戴建文，馮沙沙，李偉，謝明英，柴愈坤

中海石油(中國(guó))有限公司深圳分公司，深圳 518067

0 引言

近年來(lái)，南海東部海域陸續(xù)新發(fā)現(xiàn)了儲(chǔ)量豐富的氣頂?shù)姿筒兀祟愑筒貎?chǔ)量規(guī)模大、在油田整體儲(chǔ)量中占比高，且由于受氣頂、底水兩個(gè)能量體的作用，在開發(fā)過(guò)程中同時(shí)面臨氣竄、水竄的風(fēng)險(xiǎn)，開發(fā)難度較大，制約著整個(gè)油田的開發(fā)以及公司的增儲(chǔ)上產(chǎn)任務(wù)。因此如何經(jīng)濟(jì)有效地開發(fā)此類油藏是目前亟待解決的問(wèn)題。

通過(guò)文獻(xiàn)調(diào)研發(fā)現(xiàn)：常規(guī)的氣頂?shù)姿筒赜蛯虞^厚，一般采用控制油氣界面穩(wěn)定的方法開發(fā)，此類開發(fā)方式一般根據(jù)油藏具體條件制定合理的射孔位置[1-5]并通過(guò)臨界產(chǎn)量的研究控制較小的合理生產(chǎn)壓差[6-9]，部分油藏采用打屏障井、下人工屏障的方式來(lái)起到阻礙氣竄水竄的開發(fā)效果[10-11]。還有部分學(xué)者，如竇松江、張蔓等研究了不同開發(fā)方式、不同油柱高度對(duì)氣頂油藏開發(fā)效果的影響[12-13]。

薄層氣頂?shù)姿筒赜捎谟筒仡愋蛷?fù)雜且厚度較小，通過(guò)常規(guī)的減緩氣竄與水竄的開發(fā)方法很難實(shí)現(xiàn)，無(wú)水采油、采氣期變得很短，導(dǎo)致開發(fā)難度大大增加。通過(guò)研究發(fā)現(xiàn)，對(duì)于薄層氣頂?shù)姿筒?，隔夾層可以起到減緩氣、水竄速度的作用，大幅改善油藏開發(fā)效果。因此，尋找隔夾層的位置并且對(duì)其進(jìn)行開發(fā)效果的評(píng)估至關(guān)重要。目前國(guó)內(nèi)外學(xué)者對(duì)于隔夾層在氣頂?shù)姿筒亻_發(fā)效果中的作用研究實(shí)例寥寥無(wú)幾，僅有少數(shù)學(xué)者對(duì)于不含夾層氣頂?shù)姿∮筒氐拈_發(fā)規(guī)律進(jìn)行了研究[14]。本文充分利用儲(chǔ)層含有連續(xù)分布低滲夾層的特點(diǎn)，創(chuàng)新性地提出了采用“劃層系、分區(qū)域”的開發(fā)策略和先底部采油后邊部采油的開發(fā)方式，夾層以上的區(qū)域按氣頂邊底水油藏開發(fā)，夾層以下的區(qū)域按底水油藏開發(fā)，此種開發(fā)技術(shù)政策可以取得較好的開發(fā)效果。

1 油藏特征及開發(fā)關(guān)鍵

Z油藏為典型的薄層氣頂?shù)姿筒?，其主要地質(zhì)油藏特征參數(shù)如下：含油面積為11.89 km2；儲(chǔ)層物性較好，平均孔隙度21.1%～26.2%，平均滲透率為1457 mD，整體為中高孔～高滲儲(chǔ)層；儲(chǔ)層較薄，氣頂(CO2)厚9.1 m，油層厚6.4 m，水層厚3.6 m。全區(qū)具有統(tǒng)一的油氣界面及油水界面，油氣界面-1603.6 m，油水界面-1610 m，氣頂區(qū)域CO2含量占97%，氣頂指數(shù)為0.5，具有較強(qiáng)的邊底水。在油藏中部發(fā)育一套完整的具有一定滲透性的夾層，將Z油藏分割為上下兩個(gè)區(qū)域，上部區(qū)域?yàn)檎麄€(gè)氣頂加邊部的油環(huán)，原油地質(zhì)儲(chǔ)量284×104m3，下部區(qū)域?yàn)橛蛯拥闹虚g部分，原油地質(zhì)儲(chǔ)量193×104m3。兩個(gè)區(qū)域儲(chǔ)層物性差異較大，上部區(qū)域平均滲透率為106 mD，且層間非均質(zhì)性嚴(yán)重，下部區(qū)域平均滲透率2232 mD，夾層平均滲透率3 mD。

氣頂?shù)姿筒卦陂_發(fā)過(guò)程中應(yīng)采取相應(yīng)的措施以減緩氣竄水竄，對(duì)于具有較小氣頂?shù)挠筒剡€應(yīng)考慮油侵氣頂對(duì)開發(fā)效果的影響。Z油藏由于夾層的存在，上下兩個(gè)區(qū)域的油氣水分布情況是不同的，若完全將兩個(gè)區(qū)域單獨(dú)來(lái)考慮，上部區(qū)域可視為氣頂油環(huán)邊底水油藏，而下部區(qū)域可視為純底水油藏，此外，兩個(gè)區(qū)域的儲(chǔ)層物性差異巨大，導(dǎo)致了滲流環(huán)境有所差異。因此，Z油藏夾層的作用成為了決定此油藏開發(fā)技術(shù)政策的關(guān)鍵因素，下文將具體分析具一定滲透性的夾層對(duì)氣頂、油層的封隔能力及其對(duì)氣頂?shù)姿筒亻_發(fā)的影響，并在此夾層條件下確定了Z油藏的最優(yōu)開發(fā)方式。

2 夾層的綜合評(píng)價(jià)

通過(guò)Z油藏5 口井連井剖面可以發(fā)現(xiàn)：油藏內(nèi)部發(fā)育兩套夾層將儲(chǔ)層分為3 套砂體ZI，ZII和ZIII，其中影響油藏開發(fā)的主要夾層是ZI(CO2氣頂)和ZII(下部油層)之間的夾層m，m夾層在a井和b井為泥質(zhì)夾層，厚度約1.3～2.2 m，但在b井、c井和e井為鈣質(zhì)夾層。a井處夾層井壁心巖性為含鈣泥質(zhì)粉砂～中砂巖，滲透率1.88～8.63 mD，具有一定的滲透率；b井井壁心泥質(zhì)夾粉砂巖，滲透率0.106 mD，夾層變致密。

氣頂?shù)姿筒仄矫?、縱向的油氣水分布見圖2。將Z油藏以?shī)A層為界限，夾層以上的區(qū)域稱為層系I、夾層以下的區(qū)域稱為層系Ⅱ，層系I的氣頂區(qū)域成為油藏頂部，層系I的油環(huán)區(qū)域稱為油藏邊部，層系Ⅱ稱為油藏底部。

圖2 Z油藏油氣水分布場(chǎng)圖Fig. 2 Oil gas and water distribution figure

分別在油藏底部、油藏頂部布置一口長(zhǎng)度為500 m的水平井，生產(chǎn)制度為控制井底流量500 m3/d，模擬時(shí)間為20 年，三相飽和度場(chǎng)圖如圖3 所示。

在底部布井的情況下，由于強(qiáng)底水和夾層的作用，生產(chǎn)20 年時(shí)(圖3(a))，氣頂區(qū)域沒有明顯的變化，僅有小部分氣頂氣通過(guò)夾層進(jìn)入生產(chǎn)井，約占總產(chǎn)氣量的41%，氣頂氣累產(chǎn)量20 年僅為0.19×108m3，單井累產(chǎn)氣量曲線如圖4。說(shuō)明在較強(qiáng)能量底水的壓制作用下，夾層極大程度減弱了氣竄的程度，但是在實(shí)際開發(fā)過(guò)程中應(yīng)控制合理的生產(chǎn)壓差，避免氣頂氣壓力下降過(guò)快，發(fā)生油侵氣頂。

圖1 Z油藏連井剖面圖Fig. 1 Well section of Z reservoir

圖3 三相飽和度場(chǎng)圖(20 年)Fig. 3 Three phase saturation figure(20 years)

圖4 單井累產(chǎn)氣量曲線Fig. 4 Cumulative gas production curve of single well

在頂部布井的情況下，通過(guò)三相飽和度場(chǎng)可以看出(圖3(b))，在20 年末發(fā)生了明顯的油侵氣頂現(xiàn)象，主要原因是由于小氣頂壓力下降較快，油藏邊部和底部的原油通過(guò)夾層侵入油藏頂部，同時(shí)邊底水侵入油藏邊部和底部。說(shuō)明在較強(qiáng)能量底水的驅(qū)動(dòng)作用下，夾層無(wú)法阻止底部原油侵入氣頂。

綜合評(píng)價(jià)Z油藏夾層的作用，通過(guò)數(shù)值模擬研究認(rèn)為：在夾層底部布井可極大程度減少產(chǎn)氣量以抑制氣竄，但是在氣頂區(qū)域布井不能阻礙油侵氣頂?shù)陌l(fā)生，因此提出通過(guò)“劃層系、分區(qū)域”的方式來(lái)開發(fā)含隔夾層的氣頂?shù)姿筒?，該方式可以高效開發(fā)此類油藏并最大程度提高原油采收率，具體開發(fā)技術(shù)對(duì)策將在后文進(jìn)行詳細(xì)論述。

3 開發(fā)技術(shù)對(duì)策研究

3.1 開發(fā)方式優(yōu)選

對(duì)于小氣頂薄油層底水油藏，由于油柱高度較小，氣竄是無(wú)法避免的，油氣同采作為此類油藏的最佳開發(fā)方式[14]，但是由于氣頂能量較低，底水能量較強(qiáng)，隔夾層具有隔氣不隔油的特性，因此在油氣同采的過(guò)程中就會(huì)出現(xiàn)底部原油的損失(受油藏非均質(zhì)性影響)。因此按“劃層系、分區(qū)域”的原則進(jìn)行開發(fā)方式的優(yōu)選，如圖2 所示，將Z油藏以?shī)A層為界限，夾層以上的區(qū)域稱為層系I、夾層以下的區(qū)域稱為層系Ⅱ，層系I的氣頂區(qū)域成為油藏頂部，層系I的油環(huán)區(qū)域稱為油藏邊部，層系Ⅱ稱為油藏底部。

通過(guò)數(shù)值模擬優(yōu)選6 種開發(fā)方式。方式1：底部采油，即僅在隔夾層底部布井生產(chǎn)；方式2：頂部采氣—底部采油，即在氣頂區(qū)域和夾層底部布井同時(shí)生產(chǎn)；方式3：底部采油—邊部采油，即在夾層上部的油環(huán)區(qū)和夾層底部布井同時(shí)生產(chǎn)；方式4：三區(qū)同采，即在夾層上部的油環(huán)區(qū)、夾層上部的氣頂區(qū)和夾層底部布井同時(shí)生產(chǎn)；方式5：先底部采油后三區(qū)同采，即先在隔夾層底部布井生產(chǎn)，再夾層上部的油環(huán)區(qū)、夾層上部的氣頂區(qū)和夾層底部布井同時(shí)生產(chǎn)；方式6：先底部采油后邊部采油，即先在隔夾層底部布井生產(chǎn)，再夾層上部的油環(huán)區(qū)布井生產(chǎn)。其中油藏頂部、邊部、底部的布井示意圖見圖5，不同開發(fā)方式下20 年的原油采出程度曲線見圖6。

圖5 不同油藏區(qū)域布井示意圖Fig. 5 Schematic diagram of well layout in different reservoir areas

圖6 不同開發(fā)方式下原油采出程度曲線Fig. 6 Crude oil recovery curve under different development methods

分析模擬結(jié)果可以看出，在兩個(gè)層系的開發(fā)政策上：由于底水的壓制作用，夾層能有效地封隔氣竄，并且油藏底部的儲(chǔ)層物性較好，因此層系Ⅱ可采用底水油藏緊貼夾層布井的開發(fā)方式，底部采油(方式1)已經(jīng)可以獲得較高的采出程度，此時(shí)層系I邊部的原油還未動(dòng)用。由于底水的驅(qū)動(dòng)作用，夾層不能有效地防止油侵氣頂，因此層系I應(yīng)按氣頂?shù)姿筒氐拈_發(fā)方式進(jìn)行油氣同采或只在邊部布井。底部采油邊部采油(方式3)可以獲得較高的初產(chǎn)，三區(qū)同采(方式4)由于氣頂壓力下降較快，部分底部原油進(jìn)入油藏頂部，導(dǎo)致初產(chǎn)較低。由于油侵氣頂，在開發(fā)層系I的過(guò)程中會(huì)對(duì)層系Ⅱ產(chǎn)生一定的影響，此外，層系Ⅱ的儲(chǔ)層物性要好于層系I，因此在開發(fā)次序上：先開發(fā)層系Ⅱ后開發(fā)層系I(方式5、6)可以得到較高的原油采出程度，但是由于初期只開發(fā)油藏底部，原油的初產(chǎn)不高；層系I、Ⅱ同時(shí)開發(fā)可以得到較高的初產(chǎn)但是原油采出程度較低。

綜合考慮油藏采收率和初期產(chǎn)量貢獻(xiàn)，推薦先底部采油后邊部采油的開發(fā)方式。

3.2 布井?dāng)?shù)量?jī)?yōu)化

分別對(duì)油藏底部、邊部的布井?dāng)?shù)量進(jìn)行優(yōu)化，不同井?dāng)?shù)下的底部、邊部原油采出程度柱狀圖見圖7。對(duì)于底部區(qū)域，在井?dāng)?shù)大于4 口的情況下，采出程度變化不明顯；對(duì)于邊部區(qū)域，在井?dāng)?shù)大于2 口的情況下，采油增量大幅下降。優(yōu)選底部最優(yōu)布井?dāng)?shù)量為4口、邊部最優(yōu)布井?dāng)?shù)量為2 口。

圖7 不同布井?dāng)?shù)量原油采出程度曲線Fig. 7 Crude oil recovery curve of different number of wells

3.3 生產(chǎn)制度優(yōu)化

優(yōu)化油藏底部、油藏邊部?jī)蓚€(gè)區(qū)域的生產(chǎn)制度，根據(jù)Z油藏的探井DST測(cè)試數(shù)據(jù)，當(dāng)生產(chǎn)壓差為0.1 MPa時(shí)，產(chǎn)量約為150 m3/d，結(jié)合Z油藏的地飽壓差，對(duì)層系Ⅱ的單井產(chǎn)液范圍在500～5000 m3/d進(jìn)行優(yōu)化；由于油藏底部物性較好，邊部物性較差，兩者滲透率差異較大(底部含油區(qū)滲透率約為邊部含油區(qū)的10 倍)，對(duì)層系I的單井產(chǎn)液范圍在50～300 m3/d進(jìn)行優(yōu)化。

圖8為油藏底部不同單井產(chǎn)液量下的原油采出程度與日產(chǎn)氣量曲線，可以看出：隨著單井產(chǎn)液量的增加，油藏初期產(chǎn)能增加，產(chǎn)氣量增加，氣頂向生產(chǎn)井的氣竄量越大。但在單井產(chǎn)液量大于2000 m3/d之后，初期產(chǎn)油量增幅大大減小，在單井產(chǎn)液量大于500 m3/d之后，油藏采出程度幾乎不變，說(shuō)明在達(dá)到一定值后，不同的配產(chǎn)只影響初期產(chǎn)能，并不影響原油采出程度。優(yōu)選最優(yōu)生產(chǎn)制度為單井配產(chǎn)1500 m3/d，在此條件下既可以得到較高的初期產(chǎn)能與原油采出程度，并且產(chǎn)氣量平穩(wěn)，有利于生產(chǎn)開發(fā)。

圖8 油藏底部不同單井產(chǎn)液量下的原油采出程度與日產(chǎn)氣量曲線Fig. 8 Curves of crude oil production and daily gas production under different single well fluid production at the bottom of the reservoir

圖9為油藏邊部不同單井產(chǎn)液量下的原油采出程度曲線與氣頂采出程度柱狀圖，可以看出：隨著單井產(chǎn)液量的增加，原油的采出程度先增大后減小，且變化幅度不大，氣頂氣采出程度逐漸增大。優(yōu)選最優(yōu)生產(chǎn)制度為單井配產(chǎn)100 m3/d，在此條件下可以得到最高的油藏采出程度和較小的產(chǎn)氣量。

圖9 油藏邊部不同單井產(chǎn)液量下的原油采出程度曲線與氣頂采出程度柱狀圖Fig. 9 Crude oil recovery curve and gas cap recovery histogram under different single well fluid production at the edge of the reservoir

4 結(jié)論

(1)在Z油藏中部連續(xù)發(fā)育一套具有一定滲透性(平均3 mD)的夾層，由于底水能量較強(qiáng)，在底水能量的壓制作用下，在夾層底部布井開發(fā)并且控制合理的生產(chǎn)壓差可以很大程度上減小氣竄量；但是在底水能量的驅(qū)動(dòng)作用下，在夾層以上布井開發(fā)，夾層不能起到阻止油侵氣頂?shù)淖饔谩?/p>

(2)對(duì)于小氣頂薄油層底水油藏，通過(guò)對(duì)隔夾層的綜合評(píng)價(jià)，系統(tǒng)地分析了隔夾層對(duì)于開發(fā)效果的影響，并創(chuàng)新性提出了適用于此類復(fù)雜油藏“劃層系、分區(qū)域”的開發(fā)政策，即以?shī)A層為界限將油藏分為2 套層系、3 個(gè)區(qū)域，其中層系I按照氣頂?shù)姿筒剡M(jìn)行開發(fā)并且盡量避免油氣同采，層系Ⅱ按照強(qiáng)底水油藏進(jìn)行開發(fā)，緊貼夾層底部布井。

(3)開發(fā)層系Ⅱ?qū)酉礗的影響不明顯，開發(fā)層系I會(huì)使層系Ⅱ中的原油一定程度上侵入氣頂，對(duì)開發(fā)效果造成影響。因此先開發(fā)層Ⅱ后開發(fā)層系I會(huì)獲得較高的原油采出程度，但初期產(chǎn)能較低，而同時(shí)開發(fā)層系I、層系Ⅱ可以獲得較高的初產(chǎn)，但由于油侵氣頂，油藏采出程度較低。綜合考慮油藏采收率和初期產(chǎn)量貢獻(xiàn)，推薦先底部采油后邊部采油的開發(fā)方式。

(4)針對(duì)Z油藏的實(shí)際情況，通過(guò)數(shù)值模擬結(jié)果表明：最優(yōu)開發(fā)方式為同時(shí)開發(fā)油藏底部與邊部，其中底部油藏最優(yōu)布井?dāng)?shù)量為4 口，單井最優(yōu)配產(chǎn)1500 m3/d， 邊部油藏最優(yōu)布井?dāng)?shù)量為2 口，單井最優(yōu)配產(chǎn)100 m3/d。