水平井采油技術在底水油藏中的研究與應用

2011-09-29 01:48:10薛秀敏蔡維國吳義飛

石油地質與工程 2011年1期

薛秀敏,蔡維國,吳義飛,董潔,孫凡

(1.中國石油大港油田采油工藝研究院,天津300280;2.中國石油大港油田采油三廠)

水平井采油技術在底水油藏中的研究與應用

薛秀敏1,蔡維國1,吳義飛2,董潔1,孫凡1

(1.中國石油大港油田采油工藝研究院,天津300280;2.中國石油大港油田采油三廠)

針對大港灘海油田埕海一區莊海8館陶油組底水油藏含水上升快、無水采油期短的問題,開展了水平井底水油藏控水完井方法的調研,在此基礎上,通過對莊海8館陶油組實際地質情況的分析,綜合考慮防砂及控底水兩方面因素,確定了該區采用篩管+中心管的完井方式,并進行了現場試驗應用,取得了初步效果。該工藝的應用使水平井底水油藏完井方法有了新突破,為該區后期油井的完井方式提供了借鑒。

分段采油;底水油藏;水平井;大港灘海油田

大港灘海油田是近年來產能建設的重要區塊,由于地面條件的特殊性以及高產能的要求,井型一般為水平井,部分區塊為底水疏松砂巖油藏,對于底水砂巖油藏水平井開發如何延長其無水采油期、延長底水突破時間,對提高油藏最終采收率尤為重要[1]。本文以灘海油田莊海8區塊館陶組油藏為例,利用軟件對水平井各種完井方式進行優化研究,并通過現場試驗以探索底水油藏水平井的合理采油方式。

1 概況及存在問題

莊海8館陶油組屬于大港灘海油田埕海一區,埋深為1240～1268m,以正向斷層控制的構造油藏為主,不同斷塊油水界面不同;油層膠結疏松,易出砂;平均孔隙度 30.0%,滲透率 731.5×10-3μm2,屬于高孔、高滲儲層,正常的溫度壓力系統。根據前期方案研究,為解決出砂問題采用裸眼礫石充填完井。

根據2007年投產的三口井生產情況及數據,為防止出砂而進行的裸眼礫石充填完井,主要存在以下問題。

(1)無水采油期短。莊海8Ng-H1井沒有無水采油期,莊海8Ng-H2井的無水采油期僅為15天,莊海8Ng-H3井的無水采油期為16天。

(2)含水上升速度快,產量遞減快。其中莊海8Ng-H1井生產25天,含水即上升63%,莊海8Ng-H2井生產90天含水上升為61%,莊海8Ng-H3井生產80天左右含水即上升62%,生產三個月左右三口井全部達到高含水,同時產油量急劇下降。

2 采油方式及相關參數優化設計

2.1 采油方式優化研究

針對館陶油組疏松砂巖底水油藏水平井,采油方式的優化研究要考慮兩方面的因素:一是控制底水,二是防砂。

(1)控制底水。該油組目前最突出的矛盾是底水上升過快,解決這一問題的關鍵是要實現水平段均衡采油[2-3]。針對館陶油組部署的水平井的實際情況,水平段較長,平均600m以上,確定應用分段采油技術,同時為了更好地平衡產液剖面,配套中心管技術。

(2)防砂。館陶油組儲層膠結疏松,易出砂,前期投產井應用裸眼礫石充填完井,防砂效果良好。由于同時要考慮控制底水上升問題,因此應用軟件對可以應用的完井方式進行了分析研究。對裸眼礫石充填防砂工藝、篩管+射孔的完井防砂以及篩管三種完井方式的產液剖面均勻程度以及突破時間進行了對比分析,見圖1。

由圖1可見:篩管完井產量為721.5m3/d,裸眼礫石充填完井方式為347m3/d、射孔為309m3/d;射孔流量剖面更均一,突破后水脊剖面將會整體上移,波及范圍和采收率高。

圖1 篩管、裸眼礫石、優化射孔產液剖面

從圖2可以看出:三種完井方式都在在避水高度最低點首先突破;突破時間:篩管完井11天、裸眼礫石充填24天、優化射孔42天。

圖2 篩管、裸眼礫石、優化射孔底水突破時間

所以,從以上兩方面分析來看,優化射孔完井與裸眼礫石充填以及篩管相比,無水采油期稍長,但延緩底水突破時間能力有限;優化射孔完井產液剖面明顯優于裸眼礫石充填以及篩管完井,有利于底水沿整個水平井段均勻推進,對提高波及范圍和采收率十分有利。

僅僅就控水方面來看,優化射孔要優于裸眼礫石充填以及篩管完井。考慮實現分段問題,裸眼礫石充填完井無法實現分段;射孔+篩管能夠實現分段,但是施工復雜;篩管易于實現分段,工藝簡單,并且投資成本較低。就是否容易分段以及投資兩方面考慮,篩管完井要優于裸眼礫石充填以及篩管+射孔的完井方式。莊海8Ng油組地層砂粒徑均勻,可以應用篩管進行防砂。因此綜合分析研究,確定采油方式為:篩管完井,利用封隔器實現分段,同時結合中心管技術。

2.2 中心管參數優化設計

以莊海8Ng-H8井為例,該井油層中深:斜深3640m,垂深 1271m,最大井斜 93.27°,最大狗腿度6.18°,水平段長599m,通過整個水平段的巖性分析,確定分三段進行開采,首先開采最末端,應用軟件對中心管參數進行了確定。

在充分考慮了避水高度、鉆井污染等因素下,得到的流量剖面和各段突破時間表明末端流量高,較容易先見水,因此投產該油藏時的中心管結構為前段預孔管,后端為盲管的組合結構。

確定中心管結構以后,對中心管長度以及管徑進行優選,模擬了五種長度以及四種管徑總共20種方案,見圖3～圖7。各種指標隨中心管內徑及結構的敏感性分析如下。

圖3 流量均勻系數變化曲線

圖4 產量變化曲線

圖5 突破時間均勻度變化曲線

圖6 突破時間變化曲線

圖7 無水累積采油量變化曲線

由于投產油藏各點的避水高度不同,特別是趾端比較低,而趾端產液量最大[4-5],趾端見水時間高于井筒其它各段,趾端加入中心管可有效阻止底水從該段突進,根據圖6及圖7分析,突破時間以及無水累積產油量在中心管管徑內徑62mm時出現拐點,大于62mm無水累積產油量及突破時間隨管徑增加而降低,因此確定中心管內徑為62mm。

根據圖3可以看出,中心管管徑一定時,流量均勻系數隨中心管長度增加而增加;圖4表明產量隨長度增加而下降;圖5及6表明突破時間均勻度隨長度增加而減小,但突破時間隨長度增加越來越大;圖7表明無水累積采油量隨長度先增加后減小。綜合以上分析,末端處的盲管加得越長,產量損失會越大,而突破時間增加不了多少,因此為使無水累積采油量最大,推薦趾端盲管長度80m。

綜合上面分析,推薦莊海8Ng-H8井只投產末端段的中心管方案為:中心管結構前段預孔管,尾部盲管;預孔管長度130m;末端盲管長度80m;中心管內徑62mm,外徑73mm。利用兩組封隔器實現分段開采,上提中心管即可實現逐段上返開采。

3 現場應用及效果分析

目前在現場實施了一口井,6mm油嘴生產,日產液80m3、日產油30t,油壓 1.4MPa,套壓 0;截止目前,該井產油 26.57t/d,產液 51.1t/d,含水48%,無水采油期為51d,與該油組前期投產的三口井對比,延長了40d左右,且目前含水上升較緩慢。目前含水條件下的累產油為9517t(見圖8和圖9),分段采油技術的應用取得了良好效果。