4 油田新技术

Casabe:老油田挖潜增效实例

油气田开采到一定阶段后，其天然驱动能量逐渐减弱，需要

补充能量才能维持一定的产量。在 Casabe 油田，作业者通过注水

提高油田采收率。然而，敏感的岩性、复杂的构造以及严重的水

窜等问题造成 Casabe 油田生产设备失效，油井管柱被挤毁，严重

影响水驱效率。地质分析、注水开发、钻井和生产优化方面的新

技术正在使这一曾经高产的油田恢复往日的辉煌。

0

1974

1976

1978

1980

1982

1984

1986

1988

1990

1992

年 份

1994

1996

1998

2000

2002

2004

2006

2008

2010

5

10

15

20

25

0

25

50

75

100

125

原油

产量，

1000桶

/日

注水

量，

1000桶

/日

水驱

试验

项目

成立

Casa

be联

合公

司

水油

^ Casabe油田原油产量和注水量。水驱试验项目始于20世纪70年代末期，但直到1985年才启动两个大型水驱项目中的一个。在每个项目的前三年都采取高注水速度。然而，水很快便进入高渗透砂

层。过早水淹和井筒坍塌迫使作业公司降低注水速度。降低注水速度导致产量降低，逆转产量下降

趋势的努力宣告失败。2004年成立Casabe联合公司时，产量为5200桶/日。至2010年2月初，原油产量

已提高至16000桶/日以上。

Mauro AmayaRaúl AmayaHéctor CastañoEduardo LozanoCarlos Fernando Rueda哥伦比亚国家石油公司哥伦比亚波哥大

Jon Elphick英国剑桥

Walter GambarettoLeonardo MárquezDiana Paola Olarte CaroJuan Peralta-VargasArévalo José Velásquez Marín波哥大

《油田新技术》2010年春季刊：22卷，第1期。

©2010斯伦贝谢版权所有。

在编写本文过程中得到以下人的帮助，谨表谢

意：波哥大的José Isabel Herberth Ahumada，Marvin Markley，José A. Salas，Hector Roberto Saldaño，Sebastian Sierra Martinez 和Andreas Suter，以及墨西

哥城的Giovanni Landizez。

AIT，CMR-Plus，Petrel，PowerPak XP，PressureXpress，TDAS和USI等是斯伦贝谢公司的商标。

Crystal Ball是甲骨文公司的商标。

IDCAP，KLA-GARD和KLA-STOP等是M-I SWACO的商

标。

1. Peralta-Vargas J，Cortes G，Gambaretto W，Martinez Uribe L，Esocbar F，Markley M，Mesa Cardenas A，Suter A，Marquez L，Dederle M和Lozano E：“Finding Bypassed Oil in a Mature Field－Casabe Field，Middle Magdalena Valley Basin，Colombia”，

发表在ACGGP（Asociación Colombiana de Geólogos y Geofi sicos del Petróleo）X Symposia Bolivariano上，

哥伦比亚卡塔赫纳，2009年7月26-29日。

Marquez L，Elphick J，Peralta J，Amaya M， Lozano E：“Casabe Mature Field Revitalization Through an Alliance：A Case Study of Multicompany and Multidiscipline Integration”，SPE 122874，发表在

SPE拉丁美洲和加勒比海石油工程会议上，哥

伦比亚卡塔赫纳，2009年5月31日-6月3日。

2. Cordillera是西班牙语，意思是山脉。哥伦比亚

有三个山脉：东部、中部和西部山脉。这三个

山脉是安第斯山脉的支脉。安第斯山沿哥伦

比亚西部延伸，覆盖该国西部一半的地区。马

格达莱纳河谷盆地走向为西南-东北方向。马

格达莱纳河向北穿过该盆地，最后流入加勒

比海。

3. Barrero D，Pardo A，Vargas CA和Martínez JF：Colombian Sedimentary Basins：Nomenclature，Boundaries and Petroleum Geology，a New Proposal。哥伦比亚波哥大：Agencia Nacional de Hidrocarburos（2007年）：78-81，http://www.anh.gov.co/paraweb/pdf/publicaciones.pdf（2010年2月5日浏览）。

段结束时，一次采收率为13%。而此

时产量已大幅递减到了5000桶/日（800米3/日）左右。为扭转这种趋势，哥伦

比亚国家石油公司进行了几年的水驱

试验，直到80年代中后期才确定了两

项大型二次开采计划。

在二次开采期间，构造复杂性、

敏感页岩、非均质砂岩和以及原油高

粘度等各种不利因素使得注水效率不

断降低。虽然在注水初期成功提高了

在石油开发史上，老油田有很

多值得讲述的故事。Casabe油田自从

1941年被发现后就开始了它的精彩故

事，该油田在哥伦比亚波哥大北部350公里（220英里）处，位于安蒂奥基亚

省马格达莱纳河谷盆地（MMVB）中

部。1945年开始生产时，该油田处于

欠饱和状态，一次开采阶段通过自然

衰竭和一个弱水层进行驱替开采。到

20世纪70年代后期，天然能量驱动阶

52010 年春季刊

产量，但注入水在生产井中过早水

淹，从而产生死油区（前一页图）。

大量油井出砂，造成井眼坍塌，井下

设备出现故障。为克服上述问题，逐

步降低了注水速度，而注水措施在提

高采收率方面效率不断降低；从1996年起，产量年递减率为7%－8%。

2004年，哥伦比亚国家石油公司

和斯伦贝谢组成联合公司，试图恢复

Casabe油田的产能。联合公司通过利

用先进方法对这一高度复杂油藏进行

管理，成功扭转了产量递减的趋势：

从2004年3月到2010年2月，原油产量

从5200桶/日提高到16000桶/日（820－

2500米3/日）[1]。而且，估计最终采收

率从原始地质储量（OOIP）的16%提

高到22%。

本文介绍了Casabe油田内储层的

复杂性，以及过去70年来曾经使用过

的开采方法，重点介绍了2004年以来

在大型再开发项目中所采用的先进生

产方法。

复杂的高产油区

马格达莱纳河谷盆地中部是一条

狭长的坳陷，位于哥伦比亚中部和东

部山脉之间，面积达34000公里2（13000英里2）[2]。盆地油苗非常普遍；早在

16世纪第一批勘探家就记录了油苗的

存在。这进一步促使了一些最早的石

油勘探活动，并在1918年发现了一个

大油田（称为La Cira-Infantas油田）。

这是在哥伦比亚发现的第一个油田。

从那时起，MMVB得到了很大程度的

勘探。其目前油气储量包括19亿桶

（3.02亿米3）原油和2.5万亿英尺3（710亿米3）天然气[3]。

该盆地丰富的油气资源证明本地

区含油气系统相当活跃。一层厚厚的

富含有机质的灰岩和页岩层序在白垩

纪时期沉淀在圭亚那地盾西北缘广阔

的克拉通边缘地槽内 [4]。始新世不整

6 油田新技术

0m

Peroles油田

La Cira–Infantas油田

Barrancabermeja Nuevo Mundo 向斜 Rio Suarez背斜

Casabe油田

中部山脉

A A’

10,000

5,000

15,000

100 20 公里

50 10 英里

中新世

La Cira 页岩

白垩纪5,000 ft

东北

-西南平移主断层带

渐新世

始新世

上部砂层

A1和

A2Re

al地层

C组砂层

下部砂层

B0，

B1，

B2和

B3

0 500 ft

0 150 m

CasabePeñas

Blancas

Galán

Barrancabermeja

A

A’

100 公里500

50 英里250

Pale

stin

e 断层

Ba rrancabermeja 断

层

中

部 山

脉

东

部 山

脉

Nue

vo M

undo

向斜

Rio

Suar

ez 背

斜

N

La Cira–Infantas Peroles

合把这些下伏源岩和主要储层分开。

流体向MMVB内部油田运移的主要机

理包括直接垂直运移（La Luna层在始

新世不整合出现地下露头）、沿始新

世砂岩携带层的横向运移和穿过断层

的垂直运移。

C a s a b e油田的C o l o r a d o层、

Mugrosa层和La Paz 层是在早第三纪

时期沉积下来的，深度为670－1700米（2200－5600英尺）。油田内储层砂

岩大致分为三组：A组、B组和C组，

这三组再细分成开发单元（上图）。

砂岩通常被不渗透的粘土岩盖层隔

离，颗粒大小从粉砂质到砂质再到中

砾。

构造上，Casabe油田是一个8公里（5英里）长的背斜，有一个三向闭

合，东翼形态明确，南部呈倾伏状。

北部倾伏是在Casabe油田以外的Galán油田区域。一条大角度东北-西南走向

的平移断层使圈闭西侧闭合。垂直于

主断层的辅断层把整个油田分割成8

个区块。因为断层复杂，区块分割严

重，一般是在每个区块内钻直井或斜

井。

在该油田的整个开发史上，规划

人员在制定开发计划时尽量避免把井

打在靠近西部断层的区域。这是因为

根据零星2D地震资料建立的储层模型

不能充分确定包括主平移断层在内的

主断层的准确位置。所依据的地震资

料最早是在1940年左右采集的，后来

又分别在20世纪70年代和80年代采集

^ Casabe 构造情况。Casabe油田位于MMVB中部La Cira-Infantas油田西侧（左）。在综合构造剖面图A－A’（右上）上标出了MMVB主要构造和在产油田。盆地东部因受到逆冲带的限制，使最古老的岩层隆起。盆地剖面图中间部分标出了白垩纪和古新世岩石（绿色），渐新世岩石（橘色）和中新世

岩石（黄色）。始新世前中时期的隆起和剥蚀使西侧的中部山脉暴露出来（灰色）。Casabe油田分层程度很高，如构造细节剖面所示（右下）。（根

据Barrero等人的资料（参考文献3）以及Morales等人的资料（参考文献6）修改）。

4. Pericratonic（克拉通边缘）是一个用来描述地

壳稳定块（克拉通）周围地区的术语。

5. 虽然准确的断层位置不好确定，但通过采用

保守方法，使井位远离断层带，注水开发规

划人员确保了井位在正确的区块内，且在西

部断层闭合内。

6. 有关Casabe油田历史构造图更多的信息，请

参见：Morales LG，Podesta DJ，Hatfield WC，

Tanner H，Jones SH，Barker MHS，O’Donoghue J，Mohler CE，Dubois EP，Jacobs C和Goss CR：“General Geology and Oil Occurrences of Middle Magdalena Valley，Colombia”，Weeks LG（编

辑）：Habitat of Oil。塔尔萨：美国地质学家

协会，AAPG特刊18（1958年）：641-695。

7. 有关Casabe油田未开发地区的更多信息，

请参见：Gambaretto W，Peralta J，Cortes G，Suter A，Dederle M和Lozano Guarnizo E：“A 3D

Seismic Cube：What For？”，SPE 122868，发

表在SPE拉丁美洲和加勒比海石油工程会议

上，哥伦比亚卡塔赫纳，2009年5月31日-6月3日。

8. Peñas Blancas油田在Casabe油田西南7公里（4英里）处，发现于1957年。这两个油田由同

一家作业公司经营。因为在两个油田中间地

区发现了含油气迹象，因此对其进行了勘

探。

72010 年春季刊

标注井位的构造简图

地层顶面 地震资料

未开采或钻井的区域

井位

深度，ft3,300

4,050

4,800

深度，ft3,300

4,900

6,500

0

0 6,000 ft

1,000 2,000 m 0

0 6,000 ft

1,000 2,000 m

0 1,000 2,000 m

0 3,000 6,000 ft

N N

N

N

了两次。

因为缺乏更准确的构造模型，造

成了两个严重问题：一是油藏工程师

低估了OOIP，二是注水开发规划人员

发现在同一个储层中很难定位注水井

-生产井井对，在同一个断块内也不

好确定 [5]。针对这些不确定性因素，

Casabe联合公司的管理人员和专家于

2004年制定了一项多元再开发计划。

哥伦比亚国家石油公司在开发

该油田方面有着丰富的经验和知识，

并采取了各项措施使油田生产维持了

多年。斯伦贝谢向哥伦比亚国家石油

公司提供新的油田技术，包括地震勘

探、井下测量、资料分析和特色钻

井，并派遣各个领域的专家解决所面

临的难题。联合公司相信在一年内他

们的努力就会见到效果。

再开发计划的主要目标是提高储

量，更有效地管理注水开发效率，解

决钻井方面的问题，如敏感岩性、起

下钻问题、低钻进速度、井眼坍塌和

冲蚀问题，以及完井面临的挑战，如

固井效果差、套管挤毁等。解决上述

每一个问题都要求作业公司的专业人

士和服务公司的技术专家紧密合作。

项目第一阶段的工作是根据以前的资

料和利用最新技术采集的新资料（如

3D地震勘探和3D反演），对油田进行

一次彻底分析。

未开发区域和顶存油

40年前，常常利用井资料识别地

层顶面来绘制构造图。因为有几百口

均匀分布的井，所以绘制Casabe油田

大部分区域构造图的任务非常简单[6]。

但是，在东北-西南平移主断层附近存

在大片未开发区域，面积超过20公里2

（7.7英里2）。另外还存在较小面积的

未开发区[7]。

缺乏未开发区域的测井资料意味

着无法确定地层顶面，从而无法绘制

作业者感兴趣的几个关键区域的构造

图，因此可能会漏掉大量潜在储量。

为加强对构造的了解，帮助提高储

量，哥伦比亚国家石油公司采用了高

分辨率3D地震勘探。

地球物理师的地震勘探设计规划

包括了Casabe油田和Peñas Blancas油田，同时还覆盖这两个油田之间的区

域[8]。西方奇科在2007年上半年执行了

该勘探项目，采集了100多公里2（38英里2）的高分辨率3D地震资料；随后

在同一年进行了资料解释。利用新资

料建立的构造模型，比以前根据地层

顶面建立的模型更准确、更可靠。新

模型的一大优势是基本上覆盖了整个

Casabe特许探区（下图）。

除了准确描述地下构造之外，新

采集的地震资料还为油藏工程师提供

了一些有关含油层的初步信息。有些

情况下，富油地层表现为地震振幅异

常，称为亮点。但出现亮点并不能保

证有油存在，很多作业公司在只根据

振幅资料钻井时都钻了干井。

^ Casabe构造图和模型。Casabe油田构造图是根据测井资料确定的地层顶面建立的（地层顶面）。但作业公司因为怕钻到圈闭外面，所以避免沿平移主断层打井，因此无法得到地层顶面资料（构造简图，红色阴影区）。这一不太确定的未开发区代可能有重要的潜在储量。利用高分辨率3D地震资料

绘制的构造图则比较详细（地震资料）。新构造图表明该油田地下还有其他断层，并且表明当前断层的位置与地层顶面图有所不同。通过利用现有测

井资料对新构造图进行标定，进一步提高了新构造图的精度。随后地球物理师把图件输入Petrel软件，建立了3D地下构造模型（右侧插图）。（根据

Peralta-Vargas等人的资料修改，参考文献1）。

8 油田新技术

油田走廊的位置，走廊上没有规划井

位，原因是主断层位置周围的情况不

确定。此后沿走廊已经成功进行了钻

井作业（下一页，上图）。

通过详细的地质模型，更好地了

解了地下条件，帮助制定水驱计划和

钻井流程。通过对3D地震资料进行叠

前反演处理，对油田范围内的岩石属

性进行了有效评估[10]。然后，地球物

理师利用新一代测井仪器得到的近150口井的测井资料对岩石属性评估结果

进行了标定（请参见“新井和相应成

有几种情况可能产生容易误解

的振幅异常，但经过仔细处理和解释

能够区别。在共中心点道集处理过程

中，通过AVO分析进行资料校正（上

图）[9]。利用AVO校正的振幅图作为附

加校验工具，解释人员能够确定未开

发油聚集和顶存油聚集。

顶存油是一个老概念。作业者知

道在较高的层可能积聚着顶存油，但

如果不能肯定断层的准确位置，就很

难确定顶存油是否真的存在。通过对

Casabe 3D地震资料进行解释，明确了

亮点

AVO校正振幅图

AVO异常

典型振幅特征

未开发区

油气

未校正共中心点道集

振幅异常

偏移距

偏移距

偏移距

果”，第15页）。根据标定的岩石类

型，地质师绘制了相分布图，并结合

构造模型，建立了油藏结构模型。

该油藏模型突出显示了超过15个平均厚度为3米（10英尺）的储层。

油藏工程师对其中10个储层进行了分

析，发现了500万桶（80万米3）的估算

储量[11]。然后在注水再开发阶段利用

地质模型帮助提高横向和垂向扫油效

率。

有效注水开发

上世纪70年代末，Casabe油田从

天然能量驱替转向注水开采，作业者

采用了典型的5点井网进行注水，大约

建立了500个注水井-生产井井对。为

了能使注入水有效波及到A组和砂B组砂岩的上层和下层，每个注水位置注

水井数达到4口（下一页，下图）。在

初期水驱阶段，注水速度在1986年和

1991达到了高峰，时间分别对应于在

Casabe油田北部和南部实施的两项水

驱计划开始后的第一年和第二年。

每个注水高峰期后2－3年内，注

水速度显著下降。主要原因是人为限

制注水速度，避免套管挤毁。另外还

有其他几项因素也降低注水速度。联

合公司在制定再开发计划时确定了上

^ 降低振幅异常的不确定性。在地震资料剖面上亮点表现为高振幅特征（左上）。这种特征可能指示油气聚集。一种亮点分析技术是从模拟包含各种流体的储层反射波振幅开始（右上）。充填水的

砂岩层顶的振幅随偏移距增加而减小，而类似的含气储层顶的振幅可能随偏移距增加而增加。将上

述结果与包含砂岩储层反射波的实际地震道（左下）进行对比分析，能够更准确地描述储层流体特

征。结合其他资料，如地震反演资料，AVO校正振幅图（右下）就能成为一项确定油气存在（浅蓝

色区域）的有效工具。（根据Gambaretto等人的资料修改，参考文献7）。

9. 有关AVO分析更多的信息，请参见：Chiburis E，Franck C，Leaney S，McHugo S和Skidmore C：“Hydrocarbon Detection with AVO”，Oilfi eld Review，5卷，第1期（1993年1月）：42-50。

10. 有关反演更多的信息，请参见：Barclay F，Bruun A，Rasmussen KB，Camara Alfaro J，Cooke A，Cooke D，Salter D，Godfrey R，Lowden D，McHugo S，Özdemir H，Pickering S，Gonzalez Pineda F，Herwanger J，Volterrani S，Murineddu A，Rassmussen A和Roberts R：“地震反演技术

及其应用”，《油田新技术》，20卷，第1期（2008年春季刊）：42-63。

11. Amaya R，Nunez G，Hernandez J，Gambaretto W和Rubiano R：“3D Seismic Application in Remodeling Brownfield Waterflooding Pattern”，

SPE 122932，发表在SPE拉丁美洲和加勒比海

石油工程会议上，哥伦比亚卡塔赫纳，2009年5月31日-6月3日。

12. 有关高流度比分析更多的信息，请参见：

Elphick JJ，Marquez LJ和Amaya M：“ IP I Method：A Subsurface Approach to Understand and Manage Unfavorable Mobility Waterfl oods”，SPE 123087，发表在SPE拉丁美洲和加勒比海石油

工程会议上，哥伦比亚卡塔赫纳，2009年5月31日-6月3日。

92010 年春季刊

述问题，并把这些问题作为重新调整

Casabe油田注水开发计划重点考虑的

问题。

作业公司在这两项注水项目实施

过程中都在生产井中记录到了过早水

淹的情况。这是因为注入水在高渗层

发生了水窜。而且，整个油田流度比

较差：稠油被流动性强的水挤到了一

边（上层砂岩中的稠油API比重为14.8－23.3，下层砂岩中稠油API比重为

15.4－24.8）。而且，一旦见水，水的

流入速度就增加[12]。上述条件造成垂

向波及效率平均只有20%。

^ 开发顶存油。专家早就预测到沿平移主断层有一个油田走廊，但因为缺乏准确的地震数据造成在该地区钻井风险很高。根据2007年采集的3D地震勘探资料解释成果，地球物理师得以确定主断层附近的待开发钻井位置（左侧红色椭圆）。在区块VIII已批准在非常靠近平移主断层的位置钻一口补偿井

（左侧绿色虚线方框）。利用Petrel 软件直观显示3D地震资料和构造图（中），井位规划人员确定了补偿井的具体位置。井眼轨迹避开了主断层，目

标层定在一层较厚的未开发层与B组和C组砂岩的两个顶存油层（右）。在第一和第二次钻井中钻的都是直井；在第三次钻井中，特别是从2008年下半

年以来，所钻的大部分井都是在靠近断层的目标产油区的补偿井。（根据Amaya等人的资料修改，参考文献11）。

> Casabe油田注采方案。原始油田开发计划设

计为每个注水位置对应四口生产井，向多层砂

岩注水（蓝色井）。有两口井用来开采油，但

在有些位置，一口井从多层混合开采，包括砂

岩A和B，B和C，或A、B和C（绿色井）。目前

新注水井-生产井对的管柱设计（如后面的图显

示），限制一个位置只能钻一口生产井。这种

注水模式降低了成本，同时减少了近井诱发的

井塌事故。（根据Peralta-Vargas等人的资料修

改，参考文献1）。

未开发

顶存油B砂岩

顶存油C砂岩

区块 I 和 II

区块 III

区块 IV

区块 V

区块 VI

区块 VII

区块 VIII

已钻井

已批准钻井位置

建议钻井位置

未开发区

0

0 6,000 ft

1,000 2,000 m

N

N

新井

深度，

m

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

2,500

A1

A2

B1 SUP

B1 INF

B2 SUP

B3

C

A3

3,000

3,500

4,000

4,500

B2 INF5,000

5,500

下部

砂岩Mug

rosa

La P

azCo

lora

do

渐新

世

上部

砂岩

地层 –80 20

自然电位

0 20mV ohm.m

电阻率

砂岩

层深，ft

La Cira页岩

A1 A2注水 开采

B1 B2 A B CBA

10 油田新技术

2003

区块VI的注水井网

1986

生产井

注水井

A砂岩顶

B砂岩顶

C砂岩顶

断层线

3,000

2,400

1,800

1,200

600

00 750 1,500

东，ft

北，

ft

2,250 3,000 3,750

3,000

2,400

1,800

1,200

600

00 750 1,500

东，ft

北，

ft

2,250 3,000 3,750

出砂以及含砂水高速喷射流过射

孔孔眼严重腐蚀了生产井中的套管壁

和完井设施。在水驱的关键时期，大

量井出现了坍塌，最终被迫弃井或停

产。为维持产量，作业公司把很多注

水井转成了生产井，但这种措施大大

影响了注水井网（左图）。

为减少生产井坍塌事故而降低注

水速度是造成注入水不均匀流动的另

一个因素。径向波及效率较差，使得

很多地方出现了死油。油田再开发小

组打算重新建立注水-开采井网，以提

高径向波及效率。因此，第三次钻井

的重点放在了重新规划和布置注水井

与生产井上。目标是在整个油田建立

一套生产井注水井均匀分布的网络。

但是，径向波及效率在很大程度上与

获得较好的垂向波及效率有关。水驱

专家首先应该设计出更好的注水控制

系统，既能提高垂向波及系数，同时

还能降低水窜对生产管柱的破坏。

垂向波及效率决定于注入水的

驱替效率，即水从注水井注入地层，

把油从渗透层挤到与生产井连通的地

层。最初的多井注水方案没有控制注

水剖面，因此注入水最先通过高渗

层。这种水窜现象还会因为以下几种

原因加剧：注水过程中浅层砂岩会被

意外压裂，大大提高渗透率。如果低

质量注入水造成射孔堵塞或生产套管

结垢，就会降低深层的注水指数。另

外，在Casabe油田存在大量稠油，注

入水会绕过稠油，在生产井出现水

淹。因此，注入的水沿着高渗层流

动，可能不会注入到其他地层，特别

是收到污染的深层。这一直是Casabe油田生产作业中的一个明显特征。

为优化注水作业，专家建议使

用注水流量调节装置配置选择性注水

管柱（下一页图）。该设计可使作业

者控制具体层的注水速度，而无需考

虑油藏压力、渗透率和表皮污染或通

常影响注入水流动状态的任何其他因

素。

^ 1986年和2003年的注水井网对比。到1986年，作业公司在整个Casabe油田建成了分布均匀的五点注水井网（上）。区块VI的井塌发生率将近70%，在油田其他

区块记录的井坍塌数也非常高。2003年（下），很多坍塌的井都被放弃，或处

于停产状态，很多注水井被转成生产井。专家建议钻一批新井，重新建立全油

田五点注水井网。（根据Elphick等人的资料修改，参考文献12）。

112010 年春季刊

对每一层都进行封隔，以阻止这

一层的流体流到另一层。在该注水段

安装一个注水喷嘴，并在地面对其进

行控制。使用上述新型选择性管柱设

计，作业公司能够使受注水问题影响

较轻的层保持较高的注水速度，从而

提高垂向波及效率。另一方面，通过

降低问题层的注水速度，这种新型管

柱设计还缓解了水窜问题。

采用单井加封隔器控制注水的方

法也比以前的每个注水位置对应4口生

产井的设计方式节省很大成本。目前

在Casabe油田的注水井安装了16个流

量调节器。这种解决方案也说明了一

种可能性，即钻几口彼此之间位置很

近的注水井是造成套管挤毁的可能原

因之一。

克服钻井难题

从1945年投入生产到2006年底，

Casabe油田大约45%的生产井都出现

了坍塌，只是严重程度不同。结果是

某些井被弃，某些井停产，某些井经

过高成本维修才重新投产。弃井和停

产井的成本高达数百万美元，因为产

量低，损失了大量收益。大多数套管

挤毁都发生在区块VI，这个区块也是

已探明储量最大的区块。因此也是研

究套管挤毁原因的重点区块[13]。

在区块VI研究的第一阶段，生产

工程师收集了套管挤毁的统计数据。

到2006年该区块已有310口井。其中共

有214口井发生了不同程度的坍塌。生

产井坍塌数比注水井略多一些，但二

者之间的差别很小，说明不存在某种

趋势。所有发生过坍塌的井中，67口井被放弃，80口井停产，这是作业公

司已知的严重影响注水率和产量的一

个因素。其余井经过高成本修井后又

投入生产。然后工程师查找了这214口坍塌井与钻井时间之间的关系，以期

发现是否存在不适合Casabe油田的钻

井方法。

三次主要钻井和三个开采阶段

同时进行。三个开采阶段分别为：

A3

A21

A2

A1H

砂岩

自然电位

mV–80 20电阻率

ohm.m0 15

自然伽马

四层注水方案

gAPI0 150

射孔孔眼

WFR

封隔器

一次开采（天然能量驱动），从1941年到1975年；二次开采（注水），从

1975年到2003年，以及Casabe联合公

司注水开采，从2004到目前。第一次

钻井中78%的井在生产中发生了坍塌

事件。第二次钻井坍塌数略有下降，

占68%。而这一阶段对应注水开发阶

段，因此钻了更多井。在研究阶段，

区块V I第三次钻井没有出现坍塌情

况。这种变化被认为是改进了钻井方

法的结果。具体情况将在后文叙述。

为确定套管挤毁与地下条件之间

的联系，调查人员考虑使用根据新采

集的3D地震资料建立的地层和构造更

新模型。生产工程师通过Petrel地震模

拟软件在同一个3D窗口内同时显示老

模型和新模型。利用建模工具，生产

工程师能够标注并清楚看到套管挤毁

处的井深和在Casabe构造上的位置。

^ 选择性注水设计。Casabe油田采用的新型注水管柱安装了16个注水流量调节器（WFR）。使用流量调节器和止回阀可在关井时阻止注入水回流，并防

止出砂。用于隔离注水层的装置被安装在从A、B和C砂岩合采的高产井中分

层程度高的层段。使用杆式泵无法进行生产测井，但可记录注水情况：第1道是A砂岩的典型岩性（黄色阴影区）；如果存在长石，自然电位测井记录

（蓝色曲线）比自然伽马记录（红色曲线）更准确。第2道是两个测量深度

上的电阻率响应（红色和蓝色曲线），和注水层（绿色阴影区）。（根据

Elphick等人的资料修改，参考文献12）。

13. Olarte P，Marquez L，Landinez G和Amaya R：“Casing Collapse Study on Block VI Wells：Casabe Field”，SPE 122956，发表在SPE拉丁美洲和

加勒比海石油工程会议上，哥伦比亚卡塔赫

纳，2009年5月31日-6月3日。

12 油田新技术

工程师发现所有层位上都发生了

套管挤毁。但挤毁分布情况确实体现

出与上覆层和注水层有较强的关系。

对该油田内的井点和井眼挤毁点分布

情况进行分析，结果发现套管挤毁事

件分布相当均匀，说明没有出现局部

化情况（上图）。

下一个研究阶段是进行概率分

析，根据两个变量估计事件发生概

率：套管挤毁事件和作业年份。生产

工程师用Crystal Ball软件的蒙特卡罗

模拟模块绘制每次钻井的两个相关变

量，创建概率分布图。结果发现在第

一次钻井中钻的井在1985年发生套管

挤毁事件的井数最多（约30口），正

好对应第一次大型注水计划的开始阶

段。

对第二次钻的井实施了更频繁的

干预措施，对每次挤毁事件的发生时

间都进行了详细记录，比第一批井的

挤毁记录更确定。因此相应的概率分

上覆层 Colorado Mugrosa La PazA2

0

10

20

30

40

挤毁事件次数

地层单元

50

60

70

80

B2 B3B1A3A1 C断层

生产井 注水井

N

5,000

7-in. H4020 lbm/ft

7-in. J5520 lbm/ft

7-in. K5523 lbm/ft

7-in. N8023 lbm/ft

65/8-in. H4020 lbm/ft

65/8-in. J5520 lbm/ft

4,000

3,000

2,000

1,000

0

4,500

3,500

2,500

1,500

500

液面

，ft

套管 衬管

0% 管壁损失

10% 管壁损失

20% 管壁损失

30% 管壁损失

^ 区块VI内发生套管挤毁的区域位置和层位。对每层发生的套管挤毁事件进行统计分析（左），表明每一层都发生了挤毁事件。但主要发生在上覆层和注水层（主要是A1、A2、B1和B2砂岩），发生频率比其他层高几倍，说明上覆层和注水层更容易坍塌。利用Petrel建模工具，工程师把区块VI的套管挤毁

事件加入构造模型。某油藏构造图（右）表明挤毁事件发生在整个区块，而不是局部某个区域。（根据Olarte等人的资料修改，参考文献13）。

^ 首批井生产套管和衬管临界液面。研究人员用TDAS软件进行试验，确定了区块VI首批钻井中满足流体排出要求的临界注水条件。研究人员首先对套管（左侧绿框）和衬管（右侧红框）进行了试

验，根据原始设计，然后又分别考虑了10%、20%和30%的管壁损坏，估算出临界流体排出液面。用

来模拟的所有井井深都在5000英尺。随着井内液面下降，有可能发生套管挤毁，具体与管壁损坏程

度有关。例如，7英寸、20磅/英尺的API H40钢级的套管柱，当流体从3200英尺排出时，即使在安装

条件下也可能被挤毁。当管壁损坏程度严重时，首次模拟试验合格的井也被挤毁。结果表明，当

液面下降到油田曾经记录到的值时，腐蚀或一般磨损会使套管或衬管削弱到挤毁的极限。（根据

Olarte等人的资料修改，参考文献13）。

132010 年春季刊

析结果也更可靠。分析结果表明套管

挤毁事件主要发生在注水项目实施后

的前几年，到1988年达到高峰。

调查人员发现注水关键时期发生

挤毁事件的概率较高。这个时期对应

于最高注水速度（右图）。

在研究的下一阶段对Casabe油田井的机械完整性进行了评估。通过

这次评估，发现对于区块VI内的生产

井，挤毁只发生在生产衬管和套管。

为揭开造成管柱挤毁的根本原因，研

究人员用TDAS管柱设计和分析软件对

每一次挤毁事件进行了评估。该应用

软件能在两种情形下分析套管的机械

性能。第一个情形是初始安装状态，

考虑套管原始设计规格和井下条件，

如温度和压力。第二个情形是分析

后续作业（如注水和生产）引起的事

件，解释为施加到套管上的力，称为

工作载荷。工程师从挤压、拉伸和三

轴应力三个方面分析了工作载荷。

首先，工程师需要定义安装条

件，即温度、压力和套管强度，以便

于区块VI井的套管设计。然后他们应

用工作载荷确定套管出现故障的时

间。然后利用Casabe油田的数据计算

出每口井的压力和温度剖面。因为腐

蚀也会大幅度降低套管强度，工程师

利用测量超声波声阻抗的USI仪器来确

定腐蚀引起的管壁厚度损失程度（请

参见“井下腐蚀监测”，第42页）。

根据USI资料，井的管壁损失介于10－30%之间。工程师确定了分别对应

于0%、10%、20%和30%管壁损失程度

的四种腐蚀剖面。结合温度和压力资

料，建立对应安装条件，据此工程师

开始模拟工作载荷。

工程师使用TDAS软件进行了数

百次模拟试验。第一次分析考虑了流

体排出，井中液面下降，这可能是导

致套管挤毁的临界载荷条件。油田生

产过程中因为几种原因可能导致液面

下降，其中包括产量下降、开采量增

加、出砂、注水量减少、抽汲和增产

措施，这些情况都在Casabe油田发生

过。当液面下降，套管内外压力失

衡，套管就必须承受负载。当内外压

差高于套管能够承受的极限时，就出

现挤毁套管的临界负载条件。

在分析了为首批钻井选用的套管

设计方案后，工程师发现根据选用技

术规格组成的套管柱不够坚固，加上

区块VI观察到的管壁损坏影响，被分

析井的套管柱不足以承受流体排出产

生的压力（前一页，下图）。

最后结合导致套管挤毁的主要作

业事件，对套管进行了机械分析。注

水过程中层内油藏压力波动可能对生

产井和注水井的套管造成影响。根据

注水数据计算出的套管负载增量被应

用到较早模拟试验中已经超过临界负

载条件的套管，据此新试验确定附加

压力是否会挤毁套管。分析结果表明

注水增加了套管挤毁发生的可能性。

在确定了导致Casabe油田套管挤

毁事件发生的临界极限值和条件后，

生产工程师使用不同技术规格的套管

柱进行了模拟试验，以确定未来井的

最佳管柱设计。通过TDAS试验，生产

工程师确定了理想管柱模型，估计使

用寿命能达到20年。该模型已用于油

田上所有新钻井，成功降低了套管挤

毁事件发生的频率，从2006年到2009年，挤毁记录不到2%。与此前60年的

情况相比，改善情况相当显著，区块

VI中69%的井以前都发生过套管挤毁事

故。

^ 套管挤毁频率的历史记录。上图是按年统计的第一和第二批钻井的套管挤毁事故频率。对于第一批钻井，1985年报告的挤毁事故率最高，为28口。而对于第二

批钻井，发生挤毁事故的时间是注水期间，高峰（20口）出现在1988年。上述两

个高发期分别对应于Casabe油田北部和南部注水计划实施后的开始时期。从1985年到1995年的十年关键时期，正对应于高注水高产液时期（下）。（根据Olarte等人的资料修改，参考文献13）。

0

1947

1949

1951

1953

1955

1957

1959

1961

1963

1965

1967

1969

1971

1973

1975

1977

1979

1981

1983

1985

1987

1989

1991

1993

1995

1997

1999

2001

5

10

15

20

25

30

被挤毁井数

作业年份

103

104

1985

1986

1987

1988

1989

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

105

注水

量和

产量

，桶

/日

作业年份

产油量

注水量

第一批钻井

第二批钻井

关键挤毁时期

关键挤毁时期

14 油田新技术

结合油田再开发计划其他重大调

整的结果，使用新型套管柱设计使联

合公司得以启动新一轮钻井。第三次

钻井于2004年开始，截止2007年，共钻

井37口。联合公司想尽可能高效率钻

井，以提高产量，但在钻井过程中遇

到了各种问题，如在衰竭开采中出现

压差卡钻，页岩活性强造成划眼起下

钻困难，注入水引起的井控问题等。

为解决井眼稳定性和卡钻问题，

再开发小组首先对钻井液设计进行了

优化。此前，一直使用KLA-GARD泥浆

添加剂阻止地层粘土水化，但几乎无

法阻止页岩与泥浆发生反应。因此，

斯伦贝谢和M-I SWACO开始调查分析

以寻找更有效的页岩抑制剂。

通过对13种不同液体添加剂进行

实验室分析，比较它们对Casabe油田

地层岩性和钻井液的反应抑制能力。

专家根据岩心和钻屑样品的反应情

况，认为粘土和页岩与水的反应最

强。因此，最佳钻井液必须能阻止水

污染。KLA-STOP泥浆体系和Casabe页岩配伍，抑制页岩和钻井液反应的能

力最佳：其液体组成含有一种季胺，

这种物质通过沿井壁形成一层涂层，

从而阻止水渗透到目的层。

然而，当新泥浆体系投入使用

后，并没有达到预期效果，岩性反应

继续影响钻井时间。专家继续进行

了泥浆配方试验，到2008年已将KLA-STOP浓度提高到2%，并添加了3%－

4%的氯化钾（KCl）。但井眼问题依

然存在，最后专家认为还有一种污染

剂可能在影响泥浆体系。分析人员收

集了大量井的岩心样本，测量其孔喉

大小，同时实验室专业人员对岩心进

行了矿物成分分析，以确定具体原

因。

^ 新旧钻井设计对比。原钻井设计包括传统的聚晶金刚石钻头（上），因为粘土膨胀造成起下钻困

难。因此，工程师重新设计了底部钻具组合（BHA），其中加上一个小直径的双中心钻头和随钻扩

孔（RWD）组合（棕框）。RWD能扩大井眼，有助于补偿粘土膨胀，确保达到套管要求的目标井

径。后经进一步优化，组装了更大的切削齿，并准备了一套备用切削齿，以提高钻速（蓝框）。通

过改变喷嘴数和喷嘴直径，大大降低了影响固井质量的冲蚀问题（下）。工程师对钻头进行了重新

设计，以应对粘土反应。新型泥浆体系已成功抑制了粘土反应，目前工程师正重新考虑使用同心钻

头提高钻井效率。

领眼钻头

28个切削齿5个喷嘴

5个切削片13.4毫米切削齿

RWD

33个切削齿2个喷嘴

4个切削片13.4毫米切削齿

81/2-in. 钻头

领眼钻头

26个切削齿6个喷嘴

4个切削片19毫米切削齿

RWD

27个切削齿2个喷嘴

4个切削片19毫米切削齿

冲蚀记录

之前 之后

81/2-in. 外径稳定器61/4-in. 短节组合 61/2-in. 钻铤

原始底部钻具组合的前四节，配有同心钻头

双中心钻头和RWD的改善设计

改进：加稳定垫和保护轴承，方便钻进。

14. 有关双中心钻头和随钻扩孔技术更多的信

息，请参见：Rasheed W，Trujillo J，van Oel R，Anderson M，McDonald S和Shale L：“Reducing Risk and Cost in Diverse Well Construct ion Applications：Eccentric Device Drills Concentric Hole and Offers a Viable Alternative to Underreamers”，

SPE 92623，发表在SPE/IADC钻井会议上，阿姆

斯特丹，2005年2月23-25日。

152010 年春季刊

试验证明蒙脱石（以前认为是

膨胀粘土）含量随深度降低。但矿物

学分析表明，还存在伊利石和高岭

石，对老泥浆体系统进行调查时没有

包括这两种成分。此类分散粘土与水

接触后分解并进入泥浆，造成钻井问

题，如形成钻头泥包，同时也增加了

泥浆粘度，致使泥浆比重曲线准确度

下降。充分了解了井下条件后，工程

师设计出了新型泥浆体系，其中添加

了经过改善的KLA-GARD B和IDCAP D粘土抑制剂。流体中完全去除了氯化

钾，以帮助降低环境影响和方便洗井

作业。

矿物学分析结果说明了在注水层

钻井问题多发的原因。目前用于避免

水侵的方法是在开钻前将几口注水井

关闭几周，以降低地层压力。其中一

个极端的例子是为了钻两口井关闭了

40口注水井，最终也导致产量下降。

专家对能够降低水侵同时也能

限制对注水产生不利影响的方法进行

了详细研究。例如，他们可以提高钻

井目标层的产量（而不是关闭注水

井），虽然这也意味着会产出更多的

水。另外，目前处于关井状态的连

通生产井可以重新启用，即使没有下

泵，也可能产生了足够的压力从而可

以自喷生产。只有在已经采取了上述

措施，但这些措施不足以解决问题的

情况下，联合公司才考虑关闭注水

井。

调查的另一部分涉及到缩短注水

井的关井时间。为避免注入水流入，

开钻前将注水井关闭15天。但发现要

避免水从注水井流到钻井点，可能只

需在钻头穿透连通层前关闭注水井即

可。而且，采取了考虑生产的降压措

施后，注水井关井时间从几天缩短到

仅两天，具体时间与生产水平有关。

卡钻和起下钻问题依然存在，迫

使联合公司寻求其他方法。经过对有

关钻井问题进行初步分析，工程师选

择了双中心钻头和随钻扩孔技术[14]。

采用新硬件钻了CB-1054试验井，起下

钻时间明显缩短。工程师利用试验井

获得的结果对钻头和BHA设计进行了

优化。专家利用从Casabe油田几口井

不同深度处采集的岩心进行了无侧限

抗压强度试验，发现压强值从585 psi恢复到845 psi（4.0－5.8 MPa）。根据

这一分析结果，工程师优化设计了多

种基本切削齿，并在钻头上安装了备

用切削齿（前一页图）。

引入新技术和新措施之后，

Casabe油田的钻井问题得到了解决。

更好的井眼质量提高了固井效率，起

下钻时间也缩短了22%以上。使用新

的切削齿配置和扩展动力导向液压马

达PowerPak XP之后，实现了更高的钻

速（下图）。Casabe油田内大部分新

井都是定向井S型井眼轨迹，井深大

于5200英尺（1.6千米），以避免与已

钻井和新井发生碰撞，或是为了钻达

断层带的储层。

新井和相应成果

Casabe油田砂岩层已被广泛开

发，但老油田的一个共同特征就是在

意想不到的地方都有可能找到漏掉的

油。例如，Casabe油田某些产层因为

表现为低电阻率特征，使用传统电阻

率仪器难以检测，从而被漏掉；本节

后半部分讨论其他电阻率仪器。对于

该油田其他产层，因为缺乏构造资

料，导致钻井风险加大，从而无法开

采。使用联合公司采集的构造信息，

作业公司目前正在对该油田背斜构造

区块V的B砂岩最高层段进行开发。

该区块只有一口井（即初探井

Casabe-01，位于背斜翼部下倾部位）

在顶存带薄砂岩层有油显示，但这些

层从未进行过测试。专家建议在初探

井的上倾位置钻一口新井，以开发A砂岩。但对新采集的3D地震资料和

油柱预计长度进行仔细审查后，地学

专家修正了原定的井深，建议加大井

2004

- 20

06

0

3

6

9

12

15

18

2007

2008

2009

CB 1

125D

CB 1

127D

CB 1

126D

CB 1

271D

CB 1

140D

CB 1

129D

CB 1

251

CB 1

110D

CB 1

147D

CB 1

184D

CB 1

137D

2010

2009 5400

^ 钻井结果。新型RWD和双中心钻头钻井技术取得了明显效果，改善了井眼

质量，缩短了起下钻总时间，提高了钻速，将卡钻风险降到最低，减少了倒

划眼作业，改善了一次固井作业质量。平均钻井时间从15.3天缩短至6.8天。

16 油田新技术

A 砂岩

B 砂岩

新井

油

水

岩性

砂岩

束缚水

4,850

4,950

5,000

4,900

层深，

英尺

斯伦贝谢道尔研究中心

mD0.1 1,000

4,900

Timur-Coates

渗透率

电阻率

mD0.1 1,000

中子孔隙度

%60 0

体积密度

g/cm31.65 2.65

T2 截止值

ms0.3 3,000

AIT 10-in. 阵列感应

毛细管束缚流体 粘土1

ohm.m0.1 1,000

AIT 20-in. 阵列感应

ohm.m0.1 1,000

AIT 30-in. 阵列感应

ohm.m0.1 1,000

AIT 60-in. 阵列感应

ohm.m0.1 1,000

AIT 90-in. 阵列感应

ohm.m0.1 1,000

侵入带

ohm.m0.1 1,000

小孔隙孔隙度

T2 对数平均

T2 分布

ms0.3 3,000

0 29

4,90

4 - 4

,922

ftM

D4,

883

- 4,8

92 ft

MD

0 500 1,000 1,500压力，psi

原始压力

枯竭砂岩

静水压力

断层 130

深度

，英

尺

2,000 2,500 3,000 3,5005,500

5,000

4,500

4,000

3,500

3,000

2,500

2,000

断层 120

PressureXpress 数据 静水压力 正常梯度

深，钻到B砂岩。

新井采集的资料包括对B砂岩泥

浆进行的色谱分析数据，色谱数据表

明有良好的油气显示，测井解释也证

实有油存在。上倾位置井中缺乏排

^ CSBE 1069井中发现漏掉的储层。在区块V钻了一口直达B砂岩的新井（右），反映出与以前不同的变化。在该地区，B砂岩被认为是枯竭层，已经水

淹。录井资料解释表明在其中两个位置存在油显示，斯伦贝谢在低电阻率层段采集了压力和核磁共振测井资料。CMR-Plus测井资料解释证实了油的存

在（第4道绿色阴影区域）。压力资料（中间插图）显示漏掉的储层仍处于原始油藏压力（蓝色框）。

泄导致这部分油无法得到开采。用

PressureXpress LWD仪器采集的新资料

表明这部分储层还处于原始压力。对

CMR-Plus组合磁共振测井资料的解释

也证实这部分油是可动油（下图）。

172010 年春季刊

作业公司对该层段进行了完井，该井

日产油211桶（34方），不产水。历史

上，因为Casabe油田深层早已被认定

为含水层，所以专家从未试图在下倾

位置上寻找油层。

在油田进行例行替补停产井的

过程中，获得了意外发现。有一口在

产井因为注水引起出砂对生产管柱造

成机械破坏。计划根据套管挤毁调查

资料通过改善管柱设计参数，设计新

井替补这口出砂井。当时作业公司为

了取岩心，将新井钻到了C砂岩层。

开钻前，认为C砂岩层是含水层，但

在钻井过程中，录井解释指示在深层

砂岩中可能有油。因为电阻率较低，

仅凭测井解释无法得出肯定性结论，

因此需要采取新方法识别可动油（上

图）。

CMR-Plus资料解释表明可动油

对应于录井资料反映的油显示。根据

上述结果，作业公司决定对这口井进

行测试，最终该井日产油130桶（21方），不产水。六个月后，累计产油

量达到11000桶（1750方），没有水产

出。这些油属于额外产量，是Casabe油田的意外收获。

Casabe油田再开发项目目前已进

入了第六年，通过实施再开发项目，

使这个老油田重新焕发活力。根据

2010年初收集到的数据，自2004年开

始，Casabe联合公司使该油田整体产

量提高将近250%。这主要得益于快速

跟踪研究，迅速确定影响油田注水效

率的根本原因，并利用新采集的资料

发现漏掉的储量。

哥伦比亚国家石油公司和斯伦

贝谢之间的合作取得了令人瞩目的成

功，双方在该油田的合作计划一直持

续到2014年。根据2007年采集的3D地震资料和经过改进的测井方法，确定

了油田南部补钻区，目前正在钻更多

的生产井。依靠新型钻井方法和注水

技术，预计Casabe油田能够在未来多

年实现商业开采。 －MJM

^ 测井资料证实低电阻率产层的存在。CSBE 1060井的测井解释表明泥质砂岩层的矿化度超过50000 ppm NaCl。通常，在高含矿化度地层水情况下难以确定是否有油存在，因为电阻率测井无法区别这两

者（电阻率道中的红色阴影区）。泥质砂岩比纯砂岩含水量高，因此需要用其他测井方法测量电阻

率。CMR-Plus仪器通过测定氢分子的驰豫时间来识别油和水，从而揭示油的存在（自由油，红色阴影

区）。根据这些结果，对该层段进行了测试，结果产油，从而证实了Casabe油田的低电阻率产层。

深度，

英尺

井径

in. 166

5,200

5,350

5,250

自由水

5,300

自由油

Timur-Coates

mD 1,0000.1

T2 截止值

ms 3,0000.3

计算自然伽马

gAPI 1400

自然电位

mV –4060

AIT 30-in. 阵列感应

ohm.m 200.2

AIT 60-in. 阵列感应

ohm.m 200.2

中子孔隙度

% 060

体积密度

g/cm3 2.651.65

侵入带

电阻率

ohm.m 200.2AIT 30-in.阵列感应

ohm.m 1,0000.1

AIT 60-in.阵列感应

ohm.m 1,0000.1

总CMR-Plus孔隙度

毛细管束缚流体 油

小孔孔隙度

% 040

CMR-Plus 体积流体

% 030

CMR-Plus 体积水

% 030

密度孔隙度

% 030

CMR-Plus 3-ms 孔隙度

% 040

固定截止值自由流体

% 040

变化截止值自由流体

% 040

密度孔隙度

% 040

侵入带

ohm.m 1,0000.1

渗透率

电阻率

可动水

束缚水T2 对数平均

ms 3,0000.3

T2 分布

290