陳懷龍 (中油國際阿富汗公司,北京 100724)

王兆峰,孫林 (中油國際阿富汗公司,北京 100724;中石油東方地球物理公司研究院,河北 保定 072750)

劉翠風,唐資昌 (中石油東方地球物理公司研究院,河北 保定 072750)

李正中 (中國石油大學(北京)地球科學學院,北京 102249)

山區(qū)丘陵地形叢式井整體開發(fā)設計方法

陳懷龍 (中油國際阿富汗公司,北京 100724)

王兆峰,孫林 (中油國際阿富汗公司,北京 100724;中石油東方地球物理公司研究院,河北 保定 072750)

劉翠風,唐資昌 (中石油東方地球物理公司研究院,河北 保定 072750)

李正中 (中國石油大學(北京)地球科學學院,北京 102249)

阿富汗北部K油田,地表為山區(qū)丘陵地形,局部起伏大,相對高差300～500m,路況惡劣,鉆井、修井及地面工程建設施工難度大,成本高,因此確立了整體部署叢式井的開發(fā)原則。采用數(shù)學規(guī)劃優(yōu)化方法建立了叢式井整體設計優(yōu)化的數(shù)學模型,求出了叢式井平臺數(shù)量與鉆井總進尺的關系,綜合考慮了鉆井進尺、新建平臺數(shù)量、平臺規(guī)模及投資等因素,最終確定了K油田叢式井井位部署方案。

叢式井;井網(wǎng)設計;優(yōu)化設計

1 K油田概況

叢式鉆井是指在一個井場或平臺上有若干口油氣井,各井的井口相距數(shù)米,井底則伸向不同方位的一種鉆井方式。目前已經(jīng)廣泛應用于海上、地面條件復雜油田的開發(fā)中,其最大優(yōu)勢在于可以減少征用土地及井場修建的土方量,加快油田勘探開發(fā)速度,節(jié)約鉆井成本,且便于油井管理,簡化集輸流程,節(jié)省投資[1,2]。

K油田位于阿富汗北部,1976年2月由Kash-1井鉆探發(fā)現(xiàn),1980年經(jīng)評估,C1儲量1962.9×104t,目前仍處于勘探開發(fā)初期。油田構造為一狹長北東-南西不對稱背斜構造,發(fā)育兩個局部構造高點,兩高點間通過鞍部連接。東南翼較陡,北西翼平緩。

油田地處山區(qū)丘陵地帶,海拔962～1273m,區(qū)塊內相對高差300～500m,局部地形起伏大多在百米左右,自然條件惡劣,鉆井、修井及地面工程建設施工難度大,加之阿富汗安保形勢嚴峻,因此確定了整體采用叢式井開發(fā)的策略。

2 K油田叢式井優(yōu)化技術思路

2.1 井網(wǎng)總體設計

K油田共有4套含油層系,自下而上分別為:下白堊統(tǒng)的歐特里弗階ⅩⅣ小層 (K1Ha14),阿普特階Ⅻa,Ⅻb小層、),以及阿爾布階Ⅺa小層),在開發(fā)層系劃分時考慮了構造形態(tài)、儲量分布、隔夾層及油層展布、溫壓系統(tǒng)、流體性質及油藏類型等因素:①油田構造為一狹長北東-南西不對稱背斜構造,長寬比約為6.3∶1.3。②4套含油層系儲量占總儲量比例自上而下分別為7.1%、32.6%、7.0%、54.3%。③4套含油層系間隔層平均厚度自上而下分別為40、10、210m。④原油總體為低黏度、中等含硫、中-輕質常規(guī)黑油,其中K1Ha14原油中硫的質量分數(shù)最高(為1.8%),其余層硫的平均質量分數(shù)為1.0%(見表1)。⑤K1Ha14溶解氣以CO2為主(體積分數(shù)為61.4%),且微含H2S,地飽壓差大(13.21MPa),其余油層溶解氣以CH4為主,不含H2S。⑥、地層水礦化度34000～38000mg/L,水型為Na2SO4型;K1Ha14地層水礦化度在16000mg/L,水型為Na HCO3型(見表2)。⑦、、油藏類型為構造巖性油藏,地飽壓差7.26～8.6MPa,壓力因數(shù)1.07～1.11;K1Ha14油藏類型為構造油藏,地飽壓差13.21MPa,壓力系數(shù)1.20(見表3)。

表1 K油田原油性質表

表2 K油田地層水性質表

表3 油藏參數(shù)表

綜合以上因素確立了采用2套開發(fā)層系,其中第1套開發(fā)層系以主力油層K1Ap112為主。通過對油藏天然能量評價認為,該油藏具有一定天然能量,因此開發(fā)方式初期以天然能量為主,中后期注水開發(fā)?？紤]油藏構造形態(tài)及油層展布,采用正方形反九點,邊部注水開發(fā)井網(wǎng);為減少鉆井投資,2套開發(fā)層系的注水井共用,實施分層注水方式;立足于高速、高效開發(fā),縮短投資回收期。

利用油藏工程、數(shù)值模擬及經(jīng)濟評價方法對開發(fā)井網(wǎng)、井距及井型進行了優(yōu)化,確定整體開發(fā)井網(wǎng)采用平均井距400m(見圖1)。

2.2 平臺位置選擇原則

圖1 K油田開發(fā)井網(wǎng)部署方案

平臺位置選擇要綜合考慮油田的地面條件、油層展布、構造特征、目的層深度、開采與管理對鉆井工藝技術的要求及經(jīng)濟效益等因素?？傮w設計方案在滿足油田整體開發(fā)部署基礎上,有利于提高鉆井、試油、采油、集輸?shù)裙こ痰慕ㄔO速度,降低建井和油田基本建設的總費用,提高油田的整體投資效益的目標,確立以下原則:①平臺選址和修建時應滿足油藏開發(fā)方案和油氣集輸?shù)囊?②充分利用自然環(huán)境、地理地形條件,盡量減少鉆前施工 (包括平臺修建、修路)工作量;③平臺宜選在各井總位移之和最小或總鉆井進尺最小的位置;④應考慮鉆井能力和井眼軌跡控制能力,降低定向施工和井眼軌跡控制的難度,當設計有多靶點井或水平井時,平臺宜選在多靶點井和水平井的靶點延長線上;⑤平臺盡量減少繞障和多靶井、水平井入靶前的方位調整工作量;⑥有利于加快產(chǎn)能建設速度。

2.3 叢式井設計技術思路

采用數(shù)學規(guī)劃的思路設計以優(yōu)化平臺位置、平臺數(shù)量及各平臺所鉆井位的分配。

2.3.1 叢式井優(yōu)化數(shù)學模型

設油田共有n口井,m個備選平臺,其中n口井的井底坐標為(xi,yi,zi),1≤i≤n;設有m個備選平臺的井口三維坐標為(xj,yj,zj),1≤j≤m。設決策變量為:

在滿足油田整體開發(fā)部署基礎上,利于縮短鉆井周期,降低鉆井及基建成本,提高油田整體投資效益,因此以鉆井進尺最少為目標,建立了油田鉆井平臺選擇優(yōu)化數(shù)學模型:

2.3.2 單井軌跡設計原則

單井鉆井進尺與平臺的坐標、井底坐標相關,同時也與單井鉆井工藝條件限制有關?？紤]后期下泵對井身結構的要求,每口井的最大井斜角不能超過βmax,造斜點應避開淺層泥漿漏失層,因此造斜點的深度不能淺于Hmin,i,同時考慮后期注采調整,不能深于Hmax,i。單井軌跡簡化示意圖見圖2。單井進尺計算可以簡化為:

圖2 單井井軌跡簡化示意圖

式中:Hmin,i≤AE≤Hmax,i;β≤βmax;R為井的最小曲率半徑,m。

3 K油田叢式井優(yōu)化

K油田地處阿富汗北部山區(qū)丘陵地帶,受地面及自然條件限制,可選的平臺位置極為有限,根據(jù)2.2節(jié)的平臺位置選擇原則確定了可選的平臺位置 (見圖3)。在確定了開發(fā)井井底坐標、可選平臺位置坐標的基礎上進行叢式井優(yōu)化,主要確定平臺位置、平臺數(shù)量及平臺所鉆井位的分配,具體程序設計思路見圖4。

根據(jù)以上思路編制程序,在每口井最大井斜角、最小曲率半徑、造斜點深度等限制條件下,求得K油田平臺數(shù)量與總鉆井進尺關系,比較方案1(平臺最少方案)、方案2(鉆井進尺最少方案)及方案3(折中方案),結果見表4,確定最佳方案為方案3(見圖5)。

圖3 K油田可選的鉆井平臺位置分布圖

圖4 叢式井優(yōu)化程序設計思路 圖5 K油田叢式井設計方案

表4 K油田鉆井平臺優(yōu)化方案表

4 結論

1)針對K油田地形起伏大,自然條件惡劣,鉆井、修井及地面工程建設現(xiàn)場施工難度大的特點,分析了叢式井優(yōu)化中的平臺數(shù)量、平臺位置、各平臺鉆井安排等難題。

2)基于數(shù)學優(yōu)化方法建立了K油田叢式井整體設計優(yōu)化模型及程序設計。

3)目前K油田正處于開發(fā)初期,隨著對油藏認識的加深,可以應用本文方法不斷完善。

[1]劉曉民,周偉,李文飛,等.塔河油田叢式井鉆井優(yōu)化設計關鍵技術分析[J].新疆石油科技,2012,22(2):12～17.

[2]劉天科,閆振來.勝利油區(qū)河50叢式井組調整井鉆井技術[J].中外能源,2010,15(2):47～51.

[編輯]黃鸝

TE327

A

1000-9752(2014)02-0120-04

2013-08-16

陳懷龍(1969-),男,1995年江漢石油學院畢業(yè),碩士,高級工程師,長期從事油氣田勘探開發(fā)和生產(chǎn)工作。