唐嘉偉 陳 翰 王 龍 郭 勝

(中國海洋石油國際有限公司 北京 100028)

中東地區(qū)油氣資源極為豐富，其中80%的油氣產(chǎn)自碳酸鹽巖油氣藏[1]，因此碳酸鹽巖油氣藏在目前油氣勘探開發(fā)中占有舉足輕重的地位[2-4]。中東地區(qū)碳酸鹽巖油藏主要為海相、三角洲或臺地相，以孔隙型為主，部分伴以微裂縫發(fā)育，這與國內(nèi)縫洞為主要儲集空間的碳酸鹽巖油藏截然不同[5-8]。儲層以第三系緩坡臺地或三角洲儲集層為主，主要受沉積及成巖作用改造和控制。這類油藏儲層規(guī)模較大，含油氣資源豐富，連通性較好，但非均質(zhì)性較強(qiáng)，縱向上發(fā)育隔夾層，物性具有較大差異。同時，油藏邊底水能量強(qiáng)，水體倍數(shù)通常能達(dá)到幾十到100倍；為充分利用天然能量，油藏通常以衰竭式開發(fā)為主，其衰竭開發(fā)采收率能夠達(dá)到30%以上。這種類型的油藏在開發(fā)過程中逐漸暴露出很多問題。油藏的強(qiáng)非均質(zhì)性導(dǎo)致開發(fā)中后期油水關(guān)系復(fù)雜，產(chǎn)量遞減快，為油藏高效開發(fā)帶來了嚴(yán)峻挑戰(zhàn)，因此需要進(jìn)行加密調(diào)整。同時，近期及未來中東將以技術(shù)服務(wù)合同(Technical Service Contract，簡稱TSC)的方式對外招標(biāo)，故油田在開發(fā)思路上與國內(nèi)會有所不同，需要盡快建立一套相應(yīng)的加密調(diào)整模式。本文通過對伊拉克F油田Asmari油藏的研究，厘清了此類復(fù)雜混積碳酸鹽巖油藏在開發(fā)過程中的共性問題，提出了一套基于TSC合同模式的加密調(diào)整思路和對策，以期對后續(xù)開發(fā)調(diào)整提供指導(dǎo)。

1 油田概況及特征

F油田位于伊拉克東南部，地處兩伊邊界。油田處于阿拉伯臺地東部美索不達(dá)米亞低角度褶皺帶南部，構(gòu)造上屬阿爾卑斯造山帶的一部分，海拔70～160 m。總體構(gòu)造特征表現(xiàn)為北西—南東向的背斜。油田以第三系的Asmari油藏為主要產(chǎn)層，油藏埋深2 800～3 100 m。根據(jù)巖性組合特征，結(jié)合對比劃分的標(biāo)志層、地層厚度、儲層發(fā)育情況、電性特征、巖性及組合特征以及油氣水分布規(guī)律，將Asmari油藏劃分為A、B、C三段。其中A、B段為主力含油層段(圖1)，包含A1、A2、A3、B1、B2、B3、B4共7個油組；而C段主要為水層，僅局部含油，不在主要研究范圍之內(nèi)。

1.1 巖石和儲集空間結(jié)構(gòu)特征

油藏A段主要發(fā)育白云巖、膏質(zhì)白云巖、生物碎屑白云巖等，相對電阻低、密度小，厚度分布穩(wěn)定。物性分析和巖心觀察表明，A段儲層儲集空間主要為溶蝕孔隙，包括粒內(nèi)及粒間孔、晶內(nèi)及晶間孔，鑄?？祝【Ф吹龋籅段主要發(fā)育砂巖和白云巖，偶有灰?guī)r混積，孔隙類型主要為粒間孔(圖2)。根據(jù)巖心、薄片及地層對比分析結(jié)果，結(jié)合部分學(xué)者研究成果[9]可知，Asmari油藏A段巖性較純，B段相對較復(fù)雜，為碎屑巖和碳酸鹽巖混積，而砂巖主要分布在B1油組及B3、B4油組的上部。其中，A、B兩段均有不同程度的泥質(zhì)夾層發(fā)育，尤以B段更甚(圖1所示)。整體上，儲集層規(guī)模較大，具有較好的連通性，使得油藏壓力傳播快而遠(yuǎn)[10]。

圖2 F油田Asmari油藏A、B段巖石類型及儲集空間Fig .2 Rock and pore types of member A and B in Asmari reservoir of F oilfield

1.2 儲層物性

油藏不同類型儲層間物性存在較大差異。A段白云巖儲層物性為低—中孔、特低—中滲，其孔隙度大部分集中于5%～15%，平均為9.5%，滲透率大部分小于10 mD。B段白云巖儲層以低—中孔、低—中滲為主，高孔高滲的樣品點相比A段白云巖明顯增多。B段砂巖儲層物性很好，以中高孔—中高滲為主，其孔隙度幾乎均位于10%～30%，滲透率大于500 mD的樣品占比超過55%。

除A段白云巖外，其余層段或巖性的孔滲均具有較強(qiáng)的相關(guān)性(圖3)。而砂巖儲層物性明顯優(yōu)于碳酸鹽巖，這與儲層受后期成巖作用影響不大、粒間孔發(fā)育且連通性好有關(guān)[11]。

圖3 F油田Asmari油藏A、B段不同巖性孔滲關(guān)系圖(滲透率為算術(shù)平均值/幾何平均值)Fig .3 Different rock’s permeability vs porosity of member A and B in Asmari reservoir of F oilfield(permeability is an arithmetic mean/geometric mean value)

1.3 儲層連通性

靜態(tài)上，油藏連井剖面顯示不同層位之間具有相應(yīng)的連續(xù)性。不同成因及巖性的儲層縱向上互層發(fā)育并搭接，形成了連通的整體。其中，A段和B段的凈毛比分別為63%、38%。油藏主要發(fā)育兩類夾層：物性夾層和泥質(zhì)夾層，主要分布在A段和B段之間。巖心物性測試顯示，物性夾層普遍具有一定的滲透性，比較隱蔽，無法形成完全的隔擋作用[12]。圖4顯示了油藏井上不同類型夾層的分布頻率和井次，從圖中可以看出，大部分夾層均小于5 m。

圖4 F油田Asmari油藏井上泥質(zhì)夾層及總夾層(泥質(zhì)+物性夾層)厚度分布頻率及井次Fig .4 Mud interlayer and total interlayer(mud and physical-property interlayer) distribution frequency of wells in Asmari reservoir of F oilfield

動態(tài)上，MDT壓力測試資料顯示同一區(qū)域后期鉆井壓力整體比前期鉆井壓力衰減幅度大，反映橫向連通性整體較好。圖5為油田各油井完鉆時測得的縱向各小層MDT壓力衰竭幅度，同一顏色的不同符號代表同一口油井的不同層位數(shù)據(jù)。從圖5中可以看到，新鉆的F-69井(此位置附近之前未生產(chǎn)過)在主力產(chǎn)層A3和B1油組已發(fā)生了較大程度的壓力衰竭；此外，同一口井同一層位內(nèi)的壓力點大部分都集中分布在一起，說明所有層的內(nèi)部連通性較好。而砂巖段的壓力點集中分布度好于碳酸鹽巖段的壓力點集中分布度，說明砂巖的連通性好于碳酸鹽巖(B油組)。

圖5 F油田Asmari油藏單井MDT測試不同層位壓力虧空數(shù)據(jù)Fig .5 Pressure depletion data by well MDT in Asmari reservoir of F oilfield

靜態(tài)和動態(tài)資料均顯示，Asmari油藏平面及縱向的連通性整體較好。

1.4 儲層非均質(zhì)性及對開發(fā)的影響

受沉積及成巖作用影響，油藏平面及縱向非均質(zhì)性強(qiáng)，這與普遍對碳酸鹽巖油藏的認(rèn)識相符[13-14]。分析表明，平面上油田高部位儲層物性明顯好于邊部區(qū)域?？v向上，Asmari 油藏A段厚度大約22.8 m，B段厚度68.2 m。因B段發(fā)育中高滲砂巖，且受不同沉積相類型的疊加及多輪次沉積旋回的影響導(dǎo)致儲層縱向非均質(zhì)性極強(qiáng)。從滲透率縱向上的變化特征看，Asmari油藏滲透率自上而下呈上升趨勢，表現(xiàn)出A段、B段兩組正韻律特征，兩段滲透率極差可達(dá)數(shù)十倍或數(shù)百倍以上(如圖3所示)。這些非均質(zhì)性特征是影響油田地下流體流動規(guī)律及開發(fā)的重要因素[15]。

非均質(zhì)性對F油田開發(fā)的影響體現(xiàn)在兩個方面。一是油井不同層位的產(chǎn)能存在較大差異。尤其油田南區(qū)，目前資料表明A段產(chǎn)能較低，無法支持部署一套單獨的具有經(jīng)濟(jì)性的開發(fā)井網(wǎng)。從F-41井的PLT測試數(shù)據(jù)(表1)可以看出，該井多層合采時，B段砂巖段貢獻(xiàn)了大約85%的液量，而其射開厚度僅占總射開厚度的31%。B段砂巖儲層良好的物性及平面展布、優(yōu)質(zhì)的儲量使得其產(chǎn)能優(yōu)于A段白云巖儲層，但合采時不同層位均有液量貢獻(xiàn)，且油井合采產(chǎn)能高于單采某一層的產(chǎn)能。二是油田縱向上水淹程度差異較大，這也是制約油田高效開發(fā)的主要矛盾。根據(jù)已有的PLT測試資料、新井測井解釋、老井生產(chǎn)動態(tài)分析等，油藏邊水沿B1、B3油組高滲砂巖條帶向高部位推進(jìn)，已造成局部高部位區(qū)域發(fā)生水淹；而油田主體區(qū)的A段基本未水淹。

表1 F油田 F-41井PLT測試數(shù)據(jù)(地面)Table 1 PLT data of Well F-41(surface) in F oilfield

2 加密調(diào)整優(yōu)化及開發(fā)技術(shù)對策

目前油田大部分開發(fā)井均合采A段+B1油組。油藏A段整體采出程度大幅低于B段，同時平面上主體區(qū)采出程度大幅高于邊部過渡區(qū)。根據(jù)對油藏的動靜態(tài)分析可知，平面或縱向的非均質(zhì)性導(dǎo)致產(chǎn)能采出的差異性及油田含水上升加快等均為油田開發(fā)的主要矛盾。對這些突出的問題，需要采取具有針對性的優(yōu)化調(diào)整方式及開發(fā)技術(shù)對策，并完成平面及縱向的三維立體設(shè)計。

2.1 加密調(diào)整思路及原則

結(jié)合前文對連通性、物性、非均質(zhì)性等的分析，形成整體的加密調(diào)整思路和原則如下。

1) 以剩余油分布為最主要布井依據(jù)，針對平面及縱向非均質(zhì)性進(jìn)行統(tǒng)籌考慮。同時，以目前的開發(fā)方案井網(wǎng)井?dāng)?shù)為基礎(chǔ)，根據(jù)實施進(jìn)度和開發(fā)動態(tài)變化進(jìn)行加密調(diào)整。

2) 對于油藏隔夾層發(fā)育程度有限、油藏連通性整體較好的情況，縱向上仍采用A+B段合采優(yōu)先的原則，保障油井產(chǎn)能。后期進(jìn)行生產(chǎn)層位的優(yōu)化調(diào)整，平衡縱向動用情況。

3) 平面上加密提高儲量井控程度，降低單點采液強(qiáng)度，形成點弱面強(qiáng)的開發(fā)狀態(tài)。

4) 優(yōu)化部署合適的井?dāng)?shù)井網(wǎng)，形成對資源國及作業(yè)者均有利的開發(fā)局面。

2.2 加密井井位井?dāng)?shù)優(yōu)化

在原方案設(shè)計的基礎(chǔ)井網(wǎng)上(井距約500～800 m)，于預(yù)測至合同期末的剩余油分布中凈油柱高度>4英尺的區(qū)域均布上加密井，其中邊部薄層或物性較差的區(qū)域部署水平加密井進(jìn)行開發(fā)，其余大部分為直井，方便后期進(jìn)行調(diào)整，從而形成近似交錯排狀的布井方式，達(dá)到小井距加密調(diào)整的目的(為防止井間干擾太強(qiáng)，井距至少保持在250～300 m以上)。同時，考慮到TSC合同要求，加密井井?dāng)?shù)受到限制，這對井位及井?dāng)?shù)優(yōu)化有一定要求。

基于加密調(diào)整思路及原則，形成一套“做減法”的井位及井?dāng)?shù)優(yōu)化流程(圖6)。

圖6 井位井?dāng)?shù)“做減法”優(yōu)化流程示意圖Fig .6 Sketch map of “Subtraction” optimization method process for well count and location

1) 首先根據(jù)剩余油分布全面部署加密井。由于合采產(chǎn)能較好，故加密井除少數(shù)B1油組已完全水淹的區(qū)域設(shè)計單采A段外，大部分均設(shè)計合采A段+B1油組。這樣一套井網(wǎng)工作量已大幅超過高峰產(chǎn)量實際所需，故后續(xù)將根據(jù)不同指標(biāo)減井。

2) 在1)的基礎(chǔ)上，結(jié)合油藏動態(tài)分析，去掉因儲層較差、含水上升速度較快等原因預(yù)測累產(chǎn)油低于極限經(jīng)濟(jì)累產(chǎn)的加密井。根據(jù)測算，假設(shè)油價40 $/桶，油井累產(chǎn)油需大于0.66 MMSTB才有經(jīng)濟(jì)效益，這個值即為油井極限經(jīng)濟(jì)累產(chǎn)。

3) 在2)的基礎(chǔ)上，去掉構(gòu)造或儲層落實程度低等風(fēng)險較大區(qū)域的加密井。

4) 在3)的基礎(chǔ)上，評估維持合同設(shè)計的高峰產(chǎn)量及穩(wěn)產(chǎn)年限所需井?dāng)?shù)，并以此為基礎(chǔ)，進(jìn)一步去掉部分實施效果相對較差或風(fēng)險相對較高的加密井。同時適當(dāng)優(yōu)化調(diào)整剩余井的井位，最終得到推薦的井位及井?dāng)?shù)。

2.3 縱向?qū)游粌?yōu)化

A、B段碳酸鹽巖和砂巖儲層間的差異加劇了縱向上的采出程度不均，同時高滲層的存在導(dǎo)致B段水淹程度大幅高于A段，因此油田開發(fā)到一定階段，需要對油井的縱向生產(chǎn)層位進(jìn)行優(yōu)化調(diào)整，以期在合同期內(nèi)做到高效開發(fā)，均衡動用。根據(jù)不同層段各自的產(chǎn)能及含水狀況，對兩者生產(chǎn)過程中的臨界產(chǎn)能進(jìn)行評估，即當(dāng)產(chǎn)能低于這個值時，油井單采A段更好，反之則繼續(xù)合采。綜合分析油藏產(chǎn)液剖面測試資料、生產(chǎn)數(shù)據(jù)、油井橫向?qū)Ρ鹊?，得到這個臨界產(chǎn)能大約為500 bbl/d。以此為基礎(chǔ)，縱向?qū)游粌?yōu)化思路如下(圖7)。

圖7 油井縱向射孔層位優(yōu)化過程示意圖Fig .7 Sketch map of well perforation optimization process

1) 油井初始合采A段+B1油組，集中開發(fā)主力層位，保證產(chǎn)能。其中，直井需鉆穿所有層位，落實各層儲層及油水狀況。水平井水平段根據(jù)儲層水淹情況靈活調(diào)整部署層位。

2) 當(dāng)生產(chǎn)至中后期，B1油組水淹加劇，油井產(chǎn)能低于臨界產(chǎn)能時，封堵B1油組，單采上部A段白云巖儲層。

3) 由于隔夾層的遮擋，部分高部位區(qū)域下部次主力層位儲層,并未發(fā)生水淹或水淹程度仍較低，剩余油研究顯示仍有較大潛力。因此補孔下部層位，尤其是物性較好的砂巖段，形成儲量接替動用。

2.4 加密調(diào)整開發(fā)技術(shù)對策

F油田Asmari油藏因其儲層的獨特性，需要在加密調(diào)整過程中制定合理的開發(fā)技術(shù)對策，保證加密井的順利實施及全油田的高效開發(fā)。

首先，須控制油井生產(chǎn)壓差來實現(xiàn)穩(wěn)定生產(chǎn)。Asmari油藏砂巖發(fā)育，在生產(chǎn)過程中已出現(xiàn)多井次的出砂問題，這會導(dǎo)致井筒堵塞、油井液量持續(xù)下降甚至停噴，嚴(yán)重影響油田穩(wěn)產(chǎn)。因此，需要保證合采階段生產(chǎn)壓差在臨界出砂壓力以下，一般小于400～500 psi，同時這也能延緩底水錐進(jìn)速度。另外，改進(jìn)防砂技術(shù)，積極試驗新的防砂手段，也能達(dá)到提高防砂效果的目的。當(dāng)油井上返生產(chǎn)白云巖儲層時，生產(chǎn)壓差可適當(dāng)放大。

其次，須保證合適的油田采液速度?，F(xiàn)有的油藏開發(fā)經(jīng)驗表明，在采液速度過高的情況下，油藏含水上升速度將急劇加快，尤其在井網(wǎng)較密且采出程度較高的區(qū)域，需要適當(dāng)降低采液速度。而在動用程度較低的區(qū)域，可適當(dāng)提高采液速度，均衡平面動用。

根據(jù)加密調(diào)整方式及開發(fā)技術(shù)對策的要求，結(jié)合油藏工程方法，利用數(shù)值模擬對加密調(diào)整之后的開發(fā)效果進(jìn)行評估。圖8所示為含水率與采出程度關(guān)系的修正童氏圖版。綠色實線代表F油田目前的開發(fā)效果，紅色實線代表實施加密調(diào)整后預(yù)測評估的開發(fā)效果，可以看出經(jīng)過加密調(diào)整優(yōu)化后，油田含水上升率明顯變緩，預(yù)測油田在合同期末采出程度大約能提高3%～5%，含水率在74%～76%，相比原方案降低5%～6%，開發(fā)效果得到明顯提升。

圖8 F油田Asmari油藏含水率與采出程度關(guān)系Fig .8 Relationship between water cut and recovery degree of Asmari reservoir in F oilfield

3 結(jié)論及認(rèn)識

1) F油田Asmari油藏儲集層以白云巖和砂巖為主，并發(fā)育灰?guī)r及泥質(zhì)夾層。儲層在多巖性混積的情形下，受成巖及沉積作用的影響，非均質(zhì)性很強(qiáng)，對油田開發(fā)有較為顯著的影響，主要體現(xiàn)在平面、縱向上的產(chǎn)能采出及含水上升兩方面。這兩個主要開發(fā)矛盾也為加密調(diào)整提出了必要性的需求。

2) 建立了一套基于TSC合同模式的復(fù)雜混積碳酸鹽巖油藏加密調(diào)整方法。通過平面上的“做減法”加密，以及縱向上的根據(jù)臨界產(chǎn)能及次主力層剩余油分布情況優(yōu)化生產(chǎn)層位，輔以合理的開發(fā)技術(shù)政策，預(yù)測F油田合同期內(nèi)采出程度提升3%～5%，含水率下降5%～6%，能有效提高油田開發(fā)效果。同時該方法也可應(yīng)用于相似油田的加密調(diào)整。