苏丹高含水期水平井开发效果分析

苏丹高含水期水平井开发效果分析

姑苏1.2.4开发区的大部分资源位于苏丹西南部的上梁省。自油田生产以来，它保持了高效、快速的开发。现在进入高含水期，油田产量自然减少并加快。全区主力油田投产以来,开发生产中暴露出许多矛盾和问题,例如1/2/4区的Heglig、Bamboo和Munga等油田含水率高、采出程度低,非主力产层动用程度不高或甚至仍然未动用等。此外,Bamboo油田主要产油层位属于稠油油藏,直井开发效果差。应用水平井可较好地解决1/2/4区油田开发中面临的诸多难题。1基于油田的基本情况和对正常井的适用性1.1主、副井区聚甲期3个月Bentiu层剩余油分布在物性较差的顶部。根据测试资料,油层采油指数垂向差别很大,下部的高渗透主力层段采油指数是油层上部的2~3倍。因此,在合层开采条件下,由于层间干扰的问题,油田产量的绝大部分主要来自高渗透段。Aradeiba层是Heglig油田次要产层,初步估算地质储量为1859×104t,目前仅个别井射开该层与Bentiu层合采,估算Aradeiba层累计产油仅28.5×104t,采出程度仅为1.53%.经过6年多的开发和两轮加密井的实施,油层厚度大的构造高部位井网密度大,井距已达400~500m.在油藏鞍部或边部,油柱高度低,一般小于15m,而油井平面上对油层的控制尚不均衡,井距一般在1000~1500m,动用程度低,是平面上剩余油分布集中的区带。但该区带物性好的油层相对较薄,一般厚度小于8m,利用直井开发极易见水,开发效果差。如果只生产顶部油层,则产量低,供液不足。1.2深度和密度变化该油田属于高渗透、强边底水常规重油油藏,且原油密度和黏度随深度的增加而增大,生产动态表现出含水上升快、单井产量低的特点。油藏工程分析研究发现,靠常规的堵水、换泵等措施,见效甚微。1.3储集层内泥质夹层发育程度更差该油田主要储集层为Bentiu层,为强边底水油藏,与Heglig油田不同之处是Munga油田油柱高度更低,原油物性更差,而且储集层中泥质夹层发育程度更差。综上所述,目前剩余油富集区或因油层薄、或因物性差,这部分剩余油采用直井开采已经证明产量低、见水快,生产效率低。而用水平井开采可大幅度增加泄油面积,提高油层动用程度,尽可能增大生产井段与底水之间的距离,可以有效控制底水的锥进速度与程度,而通过控制生产压差,降低采液强度,可延缓油井见水时间。2水平井位研究在油藏工程研究基础上,采用油藏数值模拟技术,对Heglig油田水平井适用性进行了对比研究,优选了可能的水平井井位。在油藏地质精细分析和油藏开发动态研究基础上,共设计了5口水平井进行了对比模拟研究。对这5口所在区域分别具有不同地质和动态特点的水平井,在数值模拟历史拟合的基础上,进行了效果对比。(1)产量的比较(2)单井水平钻的长度(3)评价预测结果对Bamboo和Munga油田的水平井进行适用性与优化研究,指标预测也得出类似结果。模拟研究证明,对优质高渗透储层,采用水平井开采,可以明显提高原油产量,对低渗透差储层,采用水平井开采,可以动用直井不能采出的原油,达到提高采收率的目的。3水平井地质控制3.1油层质及电性特征钻前地质模型建立之前,应对邻井目的层的地质及电性特征进行深入研究,预测油层顶界、厚度及确定着陆点的标志层。同时,应落实原始静态、动态油水界面及地层倾角变化等(图1)。3.2钻井和钻孔(1)确定层位和油界面的深度(2)水平段控制3.3地层倾角和易钻性钻后地质模型描述水平井完钻后构造形态。将水平段钻进过程中记录的数据输入INFORM系统,检查、细化钻前模型,重新计算地层倾角。Bentiu层为水平井钻井的主要目的层,具有辫状河流相沉积特征。由于泥岩夹层的存在,纵向非均质性严重,在水平井段易钻遇泥岩;Heglig、Bamboo油田经过多年的高速开采,地下油水系统复杂,避水是钻井成败的关键。因此,完钻后要进一步修正地质模型。4水平井的应用效果4.1多口基本情况自2003年11月第一口水平井开钻,至2011年4月底共计完钻水平井56口。投产水平井56口(表1)。56口井获得初期产能7894t/d,平均单井日产油141t/d,初期综合含水17.6%.目前日产1783t,占总产量9%,平均单井日产34.2t,综合含水62.6%,低于全油田平均综合含水23.4%.水平井累计362×104t,初步取得较好效果。4.2水平井不同油藏类型应用效果从56口已投产水平井的开发动态看,1/2/4区水平井应用取得了比较好的成果,水平井产量是同类储层直井的2.33倍,但是不同油藏类型水平井应用效果存在一定差异(表2)。在低渗层状弱边水砂岩油藏打水平井加密井增油效果最佳,初期增产达到3.26倍,且含水上升速度慢,累计产量高;其次为中渗块状底水稠油砂岩油藏和低渗块状底水砂岩油藏,水平井初期增油达到2.1~2.27倍,且产量稳定,含水上升速度慢,单井累计产量高。对中高渗强底水块状砂岩油藏,水平井比直井增油1.65倍,效果稍差。5水平井段型井段设计研究(1)高含水油藏用水平井开采成功的关键是对剩余油的分布要认识清楚。在高含水区利用水平井挖潜应首选油层物性比较好、厚度比较大的区块,含水率比较低的断层附近区域,微构造高点,井网不完善的区块等,这样油井产能比较高。(2)除中高渗强底水块状砂岩油藏水平井比直井开发效果不明显外,在低渗层状弱边水砂岩油藏、中渗块状底水稠油砂岩油藏、低渗块状底水砂岩油藏等利用水平井开发效果明显。平均单井产量是同期直井的两倍以上,且产量稳定,含水上升速度慢,取得很好的开发效果。(3)利用水平井开发正韵律储集层顶部差油层效果较好,可经济有效地提高难动用储量的动用程度。(4)合理设计水平井段在油藏中的位置及优化水平段的长度,对保证水平井的成功至关重要。同样地质条件下,水平井初期产量是直井的2倍以上,15年的累计产量亦然。个别井效果在一定条件下不是很明显,其累计产量与直井基本相同,水平井没有起到减缓含水上升、增加原油产量的作用。水平井段过长,不能显著地改善开发效果。其原因主要是由于油藏横向连通好,水平井在现有井网条件下,生产动态受到邻井的影响,在较长的400m水平井段下,其部分井段已处在邻井的泄油范围之中,故而会影响水平井的效果。通过优化对比计算,联系油田实际生产、剩余油分布特点,以及实施安排,建议水平井还是以提高未动用储量为目的,寻求改善薄油层区难采储量的动用。共钻4次,钻遇所有的砂泥岩。如果构造形态、储集层纵向分布及油水界