祝曉林 葛麗珍 孟智強 朱志強 房娜

中海石油(中國)有限公司天津分公司

近年來，隨著勘探技術的發(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油藏儲量規(guī)模最大，該油藏高效開發(fā)對渤海油田持續(xù)穩(wěn)產具有重大意義［2-4］。然而，該類頂氣邊水窄油環(huán)油藏國內外都比較少見，類似的開發(fā)經驗較少，特別是如何解決油氣水三相的存在造成油井水侵、氣竄嚴重，實現(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、油氣水三相運移規(guī)律定量表征、剩余油分布特征及挖潛方向、合理開發(fā)技術政策制定及“全壽命”階段生產管理技術等方面進行研究，形成頂氣邊水窄油環(huán)油藏水平井井網(wǎng)高效開發(fā)關鍵技術。該研究對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

渤海JZ油田為渤海首個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，儲層埋藏較深(1 600～1 800 m)，巖性以碎屑巖為主，構造特征上，沙河街組是一個受構造控制的短軸背斜氣頂油藏，構造傾角較陡(＞10°)，且油田內部斷裂較為發(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)單元氣頂指數(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)分塊多的復雜類型油藏特征。油品性質為常規(guī)輕質原油，原油性質對開發(fā)較為有利。

由于復雜的地質條件和油氣水三相開發(fā)的特殊性，開發(fā)過程中面臨著諸多困難，主要體現(xiàn)在幾個方面：(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)在有限的地質資料、復雜的動態(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)中的生產井受頂氣邊水影響，生產過程中氣竄水錐加劇，油藏生產管理難。

2 水平井井網(wǎng)部署數(shù)值模擬研究

針對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］，運用試驗區(qū)先導試驗、數(shù)值模擬技術進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。在此基礎上，利用儲層精細描述與刻畫技術，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特征，充分利用已有地震、測井、地質及流體分析化驗等原始資料，建立地層傾角為12°的頂氣邊水模型，在此基礎上，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。模擬結果顯示(圖1、圖2)，定向井表現(xiàn)出初期產能低(39 m3/d)、含水上升快、氣竄時間早、累產油低的特點。而水平井具有初期產能高(67 m3/d)，氣竄、水竄時間晚，累產油高等特點，有一定的無氣竄及無水采油期。對比來看，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)頂氣邊水油藏時對抑制油井的氣竄、水錐效果方面比定向井有較大優(yōu)勢。

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

圖2 不同井型日產油與累產隨時間的變化關系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設計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，預測了25年的開發(fā)指標。模擬結果見圖3。

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

對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，針對大氣頂弱邊水油藏，水平井開發(fā)過程主要表現(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，使氣頂驅和邊水驅兩者能量達到平衡。同理，小氣頂強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

近年來研究表明隨水平段絕對長度的增加，油井的產油能力越來越強，但水平段長度超過一定數(shù)值后，水平段摩阻增加導致油井產油能力與長度不成正比［5-9］。為了研究水平井水平段長度對開發(fā)效果的影響，設計了100～700 m共7種長度水平段。在此基礎上，使用Eclipse多段井模塊來模擬水平井摩阻，預測了不同水平段長度下單井的開發(fā)指標，最終優(yōu)選出最佳水平段長度。模擬結果表明(圖4)，隨著水平段長度的增加，油田最終采出程度增加，但當水平段長度達到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，建議選擇水平段長度為300～500 m。

圖4 不同水平段長度與累產油量關系Fig.4 Relationship between the horizontal section length and the cumulative oil production

3 油氣水三相運移規(guī)律及剩余油挖潛技術

JZ油田Ⅰ期和Ⅱ期開發(fā)，由于頂氣邊水窄油環(huán)油藏三相驅流體運移規(guī)律復雜，開發(fā)后期生產井氣竄、水竄程度不一，油環(huán)不同位置動態(tài)油氣界面、油水界面運移距離具有差異，從而使該類油藏開發(fā)后期油氣及油水動態(tài)運移界面和剩余油分布規(guī)律認識難度較大［10-12］。針對這一問題，以JZ油田為原型，進行大型三維三相驅物理模擬實驗，量化不同采油速度下油氣、油水界面形態(tài)，再以經典物質平衡方法為基礎，描述油氣、油水界面隨不同采油速度的移動規(guī)律，實現(xiàn)了界面動態(tài)運移規(guī)律的定量刻畫，同時結合油藏數(shù)值模擬研究，實現(xiàn)了對油藏平面和縱向剩余油進行定量描述，針對挖潛潛力大的區(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挖潛井網(wǎng)部署技術，指導了Ⅱ期開發(fā)井的高效實施。

3.1 油氣界面和油水界面運移規(guī)律

根據(jù)JZ油田頂氣邊水油藏的地質特征，開展大型三維三相驅物理模擬實驗，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)任意時刻油氣水三相驅動態(tài)流體界面運移位置，為不同開發(fā)階段油水界面運移位置定量表征提供支持。研究表明：對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速度從0.3 m/a增至2.8 m/a(圖5)，同時油氣界面移動速度也增加，且油氣界面移動速度遠大于油水界面移動速度。油氣界面與油水界面初期移動速度比為2.6倍，持續(xù)增大采油速度至7%后，油氣界面移動速度將達到油水界面移動速度的4.4倍(圖6)。對于小氣頂強邊水油藏(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速度從0.5 m/a增至5.3 m/a(圖5)，油氣界面移動速度隨采油速度增加而增加，但油氣界面與油水界面移動速度比小于1(圖6)。大氣頂弱邊水油藏在油藏生產過程中更易發(fā)生氣竄，而小氣頂強邊水油藏在油藏生產過程中更易發(fā)生水錐。

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

圖6 不同開發(fā)階段動態(tài)界面運移規(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

通過油氣水三相驅動態(tài)流體界面運移規(guī)律及油田近8年的生產動態(tài)資料分析及歷史擬合工作，總結出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)“土豆狀”剩余油模式。在縱向上，由于各個開發(fā)單元受構造、斷層、儲層分布及氣頂邊水能量等影響，導致同一區(qū)塊內平面及縱向天然能量分布存在非均質性，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，小氣頂強邊水油藏剩余油集中于油柱頂部。

3.3 精細挖潛井網(wǎng)部署技術

在對剩余油認識基礎上，開展精細挖潛井網(wǎng)部署技術研究。針對平面“土豆狀”剩余油分布模式，提出井間加密的挖潛策略，對于縱向剩余油分布模式，對水平段在窄油環(huán)中不同垂向位置進行數(shù)值模擬研究，對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施界限，對于大氣頂弱邊水模式，開發(fā)初期水平段垂向位置設計在油柱高度的1/3處，在開發(fā)后期，剩余油集中于油柱底部，水平段垂向位置設計在油柱底部；對于小氣頂強邊水油藏，開發(fā)初期水平段垂向位置設計在油柱高度2/3處，在開發(fā)后期，剩余油集中于油柱頂部，水平段垂向位置設計在油柱頂部。應用該技術對油田Ⅱ期開發(fā)項目實施過程中18口開發(fā)井垂向位置進行了優(yōu)化，18口井投產后日產油平均超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

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油作用的主要來源，因此治理采油井氣竄，保證地層較高的壓力水平和驅動能量是該類油藏高效開發(fā)的重要保障。針對這一難題，運用油藏工程方法，建立累積氣油比R與曲線斜率B值的內在關系，有效劃分氣竄階段，為氣竄采油井治理提供理論依據(jù)；進一步地，結合精細地質模式與數(shù)值模擬技術，建立與地質模式相應的氣竄特征，為識別氣竄層位，有效治理氣竄提供技術保證。

借鑒水驅曲線特征分析思路，結合油藏工程，建立氣竄診斷圖版，由單井累積產油量Np及累積產氣量Gp關系可以得到關系式

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

通過曲線斜率B值來間接反映未來氣竄趨勢。目前油環(huán)內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、臺階型及持續(xù)上升型。當B值等于1時(圖7)，油井生產氣油比不變，表明油井氣竄類型為未竄型；當B值由大于1變?yōu)樾∮?時，油井生產氣油比大于原始氣油比發(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階型；當B值大于1時，油井生產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別技術為手段，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)技術對策：(1)對于油井未竄型，低產氣及新井主要以“防”為主，盡量延緩氣竄時間；(2)對于油井氣竄臺階型，已經穩(wěn)定出氣井主要以“控”為主，即不斷調整工作制度，壓制出氣量，以減小產氣對產油的影響程度；(3)對于油井氣竄持續(xù)上升型，產氣量很高的油井，主要以“堵”為主，結合油井氣竄層位識別技術，采用化學泡沫劑對出氣層位進行堵氣，以恢復油井正常生產；(4)對于采出程度較高，大規(guī)模實施卡堵氣措施增油效果不明顯的區(qū)塊，則主要開展側鉆等相應工作，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

由于儲層層間非均質性較強，油井的見水特征也存在差異［17-21］。因此，總結油井不同見水特征，針對性地提出治理措施，對改善水驅效果具有重要意義。通過大量油田生產實踐，水平井水淹規(guī)律可分為兩種類型(圖8)：一是單層突破型，一般來說，該類型水平井含水緩慢上升，水油比曲線上翹，對應導數(shù)曲線下傾、斜率為負。主要原因為層間滲透率差異較大，干擾嚴重，對此種類型水淹水平井最有效的措施為卡堵水，通過卡堵水來改善油層的非均質性，達到均衡驅替的目的；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，對應導數(shù)曲線上翹，斜率為正，含水上升的整個過程一般都體現(xiàn)為先期發(fā)生局部水錐，后期向整體見水趨勢發(fā)展。主要原因是小層間滲透率差異較小，油井見水時各層水驅前緣基本同時到達油井井底，此種類型可通過放大生產壓差提液來進一步改善水驅效果。

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)實踐

應用上述關鍵技術，對JZ油田頂氣邊水窄油環(huán)油藏開發(fā)方案進行優(yōu)化，對于大氣頂弱邊水油藏，水平段垂向位置設計在油柱高度1/3處，小氣頂強邊水油藏水平段垂向位置設計在油柱高度2/3處，水平段長度推薦300～500 m，Ⅰ期共部署30口井，采油井具有較高的生產能力，初期日產油225 m3。通過Ⅰ期實施的開發(fā)井加強了對地質規(guī)律和剩余油分布規(guī)律的認識，Ⅱ期加密實施18口井，加密區(qū)開發(fā)井平均產量為周邊老井的2.1倍。預計生產25年全油田可采儲量1 000余萬m3，采收率33.6%。與國內類似油田對比，JZ油田采用水平井井網(wǎng)在已開發(fā)10年時間里，含水率控制在25.0%以內，氣油比維持在700 m3/m3以下，累計產油量達到了800余萬m3，采出程度為20.7%。

6 結論

(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計在油柱高度1/3處，小氣頂強邊水油藏水平段垂向位置設計在油柱高度2/3處，水平段長度推薦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井移動速度越大。

(3)結合水平井井間剩余油為“土豆狀”分布的認識，提出了水平井加密調整方案。

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

(5)將該技術成果應用于JZ頂氣邊水窄油環(huán)油藏，現(xiàn)場實踐表明，水平井井網(wǎng)模式在JZ油田具有很好的適應性，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。