哈拉哈塘油田自流注水技術(shù)先導(dǎo)試驗

哈拉哈塘油田自流注水技術(shù)先導(dǎo)試驗姜許健;程為紅;羅惠玉【摘要】WithsparsegroundwaterresourcesinsouthernbankoftheTaheRiverintheHalahatangOilfield,con-structionofwater-injectionfacilitiesmayinvolveheavyinvestmentrequirementsandchallengingwaterinjectionoperations.Suchdifficultiesmaypresentsevereobstaclesforpromotionofproductionvelocitiesandrecoveryratios.UpperpartsoftheOdviciousreservoirformationsintheHalahatangOilfieldcontainconfinedaquifers(DevonianDonghesandstone,Cretaceous)withsignificantpotentialsinnon-targetformations.Watercontainedinsuchfor-mationsmaybeuseddirectlyasthesourceforgravitywaterinjection.Withconsiderationtospecificfeaturesofoil/gaslayersintheHalahatangOilfieldandwithconsiderationtoavailablegravitywaterinjectiontechniquesaroundtheworld,aninnovativegravitywaterinjectiontechniquesuitableforon-shoreoilfieldshasbeendeveloped.PilottestshavebeenconductedintheHalahatangOilfieldwithsatisfactorywaterfloodingdevelopmentperformancesa-chieved.Successfuldeploymentofthetechniquemayprovidenewwaysfordevelopmentofsimilaron-shoreoilfieldsthroughwaterflooding.%哈拉哈塘油田塔河南岸地區(qū)地面水資源極其匱乏,注水配套設(shè)施投資大，注水開發(fā)困難,嚴(yán)重影響開采速度和采收率.哈拉哈塘油田奧陶系油藏上部非目的層發(fā)育儲量巨大的承壓水層(石炭系東河砂巖、白堊系)，可以直接作為自流注水水源.根據(jù)哈拉哈塘油田油水層發(fā)育特點(diǎn)，在借鑒國內(nèi)外自流注水技術(shù)的基礎(chǔ)上，研究開發(fā)了一套能應(yīng)用于陸上油田的自流注水新技術(shù)，并在哈拉哈塘油田進(jìn)行了先導(dǎo)試驗，取得了一定的注水開發(fā)效果.該技術(shù)的成功應(yīng)用可為陸上類似油田的注水開發(fā)提供一條新思路.【期刊名稱】《特種油氣藏》【年(卷)，期】2017(024)005【總頁數(shù)】5頁(P156-160)【關(guān)鍵詞】自流注水;縫洞型碳酸鹽巖油藏;承壓水層;哈拉哈塘油田【作者】姜許健;程為紅;羅惠玉【作者單位】中國石油塔里木油田分公司，新疆庫爾勒841000;中國石油遼河油田分公司，遼寧盤錦124109;中國石油遼河油田分公司，遼寧盤錦124109【正文語種】中文【中圖分類】TE357.6自流注水技術(shù)起源于20世紀(jì)70年代，在沙特阿拉伯Khafji油田和科威特Olitic油田均有實(shí)施，并已成為該油田主要的注水開發(fā)方式之一。該項技術(shù)在國外已相當(dāng)成熟，并形成了控制自流注水的智能完井技術(shù)，但國內(nèi)應(yīng)用較少［1-6］。2008年，在平湖油田首次進(jìn)行了自流注水現(xiàn)場試驗，實(shí)施后油藏壓力逐步升高，對應(yīng)的采油井受效明顯，產(chǎn)量大幅提高，自流注水取得成功。但自流注水技術(shù)目前還沒有應(yīng)用于陸上油田的例子，陸上油田僅開展了地質(zhì)可行性研究及理論計算，沒有進(jìn)行現(xiàn)場實(shí)施。哈拉哈塘油田奧陶系油藏上部非目的層發(fā)育儲量巨大的承壓水層，可以直接作為自流注水水源。為解決該油田注水水源匱乏的問題，借鑒國內(nèi)外自流注水成功經(jīng)驗，進(jìn)行了自流注水技術(shù)先導(dǎo)試驗，取得了一定效果，為下一步規(guī)模實(shí)施奠定了技術(shù)基礎(chǔ)。哈拉哈塘油田位于塔北隆起南緣斜坡中部，其西部、北部和東部分別為英買力低凸起、輪臺凸起和輪南低凸起，發(fā)育震旦系至泥盆系海相沉積地層、石炭系至二疊系海陸交互相沉積地層和中新生界陸相沉積地層，自上而下為新生界第四系、新近系和古近系，中生界白堊系、侏羅系、三疊系，古生界二疊系、石炭系、泥盆系、志留系、奧陶系。其中，下古生界海相奧陶系為該地區(qū)主力產(chǎn)層，儲層埋深大，為6500-7300m，主力產(chǎn)層平均地層壓力為73.3MPa,壓力系數(shù)為1.11，屬于巖溶縫洞型塊狀油藏，上部石炭系東河砂巖(5400~5600m)和白堊系(3500~3900m)有大型水層發(fā)育［7-16］。自流注水技術(shù)主要適用于頂部或底部發(fā)育大型獨(dú)立水層的已開發(fā)油藏，其利用水源層和油層之間的壓差，不采用地面人工注水方式，而是在井筒內(nèi)部溝通油層和水層，將水體較大、能量較充足的地層水直接注入到需要補(bǔ)充能量的油層中，從而達(dá)到注水開發(fā)的目的。自流注水工藝流程一般包括以下幾個步驟：油層射孔開發(fā)；待油層壓力降低至較低程度時，在井筒內(nèi)對優(yōu)選的水層段射孔，下入自流注水工藝管柱，打開水嘴進(jìn)行注水；達(dá)到設(shè)計注水量后，關(guān)閉水嘴悶井，進(jìn)行油水置換，然后開井生產(chǎn)，充分利用水層和油層之間的自然壓差進(jìn)行多周期的注水開發(fā)。3.1油藏類型選擇自流注水技術(shù)適用于開發(fā)儲量規(guī)模小、豐度低的邊際砂巖油藏和地處邊遠(yuǎn)的碳酸鹽巖油藏。哈拉哈塘油田屬于典型的縫洞型碳酸鹽巖油藏，其儲集空間可分為洞穴型、孔洞型和裂縫型。自流注水由于注水強(qiáng)度大，注水壓力不可控，注水過程中極易形成優(yōu)勢通道，導(dǎo)致油井快速水淹。因此，對碳酸鹽巖油藏來說，只有洞穴型儲集體適合實(shí)施自流注水工藝［17-28］。3.2注水層位選擇自流注水的水源層必須符合4個條件：水體大、能量足；物性好、不出砂；注入流體與注入層配伍性好；水源層段固井質(zhì)量好。哈拉哈塘油田奧陶系上部有石炭系和白堊系2個大型水層發(fā)育。以上部最近石炭系東河砂巖段為例，油層壓力梯度為0.0065-0.0075MPa/m，上部水層壓力梯度為0.0113-0.0115MPa/m，油層與水層之間的壓力差至少在4MPa以上，再加上水層位于上部，水柱重力壓差為15MPa,滿足自流注水要求。按照溫和注水原則，優(yōu)選東河砂巖段作為自流注水水層。東河砂巖段沉積相為濱岸相沉積，巖石分選好，膠結(jié)程度高，不易出砂，孔隙度、滲透率較高，固井質(zhì)量也較高。⑶為確保東河砂巖段的流體不對儲層造成傷害，對水層產(chǎn)水進(jìn)行了配伍性檢測。結(jié)果表明，東河砂巖段產(chǎn)水和碳酸鹽巖油藏流體配伍性好，不會對注入層造成明顯的傷害，懸浮物指標(biāo)均在合格范圍內(nèi)。3.3自流注水試驗井選擇哈拉哈塘油田塔河南岸下步需注水開發(fā)的油井共有9口(JYX1、JYX2、YMX1、YMX2、YMX8、JYXH、YMX5、YMX7、JYX3)。從儲集體類型來看，屬于洞穴型儲集體且滿足自流注水條件的有5口(JYX1、JYX2、YMX1、YMX8、YMX7);從水源層段固井質(zhì)量來看，JYX2和YMX8井固井質(zhì)量差，不具備實(shí)施條件；從預(yù)計注水量來看，JYX1井用水需求量最大，剩余可采儲量最大，滿足自流注水所有必備條件，因此，優(yōu)選該井作為試驗井。3.4注水工藝參數(shù)優(yōu)化日注水量。根據(jù)溫和注水原則，整體按注采比1:1進(jìn)行配注，設(shè)計最大日注水量為500m3/d。初期日注水量可略向上調(diào)整，后期逐漸下調(diào)注采比。周期注水量?？傋⑺扛鶕?jù)前期地層虧空來計算，設(shè)計總注水量為10.5x104m3,注水15個周期，每周期注水量為7000m3。⑶悶井時間。悶井時間越長，油水的置換越充分，原油的動用程度越高。碳酸鹽巖油藏洞穴型儲集體油水重力分異較快，悶井10-12d即可完成油水重力分異。具體實(shí)施時以井口壓力連續(xù)3d不再升高為判斷標(biāo)準(zhǔn)，此時需及時開井，以提高油井的生產(chǎn)時效。自流注水工藝管柱主要由丟手接頭、封隔器、橋式偏心配水器等組成(圖1)。水層產(chǎn)水經(jīng)過濾篩管、計量裝置流出配水器，注入油層。計量裝置具有數(shù)據(jù)回放功能，配水器內(nèi)的可調(diào)堵塞器可調(diào)節(jié)注水量，井口裝壓力表監(jiān)測壓力。通過下放投撈工具，打撈調(diào)節(jié)桿驅(qū)動堵塞器閥桿，閥桿做軸向運(yùn)動開啟水嘴實(shí)現(xiàn)注水；水嘴下部裝有密封系統(tǒng)，通過投撈工具再次投撈，密封系統(tǒng)啟動關(guān)閉水嘴，水嘴關(guān)閉后注水結(jié)束[29-33]。工具主要參數(shù)如下。配水器選用橋式偏心配水器，其上、下接頭與油管對接，工具總長為1005mm，最大鋼體外徑為115mm，通徑為46mm，偏心孔徑為20mm，工作壓差不大于40MPa；可調(diào)堵塞器安裝在橋式偏心配水器偏孔中，用于調(diào)節(jié)控制注水量，根據(jù)油水壓差及配注量，選擇水嘴尺寸為4.5mm，最大配注量為500m3/d。配水器以上的工具內(nèi)徑不小于50mm，下井工具必須在室內(nèi)按規(guī)定試壓合格，并且必須為防硫材質(zhì)，所有密封件耐溫不低于150°C。JYX1井自流注水實(shí)施前生產(chǎn)情況JYX1井開發(fā)目的層為洞穴型儲集體，2014年6月9日投產(chǎn)，自噴生產(chǎn)，原始地層壓力為89.9MPa，初始油壓為35.0MPa。2015年油壓下降至零，停噴，地層壓力為50.0MPa，累計產(chǎn)油1.8x104t，剩余動態(tài)石油地質(zhì)儲量為19.5x104t,注水量需求大，注水替油潛力高。JYX1自流注水作業(yè)實(shí)施情況2015年9月25日對JYX1井開始進(jìn)行自流注水作業(yè)，起出原井管柱，10月13日射開水層，12月10日下自流注水管柱完井，12月14日安裝井口出砂裝置。2016年1月1日打開水嘴實(shí)施第1周期自流注水，1月14日關(guān)閉水嘴，結(jié)束第1周期自流注水，注水時間為14d，悶井10d，油壓和套壓由0升至20.0MPa并穩(wěn)定3d后開井生產(chǎn)。2016年4月30再次打開水嘴實(shí)施第2周期自流注水，5月10日關(guān)閉水嘴，結(jié)束第2周期注水，注水時間為11d，悶井10d，油壓和套壓由0升至13.0MPa并穩(wěn)定3d后開井生產(chǎn)。5.3生產(chǎn)效果通過計量數(shù)據(jù)回放顯示，第1周期實(shí)際注水量為7841m3，注水期間油壓由0升至3.0MPa，2016年2月18日，油壓達(dá)到20.0MPa，開井生產(chǎn)，生產(chǎn)64d后油壓下降至1.0MPa，第1周期累計產(chǎn)油量為4428.2t，累計產(chǎn)水量為308.8t，綜合含水為6.52%，注采比為0.56，平均日注水量為580m3/d。第2周期注水量為5852m3，平均日注水量為575m3/d，開井生產(chǎn)15d，油壓由13.0MPa降至6.0MPa，累計產(chǎn)油量為125.8t，累計產(chǎn)水量為828.2t，綜合含水為86.8%，開井后高含水，分析為油層水淹，第2周期自流注水失效，關(guān)井壓錐，進(jìn)行油水置換。從第1周期注水效果來看，自流注水試驗取得了良好的效果，注水量與采油量均達(dá)到了預(yù)期效果，注水量也相對可控，地質(zhì)設(shè)計和工藝管柱實(shí)施取得了成功。從悶井時間來分析，第1周期和第2周期注水悶井時間均為10d，驗證了該井屬于大型洞穴型儲層。第2周期開井壓力為13.0MPa，與第1周期開井壓力20.0MPa相比大幅降低，分析為油層水淹、高含水所致。從經(jīng)濟(jì)效益來看，若采用常規(guī)注水，JYX1井預(yù)計注水15周期，注水花費(fèi)為1275x104元，還需建一個地面水源井站，費(fèi)用為1215x104元，總費(fèi)用為2490x104元；實(shí)施自流注水作業(yè)總計投入費(fèi)用為559x104元，后期15周期投撈和測試費(fèi)用預(yù)計為90x104元，后期可能需要的氣舉等費(fèi)用預(yù)計為223x104元，投入總費(fèi)用為872x104元。與常規(guī)注水相比，自流注水節(jié)省注水費(fèi)用403x104元，還省去建水源井站費(fèi)用1215x104元，整體經(jīng)濟(jì)效益比較可觀。5.4問題及建議東河砂巖段射開后水量充足，但水層出水量相對不可控。實(shí)測產(chǎn)液剖面數(shù)據(jù)顯示，井溫曲線在射孔層段出現(xiàn)明顯的溫度異?，F(xiàn)象，分析認(rèn)為該層有大量水產(chǎn)出，大部分下灌至裸眼井段。渦輪流量計顯示在油管內(nèi)流速為4.3m3/min左右，折合油管內(nèi)向上流量為18.7m3/d。在射孔層以下水流呈向下流動狀態(tài)，顯示油套環(huán)空內(nèi)產(chǎn)出水向下倒灌，通過渦輪流量計曲線回歸流速為-12.8m3/min左右，折合套管內(nèi)向下倒灌流量為576.0m3/d，與普通鄰井最大日注量200.0m3/d相比，超出了油藏的吸水能力。水層高強(qiáng)度持續(xù)出水造成油層暴性水淹，第2周期開井生產(chǎn)即高含水，嚴(yán)重影響開發(fā)時效。因此，需及時優(yōu)化調(diào)整自流注水工藝管柱相關(guān)參數(shù)，實(shí)現(xiàn)溫和注水。自流注水注水量計量裝置在井下，前2周期根據(jù)常規(guī)注水理論推算注水量和悶井時間，與實(shí)際誤差較大，下步需實(shí)時監(jiān)測注入壓力、層間流量和油井壓力，準(zhǔn)確掌握注水參數(shù)和采油量，提高開采效率。自流注水初期由于水層壓力充足，注水速度比常規(guī)注水快，不利于油水置換，造成第2周期注水時水淹油層，應(yīng)適當(dāng)關(guān)井壓錐一段時間，恢復(fù)油流通道之后，再進(jìn)行第3周期注水。東河砂巖段本身不易出砂，作業(yè)時水層套管部位射孔，下入自流注水管柱后，通過安裝井口除砂裝置，在注水期間和生產(chǎn)期間一直未收集到任何砂粒，也未影響鋼絲投撈作業(yè)及測試，但后期仍需注意監(jiān)測和控制生產(chǎn)壓降及流量，保證井眼穩(wěn)定，預(yù)防油井生產(chǎn)過程中出砂。下步應(yīng)對方案：出水停噴后氣舉，在氣舉后測量該井流溫、流壓梯度及水層產(chǎn)出剖面；通過地面鋼絲投撈，撈出可調(diào)堵塞器，根據(jù)東河砂巖段地層壓力及產(chǎn)水能力，重新選配堵塞器水嘴；改進(jìn)流量計測試方式，針對試驗出現(xiàn)的問題，進(jìn)行完善，實(shí)現(xiàn)可控自流注水。自流注水技術(shù)對地理位置偏僻、儲量規(guī)模小、發(fā)育承壓水層、適合注水替油的油井有較大意義，能有效解決地面水源不足的現(xiàn)狀。自流注水通過下入一次管柱，可在后期進(jìn)行多次投撈，實(shí)現(xiàn)多周期注水。自流注水技術(shù)在選井方面有嚴(yán)格要求，要求在油藏類型、水層選擇、相關(guān)生產(chǎn)層位固井質(zhì)量、注水潛力等方面都滿足要求才能實(shí)施。目前進(jìn)行的自流注水鋼絲投撈工藝還處于試驗階段，下一步需改進(jìn)注水監(jiān)測方式，對注入壓力、層間流量和油井壓力實(shí)時監(jiān)測，優(yōu)化相關(guān)工藝管柱參數(shù)；在生產(chǎn)過程中也需密切關(guān)注含水情況，含水高則適當(dāng)關(guān)井壓錐，建立油流通道；同時也需監(jiān)測和控制生產(chǎn)壓降及流量，保證井眼穩(wěn)定，防止油井后期生產(chǎn)過程中出砂。【相關(guān)文獻(xiàn)】鄒洪嵐，劉合，鄭曉武，等.伊拉克魯邁拉油田可控性自流注水可行性研究[J].油氣井測試，2014，23(2):1-4.唐永亮，王倩，李二鵬，等.塔中4油田巴楚組油藏自流注水技術(shù)可行性[J].新疆石油地質(zhì)，2016，37(1):74-77.蘇海洋，徐立坤，韓海英，等.高滲透砂巖油藏自流注水機(jī)理及開發(fā)效果研究[J].科學(xué)技術(shù)與工程，2015，15(2):74-78.丁克文，梁斌，馬時剛.海上油田自流注水技術(shù)應(yīng)用研究[J].重慶科技學(xué)院學(xué)報(自然科學(xué)版)，2012，14(6):73-75.黃映仕，余國達(dá)，羅東紅，等.惠州25-3油田薄層油藏自流注水開發(fā)試驗[J].中國海上油氣，2015，27(6):74-79.宋春華，景鳳江，何賢科.海上零散薄油藏地層自流注水開發(fā)實(shí)踐[J].石油天然氣學(xué)報(江漢石油學(xué)院學(xué)報)，2013，35(5):127-130.馬奎，胡素云，劉剛，等.塔北哈拉哈塘奧陶系巖溶儲層類型與特征及控制因素[J].海洋地質(zhì)與第四紀(jì)地質(zhì)，2016，36(4):119-128.劉清俊，石巖，邢罡，等.塔北地區(qū)下志留統(tǒng)砂巖稀土元素特征及源區(qū)構(gòu)造背景分析[J].大慶石油地質(zhì)與開發(fā)，2014，33(1):48-53.薛云飛，李倜，萬傳彪，等.金玉東塔里木盆地塔東1井奧陶紀(jì)幾丁蟲組合劃分及地層對比[J].大慶石油地質(zhì)與開發(fā)，2014，33⑴：42-47.趙寬志，淡永，鄭多明，等.塔北哈拉哈塘地區(qū)奧陶系潛山巖溶儲層發(fā)育特征及控制因素[J].中國巖溶，2015,34(2):171-178.邵紅梅，馮子輝，王成，等.塔里木盆地古城地區(qū)下古生界白云巖儲層類型及成因[J].大慶石油地質(zhì)與開發(fā)，2014，33⑸：111-116.盧曦.塔里木盆地古城地區(qū)下古生界碳酸鹽巖成巖作用及儲層孔隙特征[J].大慶石油地質(zhì)與開發(fā)，2016，35(4):15-21.崔永福，許永忠，彭更新，等.基于多種地震反演方法的哈拉哈塘地區(qū)火成巖識別及速度建模[J].東北石油大學(xué)學(xué)報，2016，40(4):54-62.朱光有，楊海軍，朱永峰，等.塔里木盆地哈拉哈塘地區(qū)碳酸鹽巖油氣地質(zhì)特征與富集成藏研究[J].巖石學(xué)報，2011，27(3):827-844.李輝，李國蓉，羅韻，等.塔河地區(qū)奧陶系碳酸鹽巖儲層深部熱液特征分析[J].東北石油大學(xué)學(xué)報，2014，38(6):12-21.苑登御，侯吉瑞，宋兆杰，等.塔河油田縫洞型碳酸鹽巖油藏注水方式優(yōu)選及注氣提高采收率實(shí)驗[J].東北石油大學(xué)學(xué)報，2015，39(6):102-110.施明華，王艷珍，李寶林，等.海上油田同心雙管分層注水工藝研究與應(yīng)用[J].石油機(jī)械，2011，39(5):70-74.李丹.多段分層注水井逐級解封封隔器研制與應(yīng)用[J].大慶石油地質(zhì)與開發(fā)，2016，35(4):113-116.溫曉紅，邵龍義,田立志，等.分層注水技術(shù)在中亞RN非均質(zhì)碳酸鹽巖油田的應(yīng)用[J].石油鉆采工藝,2014,36(2):113-115.榮元帥，李新華，劉學(xué)利.