渤海边际油气田开发随钻管理实践——以BZ3-2油田为例

李 伟谭 吕黄 凯许 杰

(1.中海油能源发展监督监理技术公司; 2.中海石油(中国)有限公司天津分公司开发部;

3.中海石油(中国)有限公司天津分公司渤海油田勘探开发研究院; 4.中海石油(中国)有限公司天津分公司钻井部)

渤海边际油气田开发随钻管理实践
——以BZ3-2油田为例

李 伟1谭 吕2黄 凯3许 杰4

(1.中海油能源发展监督监理技术公司; 2.中海石油(中国)有限公司天津分公司开发部;

3.中海石油(中国)有限公司天津分公司渤海油田勘探开发研究院; 4.中海石油(中国)有限公司天津分公司钻井部)

以BZ3-2油田为例,分析了渤海边际油气田开发面临的主要问题,总结了加强随钻管理在BZ3-2油田开发方案实施中取得的成效与经验,可为类似油气田开发提供借鉴。

渤海 边际油气田 随钻管理 成效与经验 BZ3-2油田

对于渤海边际油气田开发,前人实施过“三一”开发模式[1]和依托可移动采油平台的“小蜜蜂”开发模式[2],不仅大大降低了项目工程建造成本,也降低了边际油气田开发的门槛。以BZ3-2油田为例,分析了边际油气田开发面临的主要问题,总结了加强随钻管理在油田开发方案实施中取得的成效与经验。

1 BZ3-2油田开发面临的主要问题

BZ3-2油田属于边际油气田,河流相沉积,储量规模小,砂体纵、横向变化大,油田累产低,经济效益不佳,其开发所面临的主要问题包括:①探明主力含油砂体厚度薄(8m左右),小于地震资料分辨率(10 m),实施水平井着陆时局部微构造变化风险大;②300m半径圈定的小岩性体油层厚度薄,地震资料无法识别,风险与潜力共存;③设计井数少,钻完井周期短,实施调整时间窗口窄,控制及预测潜力储量占三级地质储量比重较大(42.8%),评价任务重;④油田地饱压差小(0.753～2.347MPa),存在气顶风险;⑤为保证整体开发方案的经济性,在确保实现并突破产量目标的基础上,合理控制开发成本至关重要。

面对上述问题,在BZ3-2油田ODP方案实施阶段加强了随钻管理,采取了一系列措施,以降低开采风险,实现合理开发与成本控制的平衡。

2 加强随钻管理的实践

2.1 利用油田有限的设施资源,制定了“先肥后瘦,兼顾潜力”的储量动用策略

2.1.1 及时做好钻后分析,随钻调整动用最优储量BZ3-2油田ODP方案中设计了一口定向生产井P7井,贯穿评价井BZ3-2-1井和BZ3-2-2井钻遇的含油气砂体并进行合采,预测合计动用储量65.62万m3。在随钻实施过程中,通过对 P5hp和P9h井的钻后小层对比分析(图1)发现,P5hp井钻遇的岩性含油砂体(图1中棕色条框所示)较ODP方案设计的P7井斜穿可动用的砂体(图1中蓝色条框所示)数量更多、厚度更大、位置更好、储量更优;同时还发现P9h井钻遇的2-1398砂体厚度及规模均较ODP阶段认识的有所增加,具有较大的“挖潜”空间(图1中桔黄色条框所示)。因此对P7井的靶点及井轨迹及时进行了调整,以期钻遇更多、更好的含油砂体并兼顾进一步评价落实2-1398砂体储层厚度及规模。调整后,井轨迹由ODP设计的最大井斜78.12°、井深3 302.37m优化为最大井斜37.54°、井深2 133.01m,节约进尺1 169.36m,并且在一定程度上降低了钻井实施难度,有利于缩短钻井周期,相对降低了开发成本;同时在储量动用方面,也较ODP设计增加了23.01万m3。

图1 P5hp和P9h井钻后小层对比

P7井实钻结果:累计钻遇油层斜厚84.1m(垂厚70.5m),气层斜厚14.3m(垂厚12m),钻后计算动用储量141.76万 m3,较钻前预测增加53.13万m3,较ODP设计增加76.14万m3。

2.1.2 精细设计井轨迹,实现“过路”评价潜力砂体

河流相砂体纵、横向展布复杂多变,这就要求在开发方案实施阶段抓住主要含油砂体的同时,根据“成藏相似性”原则,对周边三维空间内存在的可疑砂体均做精细解释描述。

在BZ3-2油田钻前井位优化阶段,我们在利用砂层地震追踪解释技术对主力含油砂体进行精细“油描”的同时,把对具一定规模的非目的可疑砂体的追踪描述也提升到精细“油描”级别[3],并结合ODP设计的开发井位,在保持原有钻探目的基础上,通过微调井的靶点坐标及优化定向井轨迹设计,实现设计井轨迹最大限度“过路”评价可疑待评价砂体的目的;然后,结合现场录井资料和测井资料,利用井震结合技术做钻后地质油藏分析研究,对可疑砂体的储层特征及含油气性做充分的评价论证,并对具开采价值的含油砂体设计井位部署方案。

评价井BZ3-2-2井钻遇的2-1398砂体,具油气显示特征但厚度较薄,且在距其1km左右的BZ3-2-1井并未钻遇,因此ODP设计并未将2-1398砂体作为有效含油砂体研究并设计开发井位。然而通过砂体地震追踪解释技术对2-1398砂体进行精细描述后认为,该砂体横向展布具一定规模,存在可挖掘潜力。因此精细设计了 P9h井和 P7井轨迹,对2-1398砂体进行不同位置的“过路”评价(图2),钻后再辅之井震结合技术,最终落实了2-1398砂体有效含油面积 1.18km2,计算探明储量 201.48万m3。之后,对该砂体进行了1注1采的开发井位设计部署,更新了地质油藏模型,计算设计生产年限内累计产油37.3万m3。

2.1.3 客观评价ODP方案主力含油砂体,及时转移开发重心

图2 BZ3-2油田2-1398砂体“过路”评价落实

P7井钻后,一方面实现了钻前井轨迹调整的目标,另一方面对主力2-1 519砂体的地质油藏特征研究发现,该砂体储层横向变化非常大,流体系统也极为复杂(图3),原设计井网无法满足需求,且现阶段开发难度较大。鉴于此并考虑到新发现的2-1398砂体储量可观,具备开发布井条件,随即调整转移了开发重心,即取消了ODP方案中主力砂体2-1519的开发井,并将其井位调整至2-1398砂体和主力1-1687砂体,在保持ODP总井数不变的情况下,利用现有设施,充分动用优质储量,有效地改善了油田整体开发效果,同时也很好地规避了开发实施风险。

图3 P7井钻后对2-1519砂体的认识

2.1.4 优选生产管柱,合理动用非目的层储量

P4h井是ODP设计中位于BZ3-2油田主力砂体1-1 687砂体边缘部位的一口水平注水井,考虑到该井靠近砂体边界,储层有变薄变差的风险,为了更好地实施水平井作业,对该井设计了领眼P4hp。领眼P4hp钻后,在1-1687砂体以上井段意外钻遇了3层累计垂厚达18m的有效含油砂体(P4-1472、P4-1618、P4-1641,图4),预测储量合计73.96万m3。

本着利用现有设施资源,最大动用油田储量的原则,将P4h井的生产管柱由原来设计的普通水平井注水管柱变为同井注采管柱1)刘宗昭,陈明.海上油田同井注采一体化技术.2009.,在对主力砂体注水的同时,对随钻新发现的上部岩性含油砂体实施合采。这一调整可新增累计产油量7.0万m3,体现了少井高效的开发理念。

图4 P4hp井目的层上部新钻遇含油砂体

2.2 应用随钻地震反演与实时可视化跟踪技术,提高

了水平井着陆成功率及水平段有效储层钻遇率

在钻水平井之前,首先利用油田探井、评价井以及已钻小井斜定向开发井的测井资料,对待钻水平井目的层进行了局部随钻地震反演,即地震约束下的测井内插,以测井约束分辨率,以地震约束地层横向变化,由此可以显著提高目的层局部分辨率,有效改善目的层顶面深度预测精度,从而提高水平井着陆成功率。

实时可视化技术是将钻井现场反馈的随钻测量数据(测井曲线、测斜数据)和综合录井等地质信息实时传输并添加到开发地震数据体模型中,以图像形式直观显示出来,为随钻对比分析、轨迹预测及调整提供有价值的参考和依据[4]。

在BZ3-2油田实际应用时,控制水平井着陆成功率主要从以下两个方面着手:①将实钻井轨迹加载至地震数据体中,然后对着陆目的层上部已钻地层标志层进行逐一标定、校正,并利用地层构造继承性的特点,逐渐缩小对目的层顶面预测可能存在的误差;②对不存在标志层或者标志层不明显的井来说,则以目的层作为标志,在靠近目的层深度位置,或者井斜达到85°～86°时,稳斜钻进,结合实时可视化跟踪技术,利用地层差异性判断实钻井轨迹是否进入储层。若目的层深度较预测浅,则全力增斜,按照当前的海上定向井钻井技术,完全可以实现井斜在一柱(30m)之内达到近90°,以满足水平段钻井要求;若目的层深度较预测深,则继续稳斜钻进,一柱(30m)垂向上可延伸2.6m左右,鉴于钻前地震测井联合反演对分辨率的有效改善,至多在2柱(60 m)以内,即可找到目的层,完成着陆。

另外,由于BZ3-2油田砂体厚度薄、横向展布变化大、泥质隔夹层发育,因此选择了轨迹控制能力更强的“旋转导向”工具,同时尽可能携带近钻头井斜及GR测量,有利于随钻过程中及时发现储层变化,并做出相应轨迹调整,避免了“触顶”或“触底”情况的发生,提高了有效储层钻遇率。

2.3 拓宽思路,想方设法控制成本

2.3.1制定符合实际的测井资料录取要求

渤海油田开发井测井资料录取要求是参照《海上油气田开发井快速钻井资料录取要求》标准执行。对于测井起始深度,要求在条件允许情况下,不论井别均为海拔-800m以下;对于测井项目,要求定向井测全常规测井项目(包括自然电位、自然伽马、电阻率、中子、密度、井径、声波),大斜度井、水平井着陆及水平段钻进采用LWD测井(包括自然伽马、电阻率、中子、密度)。然而,随着渤海地区勘探开发程度的逐渐成熟以及对区域地质情况认识的不断深入,继续沿用以往的测井资料录取要求已没有必要,完全可以针对油田地质油藏特征,在钻前与相关技术人员商定专属该油田的资料录取要求,以提高测井时效,缩短建井时间,相对节约开发成本。

(1)测井起始深度的确定 可在钻井工程转换钻井液体系之后(斜深1 000～1 200m)起钻更换随钻测井仪器及造斜导向工具。一方面,合理的泥浆体系可更好地稳定井筒,保证随钻测井安全实施[5];另一方面,有利于优化钻井程序,提高钻井时效,相对节约开发成本;但前提是,若在上部井段录井发现可疑油层,须进行补测。

(2)中子、密度测井项目的合理取舍 出于有效规避开发井实施风险及合理控制开发成本的考虑,对于同一砂体或断块,可选取一口具代表性的井进行中子、密度测井;对于有领眼的水平井,可选择在钻领眼时测全常规测井项目,侧钻井着陆时仅测深、浅电阻率和自然伽马即可;对其他井的测井项目不作硬性要求。

(3)导向工具的合理选择 随着开发进程的推进,对于同一砂体或断块构造、储层、油水界面等的认识逐渐清晰,可适当放宽剩余井对随钻测井测量范围的要求。例如,可用“马达+LWD”组合代替“旋转导向”工具,从而相对降低开发成本。

2.3.2 对钻遇的天然气资源进行评价

领眼P4hp和P5hp分别在主力2-1519和1-1687砂体高部位钻遇不同程度的气顶。面对地质油藏条件的突然变化,一方面,立足单井钻后分析,根据随钻认识更新地质油藏模型,做合理避气敏感性分析,从而指导后续开发井井位及水平井靶点深度的合理调整;另一方面,利用井震结合技术,落实气顶规模,并对油田逐年产气量进行科学论证,以便油田投产后能够有效利用自安装平台配置的双燃料热介质锅炉供热发电机组设备,合理选择燃料,从而节约生产操作费用,降低油田总体开发成本[6]。

3 BZ3-2油田开发随钻管理实践效果

加强随钻管理在BZ3-2油田开发方案实施中取得了显著效果,主要体现在以下几个方面:

(1)BZ3-2油田共实施了5口水平井,设计水平段最短419.96m,最长705.4m,合计2 735.79 m;实钻水平段最短420m,最长709m,合计2 795 m,有效储层钻遇率99%,几乎全部为优质油层。

(2)BZ3-2油田钻后复算地质储量 964.4万m3,较 ODP增加 433.24万 m3;钻后动用储量604.08万m3,较ODP增加127.68万m3。

(3)根据BZ3-2油田钻后指标分析,产量高峰年为投产后第三年,预计年产油量19.5万m3,较ODP增加4.1万m3;预计设计生产年限内累产油量102.1万m3,较ODP增加33.7万m3。

(4)BZ3-2油田随钻实施过程中,考虑为了提高2-1398砂体探明石油储量采出程度,将原ODP的水平油井P2h井调整为定向注水井,对2-1398砂体实施注水,同时兼顾对 P7井生产的部分岩性含油砂体实施注水,以适时补充地层能量,实现科学合理开发的目的。调整后油藏方案计算得油田综合采收率为16.9%,较ODP提高2.5%。

4 结束语

面对渤海边际油气田开发的难题,通过拓展思路与大胆创新,逐渐摸索出一条切实可行的边际油气田开发随钻管理思路,即利用有限设施资源,制定择优动用探明石油地质储量的开发策略,设计以水平井为主、定向井为辅的开发思路,强化及时调整和成本控制的意识。

感谢渤海勘探开发研究院渤中项目队、天津分公司钻井部小油田群项目组在BZ3-2油田开发实施中付出的辛勤努力以及对开发部工作的大力支持。

[1] 俞学礼.渤海边际油田开发综合研究[J].中国海上油气:工程, 1998,10(2):4-12.

[2] 曲兆光,王章领,丁九亮.渤海边际油气田开发“蜜蜂式”采油设施方案研究[J].中国海上油气,2007,19(5):353-356.

[3] 杨玉茹,李建平,张慧,等.渤中25-1南油田水平井随钻储层预测与管理优化[J].油气井测试,2007,16(4):62-64.

[4] 毛敏,贾政.油气井随钻实施可视化决策系统[J].录井工程, 2006,17(4):54-56.

[5] 徐荣强,邢洪宪,张仁勇,等.渤海湾边际油气田水平井钻完井技术[J].石油钻采工艺,2008,30(6):53-56.

[6] 严世华.浅谈海上边际油气田的开发[J].中国海洋平台, 2007,22(6):7-10.收稿日期:2009-11-25 改回日期:2010-02-05

(编辑:杨 滨)

Abstract:With BZ3-2oilfield as an example,the main problems that will be encountered in developing marginal fields in Bohai bay are analyzed. Then the effects and experiences obtained during enhancing management while drilling in implementing BZ3-2oilfield development plan are summarized,which could be helpful to the development of other similar fields.

Key words:Bohai bay;marginal field;management while drilling;effect and experience;BZ3-2oilfield

A practice of management while drilling in developing Bohai marginal fields:a case of BZ3-2 oilfield

Li Wei1Tan Lü2Huang Kai3Xu Jie4
(1.CNOOC S upervision and Technology Company; Tianjin,300452;2.Development Dept.of Tianjin B ranch of CNOOC L td.,Tianjin,300452; 3.Bohai Oilf ield Research Institute ofEx ploration and Development,Tianjin B ranch of CNOOC Ltd.,Tianjin,300452; 4.Drilling Dept.of Tianjin B ranch of CNOOC Ltd.,Tianjin,300452)

李伟,男,工程师,2006年毕业于西安石油大学资源勘查工程专业并获学士学位,主要从事油田开发方案实施随钻管理工作。地址:天津市塘沽区渤海石油路688号501信箱(邮编:300452)。E-mail:liwei11@cnooc.com.cn。