蘇北盆地薄層疏松稠油油藏水平井技術(shù)研究

蘇北盆地薄層疏松稠油油藏水平井技術(shù)研究

近年來，隨著石油工業(yè)的快速發(fā)展，國際油氣價格的不斷上升，許多復(fù)雜的低產(chǎn)量油藏具有經(jīng)濟發(fā)展的優(yōu)勢，松散稀疏的油藏也屬于其中。原油地下黏度高、油層厚度薄、巖性疏松,成為這類油藏的主要特點,也給油田開發(fā)帶來了巨大挑戰(zhàn)。目前,大量理論和實踐證實,水平井的合理使用可提高薄層疏松稠油油藏的開發(fā)效果。本文重點闡述了應(yīng)用水平井開發(fā)北漢莊—華港區(qū)塊垛一段薄層疏松稠油藏的成功經(jīng)驗,從井位設(shè)計、完井方式、近井解堵、舉升工藝及原油降黏等方面綜合研究入手,形成了一套適應(yīng)此類油藏開發(fā)的技術(shù)系列。1北漢莊—薄層疏松稠油油藏的地質(zhì)特征北漢莊—華港區(qū)塊垛一段油藏為典型的淺層疏松砂巖稠油油藏,油藏在構(gòu)造上位于蘇北盆地溱潼凹陷西部斜坡帶,主要受北東向反向正斷層控制,其中,華港區(qū)塊垛一段儲層受地層超覆尖滅控制(見圖1)。垛一段儲層沉積環(huán)境為河流相沉積,因受吳堡運動影響,下部阜寧組地層遭受剝蝕,圈閉距阜二段生油巖相對較近,油氣運移通道主要為斷層和不整合面,屬次生油藏類。北漢莊—華港區(qū)塊垛一段油藏具鮮明的地質(zhì)特點,油藏埋深淺,深度1230~1400m,且層薄,油層厚度1.03~10.19m;巖性疏松,孔隙度20.1%~33.9%,滲透率(101.43~4582)×10-3μm2;原油性質(zhì)表現(xiàn)為油質(zhì)差、黏度高,地面原油密度0.9564~0.9617,50℃時黏度為482.3~1299mm2/s,屬普通稠油類。油藏邊部水體發(fā)育,水動力條件好,具有天然水驅(qū)開發(fā)條件。2緩慢生長和分散油層開發(fā)的技術(shù)難點薄層疏松砂巖稠油油藏自身的地質(zhì)特征和流體性質(zhì),使得常規(guī)的開采技術(shù)無法滿足其高效開發(fā)的要求,主要表現(xiàn)在以下5個方面。2.1井生產(chǎn)過程控制垛一段油藏埋深淺,成巖時間短,巖性較粗,膠結(jié)疏松,在鉆井過程中,可鉆性差,錄井難,很難取到完整的巖心。在油井生產(chǎn)過程中,流體流動阻力克服砂粒之間的聚合力,使油井出砂。在常規(guī)的直井或定向井開發(fā)中,因井筒附近瀉油面積小,引起近井地層壓力的下降,從而加大巖石顆粒的負荷,造成巖石剪切破壞,加之儲層的強水敏性使得水易溶解地層中的膠結(jié)物,大幅降低地層膠結(jié)強度,以及高黏原油攜砂能力強等綜合因素的影響,加劇了地層的出砂,給開發(fā)帶來了較大困難。2.2水上升速度快在邊底水較活躍的稠油油藏中,因地下原油黏度高,油水黏度比大,較大的生產(chǎn)壓差易導(dǎo)致邊水突進及底水錐進,含水上升速度快。北漢莊垛一段油藏前期開發(fā)特征表現(xiàn)為,初期含水即達到30%,6個月后含水上升至80%以上,并一直處于高含水階段,開發(fā)效果差。2.3鉆井條、井段此類油藏巖性疏松的地質(zhì)特點,在開發(fā)中使得儲層更易受傷害。其主要表現(xiàn)為在鉆井過程中,存在著可鉆性差,鉆井周期長,鉆井液濾失量大等問題;在完井投產(chǎn)過程中,因?qū)嵤┓郎按胧┳鳂I(yè),存在著作業(yè)周期長、不同類型工作液浸泡、井下條件復(fù)雜等問題;在采油過程中,存在著因地層壓力下降,儲層微顆粒遷移堵塞孔隙等問題,必然會對地層造成嚴重的傷害。2.4舉升工藝的要求該油藏巖性疏松,易出砂,油質(zhì)差,黏度高,常規(guī)的深井泵不能滿足舉升工藝的要求。前期北漢莊區(qū)塊曾引進普通的螺桿泵采油技術(shù),現(xiàn)場使用情況仍顯示適應(yīng)性差,主要表現(xiàn)為:桿柱斷脫現(xiàn)象嚴重、橡膠定子磨損快檢泵頻次高、停轉(zhuǎn)維護時桿柱出現(xiàn)倒轉(zhuǎn)現(xiàn)象。2.5低含水率系統(tǒng)因油質(zhì)差,黏度高,不僅制約著井下舉升技術(shù),也對地面集輸系統(tǒng)提出了較高要求。華港垛一段油藏目前處于低含水開發(fā)期,原油在集輸系統(tǒng)中黏度高達8966.0mPa·s(流程溫度35℃),致使螺桿泵電流達到14A,在不采取降黏措施時回壓高達2.5MPa,原油輸送困難,能耗高。3完善了井段防砂劑和井筒內(nèi)防砂處理技術(shù)薄層疏松稠油層有效開發(fā)技術(shù)思路和要點:在薄層疏松稠油藏鉆水平井,可以增大井眼與油藏的接觸面積,應(yīng)用長水平段產(chǎn)液對于控制生產(chǎn)壓差抑制邊底水的指進、錐進,減小滲流阻力,效果顯著,因此,選擇水平井開發(fā)較直井和常規(guī)定向井開發(fā)更具優(yōu)勢;采取繞絲篩管完井方式,由先前產(chǎn)后被動防砂為完井主動防砂,不再進行固井和射孔,儲層不受固井水泥漿污染,提高了完善程度;疏松砂巖油層水平井鉆遇的目的層物性差異大,且易受鉆井液污染,泡沫酸化解堵過程中的泡沫能暫堵水平井段的高滲部位,使得井筒內(nèi)酸化均勻,避免酸液大量進入高滲部位,引起地層坍塌;螺桿泵采油能有效適應(yīng)防砂措施,但地層仍出少量細粉砂引起的地下原油舉升過程砂卡問題;添加合適的降黏劑可以促使油包水乳化液轉(zhuǎn)化為水包油乳化液,使原油與管壁的摩擦變成水與管壁的摩擦,降低流動阻力。以下主要探討在北漢莊—華港垛一段薄層疏松稠油藏中應(yīng)用水平井開發(fā),從井位設(shè)計研究入手,著重研究水平井的完井方式,解堵技術(shù),舉升工藝及降黏技術(shù)等,形成了此類油藏有效開發(fā)配套技術(shù)系列。3.1原水平段t北漢莊—華港垛一段儲層屬河流相沉積,在水平井設(shè)計中主要遵循下列原則。1)水平井位置。沿河道方向部署。由于油層單層厚度小,并受地層的超覆尖滅等地質(zhì)因素制約,水平井段軌跡盡量位于油層中上部;2)水平段長度優(yōu)選。結(jié)合油藏內(nèi)部構(gòu)造和儲層特征,水平段一般在150~250m;3)水平段入口點和端點的選擇?？紤]到地層的超覆尖滅和稠油的重力泄油作用,將入口點放在構(gòu)造中低部,端點選在構(gòu)造高部位,以增加水平井鉆遇油層的成功率和開發(fā)效果;4)導(dǎo)眼井設(shè)計。因目的層薄,以及地層的超覆尖滅,導(dǎo)致地質(zhì)不確定性程度高,先鉆導(dǎo)眼井,取完各項資料后回填一定深度,根據(jù)重新落實的目的層頂、底界,修改原水平段設(shè)計參數(shù),其作用主要是引導(dǎo)水平段進入目的層。華港104-P1井、華港104-P2井及北1-P2井在設(shè)計中主要考慮了以上特點,其中前者在鉆井前進行了導(dǎo)眼井的實施,提高了鉆井的可靠性。在3口井的部署中,水平段近乎平行于油水界面,沿主河道走向,考慮到垛一段疏松砂巖,易垮塌,以及地層傾角狀況,水平段設(shè)計較短,為200m左右。3.2完井防砂技術(shù)前期采取套管射孔完井方式,目的層段固井質(zhì)量差,試采期間需經(jīng)封竄作業(yè),油層經(jīng)二次污染,產(chǎn)能較低,如北1-18井,封竄作業(yè)后,日產(chǎn)油僅2t/d左右;投產(chǎn)后油井出砂嚴重,采取高壓充填防砂,易溝通鄰近水層,如華港104-2井,防砂前常規(guī)抽汲,日產(chǎn)油3.4t/d,含水質(zhì)量百分數(shù)31%,防砂后機抽投產(chǎn),日產(chǎn)水4.59t/d,無油。這些情況表明,以直井或常規(guī)定向井為井身結(jié)構(gòu)、套管射孔完井、高壓充填防砂為主的開發(fā)工程技術(shù)方式已不能滿足油藏開發(fā)要求?？偨Y(jié)北漢莊區(qū)塊疏松砂巖油藏開采經(jīng)驗,同時針對華港垛一段油藏油層較薄、易出砂的特點,為提高油井產(chǎn)能,由先前產(chǎn)后被動防砂為完井主動防砂。完井防砂技術(shù)主要采取水平井繞絲篩管完井方式,成本低,施工簡單,針對普通稠油油藏,適應(yīng)性強;套管尺寸一般優(yōu)選177.8mm,較139.7mm套管滲流面積大,后期措施作業(yè)方便。其中,華港104-P1井為應(yīng)用于稠油藏開發(fā)第一口水平井,套管尺寸采用139.7mm。在總結(jié)第一口水平井開發(fā)中因套管直徑相對小,可能存在裸眼完井防砂失敗,以及考慮到采取井筒內(nèi)襯管防砂措施時,滲流通道小而影響水平井開發(fā)效果,因此,后續(xù)水平井均采用了177.8mm的更大直徑套管。套管結(jié)構(gòu)自下而上為:洗井閥總成+繞絲篩管+套管+管外封隔器+分節(jié)箍+套管至井口(見圖2)。洗井閥總成除中心管外,其余全部隨防砂管柱下入井內(nèi)。管柱結(jié)構(gòu)優(yōu)點:洗井閥總成配合洗井封隔器建立套管內(nèi)外有效循環(huán);利用篩管對地層進行支撐或擋砂,不再進行固井和射孔,儲層不受固井水泥漿污染,提高了完善程度,增大了泄油面積;“管外封隔器+分節(jié)箍”進行油層上部固井,減少水泥漿對油層傷害。結(jié)合薄油層稠油儲層粒度分析結(jié)果,根據(jù)粒度中值設(shè)計繞絲篩管的防砂粒徑。為保證防砂有效,設(shè)計選擇粒徑略小于地層砂粒度中值,確定為0.15~0.20mm。3.3泡沫酸暫堵水平井段解堵工藝是技術(shù)難點。水平井酸化的難點在于要求整個水平段均勻酸化,常規(guī)的直井酸化工藝技術(shù)不能滿足水平井酸化的技術(shù)要求。經(jīng)過多次試驗,最終優(yōu)選了泡沫酸解堵技術(shù)。該技術(shù)是在常規(guī)復(fù)合酸液體系中加入起泡劑和穩(wěn)泡劑,通過泡沫發(fā)生器與氣體(一般多為N2或CO2)混合,形成以酸為連續(xù)相、氣泡為分散相的泡沫體系,使得配制的酸化體系兼有泡沫流體性質(zhì)和酸化能力,然后注入井筒中,清除地層近井地帶酸溶性結(jié)垢物,同時疏通孔眼、繞絲篩管等,提高油井產(chǎn)能。泡沫酸化所用酸與通常使用的酸化液體系相近,但特點其在于泡沫與酸液的聯(lián)合使用所起到的酸液分流效果。泡沫能暫堵水平井段的高滲部位,使得井筒內(nèi)酸化均勻,避免酸液大量進入高滲部位,引起地層坍塌。泡沫酸可以控制反應(yīng)速度,提高pH值,起到緩蝕作用。同時,在施工過程中,可分段塞注入酸液,通過調(diào)整不同段塞的酸液體系,實現(xiàn)全井段的均勻反應(yīng),避免二次污染。與常規(guī)酸化對比,泡沫酸有下列優(yōu)勢:利用泡沫的賈敏效應(yīng)實現(xiàn)暫堵,達到全井段均勻酸化,解除污染堵塞目的;泡沫液黏度大,攜帶能力強;泡沫在孔隙介質(zhì)中具有很高的視黏度,調(diào)剖能力強;泡沫返排效果好,對地層傷害小。華港104-P2井在對儲層污染綜合分析研究的基礎(chǔ)上優(yōu)選了泡沫酸解堵技術(shù)。針對水平段較長,防止酸化施工中酸液受地層滲透性非均質(zhì)影響,只沿高滲帶進入地層,其他受污染井段不能得到有效解堵,達不到預(yù)期效果,該井段采取酸液拌空氣注入工藝,泡沫在高滲帶起到橋堵作用,酸液可有效進入低滲帶,使酸液沿水平段較均勻的進入地層。同時,采用的工藝必須保證篩管強度不被破壞,防砂有效,以及采用優(yōu)質(zhì)酸液、入井液,做好油層保護,避免造成二次污染。根據(jù)華港104-P2井泥漿配方,確定了最終酸液配方,對泥漿腐蝕速度在35%以上,可解除該井泥漿固相侵入傷害。經(jīng)抽汲排液獲得日產(chǎn)油15.54t的穩(wěn)定產(chǎn)量,動液面250m,解堵后開發(fā)效果顯著。3.4單流閥管柱結(jié)構(gòu)針對華港垛一段油藏油稠出粉砂的現(xiàn)狀,結(jié)合北漢莊垛一段螺桿泵采油的經(jīng)驗,優(yōu)選了適應(yīng)性強的螺桿泵采油技術(shù)(見圖3)。該項舉升工藝具以下優(yōu)勢:適應(yīng)于原油黏度小于2000mPa·s;對井下管柱結(jié)構(gòu)增加了單流閥,用于油管試壓、停泵時防液體倒流、抽油桿反轉(zhuǎn),同時采用了空心抽油桿避免了頻繁斷脫現(xiàn)象。該項技術(shù)解決了前期舉升中存在的問題,實現(xiàn)了油井的穩(wěn)定生產(chǎn)。1)管柱結(jié)構(gòu)。絲堵+73mm油管+普通篩管+73mm油管+固定凡爾(帶球罩)+177.8mm油管錨+螺桿抽油泵+88.9mm油管+88.9mm扶正器+88.9mm油管+油管掛(自下而上)。2)桿柱結(jié)構(gòu)。轉(zhuǎn)子+1″空心抽油桿+鍍絡(luò)光桿(自下而上)。3.5原油乳化后黏度下降針對原油物性的不同,一般有兩種化學(xué)降黏方式,一是通過高分子材料改變原油分子結(jié)構(gòu)從而降低摩擦力;另一種是加入乳化劑,使含水原油與管壁的摩擦變成水與管壁的摩擦,最終使摩擦阻力大幅降低。在實驗研究的基礎(chǔ)上,優(yōu)選了乳化降黏技術(shù),在原油含一定量的水后,油水會發(fā)生乳化現(xiàn)象,含水低時多為油包水乳化液,含水高時多為水包油乳化液,添加合適的降黏劑可以促使油包水乳化液轉(zhuǎn)化為水包油乳化液,使原油與管壁的摩擦變成水與管壁的摩擦,從而實現(xiàn)黏度的降低,試驗結(jié)果見表1,2。從表1,2可以看出,溫度升高黏度降低,0.2%降黏劑加量,最高降黏率可達99.9%,最低降黏率也達到91%。摻水50%、溫度為35℃時,黏度僅為2.2mPa·s,可滿足現(xiàn)場對原油輸送的要求。3.6層壓井的應(yīng)用效果2008年,在新發(fā)現(xiàn)的華港區(qū)塊垛一段油藏部署了2口定向井和2口水平井,在水平井的部署和開發(fā)的過程中,堅持水平井設(shè)計原則,采用繞絲篩管的完井方式,并采取泡沫酸解堵技術(shù),在舉升技術(shù)中,引進新螺桿泵采油技術(shù),輔以乳化降黏,取得了較好的開發(fā)效果。單井日產(chǎn)能為普通定向井的10倍,其中應(yīng)用177.8mm套管完井的水平井產(chǎn)能是127mm套管水平井的1.5倍,地層供液更加充足(見表3)。該油藏自2008年4月26日投入開發(fā)至2009年2月,在地質(zhì)儲量采油速度達2.1%的穩(wěn)定開發(fā)的狀況下,應(yīng)用長水平段產(chǎn)液,控制生產(chǎn)壓差抑制邊底水的指進、錐進,效果顯著,含水上升率僅為0.41%,實現(xiàn)了華港垛一段薄層稠油藏的高速、高效開發(fā)。水平井開發(fā)薄層疏松稠油藏取得了成功后,2008年底,該技術(shù)進一步推廣至對北漢莊垛一段北1-14塊。該區(qū)前期相繼部署了3口定向井,因油質(zhì)差,黏度高,生產(chǎn)不穩(wěn)定,含水上升速度快,單井產(chǎn)量低。經(jīng)調(diào)整部署了水平井1口——北1-P2井,本井采取華港垛一段成熟的水平井設(shè)計原則、完井方式,經(jīng)酸洗后,轉(zhuǎn)螺桿泵機抽生產(chǎn),獲得日產(chǎn)油6.31t的穩(wěn)定產(chǎn)量,動液面390m,開發(fā)效果顯著(見圖5)。與鄰井初期產(chǎn)能對比,單井日產(chǎn)能為普通定向井的4倍,動液面大幅提高(見表4)。該技術(shù)不僅產(chǎn)量高,同時解決了地層出砂問題,且控制了含水上升速度,使得應(yīng)用水平井開發(fā)薄層疏松稠油藏及相關(guān)配套技術(shù)得到了較好的應(yīng)用。綜上所述,在應(yīng)用水平井開發(fā)薄層疏松稠油油藏過程中,完井防砂的選擇、泡沫酸解堵技術(shù)的應(yīng)用起著關(guān)鍵作用。這兩項技術(shù)的推廣應(yīng)用使得薄層疏松稠油油藏應(yīng)用水平井技術(shù)開發(fā)成為可能,從而達到了高效開發(fā)的目的。4水平井開發(fā)現(xiàn)狀1)溱潼凹陷薄層疏松稠油油藏主要受構(gòu)造控制,邊界斷層對油氣分布起到了很好的油氣封隔作用。垛一段油氣為阜寧組生油巖所生成并沿主控斷層和不整合面向上運移,受鼻狀構(gòu)造和主控斷層遮擋而形成的次生油藏。2)薄層疏松稠油油藏有效開發(fā)的成功,可帶動溱潼凹陷斜坡帶滾動勘探開發(fā),周邊類似的郭村、興旺、罡揚、南華等構(gòu)造,預(yù)測儲量可達500萬t。3)水平井開發(fā)薄層疏松稠油油藏,適應(yīng)性好,較低的生產(chǎn)壓差可以抑制邊底水的指進和錐進,以及地層的出砂問題,產(chǎn)能是定向井的4倍以上,較普通直井、定向井具顯