渤海S油田小气顶油藏水平井开发策略研究

廖　辉，石洪福，付　蓉，孔超杰，凌浩川

(中海石油(中国)有限公司 天津分公司，天津　300452)

气顶(边水)的存在是气顶油藏开发的优势同时也是其困难所在。开发过程中，消耗的能量能够从气顶(边水)中得到补充，同时也会给油井生产带来诸如气窜等一系列问题[1]。有研究表明，水平井对抑制气窜和水锥具有良好的效果，因此，对于气顶边水油藏，运用水平井开发，具有一定的可行性[2,3]。即便如此，气顶气窜、底水锥进还是无法避免[4]。且采油速度过大，垂向位置不合理等因素都会导致开井见气，表现为油井气油比过高，产气量过大，油井减产，气顶驱油效率低下，另外气顶能量过快消耗，还会导致原油侵入气顶造成油环回采困难等问题。因此，对于气顶油藏，需要研究合适的开发方式，使气顶区和油环区压力保持相对平衡，使得油气界面保持相对稳定，充分利用天然能量，使采出程度最大化。渤海S油田发现多个带有小气顶的砂体，这些砂体具有较为可观的储量。已经动用的几个砂体在开发过程中，均存在一定气窜现象，表现为开井见气或气油比居高不下，对油井正常生产产生了一定影响。以渤海S油田为例，综合运用油藏工程方法和数值模拟方法研究探索了水平井垂向位置、采油速度、注水时机等因素对气顶油藏开发的影响，以期找到适合该油田小气顶弱边底水油藏特点的开发方式。

1　水平井垂向位置

气顶边水油藏由于兼有气顶油藏和边水油藏的双重特征，油藏条件复杂，开发难度大。如何避免气或水单向突破，充分利用天然能量开采具有重要作用。在此建立了一个气顶边水油藏的物质平衡方程式。对于此类油藏，运用物质平衡方程推导出了气顶指数与垂向位置的关系式。假设气侵量为Ge，水侵量为We，那么，采出油量+采出水量=岩石孔隙体积膨胀量+边水侵入量+气顶膨胀量+油藏内岩石及孔隙体积膨胀量。

每采出1%地质储量的平均地层压降[5]：

(1)

那么

α=L1/L2

(2)

B0Np+Wp=Ge+We+(1+m)NBoiCtΔP

(3)

(4)

根据上式得出气顶指数与压力的关系，如图1所示。

对于地层能量充足的油藏，且气顶指数越大时，应当将水平井水平段布置在靠近油层下部，当气顶指数为0.4～0.9时，将水平段布置在油层下1/5～中1/2处；当气顶指数为0.1～0.4时，将水平段布置在油层上1/4～上1/3处。对于天然能量较弱，气顶和水体都较小的油藏，则只能注水开发。

2　油藏模型的建立

气顶油藏在开发过程中，随着采出流体体积不断增加，油气界面不断下移，以达到气顶驱替原油的目的[6]。但是气顶的锥进又影响着油井的正常生产，使油井过早见气，气油比升高，油井越早见气越不利于气顶驱油。因此，要想提高气顶驱油效率，最重要的方法之一就是推迟油井见气时间。

油井的见气时间又与采油速度有关。采油速度的大小对油气界面的下移会产生一定影响。采油速度越高，地层能量消耗越快，气顶锥进速度越快，气顶气窜，见气时间越短。但是采油速度对油气界面下移的影响十分复杂，不能简单的通过油藏工程方法来计算，而且油藏工程方法主要适用于油田开发中后期，对资料要求也较高[7]，为此，只能借助于油藏数值模拟方法。

本文以S油田某生产区块为研究区，该区气顶指数0.4，地层平均渗透率1 000 mD，原油密度0.87 g/cm3，平均孔隙度27%，原始地层压力16.9 MPa，地层原油粘度16.8 mPa·s，原始气油比，33.4 m3/m3。利用Eclipse油藏数值模拟软件建了一个机理模型，平面上划分为均匀网格,其网格尺寸为10 m×10 m,在垂向上共划分了13层网格, 平均网格尺寸为1 m。

3　采油速度的影响

采油速度的大小对于气顶油藏中水平井的生产起着重要作用。设计采油速度为1.0%、1.5%、2.0%、3.0%、4.0%共5种不同采油速度方案进行对比研究，结果如图2、图3、图4所示。

随着采油速度由1%增大到3%，采出程度和累产油量迅速降低，采油速度由3%增大到4%，采出程度和累产油量降低程度变得平缓。采油速度过大，地层能量消耗迅速，气顶下侵，地层脱气，油井油气同采，会加速天然能量的消耗，产生过多天然气，严重影响油井正常生产，导致油井采出程度减小。通过对研究区水平生产井Z1H生产动态进行分析后，通过缩嘴降低采油速度，气油比明显下降，并且维持在较低水平。

4　注水时机的影响

注水补充能量是油田开发过程中常用的一种技术。但是对于天然能量充足的油层，可以先依靠天然能量衰竭开采，再注水补充地层亏空能量继续开发，而对于天然能量较弱或有一定天然能量的油田，则需要根据情况选择早期注水或者开采一段时间后再注水补充能量。那么依靠天然能量衰竭开采多长时间后转注水开发能使采出程度和累产油量达到最大化呢？这就涉及到一个注水时机问题。

设计了气顶指数为0.4，注水时机及压力保持水平分别为0.99、0.98、0.97、0.96、0.95、0.9、0.85倍地层压力以及原始地层压力等八个压力水平下的注水方案，结果如图5、图6所示。

模拟结果显示，随着地层压力的降低，注水时机的延后，累产油量和采出程度不断降低。对于能量较弱的地层，应早期注水开发，对于地层能量较强的地层，先衰竭开采一段时间后再实行注水能取得较好的开发效果，采出程度较早期注水稍大。因为地层能量较充足的地层，拥有充足的能量将油举升到地面，延后注水更能节约成本。由图6可以看出早期注水利于延迟见气时间。气锥侵入油井后，开始注水，效果并不好，此时油井油气同采。地层刚开始有气侵迹象时注水，效果较好，如方案4，亦即地层压力降低到0.97倍原始地层压力时为气顶油藏开发的分界线，低于0.97倍地层压力注水，油井会出现油气同采。

5　结论

建立了渤海S油田气顶油藏机理模型，综合运用油藏数值模拟和油藏工程方法，从理论上评价气顶能量强弱及水平井垂向位置优化，优化了采油速度以及注水时机，针对气顶油藏开发生产中出现的问题，提出了“防、控、补”三步策略，并将其应用于实际生产，成功指导了S油田气顶油藏水平井的布井开发及工作制度优化。该方法对渤海其它油田小气顶油藏及气顶指数较大油藏同样具有一定借鉴意义。

参考文献：

[1]何巍.气顶底水油藏流体界面控制技术研究[D].成都：西南石油大学，2006.

[2]廉培庆，程林松.气顶边水油藏水平井合理布井策略研究[J].科学技术与工程，2012，12(25):6458-6461.

[3]郑颖.水平井在具有气顶的普通稠油油藏开发中的应用——以孤东油田四区为例[J].断块油气田，2006，13(1):50-52.

[4]陈元千.预测水锥和气锥水平井临界产量的新方法[J].中国海上油气，2010，22(1):22-26.

[5]黄炳光，刘蜀知.实用油藏工程与动态分析方法[M].北京：石油工业出版社，1998.

[6]曾明，周琦，冷风，等.气顶砂岩油藏油气界面移动状况判断[J].江汉石油学院学报，2004，26(2):60-66.

[7]张迎春，童凯军，葛丽珍，等.水平井开发大气顶弱边水油藏早期采油速度研究[J].石油天然气学报，2011，33(5):106-110.