小油环大气顶油藏高效开发及稳产策略

2016-12-20曹海丽张祥忠

特种油气藏 2016年3期

关键词：采收率水平井油藏

曹海丽，张祥忠，陈礼

(中国石油勘探开发研究院，北京 100083)

小油环大气顶油藏高效开发及稳产策略

曹海丽，张祥忠，陈礼

(中国石油勘探开发研究院，北京 100083)

针对PK项目中Aryskum油田在中石油接管后发现哈萨克斯坦方案制约该油藏高效稳定开发的问题，通过突破传统手段进行精细小层对比，建立一体化静态模型精算储量，应用三维地震技术刻画构造特征，统计分析产能下降原因，系统评价注水及注气的可行性，合理规划井网及井距，筛选合理开采方式等方法进行研究，不断深化油藏工程认识，在油田不同的区域设计优选出不同调整部署方案。现场应用表明，该油藏连续9 a年产油保持在50×104t/a以上，最高可达到90×104t/a，合同期内该油藏提高采出程度5%以上。这对哈萨克斯坦PK项目增产稳产具有重要意义，尤其对国内外为数不多的小油环大气顶油藏的开发经验总结和资料积累意义深远。

构造油藏；大气顶；小油环；气窜；水平井；数值模拟；注水开发；高产稳产；Aryskum油田

0 引言

带油环的气顶油藏构造复杂、油气层测井响应特征识别难度大，油、气、水层分布变化差异大。开发过程中如采取不合理的井网、井距的调整方案就会造成水侵、气窜等严重问题，导致油层损失，产量递减快，上产速度慢，无法实现油田高产及稳产。Aryskum油田是一个典型的小油环大气顶的边底水岩性构造油藏，该油田位于哈萨克斯坦共和国克兹洛尔达市(下文简称哈方)西北方向193 km处。油品性质为稀油，2004年采用屏障和边缘相结合注水方式开采。2005年10月中方接管后发现该油田依靠天然能量进行开采，地层压力低，单井产量递减快；受气顶影响，部分井出现气窜现象；天然气无处排放造成哈方限产等系列问题制约了油田的开发效果和上产速度。因此，经过不断研究，探索出一套适合该油藏高效开发及稳产策略的技术，确保该油田连续9 a年产油均在50×104t/a以上。该油田的成功开发为同类型油田提供一套可借鉴技术模式和研究思路。

1 高效开发及稳产策略的技术

1.1 运用先进软件，建立高精度地层层序，重新计算储量

Aryskum油田自然伽马曲线对砂岩地层的敏感性差，不易区分砂岩和泥岩地层。由于典型地层对比标志层缺乏，该研究运用软件优势，突破传统对比手段[1]，在对比过程中参考电阻率、密度、自然电位、声波测井曲线等参数，根据其沉积旋回在这些曲线的响应特征的表现，识别出3个白垩系地层对比标志层。分别为上Neocom组上边的一组高—低电阻率阶梯式过渡地层；上、下Neokom组之间的自然伽马曲线突变段；M-Ⅱ砂组中部的低声波时差、高电阻率段。依据标志层，利用现有资料对该油田88口井进行地层对比，划分出3个砂组，分别为下白垩统下Neocom组M-0-3、M-0-4和M-Ⅱ砂组。其中M-Ⅱ砂组又细分为M-Ⅱ-1和M-Ⅱ-2小层。同时应用Petrel地质软件建立一体化静态模型，重新计算储量，通过地质建模和综合地质研究成果对比发现，地质模型计算出的储量为2 324.9×104m3，与传统地质方法计算的储量2 461.5×104m3基本一致，误差为-5.55%。

1.2 应用三维地震技术标定层位，摸清构造特征及油、气分布规律

由于Aryskum油田目的层三维地震资料品质有差异，平面上将其划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类(图1)，其面积分别占整体区块的30%、20%、50%。Ⅰ类区信噪比较高、有效反射信号清楚、连续性强，断点清晰，可以满足精细断层解释和层位追踪的需要；Ⅱ类区基本能满足主要断层解释和层位追踪的需要；Ⅲ类区为复杂断裂带，资料信噪比低，有效反射信号弱，构造解释难度大。在井段相对较长、测井曲线较全的89、415井精细标定的基础上，对其余79口井进行合成记录标定，依据层位标定质量控制完成全区井震标定。

研究发现，该油田为断裂发育，M-Ⅱ高点埋深为-820 m，闭合度为100 m，大小断裂共53条。主体构造特征为一个被断层复杂化的背斜，该背斜具有西南翼较缓，东北翼较陡的特征。正向构造又被一系列北东向和南西向断层分割，使其复杂化。断裂体系以正断层为主，主要发育2期断裂体系：较早形成的为南北走向的雁行排列断裂体系；较晚形成的为北西向扭动断裂体系。晚期断裂体系叠加于较早断裂体系之上，切割较早期雁行排列的断裂体系，形成较复杂的断裂带。

图1 地震工区平均信噪比

Aryskum油田油气主要分布在下白垩统的M-Ⅱ砂组，其构造中部为气顶，构造北部、南部和西翼为含油区。油层厚度为3.9 m，北区、油环区、南区油层厚度分别为6.4、2.9、4.0 m；气层厚度为4.4 m，北区、油环区、南区气层厚度分别为1.2、4.6、3.1 m。

1.3 提取反映地层特征的测井相要素，总结沉积微相展布规律

岩心观察表明，Aryskum油田下白垩统Neocom组砂岩以砂砾岩、含砾粗砂和中砂为主，其次为细砂、泥，粉砂含量较少，总体表现为以相对较粗碎屑颗粒为主的特征。在岩心分析的基础上进行沉积微相研究，从一组能够反映地层特征的测井响应中提取测井曲线的变化特征，总结该微相所共有的测井相要素特征，建立曲流河和辫状河6个微相的测井微相模式(表1)。

在单井沉积相分析对比的基础上，结合砂岩厚度分布特征，参考地震相平面分布特征，采用优势相成图的方法总结出M-Ⅱ层2个小层的沉积微相特征，即：M-Ⅱ-1小层物源主要来自北部和西部，主要为曲流河沉积，多期河道发育，在河道弯曲处形成多个决口扇，边缘为泛滥平原；M-Ⅱ-2小层物源主要来自西部和北部，广泛发育辫状河河道及心滩沉积，泛滥平原不发育。

1.4 分析产能及其下降的主要原因，遵循油藏工程理论进行规划

对该油田62口投产井初期生产情况进行统计，70.0%的井均自喷生产，75.8%的井单井日产油均大于30.0 t/d，全油田平均单井日产油为57.0 t/d。利用系统试井、压力恢复曲线测试及试采资料确定出该油田采油指数平均为30.1 t/(d·MPa)，比采油指数平均为3.5 t/(d·MPa·m)，不同区域情况见表2，表明该油田具有较高的生产能力。通过对连续生产时间在半年以上、且层位及工作制度不变的48口新井进行产量变化分析，发现28口油井出现递减，单井月递减率为0.14%～19.60%，加权平均为5.17%。其中北区、油环区、南区平均月递减率分别为5.17%、5.83%、1.86%。可见油环区递减最为严重，北区次之，南区递减较为平缓。其主要原因为油环区油层较薄，受气顶影响；北区油层厚，为主力开发区，采油井多，采出程度高，地下亏空严重，天然能量消耗较快；南区油层较厚，采油井相对较为分散，采出程度低。

表1 Aryskum油田沉积微相划分及其测井相模式

表2 Aryskum油田目前不同油区产能情况统计

区域初期生产参数井数/口日产油/(t·d-1)气油比/(m3·t-1)含水率/%初期生产指标井数/口井次采油指数/(t·d-1·MPa-1)比采油指数/(t·d-1·MPa-1·m-1)北区364743909752438331327油环区22739310513712150219南区45117701340713352543全区625703868353863301351

该油田M-Ⅱ-2油层呈片状发育，钻遇率高；M-Ⅱ-1油层呈条带状分布，油层较薄，钻遇率低。为保证获得最大效益，借鉴同类型油田[1-4]，依据油藏工程理论认识，认为该油田不具备分层系开发的条件，继续按哈萨克斯坦方案采用一套层系开发。同时采用多种方法计算出北、油环、南区合理井距分别为551.6、613.0、604.6 m，极限井距为301.0 m。该油田接管后实际井距为600～1 200 m，大于极限井距，因此，存在较大的部署与调整空间，可在大于极限井距的适宜潜力区进行部署和调整。

1.5 依据天然能量及注水、注气评价，优选适宜的开采方式

对于带气顶的油藏，开发时除了要考虑气顶和油环的采收率，还必须尽量减小油气资源的损失，其“上避气、下避水”的开发方式异常复杂[5-6]。通过对试水资料进行统计得出该油田产水强度平均为8.63 m3/d·m，采水指数和比采水指数分别为7.66 t/(d·MPa)、2.73 t/(d·MPa·m)，分别为采油指数和比采油指数的0.196、0.600倍，证明边底水不活跃。中方接管后，北区试注的2口井均已见效，全区83.6%的油井依靠天然能量开采，65.1%的井由于累计亏空而出现递减情况，37.0%油井处于低含水状态，39.1%油井不含水，可见对该油田实施注水开发极其必要。采用经验公式计算出其一次采收率为21.3%，与相近的已开发的油气藏(霍金斯、大庆喇嘛甸、辽河双台子)进行类比，利用经验公式[7]、数值模拟、岩心分析方法预测出其水驱采收率为39.5%，注水开发可使其采收率提高18.2%。同时，开发实践表明，注水开发具有工艺技术成熟，施工成本低、投资少、见效快、物源充足等优点。因此，在北区、油环部分区域、南区应优选注水开发方式。

混相驱机理表明，注气开采能提高驱油效率、增加扫油体积系数[8]，从而提高原油开采速度和最终采收率。由于天然气排放污染环境，2005年大批井限产关井，中方接管后急需解决天然气排放问题。研究认为，将天然气通过压缩机增压回注到地层可以较为有效地解决该问题。由于该油田油环区油层较薄，与直井相比，水平井具有泄油体积大、产量高、抑制气、水锥等特点，通过水平井的油藏动、静态参数的筛选标准[9-11]对比，认为油环区适合采用水平井开发。同时，靠近气顶的油环区域若采用注水方式开发，水平井一旦见水，水侵速度加快，将给开发带来一定风险。中方接管后，油环区401井试注气后周围4口井受效明显，压力回升，产量稳定。投产2口水平井，实施后已获得高产能(日产油大于100 t/d)。因此，在油环区利用水平井合理注气开发是完全必要且可行的。

1.6 利用Eclipse数模软件筛选出符合油田实际的最佳方案

利用Eclipse软件建立了三维三相数值模拟模型[12-13]，节点数为63×252×14。油藏工程研究后设计出4种开发方案：方案Ⅰ为现状衰竭方式，方案Ⅱ为面积注水方式，方案Ⅲ为面积注气+局部注水方式，方案Ⅳ为北区、南区采用反七点面积注水方式。

油环中间部位利用水平井采油、气顶回注天然气、局部适宜区点状注水[14-16]。4个方案经过数值模拟运算，从预测合同期产量指标变化上看(图2、3)，方案Ⅰ由于初期衰竭开采，生产井数较多，产量较高，但产量递减非常快。方案Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ注水注气补充能量后产量递减得到了减缓，累计产油量明显高于衰竭方式下开采的累计产油量，说明补充能量能够改善开发效果。对比发现，到合同期末，方案Ⅳ为推荐最优的方案，该方案采出程度最高，地层压力恢复最快，开发效果最好。

图2 4个方案日产油与采出程度随时间变化

图3 4个方案地层压力指标随时间变化

2 应用效果

中方接管以来，将研究成果及时应用到现场，不断地完善井网与注采系统，使得该油田连续9 a一直处于高效稳定开发状态，减少了投资风险，大幅度地提高了采收率。截至2015年9月，已投产新井133口，平均单井初期日产油为39.5 t/d，累计产油量为397.1×104t，占总累计产油量的1/2左右。油环区实施水平井15口，平均初期日产油为80.1 t/d，是周围直井产油量的2.2倍；实施措施井次288口，有效井195口，有效率为67.7%，平均单井日增油为18.4 t/d，累计增油量为43.4×104t；油井转注水井30口，注气井6口，注采井数比从2005年的1.0∶15.5增加到目前的1.0∶2.9。大部分油井不同程度产量增加，自然递减率从2010年33.6%下降到目前的16.7%。根据该油田实际生产状况，预计合同期末(2018年)全油田实际采出程度为36.7%，与接管时数值模拟方案预计采出程度31.5%对比，提高了5.2个百分点。