多分支井智能化完井技术在古尔法克斯油田的应用

多分支井智能化完井技术在古尔法克斯油田的应用

据统计，世界上约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、非洲海域和亚太地区。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1油气藏顶出地层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5.117×10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多分支机构智能井与智能完井系统的结合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多分支机构智能井技术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水下卫星油田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30.16×103.1.1预期3:4.2.1开采一年以后,该井产量仅有352t/d,低于预期1321t/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更新后的地质解释第二口井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发生气窜的井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而前两口井约低出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11.10×103.2.1g-1h井智能完井系统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Eiriksson2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65⒐in(1in=25.4mm)的裸眼钻前衬管。生产套管下段包含1个41⒊in密封的尾管、41⒊in油管、1个二元压力计拉筒、2个31⒊in液压流量控制阀及一个机械滑套。所有的智能完井控制阀都放置在测井电缆能够接触到的地点,在井下共安装了3个仪表,其中2个放置在井的水平段或井趾部(Nansen段和Eiriksson2单元),测量油管壁的压力和环空壁的压力,以便在远程操作系统时了解上下油层的压力差。第三个压力测量仪安置在井段较上位置的油管壁。水下控制模块根据智能系统进行调整,古尔法克斯A平台的平台控制室监测和控制智能系统。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主副井筒和主井筒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膨胀封隔器和造斜器F-2YH井两个分支均采用7in×51⒊in的钻前衬管,安装了两套膨胀的封隔器代替水泥将分支隔离。在7in衬管封隔器上方运行和安装95⒐in造斜器。在7in套管段安装两个51⒊in×8.15in膨胀封隔器以防止主井筒与分支井筒相通。在两个膨胀的封隔器下方运行两个8.2in扩孔套管鞋以测量井筒和防止其在井筒内运行时遭到破坏。在分支的7in套管段启动PBR。在下入油管封隔器时,将密封杆插入到PBR,实现两个分支之间的初次隔离。在PBR上方安装一个31⒊in的膨胀封隔器以提供辅助性的隔离。在95⒐in生产封隔器和造斜器之间的上层完井包括两个阀门。下方阀门控制分支井的产量,上方阀门控制主井筒的产量。两个阀门间安装隔离封隔器,将两个井筒的产量隔离开来,还可以对两个分支进行清井,使排液更加有效,使初始产量更高。两个分支生产能力不同,两个分支一起排液将对生产有利,实现油井优化开采图3.3油藏泄油面积增加从图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。4多分支机构智能井系统(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,采收率从提高到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