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苏丹高含水期水平井开发效果分析 姑苏1.2.4开发区的大部分资源位于苏丹西南部的上梁省。自油田生产以来，它保持了高效、快速的开发。现在进入高含水期，油田产量自然减少并加快。全区主力油田投产以来,开发生产中暴露出许多矛盾和问题,例如1/2/4区的Heglig、Bamboo和Munga等油田含水率高、采出程度低,非主力产层动用程度不高或甚至仍然未动用等。此外,Bamboo油田主要产油层位属于稠油油藏,直井开发效果差。应用水平井可较好地解决1/2/4区油田开发中面临的诸多难题。 1 基于油田的基本情况和对正常井的适用性 1.1 主、副井区聚甲期3个月 Bentiu层剩余油分布在物性较差的顶部。根据测试资料,油层采油指数垂向差别很大,下部的高渗透主力层段采油指数是油层上部的2~3倍。因此,在合层开采条件下,由于层间干扰的问题,油田产量的绝大部分主要来自高渗透段。 Aradeiba层是Heglig油田次要产层,初步估算地质储量为1 859×104t,目前仅个别井射开该层与Bentiu层合采,估算Aradeiba层累计产油仅28.5×104t,采出程度仅为1.53%. 经过6年多的开发和两轮加密井的实施,油层厚度大的构造高部位井网密度大,井距已达400~500 m.在油藏鞍部或边部,油柱高度低,一般小于15 m,而油井平面上对油层的控制尚不均衡,井距一般在1 000~1 500 m,动用程度低,是平面上剩余油分布集中的区带。但该区带物性好的油层相对较薄,一般厚度小于8 m,利用直井开发极易见水,开发效果差。如果只生产顶部油层,则产量低,供液不足。 1.2 深度和密度变化 该油田属于高渗透、强边底水常规重油油藏,且原油密度和黏度随深度的增加而增大,生产动态表现出含水上升快、单井产量低的特点。油藏工程分析研究发现,靠常规的堵水、换泵等措施,见效甚微。 1.3 储集层内泥质夹层发育程度更差 该油田主要储集层为Bentiu层,为强边底水油藏,与Heglig油田不同之处是Munga油田油柱高度更低,原油物性更差,而且储集层中泥质夹层发育程度更差。 综上所述,目前剩余油富集区或因油层薄、或因物性差,这部分剩余油采用直井开采已经证明产量低、见水快,生产效率低。而用水平井开采可大幅度增加泄油面积,提高油层动用程度,尽可能增大生产井段与底水之间的距离,可以有效控制底水的锥进速度与程度,而通过控制生产压差,降低采液强度,可延缓油井见水时间。 2 水平井位研究 在油藏工程研究基础上,采用油藏数值模拟技术,对Heglig油田水平井适用性进行了对比研究,优选了可能的水平井井位。在油藏地质精细分析和油藏开发动态研究基础上,共设计了5口水平井进行了对比模拟研究。对这5口所在区域分别具有不同地质和动态特点的水平井,在数值模拟历史拟合的基础上,进行了效果对比。 (1) 产量的比较 (2) 单井水平钻的长度 (3) 评价预测结果 对Bamboo和Munga油田的水平井进行适用性与优化研究,指标预测也得出类似结果。模拟研究证明,对优质高渗透储层,采用水平井开采,可以明显提高原油产量,对低渗透差储层,采用水平井开采,可以动用直井不能采出的原油,达到提高采收率的目的。 3 水平井地质控制 3.1 油层质及电性特征 钻前地质模型建立之前,应对邻井目的层的地质及电性特征进行深入研究,预测油层顶界、厚度及确定着陆点的标志层。同时,应落实原始静态、动态油水界面及地层倾角变化等(图1)。 3.2 钻井和钻孔 (1) 确定层位和油界面的深度 (2) 水平段控制 3.3 地层倾角和易钻性 钻后地质模型描述水平井完钻后构造形态。将水平段钻进过程中记录的数据输入INFORM系统,检查、细化钻前模型,重新计算地层倾角。 Bentiu层为水平井钻井的主要目的层,具有辫状河流相沉积特征。由于泥岩夹层的存在,纵向非均质性严重,在水平井段易钻遇泥岩;Heglig、Bamboo油田经过多年的高速开采,地下油水系统复杂,避水是钻井成败的关键。因此,完钻后要进一步修正地质模型。 4 水平井的应用效果 4.1 多口基本情况 自2003年11月第一口水平井开钻,至2011年4月底共计完钻水平井56口。投产水平井56口(表1)。56口井获得初期产能7 894 t/d,平均单井日产油141 t/d,初期综合含水17.6%.目前日产1 783 t,占总产量9%,平均单井日产34.2 t,综合含水62.6%,低于全油田平均综合含水23.4%.水平井累计362×104t,初步取得较好效果。 4.2 水平井不同油藏类型应用效果 从56口已投产水平井的开发动态看,1/2/4区水平井应用取得了比较好的成果,水平井产量是同类储层直井的2.33倍,但是不同油藏类型水平井应用效果存在一定差异(表2)。在低渗层状弱边水砂岩油藏打水平井加密