阿里斯库姆大气顶薄油环边底水油田开发方式

2018-10-11刘旺东杨智刚艾尼买买提卢志明许佳龙

新疆石油地质 2018年5期

刘旺东，杨智刚，艾尼·买买提，卢志明，许佳龙

（中国石油新疆油田分公司勘探开发研究院，新疆克拉玛依 834000）

阿里斯库姆油田位于哈萨克斯坦南图尔盖盆地南部，油气资源丰富。该油藏为具气顶、油环、边底水的断背斜油气藏，是PK公司上游板块目前13个油田中年产量最高、含水率相对较低、新井产能建设最快的油田。随着不断上产开发，该油田地层压力持续下降，油气界面和油水界面异常复杂，油气互窜现象明显，如何控制边水推进、油环高效动用、中央气顶合理开发等问题逐步凸显出来。国内外关于此类油藏开发方式的文献相对较少。

本文调研国内外此类油藏成功和失败案例，并结合阿里斯库姆油田复杂的油藏地质情况，认为中央注气及屏障注水统筹实施、水平井动用薄油环、南部和北部采用完善注采井网的方式为该类油藏合理有效的开发方式。该项研究成果在气顶、油环、边水复杂油气藏开发方式的探索领域具有现实意义，也为同类油气藏的开发提供借鉴。

1 国内外同类油藏分析

气顶、油环、边底水油气藏驱动类型较多,在油气藏开发过程中存在油气界面的移动问题[1]，利用气顶和边水能量使油气界面或油水界面均匀推进,避免水窜和气窜,是开发控制和调整的核心。

气顶油藏开发的关键是防止油气互窜，其开发方式主要有：只采气，不采油；先采气，后采油；先采油，后采气；油和气同时开采。开发方式的选择对提高气顶油藏的油、气采收率至关重要。英国费里格油气田的底水油气藏，由于含油量少，故放弃开发底水油藏，只采气而不采油。俄罗斯卡拉达克带油环凝析气藏先采气，后原油侵入，补钻采油井后油气同采，天然气采收率达95%，油环原油采收率达10%[2].巴西桑托斯盆地的K油田是一个具有大凝析气顶、薄油环、厚底水，同时高含二氧化碳的油气藏，这与阿里斯库姆油藏类似，这种特殊类型的油气藏在世界范围内少见[3]。对于大凝析气顶、薄油环、底水油藏，利用井网衰竭式开发并不可行，采用注气保持压力开发的方法可以有效减少气顶中凝析油在地下的析出，利用水平井开发薄油环可提高原油采收率，通过合理设计井网，利用直井开采气顶，水平井开采油环，可使油藏采收率整体提高，开发效果相对较好。

中国南襄盆地下二门油田Ⅰ断块核二段为边水气顶油藏，开发早期气窜，边水能量较强，开采过程中油气水界面发生变化，油田进入高含水开发后期[4]。通过细分重组开发单元，完善井网来提高开发效果，并充分发挥水平井在增加单井产量、控制边水、气顶推进和提高采收率等方面的作用，在后期开发中取得了较好的效果。港深18-2断块为一个边水活跃的气顶油藏，油藏分上、下两套开采。首先开采纯油藏，充分利用边水进行高速开采，然后开采气顶油环，只射开油环，采取气压和水驱的开采方式进行开采[5]。开发油环时充分利用气顶和边水等天然能量，后期进行注水补充地层能量；后开发气区时，气顶的能量和储量得到合理利用，油气界面相对稳定[6]，取得了较好的效果，目前采出程度已达到34%.濮城油田西区沙二上1油藏，是一个典型的气顶油藏，保持油环地层压力与气顶压力平衡，防止油气互窜是开发的关键[7]，该油田先注水保持地层压力开发油环，后衰竭式开采气顶，提高了油气的采收率。

由此可见，不同的开发方式对边底水油环气顶油气藏的开发效果和油气采收率影响很大。目前较为合理的开发方式为注水或注气保持地层压力、利用水平井开发油环、完善井网等，改善效果显著。

图1 研究区构造位置

图2 阿里斯库姆油田M-Ⅱ层油藏顶部构造

2 区域地质概况

南图尔盖盆地是哈萨克斯坦中南部重要的含油气盆地，为中生代裂谷盆地[8]。阿里斯库姆油田位于盆地南部的阿里斯库姆坳陷的阿里斯库姆凸起上（图1），含油面积50.75 km2，油藏平均埋深999.1 m，是一个与卡拉套区域大型走滑断层相伴生的背斜[9]，长约25 km，宽约6 km，构造长轴北西—南东向。油藏类型为带气顶、油环、边底水油气藏，中部气顶区构造相对较高（图2，图3），中部油环带、北部和南部构造平缓。阿里斯库姆油田自下而上发育中生界侏罗系、白垩系及新生界。下白垩统和上侏罗统为主要的含油层位，其中，下白垩统M-Ⅱ油层垂向连续，分布面积广，是开发的主要层系。岩性以浅灰色砂岩为主，其次为砾岩、砂砾岩；白垩系与侏罗系呈不整合接触。

据岩心、测井曲线、砂体对比和地震资料综合分析，并结合前人研究成果，认为M-Ⅱ层为一套辫状河入湖形成的三角洲沉积体系[10]，以辫状河三角洲前缘亚相为主。储集层砂岩成分成熟度和结构成熟度均较低，孔隙类型以原生粒间孔为主，次为溶蚀孔，微裂缝极少。排驱压力较低，孔喉半径较分散，油层孔隙度21.31%，渗透率91.34 mD，属中孔、中渗储集层。黏土矿物以伊利石为主，其次为伊蒙混层。该油藏地层水水型为CaCl2型，平均矿化度77 000 mg/L，利用物质平衡法，测算最大水体倍数为78.6倍，油田注入水为采出水回注。实验室对岩心样品注地层水+4%KCl，实测渗透率损失率为63%；注清水，实测渗透率损失率为96%；在注入流体流速为4.88 cm3/min的情况下，渗透率损失率为40%.因此，研究区储集层具有强盐敏、强水敏和弱—中等速敏。油藏平均束缚水饱和度为38.3%，残余油饱和度为25.7%，驱油效率为58%，润湿性为中—强水湿[11]。

油藏具有正常的温压系统，原始地层压力为10.49 MPa，饱和压力为8.18 MPa.油层温度为43～45℃，气层温度为36～42℃.地面原油平均密度为0.868 6 g/cm3，平均硫含量为0.46%，平均沥青质含量为16.65%，蜡含量为9.70%～27.20%.凝析油平均密度为0.755 0 g/cm3，平均黏度为0.96 mPa·s.该油藏在原始地层温度下油品性质较好，具有低密度、低黏度、低含硫量、高焦质（沥青+硅胶+焦油）含量、高含蜡量和高凝固点的特点。

根据油藏地质特征、开采方式的差异，在平面上把阿里斯库姆油田分为北部、中部和南部3个区域进行开发。截至2017年12月，M-Ⅱ层油井开井112口，注水井32口，注气井7口，累计产油596.08×104t，年产油57.88×104t，综合含水率66.16%.

图3 研究区中部气顶油藏剖面（剖面位置见图2）

3 油田开发优化措施

阿里斯库姆油田采取中部气顶注气及屏障注水，保持了油气界面的稳定；北部油藏将边外注水逐渐完善为边外+面积注水，地层压力明显回升；南部油藏依靠屏障注水，有效阻止了边水推进，并运用水平井开发薄油环，取得了较好的开发效果。

（1）中部油藏开发方式在阿里斯库姆油田局部，由于注入水量大，注入压力高，造成水推油进入气顶区；部分范围内由于采油速度高，地层压力下降快，气顶气窜入油层，造成油气界面复杂。由于产出的天然气不可以直接排放，同时也不具有回收处理的经济效益，在实际生产过程中，一般将产出气回注到地下[12]。通过数学模型分别模拟了注气生产和不注气生产10 a的开发效果。通过模拟结果来看，持续注气可有效减缓地层压力下降，阻止油进入气顶，增加累计产油量（图4），对开发有利[13]。因此，该油田从2011年开始注气，目前注气井7口，年注气量1.57×108m3，平均日注气量43×104m3.中部油层发育厚度小，平均仅5.3 m，由于边水推进和气顶扩张，直井开发效果逐步变差，因此采用水平井开发。截至2016年底，该区部署水平井15口，最小水平段长度208 m，最大水平段长度912 m，前期实施的水平段长度较大，主要在700 m以上，后期在300 m左右。除了ARHW9井失败外，其他水平井初期日产油量均超过100 t，初期含水率低，为1%～5%.水平井初期平均日产油量是直井的2.3倍，单井平均累计产油量是直井的3.2倍，开发效果明显优于直井[14]，水平井气油比明显比直井低，在抑制气顶气窜方面也明显优于直井。为避免气侵，在中部油环与中央气顶毗邻区实施注水，逐步形成屏障注水。实施效果表明，相邻油区油井气油比大幅度降低，屏障气侵作用明显，说明在构造高部位注水屏障气侵是可行的[15]。

（2）北部油藏开发方式北部油藏近5 a内部署新井15口，产量明显增加，但地层压力保持程度降至62.1%.为了保持油田地层压力，提高油井产液量，提出将边外注水转变为面积注水，到目前已陆续转注14口井，逐步形成了注水开发为主、天然能量开发为辅的不规则面积注水井网的开发格局，压力保持程度逐渐回升。2012年压力保持程度为64.8%，2013年为62.1%，2014年为63.8%，2015年为66.2%，2016年回升至68.4%.气油比从2014年的310 m3/m3下降至150 m3/m3，气侵和脱气现象得到有效控制。

图4 中部油藏不注气开发和注气开发累计产油量对比

（3）南部油藏开发方式南部油藏的边水能量强，近5 a来，随着新井的持续增加，地层压力明显下降，压力保持程度明显降低，且部分井含水上升过快。通过化验地层水资料，确定是边水推进导致。因此，在2014年陆续实施边部油井转注，目前已累计转注9口井，形成了边外、屏障边水的注水井井排。屏障注水实施后，开发区内的油井平均地层压力略有回升，注水补充能量起到了作用。同时，部分井的含水变得相对稳定，含水上升速度也明显减缓，注水对边水的快速侵入起到了屏障作用[16]。

（4）指标预测利用数值模拟对该油田不同的开发方式进行了指标预测。保持原有开发方式为原始方案，利用中央注气及屏障注水统筹实施、水平井动用薄油环、南部油藏和北部油藏采用完善注采井网的方法为最优方案。数值模拟结果显示，最优方案的年产油量和含水率均优于原始方案（图5）。预测到2025年底，最优方案比原始方案累计增油量可达70.1×104t.