頂氣邊水窄油環(huán)油藏高效開發(fā)技術(shù)與實(shí)踐

祝曉林 葛麗珍 孟智強(qiáng) 朱志強(qiáng) 房娜

中海石油(中國(guó))有限公司天津分公司

近年來(lái)，隨著勘探技術(shù)的發(fā)展及勘探力度加大，渤海油田相繼發(fā)現(xiàn)了一大批中深層頂氣邊水油氣藏［1］，其中以JZ油藏儲(chǔ)量規(guī)模最大，該油藏高效開發(fā)對(duì)渤海油田持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)具有重大意義［2-4］。然而，該類頂氣邊水窄油環(huán)油藏國(guó)內(nèi)外都比較少見，類似的開發(fā)經(jīng)驗(yàn)較少，特別是如何解決油氣水三相的存在造成油井水侵、氣竄嚴(yán)重，實(shí)現(xiàn)油田高效開發(fā)等方面的資料較少［5-6］。以渤海海域JZ油田為例，從水平井井網(wǎng)模式開發(fā)技術(shù)、油氣水三相運(yùn)移規(guī)律定量表征、剩余油分布特征及挖潛方向、合理開發(fā)技術(shù)政策制定及“全壽命”階段生產(chǎn)管理技術(shù)等方面進(jìn)行研究，形成頂氣邊水窄油環(huán)油藏水平井井網(wǎng)高效開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)。該研究對(duì)同類頂氣邊水窄油環(huán)油藏的開發(fā)具有一定的借鑒意義。

1 油田概況及開發(fā)難點(diǎn)

渤海JZ油田為渤海首個(gè)中深層頂氣邊水窄油環(huán)油藏，含油層系為古近系沙河街組，儲(chǔ)層埋藏較深(1 600～1 800 m)，巖性以碎屑巖為主，構(gòu)造特征上，沙河街組是一個(gè)受構(gòu)造控制的短軸背斜氣頂油藏，構(gòu)造傾角較陡(＞10°)，且油田內(nèi)部斷裂較為發(fā)育，縱向上可以劃分出多套流體系統(tǒng)。開發(fā)特征上，各開發(fā)單元?dú)忭斨笖?shù)變化較大(0.8～2.5)，水體活躍程度不一(5～40倍)，且油環(huán)平面寬度較窄(300～700 m)，表現(xiàn)為油柱高度低、油環(huán)跨度窄、氣頂邊水能量差異大、平面縱向分區(qū)分塊多的復(fù)雜類型油藏特征。油品性質(zhì)為常規(guī)輕質(zhì)原油，原油性質(zhì)對(duì)開發(fā)較為有利。

由于復(fù)雜的地質(zhì)條件和油氣水三相開發(fā)的特殊性，開發(fā)過(guò)程中面臨著諸多困難，主要體現(xiàn)在幾個(gè)方面：(1)氣頂油藏油環(huán)平面跨度平均小于700 m，油柱高度平均小于50 m，采用常規(guī)定向井開采方式其開發(fā)效果較差；(2)在有限的地質(zhì)資料、復(fù)雜的動(dòng)態(tài)特征和油氣水三相開發(fā)的特殊性條件下，頂氣邊水窄油環(huán)油藏油氣水三相運(yùn)移規(guī)律和剩余油分布刻畫難；(3)部署于窄油環(huán)中的生產(chǎn)井受頂氣邊水影響，生產(chǎn)過(guò)程中氣竄水錐加劇，油藏生產(chǎn)管理難。

2 水平井井網(wǎng)部署數(shù)值模擬研究

針對(duì)沙河街組頂氣邊水窄油環(huán)油藏開發(fā)方式優(yōu)選難題［4-9］，運(yùn)用試驗(yàn)區(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)、數(shù)值模擬技術(shù)進(jìn)行水平井可行性分析，確立水平井開發(fā)能夠有效延緩氣竄水錐，提高油田開發(fā)效果。在此基礎(chǔ)上，利用儲(chǔ)層精細(xì)描述與刻畫技術(shù)，建立沙河街組數(shù)值模擬模型，開展了水平段垂向位置、水平段井距、開發(fā)方式等優(yōu)化研究，形成頂氣邊水窄油環(huán)油藏水平井井網(wǎng)開發(fā)技術(shù)體系。

2.1 水平井開發(fā)方式的選擇

根據(jù)JZ油田頂氣邊水油藏的地質(zhì)特征，充分利用已有地震、測(cè)井、地質(zhì)及流體分析化驗(yàn)等原始資料，建立地層傾角為12°的頂氣邊水模型，在此基礎(chǔ)上，分別模擬大氣頂弱邊水油藏(氣頂指數(shù)2.0，水體倍數(shù)5倍)和小氣頂強(qiáng)邊水油藏(氣頂指數(shù)0.5，水體倍數(shù)60倍)采用4口直井或3口水平井的開采情況。模擬結(jié)果顯示(圖1、圖2)，定向井表現(xiàn)出初期產(chǎn)能低(39 m3/d)、含水上升快、氣竄時(shí)間早、累產(chǎn)油低的特點(diǎn)。而水平井具有初期產(chǎn)能高(67 m3/d)，氣竄、水竄時(shí)間晚，累產(chǎn)油高等特點(diǎn)，有一定的無(wú)氣竄及無(wú)水采油期。對(duì)比來(lái)看，水平井開發(fā)效果好于定向井。水平井的含水率和氣油比上升速度均比定向井緩慢，表明了水平井在開發(fā)頂氣邊水油藏時(shí)對(duì)抑制油井的氣竄、水錐效果方面比定向井有較大優(yōu)勢(shì)。

圖1 不同井型氣油比與含水率隨時(shí)間的變化關(guān)系Fig.1 Variation of gas/oil ratio and water cut of different types of wells over the time

圖2 不同井型日產(chǎn)油與累產(chǎn)隨時(shí)間的變化關(guān)系Fig.2 Variation of daily oil production and cumulative oil production of different types of wells over the time

2.2 水平段縱向位置分析

JZ頂氣邊水窄油環(huán)油藏平面寬度窄，基本沒(méi)有純油區(qū)，縱向油柱高度低于50 m，因此水平段在油環(huán)的垂向位置直接影響到油藏的開發(fā)效果［5-6］。在開發(fā)初期階段，開發(fā)井網(wǎng)既定的條件下，利用Eclipse設(shè)計(jì)了水平井水平段位于油柱高度的1/3、1/2及2/3處共3套方案，預(yù)測(cè)了25年的開發(fā)指標(biāo)。模擬結(jié)果見圖3。

圖3 水平井垂向位置與采出程度關(guān)系圖Fig.3 Relationship between the vertical position of horizontal well and the degree of reserve recovery

對(duì)于大氣頂弱邊水油藏，水平段垂向位置位于油柱高度1/3處采收率最高，小氣頂強(qiáng)邊水油藏水平井垂向位置位于油柱高度2/3處采收率最高。分析其原因，水平段垂向位置受氣頂和水體能量大小的影響，針對(duì)大氣頂弱邊水油藏，水平井開發(fā)過(guò)程主要表現(xiàn)以氣錐為主，其垂向位置靠近油水界面能有效延緩氣竄現(xiàn)象，使氣頂驅(qū)和邊水驅(qū)兩者能量達(dá)到平衡。同理，小氣頂強(qiáng)邊水油藏水平段垂向位置越靠近油柱高度2/3處，水竄氣竄延緩作用越明顯。

2.3 水平井井距分析

近年來(lái)研究表明隨水平段絕對(duì)長(zhǎng)度的增加，油井的產(chǎn)油能力越來(lái)越強(qiáng)，但水平段長(zhǎng)度超過(guò)一定數(shù)值后，水平段摩阻增加導(dǎo)致油井產(chǎn)油能力與長(zhǎng)度不成正比［5-9］。為了研究水平井水平段長(zhǎng)度對(duì)開發(fā)效果的影響，設(shè)計(jì)了100～700 m共7種長(zhǎng)度水平段。在此基礎(chǔ)上，使用Eclipse多段井模塊來(lái)模擬水平井摩阻，預(yù)測(cè)了不同水平段長(zhǎng)度下單井的開發(fā)指標(biāo)，最終優(yōu)選出最佳水平段長(zhǎng)度。模擬結(jié)果表明(圖4)，隨著水平段長(zhǎng)度的增加，油田最終采出程度增加，但當(dāng)水平段長(zhǎng)度達(dá)到400 m后，油田采收率增加幅度逐漸減小或不再增加。綜合考慮油藏砂體的范圍、形態(tài)，井位的方向、位置等因素，建議選擇水平段長(zhǎng)度為300～500 m。

圖4 不同水平段長(zhǎng)度與累產(chǎn)油量關(guān)系Fig.4 Relationship between the horizontal section length and the cumulative oil production

3 油氣水三相運(yùn)移規(guī)律及剩余油挖潛技術(shù)

JZ油田Ⅰ期和Ⅱ期開發(fā)，由于頂氣邊水窄油環(huán)油藏三相驅(qū)流體運(yùn)移規(guī)律復(fù)雜，開發(fā)后期生產(chǎn)井氣竄、水竄程度不一，油環(huán)不同位置動(dòng)態(tài)油氣界面、油水界面運(yùn)移距離具有差異，從而使該類油藏開發(fā)后期油氣及油水動(dòng)態(tài)運(yùn)移界面和剩余油分布規(guī)律認(rèn)識(shí)難度較大［10-12］。針對(duì)這一問(wèn)題，以JZ油田為原型，進(jìn)行大型三維三相驅(qū)物理模擬實(shí)驗(yàn)，量化不同采油速度下油氣、油水界面形態(tài)，再以經(jīng)典物質(zhì)平衡方法為基礎(chǔ)，描述油氣、油水界面隨不同采油速度的移動(dòng)規(guī)律，實(shí)現(xiàn)了界面動(dòng)態(tài)運(yùn)移規(guī)律的定量刻畫，同時(shí)結(jié)合油藏?cái)?shù)值模擬研究，實(shí)現(xiàn)了對(duì)油藏平面和縱向剩余油進(jìn)行定量描述，針對(duì)挖潛潛力大的區(qū)域，形成平面井間加密、縱向優(yōu)化水平段垂向位置的精細(xì)挖潛井網(wǎng)部署技術(shù)，指導(dǎo)了Ⅱ期開發(fā)井的高效實(shí)施。

3.1 油氣界面和油水界面運(yùn)移規(guī)律

根據(jù)JZ油田頂氣邊水油藏的地質(zhì)特征，開展大型三維三相驅(qū)物理模擬實(shí)驗(yàn)，量化不同采油速度下油氣、油水界面形態(tài)，模擬油藏開發(fā)任意時(shí)刻油氣水三相驅(qū)動(dòng)態(tài)流體界面運(yùn)移位置，為不同開發(fā)階段油水界面運(yùn)移位置定量表征提供支持。研究表明：對(duì)于大氣頂弱邊水油藏(氣頂指數(shù)2，水體倍數(shù)5)，隨著采油速度的增加油水界面移動(dòng)速度從0.3 m/a增至2.8 m/a(圖5)，同時(shí)油氣界面移動(dòng)速度也增加，且油氣界面移動(dòng)速度遠(yuǎn)大于油水界面移動(dòng)速度。油氣界面與油水界面初期移動(dòng)速度比為2.6倍，持續(xù)增大采油速度至7%后，油氣界面移動(dòng)速度將達(dá)到油水界面移動(dòng)速度的4.4倍(圖6)。對(duì)于小氣頂強(qiáng)邊水油藏(氣頂指數(shù)0.5，水體倍數(shù)60)，隨著采油速度的增加油水界面移動(dòng)速度從0.5 m/a增至5.3 m/a(圖5)，油氣界面移動(dòng)速度隨采油速度增加而增加，但油氣界面與油水界面移動(dòng)速度比小于1(圖6)。大氣頂弱邊水油藏在油藏生產(chǎn)過(guò)程中更易發(fā)生氣竄，而小氣頂強(qiáng)邊水油藏在油藏生產(chǎn)過(guò)程中更易發(fā)生水錐。

圖5 不同采油速度下的油水界面運(yùn)移規(guī)律表征Fig.5 Migration laws of oil-water contact at different oil production rates

圖6 不同開發(fā)階段動(dòng)態(tài)界面運(yùn)移規(guī)律表征Fig.6 Migration laws of dynamic contact in different stages of development

3.2 剩余油分布模式

通過(guò)油氣水三相驅(qū)動(dòng)態(tài)流體界面運(yùn)移規(guī)律及油田近8年的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)資料分析及歷史擬合工作，總結(jié)出JZ油田剩余油的分布特征。在平面上，頂氣邊水窄油環(huán)油藏Ⅰ期采油井附近局部采出程度高，在數(shù)值模擬和歷史擬合中表現(xiàn)出采油井處氣侵、水侵距離大，而采油井井間呈現(xiàn)“土豆?fàn)睢笔Ｓ嘤湍Ｊ?。在縱向上，由于各個(gè)開發(fā)單元受構(gòu)造、斷層、儲(chǔ)層分布及氣頂邊水能量等影響，導(dǎo)致同一區(qū)塊內(nèi)平面及縱向天然能量分布存在非均質(zhì)性，油井間的剩余油富集規(guī)律也有所差異，不同的氣頂邊水能量垂向呈現(xiàn)不同的剩余油模式：大氣頂弱邊水油藏剩余油集中于油柱底部，小氣頂強(qiáng)邊水油藏剩余油集中于油柱頂部。

3.3 精細(xì)挖潛井網(wǎng)部署技術(shù)

在對(duì)剩余油認(rèn)識(shí)基礎(chǔ)上，開展精細(xì)挖潛井網(wǎng)部署技術(shù)研究。針對(duì)平面“土豆?fàn)睢笔Ｓ嘤头植寄Ｊ?，提出井間加密的挖潛策略，對(duì)于縱向剩余油分布模式，對(duì)水平段在窄油環(huán)中不同垂向位置進(jìn)行數(shù)值模擬研究，對(duì)比水平段不同垂向位置氣油比及含水上升規(guī)律及采收率特征，給出了不同開發(fā)單元水平井合理的實(shí)施界限，對(duì)于大氣頂弱邊水模式，開發(fā)初期水平段垂向位置設(shè)計(jì)在油柱高度的1/3處，在開發(fā)后期，剩余油集中于油柱底部，水平段垂向位置設(shè)計(jì)在油柱底部；對(duì)于小氣頂強(qiáng)邊水油藏，開發(fā)初期水平段垂向位置設(shè)計(jì)在油柱高度2/3處，在開發(fā)后期，剩余油集中于油柱頂部，水平段垂向位置設(shè)計(jì)在油柱頂部。應(yīng)用該技術(shù)對(duì)油田Ⅱ期開發(fā)項(xiàng)目實(shí)施過(guò)程中18口開發(fā)井垂向位置進(jìn)行了優(yōu)化，18口井投產(chǎn)后日產(chǎn)油平均超80 m3，氣油比和含水率低于周邊老井，開發(fā)效果較好。

4 頂氣邊水窄油環(huán)油藏氣竄水錐管理策略

4.1 氣竄診斷及氣竄模式劃分技術(shù)

頂氣邊水窄油環(huán)油藏以天然能量開發(fā)，開發(fā)后期采油井氣竄為必然規(guī)律［13-16］。由于氣層氣是地層能量和驅(qū)油作用的主要來(lái)源，因此治理采油井氣竄，保證地層較高的壓力水平和驅(qū)動(dòng)能量是該類油藏高效開發(fā)的重要保障。針對(duì)這一難題，運(yùn)用油藏工程方法，建立累積氣油比R與曲線斜率B值的內(nèi)在關(guān)系，有效劃分氣竄階段，為氣竄采油井治理提供理論依據(jù)；進(jìn)一步地，結(jié)合精細(xì)地質(zhì)模式與數(shù)值模擬技術(shù)，建立與地質(zhì)模式相應(yīng)的氣竄特征，為識(shí)別氣竄層位，有效治理氣竄提供技術(shù)保證。

借鑒水驅(qū)曲線特征分析思路，結(jié)合油藏工程，建立氣竄診斷圖版，由單井累積產(chǎn)油量Np及累積產(chǎn)氣量Gp關(guān)系可以得到關(guān)系式

式中，Gp為累積產(chǎn)氣量，108m3；A為直線的截距，B為曲線斜率，Np為累積產(chǎn)油量，104m3。

通過(guò)曲線斜率B值來(lái)間接反映未來(lái)氣竄趨勢(shì)。目前油環(huán)內(nèi)水平井氣竄類型根據(jù)氣油比變化形態(tài)可以大致劃分為3種類型，分別為未竄型、臺(tái)階型及持續(xù)上升型。當(dāng)B值等于1時(shí)(圖7)，油井生產(chǎn)氣油比不變，表明油井氣竄類型為未竄型；當(dāng)B值由大于1變?yōu)樾∮?時(shí)，油井生產(chǎn)氣油比大于原始?xì)庥捅劝l(fā)生氣竄，而后比先前有所降低，表明油井氣竄類型為氣竄臺(tái)階型；當(dāng)B值大于1時(shí)，油井生產(chǎn)氣油比將比先前有所升高，表明油井氣竄類型為氣竄持續(xù)上升型。

圖7 水平井見氣模式診斷圖版Fig.7 Gas breakthrough diagnosing chart of horizontal well

以前述氣竄類型劃分及模式識(shí)別技術(shù)為手段，為降低氣竄影響、提高開發(fā)效果，制定了水平井防氣治氣開發(fā)技術(shù)對(duì)策：(1)對(duì)于油井未竄型，低產(chǎn)氣及新井主要以“防”為主，盡量延緩氣竄時(shí)間；(2)對(duì)于油井氣竄臺(tái)階型，已經(jīng)穩(wěn)定出氣井主要以“控”為主，即不斷調(diào)整工作制度，壓制出氣量，以減小產(chǎn)氣對(duì)產(chǎn)油的影響程度；(3)對(duì)于油井氣竄持續(xù)上升型，產(chǎn)氣量很高的油井，主要以“堵”為主，結(jié)合油井氣竄層位識(shí)別技術(shù)，采用化學(xué)泡沫劑對(duì)出氣層位進(jìn)行堵氣，以恢復(fù)油井正常生產(chǎn)；(4)對(duì)于采出程度較高，大規(guī)模實(shí)施卡堵氣措施增油效果不明顯的區(qū)塊，則主要開展側(cè)鉆等相應(yīng)工作，不斷提高油環(huán)采收率。

4.2 水錐診斷及水錐模式劃分技術(shù)

由于儲(chǔ)層層間非均質(zhì)性較強(qiáng)，油井的見水特征也存在差異［17-21］。因此，總結(jié)油井不同見水特征，針對(duì)性地提出治理措施，對(duì)改善水驅(qū)效果具有重要意義。通過(guò)大量油田生產(chǎn)實(shí)踐，水平井水淹規(guī)律可分為兩種類型(圖8)：一是單層突破型，一般來(lái)說(shuō)，該類型水平井含水緩慢上升，水油比曲線上翹，對(duì)應(yīng)導(dǎo)數(shù)曲線下傾、斜率為負(fù)。主要原因?yàn)閷娱g滲透率差異較大，干擾嚴(yán)重，對(duì)此種類型水淹水平井最有效的措施為卡堵水，通過(guò)卡堵水來(lái)改善油層的非均質(zhì)性，達(dá)到均衡驅(qū)替的目的；另一種類型為全面見水型，該類型水平井含水快速上升，水油比曲線呈現(xiàn)凹型上升，對(duì)應(yīng)導(dǎo)數(shù)曲線上翹，斜率為正，含水上升的整個(gè)過(guò)程一般都體現(xiàn)為先期發(fā)生局部水錐，后期向整體見水趨勢(shì)發(fā)展。主要原因是小層間滲透率差異較小，油井見水時(shí)各層水驅(qū)前緣基本同時(shí)到達(dá)油井井底，此種類型可通過(guò)放大生產(chǎn)壓差提液來(lái)進(jìn)一步改善水驅(qū)效果。

圖8 水平井見水模式診斷圖版Fig.8 Water breakthrough diagnosing chart of horizontal well

5 開發(fā)實(shí)踐

應(yīng)用上述關(guān)鍵技術(shù)，對(duì)JZ油田頂氣邊水窄油環(huán)油藏開發(fā)方案進(jìn)行優(yōu)化，對(duì)于大氣頂弱邊水油藏，水平段垂向位置設(shè)計(jì)在油柱高度1/3處，小氣頂強(qiáng)邊水油藏水平段垂向位置設(shè)計(jì)在油柱高度2/3處，水平段長(zhǎng)度推薦300～500 m，Ⅰ期共部署30口井，采油井具有較高的生產(chǎn)能力，初期日產(chǎn)油225 m3。通過(guò)Ⅰ期實(shí)施的開發(fā)井加強(qiáng)了對(duì)地質(zhì)規(guī)律和剩余油分布規(guī)律的認(rèn)識(shí)，Ⅱ期加密實(shí)施18口井，加密區(qū)開發(fā)井平均產(chǎn)量為周邊老井的2.1倍。預(yù)計(jì)生產(chǎn)25年全油田可采儲(chǔ)量1 000余萬(wàn)m3，采收率33.6%。與國(guó)內(nèi)類似油田對(duì)比，JZ油田采用水平井井網(wǎng)在已開發(fā)10年時(shí)間里，含水率控制在25.0%以內(nèi)，氣油比維持在700 m3/m3以下，累計(jì)產(chǎn)油量達(dá)到了800余萬(wàn)m3，采出程度為20.7%。

6 結(jié)論

(1)提出了頂氣邊水窄油環(huán)油藏開發(fā)初期水平井井網(wǎng)模式：大氣頂弱邊水油藏水平段垂向位置設(shè)計(jì)在油柱高度1/3處，小氣頂強(qiáng)邊水油藏水平段垂向位置設(shè)計(jì)在油柱高度2/3處，水平段長(zhǎng)度推薦300～500 m。

(2)大尺度三維物理模型表明，采油速度越大，油氣界面及油水界面往生產(chǎn)井移動(dòng)速度越大。

(3)結(jié)合水平井井間剩余油為“土豆?fàn)睢狈植嫉恼J(rèn)識(shí)，提出了水平井加密調(diào)整方案。

(4)分析水平井的氣竄水錐模式，提出水平井未竄型、臺(tái)階型及持續(xù)上升型3種氣竄類型和“防”“控”“卡提結(jié)合”的治理思路。

(5)將該技術(shù)成果應(yīng)用于JZ頂氣邊水窄油環(huán)油藏，現(xiàn)場(chǎng)實(shí)踐表明，水平井井網(wǎng)模式在JZ油田具有很好的適應(yīng)性，油田開發(fā)效果得到提高，為渤海海域類似油田的高效開發(fā)提供了借鑒。