邹信波 杨 云 许庆华 魏丛达 李彦平 田立强 段 铮

(1.中海石油(中国)有限公司深圳分公司; 2.CACT作业者集团; 3.中法渤海地质服务有限公司)

珠江口盆地油田“少井高产”[1]、“先肥后瘦”的开发策略使得相当比例的难采储量(因低渗、油稠或油层厚度薄[2])长期得不到规模有效的动用。在这种背景下,2006年开始了珠江口盆地难采储层工业化试采攻关,首选目标为LFC13-1油田Z25油藏α层(SL-1～SL-4层),储层岩性为泥质粉砂岩夹杂3个泥灰质致密层,形成了α层的低渗低产背景。尽管α层砂岩品质差,但有一定储量规模(大于500×104m3),且与下部丰产层采出程度(大于50%)相比还有15%～25%的提升空间。为尽早建成规模产能,2006—2010年间采用多种方式尝试经济有效地动用α层取得了成功,在开采方式上尝试过分采和合采,在完井方式上尝试过定向井补孔和水平井裸眼完井,为解决产能低的问题,还尝试了阶梯式水平井、长支水平井(大于700 m)及水平分支井等不同井型。本文主要是对陆丰凹陷难采储层α层工业化试采矿场实践的分析与总结。

1 α层难采原因分析

(1)储层渗透率低、天然产能低

α层各小层渗透率在40～207 mD,70%区域的井点渗透率低于50 mD,有少部分区域井点渗透率甚至低于10 mD。早期DST测试结果表明,若单独以α层作为一套层系开发,常规定向井套管射孔生产指数为18.44 m3/(d·M Pa),比采液指数仅为3.688 m3/(d·M Pa·m)。若按LFC13-1油田常规开采理念,即使放大生产压差至临界压差上限8.28 M Pa,高含水期单井日产油量也仅为7.6 m3,远低于本海域经济门槛日产油量16.00～23.85 m3。

天然产能低制约了α层的规模动用,如果不大幅提高油井产能,就不能完成α层的工业化开采。

(2)受限于过去的采油工艺技术

上世纪90年代的定向井射孔工艺穿透深度小于1.0 m,按照当时的工艺技术α层单井日产油量只能达到10.0 m3,因此编制油田总体开发方案时,主要针对α层以下的丰产层SL-5～SL-20,对α层只是作为油田开发中后期可能的产能补充手段来考虑。随着工艺技术的进步,现有的深穿透射孔工艺穿透深度可以达到1.5 m以上,并且发展出了复合射孔工艺,在射孔的同时还可以造微裂缝,使油井产能成倍增加,这也使得对α层需要重新审视并再次开展多种方式的试采工作。

(3)开发过程中水动力场不平衡

一直未对α层进行大规模水平井工业化试采,主要是因为2003年新钻水平井LFC13-1-23H试采不成功,分析认为其中一个很重要的原因是开发过程中水动力场不平衡:底水油藏驱替过程中,油水界面不断抬升,在未抬升到α层附近时,底水驱扫过的油水混合区(SL-11～SL-23)水动力场强,生产压差传递容易[1];而尚处于未动用状态的α层及其附近区域(SL-1～SL-10)水动力场弱,只能维持间歇流,底水难以借助层间窜流递进到低渗部位,生产压差难以持续高于α层的启动压差。

2 α层工业化试采矿场实践

α层试采工作开始于2003年LFC13-1-23H水平井试采,但遇到技术问题后α层试采工作一度止步,随着油田特高含水期的到来及丰产层资源的逐步枯竭,2006年又开始尝试,并开始了多种开采方式的工业化试采进程。4年的工业化试采积累了丰富的矿场实践经验。

2.1 通过转变开采方式和井型,提高了α层产能

α层工业化试采从定向井封堵丰产层后对α层含油井段补孔方式开始,整个工业化试采经过了定向井合采(α层与其下SL-5层合射)、定向井分采(α层单独射开)、水平井合采(在α层与SL-5层上分段完成阶梯式水平井[3])、水平井分采(单独在α层完成水平井)等开采方式的转变,其中水平井分采方式中水平段长度由原来500 m左右延长到700～1000 m,最后还衍生出总长度1516 m的水平分支井方式。基于以上这些方式,在2006—2010年的4年间共进行了14口井的工业化试采(表1),为规模动用α层的整体方案部署奠定了基础。

从表1可以看出,分采效果总体上好于合采,水平井效果好于定向井,其中以水平分支井开采效果最好。

表1 LFC13-1油田Z25油藏α层试采井开发指标统计

LFC13-1-16M H井是LFC13-1油田在试采井水平井段长度不断延伸基础上衍生出的第一口分支水平井,目的是动用块状砂岩顶部低渗层SL-2层西北及西南区域2个独立油砂体的“甜点”部位(储层局部发育部位)剩余油,这类区域因储层渗透率低于50 mD,若采用定向井或单支水平井开采,预测单井日产液量只有79.5～127.2 m3,开采可能不经济,于是尝试了水平分支井开采(主支M a水平段长738 m,次支M b水平段长778 m)。投产后该井初期日产液量328.97 m3,日产油量316.89 m3,含水率3.67%,单月产油量达0.89×104m3,取得了超过2口单支水平井之和的效果。多分支井首次矿场试验的成功,证明了油井井型转变也是难采储层α层工业化试采获得成功的一个关键因素。

2.2 逐步上提完井层位,充分利用底水能量,变底水驱为类边水驱,增大了α层的波及效率

底水驱油藏中底水锥进的快慢取决于界面上垂向压力梯度与重力压力梯度之间的差异:两者之间差异越小,水油界面越稳定,油井生命期越长;两者之间差异越大,油水界面越不稳定,并出现粘性指进[4]。底水稠油油藏开发过程中的点状锥进就是粘性指进,也是造成稠油油井生产初期含水率上升快的主要原因。随着原油粘度的降低,底水锥进由“点状指进”转变为“脊状抬升”,若底水在向上驱动的过程中遇到间断分布的泥岩段,底水锥进则由向上“脊进”方式转变为托进方式[5]。LFC13-1油田Z25油藏油砂体存在多个这类泥岩段,其中以SL-6层泥岩段分布范围最广,当油水界面抬升到SL-6层附近时,底水托进速度减缓;SL-1～SL-4层整体低渗且叠合程度差,优势水流通道难以形成[6],底水绕流现象大幅增加,进一步延缓了底水上升速度,使底水能量得到了充分利用。当水平井完井段位于SL-6层5～7 m之上的SL-1层时,随着压降漏斗向周围扩散,油井最先见的水来自边水而不是底水,笔者把这种驱动方式称作“类边水驱”。

LFC13-1-22井是LFC13-1油田第一口明显见到“类边水驱”特征的油井,该井完井层位是距离动油水界面较远的 SL-1～SL-4层,投产后日产油量达到322.9 m3,不含水,且在随后的5年时间里含水率只上升到60%;而LFC13-1-27H井完井层位是距离动油水界面较近的SL-8层,投产后含水率很快从26.27%上升到 90%以上,日产油量也从232.8 m3降为92.7 m3。图1为LFC13-1-22井与L FC13-1-27H及27H1井生产动态对比图。完井层位的上提意味着驱动方式从底水驱向类边水驱的转变。在随后的试采井中逐步上提完井层位,到2009年投产的LFC13-1-13 H井时,完井层位已完全从SL-5层(纯净细粉砂岩)上提到α层的 SL-1层,充分利用了底水能量,大大增加了波及效率,使得α层工业化试采取得了较长的采油期,这是成功的一大关键。

图1 LFC13-1-22井与LFC13-1-27H及27H1井(2009年9月侧钻)生产动态对比图

2.3 利用“海恩斯跳跃”增进了原油从α层远井地带向近井地带渗流

LFC13-1-23H井2003年试采α层时因地层供液不足被迫侧钻到高渗层,而α层工业化试采过程中LFC13-1-21H1井(2006年投产)和 LFC13-1-5aH 1井(2007年投产)部署在L FC13-1-23H井附近200～300 m区域,不仅没出现供液不足的问题,而且随含水率的上升产能还有逐渐升高的趋势。分析认为:随着α层下部高渗层的开采,油藏油水界面不断上升,与α层距离逐渐减小,有利于α层形成持续渗流场;位于α层油砂体内的原油可以充分利用毛管网络的界面张力[7]和油水界面接触后的自身调节能力,借助“海恩斯跳跃”(多孔介质中的液-液界面总是试图达到它的能量最小而跃进式流过多孔介质毛管网络的能力)[8]增进了原油从α层远井地带向近井地带的渗流,从而获得了更好的开发效果。

2.4 “过流产层”保障了规模动用α层的经济效益

α层工业化试采过程中发现,80%的水平井分采井的实际开采效果总是好于数值模拟预测结果。分析认为,α层的采出液不仅仅来自α层本身,还来自α层下伏的SL-5层、SL-8层等,甚至更深部的产层,这从数模历史拟合观察报告中所记录的“层间窜流”上得到了佐证,也就是说底水驱替过程中存在“倒灌”现象。据此,提出了“过流产层”的概念,即把产油量不仅来自完井层本身,还来自其下伏的一个或多个油层的产层称为过流产层。

试采井L FC13-1-20H1是从水平井老井LFC13-1-20H(完井层位SL-8～10层)侧钻到 SL-3和SL-5层的阶梯式水平井,而试采井LFC13-1-20H2又是从LFC13-1-20H1井二次侧钻到SL-1层的水平井。从LFC13-1-20H到LFC13-1-20H1再到LFC13-1-20H2井自下而上的一次侧钻、二次侧钻,SL-1、SL-3、SL-5和 SL-8层均成为过流产层,而这3口井总产油量之和远远超出了井点(SL-1～SL-10层)标定可采储量。

过去在进行α层侧钻井经济评价时,总遇到数模模型中地质储量少、数模预测单井可采储量偏低、侧钻井评价结果不经济的问题。对比试采井实际动态与模型预测单井可采储量发现,实际动态结果是模型预测结果的1.2～1.5倍。

“过流产层”的提出对于难采储层α层的工业化开采具有以下实际意义:

(1)体现了“纵向上开采层系向上转移”的开发策略;

(2)明确了难采储层的附加产油量,保障了规模动用α层的经济效益;

(3)促使了α层工业化开采新井评价工作思路与标准的改进,为进一步规模动用α层整体方案制定提供了可靠依据。

2.5 试采井泵型由少级数低扬程大排量向多级数高扬程小排量转变,提高了泵效,有效克服了启动压力的影响

α层工业化试采时要突破启动压力的制约,就必须在采油工程设计时尽量放大生产压差,除加深泵挂(由丰产层的750～850 m加深到1150～1250 m)外,实践证明泵型的选择也十分重要。α层工业化试采井LFC13-1-22井泵型由少级数低扬程大排量泵 HN13500检泵(排量范围1350～2150 m3/d)更换为多级数高扬程小排量泵 GN1600(排量范围130～575 m3/d)后,产液量及产油量均翻番(图2),既提高了泵效,又有效克服了低渗单元启动压力的影响。

图2 α层试采井LFC13-1-22井泵型更换前后生产动态对比图

3 α层整体动用方案部署原则建议及效果预测

通过工业化试采所取得的实践经验,针对α层各小层储层展布及彼此叠合的特点,对难采储层α层整体动用方案部署原则提出以下建议:①开发井尽量部署在4个地质单层“甜点”叠合区域,且保证至少有一个单层储层厚度大于3 m;②开采方式以水平分采井为主,辅以阶梯式合采井,为保证产能,水平井段长度要求大于700 m;③对已有老井“穿越”的区域,可以过路开采的方式补孔动用,但不宜以合采方式开采;④对储层渗透率低于50 mD的区域,考虑采用双分支或多分支井来提高油井产能。

LFC13-1油田Z25油藏难采储层α层整体动用方案在目前已完成的14口试采井的井网基础上又增加了14口开发井,包括4口定向井和24口水平井(含3口双分支井)。预计整体动用方案实施后,α层单井控制储量将从目前的36.33×104m3下降到18.16×104m3,井网控制程度将提高到85%以上,整体动用方案最终将增加可采储量212.5×104m3,使全油田采收率提高10.48%。

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[3] 邹信波,魏丛达.海陆过渡相砂岩油藏特高含水期剩余油成因及分布——以珠江口盆地陆丰13-1油田为例[J].油气地质与采收率,2007,14(6):97-99.

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