周43断块水平井开发实践的认识.doc

周43断块水平井开发实践的认识姓 名：秦 家 敏指导老师：何 育 山实习单位：采油二队2008620周43断块水平井开发实践的认识秦家敏 指导老师：何育山摘要：宋家垛油田周43断块边底水砂岩油藏规模小，含油带窄，含水上升快，吨油开采成本高，使用常规井进行调整经济效益差。主控断层面附近井网难以控制的构造高部位、井间地带及隔夹层遮挡下水驱难以波及到的地带，是小断块边底水砂岩油藏开发后期剩余油富集的主要区域。在精细油藏描述的基础上进行剩余油分布研究，根据剩余油分布的部位与规模的不同，可以有针对性的采取水平井开采技术，充分挖掘剩余油潜力。水平井泄油面积大 ,能变底水锥进为脊进 ,油井产量高而含水上升慢 ,可以改善开发效果 ,提高采收率，大大改善油藏开发效果，实现边底水油藏的高效开发。关键词：水平井；油藏地质；剩余油分布；边底水；采收率。 引言水平井是最大井斜角保持在90左右，并在目的层中维持一定长度的水平井段的特殊井。水平井钻进技术是在定向井钻进技术的基础上发展起来的，它是指在石油钻进过程中，通过控制钻头钻进的轨迹，使之沿油层的走向钻进，以最大限度地增加油层的泄油面积，提高油田采收率和勘探效果。其核心技术主要包括水平井油藏工程及优化设计、水平井井眼轨道控制、水平井钻井液与油层保护、水平井测井和完井等。水平井钻进技术之所以会得到越来越广泛的应用，是因为它具有常规钻进、定向钻进无法比拟的优点，而且随着钻进工艺的发展，水平井的优越性将更加突出。水平井用于油气田开发可大幅度地提高油气产量，具有显著的综合效益。较之直井和常规定向井，水平井主要有如下优点:（1）恢复老井产能。在停产老井中侧钻水平井较钻调整井或加密井要节约费用，开发低渗透油藏，提高采收率。（2）开发稠油油藏。周43断块原油密度大，凝固点低，属典型的稠油油藏，利用水平井开发可以扩大泄油面积，提高采收率。（3）用水平井可钻穿多层陡峭的产油层，往往相当于多口直井的勘探效果。（4）有利于更好地了解目的层的性质。水平井在目的层中的井段较直井钻进长得多，可以更好更多地收集目的层的各种特性资料。（5）有利于环境保护。一口水平井可以替代一口到几口直井，可以大大减少钻进过程中对环境的污染。周宋油田周43断块在利用直井开发年10余年后已进入高采出程度和高含水开发阶段，由于油藏特点及油水运动规律决定，利用直井开采易引起严重的底水上锥，使油井由于高含水而低效或关闭，此时在油藏顶部仍存在较多的剩余油无法采出。利用水平井技术可以很好的挖掘此类型油藏高含水期的潜力，大大提高油井生产能力和油藏的采收率。周43断块属具边底水能量补充的断块。厚层边底水断块油藏是最适宜水平井开发的油藏，其特点是地层能量充足，利用水平井开采可以降低采液强度，减缓含水上升率，提高油田采收率。尤其是进入高含水开发后期，利用水平井挖潜井间剩余油可以获得直井无法获得的效果。屋脊层状断块油藏主要表现为油层多，油水关系复杂，开发后期剩余油主要富集于断块高点，沿断层呈条带状分布。利用水平井可以有效地控制剩余油，提高该类油层的采收率。1 油藏地质概况1.1 构造特征周43断块位于宋家垛油田北部，吴1断层上升盘。周43断块是断层断面弯曲与地层本身北抬而形成的鼻状构造（图1-1）。其控油断层为与吴1断层平行的调节断层，走向北东，倾向南东，断距为300400m；该块地震资料品质较好，同时周43断块11口井均钻遇了该断层，因此该断层的落实程度较高。水平井的目的层位于K2t12砂层组的上部；该层圈闭东西长约1400m，南北宽约300m，该层高点埋深1448m，地层倾角约16，倾向约NE120。1.2 储层特征周43区块储层平均孔隙度27.3%，平均渗透率3931.810-3m2，半径大于10m的大孔喉在总连通喉体积中平均在1/4。油层横向分布稳定，油层连通好。岩石疏松，储层多为大孔、粗喉、高渗透性储层，储油性能极佳。其岩石胶结类型为颗粒间点面式接触，地层胶结物含量少，胶结程度差，导致出砂严重，现场生产取样化验为细粉砂。周43断块K2t1砂体为扇三角洲分流河道沉积，砂体厚度较大。图1-1 周43块K2t13砂组油砂体顶面构造图1.3 流体性质原油性质较差，属高粘低凝油藏，地面原油密度0.9474g/cm3,粘度60.480.3mPas，凝固点-10。携砂能力较强，由于单井产量高，产液速度快，导致高粘油携带砂子进入井筒。地层水总矿化度47767/L，氯离子含量27520/L，水型为Na2SO4型。1.4 温度与压力系统根据周43-1井测压资料，6、7号层（K2t1砂体，2000年11月）地层静压为14.19MPa，折算压力系数为0.936，油层温度53，属正常温度压力系统。1.5 油藏类型周43断块是一个受构造、断层控制的断鼻构造(图1-2)，属高孔高渗、强边底水水压驱动、同一油水界面的块状砂岩油藏，含油面积0.4km2，地质储量256104t，含油砂层组3个,共计6个油砂体。周43块属边底水活跃的天然水驱油藏，天然能量充足，早期投产井初期产能高。每采出1%的地质储量地层压力下降0.1MPa，初期日产油量一般在25-50t左右，平均采油强度高达4-10.0t/dm。含水上升速度快，1996年底投入开发不含水，1997年底含水就达到了70%。现该区块综合含水为86%。图1-2 周43断块周43-6井周43井油藏剖面图2 剩余油分布特征宋家垛油田含油带狭长，仅能容纳一排生产井。井网都是沿平行于构造等高线方向部署一排生产井，利用天然能量逐层上返开采。受油藏具体形态、边底水能量状况、内部夹层发育情况及开发政策的影响，剩余油主要分布在微构造高部位。图2-1 周43断块K2t12-1微构造高部位剩余油分布图紧贴主控断层断面附近的构造高点是剩余油富集的主要区域。由于断块小，边水与底水常常连为一体，含油带越窄，其对油藏影响越趋于一致，其共同作用的结果是剩余油富集在断层附近的构造高部位。从周43断块三口水平井在构造高部位成功钻遇油层来看，本区寻找剩余油的重点还是构造高部位（图2-1）。如周43-2井在K2t12-2上的砂体以上油层短缺，富集剩余油。2.1 井间剩余油受底水锥进的影响，部分油井的水驱波及半径较小，即使在开发中后期，井间仍存在一定量的剩余油，特别是构造高部位的井间地带。油水粘度比越大，垂向渗透率越高，井间剩余油越多。设计周43-10井前，周43-5和周43-7井井距为180m，周43-10成功钻遇油层说明，该区块油井的供油半径小于100m，或100m左右，在离油井100m左右都有剩余油的存在（图2-2）。图2-2 周43断块井间剩余油分布示意图2.2 构造腰部剩余油图2-3 周43断块构造腰部剩余油分布示意图含油带较宽的砂体，油藏中高部位的井距油水边界大于200m，远大于本区生产井的供油半径，由于底水锥进的影响造成腰部含有一定的剩余油；周43-12井成功钻遇油层证明了这一点，周43-12井钻遇油层9.8m，同层9.6m。2.3 隔夹层遮挡的水驱难以波及到的地带。隔夹层相对发育的厚层块状油藏垂向连通性较差，这类油藏除顶部外，隔夹层下部往往存在一定量剩余油，靠近断层的高部位尤其如此，隔夹层距断层越近，剩余油越多。水平井能满足对井深轨迹有特别要求的油藏地质的需求，利用高精度技术，能有效控制被隔夹层遮挡的多处剩余油，是挖掘这类剩余油的有效手段。表2-1 周43断块油层组隔层厚度统计表隔层厚度（m）K2t12-1顶部隔层1.5-4.0K2t13-1顶部隔层1.0-3.0K2t11-1与K2t11-2隔层1.0-4.0K2t12-1与K2t12-2隔层1.0-3.0K2t13-1与K2t13-2隔层0-1.03 开发效果评价周43断块开发效果究竟如何，下一步的开发实践如何进行，对开发效果做出客观分析，评价开发效果，分析影响因素，找到存在问题,总结经验，为油藏下一步挖潜、改善开发措施提高开发效果提供帮助。3.1 水平井生产概况根据周43断块油藏特点及剩余油分布特征，先后设计并投产了3口水平井，预计未来两年内还要新增3口，在设计过程中主要考虑了以下几点：（1） 选择油层厚度大、周围直井井距大、采出程度较低,且处于较高构造部位的区域布井,水平井延伸方向与构造长轴方向(即砂体延伸方向) 一致。（2）根据累计产量及含油高度确定老井水锥半径的大小或边水的波及范围,水平段的A、B 靶点或射孔部位要避开受水锥半径或边水舌进影响的区域。（3）要充分利用层内隔夹层的存在,将水平井设计在夹层之上,抑制底水锥进,减缓含水上升速度。（4）要根据储层变化情况灵活设计水平井段的延伸方向,最大程度地扩大水平井段的经济可控面积。另外,由于砂层胶结疏松,完井时多采用滤砂筛管。周43平1井钻遇K2t11-1上部，筛管完井，砂层水平段仅42.8m。测井解释油层2层，累计厚度48.8m。该井2004年11月投产（1、2号层，井段：1671.0-1764.8，厚度68.8m），日产油9.6t，日产液14.7t，含水34.9。2007年2月上返0号层（井段：1652.01743.1m，厚度80.8m）。2008年5月日产油1.3t，日产液36.7t，含水96.4，累计产油3904t。图3-1 周43平1井生产运行曲线图3-2 周43平2井生产运行曲线周43平2井钻遇K2t12-1砂层厚度97.5m， K2t11-2砂层厚度27.5m。测井解释油层10层，累计厚度117.4m。周43平2井2005年4月投产K2t12-1（7-12号层，井段：1614.6-1733.0，厚度118.4m），日产油12.9t，日产液14.3t，含水9.5。2008年5月日产油3.1t，日产液25.5t，含水87.9，累计产油8756t。周43平3井钻遇K2t12-2上砂层厚度153m， K2t12-1砂层厚度30.4m. 测井解释油层7层，累计厚度183.4m。周43平3井2005年4月投产K2t12-2上（7号层，井段：1765.1-1837.5，厚度72.4m），日产油17.8t，日产液20.1t，含水11.7。 2006年4月打开K2t12-2上（5号层，井段：1629.8-1700.0，厚度70.2m），日产油18.8t，不含水，措施前该井日产油1.3t，日产液21.4t，含水93.8。2008年5月日产油6.0t，日产液26.3t，含水77.2，累计产油9666t。图3-3 周43平3井生产运行曲线3.2 水平井产能预测目前国内外普遍使用Joshi公式预测水平井产能，其产能预测公式为：其中： kh水平渗透率：单位10-3m（取值1200）；h油藏厚度；单位m，取值9；o地层原油粘度：mPas，取值120；Bo原油体积系数：无单位量，取值1.074；L水平井段长度：单位m，取值100; a泄油椭圆主半轴长度：单位m；rw井筒半径：单位m，取值0.1； reh=(A*43.56/ )0.5，A：泄油面积，单位英亩。经计算得水平井采油指数近似为145t/（dMpa），合理生产压差取值0.5 Mpa，得水平井初期理论计算产能为72.5t/d。结合实际实践经验，实际产能为计算产能的0.3-0.6倍，故预测水平井初期产能为21.7543.5 t/d。结合该地区地层出砂情况及为减缓边底水的推进速度，延长无水采油期，初期液量控制一般在1530 t/d左右，可根据实际生产情况予以调整。3.3 效果评价（1）采收率评价现有井网下的采收率对于评价和认识周43断块潜力具有重大的意义，应用童氏图版法、水驱特征曲线法和经验公式法对该区块进行评价。童宪章通过大量油田实际资料的统计，得到水驱油田的地质储量与甲型水驱曲线直线斜率的倒数成正比，比例系数约为7.5。为了更直接观察油藏含水率与采出程度之间的变化规律，在引入边界条件（fw max=98%或95%，R=ER）下，可以把乙型水驱曲线关系式转化为含水率、采出程度和最终采收率的关系式，即童氏图版标准公式：式中fw综合含水；R采出程度；ER采收率；A常数。当极限含水率fw max=98%时，A=1.69；当fw max=95%时，A=1.28。从图3-4童氏图版上看，2005年调整后，采收率向30的曲线靠近，随着含水的上升，又朝着25的曲线上靠近。综合分析图版法预测采收率取值28。图3-4 周43断块采出程度与含水曲线从甲乙型水驱特征曲线预测周43断块水驱采收率为33.18，32.61。图3-5 周43断块K2t1水驱特征曲线（甲型与乙型）从石油工业标准中选取适合测算周43块的3个公式测算采收率：公式、的计算结果分别为：34.56%、29.67%、32.56%，平均为32.3%。 综合3种方法的结果，最终标定采收率为30%，可采储量为76.8104t，较2004年测算的采收率增加5%。目前周43断块采油速度0.70%，采出程度12.06%，剩余可采储量为47.92104t。表3-1 周43断块采收率评价地质储量累计产油经验公式法童氏图版法水驱特征曲线法采收率取值可采储量剩余可采储量（104t）(104t）(104t）(104t）(104t）（%）（104t）(104t）25630.8832.32832.93076.847.92（2）含水上升规律正确地认识油田含水上升规律，是实施油田稳油控水的前提。只有充分认识油田含水上升规律，才能为油田的开发、调整决策提供科学、合理的依据，为油田的高产、稳产打下坚实的基础。预测油田含水变化规律必须符合以下2个条件：一是预测新油田初期含水率要和试油、试采资料确定初期含水率相一致，老油田要与预测初期含水率一致；二是要保证油田开发累积产油量达到可采储量时油田的含水率达到极限含水(98% )。2002年和2005年进行的两次调整，含水有所下降但很快上升。从实际开发来看，含水曲线略高于理论曲线的含水。周43断块原油粘度高，在100mPas以上，其理论分流量曲线初期、中期上含水上升很快，含水上升曲线整体呈明显的凸型，总体表现出高粘油藏含水上升特征。图3-6 周43断块临界产量与合理压差下产能对比根据底水油藏临界产量公式计算表明：周43断块按10m油层计算临界产量为9.4t/d，合理生产压差为0.84Mpa（图3-6）。而实际井的产量远大于临界产量，底水锥进严重，造成油井见水时间早，含水上升快。（3）储量动用状况该区块主要采用逐层上返的方式进行开采，目前采出程度12.06%，按采收率30%计算，采出可采储量的42%。从表3-2可以看出采出程度最高的砂体k2t12-2为15.87。从各层的采出程度数据来看，各层采出量较为均衡，基本上能反映出本区逐层上返的开发模式。表3-2 单砂体动用现状表项目/油砂体k2t11-1k2t11-2k2t12-1k2t12-2k2t13-1k2t13-2地质储量（万吨）57.2051.1051.3059.3023.2013.90采出油（万吨）3.304.986.509.412.991.49采出程度（%）5.769.7512.6615.8712.9010.74（4）地层能量状况根据表3-3油藏天然能量评价标准得出结论：周43断块天然能量充足。根据测压资料表明各生产井的压力平均在0.9以上。根据图3-7可看出2007年周43 断块油井动液面位于701100m之间。周43-1井、周43-3井和周43-4井生产目的层时动液面都保持在300400m以上，其中周43-1井初期自喷生产。周43断块具边底水能量补充的断块。厚层边底水断块油藏是最适宜水平井开发的油藏，其特点是地层能量充足，利用水平井开采可以降低采液强度，减缓含水上升率，提高油田采收率。表3-3 周43断块地层能量状况油藏天然能量弹性产能比每采出1%地质储量地层压力下降值（Mpa）标准充足300.2较充足8300.20.8不充足2.580.82微弱2.52周43断块K2t1充足59.5320.099图3-7 2007年周43断块油井动液面与泵深图综上所述，从周43断块开发效果分析可以得到以下认识，该断块油井初期具有较高产能，边底水较为活跃、天然能量充足，油井依靠天然能量开发，能保持较高压力水平生产。从开发效果看，周43断块实施水平井后采收率比2004年提高5%，含水上升规律呈明显的凸型，储量动用还有很大潜力，下一步可以继续利用水平井加密井网实施挖潜剩余油，进一步改善储量控制及动用情况，增强油藏稳产能力，提高该断块的采收率。4 存在的主要问题和潜力分析4.1 水平井部署依据在详细研究周43断块底水油藏的开采特征和剩余油分布规律的基础上,经过充分论证,决定应用水平井技术进行挖潜调整。（1）从图3-8可以看出该区块在含水65以前，采液速度基本是趋于上升趋势，在65%-80%之间，液量平稳，故采油速度有所下降，在80%以后，采油速度低于1%，若要保持1%的速度稳产，在没有新井及措施投入的情况下只有继续提高采液速度，但油藏进入高含水期后，油井出砂严重，限制油田较大幅度的提液。故为保持油田稳产，唯有增加新井的投入。 （2）油藏已进入高含水期，剩余油主要沿断层一线的构造高部位分布，采用直井开采，含水上升较快，采用短半径水平井挖掘构造高部位剩余油，可以减缓含水上升速度。图4-1 周43断块采油速度与含水变化曲线（3）各砂层组间的隔层厚度1-4m，为部署水平井提供了有利条件。（4）周43断块断层落实程度可靠，为降低水平井部署的风险提供了保障。断层的落实程度是成功实施水平井开发的关键，周43断块目前钻有油井16口，其中水平井3口，侧钻井1口。4.2 存在的主要问题（1）油井无水采油期短或没有，主要特点为距油水边界远的油井无水采油期长，投产早的油井较投产晚的油井无水采油期长，一般见水后含水上升速度快。油稠和边底水能量充足是造成周43断块油井无水采油期短或没有无水采油期的主要原因。该断块油水粘度比大,油的流动阻力大,边底水能量强,极限生产压差很小,实际生产压差远远高于极限值,加快了边底水推进速度,使油井过早见水。（2）油井调补层频繁，高含水期挖潜不充分。目前普遍认为高粘油藏的高含水期是主要采油期，而周43断块油井一般高含水（90%）即上返，上返前日产油在58t，由此可见大量的剩余油还存留在地下，导致油田采收率不高，挖潜不充分。（3）含油面积小，避水厚度小，水平井含水上升快，产量随含水上升而下降。如周43平3井，初期日产油9.4t，含水32%，因所在砂体有8口井生产过，上返前含水为85%90%，中低部水淹造成该井含水上升较快，日产油随含水的上升而下降。（4）地层出砂限制了提液的潜力。周43断块无因次采油、采液指数与含水关系曲线表明，油井在高含水阶段具有较大提液潜力，但进入高含水期后，油井出砂严重，限制了大幅度提液的可能。（5）水锥的形成不可避免，造成油井很快见水，且见水后急剧上升，由此导致产量下降。水锥半径的大小是影响最终采收率最直接原因, 也是确定合理井距的主要依据。底水锥进的主要原因是压力降落。要控制底水锥进的唯一途径是尽量减小压力降落。4.3 潜力分析（1）水平井设计位置周围含有大量的剩余油，分析高部位和中高部位井间仍有很大的潜力，剩余油较为富集。（2）周43断块k2t1为屋脊式边底水砂岩油藏，含油带狭长，运用水平井开发可增加泄油面积，减缓边底水的推进速度，可大幅度提高采收率。（3