利用水平井開發(fā)大氣頂窄油環(huán)油藏研究與實踐

楊慶紅 童凱軍 張迎春 葛麗珍 程 奇

（中海石油（中國）有限公司天津分公司勘探開發(fā)研究院）

帶大氣頂?shù)恼铜h(huán)油藏屬于復雜油氣藏類型之一，在我國已發(fā)現(xiàn)的各類油藏中占有一定比例，該類油藏具有以下特殊性：①油、氣、水分布關系復雜；②地層存在一定傾角，儲層分布認識存在不確定性；③頂氣氣竄、邊水錐進易分割窄油環(huán)，油環(huán)開采難度大。如何高效開發(fā)大氣頂窄油環(huán)油藏，提高油環(huán)油采收率，其難度較大［1－3］。筆者根據(jù)試采資料，對渤海錦州25－1南油田開展了利用水平井提高大氣頂窄油環(huán)油藏原油采收率可行性的研究與實踐。

1 油藏概況

錦州25－1南油田位于渤海遼東灣遼西低凸起中北段，西側以遼西大斷層為界緊鄰遼西凹陷中洼，東南呈緩坡向凹陷過渡，毗鄰遼中凹陷中、北洼。錦州25－1南油田古近系沙二段油藏是受構造控制的短軸背斜帶氣頂油藏（圖1），又以探井JZ25－1S－3井所處的3井區(qū)I油組的E s3－I油藏最為典型，該油藏是一個以帶大氣頂、窄油環(huán)、弱邊水為典型特征的砂巖油藏（氣頂指數(shù)為2.03、水體倍數(shù)為5～8倍、油環(huán)平面寬度小于600 m），油藏含油面積為3.22 km2，主要發(fā)育辮狀河三角洲沉積，巖性以細砂巖為主，儲集層平均滲透率為325 mD，平均孔隙度為25%，屬于中高孔中滲儲層；原油屬于中等膠質瀝青含量輕質原油，地面原油密度為0.878 g/cm3，地層原油粘度為0.71 mPa·s，含硫量為0.15%，含蠟量為6.8%，凝固點為－18°C；油藏原始地層壓力為16.5 MPa，原始氣油比為70 m3/m3。

圖1 錦州25－1南油田沙二段油藏剖面圖

2 窄油環(huán)分布特征及油藏模型描述

2.1 窄油環(huán)分布特征及油藏模型建立

帶大氣頂?shù)挠铜h(huán)油藏屬于復雜油氣藏類型，主要由含氣區(qū)和含油區(qū)組成。E s3－I油藏從內含氣邊界到外含油邊界油環(huán)的平面寬度小于600 m，窄油環(huán)油柱高度在25～36 m，根據(jù)流體重力分異原理，在油藏初始狀態(tài)下，油環(huán)呈水平餅狀分布。

根據(jù)E s3－I油藏特點，充分利用地震、測井、地質及流體分析等資料，結合地層存在一定傾角的特點，以地質建模軟件Petrel采用順層網(wǎng)格建模及加密方法描述油環(huán)分布，建立了典型油藏數(shù)值模擬模型（圖2）。采用ECLIPSE E100黑油模型進行油藏動態(tài)數(shù)值模擬，平面上劃分為均勻網(wǎng)格，網(wǎng)格尺寸為50 m×50 m，垂向上共劃分了26層網(wǎng)格，平均網(wǎng)格尺寸為1.45 m。

圖2 錦州25－1南油田E s3－I油藏數(shù)值模擬模型

2.2 儲量擬合及DST測試擬合

數(shù)值模擬計算的油環(huán)地質儲量（為599×104m3）比原標定地質儲量少1.2%，氣頂?shù)刭|儲量（為24.3×108m3）比原標定氣頂儲量少2.8%，擬合儲量滿足精度的要求。

為了使模型能較準確地反映油藏實際情況，對DST測試資料進行了擬合；通過修正地層的有效滲透率使計算的井底流壓與實測井底流壓一致。油藏模型平均滲透率擬合前為90.1 mD，擬合后為288.0 mD，井區(qū)平均滲透率乘子為3.196。另外，考慮到JZ25－1S－A、JZ25－1S－B 井 測試 均 見 氣 但 未 見水，因此主要擬合了各井的生產壓差。

3 水平井開發(fā)可行性研究

利用水平井能否提高大氣頂窄油環(huán)油藏最終采收率，主要在于論證儲層特征對水平井開發(fā)的適應性及相對其他井型開發(fā)有無經濟技術優(yōu)越性［4］。

3.1 儲層特征對水平井開發(fā)的適應性

水平井開發(fā)大氣頂窄油環(huán)油藏要求油環(huán)儲層有一定的有效厚度，因為水平井著陸后在油環(huán)儲層中鉆進時有一定的上下波動，很難將水平段井眼軌跡控制在油層之內，這給鉆井帶來困難［5－6］。此外，對于水平井，除了要關注儲層厚度，還要關注儲層滲透率，據(jù)Joshi［7］物理模型和國內外水平井開發(fā)經驗，油氣層儲層滲透率過小時增產效果不顯著。表1為Joshi統(tǒng)計的部分國外應用水平井開發(fā)的氣頂?shù)姿筒氐牡刭|參數(shù)，可以看出，油環(huán)儲層有效厚度一般應大于6 m，此時可以考慮對其分布穩(wěn)定、連通性較好的油層進行水平井試采。這里引出關于儲層厚度和儲層滲透率的綜合參數(shù)——地層系數(shù)，總體看來，對于氣頂油藏，地層滲透率大于20～50 mD，對應地層系數(shù)大于120mD·m時，理論及實踐均表明實施水平井開采可行。

表1 部分國外氣頂?shù)姿筒氐湫退骄畱?（據(jù)Joshi，2000）

對于本文研究區(qū)，油環(huán)儲層有效厚度分布在8～15 m（平均12.5 m），儲層滲透率分布在80～600 mD（平均325 mD），平均地層系數(shù)在4 062.5 mD·m，滿足水平井對儲層地層系數(shù)的下限要求。

3.2 水平井與定向直井開發(fā)大氣頂窄油環(huán)油藏的效果對比

考慮到水平井初期產能一般為定向直井的2～3倍，于是利用ECLIPSE軟件分別模擬1口水平井和2口定向直井以同樣的開采速度開采。計算結果表明，開發(fā)初期直井生產壓差為2 MPa，而水平井生產壓差為0.5 MPa。不同井型開采時的氣油比、含水率隨時間變化曲線見圖3，可以看出水平井開發(fā)氣油比及含水率上升速度均比直井要緩慢的多，表明水平井在開發(fā)氣頂?shù)姿筒貢r對抑制油井的氣竄、水錐效果比定向直井有更大的優(yōu)勢。此外，模擬時間為25年時水平井的采出程度為19.53%，對應直井的采出程度僅為14.46%。因此，同等情況下水平井的開發(fā)效果要好于直井。

圖3 錦州25－1南油田E s3－I油藏不同井型開采時氣油比與含水率隨時間變化曲線

4 水平井開發(fā)設計

4.1 水平段延伸方向確定

主要考慮了兩種延伸方向：①順層延伸鉆進，即水平段沿著構造長軸方向在某一厚度較大的單層內順層鉆進；②穿多層延伸。油環(huán)儲層在垂向上分為4個小層，各小層之間物性夾層比較發(fā)育，沿垂直構造長軸方向且平行氣、油界面穿層鉆進，這樣可控制更多的油層。模擬結果表明，水平井穿多層延伸有較好的開采效果，采出程度比順層延伸鉆進提高了4.8%，且能最大程度地動用各小層儲量及增大泄油面積，同時降低了氣頂氣及邊底水的錐進速度。

4.2 水平段縱向位置優(yōu)選

在開發(fā)井網(wǎng)及油環(huán)采油速度既定條件下，設計了水平井水平段垂向位置距離油水界面1/3、1/2及2/3處等3套方案，預測了25年［8－10］的開發(fā)指標。模擬結果（圖4）表明：水平段距氣油界面越近，見氣越早，氣竄嚴重影響水平井產能，油環(huán)油的采出程度較低；水平段距油水界面越近，見水亦越早，油井無水采油期相對較短，但能最大程度地延緩油井氣竄。針對大氣頂弱邊水油藏而言，單井開發(fā)過程中出現(xiàn)的油、氣錐進現(xiàn)象主要表現(xiàn)以氣錐為主，相對于底水油藏水平井開發(fā)的水錐現(xiàn)象，大氣頂弱邊水油藏中水錐對氣錐現(xiàn)象起到了一定程度的延緩作用，且隨水平段垂向位置越靠近最佳位置，延緩作用越明顯。同時，模擬結果表明水平段垂向位置距油水界面為1/3、1/2、2/3 處 的 采 出 程 度 分 別 為 22.67%、21.95%和20.81%。綜合考慮，最終水平井垂向位置設計為距油水界面1/3處。

圖4 錦州25－1南油田E s3－I油藏水平井水平段縱向不同位置見氣與見水時間及采出程度的對比

4.3 水平段長度確定

為了研究水平段長度對開發(fā)效果的影響，設計了100、200、300、400、500、600 m 共6種長度水平段。在此基礎上，使用ECLIPSE多段井（MSW）模塊來模擬水平井摩阻，預測了不同水平段長度下單井的見氣時間、含水變化規(guī)律以及最終累積產油量等開發(fā)指標，最終優(yōu)選出最佳水平段長度。模擬結果（圖5）表明，隨著水平段長度的增加，油田最終采出程度增加，但達到一定程度后最終采收率增加幅度逐漸減小或不再增加?？紤]到砂體的范圍、形態(tài)，井位的方向、位置，以及風險的規(guī)避，建議E s3－I油藏采用水平段長度為400 m。

圖5 錦州25－1南油田E s3－Ⅰ油藏不同水平段長度與累積產油量關系

4.4 合理采油速度優(yōu)選

在水平段長度及最佳垂向位置確定基礎上，設計了3.8%、4.6%、5.6%、7.5%共4種不同采油速度方案進行對比研究，油井定生產壓差生產，限制單井最大產液量、最低井底流壓，生產年限為25年。

模擬結果（圖6）顯示，生產初期合理提高采油速度，累積產油量也相應增大，但當采油速度大于5.6%時，累積產油量和采出程度均降低。分析原因在于隨著采油速度的提高，地層能量消耗不斷加劇，地層壓力遞減迅速，導致地層脫氣及氣竄現(xiàn)象嚴重。

圖6 錦州25－1南油田E s3－I油藏不同采油速度下累積產油量及采出程度曲線

采油速度為5.6%時，生產時間為5、10、15年的采出程度占生產時間為25年的采出程度的比例分別為62%、82%、94%，可見在合理采油速度范圍內生產可實現(xiàn)海上油田的高速高效開發(fā)，并及早回收成本。

4.5 油環(huán)開發(fā)方式優(yōu)選

氣頂油藏開發(fā)的關鍵是防止油氣互竄，若氣頂氣竄入油區(qū)，油井產量將大幅下降，嚴重時只出氣不出油，影響穩(wěn)產；若油環(huán)中原油流入氣頂，將損失部分儲量。考慮到海上油田的特殊性，這里針對油環(huán)開發(fā)方式，主要探討了油田開發(fā)初期合理利用氣頂邊水天然能量生產及早期3口邊外注水井保持地層能量兩種開發(fā)模式的方案對比。

模擬結果表明，衰竭開發(fā)油環(huán)與早期邊外注水開發(fā)在生產時間為25年的采收率分別為22.6%與23.5%。由此可見，單純的邊外注水開發(fā)模式不適用于氣頂油藏開發(fā)，其經濟效益較差，原因主要有兩點：一是常規(guī)注水模式在地層虧空大的情況下，過窄的油環(huán)加上較大的氣水流度比易使得注入水附帶驅動部分原油越過過窄的油環(huán)竄入氣頂（圖7），嚴重損失了資源；二是油環(huán)窄、儲層非均質性較強，常規(guī)注水難以形成有效的注采井網(wǎng)，注水受效不均勻，注水利用效果差，井間剩余油富集。

圖7 錦州25－1南油田E s3－I油藏油環(huán)注水開發(fā)前后含油飽和度分布效果圖

5 應用效果評價

在深化地質研究和水平井優(yōu)化設計的基礎上，E s3－I油藏目前已在油環(huán)中下部完鉆4口水平井，各井開發(fā)參數(shù)見表2。以其中的典型水平井B14H為例進行應用效果評價，該井實鉆水平段長度為320 m，相關研究論證水平段縱向位置距油水界面12 m為宜，而該井在實鉆過程中，因著陸點構造認識與鉆前有微小的差異，最終實鉆水平段縱向位置距油水界面14 m（圖8）。

B14H井投產600天以來，生產情況良好，截止目前，累積產油6.6×104m3，累積產氣0.060 5×108m3；該井目前日產油量為75 m3，日產氣量為1.78×104m3，生產氣油比234 m3/m3，綜合含水12%。此外，該井無氣竄采油期近390天，說明使用水平井開采對抑制氣頂取得了很好的效果，達到了預期目的。

表2 錦州25－1南油田E s3－I油藏油環(huán)投產4口生產井開發(fā)參數(shù)

圖8 錦州25－1南油田E s3－I油藏水平井JZ25－1S－B14H井眼軌跡與地層關系測井解釋結果

6 結論

（1）在全面優(yōu)化水平井參數(shù)的基礎上，利用水平井開發(fā)具有大氣頂窄油環(huán)及弱邊水等特點的復雜油氣藏在實際生產中是可行的。對于同一氣頂?shù)姿筒?，水平井開發(fā)在對抑制油井的氣竄、水錐效果方面比定向直井有較大優(yōu)勢，它為解決提高單井產量、提高油藏采收率開辟了一條有效的途徑。

（2）錦州25－1南油田E s3－Ⅰ油藏數(shù)值模擬研究表明，水平井以穿多層方式部署，水平段長度為400m左右，水平段垂向位置距油水界面1/3處，這種設計有利于抑制氣頂氣過早氣竄，有效緩解了海上平臺處理氣、液量的壓力。此外，在充分利用氣頂天然能量的基礎上，采取在合理范圍內的速度開采能夠取得最高的采出程度。實施水平井開發(fā)后的實際生產動態(tài)表明，采用平行與氣油界面的穿層鉆水平井開采的確可以有效控制氣竄、水錐，提高油環(huán)油采收率。

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