渤海邊際油氣田開發(fā)隨鉆管理實踐
——以BZ3-2油田為例

李 偉譚 呂黃 凱許 杰

(1.中海油能源發(fā)展監(jiān)督監(jiān)理技術(shù)公司; 2.中海石油(中國)有限公司天津分公司開發(fā)部;

3.中海石油(中國)有限公司天津分公司渤海油田勘探開發(fā)研究院; 4.中海石油(中國)有限公司天津分公司鉆井部)

渤海邊際油氣田開發(fā)隨鉆管理實踐
——以BZ3-2油田為例

李 偉1譚 呂2黃 凱3許 杰4

(1.中海油能源發(fā)展監(jiān)督監(jiān)理技術(shù)公司; 2.中海石油(中國)有限公司天津分公司開發(fā)部;

3.中海石油(中國)有限公司天津分公司渤海油田勘探開發(fā)研究院; 4.中海石油(中國)有限公司天津分公司鉆井部)

以BZ3-2油田為例,分析了渤海邊際油氣田開發(fā)面臨的主要問題,總結(jié)了加強隨鉆管理在BZ3-2油田開發(fā)方案實施中取得的成效與經(jīng)驗,可為類似油氣田開發(fā)提供借鑒。

渤海 邊際油氣田 隨鉆管理 成效與經(jīng)驗 BZ3-2油田

對于渤海邊際油氣田開發(fā),前人實施過“三一”開發(fā)模式[1]和依托可移動采油平臺的“小蜜蜂”開發(fā)模式[2],不僅大大降低了項目工程建造成本,也降低了邊際油氣田開發(fā)的門檻。以BZ3-2油田為例,分析了邊際油氣田開發(fā)面臨的主要問題,總結(jié)了加強隨鉆管理在油田開發(fā)方案實施中取得的成效與經(jīng)驗。

1 BZ3-2油田開發(fā)面臨的主要問題

BZ3-2油田屬于邊際油氣田,河流相沉積,儲量規(guī)模小,砂體縱、橫向變化大,油田累產(chǎn)低,經(jīng)濟效益不佳,其開發(fā)所面臨的主要問題包括:①探明主力含油砂體厚度薄(8m左右),小于地震資料分辨率(10 m),實施水平井著陸時局部微構(gòu)造變化風險大;②300m半徑圈定的小巖性體油層厚度薄,地震資料無法識別,風險與潛力共存;③設計井數(shù)少,鉆完井周期短,實施調(diào)整時間窗口窄,控制及預測潛力儲量占三級地質(zhì)儲量比重較大(42.8%),評價任務重;④油田地飽壓差小(0.753～2.347MPa),存在氣頂風險;⑤為保證整體開發(fā)方案的經(jīng)濟性,在確保實現(xiàn)并突破產(chǎn)量目標的基礎(chǔ)上,合理控制開發(fā)成本至關(guān)重要。

面對上述問題,在BZ3-2油田ODP方案實施階段加強了隨鉆管理,采取了一系列措施,以降低開采風險,實現(xiàn)合理開發(fā)與成本控制的平衡。

2 加強隨鉆管理的實踐

2.1 利用油田有限的設施資源,制定了“先肥后瘦,兼顧潛力”的儲量動用策略

2.1.1 及時做好鉆后分析,隨鉆調(diào)整動用最優(yōu)儲量BZ3-2油田ODP方案中設計了一口定向生產(chǎn)井P7井,貫穿評價井BZ3-2-1井和BZ3-2-2井鉆遇的含油氣砂體并進行合采,預測合計動用儲量65.62萬m3。在隨鉆實施過程中,通過對 P5hp和P9h井的鉆后小層對比分析(圖1)發(fā)現(xiàn),P5hp井鉆遇的巖性含油砂體(圖1中棕色條框所示)較ODP方案設計的P7井斜穿可動用的砂體(圖1中藍色條框所示)數(shù)量更多、厚度更大、位置更好、儲量更優(yōu);同時還發(fā)現(xiàn)P9h井鉆遇的2-1398砂體厚度及規(guī)模均較ODP階段認識的有所增加,具有較大的“挖潛”空間(圖1中桔黃色條框所示)。因此對P7井的靶點及井軌跡及時進行了調(diào)整,以期鉆遇更多、更好的含油砂體并兼顧進一步評價落實2-1398砂體儲層厚度及規(guī)模。調(diào)整后,井軌跡由ODP設計的最大井斜78.12°、井深3 302.37m優(yōu)化為最大井斜37.54°、井深2 133.01m,節(jié)約進尺1 169.36m,并且在一定程度上降低了鉆井實施難度,有利于縮短鉆井周期,相對降低了開發(fā)成本;同時在儲量動用方面,也較ODP設計增加了23.01萬m3。

圖1 P5hp和P9h井鉆后小層對比

P7井實鉆結(jié)果:累計鉆遇油層斜厚84.1m(垂厚70.5m),氣層斜厚14.3m(垂厚12m),鉆后計算動用儲量141.76萬 m3,較鉆前預測增加53.13萬m3,較ODP設計增加76.14萬m3。

2.1.2 精細設計井軌跡,實現(xiàn)“過路”評價潛力砂體

河流相砂體縱、橫向展布復雜多變,這就要求在開發(fā)方案實施階段抓住主要含油砂體的同時,根據(jù)“成藏相似性”原則,對周邊三維空間內(nèi)存在的可疑砂體均做精細解釋描述。

在BZ3-2油田鉆前井位優(yōu)化階段,我們在利用砂層地震追蹤解釋技術(shù)對主力含油砂體進行精細“油描”的同時,把對具一定規(guī)模的非目的可疑砂體的追蹤描述也提升到精細“油描”級別[3],并結(jié)合ODP設計的開發(fā)井位,在保持原有鉆探目的基礎(chǔ)上,通過微調(diào)井的靶點坐標及優(yōu)化定向井軌跡設計,實現(xiàn)設計井軌跡最大限度“過路”評價可疑待評價砂體的目的;然后,結(jié)合現(xiàn)場錄井資料和測井資料,利用井震結(jié)合技術(shù)做鉆后地質(zhì)油藏分析研究,對可疑砂體的儲層特征及含油氣性做充分的評價論證,并對具開采價值的含油砂體設計井位部署方案。

評價井BZ3-2-2井鉆遇的2-1398砂體,具油氣顯示特征但厚度較薄,且在距其1km左右的BZ3-2-1井并未鉆遇,因此ODP設計并未將2-1398砂體作為有效含油砂體研究并設計開發(fā)井位。然而通過砂體地震追蹤解釋技術(shù)對2-1398砂體進行精細描述后認為,該砂體橫向展布具一定規(guī)模,存在可挖掘潛力。因此精細設計了 P9h井和 P7井軌跡,對2-1398砂體進行不同位置的“過路”評價(圖2),鉆后再輔之井震結(jié)合技術(shù),最終落實了2-1398砂體有效含油面積 1.18km2,計算探明儲量 201.48萬m3。之后,對該砂體進行了1注1采的開發(fā)井位設計部署,更新了地質(zhì)油藏模型,計算設計生產(chǎn)年限內(nèi)累計產(chǎn)油37.3萬m3。

2.1.3 客觀評價ODP方案主力含油砂體,及時轉(zhuǎn)移開發(fā)重心

圖2 BZ3-2油田2-1398砂體“過路”評價落實

P7井鉆后,一方面實現(xiàn)了鉆前井軌跡調(diào)整的目標,另一方面對主力2-1 519砂體的地質(zhì)油藏特征研究發(fā)現(xiàn),該砂體儲層橫向變化非常大,流體系統(tǒng)也極為復雜(圖3),原設計井網(wǎng)無法滿足需求,且現(xiàn)階段開發(fā)難度較大。鑒于此并考慮到新發(fā)現(xiàn)的2-1398砂體儲量可觀,具備開發(fā)布井條件,隨即調(diào)整轉(zhuǎn)移了開發(fā)重心,即取消了ODP方案中主力砂體2-1519的開發(fā)井,并將其井位調(diào)整至2-1398砂體和主力1-1687砂體,在保持ODP總井數(shù)不變的情況下,利用現(xiàn)有設施,充分動用優(yōu)質(zhì)儲量,有效地改善了油田整體開發(fā)效果,同時也很好地規(guī)避了開發(fā)實施風險。

圖3 P7井鉆后對2-1519砂體的認識

2.1.4 優(yōu)選生產(chǎn)管柱,合理動用非目的層儲量

P4h井是ODP設計中位于BZ3-2油田主力砂體1-1 687砂體邊緣部位的一口水平注水井,考慮到該井靠近砂體邊界,儲層有變薄變差的風險,為了更好地實施水平井作業(yè),對該井設計了領(lǐng)眼P4hp。領(lǐng)眼P4hp鉆后,在1-1687砂體以上井段意外鉆遇了3層累計垂厚達18m的有效含油砂體(P4-1472、P4-1618、P4-1641,圖4),預測儲量合計73.96萬m3。

本著利用現(xiàn)有設施資源,最大動用油田儲量的原則,將P4h井的生產(chǎn)管柱由原來設計的普通水平井注水管柱變?yōu)橥⒉晒苤?)劉宗昭,陳明.海上油田同井注采一體化技術(shù).2009.,在對主力砂體注水的同時,對隨鉆新發(fā)現(xiàn)的上部巖性含油砂體實施合采。這一調(diào)整可新增累計產(chǎn)油量7.0萬m3,體現(xiàn)了少井高效的開發(fā)理念。

圖4 P4hp井目的層上部新鉆遇含油砂體

2.2 應用隨鉆地震反演與實時可視化跟蹤技術(shù),提高

了水平井著陸成功率及水平段有效儲層鉆遇率

在鉆水平井之前,首先利用油田探井、評價井以及已鉆小井斜定向開發(fā)井的測井資料,對待鉆水平井目的層進行了局部隨鉆地震反演,即地震約束下的測井內(nèi)插,以測井約束分辨率,以地震約束地層橫向變化,由此可以顯著提高目的層局部分辨率,有效改善目的層頂面深度預測精度,從而提高水平井著陸成功率。

實時可視化技術(shù)是將鉆井現(xiàn)場反饋的隨鉆測量數(shù)據(jù)(測井曲線、測斜數(shù)據(jù))和綜合錄井等地質(zhì)信息實時傳輸并添加到開發(fā)地震數(shù)據(jù)體模型中,以圖像形式直觀顯示出來,為隨鉆對比分析、軌跡預測及調(diào)整提供有價值的參考和依據(jù)[4]。

在BZ3-2油田實際應用時,控制水平井著陸成功率主要從以下兩個方面著手:①將實鉆井軌跡加載至地震數(shù)據(jù)體中,然后對著陸目的層上部已鉆地層標志層進行逐一標定、校正,并利用地層構(gòu)造繼承性的特點,逐漸縮小對目的層頂面預測可能存在的誤差;②對不存在標志層或者標志層不明顯的井來說,則以目的層作為標志,在靠近目的層深度位置,或者井斜達到85°～86°時,穩(wěn)斜鉆進,結(jié)合實時可視化跟蹤技術(shù),利用地層差異性判斷實鉆井軌跡是否進入儲層。若目的層深度較預測淺,則全力增斜,按照當前的海上定向井鉆井技術(shù),完全可以實現(xiàn)井斜在一柱(30m)之內(nèi)達到近90°,以滿足水平段鉆井要求;若目的層深度較預測深,則繼續(xù)穩(wěn)斜鉆進,一柱(30m)垂向上可延伸2.6m左右,鑒于鉆前地震測井聯(lián)合反演對分辨率的有效改善,至多在2柱(60 m)以內(nèi),即可找到目的層,完成著陸。

另外,由于BZ3-2油田砂體厚度薄、橫向展布變化大、泥質(zhì)隔夾層發(fā)育,因此選擇了軌跡控制能力更強的“旋轉(zhuǎn)導向”工具,同時盡可能攜帶近鉆頭井斜及GR測量,有利于隨鉆過程中及時發(fā)現(xiàn)儲層變化,并做出相應軌跡調(diào)整,避免了“觸頂”或“觸底”情況的發(fā)生,提高了有效儲層鉆遇率。

2.3 拓寬思路,想方設法控制成本

2.3.1制定符合實際的測井資料錄取要求

渤海油田開發(fā)井測井資料錄取要求是參照《海上油氣田開發(fā)井快速鉆井資料錄取要求》標準執(zhí)行。對于測井起始深度,要求在條件允許情況下,不論井別均為海拔-800m以下;對于測井項目,要求定向井測全常規(guī)測井項目(包括自然電位、自然伽馬、電阻率、中子、密度、井徑、聲波),大斜度井、水平井著陸及水平段鉆進采用LWD測井(包括自然伽馬、電阻率、中子、密度)。然而,隨著渤海地區(qū)勘探開發(fā)程度的逐漸成熟以及對區(qū)域地質(zhì)情況認識的不斷深入,繼續(xù)沿用以往的測井資料錄取要求已沒有必要,完全可以針對油田地質(zhì)油藏特征,在鉆前與相關(guān)技術(shù)人員商定專屬該油田的資料錄取要求,以提高測井時效,縮短建井時間,相對節(jié)約開發(fā)成本。

(1)測井起始深度的確定 可在鉆井工程轉(zhuǎn)換鉆井液體系之后(斜深1 000～1 200m)起鉆更換隨鉆測井儀器及造斜導向工具。一方面,合理的泥漿體系可更好地穩(wěn)定井筒,保證隨鉆測井安全實施[5];另一方面,有利于優(yōu)化鉆井程序,提高鉆井時效,相對節(jié)約開發(fā)成本;但前提是,若在上部井段錄井發(fā)現(xiàn)可疑油層,須進行補測。

(2)中子、密度測井項目的合理取舍 出于有效規(guī)避開發(fā)井實施風險及合理控制開發(fā)成本的考慮,對于同一砂體或斷塊,可選取一口具代表性的井進行中子、密度測井;對于有領(lǐng)眼的水平井,可選擇在鉆領(lǐng)眼時測全常規(guī)測井項目,側(cè)鉆井著陸時僅測深、淺電阻率和自然伽馬即可;對其他井的測井項目不作硬性要求。

(3)導向工具的合理選擇 隨著開發(fā)進程的推進,對于同一砂體或斷塊構(gòu)造、儲層、油水界面等的認識逐漸清晰,可適當放寬剩余井對隨鉆測井測量范圍的要求。例如,可用“馬達+LWD”組合代替“旋轉(zhuǎn)導向”工具,從而相對降低開發(fā)成本。

2.3.2 對鉆遇的天然氣資源進行評價

領(lǐng)眼P4hp和P5hp分別在主力2-1519和1-1687砂體高部位鉆遇不同程度的氣頂。面對地質(zhì)油藏條件的突然變化,一方面,立足單井鉆后分析,根據(jù)隨鉆認識更新地質(zhì)油藏模型,做合理避氣敏感性分析,從而指導后續(xù)開發(fā)井井位及水平井靶點深度的合理調(diào)整;另一方面,利用井震結(jié)合技術(shù),落實氣頂規(guī)模,并對油田逐年產(chǎn)氣量進行科學論證,以便油田投產(chǎn)后能夠有效利用自安裝平臺配置的雙燃料熱介質(zhì)鍋爐供熱發(fā)電機組設備,合理選擇燃料,從而節(jié)約生產(chǎn)操作費用,降低油田總體開發(fā)成本[6]。

3 BZ3-2油田開發(fā)隨鉆管理實踐效果

加強隨鉆管理在BZ3-2油田開發(fā)方案實施中取得了顯著效果,主要體現(xiàn)在以下幾個方面:

(1)BZ3-2油田共實施了5口水平井,設計水平段最短419.96m,最長705.4m,合計2 735.79 m;實鉆水平段最短420m,最長709m,合計2 795 m,有效儲層鉆遇率99%,幾乎全部為優(yōu)質(zhì)油層。

(2)BZ3-2油田鉆后復算地質(zhì)儲量 964.4萬m3,較 ODP增加 433.24萬 m3;鉆后動用儲量604.08萬m3,較ODP增加127.68萬m3。

(3)根據(jù)BZ3-2油田鉆后指標分析,產(chǎn)量高峰年為投產(chǎn)后第三年,預計年產(chǎn)油量19.5萬m3,較ODP增加4.1萬m3;預計設計生產(chǎn)年限內(nèi)累產(chǎn)油量102.1萬m3,較ODP增加33.7萬m3。

(4)BZ3-2油田隨鉆實施過程中,考慮為了提高2-1398砂體探明石油儲量采出程度,將原ODP的水平油井P2h井調(diào)整為定向注水井,對2-1398砂體實施注水,同時兼顧對 P7井生產(chǎn)的部分巖性含油砂體實施注水,以適時補充地層能量,實現(xiàn)科學合理開發(fā)的目的。調(diào)整后油藏方案計算得油田綜合采收率為16.9%,較ODP提高2.5%。

4 結(jié)束語

面對渤海邊際油氣田開發(fā)的難題,通過拓展思路與大膽創(chuàng)新,逐漸摸索出一條切實可行的邊際油氣田開發(fā)隨鉆管理思路,即利用有限設施資源,制定擇優(yōu)動用探明石油地質(zhì)儲量的開發(fā)策略,設計以水平井為主、定向井為輔的開發(fā)思路,強化及時調(diào)整和成本控制的意識。

感謝渤?？碧介_發(fā)研究院渤中項目隊、天津分公司鉆井部小油田群項目組在BZ3-2油田開發(fā)實施中付出的辛勤努力以及對開發(fā)部工作的大力支持。

[1] 俞學禮.渤海邊際油田開發(fā)綜合研究[J].中國海上油氣:工程, 1998,10(2):4-12.

[2] 曲兆光,王章領(lǐng),丁九亮.渤海邊際油氣田開發(fā)“蜜蜂式”采油設施方案研究[J].中國海上油氣,2007,19(5):353-356.

[3] 楊玉茹,李建平,張慧,等.渤中25-1南油田水平井隨鉆儲層預測與管理優(yōu)化[J].油氣井測試,2007,16(4):62-64.

[4] 毛敏,賈政.油氣井隨鉆實施可視化決策系統(tǒng)[J].錄井工程, 2006,17(4):54-56.

[5] 徐榮強,邢洪憲,張仁勇,等.渤海灣邊際油氣田水平井鉆完井技術(shù)[J].石油鉆采工藝,2008,30(6):53-56.

[6] 嚴世華.淺談海上邊際油氣田的開發(fā)[J].中國海洋平臺, 2007,22(6):7-10.收稿日期:2009-11-25 改回日期:2010-02-05

(編輯:楊 濱)

Abstract:With BZ3-2oilfield as an example,the main problems that will be encountered in developing marginal fields in Bohai bay are analyzed. Then the effects and experiences obtained during enhancing management while drilling in implementing BZ3-2oilfield development plan are summarized,which could be helpful to the development of other similar fields.

Key words:Bohai bay;marginal field;management while drilling;effect and experience;BZ3-2oilfield

A practice of management while drilling in developing Bohai marginal fields:a case of BZ3-2 oilfield

Li Wei1Tan Lü2Huang Kai3Xu Jie4
(1.CNOOC S upervision and Technology Company; Tianjin,300452;2.Development Dept.of Tianjin B ranch of CNOOC L td.,Tianjin,300452; 3.Bohai Oilf ield Research Institute ofEx ploration and Development,Tianjin B ranch of CNOOC Ltd.,Tianjin,300452; 4.Drilling Dept.of Tianjin B ranch of CNOOC Ltd.,Tianjin,300452)

李偉,男,工程師,2006年畢業(yè)于西安石油大學資源勘查工程專業(yè)并獲學士學位,主要從事油田開發(fā)方案實施隨鉆管理工作。地址:天津市塘沽區(qū)渤海石油路688號501信箱(郵編:300452)。E-mail:liwei11@cnooc.com.cn。