气顶边水窄油环油藏开采中后期开发方式

2022-02-16岳宝林祝晓林刘斌陈存良王双龙

新疆石油地质 2022年1期

岳宝林，祝晓林，刘斌，陈存良，王双龙

（中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300459）

具气顶边水窄油环油藏渗流机理较常规油藏更为复杂，气顶与边水系统在成藏过程中已形成动力学平衡，在开发过程中，伴随着油环区被开采，地层压力下降，气顶与边底水向井底推进，形成气窜和水锥，对油田生产造成不利影响[1-4]。海上油田伴随着水平井的广泛应用，以平行于油气水界面的水平井开发此类油藏，取得了较好的效果[5-9]。但开发进入中后期，气窜与水锥不可避免，油藏地层压力下降快，气窜造成产液量降低和气驱效率低，使挖潜难度进一步增大[10-14]。相似油田的挖潜方向主要集中在井间加密、油井转注、屏障注水等方面，如大庆喇嘛甸气顶油藏先建立油气缓冲区，开发纯油区，中—后期大气顶屏障注水结合油井加密，开发缓冲区与气顶；准噶尔盆地漠北气顶油藏初期利用天然能量开发，后期在油气界面和油水界面处采油井转注；河南濮城西沙二气顶油藏在屏障注水下，保持油气区压力平衡，油气同采[15-17]。与陆地油藏相比，海上气顶边水油藏主要采用水平井以少井高产的原则进行开发[18-20]，进入中—后期后，亟待优化开发方式。鉴于成本的差异，无法简单借鉴陆地油藏，开发中—后期如何调整有待进一步研究，需要通过物理模拟实验验证方案增油效果，结合数值模拟细化方案实施技术要求，在此基础上，优选1个井组开展先导试验，为油藏开发提供借鉴。

1 研究区概况

锦州X 油藏位于渤海辽东湾海域，是目前渤海中—深层储量最大的复合型油藏。在古近系沙河街组发育了一系列受构造控制的短轴半背斜具气顶油藏，初期利用天然能量开发，取得了较好的开发效果，但随着油藏进入开发中—后期，开发矛盾越来越突出，面临着气窜和水锥加剧、产量快速递减等问题。以3 井区Ⅰ油组为例，该油藏是一个具大气顶、强边水、窄油环特征的砂岩油藏，其气顶指数为2.03，水体倍数为40，油环平面宽度小于600 m。该油藏已进入开发后期，采出程度为35.1%，气油比为1 832 m3/m3，含水率为85.4%，开发矛盾日益突出。

2 剩余油挖潜

锦州X 油藏3 井区Ⅰ油组水平井部署于油柱高度的1/3～1/2 处，受气、水两相驱替，在原油不发生大幅度窜流的情况下，可以认为：水平井段井筒之上储集层中的储量为气顶气驱动用，水平井段井筒之下储集层中的储量为边水水驱动用，结合单井井控储量与井筒位置，气驱与水驱动用储量的比例为0.55∶0.45。

应用数值模拟储量分区功能，计算出的气驱、水驱累计产油贡献比为0.38∶0.62，上部储量气驱采出程度为24.3%，预测采收率为25.9%；下部储量水驱采出程度为48.4%，预测采收率为51.7%。现有开发方式下，储集层上部气驱采出程度和采收率较低，具备挖潜潜力，为此开展了挖潜方案研究。

（1）井间加密锦州X 油藏2009 年建产，初期井距600 m，单井井控储量66×104t。2015年实施了调整方案，井数增加1 倍，调整后井距300 m，单井井控储量33×104t。在此基础上，如果进一步井间加密，一是井控储量低，井间干扰严重，增油效果差；二是气顶向下运移，产出气油比高，举升效果差，产液量难以保证。

（2）油井转注当前锦州X 油藏为300 m 井距的水平井排状井网，为缓解能量逐渐不足的问题，计划按1∶1 的比例进行转注，实行排状注采井网开发。经过数值模拟发现，由于油藏油环窄，水驱时原油更易流入阻力小的气层，呈残留状态分散在岩石颗粒表面或孔喉处，难以动用，造成储量损失。

（3）屏障注水在油气边界附近增钻注水井，注入水一方面起屏障功能，将大气顶油藏分割为气藏和小气顶油藏2 个独立的开发单元；另一方面下驱油层，水和气混合驱替油环，具有较好的驱替效果，可提高采收率。

对比各方案实施后的增油效果，在气顶边水窄油环油藏开采中—后期，转屏障注水开发具有一定的可行性。

3 气顶油藏屏障注水实验

为进一步论证屏障注水的实施效果，对锦州X 油藏开展转屏障注水二维物理模拟实验，跟踪注入水在地层中的运移，评价屏障注水对原油采收率的影响，为后续开发提供依据。

应用大型可视化二维物理模拟实验装置开展相关研究，模型规格为500 mm×500 mm×40 mm。以几何（油环长度与宽度之比、油环长度与厚度之比、气顶指数和油藏倾角）相似、物性（油水密度比、油气密度比、初始饱和度场和气相体积系数）相似和生产动态（产量与地质储量之比）相似为原则，对目标油藏剖面进行模型化。锦州X 油藏储集层渗透率为285 mD，孔隙度为31.6%，原始含油饱和度为0.67，束缚水饱和度为0.33，油藏温度为68 ℃，油藏压力为16 MPa，油层宽度为700 m，原油黏度为3 mPa·s，油层厚度为10 m，隔夹层厚度为3 m，水平井井筒位于油层顶面下厚度的1/3 处，水平井段长度为400 m，油层倾角为15°。依据512∶1 的比例完成模型设计：油层高度为5.9 cm，小层厚度为2.6 cm，水平井段长度为28.2 cm；模型填砂厚度为4.2 cm，油层体积为770 mL，气顶和边水部分的模型体积均为503 mL。根据孔隙度和含油饱和度计算的油层内原油体积为160 mL，气顶内气体体积为157 mL，在气顶指数为2.00 的情况下，气瓶中气体体积为163 mL；在边水水体倍数为40 的情况下，边水模拟体积为213 mL；依据油藏实际采油速度的3%，模型采油速度为0.1 mL/min。模型的气顶与储气罐相连，通过调整储气罐内的气体体积，进行气顶模拟。将储气罐与装水的中间容器相连，通过调节储气罐内气体的体积来模拟边水的能量变化，模拟能量的衰竭过程，进行边底水模拟。以0.1 mL/min 恒速采油，模拟油藏开发，进行油、气、水计量和界面特征记录。

通过界面图像跟踪，在油气界面附近实施注水后，水驱呈径向形态推移，注入量达到气顶体积的10%左右时，基本形成了具备屏障功能的水墙，将大气顶油藏分割为气藏和小气顶油藏。其中，屏障注水相当于2 个“油气藏”的能量供给源，根据采油速度与采气速度，向2 个“油气藏”以不同速度运移，由于气体体积对压力更为敏感，注入水向气区运移阻力更小，渗流更快。因为是平面模型，波及系数基本为1，采收率基本反映驱油效率，通过油、气、水计量数据发现：气驱采收率为66%，转水驱后，一方面因屏障功能，气顶气扩散被控制，气油比大幅度下降；另一方面显著提高了气驱动用储量的采收率至86%（图1）。

4 屏障注水开发策略

本着先采油、后采气的开发原则，对锦州X 油藏3 井区1 油组气顶边水油藏设置水障井，井距300 m，距油气边界150 m，在内油气边界注入气驱孔隙体积10%的注水量，注入水形成的水障平均宽度340 m，水障将气顶与油区分隔开，防止原油侵入气顶，也防止气顶气向油区窜入，对气顶和油区进行独立开发。通过注水保持地层压力，油气区保持压力开采，气顶的无水采收率为60%，油区含水率为98%时，原油的采收率可达35%（上部气驱动用储量），整个油藏的采收率比天然能量开采提高7%左右。

4.1 屏障注水技术要求

通过实验机理分析与数值模拟研究，确定屏障注水的基本要求：①水障长度应等于油气边界的长度，以将油区和气区隔开；②水障井应位于内油气边界气的一侧，避免油侵气顶，并起到隔离和驱替的双重作用；③按水障井距300 m 计算，水障井与油气边界的距离等于水障井井距一半时效果最好，既保证水障能够形成，又不致使气区的油侵量过高，以水障井距油气边界150 m、水障井距300 m 为宜；④按气顶大小、渗透率区间、水障形式、注水能力以及与油区老井网的配合等因素综合考虑，水障宽度达到340 m 时实现屏障功能；⑤按容积法估算，形成水障所需的注水量占气驱孔隙体积的10%左右。

4.2 水障井井型优化

水障井数需满足注入水连片成水障，通过数值模拟发现，定向水障井注入水呈径向运移，水障井井距为300 m 时，满足连片成障需求的注采井数比为1∶1；水平水障井注入水呈线性+径向运移，水障井井距为300 m 时，满足连片成障需求的注采井数比为1∶2（图2）。水障形成过程中，受重力作用和气体黏度小易于流动影响，水障沿油气界面形成，相同注水量下，定向井形成水障面积明显小于水平井，优选水平井进行屏障注水。

4.3 水平井注采井位优化

水平井进行屏障注水时，注采井位对水障运移规律和驱替效果均有影响。通过数值模拟跟踪水障形成过程（图3），注入水受油井压降漏斗的影响，在线性运移与径向运移下，因重力作用和气体黏度小易于流动，水障沿油气界面形成。交叉注采和平行注采的水障发育方向虽然不同，最终均沿油气界面形成了隔离水障。

对比交叉注采与平行注采开发效果，具气顶边水窄油环油藏水平井开发过程中，油藏上部气驱储量受气锥的影响，剩余油在井排间呈脊状分布，平行注采井网最大程度动用了剩余油（图4），对比指标发现，平行注采井网比交叉注采井网采收率提高了3.4%，比天然能量开发采收率提高了10.8%，显著提高了开发效果。

5 实际应用

考虑油藏气顶边水窄油环的特殊性，渤海油田尚未有此类油藏转屏障注水的经验，故先期实施1 口先导试验井。以气窜严重、纵向驱替不均衡、剩余油富集、增产效果显著为优选原则，最终选择D4H 井和B15HS 井组补充实施平行注采井网水平注水井。该井组井控地质储量98×104t，当前采收率27.6%，气油比2 370 m3/m3，含水率85%，受气窜影响，平均日产液量由初期的250 m3降至80 m3，日产油量为20 m3，开发效果有待提高。

屏障注水井2020 年1 月实施后，初期注采比为1，后期跟踪油井液量变化灵活调整，预测4 个月左右水障基本形成，此时井组气油比由初期2 370 m3/m3降至1 392 m3/m3，证明1 口注水井虽然无法实现油藏的水障连片，但对气窜也实现了部分屏障。2020年4月，对井组进行提液措施，放大生产压差，在油藏中将水驱引向油井，一方面防止注入水大量驱入气顶，造成气井水侵；另一方面提高水障驱油效果。提液后，井组气油比稳定在500 m3/m3左右，表明水障的形成明显隔离了气顶与油区，起到了缓解气窜的效果。伴随着水障下驱油层，水和气混合驱替油环，动用原气驱脊状剩余油，井组含水率由屏障注水前的85%下降至50%，日增油35 m3。预测实施屏障注水后，累计增油5.4×104m3，提高采收率5.5%。矿场试验验证了屏障注水对气顶边水窄油环油藏的适用性，为整体注水方案的实施夯实基础。