哈萨克斯坦贝克塔斯气顶边水油藏开发对策与实践

2014-08-14敖西川蒋利平

重庆科技学院学报（自然科学版） 2014年3期

敖西川蒋明陈果蒋利平

(1.川庆钻探工程公司地质研究院，成都 610051； 2.振华石油控股有限公司，北京 100031)

常规气顶油气藏一般由气区和油区两部分组成，当油藏投入开发后，就会破坏原有的平衡状态，造成原油可采储量降低。对于这类油藏的开发，早期国内主要采用保护气顶的气驱衰竭式开发，而国外则采取趋向于油、气同采的模式，后期国内则在多个油田进行了屏障注水开采，这些开发方式各有其适用条件和特点，但基本思路都是在开发中避免或减轻气窜及油侵[1-13]。本文介绍的是一种带边水的特殊气顶油藏，主要考虑通过保持地层压力来稳定油气边界，提出这类油藏开发过程中的可行性对策，为同类油藏开发提供借鉴。

1 油田概况

B油田位于哈萨克斯坦Kyzalorda市以北，构造上属于南Turgay盆地南部的Aryskum地堑。油田于1985年发现，2002年7月投入试验开发。油田的含油气层段主要位于下白垩统上达乌尔组的M-0-2层，储集层岩性主要为岩屑砂岩和黏土质粉砂岩。储集层平均孔隙度为21.2%；平均渗透率为139.8×10-3μm2，属于中孔、中渗储集层。地温梯度为3.0 ℃100 m，压力系数为0.93，属于正常压力系统[14]。

M-0-2油藏是一个气顶边水构造-岩性油气藏(图1)。这类油藏投入开发前，气顶、油区和水区属于同一水动力系统，处于一种压力平衡状态。开发后，三者之中任何一方压力变化都将影响到其他两方，稍有不当就会造成气窜和水窜，影响油井生产。

图1 B油田M-0-2油藏剖面

2 油田开发历程与存在的问题

2002年7月试采后，油田生产大致分为两个阶段：第一阶段从2002年试采开始到2008年底，为“自然开采”阶段;第二阶段从2009年到2010年，为“调整开采”阶段。

第一阶段前期主要依靠天然能量开发，利用气顶膨胀来采油。通过新钻开发井的投产，原油产量持续增长，但随之也带来不少问题：

(1)随着油田采油速度的不断提高，油田产量增大的同时伴随着产气量也逐步加大，部分油井气油比逐渐升高，单井产量迅速下降。

(2)2004 — 2005年，对B油田进行三维地震采集和处理，了解了油田构造及油、气、水的分布情况后才发现已钻11口井中有7口位于气油界面附近。

(3)油藏面积较小，边水能量较弱，随着油田的开采，地层逐渐亏空，能量下降，气顶不均匀扩散，在油气边界容易气窜造成后续新井投产后气油比较高。

总之，前期油田的生产处于被动状态，如何减少气顶对油田生产的影响，抑制产量的下滑成为油田面临的主要问题。

3 第一试采阶段后期开发对策

2006年6月，油田产量达到试采以来第一个产量高峰，月产油8 635.9 m3，月产气468.3×104m3，综合气油比542 m3m3。此时，7口气油界面附近的生产井有3口气油比已超过1 000 m3m3，其中2口井气油比甚至达到了2 000 m3m3以上，严重影响了油田的生产。

2006年6月后，由于油井受气窜的影响，油田产量出现迅速下降趋势，7 — 8月份油田转抽了3口气油比较低的油井，但仍未能阻止产量的继续下降。2006年10 — 11月份，先后对3口井进行了暂时关停(表1)。油田月产气量从8月份的387.1×104m3下降到12月份的65.0×104m3，月产油量也下降到当年最低值6 024.9 m3(图2)。

表1 B油田高气油比油井关停前后情况对比

图2 B油田2002 — 2008年生产曲线

301井2006年8月重新开井生产至2007年10月后因低产而关停。2井和4R井2007年3月重新开井后气油比依然很高，随即再次关井。2007 — 2008年新钻油井6口，油田月产量一直在6 000～8 000 m3之间波动，平均月产量为7 300 m3。而产气量从80.5×104m3，持续升高到516.8×104m3。

油田第一试采阶段只是通过暂时关停少数高气油比生产井来减小产气量对油田生产的影响，但随着新井的不断投产，地层能量下降，亏空严重，气顶势必要膨胀外扩，因此，关停高气油比油井不能从根本上解决气顶的窜进问题。

4 第二试采阶段开发对策

从2009年开始，油田进行了细致的油藏动态分析，并对开发对策进行了调整，一方面，新钻的生产井向外部署在远离气顶的区域；另一方面采取多种手段来保持地层压力，控制气顶的扩散，尽量减小气顶对油田开发的影响，取得了良好的生产效果。

4.1 边部注水，增加地层能量

研究认为油藏边水能量较弱，地层能量的下降是引起气顶膨胀、油井GOR升高的主要原因。油田开采的当务之急就是提高地层能量，减小地层亏空。因此油田调整的第一步就是在边部注水。通过注水，增加了地层能量，阻止了气顶的膨胀外扩，从而减少了产气量，降低了气油比。

从13井和16井的生产过程可看出边部注水对油井生产的效果。这2口井投产后气油比迅速攀升，而产油量却持续下降，16井甚至于2009年4月因高含气而关停(表2)。油田于3月和9月先后在这2口井外围边水区新投注了2口注水井，并于6月转注了1口边水区的高含水油井。注水后，这2口井的气油比迅速下降至20 m3m3左右，油产量得到恢复并基本保持稳定(图3、图4)。

表2 两口油井注水前后生产情况对比表

图3 13井生产指标曲线图

图4 16井生产指标曲线图

从2009年生产曲线(图5)可以看出，油田没有再出现因气油比升高造成产量明显下降的现象，且产量稳中有升，月产量从7 891.9 m3增加到8 288.3 m3；全年气油比只增加了66 m3m3，而2008年气油比增长值是197 m3m3；此外，油田的含水上升速度也得到了控制，月含水上升速度从2008年的0.9%下降到2009年的0.6%，油田控气开采初步取得了成效。

4.2 气顶屏障注水，稳定油气边界

在2009年边部注水取得较好效果的基础上，2010年油田进一步加大了工作力度。通过生产分析，认识到边部注水虽然增加了地层能量，但并不能完全阻止气顶外扩，要从根本上解决气顶对油田生产的制约问题，必须要从气顶本身着手。

图5 B油田2009年生产曲线图

2010年油田在继续开展边部注水的同时又开始进一步实施气顶屏障注水工作。在1月和7月先后将因高气油比关停的301井和4R井转注。

通过边部注水结合气顶注水，既进一步增加了地层能量，又直接阻止了气顶的膨胀外扩。从2010年生产曲线(图6)可以看出，油田产量出现了较大幅度的提升，月产量从8 221.8 m3增加到9 640.9 m3；气油比从年初的679 m3m3下降至年底的403 m3m3，油田的含水上升速度也首次出现了负增长，油田调整开采取得了生产历史上最好的效果[14]。

图6 B油田2010年生产曲线图

4.3 加大注水力度，完善油田注采关系

2011年，油田继续加大注水力度，相继转注4口油井。油田经过3a的调整，使得注采井数比逐年提高，到2011年底，油藏共有注水井11口，其中边外注水井6口，气顶水障井5口，油藏基本形成了边部注水和气顶屏障注水相结合的生产态势，注采井网得到完善，水驱控制程度得以进一步提高，油田气油比持续下降，油产量逐年稳步增长(表3)。

表3 B油田2009 — 2011年水驱状况对比

目前，油田气油比持续下降，含水保持稳定，没有再出现因高气油比和高含水而关停的油井。月注采比已经达到1.3，累计注采比从0增加到0.4；月存水率和水驱指数也分别达到0.8和1.4。截至2011年底，地质储量采油速度1.45%，可采储量采油速度4.83%，地质储量采出程度10.0%，可采储量采出程度33.2%，综合含水26.8%。油田水驱逐步见效，开发效果正逐步趋向好转。