珠江口盆地難采儲層工業(yè)化試采礦場實(shí)踐——以陸豐凹陷LFC13-1油田α層為例

鄒信波 楊 云 許慶華 魏叢達(dá) 李彥平 田立強(qiáng) 段 錚

(1.中海石油(中國)有限公司深圳分公司; 2.CACT作業(yè)者集團(tuán); 3.中法渤海地質(zhì)服務(wù)有限公司)

珠江口盆地油田“少井高產(chǎn)”[1]、“先肥后瘦”的開發(fā)策略使得相當(dāng)比例的難采儲量(因低滲、油稠或油層厚度薄[2])長期得不到規(guī)模有效的動用。在這種背景下,2006年開始了珠江口盆地難采儲層工業(yè)化試采攻關(guān),首選目標(biāo)為LFC13-1油田Z25油藏α層(SL-1～SL-4層),儲層巖性為泥質(zhì)粉砂巖夾雜3個泥灰質(zhì)致密層,形成了α層的低滲低產(chǎn)背景。盡管α層砂巖品質(zhì)差,但有一定儲量規(guī)模(大于500×104m3),且與下部豐產(chǎn)層采出程度(大于50%)相比還有15%～25%的提升空間。為盡早建成規(guī)模產(chǎn)能,2006—2010年間采用多種方式嘗試經(jīng)濟(jì)有效地動用α層取得了成功,在開采方式上嘗試過分采和合采,在完井方式上嘗試過定向井補(bǔ)孔和水平井裸眼完井,為解決產(chǎn)能低的問題,還嘗試了階梯式水平井、長支水平井(大于700 m)及水平分支井等不同井型。本文主要是對陸豐凹陷難采儲層α層工業(yè)化試采礦場實(shí)踐的分析與總結(jié)。

1 α層難采原因分析

(1)儲層滲透率低、天然產(chǎn)能低

α層各小層滲透率在40～207 mD,70%區(qū)域的井點(diǎn)滲透率低于50 mD,有少部分區(qū)域井點(diǎn)滲透率甚至低于10 mD。早期DST測試結(jié)果表明,若單獨(dú)以α層作為一套層系開發(fā),常規(guī)定向井套管射孔生產(chǎn)指數(shù)為18.44 m3/(d·M Pa),比采液指數(shù)僅為3.688 m3/(d·M Pa·m)。若按LFC13-1油田常規(guī)開采理念,即使放大生產(chǎn)壓差至臨界壓差上限8.28 M Pa,高含水期單井日產(chǎn)油量也僅為7.6 m3,遠(yuǎn)低于本海域經(jīng)濟(jì)門檻日產(chǎn)油量16.00～23.85 m3。

天然產(chǎn)能低制約了α層的規(guī)模動用,如果不大幅提高油井產(chǎn)能,就不能完成α層的工業(yè)化開采。

(2)受限于過去的采油工藝技術(shù)

上世紀(jì)90年代的定向井射孔工藝穿透深度小于1.0 m,按照當(dāng)時的工藝技術(shù)α層單井日產(chǎn)油量只能達(dá)到10.0 m3,因此編制油田總體開發(fā)方案時,主要針對α層以下的豐產(chǎn)層SL-5～SL-20,對α層只是作為油田開發(fā)中后期可能的產(chǎn)能補(bǔ)充手段來考慮。隨著工藝技術(shù)的進(jìn)步,現(xiàn)有的深穿透射孔工藝穿透深度可以達(dá)到1.5 m以上,并且發(fā)展出了復(fù)合射孔工藝,在射孔的同時還可以造微裂縫,使油井產(chǎn)能成倍增加,這也使得對α層需要重新審視并再次開展多種方式的試采工作。

(3)開發(fā)過程中水動力場不平衡

一直未對α層進(jìn)行大規(guī)模水平井工業(yè)化試采,主要是因?yàn)?003年新鉆水平井LFC13-1-23H試采不成功,分析認(rèn)為其中一個很重要的原因是開發(fā)過程中水動力場不平衡:底水油藏驅(qū)替過程中,油水界面不斷抬升,在未抬升到α層附近時,底水驅(qū)掃過的油水混合區(qū)(SL-11～SL-23)水動力場強(qiáng),生產(chǎn)壓差傳遞容易[1];而尚處于未動用狀態(tài)的α層及其附近區(qū)域(SL-1～SL-10)水動力場弱,只能維持間歇流,底水難以借助層間竄流遞進(jìn)到低滲部位,生產(chǎn)壓差難以持續(xù)高于α層的啟動壓差。

2 α層工業(yè)化試采礦場實(shí)踐

α層試采工作開始于2003年LFC13-1-23H水平井試采,但遇到技術(shù)問題后α層試采工作一度止步,隨著油田特高含水期的到來及豐產(chǎn)層資源的逐步枯竭,2006年又開始嘗試,并開始了多種開采方式的工業(yè)化試采進(jìn)程。4年的工業(yè)化試采積累了豐富的礦場實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)。

2.1 通過轉(zhuǎn)變開采方式和井型,提高了α層產(chǎn)能

α層工業(yè)化試采從定向井封堵豐產(chǎn)層后對α層含油井段補(bǔ)孔方式開始,整個工業(yè)化試采經(jīng)過了定向井合采(α層與其下SL-5層合射)、定向井分采(α層單獨(dú)射開)、水平井合采(在α層與SL-5層上分段完成階梯式水平井[3])、水平井分采(單獨(dú)在α層完成水平井)等開采方式的轉(zhuǎn)變,其中水平井分采方式中水平段長度由原來500 m左右延長到700～1000 m,最后還衍生出總長度1516 m的水平分支井方式。基于以上這些方式,在2006—2010年的4年間共進(jìn)行了14口井的工業(yè)化試采(表1),為規(guī)模動用α層的整體方案部署奠定了基礎(chǔ)。

從表1可以看出,分采效果總體上好于合采,水平井效果好于定向井,其中以水平分支井開采效果最好。

表1 LFC13-1油田Z25油藏α層試采井開發(fā)指標(biāo)統(tǒng)計(jì)

LFC13-1-16M H井是LFC13-1油田在試采井水平井段長度不斷延伸基礎(chǔ)上衍生出的第一口分支水平井,目的是動用塊狀砂巖頂部低滲層SL-2層西北及西南區(qū)域2個獨(dú)立油砂體的“甜點(diǎn)”部位(儲層局部發(fā)育部位)剩余油,這類區(qū)域因儲層滲透率低于50 mD,若采用定向井或單支水平井開采,預(yù)測單井日產(chǎn)液量只有79.5～127.2 m3,開采可能不經(jīng)濟(jì),于是嘗試了水平分支井開采(主支M a水平段長738 m,次支M b水平段長778 m)。投產(chǎn)后該井初期日產(chǎn)液量328.97 m3,日產(chǎn)油量316.89 m3,含水率3.67%,單月產(chǎn)油量達(dá)0.89×104m3,取得了超過2口單支水平井之和的效果。多分支井首次礦場試驗(yàn)的成功,證明了油井井型轉(zhuǎn)變也是難采儲層α層工業(yè)化試采獲得成功的一個關(guān)鍵因素。

2.2 逐步上提完井層位,充分利用底水能量,變底水驅(qū)為類邊水驅(qū),增大了α層的波及效率

底水驅(qū)油藏中底水錐進(jìn)的快慢取決于界面上垂向壓力梯度與重力壓力梯度之間的差異:兩者之間差異越小,水油界面越穩(wěn)定,油井生命期越長;兩者之間差異越大,油水界面越不穩(wěn)定,并出現(xiàn)粘性指進(jìn)[4]。底水稠油油藏開發(fā)過程中的點(diǎn)狀錐進(jìn)就是粘性指進(jìn),也是造成稠油油井生產(chǎn)初期含水率上升快的主要原因。隨著原油粘度的降低,底水錐進(jìn)由“點(diǎn)狀指進(jìn)”轉(zhuǎn)變?yōu)椤凹範(fàn)钐?若底水在向上驅(qū)動的過程中遇到間斷分布的泥巖段,底水錐進(jìn)則由向上“脊進(jìn)”方式轉(zhuǎn)變?yōu)橥羞M(jìn)方式[5]。LFC13-1油田Z25油藏油砂體存在多個這類泥巖段,其中以SL-6層泥巖段分布范圍最廣,當(dāng)油水界面抬升到SL-6層附近時,底水托進(jìn)速度減緩;SL-1～SL-4層整體低滲且疊合程度差,優(yōu)勢水流通道難以形成[6],底水繞流現(xiàn)象大幅增加,進(jìn)一步延緩了底水上升速度,使底水能量得到了充分利用。當(dāng)水平井完井段位于SL-6層5～7 m之上的SL-1層時,隨著壓降漏斗向周圍擴(kuò)散,油井最先見的水來自邊水而不是底水,筆者把這種驅(qū)動方式稱作“類邊水驅(qū)”。

LFC13-1-22井是LFC13-1油田第一口明顯見到“類邊水驅(qū)”特征的油井,該井完井層位是距離動油水界面較遠(yuǎn)的 SL-1～SL-4層,投產(chǎn)后日產(chǎn)油量達(dá)到322.9 m3,不含水,且在隨后的5年時間里含水率只上升到60%;而LFC13-1-27H井完井層位是距離動油水界面較近的SL-8層,投產(chǎn)后含水率很快從26.27%上升到 90%以上,日產(chǎn)油量也從232.8 m3降為92.7 m3。圖1為LFC13-1-22井與L FC13-1-27H及27H1井生產(chǎn)動態(tài)對比圖。完井層位的上提意味著驅(qū)動方式從底水驅(qū)向類邊水驅(qū)的轉(zhuǎn)變。在隨后的試采井中逐步上提完井層位,到2009年投產(chǎn)的LFC13-1-13 H井時,完井層位已完全從SL-5層(純凈細(xì)粉砂巖)上提到α層的 SL-1層,充分利用了底水能量,大大增加了波及效率,使得α層工業(yè)化試采取得了較長的采油期,這是成功的一大關(guān)鍵。

圖1 LFC13-1-22井與LFC13-1-27H及27H1井(2009年9月側(cè)鉆)生產(chǎn)動態(tài)對比圖

2.3 利用“海恩斯跳躍”增進(jìn)了原油從α層遠(yuǎn)井地帶向近井地帶滲流

LFC13-1-23H井2003年試采α層時因地層供液不足被迫側(cè)鉆到高滲層,而α層工業(yè)化試采過程中LFC13-1-21H1井(2006年投產(chǎn))和 LFC13-1-5aH 1井(2007年投產(chǎn))部署在L FC13-1-23H井附近200～300 m區(qū)域,不僅沒出現(xiàn)供液不足的問題,而且隨含水率的上升產(chǎn)能還有逐漸升高的趨勢。分析認(rèn)為:隨著α層下部高滲層的開采,油藏油水界面不斷上升,與α層距離逐漸減小,有利于α層形成持續(xù)滲流場;位于α層油砂體內(nèi)的原油可以充分利用毛管網(wǎng)絡(luò)的界面張力[7]和油水界面接觸后的自身調(diào)節(jié)能力,借助“海恩斯跳躍”(多孔介質(zhì)中的液-液界面總是試圖達(dá)到它的能量最小而躍進(jìn)式流過多孔介質(zhì)毛管網(wǎng)絡(luò)的能力)[8]增進(jìn)了原油從α層遠(yuǎn)井地帶向近井地帶的滲流,從而獲得了更好的開發(fā)效果。

2.4 “過流產(chǎn)層”保障了規(guī)模動用α層的經(jīng)濟(jì)效益

α層工業(yè)化試采過程中發(fā)現(xiàn),80%的水平井分采井的實(shí)際開采效果總是好于數(shù)值模擬預(yù)測結(jié)果。分析認(rèn)為,α層的采出液不僅僅來自α層本身,還來自α層下伏的SL-5層、SL-8層等,甚至更深部的產(chǎn)層,這從數(shù)模歷史擬合觀察報(bào)告中所記錄的“層間竄流”上得到了佐證,也就是說底水驅(qū)替過程中存在“倒灌”現(xiàn)象。據(jù)此,提出了“過流產(chǎn)層”的概念,即把產(chǎn)油量不僅來自完井層本身,還來自其下伏的一個或多個油層的產(chǎn)層稱為過流產(chǎn)層。

試采井L FC13-1-20H1是從水平井老井LFC13-1-20H(完井層位SL-8～10層)側(cè)鉆到 SL-3和SL-5層的階梯式水平井,而試采井LFC13-1-20H2又是從LFC13-1-20H1井二次側(cè)鉆到SL-1層的水平井。從LFC13-1-20H到LFC13-1-20H1再到LFC13-1-20H2井自下而上的一次側(cè)鉆、二次側(cè)鉆,SL-1、SL-3、SL-5和 SL-8層均成為過流產(chǎn)層,而這3口井總產(chǎn)油量之和遠(yuǎn)遠(yuǎn)超出了井點(diǎn)(SL-1～SL-10層)標(biāo)定可采儲量。

過去在進(jìn)行α層側(cè)鉆井經(jīng)濟(jì)評價時,總遇到數(shù)模模型中地質(zhì)儲量少、數(shù)模預(yù)測單井可采儲量偏低、側(cè)鉆井評價結(jié)果不經(jīng)濟(jì)的問題。對比試采井實(shí)際動態(tài)與模型預(yù)測單井可采儲量發(fā)現(xiàn),實(shí)際動態(tài)結(jié)果是模型預(yù)測結(jié)果的1.2～1.5倍。

“過流產(chǎn)層”的提出對于難采儲層α層的工業(yè)化開采具有以下實(shí)際意義:

(1)體現(xiàn)了“縱向上開采層系向上轉(zhuǎn)移”的開發(fā)策略;

(2)明確了難采儲層的附加產(chǎn)油量,保障了規(guī)模動用α層的經(jīng)濟(jì)效益;

(3)促使了α層工業(yè)化開采新井評價工作思路與標(biāo)準(zhǔn)的改進(jìn),為進(jìn)一步規(guī)模動用α層整體方案制定提供了可靠依據(jù)。

2.5 試采井泵型由少級數(shù)低揚(yáng)程大排量向多級數(shù)高揚(yáng)程小排量轉(zhuǎn)變,提高了泵效,有效克服了啟動壓力的影響

α層工業(yè)化試采時要突破啟動壓力的制約,就必須在采油工程設(shè)計(jì)時盡量放大生產(chǎn)壓差,除加深泵掛(由豐產(chǎn)層的750～850 m加深到1150～1250 m)外,實(shí)踐證明泵型的選擇也十分重要。α層工業(yè)化試采井LFC13-1-22井泵型由少級數(shù)低揚(yáng)程大排量泵 HN13500檢泵(排量范圍1350～2150 m3/d)更換為多級數(shù)高揚(yáng)程小排量泵 GN1600(排量范圍130～575 m3/d)后,產(chǎn)液量及產(chǎn)油量均翻番(圖2),既提高了泵效,又有效克服了低滲單元啟動壓力的影響。

圖2 α層試采井LFC13-1-22井泵型更換前后生產(chǎn)動態(tài)對比圖

3 α層整體動用方案部署原則建議及效果預(yù)測

通過工業(yè)化試采所取得的實(shí)踐經(jīng)驗(yàn),針對α層各小層儲層展布及彼此疊合的特點(diǎn),對難采儲層α層整體動用方案部署原則提出以下建議:①開發(fā)井盡量部署在4個地質(zhì)單層“甜點(diǎn)”疊合區(qū)域,且保證至少有一個單層儲層厚度大于3 m;②開采方式以水平分采井為主,輔以階梯式合采井,為保證產(chǎn)能,水平井段長度要求大于700 m;③對已有老井“穿越”的區(qū)域,可以過路開采的方式補(bǔ)孔動用,但不宜以合采方式開采;④對儲層滲透率低于50 mD的區(qū)域,考慮采用雙分支或多分支井來提高油井產(chǎn)能。

LFC13-1油田Z25油藏難采儲層α層整體動用方案在目前已完成的14口試采井的井網(wǎng)基礎(chǔ)上又增加了14口開發(fā)井,包括4口定向井和24口水平井(含3口雙分支井)。預(yù)計(jì)整體動用方案實(shí)施后,α層單井控制儲量將從目前的36.33×104m3下降到18.16×104m3,井網(wǎng)控制程度將提高到85%以上,整體動用方案最終將增加可采儲量212.5×104m3,使全油田采收率提高10.48%。

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