塔里木油田典型油气藏水平井开发效果评价

塔里木油田典型油气藏水平井开发效果评价
朱卫红;周代余;冯积累;昌伦杰;刘勇;王陶
【摘要】塔里木油田地处边疆和沙漠.地面条件恶劣,97%以上的油气藏埋藏深,一
般在3 200～6 100 m,按效益最大化原则采用"稀井高产"开发,水平井因其明显的
增产和提高采收率优势得到广泛应用.目前已建立了不同类型油气藏的水平井开采
模式,在巨厚砂岩块状底水油藏、低幅度层状边水油藏,大面积超深低丰度薄层油藏、碳酸盐岩潜山油气藏、凝析气藏等不同油气藏类型中,应用水平井采油、水平井注水、循环注气等方式开发,在新油田产能建设、老油田综合调整中取得显著效益.至2007年12月,塔里木油田已完钻水平井超过260口,占总井数比例近30%,年产油量占全油田的61%,水平井平均单井日产油量是直井的1.73倍,实现了塔里木油田
整体高效开发.图12表9参23
【期刊名称】《石油勘探与开发》
【年(卷),期】2010(037)006
【总页数】10页(P716-725)
【关键词】塔里木油田;水平井;开发模式;典型油气藏;高效开发
【作者】朱卫红;周代余;冯积累;昌伦杰;刘勇;王陶
【作者单位】中国石油塔里木油田公司勘探开发研究院;中国石油塔里木油田公司
勘探开发研究院;中国石油塔里木油田公司勘探开发研究院;中国石油塔里木油田公
司勘探开发研究院;中国石油塔里木油田公司勘探开发研究院;中国石油塔里木油田
公司开发事业部;中国石油大学(北京)石油天然气工程学院
【正文语种】中文
【中图分类】TE34
与国内外的油气藏相比,塔里木油田[1-4]除大宛齐油田的油井较浅外,其他油气藏都具有如下突出特点:油气藏埋藏深(一般为3 200～6 100 m);地处边疆和沙漠,干旱、多风沙、昼夜和全年温差大,地面条件恶劣。

自1989年4月10日塔里木石油勘探开发指挥部(简称“塔指”)[5,6]成立以来,以经济效益为中心,所确定的油田开发原
则是“稀井高产”。

地处塔克拉玛干沙漠腹地的塔中4油田[7],首先于1995年应用水平井开发石炭系
东河砂岩油藏,之后逐步推广。

至2007年12月,水平井已在14个油气藏的开发中得到应用,完钻水平井数超过260口(采油井超过240口、注水井超过10口)。

其中,用于底水块状油气藏开发的水平井数占59%、用于层状边水油气藏开发的占37%、用于碳酸盐岩潜山油气藏开发的占4%。

目前,水平井在塔里木新油田(塔中
4油田、塔中16油田、哈得逊油田)的开发、凝析气田(牙哈气田、英买7气田)的开发和老油田(轮南油田、东河油田)的综合治理中已得到广泛应用,形成了塔里木复杂油气藏配套水平井钻井技术[8],实现了主力油气藏的高产、稳产,并逐步形成了水平井开发不同油气藏的典型模式。

水平井年产油量占全油田的61%,平均单井日产油41.6 t(见表1),是直井的1.69～2.22倍(平均1.73倍),其中,已有3个整装油田整体采用水平井开发,还在国内首次整体采用了双台阶水平井注水开发哈得逊油田薄
砂层油藏。

实践证明,水平井的开发效果好于直井,主要表现在:同一油藏内投产初期产能高,产量相同时生产压差小,可延缓边底水锥进、延长无水采油期、提高原油采收率;在气藏
开发中,可单独开采凝析气藏的薄油环并明显提高原油的采收率。

水平井技术已成
为塔里木油田“稀井高产”高效开发的关键技术之一。

以下对采用水平井开发的典型油藏、典型凝析气藏的开发效果进行评价。

塔中4油田402井区CⅢ油层组属于带凝析气顶的砂岩底水饱和油藏,储集层为海相石英砂岩,划分为3个砂层组。

其中,第1、3砂层组非均质性严重、夹层多、物性差;第2砂层组为主要产层,以分选极好的细砂岩为主,中砂岩次之,泥质和钙质夹层基本不发育。

砂层组钻遇厚度为68.6～108.6 m,平均为91.2 m,孔隙度为17.1%～18.5%,渗透率为381.3×10-3～413.7×10-3μm2。

整个油藏油气柱高度75 m,其中油柱高50 m,气柱高25 m。

油藏1996年投入开发,开发方案设计为:主体部位采用5口水平井(见图1);边部采用17口丛式井和直井;布井方式采用平行构造轴向、行列交错布井;井距为800～1 000 m,水平段长400～600 m,水平段避水厚度为第2砂层组油层厚度的2/3。

初期采用衰竭式开采,第2年转入底部注水开采,2007年底标定采收率为52%。

水平井开发效果明显好于直井,至2007年底,水平井平均单井产能仍为直井的1.73倍(见图2),且减小了生产压差(见表2),延长了无水采油期,增加了无水采油期产油量,有4口井单井累计产油量达到了百万吨以上,其中最高的达163×104 t。

5口水平井初期年产量占塔中4油田的50%以上。

至2007年底,地质储量采出程度为45.28%,可采储量采出程度为87.41%,综合含水为72.9%。

与直井的水驱采收率为48.9%相比,水平井的水驱采收率提高到了55.7%,平均单井累计产油量是直井的4.6倍,实现了沙漠油田的稀井、高产和高效开发,节省了投资,方便了地面管理,提高了采收率。

塔中16(TZ16)油田油藏构造幅度小于35 m,主油柱高度不足10 m,是典型的低幅度层状边水油藏(见图3)。

油藏划分为5个小层,1—4号小层从西至东厚度逐渐减小,表现为退覆沉积。

4号和5号小层为主力产层,5号小层与下伏块状砂层以钙质砂岩夹层分隔(见图3b)。

油田1998年投入开发,开发方案设计以水平井开发为主(3口直井、8口水平井),水平段位于4号和5号小层的顶部(见图3b),标定采收率
为36.6%。

该油田已建成40×104 t的产能,油田以2%以上采油速度开采将近10年,最高年采油速度达3.9%。

至2007年底,共投产水平井13口,日产油占全油藏的78%,其中有3口水平井为调整井,调整效果显著(见表3)。

至2007年底,采出程度为26.01%,综合含水为74.3%,整体采用水平井实现了低储采比条件下的稳产,创造了中小型沙漠油田高效开发的范例(见表4)。

哈得逊油田[9-13]包括东河砂岩油藏和薄砂层油藏两套开发层系,油藏埋深超过5 000 m。

构造幅度低,储集层厚度小且变化大,含油面积大(150 km2左右),油水界面倾斜(高差最大在90 m以上)。

原油性质分区明显,储量丰度低(大部分含油范围内小于30× 104 t/km2)。

具有圈闭复杂(为构造-地层岩性-油水界面控制的复合圈闭)的隐蔽油藏特征,开发方案以水平井开发为主。

东河砂岩油藏储集层属于海相石英砂岩,砂体厚度小且平面变化大,为0～29 m,整体由南向北尖灭(见图4)。

储集层分类评价为中—高孔渗储集层,平均孔隙度为
15.65%,平均渗透率为126.51×10-3μm2。

构造幅度小于34 m,含油面积大(2004年底探明含油面积约为130 km2),油水界面由南东向北西逐渐倾斜加深(高差最大超过90 m)。

原油密度为0.863 0～ 0.903 5 g/cm3,地饱压差大,储量丰度为42.5×104 t/km2。

油藏类型为受构造、地层及倾斜油水界面控制的未饱和黑油油藏。

油藏采用一套井网、以水平井为主的开发方案。

采用行列交错不规则稀井网,在油柱高度大于8 m的范围内部署开发井,井距为750～1 000 m,水平段长度为300 m,水平段靠近油层顶部(见图5),同时合理调控生产压差[14],减缓底水锥进速度。

共打井84口,其中采油井71口(水平井64口)、注水井13口(水平井 6口),采油井日产液 6 722 t,日产油5 000 t。

至2007年底,年产在160×104 t以上已保持3 a,已累计核实产油828.009 1×104 t,地质储量采出程度为12.61%,实际开发指标优于预测指标,其中,水平井含水上升速度慢,无水采油期长;初期产油量、阶段累计产
油量分别为直井的1.4～3.8倍、1.3～8.3倍(见表5)。

哈得逊油田薄砂层油藏(见图6)储集层属潮坪相长石砂岩。

纵向上主要发育3个小层,即1、2、3号砂层,分布稳定,其中2、3号砂层为主要产层。

2号砂层厚度
0.6～2.0 m,3号砂层厚度1.5～1.7 m。

2、3号砂层之间为厚度稳定(厚3.4 m)的泥岩隔层。

2、3号薄砂层的平均孔隙度分别为11.82%、15.78%,平均渗透率分别为46.21×10-3μm2、131.25×10-3μm2,属中孔、中渗储集层。

油藏流体性质与东河砂岩油藏近似。

油藏类型为层状边水岩性-构造油藏(见图7),储量丰度为
19×104 t/km2。

油藏采用一套井网、以水平井为主的开发方案,井距为1 000～1 250 m。

双台阶水平井(见图7)先期的吸水指数约为直井的9倍;注水启动压力小,为0～5 M Pa,相应直井则为14.4 M Pa。

自2003年10月全面注水以来,地层压力、原油日产量逐渐上升并稳定。

至2007年底,采油井日产液924 t,日产油676 t,综合含水26.8%,地质储量采出程度为16.02%,注水井日注水919 m3,月注采比为0.8,累计注采比为0.58。

年产油在35×104 t以上已稳产6 a,至2007年底,已累计产油197.112 6×104 t,期间未发生注水单层突进现象,开发效果与方案设计一致。

至2007年12月,哈得逊油田的水平井数已达108口,并建立了水平井注水开发超薄油藏的开发模式。

年产油量从1998年的1.5×104 t上升到2007年的
213.0×104 t (见图8),已成为塔里木油田产量最高的区块。

水平井开采凝析气藏[15,16]具有生产压差小、延缓注入气突破、延缓底水和气顶气锥进、减小地层反凝析影响、提高最终采收率等优势。

至2007年底,水平井已在牙哈23、英买7、吉拉克、柯克亚等凝析气田开采中得到应用。

牙哈23凝析气藏[17]埋深超过5 100 m,储集层主要为长石砂岩,包括吉迪克组底部砂岩层(N1 j)、古近系底部砂岩层(E)和白垩系顶部砂岩层(K)。

其中,N1 j砂岩层的平均孔隙度为16.2%,渗透率为69.2×10-3 μm2,属中低孔、中渗储集层;E砂岩层的平均孔隙度为15.4%,渗透率为228.6×10-3μm2,属中孔、高渗储集层;K砂岩
层的平均孔隙度为14%,渗透率为47× 10-3μm2,属低孔、中低渗储集层,非均质性严重。

原始压力系数为1.05～1.16,生产气油比为925～1 565 m3/m3,饱和压力高(50 M Pa以上),地饱压差仅为2～5 MPa,凝析油含量高。

E+K层、N1 j层的凝析油含量分别为537 g/m3、573 g/m3,为特高凝析油含量凝析气藏。

牙哈23气藏开发主要采用循环注气的方式[18,19]、部分采用保持压力方式开采。

投产时就开始注气,9 a后转为衰竭式开采。

开发方案设计总井数22口(采气井13口、注气井8口、观察井1口)。

E+K层采用轴部注气、轴部和边部采气相结合的布井方式,部署6口注气井、9口采气井(8口直井,1口水平井),采气井合理生产压差为2 M Pa,平均单井日产气28×104 m3。

N1 j层采用鞍部注气、高部位采气的布井方式,部署2口注气井、4口采气井,采气井合理生产压差为2 M Pa,平均单井日产气10×104 m3。

气藏2000年10月投入开发,标定采收率为38%。

为探索水平井在凝析气田开发中应用的可行性,当年11月投产了水平井YH23-1-cH井,水平段位于气层上部储集层物性较好的位置。

表6为牙哈23凝析气藏水平井与直井生产数据对比表。

由表6可知,水平井的日产凝析油量明显比8口直井日产油量的平均值高,无阻流量比8口直井的无阻流量的平均值大,而生产压差明显比8口直井的生产压差的平均值小[20]。

气藏自投入开发后,一直处于高速开采状态(采气速度为5%)。

到2005年初,部分采气井出现了气窜,综合气油比上升,产油能力下降,层间矛盾严重。

鉴于此,于2005年7月投产了水平井 YH23-1-bH井并获得了成功,为综合调整提供了新思路,制定了以水平井为主的开发调整方案(见图9)。

至2007年底,共投产采气井14口(其中水平井2口:YH23-1-c H、YH 23-1-bH)(见图 9),合计日产油 1 556 t,日产气311× 104 m3,不含水,累计产油402×104 t,可采储量采出程度达69.48%;注气井8口,日注气230×104 m3,累计注气46.39×108 m3。

英买7凝析油气藏主要分布在古近系底部砂岩中,共发育4个油气藏(英买7-19、
英买21、英买23、英买17),包括边水层状带油环、底水块状带底油的凝析气藏(见图10)。

气藏顶面埋藏深度为4 449～4 646 m,储集层厚10～43 m,其中油环
厚度小于5 m。

采用衰竭式开采,设计总井数19口,其中老井8口、新钻井11口(8口直井、3口水平井;M井为方案外新钻调整井) (见图10)。

用直井采底油1 a左右必须上返采气;用水平井采底油3 a后再上返采气。

设计水平段位置在油气界面之
上1 m左右处,水平段长300～400 m,可建成年产气8.58×108 m3、年产油
21.31×104 t的生产规模。

2003年3月,投产试采了水平井 YM 7-hH井开采底油环。

至2007年12月,该井
日产油38 t,日产气21×104 m3,气油比为5 518 m3/m3,不含水,累计产油
4.18×104 t。

2007年又陆续投产了水平井 YM 7-dH井和YM 7-bH井。

表7为YM 7-dH井和YM 7-bH井与直井开发效果对比表。

实践证明,水平井可明显提高凝析气藏油环油的采收率。

水平井还被用于塔里木油田轮南、东河、塔中等老油田的综合调整挖潜。

以轮南油田为例[21]。

轮南油田主力开发层系为LN2、LN 3井区的三叠系和LN2井区的侏罗系储集层。

其中,三叠系储集层埋深4 650～5 000 m,厚度280～350 m,自上而下依次分为TⅠ、TⅡ、TⅢ共3个油层组;侏罗系储集层埋深4 250～4 650 m,厚度为250～400 m,自上而下依次分为JⅠ、JⅡ、JⅢ、JⅣ共4个油层组,为中孔、低渗—中高渗储集层,原油密度为0.84～0.88 g/cm3。

油田主力开发单元水体以边水(LN2井区TⅠ、TⅡ油层组)、底水(LN 2井区JⅣ油层组)、边底水(LN2井区TⅢ油层组)为主,除LN 2井区TⅠ油层组注水开发外,均以天然能量开发。

1991年完成开发方案,总井数为65口,全部为直井,其中油井51口、注水井14口。

1992年5月全面投产,开采10 a后表现出主力油藏层间矛盾突出,块状底水油藏剩余油平面上、纵向上高度分散,局部富集,且剩余油以阁楼油的形式存在于上部差油
层等问题。

通过精细油藏描述[22]、跟踪和数值模拟,结合动态分析,确定剩余油的
分布状况及挖潜潜力后,采用水平井细分层系对注采井网进行调整[23]、挖潜局部
剩余油、控制合理的生产压差,抑制底水锥进。

根据剩余油的分布情况(见图11),将水平段部署在剩余油最富集的位置,靠近油层顶部,实现了油田中高含水期后的稳油
控水,使开发效果得到了明显改善(见表8)。

通过数值模拟预计,单井累计产油量为3.1×104～16.64×104 t(见表9),平均
8.26×104 t(相同地质条件、剩余油条件下,直井的则低于2.5×104 t),可实现年产
50×104 t并稳产6 a的目标,以水平井为主的调整方案提高采收率4.2%(见图12)。

至2007年底,该油田累计产油量达1 343.89×104 t,可采储量采出程度达79.88%,综合含水率为80.5%,已被中国石油天然气股份有限公司评价为提高采收率的典型
油田。

水平井技术是实现塔里木油田“稀井高产”和高效开发的关键技术,水平井开发比
直井具有明显的产能优势,单位产能下的生产压差比直井小,可延缓边底水锥进、延
长无水采油期,明显提高原油采收率。

水平井在塔里木油田开发实践中得到广泛应用,应用领域不断扩大,在新油田开发(塔中4油田、塔中16油田、哈得逊油田)、老油田综合调整(轮南油田、东河油田)、凝析气田开发(牙哈气田、英买7气田)、油田注水开发(哈得逊油田)中都发挥了重
要作用。

通过10多年来在开发实践中的不断应用,水平井技术不断发展,实现了塔里木主力
油气藏的高效开发,形成了塔里木油田不同油气藏水平井开发的典型模式。

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