渤海S油田小氣頂油藏水平井開發策略研究

廖　輝，石洪福，付　蓉，孔超杰，凌浩川

(中海石油(中國)有限公司 天津分公司，天津　300452)

氣頂(邊水)的存在是氣頂油藏開發的優勢同時也是其困難所在。開發過程中，消耗的能量能夠從氣頂(邊水)中得到補充，同時也會給油井生產帶來諸如氣竄等一系列問題[1]。有研究表明，水平井對抑制氣竄和水錐具有良好的效果，因此，對于氣頂邊水油藏，運用水平井開發，具有一定的可行性[2,3]。即便如此，氣頂氣竄、底水錐進還是無法避免[4]。且采油速度過大，垂向位置不合理等因素都會導致開井見氣，表現為油井氣油比過高，產氣量過大，油井減產，氣頂驅油效率低下，另外氣頂能量過快消耗，還會導致原油侵入氣頂造成油環回采困難等問題。因此，對于氣頂油藏，需要研究合適的開發方式，使氣頂區和油環區壓力保持相對平衡，使得油氣界面保持相對穩定，充分利用天然能量，使采出程度最大化。渤海S油田發現多個帶有小氣頂的砂體，這些砂體具有較為可觀的儲量。已經動用的幾個砂體在開發過程中，均存在一定氣竄現象，表現為開井見氣或氣油比居高不下，對油井正常生產產生了一定影響。以渤海S油田為例，綜合運用油藏工程方法和數值模擬方法研究探索了水平井垂向位置、采油速度、注水時機等因素對氣頂油藏開發的影響，以期找到適合該油田小氣頂弱邊底水油藏特點的開發方式。

1　水平井垂向位置

氣頂邊水油藏由于兼有氣頂油藏和邊水油藏的雙重特征，油藏條件復雜，開發難度大。如何避免氣或水單向突破，充分利用天然能量開采具有重要作用。在此建立了一個氣頂邊水油藏的物質平衡方程式。對于此類油藏，運用物質平衡方程推導出了氣頂指數與垂向位置的關系式。假設氣侵量為Ge，水侵量為We，那么，采出油量+采出水量=巖石孔隙體積膨脹量+邊水侵入量+氣頂膨脹量+油藏內巖石及孔隙體積膨脹量。

每采出1%地質儲量的平均地層壓降[5]：

(1)

那么

α=L1/L2

(2)

B0Np+Wp=Ge+We+(1+m)NBoiCtΔP

(3)

(4)

根據上式得出氣頂指數與壓力的關系，如圖1所示。

對于地層能量充足的油藏，且氣頂指數越大時，應當將水平井水平段布置在靠近油層下部，當氣頂指數為0.4～0.9時，將水平段布置在油層下1/5～中1/2處；當氣頂指數為0.1～0.4時，將水平段布置在油層上1/4～上1/3處。對于天然能量較弱，氣頂和水體都較小的油藏，則只能注水開發。

2　油藏模型的建立

氣頂油藏在開發過程中，隨著采出流體體積不斷增加，油氣界面不斷下移，以達到氣頂驅替原油的目的[6]。但是氣頂的錐進又影響著油井的正常生產，使油井過早見氣，氣油比升高，油井越早見氣越不利于氣頂驅油。因此，要想提高氣頂驅油效率，最重要的方法之一就是推遲油井見氣時間。

油井的見氣時間又與采油速度有關。采油速度的大小對油氣界面的下移會產生一定影響。采油速度越高，地層能量消耗越快，氣頂錐進速度越快，氣頂氣竄，見氣時間越短。但是采油速度對油氣界面下移的影響十分復雜，不能簡單的通過油藏工程方法來計算，而且油藏工程方法主要適用于油田開發中后期，對資料要求也較高[7]，為此，只能借助于油藏數值模擬方法。

本文以S油田某生產區塊為研究區，該區氣頂指數0.4，地層平均滲透率1 000 mD，原油密度0.87 g/cm3，平均孔隙度27%，原始地層壓力16.9 MPa，地層原油粘度16.8 mPa·s，原始氣油比，33.4 m3/m3。利用Eclipse油藏數值模擬軟件建了一個機理模型，平面上劃分為均勻網格,其網格尺寸為10 m×10 m,在垂向上共劃分了13層網格, 平均網格尺寸為1 m。

3　采油速度的影響

采油速度的大小對于氣頂油藏中水平井的生產起著重要作用。設計采油速度為1.0%、1.5%、2.0%、3.0%、4.0%共5種不同采油速度方案進行對比研究，結果如圖2、圖3、圖4所示。

隨著采油速度由1%增大到3%，采出程度和累產油量迅速降低，采油速度由3%增大到4%，采出程度和累產油量降低程度變得平緩。采油速度過大，地層能量消耗迅速，氣頂下侵，地層脫氣，油井油氣同采，會加速天然能量的消耗，產生過多天然氣，嚴重影響油井正常生產，導致油井采出程度減小。通過對研究區水平生產井Z1H生產動態進行分析后，通過縮嘴降低采油速度，氣油比明顯下降，并且維持在較低水平。

4　注水時機的影響

注水補充能量是油田開發過程中常用的一種技術。但是對于天然能量充足的油層，可以先依靠天然能量衰竭開采，再注水補充地層虧空能量繼續開發，而對于天然能量較弱或有一定天然能量的油田，則需要根據情況選擇早期注水或者開采一段時間后再注水補充能量。那么依靠天然能量衰竭開采多長時間后轉注水開發能使采出程度和累產油量達到最大化呢？這就涉及到一個注水時機問題。

設計了氣頂指數為0.4，注水時機及壓力保持水平分別為0.99、0.98、0.97、0.96、0.95、0.9、0.85倍地層壓力以及原始地層壓力等八個壓力水平下的注水方案，結果如圖5、圖6所示。

模擬結果顯示，隨著地層壓力的降低，注水時機的延后，累產油量和采出程度不斷降低。對于能量較弱的地層，應早期注水開發，對于地層能量較強的地層，先衰竭開采一段時間后再實行注水能取得較好的開發效果，采出程度較早期注水稍大。因為地層能量較充足的地層，擁有充足的能量將油舉升到地面，延后注水更能節約成本。由圖6可以看出早期注水利于延遲見氣時間。氣錐侵入油井后，開始注水，效果并不好，此時油井油氣同采。地層剛開始有氣侵跡象時注水，效果較好，如方案4，亦即地層壓力降低到0.97倍原始地層壓力時為氣頂油藏開發的分界線，低于0.97倍地層壓力注水，油井會出現油氣同采。

5　結論

建立了渤海S油田氣頂油藏機理模型，綜合運用油藏數值模擬和油藏工程方法，從理論上評價氣頂能量強弱及水平井垂向位置優化，優化了采油速度以及注水時機，針對氣頂油藏開發生產中出現的問題，提出了“防、控、補”三步策略，并將其應用于實際生產，成功指導了S油田氣頂油藏水平井的布井開發及工作制度優化。該方法對渤海其它油田小氣頂油藏及氣頂指數較大油藏同樣具有一定借鑒意義。

參考文獻：

[1]何巍.氣頂底水油藏流體界面控制技術研究[D].成都：西南石油大學，2006.

[2]廉培慶，程林松.氣頂邊水油藏水平井合理布井策略研究[J].科學技術與工程，2012，12(25):6458-6461.

[3]鄭穎.水平井在具有氣頂的普通稠油油藏開發中的應用——以孤東油田四區為例[J].斷塊油氣田，2006，13(1):50-52.

[4]陳元千.預測水錐和氣錐水平井臨界產量的新方法[J].中國海上油氣，2010，22(1):22-26.

[5]黃炳光，劉蜀知.實用油藏工程與動態分析方法[M].北京：石油工業出版社，1998.

[6]曾明，周琦，冷風，等.氣頂砂巖油藏油氣界面移動狀況判斷[J].江漢石油學院學報，2004，26(2):60-66.

[7]張迎春，童凱軍，葛麗珍，等.水平井開發大氣頂弱邊水油藏早期采油速度研究[J].石油天然氣學報，2011，33(5):106-110.