陈怀龙 (中油国际阿富汗公司,北京 100724)

王兆峰,孙林 (中油国际阿富汗公司,北京 100724;中石油东方地球物理公司研究院,河北 保定 072750)

刘翠风,唐资昌 (中石油东方地球物理公司研究院,河北 保定 072750)

李正中 (中国石油大学(北京)地球科学学院,北京 102249)

山区丘陵地形丛式井整体开发设计方法

陈怀龙 (中油国际阿富汗公司,北京 100724)

王兆峰,孙林 (中油国际阿富汗公司,北京 100724;中石油东方地球物理公司研究院,河北 保定 072750)

刘翠风,唐资昌 (中石油东方地球物理公司研究院,河北 保定 072750)

李正中 (中国石油大学(北京)地球科学学院,北京 102249)

阿富汗北部K油田,地表为山区丘陵地形,局部起伏大,相对高差300～500m,路况恶劣,钻井、修井及地面工程建设施工难度大,成本高,因此确立了整体部署丛式井的开发原则。采用数学规划优化方法建立了丛式井整体设计优化的数学模型,求出了丛式井平台数量与钻井总进尺的关系,综合考虑了钻井进尺、新建平台数量、平台规模及投资等因素,最终确定了K油田丛式井井位部署方案。

丛式井;井网设计;优化设计

1 K油田概况

丛式钻井是指在一个井场或平台上有若干口油气井,各井的井口相距数米,井底则伸向不同方位的一种钻井方式。目前已经广泛应用于海上、地面条件复杂油田的开发中,其最大优势在于可以减少征用土地及井场修建的土方量,加快油田勘探开发速度,节约钻井成本,且便于油井管理,简化集输流程,节省投资[1,2]。

K油田位于阿富汗北部,1976年2月由Kash-1井钻探发现,1980年经评估,C1储量1962.9×104t,目前仍处于勘探开发初期。油田构造为一狭长北东-南西不对称背斜构造,发育两个局部构造高点,两高点间通过鞍部连接。东南翼较陡,北西翼平缓。

油田地处山区丘陵地带,海拔962～1273m,区块内相对高差300～500m,局部地形起伏大多在百米左右,自然条件恶劣,钻井、修井及地面工程建设施工难度大,加之阿富汗安保形势严峻,因此确定了整体采用丛式井开发的策略。

2 K油田丛式井优化技术思路

2.1 井网总体设计

K油田共有4套含油层系,自下而上分别为:下白垩统的欧特里弗阶ⅩⅣ小层 (K1Ha14),阿普特阶Ⅻa,Ⅻb小层、),以及阿尔布阶Ⅺa小层),在开发层系划分时考虑了构造形态、储量分布、隔夹层及油层展布、温压系统、流体性质及油藏类型等因素:①油田构造为一狭长北东-南西不对称背斜构造,长宽比约为6.3∶1.3。②4套含油层系储量占总储量比例自上而下分别为7.1%、32.6%、7.0%、54.3%。③4套含油层系间隔层平均厚度自上而下分别为40、10、210m。④原油总体为低黏度、中等含硫、中-轻质常规黑油,其中K1Ha14原油中硫的质量分数最高(为1.8%),其余层硫的平均质量分数为1.0%(见表1)。⑤K1Ha14溶解气以CO2为主(体积分数为61.4%),且微含H2S,地饱压差大(13.21MPa),其余油层溶解气以CH4为主,不含H2S。⑥、地层水矿化度34000～38000mg/L,水型为Na2SO4型;K1Ha14地层水矿化度在16000mg/L,水型为Na HCO3型(见表2)。⑦、、油藏类型为构造岩性油藏,地饱压差7.26～8.6MPa,压力因数1.07～1.11;K1Ha14油藏类型为构造油藏,地饱压差13.21MPa,压力系数1.20(见表3)。

表1 K油田原油性质表

表2 K油田地层水性质表

表3 油藏参数表

综合以上因素确立了采用2套开发层系,其中第1套开发层系以主力油层K1Ap112为主。通过对油藏天然能量评价认为,该油藏具有一定天然能量,因此开发方式初期以天然能量为主,中后期注水开发。考虑油藏构造形态及油层展布,采用正方形反九点,边部注水开发井网;为减少钻井投资,2套开发层系的注水井共用,实施分层注水方式;立足于高速、高效开发,缩短投资回收期。

利用油藏工程、数值模拟及经济评价方法对开发井网、井距及井型进行了优化,确定整体开发井网采用平均井距400m(见图1)。

2.2 平台位置选择原则

图1 K油田开发井网部署方案

平台位置选择要综合考虑油田的地面条件、油层展布、构造特征、目的层深度、开采与管理对钻井工艺技术的要求及经济效益等因素。总体设计方案在满足油田整体开发部署基础上,有利于提高钻井、试油、采油、集输等工程的建设速度,降低建井和油田基本建设的总费用,提高油田的整体投资效益的目标,确立以下原则:①平台选址和修建时应满足油藏开发方案和油气集输的要求;②充分利用自然环境、地理地形条件,尽量减少钻前施工 (包括平台修建、修路)工作量;③平台宜选在各井总位移之和最小或总钻井进尺最小的位置;④应考虑钻井能力和井眼轨迹控制能力,降低定向施工和井眼轨迹控制的难度,当设计有多靶点井或水平井时,平台宜选在多靶点井和水平井的靶点延长线上;⑤平台尽量减少绕障和多靶井、水平井入靶前的方位调整工作量;⑥有利于加快产能建设速度。

2.3 丛式井设计技术思路

采用数学规划的思路设计以优化平台位置、平台数量及各平台所钻井位的分配。

2.3.1 丛式井优化数学模型

设油田共有n口井,m个备选平台,其中n口井的井底坐标为(xi,yi,zi),1≤i≤n;设有m个备选平台的井口三维坐标为(xj,yj,zj),1≤j≤m。设决策变量为:

在满足油田整体开发部署基础上,利于缩短钻井周期,降低钻井及基建成本,提高油田整体投资效益,因此以钻井进尺最少为目标,建立了油田钻井平台选择优化数学模型:

2.3.2 单井轨迹设计原则

单井钻井进尺与平台的坐标、井底坐标相关,同时也与单井钻井工艺条件限制有关。考虑后期下泵对井身结构的要求,每口井的最大井斜角不能超过βmax,造斜点应避开浅层泥浆漏失层,因此造斜点的深度不能浅于Hmin,i,同时考虑后期注采调整,不能深于Hmax,i。单井轨迹简化示意图见图2。单井进尺计算可以简化为:

图2 单井井轨迹简化示意图

式中:Hmin,i≤AE≤Hmax,i;β≤βmax;R为井的最小曲率半径,m。

3 K油田丛式井优化

K油田地处阿富汗北部山区丘陵地带,受地面及自然条件限制,可选的平台位置极为有限,根据2.2节的平台位置选择原则确定了可选的平台位置 (见图3)。在确定了开发井井底坐标、可选平台位置坐标的基础上进行丛式井优化,主要确定平台位置、平台数量及平台所钻井位的分配,具体程序设计思路见图4。

根据以上思路编制程序,在每口井最大井斜角、最小曲率半径、造斜点深度等限制条件下,求得K油田平台数量与总钻井进尺关系,比较方案1(平台最少方案)、方案2(钻井进尺最少方案)及方案3(折中方案),结果见表4,确定最佳方案为方案3(见图5)。

图3 K油田可选的钻井平台位置分布图

图4 丛式井优化程序设计思路 图5 K油田丛式井设计方案

表4 K油田钻井平台优化方案表

4 结论

1)针对K油田地形起伏大,自然条件恶劣,钻井、修井及地面工程建设现场施工难度大的特点,分析了丛式井优化中的平台数量、平台位置、各平台钻井安排等难题。

2)基于数学优化方法建立了K油田丛式井整体设计优化模型及程序设计。

3)目前K油田正处于开发初期,随着对油藏认识的加深,可以应用本文方法不断完善。

[1]刘晓民,周伟,李文飞,等.塔河油田丛式井钻井优化设计关键技术分析[J].新疆石油科技,2012,22(2):12～17.

[2]刘天科,闫振来.胜利油区河50丛式井组调整井钻井技术[J].中外能源,2010,15(2):47～51.

[编辑]黄鹂

TE327

A

1000-9752(2014)02-0120-04

2013-08-16

陈怀龙(1969-),男,1995年江汉石油学院毕业,硕士,高级工程师,长期从事油气田勘探开发和生产工作。