水平井已成为辽河油田千万吨稳产的一项重要技术支撑
部分水平井逐渐步入“老龄化”阶段,出现高含水
水平井的优势在于水平段长,一旦出现高含水,优势反而变为劣势
目前,高含水水平井的“康复率”还不足50%
编者按:
精细注水是油田开发中的重点工作之一,也是一个常谈常新的话题。随着思想的解放、技术的进步,精细注水工作不断完善、不断升级。在这个过程中,老的问题解决了,新的问题却慢慢显现。在这场“与水的博弈”中,我们破解了哪些瓶颈,又收获了哪些经验?本期开始,中国石油报《勘探·开发》版推出《与水的较量》系列专题,分享高含水老油田精细注水的新经验。
辽河油田水平井开发建设距今已有23年。目前,辽河油田水平井以占油区5.9%的投产井数,承担着全油田25.3%的年产油量,水平井已成为辽河油田千万吨稳产的一项重要技术支撑。
近年来,随着水平井的逐步推广应用,治理高含水水平井成为油田稳产上产的新课题。
2013年以来,辽河油田通过开展水平井综合治理工程,摸索出一套科学系统、针对高含水水平井的管控治理模式,两年间,共治理高含水水平井35口,增油7.6万吨,平均含水率下降17%。
找病因——
水平井治水,为何难
油井高含水是困扰油田产量增长的重要原因之一。随着油田开发进入中后期,部分水平井逐渐步入“老龄化”阶段,含水快速上升导致油井只出液不出油。部分油井始终处于低产低效状态,有些井甚至被迫关停,濒临废弃。
辽河油田勘探开发研究院专家介绍,目前,辽河油田共有水平井1430口,其中277口油井处于低产低效或停产状态。在这277口“病患井”中,有80多口井是由于高含水造成的。然而,目前高含水水平井的“康复率”还不足50%。
水平井高含水的“顽疾”为何如此难治?辽河油田开发处水平井管理科科长范红招介绍,水平井的优势在于其水平段长,单井产量一般是直井的2倍至3倍。然而,一旦水平井出现高含水,优势反而变为劣势。
首先,水平井井况复杂、出水点位多,测试仪器不能像在普通直井里那样依靠自身重力寻找出水点,找水异常困难。
其次,堵水困难。即使找到出水点,如何将药剂有效注入目的层,也是一项技术活。在进行化学堵水时,既要保证堵水药剂(凝胶)有效注入出水点,又要控制药剂不会封堵其他井段。无论是技术上还是操作上,这都给水平井堵水带来很大困难。
再次,水平井的配套和施工工艺较直井有很大差别。在辽河油田的产量构成中,稠油和超稠油占有较大比重。鉴于固井完井容易污染稠油层,辽河稠油水平井中90%以上采用筛管完井。这也给后期找堵水、注汽、压裂、酸化等工艺配套措施带来不利影响。
细诊断——
哪些井该治,看效益
为水平井治水,如何选井,成为摆在科技人员面前的第一道难题。
“水平井高含水并非逢井必修,而是要超前算好效益账。”辽河油田开发处处长尹万全介绍说。
辽河油田以开发处为龙头,进行总体部署,通过长停井现状和潜力大调查,分析各区块和各单井停产原因、剩余潜力等因素。各采油厂会同钻采院、研究院等,对井况复杂程度、施工难易、投资多少等因素进行排队,优选出复产潜力大、投入产出比高、经济效益有保障的潜力井进行治理。如果投入产出比小于1,则不予通过。
除了关注经济效益外,在治理高含水“顽疾”的可行性方面,辽河油田同样提前做足功课。在筛选“病患井”之前,辽河油田技术人员重点优选有储量、有开发潜力的高含水水平井进行治理,根据关停前油井生产情况或者临井产量,判断这口井是否有治理的潜在价值。
高2莲-H602井投产初期日产油20.2吨,经过一段时间生产后含水快速上升,日产油不足0.5吨。技术人员通过研究论证,发现这口井所在区块的其他生产井生产状况良好,具备良好的开发潜力。通过采取化学堵水等措施,这口井含水率由98%下降到40.6%,日产油从0.5吨上升至10.7吨。
要治井,先选井。辽河油田近两年优选的35口高含水水平井,全部通过了油田公司经济效益评价。减少项目投资、强化经济效益与操作风险的双向把控,成为辽河油田水平井综合治理的一项基本原则。
开药方——
创新开发思路,治“顽疾”
近年来,辽河油田结合导致水平井关停低效的原因,提出了水平井“单井、井组、油藏分类治理”新思路,即“单井治理要重点突破恢复产量,井组治理要重点改善油藏开发效果,区块治理要重点提高原油采收率”。通过分析判断出水原因,再通过数值模拟实验,采取符合实际、与之相对应的技术措施,实现高含水水平井从低产低效、“停躺井”向高产“劳模井”的转变。
在单井治理上,辽河油田针对单井优选合理的工艺技术,采用大修、侧钻等技术,对高含水水平井采取“堵水、返层、侧钻”的方法,恢复产能建设。马古H201CH水平井侧钻后,日产油最高达94吨,取得良好的开发效果。
在井组与区块治理中,辽河油田重点打好“组合拳”,形成集群效应。沈625潜山通过改变油藏开发方式,采用注空气采油,共实施5个井组8口水平井注空气试验,区块日产油由107吨上升到202吨,扭转了潜山快速递减的局面。通过采用组合注汽、临井注水、调驱、空气压锥等措施解决井组间水窜和低压低产的问题,将水平井综合治理与火驱、蒸汽驱、注空气采油等新的开发方式相结合,进而解决边底水水淹油藏的开发问题。
“新药”不仅是开发思路的创新,更有技术的进步。目前,辽河油田已形成多套新工艺配套技术,如水平井液面测试找水技术、水平井化学堵水技术等,为治理高含水水平井提供了技术支撑。
今年3月中旬,通过使用氮气泡沫堵水技术,金马油田开发公司海外河油田新海27-H36水平井高含水难题获得突破,日产油由2.2吨上升至6.2吨,含水率由97.2%下降至85.2%,进一步突破了水平井堵水后液降油不增的瓶颈,成为打开水平井开发边底水锥进油藏的又一把“金钥匙”。
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水平井高含水主要治理技术
水平井侧钻
水平井侧钻即偏离原井眼轨迹向另一个方向钻进的过程。具体来说,就是在高含水水平井某一特定深度固定一个斜向器,利用其斜面造斜和导斜作用,用铣锥在套管的侧面开窗,从窗口钻出新井眼,然后在这个新井眼中下管柱,最后固井。
调补层、上返
调层是指调整油井生产层位的措施。补层是指补射开同一油层段内没有射孔层的措施。上返是指封住原生产层段返至上一个层段生产的措施。它们都是针对油井生产层位进行的调整。
水平井机械堵水
水平井机械堵水即利用封隔器、桥塞等井下配套工具卡封出水井段。这种堵水没有选择性,在施工时,配好管柱,使封隔器座准确、严密,才能达到堵水目的。这种堵水方法可以封上层采下层,封下层采上层,或封中间层采两头和封两头采中间层位。
水平井化学堵水
利用液体凝胶、膨胀成岩剂等化学药剂,挤住井下出水段,利用堵剂的化学性质或化学反应物在地层中变化生成的物质,封堵地层出水孔道,形成封堵带,降低油井综合含水率。
观点连线
水平井治水要秉承效益原则
治理高含水水平井是一项长期性、复杂性的系统工程。辽河油田油藏种类多样、出水原因复杂,为高含水水平井治理增加难度。
辽河油田面临部分水平井含水快速上升、井况变差、相关治理配套工艺措施还不够成熟等困难。特别是在目前国际低油价的大背景下,更需要考虑以较少的投入恢复较高的产能,以缓解目前新井工作压力和油田发展的效益问题。这也成为近年来辽河油田开展水平井综合治理必须要考量的一项先决条件。
近年来,辽河油田在治理水平井高含水过程中,逐步形成了 “出水原因和地质原因分析是基础,工艺技术是保障,日常管理是关键”的科学认识。在治水过程中,摒弃“见水就跑”的错误认识,在前期扎实做好“三老”资料复查,精细地质研究,从油藏上认清水源,寻找出水原因,充分挖掘每口井的内在潜力和价值。在措施优选上,要坚持以提高投资回报率为中心,以“产量高、效益好、实施难度低、风险低的井优先”为原则,在保证措施符合率和成功率的前提下,实现工作效率和经济效益“双赢”。
在技术创新上,进一步加大水平井新工艺、新技术的研发力度,特别是重视中间试验与现场试验环节,突出发挥好“水平井找堵水”技术在治理水平井高含水中的核心技术优势。对新钻水平井,开展工艺早期介入工作,实现地质与工艺的有机结合。
高含水水平井的治理过程,可以与开发方式转换相结合,将单井治理纳入整个区块的开发方式转换中,在新区开展滚动勘探和难采储量评价,在老区充分盘活老井资源,利用老井侧钻形成分层立体调驱井网,提高油井利用率,为辽河油田千万吨稳产保驾护航。(本期嘉宾:范红招,系辽河油田开发处水平井管理科科长;连线主持:杨碧泓)