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再出新招 | 水平井+智能完井技术推动薄油环油藏开发

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对于薄油环油藏开发来说,井位部属、井型选择、井眼轨迹以及完井方式等都需要在油藏和采油方面进行综合评价。尽管油藏性质比较复杂并且存在着各种不确定的影响因素,但马来西亚的一些油田的实例证实智能水平井这种技术能够减少油井数量、提升油井产能、提高薄油环油藏中每口井的最终采收率。

概述

近年来,在马来西亚,越来越多的针对油环油藏的研究和现场的成功案例,使得油环油藏开发成果显著。尽管常见油环油藏的特点就是它们锲在气顶和底水带之间,并且其结构非常复杂,含有断层以及不同倾角、背斜的流动边界。

不同砂体厚度的油环油藏既可能需要进行组合开采,又可能需要层系划分。由于底水带对不同区域的压力存在差异,因此造成压力的不均匀衰竭和流体接触面的不断变化。

采用多级管柱的完井方式,方便对生产压差较大的不同砂体进行分层开采。由于井一般在压降比较大的时候进行射孔作业,所以会导致油井含水率较高、气/油比较高,这都将缩短油井的生产周期。

如果采用多级管柱的完井方式,闲置井的比例将会快速增加。目前,马来西亚主要的油环油藏的油井中,能够投入生产的还不足50%。尽管经过了长达25年的持续开采,但油田的采收率依旧很低。

薄油环油藏中的驱油机理

油环油藏主要存在以下几种驱油机理——气顶驱、水驱、粘滞力和重力驱、溶解气驱。产出气的回注、根据底水带的压力大小以及砂岩层倾角的不同在油藏各个区域分别进行控压,以及井位、井距和完井方式的差异等,这些都会影响上述各种驱油机理之间的平衡状态。较好的驱油效果可以将油环保持在其原始位置,这样就可以保持油环在垂向运动上的一致性,从而就可以避免油环的大幅度运移。

尽管油环油藏可能存在一个巨大的底水带,但这种油藏许多区域均存在底水带压力供给不足的情况。马来西亚的某些油环油藏,曾出现压力大幅度下降的情况。这时,仍需要采用人工注水或注气来补充地下压力。就算不对整个油藏进行注水注气,也应该有选择性地针对某一区域进行注水注气,以此来保持均衡的驱油动力,减少原油运移,从而提高原油采收率。

井的位置和井型

如今,许多海上油环油藏仍多采用直井或者低斜度角的斜井进行开采。由于直井与油藏的接触面积有限,所以通常产能较低,所需的生产压差较大(3.45兆帕 ~ 7兆帕)。由于底水锥进和气顶现象,随后会产生高含水率跟高气油比的情况。最终导致油藏压力衰竭速度极快。

此外,由于直井的泄油体积有限,因此即使增加直井的数量,仍会造成大量的剩余油滞留在油藏。之前所述的马来西亚某油环油田,虽然它已经开采了25年,但总的原油采收率仍然很低(近35%)。

然而,最近几年,随着水平井和大位移井的应用,特别是在海上油环油田的应用,这些井的开发效果明显好转。如果将水平井筒与井下油水界面的距离进行优化设计,这些井的产量还会进一步提升。

智能完井水平井

所谓智能完井水平井,指的是在对油藏中水平井进行完井时,每10米安装一个流量控制计(ICD)。可通过生产试井测试观察ICD的工作状态。长达1590米的A井的井筒上共安装了157个流量控制计。

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智能水平井钻井的成功给予了人们信心,油田已经开始逐渐增加钻井数量,井数也相应地也从22口增加到了33口,再到45口。上图展示了在径向井距的设计方案下,这一年的井网密度在逐渐增大。如果每口新增井的产能小于22万标准桶,那么最终的单井采收率会降低,此时若继续增加井数,总的经济效益会开始降低。

智能完井的评价

尽管智能完井成本较高,但是其在改善油气流动方式和提高采收率方面具有许多益处。智能井效果的评价需要投入更多的精力。其中一种较好的评价方法就是:将精细网格的多段井模型与精细网格动态模型耦合起来。这种方法既可以描述沿井筒方向存在的非均质性,并且可以显示出可靠的井筒压力梯度和流体混合物性质,还可以准确地模拟压降分布,特别是在水平井尾端位置。

马来西亚Sabah的一个油环油藏就采用了这种方法来评价智能完井的效果。该油藏中的井均采用了5.5英寸的油管,并且每隔11米安装一个流量控制计(ICD)。

所设计的ICD孔径大小可以优化压降分布,并减弱油井生产周期内的流体冲蚀,从而最大程度地减小油藏状态的变化。同时,该油藏还将精细网格的多段井模型与历史拟合的动态模型相耦合,对安装了ICD和未安装ICD两种情况下的水平井的产能进行了对比和评价。

水平井泄油区域的优化

研究结果表明,水平井泄油区域取决于水平井筒的压降大小和压降剖面。采用流量控制计的完井方案可以优化水平井筒周围的压降分布。因此,水平井的泄油区域和采收率主要依赖于井筒与油藏的接触面积和水平井筒的长度。

对于薄油环油藏,井位应该位于油气界面和油水界面之间,进一步优化之后可以延长见水时间。同时,水平井压降还应该尽可能的小,这样,就算进入井筒的流体的流量较大,水平井泄油区域的半径也相对较小,同时,还需要确定最佳的水平井井距。必要的时候,还要对水平井进行填充,从而提高油藏的采收率。

对于具有稳定油气界面且底水压力充足的油环油藏,最佳井距取决于油环的厚度以及水平渗透率与垂向渗透率的比值。当井距为最佳时,采收率则取决于砂体性质(渗透率)和相对渗透率端点值。

假设存在一个15米厚的均质储层,其垂向渗透率等于水平渗透率,那么理论上其最优井距约为15米,与此相对应的最大采收率约为45%。如果安装了41个流量控制计并完井,预计其采收率约为27%,井距在200米左右。这表明,对于这个15米厚的油环油藏来说,在提高采收率方面我们还有很多工作要做。

双管智能水平井完井

针对射开的泄油区域的不同,还可以进一步的改善智能水平井完井方法,我们可以用两口井代替一口井或者多分支井。这种双管完井方式的优势在于可以同时打开两个泄油区域。

改进后的双管完井可以从两处泄油区域分别采油。耦合井筒的动态模型,我们发现,没有安装流量控制计的双管井也可以达到增产的目的。但是为了降低地层流体的冲蚀作用、保证生产周期内油井的产量,我们还需要对高产区域进行选择性的节流。

模型研究也表明,采用ICD优化后的完井方案,可以选择性的进行节流,从而极大地降低采油风险。同时,该模型还对流量控制阀能否选择性地控制过多水相和气相的可行性进行了研究。

然而,由于该方法可能会减少智能井的突出优势,所以之前并没有进行现场实际应用。而在本油田中,有两口水平井采用了这种双管ICD井筒设计。无论井筒是长还是短,油井都可以以相似的速度进行采油,并且采油变化规律也相似,并且至今也没有发现明显的产水情况。但是井中的气/油比值略微上升,逐渐超过了溶解气的比值,特别是在长井筒中则更为明显。

自动举升智能水平井完井

油环油藏的开采仍然需要一种可行的人工举升方案。如果在油田中存在多个油层,那么一个切实可行的方法便是利用上层产出的气举升下层砂体产出的油。同时,通过调节流量控制阀门,控制上部射开的含气砂岩段的气体产出量。

安装了流量控制计(ICD)的智能水平井完井可以通过均衡井筒周围压降,达到平衡流体流动状态的目的,进而延长见水时间。这种多区域、多阶段的混合生产方式可以提高水平井和油田的开发效果。

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评论 1

  1. #1

    多侧向井工艺好像也不错。

    闫建刚4年前 (2015-12-11)回复