气顶边水油气藏开发方式分析

王 婷，陈秋月，杨丽娜

（中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452）

气顶边水油藏就是油层上有气顶，下伏边水，典型例子如位于美国的阿丹纳丁油气藏。一般的纯气藏通常采用衰竭开采或天然水驱，纯油藏采用除气顶气驱外的其他多种驱动方式。而对于气顶边水油藏，由于其独特的流体组合，根据油田天然能量的大小可采取多种驱动方式：天然驱包括弹性驱、气顶气驱、溶解气驱、边底水压能驱动（边底水活跃时），在地层倾角较大的情况下，重力驱也会作为一种主要的能量驱动方式[1-3]；此外，为使油田有一个较长的开采年限及较高的采收率，往往还需在天然能量不足的时候补充一些人工能量，如在油层顶部进行注气、边部进行注水等。一般而言，水驱采收率往往要高于气驱采收率20 个百分点左右。气顶油田的开采方式既需考虑油气储量及油田生产需要，同时还要兼顾经济成本及油田效益[4-5]。

1 油田概况

A油田位于渤海辽东湾海域。构造西侧紧邻辽西凹陷中洼，东侧毗邻辽中凹陷中、北洼，处于油气富集的有利位置，沙河街组主要发育辫状河三角洲前缘、扇三角洲前缘亚相。储层为中高孔渗的储集物性特征，地面原油为中质原油，具有密度中等、胶质含量中等、沥青质含量低、含硫量低—高、含蜡量中—高；地层原油具有饱和压力高、地饱压差小、溶解气油比中等以及粘度低等特点，压力梯度范围为70～90kPa/m，压力系数为1.04，地温梯度为3℃/100m，温压系统正常。

2 油藏类型划分

A 油田沙河街组发育带气顶边水的窄油环油藏，各开发单元天然能量差异大，油水系统复杂，较难形成完善的面积注采系统，所以需要根据流体分布及油气藏类型合理划分开发层系。沙河街组油藏按气顶指数将油藏类型划分为大气顶油藏（气顶指数大于1.5）和小气顶油藏（气顶指数小于1.5），然后再根据各开发单元水体能量大小，将小气顶油藏细分为强边水油藏与弱边水油藏[6-7]。

3 开发方式分析

本文调研筛选了沉积特征和流体特征相似的濮城西沙二、辽河双台子油气田进行分析。通过类比，认为大气顶油藏（辽河双台子）利用天然能量开发效果较好，小气顶油藏（濮城西沙二）采用注水开发，效果较好。

3.1 大气顶油藏天然能量评价

大气顶油藏共4 个开发单元，包括3、6 井区I 油组和2/7井区I油组1、2小层，气顶指数大，由天然能量和地层压力评价图（图1）可以看出大气顶油藏天然能量充足，井区目前地层压力在13.0MPa左右，压力保持较稳定，由图2可以预测出每下降1MPa阶段采出程度最高为12%，所以天然能量仍充足。

图1 大气顶油气藏天然能量评价和3井区I油组地层压力图

3.2 小气顶强边水油藏天然能量评价

沙河街组沙二段3井区Ⅱ、Ⅲ油组根据生产动态资料和天然能量评价图证实天然水体较大，边水活跃，为小气顶强边水油藏（图3），由地层压力变化曲线图可以看出目前地层压力在14.3MPa左右，压力系数为0.87，由图2可以预测出每下降1MPa 阶段采出程度最高为9.0%，压力保持较稳定，仍为能量充足油藏。

图2 沙河街组各类型油藏开发效果对比图

图3 小气顶强边水油藏天然能量评价和3井区II油组地层压力图

3.3 小气顶弱边水油藏天然能量评价

沙河街组沙二段6 井区、2/7 井区及4D 井区油气藏受南北两条断层的影响，天然水体能量有限，预测水体倍数在5～10 倍以内，而且这些井区气顶规模小，气顶指数分布在0.2～0.9 范围内，为小气顶弱边水油藏，从地层压力变化曲线图（图4）和油藏开发效果对比图（图2）可以看出小气顶弱边水油藏天然能量开发时地层压力持续递减，每下降1MPa阶段采出程度仅3.0%，边水能量不足，注水井投注后快速补充地层能量，地层压力稳中有升，目前地层压力14.5MPa左右，且2017年优化注采措施后，部分油井降水增油明显，产量较为稳定（图4）。

图4 小气顶弱边水油藏注水后地层压力变化曲线图和油藏综合开采曲线图

4 结论

（1）根据不同油气藏类型优化开发方式是提高油气藏开发效果的有效手段。沙河街组油藏作为一类较为复杂的气顶油藏，存在大小不一的气顶或边底水天然能量，根据各类油气藏气顶指数和水体倍数的大小划分为不同油气藏类型，依据各类型油藏特点采取相对应的开发方式，对提高油藏采收率起到了重要作用，实现了油藏合理高效的开发。

（2）地层能量评价是合理确定开发方式的有效途径。油田开发前首先开展地层能量评价，不仅能合理确定开发方式，还能有效利用天然能量节约成本，提高油田开发效益。大气顶油藏、小气顶强边水油藏天然能量充足，油田开发时地层压力下降缓慢，能够保持较高水平，推荐采用气顶或边水天然能量开发。小气顶弱边水油藏天然能量不足，油田开发时地层压力下降较快，油井产量递减快，推荐采用人工注水开发保持地层能量。