阿曼Daleel油田Shuaiba碳酸盐岩油藏水平井注水:从试验区的实绩到开发阶段

2010-11-16编译刘鹏飞中国石油大学石油工程教育部重点实验室

石油石化节能 2010年1期

关键词：生产井实验区水井

编译:刘鹏飞 (中国石油大学石油工程教育部重点实验室)

审校:耿站立 (中海油研究中心)

阿曼Daleel油田Shuaiba碳酸盐岩油藏水平井注水:从试验区的实绩到开发阶段

编译:刘鹏飞 (中国石油大学石油工程教育部重点实验室)

审校:耿站立 (中海油研究中心)

Daleel碳氢化合物油田位于阿曼北部的第5合同区块。以天然能量开发该油田Shuaiba碳酸盐岩油藏长达10余年,最初是直井生产后来改为水平井生产。由于该油田地下能量的高耗竭及对其二次开发的需要,在研究了各种方案后,水平井注水成为最佳方案。为了评价水平井注水方案,选定油藏某些区域进行了一些试验并密切监测新老井的表现。由于试验很成功,Daleel油田进入了其两大生产区块水平井注水二次开发的历史新时期,以期获得最高的采收率。除此之外,利用从试验区获得的测试和水平井注水经验可以给Daleel油田其他区块和世界范围内的类似油田提供有价值的参考。

碳酸盐岩油藏水平井注水注水效果阿曼油田

1 简介

Daleel油田位于阿曼Sultanate地区的西北部,发现于1984年,1990年投入生产。Shuaiba碳酸盐岩构造是其主要的目的层,该层相对均质并且属于结构圈闭和地层圈闭的混合体。该油藏总面积60 km2,是一个具有低幅度背斜的孤立断层区块,其背斜从东北方向到西南方向拉伸较长,而从西北方向到东南方向呈岩性尖灭状。储层孔隙度为15%～35%,相对渗透率为4～20 mD。虽然在一些直井FMI/FMS测井中发现了裂缝,但没有发现对提高产能有什么影响。油藏原油属于未饱和轻质原油 (38 API),油柱厚度为3～10 m。按照目前的流体 PVT报告,其泡点压力可能为1 670 psi(1 psi=6.895 kPa)或2 370 psi,初始压力处于2 500～2 607 psi。从地面到油藏的垂直距离为1 500～1 610 m。

以垂直井天然能量开采方式的工业生产始于1990年。自1994年起,生产井中引入了水平井,且水平井日产量超过3 000 bbl(1 bbl=0.159 m3)。经过12年的衰竭式开采,在能量消耗最严重的地区压力从2 500 psi降到约900 psi。2002年7月Daleel Petroleum LLC从Japex Oman接手了Daleel油田。为了更进一步提高原油采收率,在进行详细的油田开发论证后,引入了水平井注水技术。主要的注水区域为Daleel油田的孤立断块B和C。

2 水平井注水技术在阿曼油田的应用

在阿曼油田,自20世纪90年代以来水平井注水技术已成功应用于许多能量衰竭的油田。自从引入水平井注水技术后,平均采收率提高到了35%～40%,比最初的采收率高了15%～20%。

阿曼Saih Rawl油田在PDO合同区块的性质与Daleel油田的相似,2个油田都是将有弱底水供给的Shuaiba碳酸盐岩油藏作为生产层,因而,在油藏某些方面两个油田是相似的,但水平井开发方案却不同。

Saih Rawl油田Shuaiba油藏是没有裂缝和大断层的低幅度背斜结构,该构造具有良好的均质性。储层厚度大约为60 m,平均渗透率为2 mD,原油为轻质油 (40 API)且最大的油柱高度为35 m。

油藏早期以直井开发为主,弱底水供给不能保证其产量稳定。1993年起引入水平井生产井,且用水平井注水提供压力支持。自1996年引入双侧向水平井生产后,日产油量在水平井注水条件下达到了2×104bbl。后来,采用多分支注采井生产后,日产量骤升到6×104bbl。

当前Saih Rawl Shuaiba油藏的原始地质储量为740×106bbl,其中可采储量达到240×106bbl,按此计算预计会有33%的采收率。

3 Daleel油田的井网布局和水平井注水历史

按照50～70 m的断距,Daleel油田被主要断层划分为 6个小区块:A、B、C、D、E和 F区块。各区块的平均枯竭采收率约为11%。为了提高原油采收率,在研究了各种方案后,引入了水平井注水技术。

通过对每个区块水平注水开发的特点和可行性论证,选择B区块和C区块作为最适合的水平井注水开发试验对象。

B区块和C区块位于Daleel油田的东北部,其目的层是上Shuaiba碳酸盐岩油藏。该油藏相对比较均质,是该油田最好的储层,平均孔隙度为30%,平均渗透率为18 mD。最好地带的平均油柱高度约为20 m。原始压力为2 500 psi,目前平均地层压力为900 psi。由于地层能量严重枯竭,大多数垂直生产井的气油比超过了4 000 scf/bbl(1 scf/bbl=0.178 m3/m3),而日采油量下降到低于100 bbl。所以,二次开发油田任务非常必要且刻不容缓。后经研究得出,水平井注水开发是提高采收率和采油速度的可靠方法。

根据 R.V.Westermark和 Popa的研究成果,水平井注采井网按照趾跟相对 (TTH)的排列方式可以提高井间驱替效果。基于此研究,Daleel油田选择了TTH的井网排列方式。该排列方式的其他参考如下:

◇水平井的布置应按照平行于主要的天然裂缝和断层方向来钻;

◇水平生产井应置于靠近原油饱和度最高的油藏顶部区域;

◇水平注水井应置于剖面以下的某个区域,该区域应具有最低约28%的孔隙度,使注水井具有较好的注入能力;

◇井间距约为100 m;

◇水平分支段平均长度约为1 200 m;

2002年底,Daleel油田开始以生产井转换成的注水井DL-14进行注水,平均日注水量约为2 800 bbl。注水1年后,在2004年4月由于自喷能量的不足和生产气油比的持续下降,DL-23井停止了排液。此外,通过测井测试发现注入水淹没了DL-70试验生产井的部分水平分支段。因此2004年2月,DL-14井被迫关闭。

2004年2月,B区块的DL-61H注水井开始了Daleel油田的第一个水平井注水试验。到目前为止,B区块和C区块总共有6个水平井注水试验组 (图1)。除了DL-76H是双分支水平井外,其他所有试验井都只是单分支水平井。

图1 B和C区块注水井网图

目前有11口水平注水井,日注水量超过3.5×104bbl。DL-61H、DL-106H、DL-113H、DL-114H这4口注水井是真空泵注水,其他7口注水井通过水平增压泵注水。每口井的平均注水量约为3 200 bbl/d。B区块和C区块到2007年2月的累积注水量约为14.9×106bbl,累积注水量与累积孔隙体积之比为0.11。

4 对生产井的影响

由于B区块能量消耗高且具有相对较好的地层特性和可观的可采储量,第一批3口注水试验井都选择在B区块。注水效果初现于2005年10月,直到2006年5月,3口试验井才都开始呈现出了显著的注水见效性。

C区块2005年底开始注水。自2006年5月,4号和5号实验区都有了些注水效果的反应,由于注水时间短,6号实验区还没有反映出注水见效性。

4.1 1号试验区

该试验区位于B区块能量最枯竭的地区,其包括以TTH方向排列的2口单分支生产井 (DL-60H和DL-70H)和2口单分支注水井 (DL-61H和DL-106H)(图2)。后来在该实验区周围增加了其他2口单分支生产井 (DL-115H和DL-116H)和单分支注水井 (DL-113H和DL-114H)。在1号实验区开钻前,井DL-14已经往该地层注入了0.757×106bbl的水。

2004年2月,DL-61H井开始以平均注入量为5 000 bbl/d的速度注水。但后来不久由于受效油井没有自喷且等待安装 ESP的原因,为防止过度驱油停止了注水,直到2005年6月才恢复注水。10个月后,该井恢复注水,注水量为4 500 bbl/d。DL-61H井的PL T测试结果显示井的前半部水平段剖面注入比较均匀。由于受PL T工具的限制,无法更深入的测试,不能测试后半水平段。其他注水井如DL-106H、DL-113H和DL-114H分别在2006年4月、9月和10月开始以平均日注水量4 000 bbl的速度注水。

首先指定HTTP服务器及相应端口，通过URL访问到采集页面，根据采集项选择采集表；然后用户录入各项数据并通过网络发送到服务器端，服务器端再将客户端POST的数据通过数据库驱动接口保存至数据库中。

现在所有的水平生产井 (DL-60H、DL-70H,、DL-115H和DL-116H)都通过 ESP生产。平均日采油量稳定在约600 bbl,含水率为20%。为了寻找产出水的源地,2006年1月注入示踪剂,庆幸的是仍没有发现早期水窜。

一些1号试验区周围的垂直生产井表现出良好的注水开发效果,如DL-23井和DL-16井。2004年9月由于气油比的急剧下降导致DL-23井停止了自喷生产。静压测试数据也反映出注水早期附近油层压力逐渐上升。此外,DL-16井产能的增加也有力地说明了注水开发的见效。

4.2 2号实验区

该实验区包含1口双分支生产井 (DL-76H)和1口单分支注水井 (DL-80H)。后来在该实验区增加了2口单分支注水井 (DL-95H和DL-109H)和 2口单分支生产井 (DL-93H和 DL-107H)。DL-80H、DL-93H和DL-107H分别于2005年3月、2005年8月和2006年6月开始注水,且平均日注水量保持在3 000 bbl。第一个注水见效井是距水平注水井DL-80H约50 m远的DL-50井。从DL-50的井口压力显示数据可判断出其与注水井DL-80H间的密切关联性,说明了这2口井之间地下有高渗层带相连通。

从2005年10月起,双分支生产井DL-76H便有良好的注水见效性。2006年5月,当气油比下降至低于400 scf/bbl时DL-76H井停止了自喷,但后来通过安装 ESP后又恢复到了日产油量900 bbl,含水4%。DL-95H井同样出现了气油比急剧下降的现象。该井在2006年12月停止生产后,在2006年2月通过应用 ESP恢复到日产油量700 bbl。

除以上之外,距DL-93H井约50 m远的垂直生产井DL-2的产能得到明显提高。该井日产量从130 bbl增加到400 bbl以上,而气油比从2 500 scf/bbl降到500 scf/bbl以下。此外,静压测试数据显示,自注水以后该地区的地层压力逐步上升。但后来由于气油比的连续下滑,该井也停止了自喷生产。

4.3 3号实验区

该区包含2口单支生产井 (DL-89H和DL-91H)和1口单分支注水井 (DL-87H)。DL-87H井以平均日注水量2 000 bbl的速度注水。该油藏相对低的垂直位置和低渗透率导致了较差的注入能力。

自2005年 10月相邻直井DL-12、DL-15和DL-28表现出较好的注水见效性。2006年3月,由于井口压力低,DL-89H井停止了自喷生产。随后DL-91H井在2006年5月也停止了自喷。安装ESP后,2口井都以约400 bbl/d产量生产。然而,井DL-89H在安装ESP后,2006年10月含水率达到了约45%。往DL-87H井内注入了示踪剂以检查该井是否有早期水窜现象。

4.4 4号实验区

该区包含1口单分支注水井 (DL-86H)和2口单分支生产井 (DL-88H和DL-90H)。DL-86H井在2006年2月以日注水量2 000 bbl注水。DL-90H井在2006年10月安装 ESP后含水率达到40%以上,日产量为400 bbl。此外,自2007年1月起,DL-88H井的含水率降到约15%。示踪剂测试显示:1周内水便从DL-86H井窜到DL-90H井。

4.5 5号实验区

该区包含1口单分支注水井 (DL-98H)和1口单分支生产井 (DL-96H)和1口双支生产井(DL-74H)。DL-98H井在 2005年 12月以2 000 bbl/d的注水量开始注水。

注水半年后,2006年6月DL-74H井表现出良好的注水见效性。2006年10月安装ESP后,有了700 bbl/d的采油潜能,含水率为4%。

根据以上的分析可得到这样的判断:虽然有些区域早期出现了水窜,但可以肯定的是B区块和C区块的注水试验块还是得益于水平井注水驱替。此外,还可以得出这样一个重要的结论:迫切需要人工举升来扭转持续下降的气油比趋势和恢复油井的产能。

5 人工举升

随着注水技术的进步,人工举升工艺将会得到更多的应用。这是因为受注入水的影响,井内气油比连续下降,因此,缺乏足够的储层产出气来把油举升到地面,自喷油井不能保持稳产。

当前,用于试验生产井的主要人工举升措施是ESP。第一次的 ESP测试于2005年6月安装在DL-60H井上。在安装ESP后,DL-60H井的最初采油量超过800 bbl/d,而且接下来1年的产能稳定在约700 bbl/d。现在随着进一步的注水,产油量表现出明显的增长趋势,含水率连续2年稳定在20%左右。

后来在2006年1月和6月,DL-70H井和DL-76H井上分别安装了ESP。其初始产能类似于DL-60H井。这些成功实例会使以后在更多的水平井采油井上安装ESP。

除ESP外,其他人工举升工艺方法也在敲定,以进入实施计划。这些方法包括螺杆泵和梁式泵。它们将用来优化注水区域的生产动态。