 评估注水井与生产井井距 制定弹性注水管理工作机制 测试确认注水井，生产井及水源处理方式图10：（左）储层平均压力与瞬时孔隙置换率具有良好的相关性。（右）电潜泵吸入口压力具有相似的变化趋势。图9：EWPMP油藏平面图。绿线和红色的虚线表示初始阶段井间干扰测试结果。黑色虚线表示连通性差及潜在的流动遮挡。黄色

19、多边形表示INJ7与FP-7井注水突破。在河流滨海潮汐相沉积环境下，Wara层达数公里规模的砂体连续性问题在工程上将导致极大的不确定性，因此在注水工程的初始阶段就应搜集有关砂体连续性的重要数据。该过程将分阶段进行，首先利用三口注水井（INJ-1，INJ-4和INJ-7）进行井间干扰研究以了解注水井与生产井之间的连通性。在实施注水之前的一周时间，将压力计下到生产井与注水井井底以记录井底压力变化。关于生产井与注水井以及注水井与注水井之间连通性的压力数据分析结果见图9。处于构造上倾方向的注水井与生产井之间井距（1-2km）较大，因此，处于构造下倾方向的生产井与注水井之间（一般为1km）的干扰信号更清

20、晰。随后，这些令人振奋的结果在一次综合性的压力观测方案中得到了印证，该方案在注水过程中利用组合电缆部署的存储式压力计和由电潜泵（ESP）带动的压力计进行压力观测。如图10（左）所示，在注水先导性试验区内，储层响应良好，自注水实施开始，该地区平均压力已经增大了约100psi。类似地，如图10（右）所示，在电潜泵的吸入口处也能看到相似的压力响应。平均压力和流动压力两者与瞬时孔隙置换率 (VRR)之间的良好关系也进一步说明储层连通性较好。通过向7口注水井注入不同示踪剂，继一年的稳定注水后，建立起了井间水力连通关系，并测算出了见水时间。定期从生产井中收集注入水样品进行分析，追踪示踪剂。迄今为止，只有一

21、口生产井（FP-7）在其临近的注水井INJ-7井注水342天后检测到了示踪剂。图11：EWPMP注水试验含水率变化。（左图）15口生产井平均含水率持续降低；（右图）单井含水率变化，除两口井含水率上升外，其余井含水率都呈现下降趋势。先导性试验区油井生产动态表明，含水率正持续降低（图11）。最初，处于构造翼部的7口生产井含水率达到70%，但注水后，有5口井含水率便开始下降。表明注水波及效果较好，原油正被驱替向生产井中。有趣的是，即使在示踪剂显示已经见水的FP-7井，其含水率也呈现出下降趋势，这被解释为注入水只突破了其相对比较小的一条地层。自开始注水以来，8口处于构造上倾方向的生产井中，有4口仍未产

22、水，2口含水率呈下降趋势，只有另外2口含水率呈上升趋势。这似乎说明相对于构造上倾方向的生产井来说，注水措施对处于构造翼部的生产井效果更好，这是由于注水井距其更近。图12：EWPMP典型注水井霍尔曲线图总体而言，从先导性试验区生产井的压力响应，井间连通性及含水率降低方面来看，初始注采井井距设置为1km是合理的选择。就试验区注水能力测试效果而言，结果不太理想，但如前所述，测试用水水质并非最佳，因为EWPMP项目历时仅6个月便完成，受现有设备的限制，水处理水平还达不到最佳。到目前为止，典型的注入水水质为，悬浮物固体含量5-10 mg/L，油包水含量5-30 mg/L。结果就是，所有注水井的注水能力正在逐渐降低。如图12所示，霍尔曲线图可用来识别注水能力的降低，这与水质较差有关。压力降落研究表明井筒周围受到污染损害，其表皮系数达到10-50。没有证据显示因为注水产生了水力压裂裂缝。为保持注水能力，定期采取增注措施，每年对射孔孔眼进行1-2次的酸洗工作。生产测井显示，某些特殊层段总是会首先受到损害，接下来的挑战是采取有效的增注措施恢复注水能力并改善注水剖面。8 油藏注水管理准备工作在这样一个复杂的油藏中，除了有注水技术方面带来的不确定性外，对如此大油藏的日常管理和优化也是一个不小的挑战。例如，所有注入水均需由一个中央注水工厂来分配，生产井