劉旺東，楊智剛，艾尼·買買提，盧志明，許佳龍

（中國石油 新疆油田分公司 勘探開發(fā)研究院，新疆 克拉瑪依 834000）

阿里斯庫姆油田位于哈薩克斯坦南圖爾蓋盆地南部，油氣資源豐富。該油藏為具氣頂、油環(huán)、邊底水的斷背斜油氣藏，是PK公司上游板塊目前13個油田中年產(chǎn)量最高、含水率相對較低、新井產(chǎn)能建設最快的油田。隨著不斷上產(chǎn)開發(fā)，該油田地層壓力持續(xù)下降，油氣界面和油水界面異常復雜，油氣互竄現(xiàn)象明顯，如何控制邊水推進、油環(huán)高效動用、中央氣頂合理開發(fā)等問題逐步凸顯出來。國內(nèi)外關于此類油藏開發(fā)方式的文獻相對較少。

本文調(diào)研國內(nèi)外此類油藏成功和失敗案例，并結合阿里斯庫姆油田復雜的油藏地質(zhì)情況，認為中央注氣及屏障注水統(tǒng)籌實施、水平井動用薄油環(huán)、南部和北部采用完善注采井網(wǎng)的方式為該類油藏合理有效的開發(fā)方式。該項研究成果在氣頂、油環(huán)、邊水復雜油氣藏開發(fā)方式的探索領域具有現(xiàn)實意義，也為同類油氣藏的開發(fā)提供借鑒。

1 國內(nèi)外同類油藏分析

氣頂、油環(huán)、邊底水油氣藏驅(qū)動類型較多,在油氣藏開發(fā)過程中存在油氣界面的移動問題[1]，利用氣頂和邊水能量使油氣界面或油水界面均勻推進,避免水竄和氣竄,是開發(fā)控制和調(diào)整的核心。

氣頂油藏開發(fā)的關鍵是防止油氣互竄，其開發(fā)方式主要有：只采氣，不采油；先采氣，后采油；先采油，后采氣；油和氣同時開采。開發(fā)方式的選擇對提高氣頂油藏的油、氣采收率至關重要。英國費里格油氣田的底水油氣藏，由于含油量少，故放棄開發(fā)底水油藏，只采氣而不采油。俄羅斯卡拉達克帶油環(huán)凝析氣藏先采氣，后原油侵入，補鉆采油井后油氣同采，天然氣采收率達95%，油環(huán)原油采收率達10%[2].巴西桑托斯盆地的K油田是一個具有大凝析氣頂、薄油環(huán)、厚底水，同時高含二氧化碳的油氣藏，這與阿里斯庫姆油藏類似，這種特殊類型的油氣藏在世界范圍內(nèi)少見[3]。對于大凝析氣頂、薄油環(huán)、底水油藏，利用井網(wǎng)衰竭式開發(fā)并不可行，采用注氣保持壓力開發(fā)的方法可以有效減少氣頂中凝析油在地下的析出，利用水平井開發(fā)薄油環(huán)可提高原油采收率，通過合理設計井網(wǎng)，利用直井開采氣頂，水平井開采油環(huán)，可使油藏采收率整體提高，開發(fā)效果相對較好。

中國南襄盆地下二門油田Ⅰ斷塊核二段為邊水氣頂油藏，開發(fā)早期氣竄，邊水能量較強，開采過程中油氣水界面發(fā)生變化，油田進入高含水開發(fā)后期[4]。通過細分重組開發(fā)單元，完善井網(wǎng)來提高開發(fā)效果，并充分發(fā)揮水平井在增加單井產(chǎn)量、控制邊水、氣頂推進和提高采收率等方面的作用，在后期開發(fā)中取得了較好的效果。港深18-2斷塊為一個邊水活躍的氣頂油藏，油藏分上、下兩套開采。首先開采純油藏，充分利用邊水進行高速開采，然后開采氣頂油環(huán)，只射開油環(huán)，采取氣壓和水驅(qū)的開采方式進行開采[5]。開發(fā)油環(huán)時充分利用氣頂和邊水等天然能量，后期進行注水補充地層能量；后開發(fā)氣區(qū)時，氣頂?shù)哪芰亢蛢α康玫胶侠砝?，油氣界面相對穩(wěn)定[6]，取得了較好的效果，目前采出程度已達到34%.濮城油田西區(qū)沙二上1油藏，是一個典型的氣頂油藏，保持油環(huán)地層壓力與氣頂壓力平衡，防止油氣互竄是開發(fā)的關鍵[7]，該油田先注水保持地層壓力開發(fā)油環(huán)，后衰竭式開采氣頂，提高了油氣的采收率。

由此可見，不同的開發(fā)方式對邊底水油環(huán)氣頂油氣藏的開發(fā)效果和油氣采收率影響很大。目前較為合理的開發(fā)方式為注水或注氣保持地層壓力、利用水平井開發(fā)油環(huán)、完善井網(wǎng)等，改善效果顯著。

圖1 研究區(qū)構造位置

圖2 阿里斯庫姆油田M-Ⅱ?qū)佑筒仨敳繕嬙?/p>

2 區(qū)域地質(zhì)概況

南圖爾蓋盆地是哈薩克斯坦中南部重要的含油氣盆地，為中生代裂谷盆地[8]。阿里斯庫姆油田位于盆地南部的阿里斯庫姆坳陷的阿里斯庫姆凸起上（圖1），含油面積50.75 km2，油藏平均埋深999.1 m，是一個與卡拉套區(qū)域大型走滑斷層相伴生的背斜[9]，長約25 km，寬約6 km，構造長軸北西—南東向。油藏類型為帶氣頂、油環(huán)、邊底水油氣藏，中部氣頂區(qū)構造相對較高（圖2，圖3），中部油環(huán)帶、北部和南部構造平緩。阿里斯庫姆油田自下而上發(fā)育中生界侏羅系、白堊系及新生界。下白堊統(tǒng)和上侏羅統(tǒng)為主要的含油層位，其中，下白堊統(tǒng)M-Ⅱ油層垂向連續(xù)，分布面積廣，是開發(fā)的主要層系。巖性以淺灰色砂巖為主，其次為礫巖、砂礫巖；白堊系與侏羅系呈不整合接觸。

據(jù)巖心、測井曲線、砂體對比和地震資料綜合分析，并結合前人研究成果，認為M-Ⅱ?qū)訛橐惶邹p狀河入湖形成的三角洲沉積體系[10]，以辮狀河三角洲前緣亞相為主。儲集層砂巖成分成熟度和結構成熟度均較低，孔隙類型以原生粒間孔為主，次為溶蝕孔，微裂縫極少。排驅(qū)壓力較低，孔喉半徑較分散，油層孔隙度21.31%，滲透率91.34 mD，屬中孔、中滲儲集層。黏土礦物以伊利石為主，其次為伊蒙混層。該油藏地層水水型為CaCl2型，平均礦化度77 000 mg/L，利用物質(zhì)平衡法，測算最大水體倍數(shù)為78.6倍，油田注入水為采出水回注。實驗室對巖心樣品注地層水+4%KCl，實測滲透率損失率為63%；注清水，實測滲透率損失率為96%；在注入流體流速為4.88 cm3/min的情況下，滲透率損失率為40%.因此，研究區(qū)儲集層具有強鹽敏、強水敏和弱—中等速敏。油藏平均束縛水飽和度為38.3%，殘余油飽和度為25.7%，驅(qū)油效率為58%，潤濕性為中—強水濕[11]。

油藏具有正常的溫壓系統(tǒng)，原始地層壓力為10.49 MPa，飽和壓力為8.18 MPa.油層溫度為43～45℃，氣層溫度為36～42℃.地面原油平均密度為0.868 6 g/cm3，平均硫含量為0.46%，平均瀝青質(zhì)含量為16.65%，蠟含量為9.70%～27.20%.凝析油平均密度為0.755 0 g/cm3，平均黏度為0.96 mPa·s.該油藏在原始地層溫度下油品性質(zhì)較好，具有低密度、低黏度、低含硫量、高焦質(zhì)（瀝青+硅膠+焦油）含量、高含蠟量和高凝固點的特點。

根據(jù)油藏地質(zhì)特征、開采方式的差異，在平面上把阿里斯庫姆油田分為北部、中部和南部3個區(qū)域進行開發(fā)。截至2017年12月，M-Ⅱ?qū)佑途_井112口，注水井32口，注氣井7口，累計產(chǎn)油596.08×104t，年產(chǎn)油57.88×104t，綜合含水率66.16%.

圖3 研究區(qū)中部氣頂油藏剖面（剖面位置見圖2）

3 油田開發(fā)優(yōu)化措施

阿里斯庫姆油田采取中部氣頂注氣及屏障注水，保持了油氣界面的穩(wěn)定；北部油藏將邊外注水逐漸完善為邊外+面積注水，地層壓力明顯回升；南部油藏依靠屏障注水，有效阻止了邊水推進，并運用水平井開發(fā)薄油環(huán)，取得了較好的開發(fā)效果。

（1）中部油藏開發(fā)方式 在阿里斯庫姆油田局部，由于注入水量大，注入壓力高，造成水推油進入氣頂區(qū)；部分范圍內(nèi)由于采油速度高，地層壓力下降快，氣頂氣竄入油層，造成油氣界面復雜。由于產(chǎn)出的天然氣不可以直接排放，同時也不具有回收處理的經(jīng)濟效益，在實際生產(chǎn)過程中，一般將產(chǎn)出氣回注到地下[12]。通過數(shù)學模型分別模擬了注氣生產(chǎn)和不注氣生產(chǎn)10 a的開發(fā)效果。通過模擬結果來看，持續(xù)注氣可有效減緩地層壓力下降，阻止油進入氣頂，增加累計產(chǎn)油量（圖4），對開發(fā)有利[13]。因此，該油田從2011年開始注氣，目前注氣井7口，年注氣量1.57×108m3，平均日注氣量43×104m3.中部油層發(fā)育厚度小，平均僅5.3 m，由于邊水推進和氣頂擴張，直井開發(fā)效果逐步變差，因此采用水平井開發(fā)。截至2016年底，該區(qū)部署水平井15口，最小水平段長度208 m，最大水平段長度912 m，前期實施的水平段長度較大，主要在700 m以上，后期在300 m左右。除了ARHW9井失敗外，其他水平井初期日產(chǎn)油量均超過100 t，初期含水率低，為1%～5%.水平井初期平均日產(chǎn)油量是直井的2.3倍，單井平均累計產(chǎn)油量是直井的3.2倍，開發(fā)效果明顯優(yōu)于直井[14]，水平井氣油比明顯比直井低，在抑制氣頂氣竄方面也明顯優(yōu)于直井。為避免氣侵，在中部油環(huán)與中央氣頂毗鄰區(qū)實施注水，逐步形成屏障注水。實施效果表明，相鄰油區(qū)油井氣油比大幅度降低，屏障氣侵作用明顯，說明在構造高部位注水屏障氣侵是可行的[15]。

（2）北部油藏開發(fā)方式 北部油藏近5 a內(nèi)部署新井15口，產(chǎn)量明顯增加，但地層壓力保持程度降至62.1%.為了保持油田地層壓力，提高油井產(chǎn)液量，提出將邊外注水轉(zhuǎn)變?yōu)槊娣e注水，到目前已陸續(xù)轉(zhuǎn)注14口井，逐步形成了注水開發(fā)為主、天然能量開發(fā)為輔的不規(guī)則面積注水井網(wǎng)的開發(fā)格局，壓力保持程度逐漸回升。2012年壓力保持程度為64.8%，2013年為62.1%，2014年為63.8%，2015年為66.2%，2016年回升至68.4%.氣油比從2014年的310 m3/m3下降至150 m3/m3，氣侵和脫氣現(xiàn)象得到有效控制。

圖4 中部油藏不注氣開發(fā)和注氣開發(fā)累計產(chǎn)油量對比

（3）南部油藏開發(fā)方式 南部油藏的邊水能量強，近5 a來，隨著新井的持續(xù)增加，地層壓力明顯下降，壓力保持程度明顯降低，且部分井含水上升過快。通過化驗地層水資料，確定是邊水推進導致。因此，在2014年陸續(xù)實施邊部油井轉(zhuǎn)注，目前已累計轉(zhuǎn)注9口井，形成了邊外、屏障邊水的注水井井排。屏障注水實施后，開發(fā)區(qū)內(nèi)的油井平均地層壓力略有回升，注水補充能量起到了作用。同時，部分井的含水變得相對穩(wěn)定，含水上升速度也明顯減緩，注水對邊水的快速侵入起到了屏障作用[16]。

（4）指標預測 利用數(shù)值模擬對該油田不同的開發(fā)方式進行了指標預測。保持原有開發(fā)方式為原始方案，利用中央注氣及屏障注水統(tǒng)籌實施、水平井動用薄油環(huán)、南部油藏和北部油藏采用完善注采井網(wǎng)的方法為最優(yōu)方案。數(shù)值模擬結果顯示，最優(yōu)方案的年產(chǎn)油量和含水率均優(yōu)于原始方案（圖5）。預測到2025年底，最優(yōu)方案比原始方案累計增油量可達70.1×104t.

圖5 研究區(qū)原始方案與最優(yōu)方案年產(chǎn)油量和含水率對比

4 結論

（1）不同的開發(fā)方式對氣頂、油環(huán)、邊底水油氣藏的開發(fā)效果影響較大。目前，該類油藏多采用注水或注氣保持地層壓力，利用水平井開發(fā)油環(huán)、完善井網(wǎng)的開發(fā)方式，效果改善顯著。

（2）阿里斯庫姆油田通過注氣補充中部氣頂能量，屏障注水遏制了氣頂?shù)臄U散，南部油藏和北部油藏完善注采井網(wǎng)，在中部油藏實施水平井開發(fā)，利用這種開發(fā)方式，大大提高了油氣采收率，油田產(chǎn)量逐年增加，為該區(qū)合理開發(fā)方式，可以為同類型油藏的開發(fā)提供借鑒。

（3）氣頂油藏高部位注氣通過數(shù)值模擬和實際生產(chǎn)情況論證是可行的，但注氣時機和注氣參數(shù)還有待進一步研究。