海上中深层潜山油气藏高效开发策略与应用

2023-01-08马栋，李卓

石油化工应用 2022年6期

马栋，李卓

（中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300452）

渤中19-6 大型凝析气田是渤海湾盆地迄今发现的最大的天然气田，储量超千亿立方米，渤中19-6 天然气田新发现，揭示了渤海湾地区潜山天然气领域巨大的勘探前景，为京津冀地区优质清洁能源供应奠定了坚实基础，对推动渤海湾盆地天然气勘探具有里程碑意义[1，2]。

渤海地区中深层潜山油气藏的开发引起了越来越多的关注。BZ 油田是渤海地区最早投入开发的中深层潜山油田之一，也是我国首批对外合作开发的油田。该油田属于古生界碳酸岩潜山油田，裂缝发育，储集空间为裂缝和基质双重介质，为复杂类型的中深层油气藏。自1989 年投入开发以来，经历了三个开发阶段，第一阶段为以产油为主的阶段，第二阶段为油田停产，重新进行开发设计阶段；第三阶段为油气同采、气油并举阶段。本文对油田投产以来30 年开发历程中开发策略及开发经验进行系统的思考回顾，总结了指导油田高效开发的技术策略，力争延缓油田衰竭，保持油田更长期稳产，最大程度提高油田采收率，实现油田高效开发和经济效益最大化，为其他海上类似中深层潜山复杂油气藏的开发提供指导和借鉴。

1 油田概况

BZ 油田位于渤海南部海域，距天津塘沽190 km。区域上位于渤南潜山带中部，属古潜山油田，潜山岩性主要为前震旦系变质花岗岩和下古生界碳酸盐岩，上覆地层为古近系砂泥岩，主要储层为下古生界碳酸盐岩。根据油田的构造特征和油气水分布特征，油田平面上分为北上块、北下块、东南块、卫星块、西南块五个断块，纵向上，依据下古生界碳酸盐岩储层特征，储层分为上油组和下油组两个油组，储集空间以裂缝、溶蚀孔、晶间孔为主，与国内外其他类型的裂缝性储层具有一定的相似性[3，4]。上油组储集空间类型以孔隙-裂缝型为主，平均有效孔隙度2.9%，试井分析有效渗透率52.0 mD，油气藏类型为带气顶和边水的油藏；下油组储集空间类型为裂缝-孔隙型，平均有效孔隙度3.5%，试井分析有效渗透率39.8 mD，油气藏类型为带边水的油藏。

BZ 油田为正常温度、压力系统，原油属于轻质原油，具有低密度、低黏度、低含硫量、低胶质和沥青质含量、高含蜡量的特点，气顶气为高含量凝析气，原始凝析油含量409～444 cm3/m3。BZ 油田探明原油地质储量1 411×104m3，探明天然气储量87×108m3，油田利用天然能量衰竭开发，目前日产气100×104m3，日产油300 m3，采气速度4.1%，累产油294×104m3，累产气45×108m3，原油采出程度20.8%，天然气采出程度54.7%。

2 开发难点

BZ 油田属于中深层复杂类型油气藏，开发过程中面临诸多挑战[5]：（1）储层埋藏深，地震分辨率低，内幕断层难以识别，储层发育及优势储层展布规律复杂，油田布井不确定性大；（2）油田为碳酸岩古潜山油田，裂缝发育，储层非均质性强，裂缝对开发的影响大，易造成气窜和水淹等复杂情况；（3）油田流体性质复杂，油气水分布关系难以通过常规测井手段区分，气顶能量和水体大小认识不清，影响开发方式选择。

3 主要开发策略

作为渤海地区首个投入开发的中深层潜山油田，缺乏成功的开发实践，BZ 油田借鉴其他油田开发经验[6-15]，探索形成了高效开发的主要策略。

3.1 油气同采，均衡开发，保持油气界面稳定，合理挖掘油田潜力

1989-1994 年为油田开发第一阶段，这个阶段以采油为主，利用气顶和油藏的弹性能采油。油田储层埋藏深，平均埋深3 200 m，单井钻完井成本高，开发投资大。油田投产初期，贯彻少井高产的理念，充分利用裂缝性储层连通性好、单井产能高的优势，选取储层有利部位采用不规则井网布井，上油组北上块、东南块和下油组北下块各部署2 口井，共部署6 口开发井，平均单井井控储量235×104m3，射孔层位全部位于油层，射孔厚度12～20 m，避气厚度20～92 m，避水厚度36～86 m，初期产能较高，单井初期产能在110～446 m3/d，平均产能297 m3/d（见图1）。因对气顶规模和水体能量认识不清，储层裂缝发育程度高，初期生产压差过大等原因，投产半年后，部分油井便发生了严重气窜和水锥，油田产油量快速下降，部分开发井快速水淹，产气量急剧上升，大量天然气进火炬燃烧，既浪费天然气资源，又影响浮式储油装置以及人身安全，1994 年10 月油田关停。

1994-2004 年，油田在关停期间进行了地震资料重采集重处理、流体相态分析、储量复算、动态储量计算、油藏数值模拟等研究工作，对油田的储层展布范围、优势储层发育规律、裂缝发育情况及油气水分布做了深入分析，于2003 年8 月完成重启动方案，2004 年7 月油田重启动投产。

根据油田的动静态认识，重启动后，油田改变开发思路，确立了以BZ28-1 油气田为中心，对渤南油气田群进行联合开发的总体路线，具体的开发原则为：（1）以气为主、气油并举；（2）在满足供气的前提下，采取最佳供气策略，尽可能多采油，以提高综合经济效益；（3）合理调节供气指标，尽可能使渤西南油气田群保持较长的稳定供气时间。在这一原则的指导下，油田通过补打新井和老井上返补孔等方式，形成了6 口生产井采气、6 口生产井采油的生产格局。自重启动以来，保持了18 年的稳产，年供气量在2×108m3以上，充分发挥了油田潜力，圆满实现了渤西南联网长期平稳供气的目标。

3.2 少井稳产、控制含水上升，不片面追求高采油速度，确保油田长期稳定生产

BZ 油田属于碳酸岩潜山，裂缝发育，特别是上油组，裂缝纵横交错，以高角度构造裂缝为主，裂缝开启程度高，储层中的渗流受裂缝影响大。相关研究表明：碳酸岩潜山储层中的渗流分为三个阶段：（1）裂缝渗流阶段，这一阶段的特征是产能高，但持续时间短、产量递减快；（2）裂缝渗透转为基质渗透的过渡阶段，这一阶段的特征是裂缝与基质同时供液，产能大小和持续时间长短与裂缝和基质的窜流系数与弹性储能比相关；（3）基质渗流阶段，这一阶段的特征是产量低，但持续时间长，是主要生产阶段。BZ 油田开发初期由于裂缝研究手段有限，对裂缝发育及展布情况认识并不清楚，油田初期采用大压差生产，虽然初期产能高，但部分井投产后三个月即见水，储层底部的水沿着裂缝窜入生产井，导致生产井含水快速上升，大量基质中的油被锁在其中，形成剩余油，在这种情况下，井控储量的平均采收率仅6.5%。

BZ 油田探索了两项策略来控制含水上升：（1）控制生产压差，在裂缝发育区域，油井的生产压差控制在1 MPa 以内，保持油井缓慢稳定生产，实现基质供液与裂缝供液平稳转换，防止边底水过快推进。控制生产压差后，平均单井产量控制在50 m3/d，为初期产能的1/8～1/3，无水采油期60 个月，平均单井累产油30×104m3。（2）采用水平井开发，利用水平井泄油面积大的优势，有效控制底水锥进，上油组北上块的油井在开发初期由于未能控制生产压差，导致含水上升过快，大量剩余油富集，在此区域，部署一口水平井，水平段长度260 m，采用小压差生产，连续8 年低含水生产，直到第9 年底水才脊进突破，累产油40×104m3。

3.3 滚动开发调整，逐层上返开发，保证产量接替

BZ 油田经历了两次调整，第一次是2004 年重启动时，油田实施了全面综合调整，在西南块和卫星块新钻开发井3 口，第二次是在2019 年，油田实施了二次调整，部署了1 口开发评价井和5 口调整井。

通过滚动开发调整，油田保持了合理的开发制度，通过2004 年的综合调整，油田改变了开发策略，由采油为主转变为油气并举，在油田气顶指数不大的情况下，油气同采是最有效的开发方式，通过油气同采，控制合理的生产制度，维持气油界面稳定，有效避免了气顶气侵入油层，提高了油层的采收率，同时气顶气直接通过部署在气顶的气井开发，避免了气油两相的相互影响，流动效率更高。本次调整新增3 口开发井，增加天然气动用储量62×108m3。2019 年油田实施二次调整，是在对油田开发动态深入分析的基础上开展的，本次调整部署6 口井，其中4 口井为扩边区块，2 口井为老井水淹后侧钻。根据动态储量的计算结果，油田南部的动态储量较大，剩余潜力较大，调整方案部署2 口井，首先在油田南部相邻的未开发断块部署1 口开发评价井先行先试，作为后续调整井决策依据，通过开发评价，认为油田南部储层发生变化，碳酸岩储层被剥蚀，不具备开发潜力，及时进行方案调整，取消了后续的3 口调整井，有效降低了开发风险。2 口侧钻井钻遇气层20 m，增加天然气储量7.9×108m3，油田天然气稳产年限延长3 年。保证了油田更长阶段稳定供气，实现油田合理高效开发。

受裂缝影响，油田的油井经过多年的开发，基本全部水淹。对于水淹井，油田探索了上返补孔的治理措施。对于上返的层位可以分为两类：一类是上返上部油层，一类是上返气顶采气。两种方式效果差异很大，上返油层后，油井只产水不产油，即使是水淹井关停几年后再上返，情况也基本如此。对于上返气顶气的油井，上返后，气水同采，由于裂缝发育，气藏无阻流量大，携液能力强，生产状态较好。同时，水淹后的油井上返后，增加了产气井点，增加了气藏的动用程度，有效缓解了油田的供气压力，同时油田的调峰能力大大增强，有利于油田实现产气平稳供气。