小油環大氣頂油藏高效開發及穩產策略

曹海麗，張祥忠，陳 禮

(中國石油勘探開發研究院，北京 100083)

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小油環大氣頂油藏高效開發及穩產策略

曹海麗，張祥忠，陳 禮

(中國石油勘探開發研究院，北京 100083)

針對PK項目中Aryskum油田在中石油接管后發現哈薩克斯坦方案制約該油藏高效穩定開發的問題，通過突破傳統手段進行精細小層對比，建立一體化靜態模型精算儲量，應用三維地震技術刻畫構造特征，統計分析產能下降原因，系統評價注水及注氣的可行性，合理規劃井網及井距，篩選合理開采方式等方法進行研究，不斷深化油藏工程認識，在油田不同的區域設計優選出不同調整部署方案。現場應用表明，該油藏連續9 a年產油保持在50×104t/a以上，最高可達到90×104t/a，合同期內該油藏提高采出程度5%以上。這對哈薩克斯坦PK項目增產穩產具有重要意義，尤其對國內外為數不多的小油環大氣頂油藏的開發經驗總結和資料積累意義深遠。

構造油藏；大氣頂；小油環；氣竄；水平井；數值模擬；注水開發；高產穩產；Aryskum油田

0 引 言

帶油環的氣頂油藏構造復雜、油氣層測井響應特征識別難度大，油、氣、水層分布變化差異大。開發過程中如采取不合理的井網、井距的調整方案就會造成水侵、氣竄等嚴重問題，導致油層損失，產量遞減快，上產速度慢，無法實現油田高產及穩產。Aryskum油田是一個典型的小油環大氣頂的邊底水巖性構造油藏，該油田位于哈薩克斯坦共和國克茲洛爾達市(下文簡稱哈方)西北方向193 km處。油品性質為稀油，2004年采用屏障和邊緣相結合注水方式開采。2005年10月中方接管后發現該油田依靠天然能量進行開采，地層壓力低，單井產量遞減快；受氣頂影響，部分井出現氣竄現象；天然氣無處排放造成哈方限產等系列問題制約了油田的開發效果和上產速度。因此，經過不斷研究，探索出一套適合該油藏高效開發及穩產策略的技術，確保該油田連續9 a年產油均在50×104t/a以上。該油田的成功開發為同類型油田提供一套可借鑒技術模式和研究思路。

1 高效開發及穩產策略的技術

1.1 運用先進軟件，建立高精度地層層序，重新計算儲量

Aryskum油田自然伽馬曲線對砂巖地層的敏感性差，不易區分砂巖和泥巖地層。由于典型地層對比標志層缺乏，該研究運用軟件優勢，突破傳統對比手段[1]，在對比過程中參考電阻率、密度、自然電位、聲波測井曲線等參數，根據其沉積旋回在這些曲線的響應特征的表現，識別出3個白堊系地層對比標志層。分別為上Neocom組上邊的一組高—低電阻率階梯式過渡地層；上、下Neokom組之間的自然伽馬曲線突變段；M-Ⅱ砂組中部的低聲波時差、高電阻率段。依據標志層，利用現有資料對該油田88口井進行地層對比，劃分出3個砂組，分別為下白堊統下Neocom組M-0-3、M-0-4和M-Ⅱ砂組。其中M-Ⅱ砂組又細分為M-Ⅱ-1和M-Ⅱ-2小層。同時應用Petrel地質軟件建立一體化靜態模型，重新計算儲量，通過地質建模和綜合地質研究成果對比發現，地質模型計算出的儲量為2 324.9×104m3，與傳統地質方法計算的儲量2 461.5×104m3基本一致，誤差為-5.55%。

1.2 應用三維地震技術標定層位，摸清構造特征及油、氣分布規律

由于Aryskum油田目的層三維地震資料品質有差異，平面上將其劃分為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類(圖1)，其面積分別占整體區塊的30%、20%、50%。Ⅰ類區信噪比較高、有效反射信號清楚、連續性強，斷點清晰，可以滿足精細斷層解釋和層位追蹤的需要；Ⅱ類區基本能滿足主要斷層解釋和層位追蹤的需要；Ⅲ類區為復雜斷裂帶，資料信噪比低，有效反射信號弱，構造解釋難度大。在井段相對較長、測井曲線較全的89、415井精細標定的基礎上，對其余79口井進行合成記錄標定，依據層位標定質量控制完成全區井震標定。

研究發現，該油田為斷裂發育，M-Ⅱ高點埋深為-820 m，閉合度為100 m，大小斷裂共53條。主體構造特征為一個被斷層復雜化的背斜，該背斜具有西南翼較緩，東北翼較陡的特征。正向構造又被一系列北東向和南西向斷層分割，使其復雜化。斷裂體系以正斷層為主，主要發育2期斷裂體系：較早形成的為南北走向的雁行排列斷裂體系；較晚形成的為北西向扭動斷裂體系。晚期斷裂體系疊加于較早斷裂體系之上，切割較早期雁行排列的斷裂體系，形成較復雜的斷裂帶。

圖1 地震工區平均信噪比

Aryskum油田油氣主要分布在下白堊統的M-Ⅱ砂組，其構造中部為氣頂，構造北部、南部和西翼為含油區。油層厚度為3.9 m，北區、油環區、南區油層厚度分別為6.4、2.9、4.0 m；氣層厚度為4.4 m，北區、油環區、南區氣層厚度分別為1.2、4.6、3.1 m。

1.3 提取反映地層特征的測井相要素，總結沉積微相展布規律

巖心觀察表明，Aryskum油田下白堊統Neocom組砂巖以砂礫巖、含礫粗砂和中砂為主，其次為細砂、泥，粉砂含量較少，總體表現為以相對較粗碎屑顆粒為主的特征。在巖心分析的基礎上進行沉積微相研究，從一組能夠反映地層特征的測井響應中提取測井曲線的變化特征，總結該微相所共有的測井相要素特征，建立曲流河和辮狀河6個微相的測井微相模式(表1)。

在單井沉積相分析對比的基礎上，結合砂巖厚度分布特征，參考地震相平面分布特征，采用優勢相成圖的方法總結出M-Ⅱ層2個小層的沉積微相特征，即：M-Ⅱ-1小層物源主要來自北部和西部，主要為曲流河沉積，多期河道發育，在河道彎曲處形成多個決口扇，邊緣為泛濫平原；M-Ⅱ-2小層物源主要來自西部和北部，廣泛發育辮狀河河道及心灘沉積，泛濫平原不發育。

1.4 分析產能及其下降的主要原因，遵循油藏工程理論進行規劃

對該油田62口投產井初期生產情況進行統計，70.0%的井均自噴生產，75.8%的井單井日產油均大于30.0 t/d，全油田平均單井日產油為57.0 t/d。利用系統試井、壓力恢復曲線測試及試采資料確定出該油田采油指數平均為30.1 t/(d·MPa)，比采油指數平均為3.5 t/(d·MPa·m)，不同區域情況見表2，表明該油田具有較高的生產能力。通過對連續生產時間在半年以上、且層位及工作制度不變的48口新井進行產量變化分析，發現28口油井出現遞減，單井月遞減率為0.14%～19.60%，加權平均為5.17%。其中北區、油環區、南區平均月遞減率分別為5.17%、5.83%、1.86%。可見油環區遞減最為嚴重，北區次之，南區遞減較為平緩。其主要原因為油環區油層較薄，受氣頂影響；北區油層厚，為主力開發區，采油井多，采出程度高，地下虧空嚴重，天然能量消耗較快；南區油層較厚，采油井相對較為分散，采出程度低。

表1 Aryskum油田沉積微相劃分及其測井相模式

表2 Aryskum油田目前不同油區產能情況統計

區域初期生產參數井數/口日產油/(t·d-1)氣油比/(m3·t-1)含水率/%初期生產指標井數/口井次采油指數/(t·d-1·MPa-1)比采油指數/(t·d-1·MPa-1·m-1)北區364743909752438331327油環區22739310513712150219南區45117701340713352543全區625703868353863301351

該油田M-Ⅱ-2油層呈片狀發育，鉆遇率高；M-Ⅱ-1油層呈條帶狀分布，油層較薄，鉆遇率低。為保證獲得最大效益，借鑒同類型油田[1-4]，依據油藏工程理論認識，認為該油田不具備分層系開發的條件，繼續按哈薩克斯坦方案采用一套層系開發。同時采用多種方法計算出北、油環、南區合理井距分別為551.6、613.0、604.6 m，極限井距為301.0 m。該油田接管后實際井距為600～1 200 m，大于極限井距，因此，存在較大的部署與調整空間，可在大于極限井距的適宜潛力區進行部署和調整。

1.5 依據天然能量及注水、注氣評價，優選適宜的開采方式

對于帶氣頂的油藏，開發時除了要考慮氣頂和油環的采收率，還必須盡量減小油氣資源的損失，其“上避氣、下避水”的開發方式異常復雜[5-6]。通過對試水資料進行統計得出該油田產水強度平均為8.63 m3/d·m，采水指數和比采水指數分別為7.66 t/(d·MPa)、2.73 t/(d·MPa·m)，分別為采油指數和比采油指數的0.196、0.600倍，證明邊底水不活躍。中方接管后，北區試注的2口井均已見效，全區83.6%的油井依靠天然能量開采，65.1%的井由于累計虧空而出現遞減情況，37.0%油井處于低含水狀態，39.1%油井不含水，可見對該油田實施注水開發極其必要。采用經驗公式計算出其一次采收率為21.3%，與相近的已開發的油氣藏(霍金斯、大慶喇嘛甸、遼河雙臺子)進行類比，利用經驗公式[7]、數值模擬、巖心分析方法預測出其水驅采收率為39.5%，注水開發可使其采收率提高18.2%。同時，開發實踐表明，注水開發具有工藝技術成熟，施工成本低、投資少、見效快、物源充足等優點。因此，在北區、油環部分區域、南區應優選注水開發方式。

混相驅機理表明，注氣開采能提高驅油效率、增加掃油體積系數[8]，從而提高原油開采速度和最終采收率。由于天然氣排放污染環境，2005年大批井限產關井，中方接管后急需解決天然氣排放問題。研究認為，將天然氣通過壓縮機增壓回注到地層可以較為有效地解決該問題。由于該油田油環區油層較薄，與直井相比，水平井具有泄油體積大、產量高、抑制氣、水錐等特點，通過水平井的油藏動、靜態參數的篩選標準[9-11]對比，認為油環區適合采用水平井開發。同時，靠近氣頂的油環區域若采用注水方式開發，水平井一旦見水，水侵速度加快，將給開發帶來一定風險。中方接管后，油環區401井試注氣后周圍4口井受效明顯，壓力回升，產量穩定。投產2口水平井，實施后已獲得高產能(日產油大于100 t/d)。因此，在油環區利用水平井合理注氣開發是完全必要且可行的。

1.6 利用Eclipse數模軟件篩選出符合油田實際的最佳方案

利用Eclipse軟件建立了三維三相數值模擬模型[12-13]，節點數為63×252×14。油藏工程研究后設計出4種開發方案：方案Ⅰ為現狀衰竭方式，方案Ⅱ為面積注水方式，方案Ⅲ為面積注氣+局部注水方式，方案Ⅳ為北區、南區采用反七點面積注水方式。

油環中間部位利用水平井采油、氣頂回注天然氣、局部適宜區點狀注水[14-16]。4個方案經過數值模擬運算，從預測合同期產量指標變化上看(圖2、3)，方案Ⅰ由于初期衰竭開采，生產井數較多，產量較高，但產量遞減非常快。方案Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ注水注氣補充能量后產量遞減得到了減緩，累計產油量明顯高于衰竭方式下開采的累計產油量，說明補充能量能夠改善開發效果。對比發現，到合同期末，方案Ⅳ為推薦最優的方案，該方案采出程度最高，地層壓力恢復最快，開發效果最好。

圖2 4個方案日產油與采出程度隨時間變化

圖3 4個方案地層壓力指標隨時間變化

2 應用效果

中方接管以來，將研究成果及時應用到現場，不斷地完善井網與注采系統，使得該油田連續9 a一直處于高效穩定開發狀態，減少了投資風險，大幅度地提高了采收率。截至2015年9月，已投產新井133口，平均單井初期日產油為39.5 t/d，累計產油量為397.1×104t，占總累計產油量的1/2左右。油環區實施水平井15口，平均初期日產油為80.1 t/d，是周圍直井產油量的2.2倍；實施措施井次288口，有效井195口，有效率為67.7%，平均單井日增油為18.4 t/d，累計增油量為43.4×104t；油井轉注水井30口，注氣井6口，注采井數比從2005年的1.0∶15.5增加到目前的1.0∶2.9。大部分油井不同程度產量增加，自然遞減率從2010年33.6%下降到目前的16.7%。根據該油田實際生產狀況，預計合同期末(2018年)全油田實際采出程度為36.7%，與接管時數值模擬方案預計采出程度31.5%對比，提高了5.2個百分點。

3 結論與認識

(1) 為避免小油環大氣頂油藏氣侵和水侵，必須掌握油藏構造、沉積、物性等特征，了解油井的生產能力及影響因素，及時深化油藏工程理論認識，做好技術決策設計，為科學地部署及合理開發優選提供可靠的依據。

(2) 油環區部署水平井，減緩了氣侵的推進速度；氣頂區注氣，及時補充油環區地層能量；北區和南區及時注水，保持地層壓力，減緩老井產量遞減，提高了采收率，這一系列開發措施為該油田開發的成敗起了決定性作用。

(3) 目前該油藏有利儲層全部動用，下一步重點工作是及時找出適合該油藏的綜合治理措施，不斷進行措施優化，同時完善注采系統，加強油井日常維護，保證生產正常運行，在合同期內按時完成預計產能。

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編輯 朱雅楠

20151012；改回日期：20160127

中國石油天然氣集團公司重大專項“中國石油海外油氣上產2億噸開發關鍵技術研究——哈薩克斯坦南圖爾蓋盆地主力砂巖油田高速開發剩余油分布規律及挖潛技術研究與應用”(2011E-2506)

曹海麗(1966-)，女，高級工程師，1991年畢業于大慶石油學院油藏工程專業，現從事海外哈沙克斯坦PK項目油田開發科研與技術支持生產工作。

10.3969/j.issn.1006-6535.2016.03.023

TE33

A

1006-6535(2016)03-0097-05