鄒信波 許慶華 李彥平 楊 光 張慶華 肖繼業(yè)

(中海石油(中國)有限公司深圳分公司)

珠江口盆地(東部)海相砂巖油藏在生產(chǎn)井改造技術(shù)及其實施效果*

鄒信波 許慶華 李彥平 楊 光 張慶華 肖繼業(yè)

(中海石油(中國)有限公司深圳分公司)

海相砂巖油田進入特高含水期開發(fā)階段后,將面臨綜合含水高、采油速度下降、剩余油分布零散、井網(wǎng)加密余地小、可持續(xù)開發(fā)難度大等問題。以珠江口盆地(東部)西江、陸豐及惠州等典型海相砂巖油田為例,總結(jié)了海相砂巖老油田特高含水期面臨的工程技術(shù)問題,提出了一系列在生產(chǎn)井改造技術(shù):通過定向井二次完井“合轉(zhuǎn)分”改造減少層間干擾,實現(xiàn)迭瓦式層狀油藏細分層系開采;通過水平井MRC儲層改造,實現(xiàn)相對低滲透層或塊狀砂巖油藏泥灰質(zhì)條帶區(qū)域油藏泄流面積增大及地層橫向?qū)Я髂芰μ岣?通過水平井分段儲層改造,解放水平井段中低滲高含油井段并實現(xiàn)降水增油效果;通過井下油水分離改造,實現(xiàn)一井多用、節(jié)能減排及為低含水井置換提液增產(chǎn)空間;通過區(qū)域井組合“自流注水”井組改造,建立有效注采系統(tǒng)并補充驅(qū)動能量;通過水平井向直井的井型改造,實現(xiàn)挖潛水平井穿越過路油層及一井多用的井筒功效。所提出的在生產(chǎn)井改造技術(shù)在珠江口盆地(東部)西江、陸豐及惠州等海相砂巖油田挖潛中成效顯著,對同類特高含水期老油田的可持續(xù)開發(fā)具有重要的借鑒意義。

珠江口盆地(東部);海相砂巖油藏;特高含水期;可持續(xù)開發(fā);在生產(chǎn)井改造技術(shù);實施效果

1 海相砂巖油藏開發(fā)井面臨的問題

1)進入特高含水期后高滲透層的水平井生命周期短。珠江口盆地(東部)在生產(chǎn)老油田投產(chǎn)于20世紀90年代,這些老油田進入特高含水期后的一個顯著特點就是以不間斷地鉆調(diào)整井來彌補產(chǎn)油量遞減,但因海上平臺井槽數(shù)有限,只能靠已廢棄的特高含水老井眼側(cè)鉆來完成調(diào)整井。為保證側(cè)鉆井的經(jīng)濟性,井型多以水平井為主,側(cè)鉆完成的新井眼依靠大排量泵高液量生產(chǎn)實現(xiàn)帶水采油,在剩余油分布日趨零散的大背景下,邊底水快速推進造成這些側(cè)鉆后的水平井生命周期短。

目前,西江24-3/30-2油田在珠江口盆地(東部)綜合含水超過95%的4個海相砂巖油田中最具代表性,既有厚層塊狀油藏,又有層狀薄油藏,邊水、底水驅(qū)動類型均有。據(jù)統(tǒng)計,自2006年來西江24-3/30-2油田側(cè)鉆高滲透層的水平井平均生命周期不超過5年,最短生命周期不足2年。

2)合采水平井存在井筒層間干擾。珠江口盆地(東部)海相砂巖油田多發(fā)育迭瓦式層狀油藏[1],在“少井高產(chǎn)”、“一井多用”的經(jīng)濟開采原則下,開發(fā)方案中存在水平井單獨開采1套含油層系、鉆井完成過程中“直”井筒段穿越其他含油層系的井型,客觀上出現(xiàn)了水平井與定向井共生現(xiàn)象。在射開井筒穿越含油層系生產(chǎn)時,因水平井流入優(yōu)勢效應(yīng),定向井段的流動受到抑制,出現(xiàn)了井筒層間干擾,尤其是進入特高含水期后這種井筒層間干擾表現(xiàn)得更為明顯。

3)水平段井筒內(nèi)存在井段間干擾。盡管海相砂巖平面非均質(zhì)性弱于陸相碎屑巖,但也存在平面上的各向異性,具體體現(xiàn)為水平井在鉆進過程中因產(chǎn)層物性非均質(zhì)性而形成了整個水平井段范圍內(nèi)的井段間滲透率差異。油井投產(chǎn)后,高滲井段占據(jù)優(yōu)勢地位,這種井段間干擾會隨著產(chǎn)液量及含水率的上升而愈加明顯,只要井段間流動性差異得不到改變,低滲高含油(甚至可能自油井投產(chǎn)后一直未動用)井段產(chǎn)能就一直得不到釋放。

4)低滲儲層高含水期面臨側(cè)鉆難題。2009年陸豐13-1油田低滲難采儲層α層工業(yè)化試采取得成功,標(biāo)志著珠江口盆地(東部)開啟了低孔低滲這一新的開發(fā)領(lǐng)域,并確立了長段水平井為解決海相砂巖低滲開發(fā)的有效手段[2]。同時,該挖潛措施向周邊惠州、西江凹陷移植,并發(fā)現(xiàn)了類似的潛力層系,但在用長段水平井解決中低滲難采儲層動用時發(fā)現(xiàn),進入特高含水期后若無有效挖潛手段,依然只能面臨側(cè)鉆的結(jié)局。

5)井筒套損點過多,機械封堵手段單一。珠江口盆地(東部)在生產(chǎn)油田人工舉升方式均為大排量的電動潛油泵,地層流體進入井筒后高流速(一般為0.65～1.30 m/s)沖刷套管壁,而產(chǎn)出地層流體溶解氣中含有H2S和CO2等腐蝕介質(zhì),加之多數(shù)油田生產(chǎn)時間已超過18年,同時多輪次側(cè)鉆過程中鉆桿對套管的磨損也造成了套管的損傷。

多年來,井下作業(yè)過程中對高齡套管的生產(chǎn)井進行過多次查漏及MIT工程測井,結(jié)果也證實了高齡套管生產(chǎn)井井筒存在套損點。為避免套管外產(chǎn)層臨近水層水及砂礫竄入,目前通常的堵漏做法是利用跨接管前后兩端的封隔器把套損井段與井筒流體的流動通道隔離,使得地層流體繞開套損井段直達井口。但這種機械封堵手段過于單一,對于出現(xiàn)新的套損點或?qū)磉^跨接管的作業(yè)都會帶來新的難點,需要尋求新的多套損點井筒處理手段。

6)平臺井槽數(shù)有限,側(cè)鉆次數(shù)多。珠江口盆地(東部)已投入開發(fā)的油田水深多數(shù)超過100 m、水體驅(qū)動能量充足、儲層物性好,油田開發(fā)具有少井高產(chǎn)、高速開發(fā)、單井門檻產(chǎn)量高等特點[3],而現(xiàn)有海上平臺井槽數(shù)一般只有15～25個,經(jīng)過工程改造后最大也只能達到30個。因此,要維持高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn),就必須不間斷地對特高含水老井側(cè)鉆,甚至是一個井槽的多輪次側(cè)鉆。目前側(cè)鉆最多的井槽達到7次,一般油井側(cè)鉆次數(shù)都已超過2次。

側(cè)鉆次數(shù)多不僅對原井井筒完整性帶來挑戰(zhàn),而且新側(cè)鉆井井身軌跡設(shè)計時的防碰問題、如何挖潛被“蛛網(wǎng)”式老井眼包圍的死油區(qū)(稱為遮蔽空間)、側(cè)鉆井如何實現(xiàn)剩余油富集區(qū)油藏最大限度的暴露等都是在剩余油挖潛時將要面臨的問題。

2 在生產(chǎn)井改造技術(shù)及其實施效果

2.1 定向井二次完井“合轉(zhuǎn)分”改造

珠江口盆地惠陸凹陷在生產(chǎn)油田開發(fā)初期采油井(天然水驅(qū),無注水井)均以多層合采的定向井方式完成,隨著油田開發(fā)進入中高含水期,多數(shù)定向井側(cè)鉆成水平井以適應(yīng)油藏細分層系開發(fā)的需要,當(dāng)以動用連片分布剩余油富集區(qū)為目的側(cè)鉆水平井達到一定數(shù)量時,油藏內(nèi)部剩余油分布愈來愈零散,靠側(cè)鉆水平井來動用小規(guī)模的剩余油區(qū)域已經(jīng)不經(jīng)濟[4]。而油田范圍內(nèi)為數(shù)不多的一些定向井正好位于這種小規(guī)模剩余油區(qū)附近,這些定向井正好契合了挖潛該類剩余油的需求。

XJ30-2-B14井是開采西江30-2油田HA1、H1B、H3及H3B層的一口合采井,日產(chǎn)油不足48 m3,含水率97.1%。據(jù)最新剩余油飽和度測井結(jié)果,HA1及H1B層剩余油飽和度高達70%,尚具有很大的潛力,具備細分層系開采的物質(zhì)基礎(chǔ),同時該井具備二次完井合采改分采的井筒條件。通過補孔HA1及H1B層并重新防砂完井(圖1),成功實施了定向井二次完井“合轉(zhuǎn)分”改造措施。改造后的油井于2013年3月23日投產(chǎn),HA1和H1B層合采,日產(chǎn)油235 m3,日產(chǎn)液526 m3,含水率下降至66.9%,增產(chǎn)作業(yè)效果顯著。

圖1 XJ30-2-B14井二次完井“合轉(zhuǎn)分”改造前后井下管柱示意圖

由此可見,定向井二次完井“合轉(zhuǎn)分”改造技術(shù)適用于穿越一套或多套“過路”小規(guī)模剩余油帶的定向井,這些定向井通過二次完井改造后除動用小規(guī)模剩余油區(qū)外,通過層系細分開采,既減少了原合采模式下層間干擾的問題,又起到了一井多用的效果。根據(jù)對近3年的時間推移測井及數(shù)值模擬研究結(jié)果,計劃在后續(xù)3～5年,將對西江、惠州和陸豐凹陷共計18口井進行定向井二次完井“合轉(zhuǎn)分”改造,預(yù)計該項在生產(chǎn)井改造技術(shù)將使近130萬m3遮蔽空間里的零散剩余油資源得到有效動用,增加可采儲量63萬m3。

2.2 水平井MRC儲層改造

為解決低滲儲層高含水期側(cè)鉆的難題,提出了在生產(chǎn)水平井MRC(最大化油藏接觸位移井)儲層改造技術(shù)[5],通過在原井近井地帶的儲層改造,在原井裸眼井段適當(dāng)位置派生出一支或多支深入油氣藏的位移分支,可建立起立體式網(wǎng)絡(luò)狀溝通滲流通道,大大增加油藏接觸面積,并大幅提高近井地帶一定位移內(nèi)向井筒的橫向?qū)Я髂芰?從而增大低滲、低豐度油氣藏泄油面積,提高最終采收率。該項工藝技術(shù)在動用高含水油田開發(fā)中后期局部剩余油條帶或成倍提高低產(chǎn)層的產(chǎn)能上具備獨特優(yōu)勢,裸眼懸空劃槽和“作坊化”作業(yè)模式是在生產(chǎn)水平井MRC儲層改造技術(shù)的兩大技術(shù)關(guān)鍵點。

LF13-1-29H1井是開采陸豐13-1油田某油藏中低滲α層的一口水平井[6],因水平段長約100 m泥巖水化垮塌而形成局部堵塞,產(chǎn)液量和產(chǎn)油量急劇降低,已接近廢棄產(chǎn)能,若無任何增產(chǎn)措施該井井控儲量最終采出程度僅18%。為有效解決該井產(chǎn)液量低及提高近井地帶剩余油資源利用程度,決定在該井進行MRC儲層改造方案,先在原泥巖跨塌井段之前一定距離懸空劃槽,確認與原井眼分離后繼續(xù)通井劃出繞行井眼MRC1分支,繞行650 m后至原被埋后半段水平段正上方1.5 m(垂向距離)處,繼續(xù)用同樣懸空劃槽的方式再分離出MRC2分支,MRC2分支降斜下行預(yù)期溝通原被埋后半段老井眼,預(yù)期整個井眼溝通后達到油藏暴露面積最大化目的。該井MRC儲層改造方案實施完成后,新增油藏位移井段764 m,除去泥巖水化垮塌井段100 m外,水平段總長達1 364 m(圖2)。LF13-1-29 H1井投產(chǎn)后日產(chǎn)油從35 m3增至237 m3(圖3),年增油2.9萬m3,使得側(cè)鉆目標(biāo)井變身為高產(chǎn)井,預(yù)計最終井控儲量采收率提高15%～20%。

由此可見,在生產(chǎn)水平井MRC儲層改造技術(shù)適用于存在產(chǎn)能瓶頸的低滲低豐度儲層中高含水開發(fā)井,通過大幅度提高單井產(chǎn)液量來增加產(chǎn)油量,最大限度地提高近井筒地帶儲量動用程度來提高油藏采收率。由于水平井MRC儲層改造技術(shù)在低滲透油藏中高含水期挖潛增產(chǎn)方面的獨特優(yōu)勢,該項技術(shù)在惠陸凹陷有很大的推廣空間,如陸豐13-1油田某油藏SL1-SL-5層、惠州21-1油田L(fēng)30和L60等、惠州26-1油田L(fēng)30上層系等,這類儲層儲量超過2 000萬m3,預(yù)期可為本海域新增可采儲量近200萬m3。

2.3 水平井分段儲層改造

圖2 陸豐13-1油田L(fēng)F13-1-29H1井MRC儲層改造前后增加油藏接觸位移井示意圖

圖3 LF13-1-29H1井MRC儲層改造前后生產(chǎn)效果對比圖

水平井分段儲層改造可有效解決井口籠統(tǒng)注入方式中高滲井段的優(yōu)勢吸酸問題。針對裸眼水平井不同井段間因儲層物性非均質(zhì)引起的井段間干擾效應(yīng)[7],采用鉆桿直達裸眼目的井段定點強化注入改造低滲井段,消除高滲高含水井段對低滲高含油井段的產(chǎn)能屏蔽問題,有效解放被屏蔽井段的產(chǎn)油能力。

XJ23-1-A08 H井是西江23-1油田2008年投產(chǎn)的一口水平井,水平段長835 m。該井投產(chǎn)后產(chǎn)液量一直比同層位生產(chǎn)井低,采液指數(shù)僅為69.2 m3/(d·MPa-1),遠低于相同產(chǎn)層油井的平均值461.1 m3/(d·MPa-1)。進一步分析后認為,有以下2個因素造成該井低液量高含水:一是鉆井過程中的近井地帶的污染;二是水平井不同井段之間的物性差異造成供液剖面不均勻,物性較差的井段長期沒有動用,原始含油處于未動用狀態(tài)。為此,水平井分段儲層改造方案設(shè)計對該井進行鉆桿拖動+定點酸化措施,針對3個須解除屏蔽效應(yīng)的目的井段進行定點強化改造,同時保證全井眼酸化(圖4)。該井完成水平井分段儲層改造措施后,綜合含水降低了8個百分點,產(chǎn)能提高了近10倍,日增油量超過127 m3(圖5)。

圖4 XJ23-1-A08H井分段酸化施工曲線

圖5 XJ23-1-A08H井水平井分段儲層改造前后生產(chǎn)效果對比圖

由此可見,水平井分段儲層改造技術(shù)適用于因不同水平段物性非均質(zhì)性存在井段間干擾的在生產(chǎn)水平井,可有效解放中高含水油井水平段中低滲高含油井段的產(chǎn)油能力,使得不同水平段均衡出油,可起到增液增油的效果。

2.4 井下油水分離改造

珠江口盆地(東部)海相砂巖油田開發(fā)進入特高含水階段后面臨著一個共性問題,即油田開發(fā)“帶水采油”的特點決定了平臺產(chǎn)出液處理設(shè)施必須不斷升級,以滿足提液穩(wěn)產(chǎn)的需求。產(chǎn)出液量的遞增一方面增加了平臺處理設(shè)施的負荷,另一方面又占用了低含水井的提液空間。若能讓油井產(chǎn)出液中的水相在井下快速分離并回注地下,就能給低含水井騰出提液空間,達到變相增油的目的。

西江23-1油田是珠江口盆地(東部)產(chǎn)出液受限的典型油田之一。全油田采油井?dāng)?shù)達24口,現(xiàn)有日產(chǎn)水處理能力僅為5.25萬m3,日產(chǎn)原油2 620 m3。若按油井最大產(chǎn)能計算,該油田日產(chǎn)液量可達7.31萬m3,日產(chǎn)原油可提高到3 660 m3,產(chǎn)液處理瓶頸限制了油田產(chǎn)油能力。據(jù)估算,在該油田若推廣運用井下油水分離改造技術(shù),將置換出2萬m3/d的提液空間,應(yīng)用到低含水率井提液上可增加產(chǎn)油能力1 000 m3/d,既達到了節(jié)能減排的效果,又可以突破產(chǎn)液瓶頸,提高產(chǎn)油量。

針對井下油水分離改造技術(shù),在XJ23-1-A01H井開展了先導(dǎo)試驗方案研究。該井生產(chǎn)層位為H3B層,當(dāng)前日產(chǎn)液量2 862 m3,外排水量近2 719 m3/d,不僅對地面產(chǎn)出液處理系統(tǒng)帶來壓力,且隨著含水率的繼續(xù)升高,將占用大量的提液空間。根據(jù)該井的井下油水分離改造方案,射開目的層上部的相鄰水層H0層(圖6),由井下水力旋流器通過產(chǎn)生2 000倍重力加速度的離心力(單個水力旋流器分離容量達79.5～318.0 m3/d),將水中的油花(該技術(shù)要求油井含水率＞85%)分離輸出至上電潛泵(圖7),而分離出的大量生產(chǎn)水(水中含油＜500 mg/L)借助水力旋流器重相端余壓注入到射開的水層H0層中。該井井下油水分離改造完成后,井口產(chǎn)出液由2 862 m3/d、含水95%的油水混合物變成了286 m3/d、含水50%的油水乳化物。

圖6 XJ23-1-A01H井下油水分離改造示意圖

圖7 XJ23-1-A01H井下油水分離改造后液流方向及上部完井管柱示意圖

由此可見,井下油水分離改造技術(shù)適用于油井產(chǎn)層上下一定范圍外存在橫向展布范圍廣的產(chǎn)出水承接砂層、地面產(chǎn)出液處理設(shè)施存在瓶頸的油田開發(fā)井,可實現(xiàn)一井多用、節(jié)能減排且給低含水油井騰出提液增產(chǎn)空間的目的。

2.5 區(qū)域井組合“自流注水”井組改造

珠江口盆地(東部)海相砂巖油藏絕大多數(shù)砂體連通范圍廣,尤其是底水油氣藏水油體積倍數(shù)一般超過100,剛性驅(qū)動居多。但在近年的巖性油藏開發(fā)過程中遇到了地層供液能力不足的問題,這類油藏砂體連通范圍小,多為巖性邊界,因油藏規(guī)模小,開發(fā)項目的經(jīng)濟效益不足以支撐配套地面注水設(shè)備,油井投產(chǎn)后半個月左右井口壓力逐漸降低,最終出現(xiàn)供液不足被迫采取間歇方式維持生產(chǎn)。

惠州25-3油田在開發(fā)L30上層系油藏時遇到地層供液不足的問題。該層系開發(fā)井網(wǎng)為4口定向井HZ25-3-3、HZ25-3-9、HZ25-3-5SA、HZ25-3-8及1口水平井HZ25-3-6 H井,其中前3口井均為合采井,HZ25-3-8及HZ25-3-6 H井為單采井。自2011年1月投產(chǎn)以來,單采井因地層供液不足一直采用間歇生產(chǎn)(圖8中2011年1月至2012年3月),合采井HZ25-3-3井在測產(chǎn)液剖面時觀察到L30上層系存在被“倒灌”現(xiàn)象,產(chǎn)層厚度、物性及產(chǎn)液量等分析認為流出層是同井的M22、M27層?；谠贖Z25-3-3井同井層間“倒灌”現(xiàn)象及整個惠州25-3油田面臨地層供液不足的現(xiàn)實問題,提出了在該油田嘗試區(qū)域井組合“自流注水”井組改造,以保證油田在不增加地面注水設(shè)施條件下能夠?qū)崿F(xiàn)連續(xù)生產(chǎn)。

圖8 惠州25-3油田J8井地層供液能力不足造成油井被迫間歇生產(chǎn)動態(tài)圖

惠州25-3油田區(qū)域井組合“自流注水”井組改造的具體方案:關(guān)閉J3井,利用該井井筒作為自流注水的倒灌通道,實現(xiàn)從高含水層M22、M27層與地層能量不足的L30上層系之間物質(zhì)交換,保證L30上層系流入點遠端J6 H、J8井連續(xù)生產(chǎn)(圖9)。該油田區(qū)域井組合“自流注水”井組改造方案實施后,井組油井泵入口壓力回升,井組內(nèi)所有油井均能實現(xiàn)穩(wěn)定生產(chǎn),未出現(xiàn)因供液不足造成的關(guān)停現(xiàn)象,且均見到明顯的增油效果,井組日增油達73.5 m3。

圖9 惠州25-3油田J3井組區(qū)域“自流注水”改造井網(wǎng)示意圖

由此可見,區(qū)域井組合“自流注水”井組改造技術(shù)適用于中低滲透層存在供液不足且產(chǎn)層上下存在供液充足含水砂層的開發(fā)井。珠江口盆地(東部)惠陸凹陷的惠州21-1油田、惠州26-1油田、惠州25-3油田及陸豐13-1、陸豐7-2油田的中低滲透層均存在廣闊的應(yīng)用前景。

2.6 水平井向直井改造

目前大部分特高含水油田中水平井井型占主導(dǎo)地位,且水平井投產(chǎn)后含水上升快,一旦含水率接近98%,該井井筒將成為下一個被側(cè)鉆的目標(biāo)。若該水平井穿越的過路油層尚存在剩余油潛力,側(cè)鉆將是對現(xiàn)有井筒資源的浪費。鑒于此,封堵水平井段并對穿越一定規(guī)模剩余油的井段補孔,將水平井改造成定向井,既可節(jié)約井筒資源,又可增加油田產(chǎn)油量。

LF13-1-26 H井是生產(chǎn)陸豐13-1油田某油藏SL-5小層的一口水平井,改造前日產(chǎn)液545 m3,含水率99%,日產(chǎn)油不足5 m3,是一口典型的側(cè)鉆目標(biāo)井。經(jīng)研究后決定對該井實施水平井向直井改造措施,擠水泥封堵SL-5層水平段后,對穿越該油藏SL-1小層的14 m套管段進行補孔,投產(chǎn)后日產(chǎn)油13.5 m3,含水率8%,取得很好的增油及節(jié)能減排效果。據(jù)估算,該項改造技術(shù)的實施可使陸豐13-1油田全年減排生產(chǎn)水近50萬m3,僅化學(xué)藥劑注入費用一項就節(jié)省近百萬元。

由此可見,水平井向直井改造技術(shù)適用于穿越一套或多套“過路”油層的特高含水水平井,只要經(jīng)過評估后補孔套管段過路油層有經(jīng)濟效益,均可實施該項措施。

3 結(jié)束語

特高含水老油田挖潛一直是南海東部海域持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)的重要措施。近年來開發(fā)工作者在老油田挖潛方面又進行了一次全新嘗試,通過海相砂巖油藏在生產(chǎn)井改造技術(shù)實踐,摸索出了一條不同于以往靠不間斷側(cè)鉆特高含水老井來減緩老油田產(chǎn)量遞減的新路子,在生產(chǎn)井改造技術(shù)的成功應(yīng)用既拿到了一定規(guī)模的措施產(chǎn)能,又避免了多輪次側(cè)鉆行為本身造成原井眼近井地帶剩余油資源的浪費。這些在生產(chǎn)井改造方式的多樣化既契合了海相砂巖自身的地質(zhì)油藏特點,又創(chuàng)造性地移植了相關(guān)工程技術(shù)方法,順應(yīng)了國家節(jié)能減排的可持續(xù)發(fā)展政策。同時,這些在生產(chǎn)井改造技術(shù)本身就是油田可持續(xù)開發(fā)的發(fā)展方向,對老油田挖潛方式的多元化及國內(nèi)外海上老油田持續(xù)開發(fā)都有一定的借鑒意義。

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Producing well reconstruction technique and implementation from marine sandstone oil fields in the eastern Pearl River Mouth basin

Zou Xinbo Xu Qinghua Li Yanping Yang Guang Zhang Qinghua Xiao Jiye
(Shenzhen Branch of CNOOC Ltd.,Guangdong,518067)

After entering into the ultra-high water cut development stage,marine sandstone oil fields were facing the problems such as high water cut, production rate decreasing,the scattered remaining oil distribution and narrow room for well pattern thickening,which make the sustainable development more difficult.For Xijiang,Lufeng and Huizhou marine sandstone oil fields in Pearl River Mouth basin(eastern part)of the South China Sea,the engineering technical problems encountered at ultra-high water cut stage of mature sandstone oilfields are summarized so as to propose a series of producing well reconstruction techniques. By recompletion of the commingled directional wells,the producing well could easily produce from individual layers separately,and the interferences between different permeable payzones are reduced so as to produce from different layers in the stratified reservoir.By MRC formation reconstruction for horizontal wells,the drainage area gets larger and the formation lateral flow conductivity enhances in relatively low permeability layers or marlaceous strip area of massive sandstone reservoir.By segregated formation reconstruction of the horizontal wells,the crude oil in the mid-low permeability area with high oil saturation around horizontal segments are produced at lower water cut and higher oil production.With down-hole oil and water separation,increasing the production of midlow water cut wells become possible by re-injecting produced water into water-saturated sandstone which greatly save energy and reduce emission.The effective injection-production system is established to supplement the driving energy by dump injection reconstruction of different well groups.The horizontal wells are reconstructed to produce the upper passing layers by plugging the horizontal segment and re-perforating the upper directional segments,which greatly improve the effectiveness of wellbore.The producing well reconstruction techniques proposed here are applied to the marine sandstone of Xijiang, Lufeng,and Huizhou marine sandstone oil fields in Pearl River Mouth basin(eastern part)of the South China Sea and achieve good effect,which show great significance for sustainable development of the similar oilfields at ultra-water cut development stage.

Pearl River Mouth basin(eastern part); marine sandstone oil fields;ultra-high water cut stage; sustainable development;producing well reconstruction technique;implementation effect

2013-11-01改回日期:2014-02-13

(編輯:孫豐成)

*中國海洋石油總公司重大科技專項“南海東部海域低孔低滲油氣藏勘探開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)研究與實踐(編號:CNOOC-KJ 125 ZDXM 07 LTD)”部分研究成果。

鄒信波,男,高級工程師,主要從事海上油氣田開發(fā)油藏數(shù)值模擬、井下增產(chǎn)措施評價和方案實施以及開發(fā)中后期方案調(diào)整研究工作。地址:廣東省深圳市南山區(qū)蛇口工業(yè)二路1號海洋石油大廈B座11F(郵編:518067)。E-mail:zouxb@cnooc.com.cn。