含夾層氣頂底水油藏開發技術對策

戴建文，馮沙沙，李偉，謝明英，柴愈坤

中海石油(中國)有限公司深圳分公司，深圳 518067

0 引言

近年來，南海東部海域陸續新發現了儲量豐富的氣頂底水油藏，此類油藏儲量規模大、在油田整體儲量中占比高，且由于受氣頂、底水兩個能量體的作用，在開發過程中同時面臨氣竄、水竄的風險，開發難度較大，制約著整個油田的開發以及公司的增儲上產任務。因此如何經濟有效地開發此類油藏是目前亟待解決的問題。

通過文獻調研發現：常規的氣頂底水油藏油層較厚，一般采用控制油氣界面穩定的方法開發，此類開發方式一般根據油藏具體條件制定合理的射孔位置[1-5]并通過臨界產量的研究控制較小的合理生產壓差[6-9]，部分油藏采用打屏障井、下人工屏障的方式來起到阻礙氣竄水竄的開發效果[10-11]。還有部分學者，如竇松江、張蔓等研究了不同開發方式、不同油柱高度對氣頂油藏開發效果的影響[12-13]。

薄層氣頂底水油藏由于油藏類型復雜且厚度較小，通過常規的減緩氣竄與水竄的開發方法很難實現，無水采油、采氣期變得很短，導致開發難度大大增加。通過研究發現，對于薄層氣頂底水油藏，隔夾層可以起到減緩氣、水竄速度的作用，大幅改善油藏開發效果。因此，尋找隔夾層的位置并且對其進行開發效果的評估至關重要。目前國內外學者對于隔夾層在氣頂底水油藏開發效果中的作用研究實例寥寥無幾，僅有少數學者對于不含夾層氣頂底水薄油藏的開發規律進行了研究[14]。本文充分利用儲層含有連續分布低滲夾層的特點，創新性地提出了采用“劃層系、分區域”的開發策略和先底部采油后邊部采油的開發方式，夾層以上的區域按氣頂邊底水油藏開發，夾層以下的區域按底水油藏開發，此種開發技術政策可以取得較好的開發效果。

1 油藏特征及開發關鍵

Z油藏為典型的薄層氣頂底水油藏，其主要地質油藏特征參數如下：含油面積為11.89 km2；儲層物性較好，平均孔隙度21.1%～26.2%，平均滲透率為1457 mD，整體為中高孔～高滲儲層；儲層較薄，氣頂(CO2)厚9.1 m，油層厚6.4 m，水層厚3.6 m。全區具有統一的油氣界面及油水界面，油氣界面-1603.6 m，油水界面-1610 m，氣頂區域CO2含量占97%，氣頂指數為0.5，具有較強的邊底水。在油藏中部發育一套完整的具有一定滲透性的夾層，將Z油藏分割為上下兩個區域，上部區域為整個氣頂加邊部的油環，原油地質儲量284×104m3，下部區域為油層的中間部分，原油地質儲量193×104m3。兩個區域儲層物性差異較大，上部區域平均滲透率為106 mD，且層間非均質性嚴重，下部區域平均滲透率2232 mD，夾層平均滲透率3 mD。

氣頂底水油藏在開發過程中應采取相應的措施以減緩氣竄水竄，對于具有較小氣頂的油藏還應考慮油侵氣頂對開發效果的影響。Z油藏由于夾層的存在，上下兩個區域的油氣水分布情況是不同的，若完全將兩個區域單獨來考慮，上部區域可視為氣頂油環邊底水油藏，而下部區域可視為純底水油藏，此外，兩個區域的儲層物性差異巨大，導致了滲流環境有所差異。因此，Z油藏夾層的作用成為了決定此油藏開發技術政策的關鍵因素，下文將具體分析具一定滲透性的夾層對氣頂、油層的封隔能力及其對氣頂底水油藏開發的影響，并在此夾層條件下確定了Z油藏的最優開發方式。

2 夾層的綜合評價

通過Z油藏5 口井連井剖面可以發現：油藏內部發育兩套夾層將儲層分為3 套砂體ZI，ZII和ZIII，其中影響油藏開發的主要夾層是ZI(CO2氣頂)和ZII(下部油層)之間的夾層m，m夾層在a井和b井為泥質夾層，厚度約1.3～2.2 m，但在b井、c井和e井為鈣質夾層。a井處夾層井壁心巖性為含鈣泥質粉砂～中砂巖，滲透率1.88～8.63 mD，具有一定的滲透率；b井井壁心泥質夾粉砂巖，滲透率0.106 mD，夾層變致密。

氣頂底水油藏平面、縱向的油氣水分布見圖2。將Z油藏以夾層為界限，夾層以上的區域稱為層系I、夾層以下的區域稱為層系Ⅱ，層系I的氣頂區域成為油藏頂部，層系I的油環區域稱為油藏邊部，層系Ⅱ稱為油藏底部。

圖2 Z油藏油氣水分布場圖Fig. 2 Oil gas and water distribution figure

分別在油藏底部、油藏頂部布置一口長度為500 m的水平井，生產制度為控制井底流量500 m3/d，模擬時間為20 年，三相飽和度場圖如圖3 所示。

在底部布井的情況下，由于強底水和夾層的作用，生產20 年時(圖3(a))，氣頂區域沒有明顯的變化，僅有小部分氣頂氣通過夾層進入生產井，約占總產氣量的41%，氣頂氣累產量20 年僅為0.19×108m3，單井累產氣量曲線如圖4。說明在較強能量底水的壓制作用下，夾層極大程度減弱了氣竄的程度，但是在實際開發過程中應控制合理的生產壓差，避免氣頂氣壓力下降過快，發生油侵氣頂。

圖1 Z油藏連井剖面圖Fig. 1 Well section of Z reservoir

圖3 三相飽和度場圖(20 年)Fig. 3 Three phase saturation figure(20 years)

圖4 單井累產氣量曲線Fig. 4 Cumulative gas production curve of single well

在頂部布井的情況下，通過三相飽和度場可以看出(圖3(b))，在20 年末發生了明顯的油侵氣頂現象，主要原因是由于小氣頂壓力下降較快，油藏邊部和底部的原油通過夾層侵入油藏頂部，同時邊底水侵入油藏邊部和底部。說明在較強能量底水的驅動作用下，夾層無法阻止底部原油侵入氣頂。

綜合評價Z油藏夾層的作用，通過數值模擬研究認為：在夾層底部布井可極大程度減少產氣量以抑制氣竄，但是在氣頂區域布井不能阻礙油侵氣頂的發生，因此提出通過“劃層系、分區域”的方式來開發含隔夾層的氣頂底水油藏，該方式可以高效開發此類油藏并最大程度提高原油采收率，具體開發技術對策將在后文進行詳細論述。

3 開發技術對策研究

3.1 開發方式優選

對于小氣頂薄油層底水油藏，由于油柱高度較小，氣竄是無法避免的，油氣同采作為此類油藏的最佳開發方式[14]，但是由于氣頂能量較低，底水能量較強，隔夾層具有隔氣不隔油的特性，因此在油氣同采的過程中就會出現底部原油的損失(受油藏非均質性影響)。因此按“劃層系、分區域”的原則進行開發方式的優選，如圖2 所示，將Z油藏以夾層為界限，夾層以上的區域稱為層系I、夾層以下的區域稱為層系Ⅱ，層系I的氣頂區域成為油藏頂部，層系I的油環區域稱為油藏邊部，層系Ⅱ稱為油藏底部。

通過數值模擬優選6 種開發方式。方式1：底部采油，即僅在隔夾層底部布井生產；方式2：頂部采氣—底部采油，即在氣頂區域和夾層底部布井同時生產；方式3：底部采油—邊部采油，即在夾層上部的油環區和夾層底部布井同時生產；方式4：三區同采，即在夾層上部的油環區、夾層上部的氣頂區和夾層底部布井同時生產；方式5：先底部采油后三區同采，即先在隔夾層底部布井生產，再夾層上部的油環區、夾層上部的氣頂區和夾層底部布井同時生產；方式6：先底部采油后邊部采油，即先在隔夾層底部布井生產，再夾層上部的油環區布井生產。其中油藏頂部、邊部、底部的布井示意圖見圖5，不同開發方式下20 年的原油采出程度曲線見圖6。

圖5 不同油藏區域布井示意圖Fig. 5 Schematic diagram of well layout in different reservoir areas

圖6 不同開發方式下原油采出程度曲線Fig. 6 Crude oil recovery curve under different development methods

分析模擬結果可以看出，在兩個層系的開發政策上：由于底水的壓制作用，夾層能有效地封隔氣竄，并且油藏底部的儲層物性較好，因此層系Ⅱ可采用底水油藏緊貼夾層布井的開發方式，底部采油(方式1)已經可以獲得較高的采出程度，此時層系I邊部的原油還未動用。由于底水的驅動作用，夾層不能有效地防止油侵氣頂，因此層系I應按氣頂底水油藏的開發方式進行油氣同采或只在邊部布井。底部采油邊部采油(方式3)可以獲得較高的初產，三區同采(方式4)由于氣頂壓力下降較快，部分底部原油進入油藏頂部，導致初產較低。由于油侵氣頂，在開發層系I的過程中會對層系Ⅱ產生一定的影響，此外，層系Ⅱ的儲層物性要好于層系I，因此在開發次序上：先開發層系Ⅱ后開發層系I(方式5、6)可以得到較高的原油采出程度，但是由于初期只開發油藏底部，原油的初產不高；層系I、Ⅱ同時開發可以得到較高的初產但是原油采出程度較低。

綜合考慮油藏采收率和初期產量貢獻，推薦先底部采油后邊部采油的開發方式。

3.2 布井數量優化

分別對油藏底部、邊部的布井數量進行優化，不同井數下的底部、邊部原油采出程度柱狀圖見圖7。對于底部區域，在井數大于4 口的情況下，采出程度變化不明顯；對于邊部區域，在井數大于2 口的情況下，采油增量大幅下降。優選底部最優布井數量為4口、邊部最優布井數量為2 口。

圖7 不同布井數量原油采出程度曲線Fig. 7 Crude oil recovery curve of different number of wells

3.3 生產制度優化

優化油藏底部、油藏邊部兩個區域的生產制度，根據Z油藏的探井DST測試數據，當生產壓差為0.1 MPa時，產量約為150 m3/d，結合Z油藏的地飽壓差，對層系Ⅱ的單井產液范圍在500～5000 m3/d進行優化；由于油藏底部物性較好，邊部物性較差，兩者滲透率差異較大(底部含油區滲透率約為邊部含油區的10 倍)，對層系I的單井產液范圍在50～300 m3/d進行優化。

圖8為油藏底部不同單井產液量下的原油采出程度與日產氣量曲線，可以看出：隨著單井產液量的增加，油藏初期產能增加，產氣量增加，氣頂向生產井的氣竄量越大。但在單井產液量大于2000 m3/d之后，初期產油量增幅大大減小，在單井產液量大于500 m3/d之后，油藏采出程度幾乎不變，說明在達到一定值后，不同的配產只影響初期產能，并不影響原油采出程度。優選最優生產制度為單井配產1500 m3/d，在此條件下既可以得到較高的初期產能與原油采出程度，并且產氣量平穩，有利于生產開發。

圖8 油藏底部不同單井產液量下的原油采出程度與日產氣量曲線Fig. 8 Curves of crude oil production and daily gas production under different single well fluid production at the bottom of the reservoir

圖9為油藏邊部不同單井產液量下的原油采出程度曲線與氣頂采出程度柱狀圖，可以看出：隨著單井產液量的增加，原油的采出程度先增大后減小，且變化幅度不大，氣頂氣采出程度逐漸增大。優選最優生產制度為單井配產100 m3/d，在此條件下可以得到最高的油藏采出程度和較小的產氣量。

圖9 油藏邊部不同單井產液量下的原油采出程度曲線與氣頂采出程度柱狀圖Fig. 9 Crude oil recovery curve and gas cap recovery histogram under different single well fluid production at the edge of the reservoir

4 結論

(1)在Z油藏中部連續發育一套具有一定滲透性(平均3 mD)的夾層，由于底水能量較強，在底水能量的壓制作用下，在夾層底部布井開發并且控制合理的生產壓差可以很大程度上減小氣竄量；但是在底水能量的驅動作用下，在夾層以上布井開發，夾層不能起到阻止油侵氣頂的作用。

(2)對于小氣頂薄油層底水油藏，通過對隔夾層的綜合評價，系統地分析了隔夾層對于開發效果的影響，并創新性提出了適用于此類復雜油藏“劃層系、分區域”的開發政策，即以夾層為界限將油藏分為2 套層系、3 個區域，其中層系I按照氣頂底水油藏進行開發并且盡量避免油氣同采，層系Ⅱ按照強底水油藏進行開發，緊貼夾層底部布井。

(3)開發層系Ⅱ對層系I的影響不明顯，開發層系I會使層系Ⅱ中的原油一定程度上侵入氣頂，對開發效果造成影響。因此先開發層Ⅱ后開發層系I會獲得較高的原油采出程度，但初期產能較低，而同時開發層系I、層系Ⅱ可以獲得較高的初產，但由于油侵氣頂，油藏采出程度較低。綜合考慮油藏采收率和初期產量貢獻，推薦先底部采油后邊部采油的開發方式。

(4)針對Z油藏的實際情況，通過數值模擬結果表明：最優開發方式為同時開發油藏底部與邊部，其中底部油藏最優布井數量為4 口，單井最優配產1500 m3/d， 邊部油藏最優布井數量為2 口，單井最優配產100 m3/d。