哈薩克斯坦貝克塔斯氣頂邊水油藏開發(fā)對(duì)策與實(shí)踐

敖西川 蔣 明 陳 果 蔣利平

(1.川慶鉆探工程公司地質(zhì)研究院， 成都 610051； 2.振華石油控股有限公司， 北京 100031)

常規(guī)氣頂油氣藏一般由氣區(qū)和油區(qū)兩部分組成，當(dāng)油藏投入開發(fā)后，就會(huì)破壞原有的平衡狀態(tài)，造成原油可采儲(chǔ)量降低。對(duì)于這類油藏的開發(fā)，早期國內(nèi)主要采用保護(hù)氣頂?shù)臍怛?qū)衰竭式開發(fā)，而國外則采取趨向于油、氣同采的模式，后期國內(nèi)則在多個(gè)油田進(jìn)行了屏障注水開采，這些開發(fā)方式各有其適用條件和特點(diǎn)，但基本思路都是在開發(fā)中避免或減輕氣竄及油侵[1-13]。本文介紹的是一種帶邊水的特殊氣頂油藏，主要考慮通過保持地層壓力來穩(wěn)定油氣邊界，提出這類油藏開發(fā)過程中的可行性對(duì)策，為同類油藏開發(fā)提供借鑒。

1 油田概況

B油田位于哈薩克斯坦Kyzalorda市以北，構(gòu)造上屬于南Turgay盆地南部的Aryskum地塹。油田于1985年發(fā)現(xiàn)，2002年7月投入試驗(yàn)開發(fā)。油田的含油氣層段主要位于下白堊統(tǒng)上達(dá)烏爾組的M-0-2層，儲(chǔ)集層巖性主要為巖屑砂巖和黏土質(zhì)粉砂巖。儲(chǔ)集層平均孔隙度為21.2%；平均滲透率為139.8×10-3μm2，屬于中孔、中滲儲(chǔ)集層。地溫梯度為3.0 ℃100 m，壓力系數(shù)為0.93，屬于正常壓力系統(tǒng)[14]。

M-0-2油藏是一個(gè)氣頂邊水構(gòu)造-巖性油氣藏(圖1)。這類油藏投入開發(fā)前，氣頂、油區(qū)和水區(qū)屬于同一水動(dòng)力系統(tǒng)，處于一種壓力平衡狀態(tài)。開發(fā)后，三者之中任何一方壓力變化都將影響到其他兩方，稍有不當(dāng)就會(huì)造成氣竄和水竄，影響油井生產(chǎn)。

圖1 B油田M-0-2油藏剖面

2 油田開發(fā)歷程與存在的問題

2002年7月試采后，油田生產(chǎn)大致分為兩個(gè)階段：第一階段從2002年試采開始到2008年底，為“自然開采”階段;第二階段從2009年到2010年，為“調(diào)整開采”階段。

第一階段前期主要依靠天然能量開發(fā)，利用氣頂膨脹來采油。通過新鉆開發(fā)井的投產(chǎn)，原油產(chǎn)量持續(xù)增長(zhǎng)，但隨之也帶來不少問題：

(1)隨著油田采油速度的不斷提高，油田產(chǎn)量增大的同時(shí)伴隨著產(chǎn)氣量也逐步加大，部分油井氣油比逐漸升高，單井產(chǎn)量迅速下降。

(2)2004 — 2005年，對(duì)B油田進(jìn)行三維地震采集和處理，了解了油田構(gòu)造及油、氣、水的分布情況后才發(fā)現(xiàn)已鉆11口井中有7口位于氣油界面附近。

(3)油藏面積較小，邊水能量較弱，隨著油田的開采，地層逐漸虧空，能量下降，氣頂不均勻擴(kuò)散，在油氣邊界容易氣竄造成后續(xù)新井投產(chǎn)后氣油比較高。

總之，前期油田的生產(chǎn)處于被動(dòng)狀態(tài)，如何減少氣頂對(duì)油田生產(chǎn)的影響，抑制產(chǎn)量的下滑成為油田面臨的主要問題。

3 第一試采階段后期開發(fā)對(duì)策

2006年6月，油田產(chǎn)量達(dá)到試采以來第一個(gè)產(chǎn)量高峰，月產(chǎn)油8 635.9 m3，月產(chǎn)氣468.3×104m3，綜合氣油比542 m3m3。此時(shí)，7口氣油界面附近的生產(chǎn)井有3口氣油比已超過1 000 m3m3，其中2口井氣油比甚至達(dá)到了2 000 m3m3以上，嚴(yán)重影響了油田的生產(chǎn)。

2006年6月后，由于油井受氣竄的影響，油田產(chǎn)量出現(xiàn)迅速下降趨勢(shì)，7 — 8月份油田轉(zhuǎn)抽了3口氣油比較低的油井，但仍未能阻止產(chǎn)量的繼續(xù)下降。2006年10 — 11月份，先后對(duì)3口井進(jìn)行了暫時(shí)關(guān)停(表1)。油田月產(chǎn)氣量從8月份的387.1×104m3下降到12月份的65.0×104m3，月產(chǎn)油量也下降到當(dāng)年最低值6 024.9 m3(圖2)。

表1 B油田高氣油比油井關(guān)停前后情況對(duì)比

圖2 B油田2002 — 2008年生產(chǎn)曲線

301井2006年8月重新開井生產(chǎn)至2007年10月后因低產(chǎn)而關(guān)停。2井和4R井2007年3月重新開井后氣油比依然很高，隨即再次關(guān)井。2007 — 2008年新鉆油井6口，油田月產(chǎn)量一直在6 000～8 000 m3之間波動(dòng)，平均月產(chǎn)量為7 300 m3。而產(chǎn)氣量從80.5×104m3，持續(xù)升高到516.8×104m3。

油田第一試采階段只是通過暫時(shí)關(guān)停少數(shù)高氣油比生產(chǎn)井來減小產(chǎn)氣量對(duì)油田生產(chǎn)的影響，但隨著新井的不斷投產(chǎn)，地層能量下降，虧空嚴(yán)重，氣頂勢(shì)必要膨脹外擴(kuò)，因此，關(guān)停高氣油比油井不能從根本上解決氣頂?shù)母Z進(jìn)問題。

4 第二試采階段開發(fā)對(duì)策

從2009年開始，油田進(jìn)行了細(xì)致的油藏動(dòng)態(tài)分析，并對(duì)開發(fā)對(duì)策進(jìn)行了調(diào)整，一方面，新鉆的生產(chǎn)井向外部署在遠(yuǎn)離氣頂?shù)膮^(qū)域；另一方面采取多種手段來保持地層壓力，控制氣頂?shù)臄U(kuò)散，盡量減小氣頂對(duì)油田開發(fā)的影響，取得了良好的生產(chǎn)效果。

4.1 邊部注水，增加地層能量

研究認(rèn)為油藏邊水能量較弱，地層能量的下降是引起氣頂膨脹、油井GOR升高的主要原因。油田開采的當(dāng)務(wù)之急就是提高地層能量，減小地層虧空。因此油田調(diào)整的第一步就是在邊部注水。通過注水，增加了地層能量，阻止了氣頂?shù)呐蛎浲鈹U(kuò)，從而減少了產(chǎn)氣量，降低了氣油比。

從13井和16井的生產(chǎn)過程可看出邊部注水對(duì)油井生產(chǎn)的效果。這2口井投產(chǎn)后氣油比迅速攀升，而產(chǎn)油量卻持續(xù)下降，16井甚至于2009年4月因高含氣而關(guān)停(表2)。油田于3月和9月先后在這2口井外圍邊水區(qū)新投注了2口注水井，并于6月轉(zhuǎn)注了1口邊水區(qū)的高含水油井。注水后，這2口井的氣油比迅速下降至20 m3m3左右，油產(chǎn)量得到恢復(fù)并基本保持穩(wěn)定(圖3、圖4)。

表2 兩口油井注水前后生產(chǎn)情況對(duì)比表

圖3 13井生產(chǎn)指標(biāo)曲線圖

圖4 16井生產(chǎn)指標(biāo)曲線圖

從2009年生產(chǎn)曲線(圖5)可以看出，油田沒有再出現(xiàn)因氣油比升高造成產(chǎn)量明顯下降的現(xiàn)象，且產(chǎn)量穩(wěn)中有升，月產(chǎn)量從7 891.9 m3增加到8 288.3 m3；全年氣油比只增加了66 m3m3，而2008年氣油比增長(zhǎng)值是197 m3m3；此外，油田的含水上升速度也得到了控制，月含水上升速度從2008年的0.9%下降到2009年的0.6%，油田控氣開采初步取得了成效。

4.2 氣頂屏障注水，穩(wěn)定油氣邊界

在2009年邊部注水取得較好效果的基礎(chǔ)上，2010年油田進(jìn)一步加大了工作力度。通過生產(chǎn)分析，認(rèn)識(shí)到邊部注水雖然增加了地層能量，但并不能完全阻止氣頂外擴(kuò)，要從根本上解決氣頂對(duì)油田生產(chǎn)的制約問題，必須要從氣頂本身著手。

圖5 B油田2009年生產(chǎn)曲線圖

2010年油田在繼續(xù)開展邊部注水的同時(shí)又開始進(jìn)一步實(shí)施氣頂屏障注水工作。在1月和7月先后將因高氣油比關(guān)停的301井和4R井轉(zhuǎn)注。

通過邊部注水結(jié)合氣頂注水，既進(jìn)一步增加了地層能量，又直接阻止了氣頂?shù)呐蛎浲鈹U(kuò)。從2010年生產(chǎn)曲線(圖6)可以看出，油田產(chǎn)量出現(xiàn)了較大幅度的提升，月產(chǎn)量從8 221.8 m3增加到9 640.9 m3；氣油比從年初的679 m3m3下降至年底的403 m3m3，油田的含水上升速度也首次出現(xiàn)了負(fù)增長(zhǎng)，油田調(diào)整開采取得了生產(chǎn)歷史上最好的效果[14]。

圖6 B油田2010年生產(chǎn)曲線圖

4.3 加大注水力度，完善油田注采關(guān)系

2011年，油田繼續(xù)加大注水力度，相繼轉(zhuǎn)注4口油井。油田經(jīng)過3a的調(diào)整，使得注采井?dāng)?shù)比逐年提高，到2011年底，油藏共有注水井11口，其中邊外注水井6口，氣頂水障井5口，油藏基本形成了邊部注水和氣頂屏障注水相結(jié)合的生產(chǎn)態(tài)勢(shì)，注采井網(wǎng)得到完善，水驅(qū)控制程度得以進(jìn)一步提高，油田氣油比持續(xù)下降，油產(chǎn)量逐年穩(wěn)步增長(zhǎng)(表3)。

表3 B油田2009 — 2011年水驅(qū)狀況對(duì)比

目前，油田氣油比持續(xù)下降，含水保持穩(wěn)定，沒有再出現(xiàn)因高氣油比和高含水而關(guān)停的油井。月注采比已經(jīng)達(dá)到1.3，累計(jì)注采比從0增加到0.4；月存水率和水驅(qū)指數(shù)也分別達(dá)到0.8和1.4。截至2011年底，地質(zhì)儲(chǔ)量采油速度1.45%，可采儲(chǔ)量采油速度4.83%，地質(zhì)儲(chǔ)量采出程度10.0%，可采儲(chǔ)量采出程度33.2%，綜合含水26.8%。油田水驅(qū)逐步見效，開發(fā)效果正逐步趨向好轉(zhuǎn)。

5 結(jié) 語

(1)氣頂、邊水油藏的開發(fā)，控制氣頂膨脹外擴(kuò)是關(guān)鍵，其根本在于保持地層能量，維持油、氣、水的動(dòng)態(tài)平衡。

(2)利用邊部注水和氣頂屏障注水，既能增加地層能量，又能阻止氣頂外擴(kuò)，油田氣油比迅速下降，產(chǎn)油量穩(wěn)步增長(zhǎng)，含水率甚至出現(xiàn)負(fù)增長(zhǎng)。

(3)將新井投注和老井轉(zhuǎn)注相結(jié)合，使注采井?dāng)?shù)比逐年提高，油田注采井網(wǎng)得到完善，水驅(qū)控制程度進(jìn)一步提高，水驅(qū)效果良好。

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