顶气边水窄油环油藏高效开发技术与实践

2019-06-21祝晓林葛丽珍孟智强朱志强房娜

石油钻采工艺 2019年1期

祝晓林葛丽珍孟智强朱志强房娜

中海石油(中国)有限公司天津分公司

近年来，随着勘探技术的发展及勘探力度加大，渤海油田相继发现了一大批中深层顶气边水油气藏［1］，其中以JZ油藏储量规模最大，该油藏高效开发对渤海油田持续稳产具有重大意义［2-4］。然而，该类顶气边水窄油环油藏国内外都比较少见，类似的开发经验较少，特别是如何解决油气水三相的存在造成油井水侵、气窜严重，实现油田高效开发等方面的资料较少［5-6］。以渤海海域JZ油田为例，从水平井井网模式开发技术、油气水三相运移规律定量表征、剩余油分布特征及挖潜方向、合理开发技术政策制定及“全寿命”阶段生产管理技术等方面进行研究，形成顶气边水窄油环油藏水平井井网高效开发关键技术。该研究对同类顶气边水窄油环油藏的开发具有一定的借鉴意义。

1 油田概况及开发难点

渤海JZ油田为渤海首个中深层顶气边水窄油环油藏，含油层系为古近系沙河街组，储层埋藏较深(1 600～1 800 m)，岩性以碎屑岩为主，构造特征上，沙河街组是一个受构造控制的短轴背斜气顶油藏，构造倾角较陡(＞10°)，且油田内部断裂较为发育，纵向上可以划分出多套流体系统。开发特征上，各开发单元气顶指数变化较大(0.8～2.5)，水体活跃程度不一(5～40倍)，且油环平面宽度较窄(300～700 m)，表现为油柱高度低、油环跨度窄、气顶边水能量差异大、平面纵向分区分块多的复杂类型油藏特征。油品性质为常规轻质原油，原油性质对开发较为有利。

由于复杂的地质条件和油气水三相开发的特殊性，开发过程中面临着诸多困难，主要体现在几个方面：(1)气顶油藏油环平面跨度平均小于700 m，油柱高度平均小于50 m，采用常规定向井开采方式其开发效果较差；(2)在有限的地质资料、复杂的动态特征和油气水三相开发的特殊性条件下，顶气边水窄油环油藏油气水三相运移规律和剩余油分布刻画难；(3)部署于窄油环中的生产井受顶气边水影响，生产过程中气窜水锥加剧，油藏生产管理难。

2 水平井井网部署数值模拟研究

针对沙河街组顶气边水窄油环油藏开发方式优选难题［4-9］，运用试验区先导试验、数值模拟技术进行水平井可行性分析，确立水平井开发能够有效延缓气窜水锥，提高油田开发效果。在此基础上，利用储层精细描述与刻画技术，建立沙河街组数值模拟模型，开展了水平段垂向位置、水平段井距、开发方式等优化研究，形成顶气边水窄油环油藏水平井井网开发技术体系。

2.1 水平井开发方式的选择

根据JZ油田顶气边水油藏的地质特征，充分利用已有地震、测井、地质及流体分析化验等原始资料，建立地层倾角为12°的顶气边水模型，在此基础上，分别模拟大气顶弱边水油藏(气顶指数2.0，水体倍数5倍)和小气顶强边水油藏(气顶指数0.5，水体倍数60倍)采用4口直井或3口水平井的开采情况。模拟结果显示(图1、图2)，定向井表现出初期产能低(39 m3/d)、含水上升快、气窜时间早、累产油低的特点。而水平井具有初期产能高(67 m3/d)，气窜、水窜时间晚，累产油高等特点，有一定的无气窜及无水采油期。对比来看，水平井开发效果好于定向井。水平井的含水率和气油比上升速度均比定向井缓慢，表明了水平井在开发顶气边水油藏时对抑制油井的气窜、水锥效果方面比定向井有较大优势。

图1 不同井型气油比与含水率随时间的变化关系Fig.1 Variation of gas/oil ratio and water cut of different types of wells over the time

图2 不同井型日产油与累产随时间的变化关系Fig.2 Variation of daily oil production and cumulative oil production of different types of wells over the time

2.2 水平段纵向位置分析

JZ顶气边水窄油环油藏平面宽度窄，基本没有纯油区，纵向油柱高度低于50 m，因此水平段在油环的垂向位置直接影响到油藏的开发效果［5-6］。在开发初期阶段，开发井网既定的条件下，利用Eclipse设计了水平井水平段位于油柱高度的1/3、1/2及2/3处共3套方案，预测了25年的开发指标。模拟结果见图3。

图3 水平井垂向位置与采出程度关系图Fig.3 Relationship between the vertical position of horizontal well and the degree of reserve recovery

对于大气顶弱边水油藏，水平段垂向位置位于油柱高度1/3处采收率最高，小气顶强边水油藏水平井垂向位置位于油柱高度2/3处采收率最高。分析其原因，水平段垂向位置受气顶和水体能量大小的影响，针对大气顶弱边水油藏，水平井开发过程主要表现以气锥为主，其垂向位置靠近油水界面能有效延缓气窜现象，使气顶驱和边水驱两者能量达到平衡。同理，小气顶强边水油藏水平段垂向位置越靠近油柱高度2/3处，水窜气窜延缓作用越明显。

2.3 水平井井距分析

近年来研究表明随水平段绝对长度的增加，油井的产油能力越来越强，但水平段长度超过一定数值后，水平段摩阻增加导致油井产油能力与长度不成正比［5-9］。为了研究水平井水平段长度对开发效果的影响，设计了100～700 m共7种长度水平段。在此基础上，使用Eclipse多段井模块来模拟水平井摩阻，预测了不同水平段长度下单井的开发指标，最终优选出最佳水平段长度。模拟结果表明(图4)，随着水平段长度的增加，油田最终采出程度增加，但当水平段长度达到400 m后，油田采收率增加幅度逐渐减小或不再增加。综合考虑油藏砂体的范围、形态，井位的方向、位置等因素，建议选择水平段长度为300～500 m。

图4 不同水平段长度与累产油量关系Fig.4 Relationship between the horizontal section length and the cumulative oil production

3 油气水三相运移规律及剩余油挖潜技术

JZ油田Ⅰ期和Ⅱ期开发，由于顶气边水窄油环油藏三相驱流体运移规律复杂，开发后期生产井气窜、水窜程度不一，油环不同位置动态油气界面、油水界面运移距离具有差异，从而使该类油藏开发后期油气及油水动态运移界面和剩余油分布规律认识难度较大［10-12］。针对这一问题，以JZ油田为原型，进行大型三维三相驱物理模拟实验，量化不同采油速度下油气、油水界面形态，再以经典物质平衡方法为基础，描述油气、油水界面随不同采油速度的移动规律，实现了界面动态运移规律的定量刻画，同时结合油藏数值模拟研究，实现了对油藏平面和纵向剩余油进行定量描述，针对挖潜潜力大的区域，形成平面井间加密、纵向优化水平段垂向位置的精细挖潜井网部署技术，指导了Ⅱ期开发井的高效实施。

3.1 油气界面和油水界面运移规律

根据JZ油田顶气边水油藏的地质特征，开展大型三维三相驱物理模拟实验，量化不同采油速度下油气、油水界面形态，模拟油藏开发任意时刻油气水三相驱动态流体界面运移位置，为不同开发阶段油水界面运移位置定量表征提供支持。研究表明：对于大气顶弱边水油藏(气顶指数2，水体倍数5)，随着采油速度的增加油水界面移动速度从0.3 m/a增至2.8 m/a(图5)，同时油气界面移动速度也增加，且油气界面移动速度远大于油水界面移动速度。油气界面与油水界面初期移动速度比为2.6倍，持续增大采油速度至7%后，油气界面移动速度将达到油水界面移动速度的4.4倍(图6)。对于小气顶强边水油藏(气顶指数0.5，水体倍数60)，随着采油速度的增加油水界面移动速度从0.5 m/a增至5.3 m/a(图5)，油气界面移动速度随采油速度增加而增加，但油气界面与油水界面移动速度比小于1(图6)。大气顶弱边水油藏在油藏生产过程中更易发生气窜，而小气顶强边水油藏在油藏生产过程中更易发生水锥。

图5 不同采油速度下的油水界面运移规律表征Fig.5 Migration laws of oil-water contact at different oil production rates

图6 不同开发阶段动态界面运移规律表征Fig.6 Migration laws of dynamic contact in different stages of development

3.2 剩余油分布模式

通过油气水三相驱动态流体界面运移规律及油田近8年的生产动态资料分析及历史拟合工作，总结出JZ油田剩余油的分布特征。在平面上，顶气边水窄油环油藏Ⅰ期采油井附近局部采出程度高，在数值模拟和历史拟合中表现出采油井处气侵、水侵距离大，而采油井井间呈现“土豆状”剩余油模式。在纵向上，由于各个开发单元受构造、断层、储层分布及气顶边水能量等影响，导致同一区块内平面及纵向天然能量分布存在非均质性，油井间的剩余油富集规律也有所差异，不同的气顶边水能量垂向呈现不同的剩余油模式：大气顶弱边水油藏剩余油集中于油柱底部，小气顶强边水油藏剩余油集中于油柱顶部。

3.3 精细挖潜井网部署技术

在对剩余油认识基础上，开展精细挖潜井网部署技术研究。针对平面“土豆状”剩余油分布模式，提出井间加密的挖潜策略，对于纵向剩余油分布模式，对水平段在窄油环中不同垂向位置进行数值模拟研究，对比水平段不同垂向位置气油比及含水上升规律及采收率特征，给出了不同开发单元水平井合理的实施界限，对于大气顶弱边水模式，开发初期水平段垂向位置设计在油柱高度的1/3处，在开发后期，剩余油集中于油柱底部，水平段垂向位置设计在油柱底部；对于小气顶强边水油藏，开发初期水平段垂向位置设计在油柱高度2/3处，在开发后期，剩余油集中于油柱顶部，水平段垂向位置设计在油柱顶部。应用该技术对油田Ⅱ期开发项目实施过程中18口开发井垂向位置进行了优化，18口井投产后日产油平均超80 m3，气油比和含水率低于周边老井，开发效果较好。

4 顶气边水窄油环油藏气窜水锥管理策略

4.1 气窜诊断及气窜模式划分技术

顶气边水窄油环油藏以天然能量开发，开发后期采油井气窜为必然规律［13-16］。由于气层气是地层能量和驱油作用的主要来源，因此治理采油井气窜，保证地层较高的压力水平和驱动能量是该类油藏高效开发的重要保障。针对这一难题，运用油藏工程方法，建立累积气油比R与曲线斜率B值的内在关系，有效划分气窜阶段，为气窜采油井治理提供理论依据；进一步地，结合精细地质模式与数值模拟技术，建立与地质模式相应的气窜特征，为识别气窜层位，有效治理气窜提供技术保证。

借鉴水驱曲线特征分析思路，结合油藏工程，建立气窜诊断图版，由单井累积产油量Np及累积产气量Gp关系可以得到关系式

式中，Gp为累积产气量，108m3；A为直线的截距，B为曲线斜率，Np为累积产油量，104m3。

通过曲线斜率B值来间接反映未来气窜趋势。目前油环内水平井气窜类型根据气油比变化形态可以大致划分为3种类型，分别为未窜型、台阶型及持续上升型。当B值等于1时(图7)，油井生产气油比不变，表明油井气窜类型为未窜型；当B值由大于1变为小于1时，油井生产气油比大于原始气油比发生气窜，而后比先前有所降低，表明油井气窜类型为气窜台阶型；当B值大于1时，油井生产气油比将比先前有所升高，表明油井气窜类型为气窜持续上升型。

图7 水平井见气模式诊断图版Fig.7 Gas breakthrough diagnosing chart of horizontal well

以前述气窜类型划分及模式识别技术为手段，为降低气窜影响、提高开发效果，制定了水平井防气治气开发技术对策：(1)对于油井未窜型，低产气及新井主要以“防”为主，尽量延缓气窜时间；(2)对于油井气窜台阶型，已经稳定出气井主要以“控”为主，即不断调整工作制度，压制出气量，以减小产气对产油的影响程度；(3)对于油井气窜持续上升型，产气量很高的油井，主要以“堵”为主，结合油井气窜层位识别技术，采用化学泡沫剂对出气层位进行堵气，以恢复油井正常生产；(4)对于采出程度较高，大规模实施卡堵气措施增油效果不明显的区块，则主要开展侧钻等相应工作，不断提高油环采收率。

4.2 水锥诊断及水锥模式划分技术

由于储层层间非均质性较强，油井的见水特征也存在差异［17-21］。因此，总结油井不同见水特征，针对性地提出治理措施，对改善水驱效果具有重要意义。通过大量油田生产实践，水平井水淹规律可分为两种类型(图8)：一是单层突破型，一般来说，该类型水平井含水缓慢上升，水油比曲线上翘，对应导数曲线下倾、斜率为负。主要原因为层间渗透率差异较大，干扰严重，对此种类型水淹水平井最有效的措施为卡堵水，通过卡堵水来改善油层的非均质性，达到均衡驱替的目的；另一种类型为全面见水型，该类型水平井含水快速上升，水油比曲线呈现凹型上升，对应导数曲线上翘，斜率为正，含水上升的整个过程一般都体现为先期发生局部水锥，后期向整体见水趋势发展。主要原因是小层间渗透率差异较小，油井见水时各层水驱前缘基本同时到达油井井底，此种类型可通过放大生产压差提液来进一步改善水驱效果。

图8 水平井见水模式诊断图版Fig.8 Water breakthrough diagnosing chart of horizontal well

5 开发实践

应用上述关键技术，对JZ油田顶气边水窄油环油藏开发方案进行优化，对于大气顶弱边水油藏，水平段垂向位置设计在油柱高度1/3处，小气顶强边水油藏水平段垂向位置设计在油柱高度2/3处，水平段长度推荐300～500 m，Ⅰ期共部署30口井，采油井具有较高的生产能力，初期日产油225 m3。通过Ⅰ期实施的开发井加强了对地质规律和剩余油分布规律的认识，Ⅱ期加密实施18口井，加密区开发井平均产量为周边老井的2.1倍。预计生产25年全油田可采储量1 000余万m3，采收率33.6%。与国内类似油田对比，JZ油田采用水平井井网在已开发10年时间里，含水率控制在25.0%以内，气油比维持在700 m3/m3以下，累计产油量达到了800余万m3，采出程度为20.7%。