海上邊際斷塊油藏開發方式研究

蔣海巖，李曉倩，袁士寶，王波毅，任宗孝

（1.西安石油大學石油工程學院，陜西西安 710065；2.北京燃氣公司，北京 100080）

就目前國內現狀而言，我國海上已投入或準備投入開發的油田，多數屬于邊際油田的范疇，邊際資源將是未來勘探開發的主體[1，2]。由于海上邊際油田的儲量規模小、地質復雜和較高的開采成本，使得這類油氣藏的勘探開發非常困難。目前國內海上油田大多采用分層注水與大段合采的開發模式[3-5]，大傾角油田常規開發方式采用頂部注氣開發或底部注水開發[6，7]。而海上注水注氣投入成本高且分層注水一般由于含水率的升高，開采能力逐漸降低，從而影響油田的穩定開發[8，9]。而海上邊際油田的自噴期相比油田生產期較長，注水開發見水快，需要提高開采的時效性[10]。針對海上邊際油藏的特征進行了開發方案的研究，并以A 區塊為例提出一套較為合適的海上邊際油藏開發方案，以期對該類油藏更有效地開發利用。

1 海上邊際油田區塊特征與難點分析

1.1 區塊特征與地質構造

A 油田區塊為一具有復雜斷層的北東走向的半背斜斷塊油氣藏，東西寬約1 858 m，南北長約2 980 m，區域水深1 350 m～1 525 m，為深水油藏。東側邊界斷層縱穿該構造區。該油田主力含油層系分為2 個層系（上部層段和下部層段）。上部層段孔隙度平均為22.5 %，滲透率平均為267.9 mD，上層為帶氣頂的油藏或帶油環的氣藏。下部層段孔隙度平均為21.3 %，滲透率平均為382.3 mD，為中孔中滲儲層，且具有邊水，屬于弱揮發性砂巖的黑油油藏，其平均巖層傾角24°，最大32°方向為東南走向，屬于大傾角構造。其含油面積0.93 km2，儲量在1 305×104t，邊際油田一般是指可采儲量范圍在20～100 百萬桶的海上小型油氣構造，根據可采儲量將A 油田劃分為邊際油田。

1.2 開發難點分析

A 油田屬于深水邊際油田，儲量小，天然能量低，底水錐進快，開發的難度和風險大，海上開采經濟成本高，且我國在深水和超深水油田的開發經驗尚淺，在許多地方需要自主的創新。此油田同時含有凝析氣層和含油層，且上下兩個儲層之間存在明顯隔層，儲層流體性質存在較大差異，驅動類型不同。下部層段是一復雜斷層的半背斜斷塊油藏。地層傾角大，復雜的地質條件加大了開采的難度，采收率低，底水錐進快，加大了開采的投資風險。

邊際油田開發的核心問題是經濟問題，油田的開發需要減少投資風險，在開發過程中主要依據儲量規模采用不同的開發策略。而海上邊際油田，開采環境惡劣，難度大，成本高。如何因地制宜，降低成本，提高海上邊際油藏的經濟效益成為海上邊際油田的主要開發難點。海上邊際油藏開發根據儲層特征、油藏工程、鉆井、完井、生產動態等各個環節進行分析與綜合解釋，提出有針對性的開發方式以降低開發投資費用。

針對以上開發難點，初步制定了開發思路：采取分層系開發。以含油層段中的黑油作為主要開發目標，凝析氣藏開發難度較大，且儲量較小，因此采用在開發油藏的同時兼顧凝析氣藏的開發[3]。從地質、儲量、經濟幾個角度考慮，分別從井型的論證、布井位置、井數、控制采油速度、生產井轉注等因素來考慮油藏的開發效果。對于上部層段的凝析氣藏，采取油環和凝析氣同采開發方式，氣藏儲量小，從經濟效益考慮，采用衰竭式開發，開采出的天然氣可以考慮用于發電對海上生產平臺提供能源。因為凝析氣藏儲量小，不作為本文的主要開發目標。

2 海上邊際油藏開發方式與布井優化方法研究

2.1 油藏地質建模

本次模擬運用CMG 數值模擬軟件進行數值模擬研究，根據petrel 導出的地質模型，建立油藏流體模型。考慮到研究區內存在凝析氣藏，選用GEM 模塊。根據所選區域油藏地質特征、儲層性質、流體類型，通過儲量擬合，使初始化計算的儲量與地質儲量比較吻合。為便于數值模擬，下部油層粗化為6 個小層，總網格數為49 248 個，建立的數值模擬模型（見圖1）。

圖1 CMG 數值模擬網格模型

2.2 開發方式論證

結合油藏地飽壓差大，天然能量高的特點，以節約開發成本為原則，選擇充分利用彈性驅動能量進行開發，利用CMG 數模軟件分析彈性驅動能量開發效果。

對于油藏面積小的復雜斷塊油藏，交錯排狀井網適應性較好。考慮到開發后期天然能量衰竭不足以穩定產量，因此設置了中期注水補充地產能量的對比方案。針對兩種井網部署方案（見表1）。天然能量開發模擬方案（方案1）：9 口井全部進行生產，單井日產液量240 m3。注水開發模擬方案：初期9 口井全部投產，單井日產液量240 m3，生產一段時間后，將方案1 中含水率上升到98 %以上的生產井轉為注水井（見圖2）。

表1 轉注井部署方案設計

圖2 天然能量開發與注水開發采收率曲線

從圖2 可以看出，對比兩種方式，方案1 僅能維持開發17 年，采收率為26.6 %，人工注水補充能量可以穩定地層壓力，方案2 中轉注后與方案1 相比，最終采收率為33.9 %。因此推薦方案2，初期天然能量開發，中期調整注水補充能量。

2.3 布井優化

依據深海邊際油氣藏“稀井高產”的開發策略，需以最少的井來提高邊際儲量動用程度，從而達到深水油氣田高效開發的目標。考慮到海上邊際斷塊油藏存在斷層與傾角，布井方案以剩余油分布情況與構造部位為設計中心，斷層分布與地質構造復雜是布井方案設計困難的根本原因。

對于單層較厚的油層最適合水平井開發，但從本區整個斷塊地質特征看，夾層多且厚度大，油層厚度小，地層傾角大，自然造斜能力強。采用水平井開發時風險較大，容易發生井斜。地質特點加重了水平井開發的經濟風險，所以本區不適宜用水平井進行開發，推薦采用斜直井進行儲層開發，可以穿過更多的小層，提高儲層動用程度。

根據地層傾角大等地質特點及開發指標論證，設計部署了不同的井位方案。嚴格控制單一變量，單井產液速度為240 m3/d。模擬生產25 年。對比不同方案的最終采收率、含水變化等指標，優選出最佳開發布井方案（見表2）。

表2 合理布井位置方案設計

通過數值模擬得到原油采收率結果（見圖3a）。

圖3 不同方案原油采收率和日產油量對比曲線

對比采收率結果可以看出，方案2 布井最終采收程度明顯高于方案1，分析原因是方案1 生產井布井在中部位的井O2、O3、OWell-3 見水較早，含水率上升較快，產量難以維持。而與之相對應的，方案2 位于高部位的井O1、O2、O3、O4、OWell-3 含水率上升均較慢，產量可以穩定維持在一定水平。

從圖3（b）日產油量對比可看出，通過將井位布置在高部位，可以有效避免油井過早見水，延長無水采油期，提高采收率。邊際油田經濟抗風險能力差，井數的多少決定了開采成本，為了較快的回收成本，全區設計生產井5 口，后期轉注井1 口，在高部位鉆斜直井開發為主。

3 海上邊際油藏注采優化

由于邊際油田底水錐進快，通過控制采液速度以控制底水錐進。應用數值模擬方法，對上文優選出的井數方案分別設計單井產液量為150 m3/d～350 m3/d 共6套方案，對比不同產液量條件下開發效果（見表3）。通過采收率與產液速度關系分析，產液量在300 m3/d 以前時，采收率隨產液量增加而增大，最高可以達到37.87%，300 m3/d 以后采收率反而隨之下降。分析原因是因為產液量增大會加快地層壓力下降速度，致使開發時發生原油脫氣現象，油藏中的流體從油水兩相變為油氣水三相，使滲流狀態變得復雜，從而影響了邊際油田的開發效果。從表3 可看出，產液速度在200 m3/d以上時均可以得到37 %以上的較高的采收率，故在分析數值模擬模型時，不考慮產液速度小于200 m3/d 的情況（見圖4）。

表3 采收率與產液速度關系統計

由圖4 可知，通過產水量進一步優化選擇，單井產液200 m3/d 時累積產水量最小。因此確定單井產液200 m3/d 為合理產液速度。論證可知，海上邊際斷塊油藏開發仍以較大的產液量為主，但較常規海上油田產液量低。

該邊際油田的天然能量低，且油田地層傾角大，隨著注水的進行，位于注水井下方的油井最先見水，見水后含水上升速度較快。底水錐進快，且邊際油田相比油田生產期，自噴期較長，所以需充分利用油藏天然能量，當油藏壓力下降至飽和壓力附近時進行人工注水。通過對油藏壓力下降進行模擬，利用天然能量開發10年后油藏壓力已經下降至飽和壓力水平（見圖5）。

由圖5 可知，井OWell-3 在生產10 年時含水率已經上升至90 %，綜合考慮開發效果與經濟承受能力，對OWell-3 井進行轉注，實現“一井多用”，減少鉆井成本。注采比為1，注水量800 m3/d。調整后的壓力變化（見圖6）。

圖4 累產水曲線

圖5 單井含水率變化曲線

圖6 轉注后油藏壓力下降對比曲線

圖7 盈虧平衡分析

由圖6 可知，轉注后和未注水相比，未注水的地層壓力在中期急劇下降，而進行轉注后的油藏壓力下降趨于平緩。經過注水調整后，注入水補充了地層壓力，油藏壓力可以保持穩定。

4 經濟評價

海上油藏開發成本較陸地油田高十倍以上，該邊際油田的儲量規模小，由于“稀井高產”的特征，A 區塊優選方案為高部位部署5 口油井，單井產液量為200 m3/d，其中1 口井生產10 年后轉注水井，注水800 m3/d，節約了后期鉆井成本，補充地層壓力，提高采收率。該邊際油田建設期2 年，生產期15 年，以油價為65 美元為例，通過利潤計算公式對目標油藏開發經濟利潤進行估算，通過不確定性分析，以確定海洋石油勘探項目的可靠性。結合該區塊方案的設計，對本方案進行盈虧平衡分析，盈虧平衡點用BEP 表示（見圖7）。在生產的第5 年盈虧達到平衡，開始出現盈利。

5 結論

（1）因為海上邊際斷塊油藏儲量規模小，斷層發育、斷塊小，因此天然能量衰竭快，生產后期油藏壓力較低，見水后含水上升速度較快，所以推薦合理開發方式為“初期采取天然能量開發，中期調整注水補充能量，后期高含水井轉注”可以獲得較好的開發效果。

（2）海上邊際斷塊油藏由于小層及斷塊多，通過井型論證可知，應以稀井高產，在高部位鉆定向斜直井開發為主，在提高采收率的同時也節約了成本。

（3）海上邊際斷塊油藏開發因為地層傾角大，開發過程中底水錐進快，地處深海，開發成本高，論證可知，仍以較大的產液量為主，但較常規海上油田產液量低。