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(guó))有限公司天津分公司開發(fā)部;

3.中海石油(中國(guó))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(guó))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(shí)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(guó))有限公司天津分公司開發(fā)部;

3.中海石油(中國(guó))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(guó))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(wèn)題,總結(jié)了加強(qiáng)隨鉆管理在BZ3-2油田開發(fā)方案實(shí)施中取得的成效與經(jīng)驗(yàn),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(yàn) BZ3-2油田

對(duì)于渤海邊際油氣田開發(fā),前人實(shí)施過(guò)“三一”開發(fā)模式[1]和依托可移動(dòng)采油平臺(tái)的“小蜜蜂”開發(fā)模式[2],不僅大大降低了項(xiàng)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(wèn)題,總結(jié)了加強(qiáng)隨鉆管理在油田開發(fā)方案實(shí)施中取得的成效與經(jīng)驗(yàn)。

1 BZ3-2油田開發(fā)面臨的主要問(wèn)題

BZ3-2油田屬于邊際油氣田,河流相沉積,儲(chǔ)量規(guī)模小,砂體縱、橫向變化大,油田累產(chǎn)低,經(jīng)濟(jì)效益不佳,其開發(fā)所面臨的主要問(wèn)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(shí)施水平井著陸時(shí)局部微構(gòu)造變化風(fēng)險(xiǎn)大;②300m半徑圈定的小巖性體油層厚度薄,地震資料無(wú)法識(shí)別,風(fēng)險(xiǎn)與潛力共存;③設(shè)計(jì)井?dāng)?shù)少,鉆完井周期短,實(shí)施調(diào)整時(shí)間窗口窄,控制及預(yù)測(cè)潛力儲(chǔ)量占三級(jí)地質(zhì)儲(chǔ)量比重較大(42.8%),評(píng)價(jià)任務(wù)重;④油田地飽壓差小(0.753～2.347MPa),存在氣頂風(fēng)險(xiǎn);⑤為保證整體開發(fā)方案的經(jīng)濟(jì)性,在確保實(shí)現(xiàn)并突破產(chǎn)量目標(biāo)的基礎(chǔ)上,合理控制開發(fā)成本至關(guān)重要。

面對(duì)上述問(wèn)題,在BZ3-2油田ODP方案實(shí)施階段加強(qiáng)了隨鉆管理,采取了一系列措施,以降低開采風(fēng)險(xiǎn),實(shí)現(xiàn)合理開發(fā)與成本控制的平衡。

2 加強(qiáng)隨鉆管理的實(shí)踐

2.1 利用油田有限的設(shè)施資源,制定了“先肥后瘦,兼顧潛力”的儲(chǔ)量動(dòng)用策略

2.1.1 及時(shí)做好鉆后分析,隨鉆調(diào)整動(dòng)用最優(yōu)儲(chǔ)量BZ3-2油田ODP方案中設(shè)計(jì)了一口定向生產(chǎn)井P7井,貫穿評(píng)價(jià)井BZ3-2-1井和BZ3-2-2井鉆遇的含油氣砂體并進(jìn)行合采,預(yù)測(cè)合計(jì)動(dòng)用儲(chǔ)量65.62萬(wàn)m3。在隨鉆實(shí)施過(guò)程中,通過(guò)對(duì) P5hp和P9h井的鉆后小層對(duì)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(shè)計(jì)的P7井斜穿可動(dòng)用的砂體(圖1中藍(lán)色條框所示)數(shù)量更多、厚度更大、位置更好、儲(chǔ)量更優(yōu);同時(shí)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(rèn)識(shí)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(duì)P7井的靶點(diǎn)及井軌跡及時(shí)進(jìn)行了調(diào)整,以期鉆遇更多、更好的含油砂體并兼顧進(jìn)一步評(píng)價(jià)落實(shí)2-1398砂體儲(chǔ)層厚度及規(guī)模。調(diào)整后,井軌跡由ODP設(shè)計(jì)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(jìn)尺1 169.36m,并且在一定程度上降低了鉆井實(shí)施難度,有利于縮短鉆井周期,相對(duì)降低了開發(fā)成本;同時(shí)在儲(chǔ)量動(dòng)用方面,也較ODP設(shè)計(jì)增加了23.01萬(wàn)m3。

圖1 P5hp和P9h井鉆后小層對(duì)比

P7井實(shí)鉆結(jié)果:累計(jì)鉆遇油層斜厚84.1m(垂厚70.5m),氣層斜厚14.3m(垂厚12m),鉆后計(jì)算動(dòng)用儲(chǔ)量141.76萬(wàn) m3,較鉆前預(yù)測(cè)增加53.13萬(wàn)m3,較ODP設(shè)計(jì)增加76.14萬(wàn)m3。

2.1.2 精細(xì)設(shè)計(jì)井軌跡,實(shí)現(xiàn)“過(guò)路”評(píng)價(jià)潛力砂體

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

在BZ3-2油田鉆前井位優(yōu)化階段,我們?cè)诶蒙皩拥卣鹱粉櫧忉尲夹g(shù)對(duì)主力含油砂體進(jìn)行精細(xì)“油描”的同時(shí),把對(duì)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(xì)“油描”級(jí)別[3],并結(jié)合ODP設(shè)計(jì)的開發(fā)井位,在保持原有鉆探目的基礎(chǔ)上,通過(guò)微調(diào)井的靶點(diǎn)坐標(biāo)及優(yōu)化定向井軌跡設(shè)計(jì),實(shí)現(xiàn)設(shè)計(jì)井軌跡最大限度“過(guò)路”評(píng)價(jià)可疑待評(píng)價(jià)砂體的目的;然后,結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)錄井資料和測(cè)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(duì)可疑砂體的儲(chǔ)層特征及含油氣性做充分的評(píng)價(jià)論證,并對(duì)具開采價(jià)值的含油砂體設(shè)計(jì)井位部署方案。

評(píng)價(jià)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(shè)計(jì)并未將2-1398砂體作為有效含油砂體研究并設(shè)計(jì)開發(fā)井位。然而通過(guò)砂體地震追蹤解釋技術(shù)對(duì)2-1398砂體進(jìn)行精細(xì)描述后認(rèn)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(xì)設(shè)計(jì)了 P9h井和 P7井軌跡,對(duì)2-1398砂體進(jìn)行不同位置的“過(guò)路”評(píng)價(jià)(圖2),鉆后再輔之井震結(jié)合技術(shù),最終落實(shí)了2-1398砂體有效含油面積 1.18km2,計(jì)算探明儲(chǔ)量 201.48萬(wàn)m3。之后,對(duì)該砂體進(jìn)行了1注1采的開發(fā)井位設(shè)計(jì)部署,更新了地質(zhì)油藏模型,計(jì)算設(shè)計(jì)生產(chǎn)年限內(nèi)累計(jì)產(chǎn)油37.3萬(wàn)m3。

2.1.3 客觀評(píng)價(jià)ODP方案主力含油砂體,及時(shí)轉(zhuǎn)移開發(fā)重心

圖2 BZ3-2油田2-1398砂體“過(guò)路”評(píng)價(jià)落實(shí)

P7井鉆后,一方面實(shí)現(xiàn)了鉆前井軌跡調(diào)整的目標(biāo),另一方面對(duì)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(chǔ)層橫向變化非常大,流體系統(tǒng)也極為復(fù)雜(圖3),原設(shè)計(jì)井網(wǎng)無(wú)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(chǔ)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?dāng)?shù)不變的情況下,利用現(xiàn)有設(shè)施,充分動(dòng)用優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)量,有效地改善了油田整體開發(fā)效果,同時(shí)也很好地規(guī)避了開發(fā)實(shí)施風(fēng)險(xiǎn)。

圖3 P7井鉆后對(duì)2-1519砂體的認(rèn)識(shí)

2.1.4 優(yōu)選生產(chǎn)管柱,合理動(dòng)用非目的層儲(chǔ)量

P4h井是ODP設(shè)計(jì)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(chǔ)層有變薄變差的風(fēng)險(xiǎn),為了更好地實(shí)施水平井作業(yè),對(duì)該井設(shè)計(jì)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(jì)垂厚達(dá)18m的有效含油砂體(P4-1472、P4-1618、P4-1641,圖4),預(yù)測(cè)儲(chǔ)量合計(jì)73.96萬(wàn)m3。

本著利用現(xiàn)有設(shè)施資源,最大動(dòng)用油田儲(chǔ)量的原則,將P4h井的生產(chǎn)管柱由原來(lái)設(shè)計(jì)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(duì)主力砂體注水的同時(shí),對(duì)隨鉆新發(fā)現(xiàn)的上部巖性含油砂體實(shí)施合采。這一調(diào)整可新增累計(jì)產(chǎn)油量7.0萬(wàn)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(yīng)用隨鉆地震反演與實(shí)時(shí)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(chǔ)層鉆遇率

在鉆水平井之前,首先利用油田探井、評(píng)價(jià)井以及已鉆小井斜定向開發(fā)井的測(cè)井資料,對(duì)待鉆水平井目的層進(jìn)行了局部隨鉆地震反演,即地震約束下的測(cè)井內(nèi)插,以測(cè)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(yù)測(cè)精度,從而提高水平井著陸成功率。

實(shí)時(shí)可視化技術(shù)是將鉆井現(xiàn)場(chǎng)反饋的隨鉆測(cè)量數(shù)據(jù)(測(cè)井曲線、測(cè)斜數(shù)據(jù))和綜合錄井等地質(zhì)信息實(shí)時(shí)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(lái),為隨鉆對(duì)比分析、軌跡預(yù)測(cè)及調(diào)整提供有價(jià)值的參考和依據(jù)[4]。

在BZ3-2油田實(shí)際應(yīng)用時(shí),控制水平井著陸成功率主要從以下兩個(gè)方面著手:①將實(shí)鉆井軌跡加載至地震數(shù)據(jù)體中,然后對(duì)著陸目的層上部已鉆地層標(biāo)志層進(jìn)行逐一標(biāo)定、校正,并利用地層構(gòu)造繼承性的特點(diǎn),逐漸縮小對(duì)目的層頂面預(yù)測(cè)可能存在的誤差;②對(duì)不存在標(biāo)志層或者標(biāo)志層不明顯的井來(lái)說(shuō),則以目的層作為標(biāo)志,在靠近目的層深度位置,或者井斜達(dá)到85°～86°時(shí),穩(wěn)斜鉆進(jìn),結(jié)合實(shí)時(shí)可視化跟蹤技術(shù),利用地層差異性判斷實(shí)鉆井軌跡是否進(jìn)入儲(chǔ)層。若目的層深度較預(yù)測(cè)淺,則全力增斜,按照當(dāng)前的海上定向井鉆井技術(shù),完全可以實(shí)現(xiàn)井斜在一柱(30m)之內(nèi)達(dá)到近90°,以滿足水平段鉆井要求;若目的層深度較預(yù)測(cè)深,則繼續(xù)穩(wěn)斜鉆進(jìn),一柱(30m)垂向上可延伸2.6m左右,鑒于鉆前地震測(cè)井聯(lián)合反演對(duì)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(qiáng)的“旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向”工具,同時(shí)盡可能攜帶近鉆頭井斜及GR測(cè)量,有利于隨鉆過(guò)程中及時(shí)發(fā)現(xiàn)儲(chǔ)層變化,并做出相應(yīng)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(chǔ)層鉆遇率。

2.3 拓寬思路,想方設(shè)法控制成本

2.3.1制定符合實(shí)際的測(cè)井資料錄取要求

渤海油田開發(fā)井測(cè)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(biāo)準(zhǔn)執(zhí)行。對(duì)于測(cè)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(duì)于測(cè)井項(xiàng)目,要求定向井測(cè)全常規(guī)測(cè)井項(xiàng)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(jìn)采用LWD測(cè)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(duì)區(qū)域地質(zhì)情況認(rèn)識(shí)的不斷深入,繼續(xù)沿用以往的測(cè)井資料錄取要求已沒有必要,完全可以針對(duì)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(cè)井時(shí)效,縮短建井時(shí)間,相對(duì)節(jié)約開發(fā)成本。

(1)測(cè)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(cè)井儀器及造斜導(dǎo)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(cè)井安全實(shí)施[5];另一方面,有利于優(yōu)化鉆井程序,提高鉆井時(shí)效,相對(duì)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(jìn)行補(bǔ)測(cè)。

(2)中子、密度測(cè)井項(xiàng)目的合理取舍 出于有效規(guī)避開發(fā)井實(shí)施風(fēng)險(xiǎn)及合理控制開發(fā)成本的考慮,對(duì)于同一砂體或斷塊,可選取一口具代表性的井進(jìn)行中子、密度測(cè)井;對(duì)于有領(lǐng)眼的水平井,可選擇在鉆領(lǐng)眼時(shí)測(cè)全常規(guī)測(cè)井項(xiàng)目,側(cè)鉆井著陸時(shí)僅測(cè)深、淺電阻率和自然伽馬即可;對(duì)其他井的測(cè)井項(xiàng)目不作硬性要求。

(3)導(dǎo)向工具的合理選擇 隨著開發(fā)進(jìn)程的推進(jìn),對(duì)于同一砂體或斷塊構(gòu)造、儲(chǔ)層、油水界面等的認(rèn)識(shí)逐漸清晰,可適當(dāng)放寬剩余井對(duì)隨鉆測(cè)井測(cè)量范圍的要求。例如,可用“馬達(dá)+LWD”組合代替“旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向”工具,從而相對(duì)降低開發(fā)成本。

2.3.2 對(duì)鉆遇的天然氣資源進(jìn)行評(píng)價(jià)

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(duì)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(rèn)識(shí)更新地質(zhì)油藏模型,做合理避氣敏感性分析,從而指導(dǎo)后續(xù)開發(fā)井井位及水平井靶點(diǎn)深度的合理調(diào)整;另一方面,利用井震結(jié)合技術(shù),落實(shí)氣頂規(guī)模,并對(duì)油田逐年產(chǎn)氣量進(jìn)行科學(xué)論證,以便油田投產(chǎn)后能夠有效利用自安裝平臺(tái)配置的雙燃料熱介質(zhì)鍋爐供熱發(fā)電機(jī)組設(shè)備,合理選擇燃料,從而節(jié)約生產(chǎn)操作費(fèi)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(shí)踐效果

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

(1)BZ3-2油田共實(shí)施了5口水平井,設(shè)計(jì)水平段最短419.96m,最長(zhǎng)705.4m,合計(jì)2 735.79 m;實(shí)鉆水平段最短420m,最長(zhǎng)709m,合計(jì)2 795 m,有效儲(chǔ)層鉆遇率99%,幾乎全部為優(yōu)質(zhì)油層。

(2)BZ3-2油田鉆后復(fù)算地質(zhì)儲(chǔ)量 964.4萬(wàn)m3,較 ODP增加 433.24萬(wàn) m3;鉆后動(dòng)用儲(chǔ)量604.08萬(wàn)m3,較ODP增加127.68萬(wàn)m3。

(3)根據(jù)BZ3-2油田鉆后指標(biāo)分析,產(chǎn)量高峰年為投產(chǎn)后第三年,預(yù)計(jì)年產(chǎn)油量19.5萬(wàn)m3,較ODP增加4.1萬(wàn)m3;預(yù)計(jì)設(shè)計(jì)生產(chǎn)年限內(nèi)累產(chǎn)油量102.1萬(wàn)m3,較ODP增加33.7萬(wàn)m3。

(4)BZ3-2油田隨鉆實(shí)施過(guò)程中,考慮為了提高2-1398砂體探明石油儲(chǔ)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(duì)2-1398砂體實(shí)施注水,同時(shí)兼顧對(duì) P7井生產(chǎn)的部分巖性含油砂體實(shí)施注水,以適時(shí)補(bǔ)充地層能量,實(shí)現(xiàn)科學(xué)合理開發(fā)的目的。調(diào)整后油藏方案計(jì)算得油田綜合采收率為16.9%,較ODP提高2.5%。

4 結(jié)束語(yǔ)

面對(duì)渤海邊際油氣田開發(fā)的難題,通過(guò)拓展思路與大膽創(chuàng)新,逐漸摸索出一條切實(shí)可行的邊際油氣田開發(fā)隨鉆管理思路,即利用有限設(shè)施資源,制定擇優(yōu)動(dòng)用探明石油地質(zhì)儲(chǔ)量的開發(fā)策略,設(shè)計(jì)以水平井為主、定向井為輔的開發(fā)思路,強(qiáng)化及時(shí)調(diào)整和成本控制的意識(shí)。

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

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(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(xué)資源勘查工程專業(yè)并獲學(xué)士學(xué)位,主要從事油田開發(fā)方案實(shí)施隨鉆管理工作。地址:天津市塘沽區(qū)渤海石油路688號(hào)501信箱(郵編:300452)。E-mail:liwei11@cnooc.com.cn。