多分支井智能化完井技術(shù)在古爾法克斯油田的應(yīng)用

多分支井智能化完井技術(shù)在古爾法克斯油田的應(yīng)用

據(jù)統(tǒng)計(jì)，世界上約60%70%的智能井安裝在北海、美國墨西哥灣深水區(qū)、加拿大大西洋水域、非洲海域和亞太地區(qū)。北海古爾法克斯油田是挪威重要的石油生產(chǎn)區(qū),目前進(jìn)入成熟階段,油井產(chǎn)量遞減。驅(qū)替剩余油的難度越來越大,主力產(chǎn)層斯塔特福約爾得組更是受到生產(chǎn)連通性差、非均質(zhì)性嚴(yán)重和氣體突破等問題的困擾。研究表明,地面操作的井下流動(dòng)控制系統(tǒng)和多分支井能夠克服上述生產(chǎn)難題。通過在3口水下多分支井安裝井下智能控制系統(tǒng),2005年斯塔特福約爾得組的產(chǎn)量翻了一倍1油氣藏頂出地層古爾法克斯油藏是北海挪威區(qū)塊中最大的油田之一。油田原始地質(zhì)儲(chǔ)量5.117×10古爾法克斯油藏構(gòu)造背景復(fù)雜,存在多個(gè)斷塊,油藏最底層的斯塔特福約爾得組是主力油層,儲(chǔ)量占油田地質(zhì)儲(chǔ)量的12%,屬河流到淺海相油藏,代表了晚三疊系到早侏羅系期間從沖積平原向淺海沉積的過渡。油藏非均質(zhì)性嚴(yán)重,構(gòu)造復(fù)雜,連通性差,包含無數(shù)個(gè)斷塊,油藏物性見表1。產(chǎn)油經(jīng)歷證實(shí)斯塔特福約爾得組的連通性遠(yuǎn)低于預(yù)期值。2多分支機(jī)構(gòu)智能井與智能完井系統(tǒng)的結(jié)合多分支井是在單一井眼里鉆出若干個(gè)支井并且回到單個(gè)主井筒的鉆井技術(shù),可增加井眼在油藏中的長(zhǎng)度,擴(kuò)大泄油面積,提高油氣層縱向動(dòng)用程度,降低油井管理和環(huán)境保護(hù)等費(fèi)用,從而提高油田最終采收率和經(jīng)濟(jì)效益多分支智能井通過多分支井筒與智能完井系統(tǒng)的有效結(jié)合,綜合了多分支井“擴(kuò)大泄油面積、控制多個(gè)產(chǎn)層”和智能完井“實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)、實(shí)時(shí)傳輸、實(shí)時(shí)控制與分析”的雙重優(yōu)勢(shì),實(shí)現(xiàn)井筒最優(yōu)化生產(chǎn)和管理。對(duì)于不確定因素多、地質(zhì)條件復(fù)雜或者作業(yè)成本高的油藏,多分支智能井具有廣闊的應(yīng)用前景。3多分支機(jī)構(gòu)智能井技術(shù)北海古爾法克斯油田屬于海上油田,井槽數(shù)量有限,通過鉆多分支井增大原有井筒的產(chǎn)量,增加泄油點(diǎn)的數(shù)量,增大油藏的接觸面積,是保證原油生產(chǎn)最優(yōu)化和挖潛“死油區(qū)”的必要條件。還可以使局部地區(qū)的壓降最小,維持一個(gè)均勻油藏衰竭壓力這是一種有效的低成本的增產(chǎn)措施鑒于主力產(chǎn)層斯塔特福約爾得組的油井產(chǎn)能相差懸殊,氣油比各不相同,開發(fā)時(shí)必須降低油藏的風(fēng)險(xiǎn)。由于分支井受井筒的控制,分層混采時(shí),為保證靈活性,需要對(duì)分支井筒實(shí)施控制。利用地面操作的閥門調(diào)整2個(gè)層的產(chǎn)量,使產(chǎn)能最大化,因此采用了多分支智能井技術(shù),通過在井下安裝由地面操作的閥門進(jìn)行井下控制,并提供壓力、溫度等數(shù)據(jù),作為油藏構(gòu)造和動(dòng)態(tài)模型的必要參數(shù),不斷更新模型,為更好地開發(fā)和評(píng)估古爾法克斯油田起到了重要作用。同時(shí)斯塔特福約爾得組生產(chǎn)井的修井成本大幅度下降,這對(duì)于海上高成本作業(yè)的古爾法克斯油田有重大意義。1995年,由于在油田斯塔特福約爾得層鉆的幾口井初始產(chǎn)量較低,調(diào)整了開發(fā)方案中可采儲(chǔ)量的預(yù)期值,這表明對(duì)油藏的了解尚不充分,不確定性因素較大。在實(shí)施多分支智能井技術(shù)之后,古爾法克斯油田斯塔特福約爾得組的開發(fā)潛力增大。2005年,原油采收率從1995年的7%提高到15%,2008年提高到18%。3.1水下衛(wèi)星油田斯塔特福約爾得組發(fā)現(xiàn)于1978年,1999年作為古爾法克斯水下衛(wèi)星油田開發(fā)投產(chǎn),1995年的開發(fā)與操作計(jì)劃中,估計(jì)石油原始地質(zhì)儲(chǔ)量30.16×103.1.1預(yù)期3:4.2.1開采一年以后,該井產(chǎn)量?jī)H有352t/d,低于預(yù)期1321t/d。在F-4AHT3井內(nèi)可以觀察到生產(chǎn)壓力下降很快,認(rèn)為可能是來自上部高滲透層氣體在F-4AHT3井的趾部或水平段突破造成的。3.1.2更新后的地質(zhì)解釋第二口井G-2HT3沒有發(fā)生氣竄,更新后的地質(zhì)解釋表明,該井產(chǎn)自不與氣頂相通的獨(dú)立斷塊,因此承受了有效的壓力,而且沒有氣體突破。3.1.3發(fā)生氣竄的井2001年鉆了第三口井G-3HT2,生產(chǎn)初期該井就經(jīng)歷了氣竄,發(fā)生氣竄是由于從油井路線到假設(shè)的油氣接觸面之間的垂直距離短,井的前端低于油氣接觸面約而前兩口井約低出因此該井產(chǎn)油量受到了產(chǎn)氣量的影響。但是生產(chǎn)歷史表明,G-3HT2的產(chǎn)能仍高于前兩口井。3.2調(diào)整后開發(fā)方案鑒于前三口井F-4AHT3、G-2HT3、G-3HT2的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)較差,完井后發(fā)現(xiàn)對(duì)油藏連通性有錯(cuò)誤認(rèn)識(shí),因此推遲斯塔特福約爾得層開發(fā)計(jì)劃并修改開發(fā)方案。2002年油藏管理計(jì)劃將預(yù)期可采儲(chǔ)量從11.10×103.2.1g-1h井智能完井系統(tǒng)為提高斯塔特福約爾得層的采收率,2003年開始鉆一口新水平生產(chǎn)井G-1H,計(jì)劃穿透整個(gè)油藏,采用裸眼鉆前套管完井技術(shù),增大井內(nèi)泄油面積并避免高昂的修井費(fèi)用。前3口井的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)表明需要在G-1H井內(nèi)放置流入控制裝置。由于氣竄層位不確定,2003年夏對(duì)F-4AT3井補(bǔ)充射孔,在井內(nèi)安裝了生產(chǎn)測(cè)井儀,以識(shí)別井內(nèi)氣竄層的位置。由于操作問題,無法從生產(chǎn)測(cè)井儀采集數(shù)據(jù)。然而根據(jù)地質(zhì)數(shù)據(jù)、地球物理數(shù)據(jù)和油藏模擬的產(chǎn)能預(yù)測(cè)結(jié)果,最終識(shí)別出氣體在水平井的“井尖”內(nèi)突破(位于Nansen段和Eiriksson單元),決定用井下閥門將G-1H井分為兩段,井跟部和趾部(Nansen段和Eiriksson2單元上)。另外放置一個(gè)膨脹封隔器以隔離外部套管。選擇性完井戰(zhàn)略為該井提供了靈活性和穩(wěn)定性。智能完井系統(tǒng)為可能發(fā)生的氣竄提供必要的生產(chǎn)管理,因此無需修井維護(hù);選擇的雙層液壓控制系統(tǒng)分離開上下兩層的產(chǎn)量,在井內(nèi)安裝了1個(gè)環(huán)空膨脹封隔器和拋光孔座(PBR)。完井時(shí)選擇了1個(gè)65⒐in(1in=25.4mm)的裸眼鉆前襯管。生產(chǎn)套管下段包含1個(gè)41⒊in密封的尾管、41⒊in油管、1個(gè)二元壓力計(jì)拉筒、2個(gè)31⒊in液壓流量控制閥及一個(gè)機(jī)械滑套。所有的智能完井控制閥都放置在測(cè)井電纜能夠接觸到的地點(diǎn),在井下共安裝了3個(gè)儀表,其中2個(gè)放置在井的水平段或井趾部(Nansen段和Eiriksson2單元),測(cè)量油管壁的壓力和環(huán)空壁的壓力,以便在遠(yuǎn)程操作系統(tǒng)時(shí)了解上下油層的壓力差。第三個(gè)壓力測(cè)量?jī)x安置在井段較上位置的油管壁。水下控制模塊根據(jù)智能系統(tǒng)進(jìn)行調(diào)整,古爾法克斯A平臺(tái)的平臺(tái)控制室監(jiān)測(cè)和控制智能系統(tǒng)。研究認(rèn)為G-1H井是成功的,產(chǎn)量符合預(yù)期值,并提供了很多有價(jià)值的關(guān)于油藏連通和產(chǎn)能方面的資料。智能井系統(tǒng)在G-1H井順利實(shí)現(xiàn),為之后2口多分支智能井提供了寶貴經(jīng)驗(yàn)。3.2.2主副井筒和主井筒G-2YH井側(cè)鉆是多分支鉆井和智能完井的首次嘗試。原有井筒沒有穿透斯塔特福約爾得組下部砂體,因此無法驅(qū)油。在分支井上安裝了可調(diào)節(jié)的井下閥門,使兩個(gè)分支的流量最優(yōu)化。從地面通過液壓控制2個(gè)閥門,有1個(gè)關(guān)閉位置和10個(gè)固定的開通位置。下方閥門控制新分支井筒的產(chǎn)量,上方閥門控制主井筒的產(chǎn)量。采用液壓系統(tǒng)和標(biāo)準(zhǔn)輸送控制線對(duì)閥門進(jìn)行井底控制和操作(圖3)。3.2.3膨脹封隔器和造斜器F-2YH井兩個(gè)分支均采用7in×51⒊in的鉆前襯管,安裝了兩套膨脹的封隔器代替水泥將分支隔離。在7in襯管封隔器上方運(yùn)行和安裝95⒐in造斜器。在7in套管段安裝兩個(gè)51⒊in×8.15in膨脹封隔器以防止主井筒與分支井筒相通。在兩個(gè)膨脹的封隔器下方運(yùn)行兩個(gè)8.2in擴(kuò)孔套管鞋以測(cè)量井筒和防止其在井筒內(nèi)運(yùn)行時(shí)遭到破壞。在分支的7in套管段啟動(dòng)PBR。在下入油管封隔器時(shí),將密封桿插入到PBR,實(shí)現(xiàn)兩個(gè)分支之間的初次隔離。在PBR上方安裝一個(gè)31⒊in的膨脹封隔器以提供輔助性的隔離。在95⒐in生產(chǎn)封隔器和造斜器之間的上層完井包括兩個(gè)閥門。下方閥門控制分支井的產(chǎn)量,上方閥門控制主井筒的產(chǎn)量。兩個(gè)閥門間安裝隔離封隔器,將兩個(gè)井筒的產(chǎn)量隔離開來,還可以對(duì)兩個(gè)分支進(jìn)行清井,使排液更加有效,使初始產(chǎn)量更高。兩個(gè)分支生產(chǎn)能力不同,兩個(gè)分支一起排液將對(duì)生產(chǎn)有利,實(shí)現(xiàn)油井優(yōu)化開采圖3.3油藏泄油面積增加從圖5可以看出,鉆多分支智能井后油藏泄油面積明顯增加。由于油藏泄油面積增大和排液點(diǎn)增多,提高了采油速度。圖6示出了開發(fā)戰(zhàn)略調(diào)整后3口智能井提高產(chǎn)量的情況。4多分支機(jī)構(gòu)智能井系統(tǒng)(1)智能完井技術(shù)在提高生產(chǎn)效率和油氣采收率方面具有巨大潛力。智能完井系統(tǒng)與多分支井等復(fù)雜結(jié)構(gòu)井有效結(jié)合,能夠共同推動(dòng)生產(chǎn)和油藏管理。通過一口井遠(yuǎn)程控制多個(gè)油藏流體的流入和流出,交替開采上部和下部產(chǎn)層,實(shí)現(xiàn)了降低修井作業(yè)成本,加快井的生產(chǎn)速度,提高井的凈現(xiàn)值和最終采收率的目標(biāo)。。(2)北海古爾法克斯油田利用多分支智能井技術(shù),不僅解決了油藏連通性差、非均質(zhì)嚴(yán)重和氣竄等問題,還提高了油藏的開發(fā)潛力和采油速率,采收率從提高到目前斯塔特福約爾得組的水下油井內(nèi)都安裝了永久性的井下監(jiān)控系統(tǒng),可遠(yuǎn)程監(jiān)測(cè)、控制和傳輸油井和油層的生產(chǎn)動(dòng)態(tài),實(shí)現(xiàn)產(chǎn)量最大化和經(jīng)濟(jì)效益最優(yōu)化。(3)多分支智能