钙质层发育的普通稠油边际油藏高效开发技术探讨——以W11-1E油田为例

蒋利平,李 茂,劳业春,汪新光,李 明,曹砚锋

(1.中海石油(中国）有限公司湛江分公司研究院,广东湛江 524057;2.中海油研究总院,北京 100027）

钙质层发育的普通稠油边际油藏高效开发技术探讨
——以W11-1E油田为例

蒋利平1,李 茂1,劳业春1,汪新光1,李 明1,曹砚锋2

(1.中海石油(中国）有限公司湛江分公司研究院,广东湛江 524057;2.中海油研究总院,北京 100027）

涠西南凹陷W11-1E边际油田在常规的开发模式和技术下难以投入生产,充分利用现有平台,采用大位移井开发是解决这一问题的有效途径。目前针对发育有钙质层的普通稠油油藏提高采收率方面的研究甚少,主要矛盾是在合理利用水驱能量的同时,最大限度地提高单井产量和采收率但又不至于发生水窜。在水平井参数优化和规避地层原油黏度风险的基础上,充分利用顶、底钙质层对边水锥进的抑制作用,解决了该矛盾。3口大位移水平井投产后效果好,初期产能高,含水率低,最终实现增储上产与高效开发同步进行。

普通稠油;边际油藏;钙质层;大位移井;高效开发

W11-1E油田在常规的开发模式和技术下难以投入生产,属于边际小油田[1]。用常规方法开发需要新建固定采油平台,往往耗费大量的资金,没有足够的经济效益。大位移钻井技术在国内外已有了很大的发展[2],采用大位移井开发海上油气田的主要思想是利用现有平台开发边际油田,使原先不具备商业开采价值的边际小油田通过大位移井技术能够有效地开发和利用。

对于发育钙质层的普通稠油油藏,在开采的过程中,如何防止水窜,提高这类油藏的开发效果,最终提高原油采收率是要解决的主要问题。但国内外这类油藏较少,因此可以借鉴的文献资料有限,研究难度很大。本文通过研究钙质层和其它影响因素,实现开发方案设计目标,提高了油藏采收率。

1 油藏特征

W11-1E油田位于涠西南凹陷2号断层上升盘(图1a）,新近系下部地层形成于涠西南凹陷拗陷期区域性的海侵时期,角尾组油层埋深较浅,深度在700～1 000 m之间。油层段主要发育滨海相临滨砂坝和浅滩沉积。储层平面分布稳定,成片分布且范围广,水体能量充足。上部低阻层属浅滩相沉积(图1b）,以泥质粉砂岩为主,岩性偏细,测井解释孔隙度为 24.3%～32.5%,渗透率为(131.2～2 706.9）×10-3μm2,属高孔特高孔、中高渗储层。原油性质较好,地层原油黏度43.45 mPa·s。下部高阻层为临滨砂坝砂岩,以细砂岩为主,测井解释孔隙度为 27.5%～39.5%,渗透率为(1 297.3～3 000）×10-3μm2,属高孔特高孔、特高渗储层。原油性质差,属于普通 I类稠油,地层原油黏度61.05 mPa·s。测试产能差异大,与流度存在正相关性,低阻层流度低 ,为 4.23×10-3μm2/mPa·s,实际比采油指数为0.34 m3/(MPa·d·m）;高阻层流度较高,为435.7×10-3μm2/mPa·s,实际比采油指数为18.27 m3/(MPa·d·m）。

图1 W11-1E油田地理位置及油藏剖面示意Fig.1 The geographical location and reservoir profile of W11-1E oil field

2 钙质层认识与分布

涠西南凹陷角尾组钙质发育情况统计表明:平面上,各井区均发育一定数量的钙质砂岩层,其中以W11-4油田钙质层发育密度最大,其次为W12-8和W11-1E等。纵向上,钙质夹层主要发育在砂泥岩界面和油水界面,且主要分布在泥质层上下。钙质层在平面上和纵向上具有广泛分布的特征,但是厚度变化大,横向连续性差,结合钙质层上下储层流体性质特征具有一定差异性,认为钙质层具有夹层特征,具有一定封隔流体渗流的能力。

本油田储层主要的特征之一就是在经证实的层间、油水界面附近存在钙质夹层。钻井过程中钙质层处钻速较低,钻时增加,岩屑明显为钙质致密体;在测井曲线上的响应特征非常明显,表现为低自然伽马值、高于油层电阻率值、密度测井高值和声波时差低值(图2）。各种典型测井特征为钙质层准确识别提供了方便,也为钙质层用于层组划分提供了基础。

一套钙质层发育于砂泥岩界面附近,同时结合两套砂体的不同电性特征,利用钙质层划分层组为低阻层、高阻层。其中低阻油层与水层电阻率值基本在2Ω·m以内(图2）,泥质含量较高,细粒成分(粉砂）或黏土矿物充填富集,地层中微孔隙发育丰富,微孔隙和渗流孔隙并存,从而导致高束缚水饱和度,是形成低电阻率主要原因,此外录井描述含有少量暗色导电矿物,有可能骨架导电也引起低电阻率。另一套钙质层发育在油水界面附近,起到了阻挡边水锥进的作用(图1b、图2）。

结合前人的研究和本区域的认识[3-5],认为本油田碳酸盐胶结物的成因有以下两种:(1）对于砂岩泥岩间互的层系,泥岩具有渗透膜性质,黏土矿物转化提供的Ca2+,在压实作用下,随着渗滤的进行,Ca2+就富集在泥岩之下的砂层顶部,并与CO32-结合,形成早成岩期的碳酸盐胶结物,并形成沿砂泥岩界面分布的“顶钙”;(2）与油水界面发生化学反应和平衡有关,即碎屑岩的水化作用和有机质进入成熟期的脱羧基作用。矿物与水的水化作用使矿物发生转变,产生的Ca2+、Mg2+与脱羧基作用产生的CO2水溶液结合形成CaCO3,也就是沿油水界面分布的“底钙”(图1b、图2）。值得注意的是此底钙与砂层底部渗滤Ca2+沉淀后的底钙形成机理完全不同。

图2 W11-1E油田角尾组钙质层识别Fig.2 Identification of calcareous layer of JW Formation in W11-1E oil field

3 钙质层对油田开发的影响

目前该区域类似油田的开发实践反映出适当的钙质层分布对油田开发非常有利,边水或宽过渡带在油水界面附近如果存在分布相对稳定的钙质层,对边水的锥进将起到较好的抑制作用,又隔而不死,可以保持开采过程中地层压力的平衡,从而使该类油藏具有较高的采收率。与此同时,层间的钙质层分布减少了生产时的层间干扰,有利于细分层系开发。这一点在今后油田开发中将得到广泛认可,也将为其他类似油田开发提供参考依据。

3.1 砂泥岩界面钙质层

顶钙沿高低阻层间分布 (图1b）。分析传导能力范围从完全封堵 (0倍）到完全流动 (1倍）,模拟结果表明 (图3）:封堵程度对开发效果影响较小,但是在封堵性差的情况下,层间窜流,高阻层流体流动到低阻层。可以看出层间封堵性好有利于高低层单独开发,不至于层间干扰,对高阻层生产更为有利。W11-1E-2井高低阻层间有钙质层,往W11-1E-1井区方向特征减弱,砂泥岩界面分布不稳定,钙质层横向分布广泛性有限,因此考虑高低阻层间传导率取0.5倍,高低阻层间具有一定的渗流空间。

图3 W11-1E油田“顶钙”开发影响分析Fig.3 The effect of top calcareous layer in W11-1E oil field

3.2 油水界面钙质层

底钙沿油水界面处分布(图1b）,类似本区域已开发的W11-4油田底部钙质层情况,分布比较稳定。分析传导能力范围从完全封堵(0倍）到完全流动(1倍）,模拟结果表明(图4）:封堵程度越高,开发效果越好,但是在完全封堵情况下,衰竭式开发,开发效果极差。类比W11-4油田生产特征,考虑油水界面处钙质层渗透率倍数取0.01,油水界面处具有一定的封堵性,但是“隔而不死”,对该油田的开发非常有利。

图4 W11-1E油田“底钙”开发影响分析Fig.4 The effect of bottom calcareous layer in W11-1E oil field

4 大位移井技术应用和效果

4.1 大位移井设计

在以往的独立平台模式下,边际油田开发成本较高,大位移技术是解决这一问题的一种有效途径。大位移井[6-9]就是在原定向井的基础上,把井眼进一步向外延伸的井,通常定义为水平位移与垂直深度之比大于2.0以上的井。中国海洋石油总公司于1997年6月钻探的西江24-3-A14井,水平位移达8 060 m,创当时的水平位移记录,并在中国开创了用一口大位移井开发一个海上油田的先例。这一技术的诞生,实现了平台覆盖更大范围的井位,既节省了新建平台的投资和开发成本又实现了增储上产。W11-1E油田储量规模小,新建独立平台开发投资风险大。出于经济上的考虑,利用现有邻近平台开发,使得在不具备商业开采价值的情况下,通过大位移技术能够达到有效地开发和利用。

W11-1E油田水平井通过利用邻近的W11-1油田剩余井槽以及老井侧钻的方式进行开发。井槽间距2.286 m×2.286 m。W11-1E油田大位移水平井总进尺8 665 m,平均井深2 885 m,最大井深3 147 m,最大水平位移2 527 m(图5）,W11-1E油田大位移井水平井位垂比1.9～2.5。尽管水平位移小,但是水平方向拐弯度大,工程难度大。

4.2 水平井参数优化

利用水平井开采可有效抑制边水对开发效果的影响,同时可以控制更多地质储量,提高储量动用程度[10,11]。确定水平井到边水最佳距离,是保持水平井高产、稳产以及延长水平井无水采油期的关键。该距离要保证水平井的无水产量最大,同时还要保证水平井的见水时间最晚。根据边水油藏水平井产能方程:

图5 W11-1E油田大位移水平井生产管柱示意Fig.5 The strings of extended-reach horizontal well in W11-1E oil field

为研究方便,定义水平井无因次产量(QD）、水平井在油层中的无因次位置(ZD）和无因次边水距离(bD）见下式:

以其中一口水平井为例,计算分析水平井的位置对水平井产能的影响。计算主要参数如下:水平井井眼半径0.076 m,油层厚度13.7 m,水平渗透率26.6μm2,垂直渗透率 2.7μm2,原油黏度 61.05 mPa·s,边水距水平井距离100 m,水平井距油水界面距离12 m。

尽管图6和图7反映出顶底边界不渗透的边水油藏水平井最好布在油层中部位置;垂向渗透率高的地层也有利于边水油藏水平井产能的提高;对于一定的水平段长度,随着边水位置的增加,水平井产量减小。但是对于此类接近边底水油藏性质,为了防止边水锥进过快,结合前面研究成果,水平段控制在含油内边界100 m内,垂向位置上尽量接近高部位。在此基础上高、低阻层水平井长度考虑了井所处的位置则分别设计了200、300、400、500、600 m 和400、600、800、950、1 100 m,数模模拟结果显示随着水平段长度的增加累计采油有所增加,但增加趋于平缓,最终高阻层水平井选择水平长度300 m,低阻层水平井水平长度800 m。对于边水油藏,借鉴国内外边底水油藏开发成功经验,进行适当避射对防止生产井过早水淹与提高开发效果至关重要。

图6 水平井产量与油井位置关系Fig.6 The relationship of horizontal well production and well location

图7 水平井产量与边水位置的关系Fig.7 The relationship of horizontal well production and location of edge water

4.3 地层原油黏度的影响

W11-1E油田原油性质变化较大,高压物性实验的地下原油黏度存在一定差异。因此,对地下原油黏度进行了敏感性分析(图8）。基础方案中低阻层采用地下原油黏度43.45 mPa·s,高阻层采用地下原油黏度61.05 mPa·s,全油田采收率为20.1%。在基础方案上另增0.1倍(4.34 mPa·s和6.11 mPa·s）、0.2 倍(8.68 mPa·s和 12.21 mPa·s）、0.5 倍(21.72 mPa·s和 30.53 mPa·s）、2 倍(86.90 mPa·s和122.10 mPa·s）四种情况,模拟结果表明地下原油黏度对采收率影响大,如果黏度大幅降低,黏度值接近区域类似钙质发育油田W11-4时,模拟预测结果与其非常相近,全油田采收率达到33.0%;如果黏度增加,当地下原油黏度为基础方案的2倍(86.90 mPa·s和 122.10 mPa·s）时 ,与基础方案相比,开发效果变差,全油田采收率只有16.1%。

考虑到流体分布非均质性强,地下原油黏度是本油田开发较为敏感的影响因素,因此采取了适当规避风险措施,主要有三方面的考虑:①水平井尽量沿储层高部位部署,水平段在含油内边界100 m内,减缓边水的锥进;②三口水平井平面上均匀分布,不易形成压降漏斗,防止边水沿同一部位突进;③控制水平井水平段长度,采用合理的采油速度。

图8 W11-1E油田地下原油黏度敏感性分析Fig.8 The sensitivity analysis of formation crude viscosity in W11-1E oil field

4.4 采油速度的影响

类比区域类似油田开发早期的生产动态,开发初期为了防止边水锥进过快,应适当控制采油速度,这一阶段含水上升缓慢,含水率基本在10%以内。研究认为油水界面处钙质层“隔而不死”,一方面,对边水锥进有抑制作用,另一方面,不妨碍水体能量的补充,边水侵入速度可满足油田的高产需求。

基于以上开发原则,W11-1E油田宜选择合理的采油速度,在基础方案上另增采油速度为1.6%、1.9%、2.5%、3.6%四种情况,相对应的低阻层单井产量为 50、60、70、80、90 m3/d,高阻层单井产量为100、120、165、200、245 m3/d。尽管模拟计算表明采油速度的提高可增加油田累产量,但考虑到流体性质和钙质层分布认识的不确定性,为了规避边水锥进的风险,需要控制高阻层采油速度,对比分析确定采油速度4.2%比较合适。而低阻层流度低,产能低,为了规避产能风险,先期一口水平井试生产,视生产情况调整挖潜,在尽可能提高单井产量的情况下,采油速度考虑为3.0%。

4.5 大位移井开发效果

利用W11-1WHPA平台,采用大位移井技术成功地开发相距2 km的W11-1E边际油田,使这一含油面积仅为2.46 km2的油田,取得了显著的经济效益。油田水体能量充足,衰竭式开发,自投产半年以来,3口井日产油一直稳定在600 m3,累计产油16.0×104m3,综合含水4.8%,采出程度为3.0%。

5 结论

(1）采用大位移井加快了投产步伐,减少建设周期,一年内完成勘探、开发前期研究和开发实施投产,开发速度和质量得到了同时保证,为类似边际小油田的开发提供参考。

(2）在水平井参数优化和规避地层原油黏度风险的基础上,充分利用顶、底钙质层对边水锥进的抑制作用,保持隔而不死,同时减少了生产时高低阻层间干扰,从而保证本油田的高效开发。

(3）开发实践表明:3口大位移水平井投产后效果好,初期产能高,含水率低,最终实现增储上产与高效开发同步进行。

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The probe of effective development technique for viscous crude marginal pool with calcareous layer:a case of W11-1E field

Jiang Liping1,Li Mao1,Lao Yechun1,Wang Xinguang1,Li Ming1,Cao Yanfeng2
(1.Zhanjiang Research Institute of CNOOC Ltd.,Zhanjiang Guangdong 524057;2.CNOOC Research Institue,Beijing 100027）

It is difficult to be put into production using common development mode and technique for W11-1E marginal field of Weixi’nan depression,making full use of available platform,and development of the extended reach well is an effective way to solve this problem.There is no much study on enhancing oil recovery of ordinary heavy oil reservoir with calcareous layer at present.The main conflicts are that the oil production raised as much aspossible and the water breakthrough won’t occur when the energyof water drive is utilized rationally.On the basisof optimization of horizontal well parameters and avoiding risk of formation crude viscosity,the conflicts was solved making full use of the elimination of top and bottom calcareous layer to edge water coning.3 drilled extended-reach horizontal wells is comparatively good,showing a high initial productivity and low water cut,reserves and production increased and high-efficiency development were operated simultaneously in the end.

ordinary heavy oil;marginal;calcareous layer;extended reach well;high-efficiency development

TE53;TE345

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2011.01.062

1008-2336(2011）01-0062-06

2010-09-27;改回日期:2010-11-24

蒋利平,男,1979年生,硕士,工程师,2005年毕业于中国石油大学(北京）,现主要从事海上油气田开发前期研究工作。E-mail:jianglp@cnooc.com.cn。