海上帶凝析氣頂?shù)倪叺姿筒亻_發(fā)策略
——以我國海上X油田H油藏開發(fā)為例

宋春華 （中海石油 （中國）有限公司上海分公司，上海 200030）

張遠(yuǎn) （長江大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院，湖北 武漢 430100）

海上帶凝析氣頂?shù)倪叺姿筒亻_發(fā)策略
——以我國海上X油田H油藏開發(fā)為例

宋春華 （中海石油 （中國）有限公司上海分公司，上海 200030）

張遠(yuǎn) （長江大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院，湖北 武漢 430100）

帶凝析氣頂?shù)倪叺姿筒赜捎谟蜌馑P(guān)系復(fù)雜，開采難度大，容易出現(xiàn)油、氣、水互竄，導(dǎo)致凝析油和原油的損失。對于這種復(fù)雜的油藏，不同的開采技術(shù)政策對油氣采收率影響較大。以我國東部海域X油田H油藏開發(fā)為例，在對氣頂?shù)姿筒氐拈_發(fā)機(jī)理研究的基礎(chǔ)上，結(jié)合海上油氣田開發(fā)特點(diǎn)，提出帶凝析氣頂?shù)倪叺姿筒亻_發(fā)策略：利用天然能量，先期以采油為主，后期兼顧采氣；采用水平井開發(fā)，生產(chǎn)壓差控制在1～1.5MPa，純油區(qū)開采4～5a后封水平段油層，開采上部頂氣。

海上油氣田；凝析氣頂；邊底水油藏；開發(fā)策略；油氣并舉；水平井開發(fā)

在我國東部海域，近年來發(fā)現(xiàn)了一些帶凝析氣頂?shù)倪叺姿筒?，由于油氣水處于同一壓力系統(tǒng)，開發(fā)過程中油環(huán)與氣頂、油環(huán)與邊底水的地層壓力及油氣、油水界面的控制和調(diào)整十分復(fù)雜，正是由于具有多種復(fù)雜的驅(qū)油機(jī)理，不同的開發(fā)程序和開發(fā)方式對油氣藏的采收率有很大影響。這類復(fù)雜流體系統(tǒng)的油氣田也被世界公認(rèn)為難開發(fā)油氣田。

目前，我國海上已開發(fā)的油氣田中也有類似的油氣藏，如渤海油田的錦州20-2、渤中28-1等油氣田，但都是以單一的采油或采氣為目的的，在開發(fā)方案設(shè)計(jì)階段沒有或較少進(jìn)行過油氣并舉的開采策略研究，這2個(gè)油氣田在實(shí)際開發(fā)過程中出現(xiàn)過一些問題，錦州20-2凝析氣田出現(xiàn)了因出黑油而改造平臺(tái)處理流程［1］，渤中28-1油田則曾因油井氣竄導(dǎo)致天然氣資源巨大浪費(fèi)而被迫關(guān)閉［2］，無疑油田開發(fā)前的開發(fā)設(shè)計(jì)是高效開采的基礎(chǔ)。筆者以東部海域X油田H油藏開發(fā)為例，在對氣頂?shù)姿筒氐拈_發(fā)機(jī)理及開采策略研究的基礎(chǔ)上，結(jié)合海上油氣田開發(fā)特點(diǎn)，制定帶凝析氣頂?shù)倪叺姿筒亻_發(fā)策略。

1 海上X油田H油藏特征與開發(fā)難點(diǎn)

1.1 油藏特征

H油藏為X油田的主力油藏，儲(chǔ)層埋深2350～3200m，儲(chǔ)層厚度28m左右，以中孔、中滲為主，孔隙度16%～17%，滲透率48.5～648.5mD。該油藏構(gòu)造較平緩，邊底水能量充足，油、氣、水共生，H油藏的儲(chǔ)量由石油和凝析氣兩部分組成，其中凝析氣層厚度 （碾平厚度）12m，油層厚度 （碾平厚度）9m，其石油和凝析氣的地下體積分別為1050.9×104m3和1040.0×104m3，地下體積比 （氣頂指數(shù)）接近1.0；石油和凝析氣的儲(chǔ)量分別為831.9×104m3和16.6×108m3，因此，在開發(fā)過程中無論舍棄油或氣都會(huì)造成資源的極大浪費(fèi)。

1.2 開發(fā)難點(diǎn)

1）帶氣頂邊底水油藏由于自身的復(fù)雜性，使得其在開發(fā)中遇到的問題較多。帶氣頂?shù)倪叺姿筒卦陂_發(fā)中始終需要注意的是油氣、油水界面的動(dòng)態(tài)變化，一旦油氣、油水界面的變化失去控制，將會(huì)導(dǎo)致油井氣竄、水竄，產(chǎn)油量急劇下降，油藏采收率低；或者油侵氣頂，損失原油。

2）開采過程中凝析油和原油損失嚴(yán)重。H油藏其地層流體由飽和的凝析氣和輕質(zhì)油組成，因地層溫度高，與一般的飽和油氣藏相比，盡管凝析氣具有低反凝析液量、原油具有低收縮率的特點(diǎn)，但在壓力衰竭開發(fā)過程中，仍遵循一般飽和油氣藏的開發(fā)規(guī)律，即在開發(fā)初期即可出現(xiàn)凝析油的析出和原油的脫氣收縮。根據(jù)H油藏流體PVT分析的結(jié)果，按壓力衰竭方式開發(fā) （廢棄壓力9.8MPa），凝析油損失量可以達(dá)到43.55%，而地層原油收縮到原始的83%，黏度增加近2倍。

3）開發(fā)過程中油、氣、水容易互竄，采收率低。H油藏中存在油氣水三相，且油柱高度僅為10～19m，油氣體積相當(dāng)，對于這種類型油藏，不管是先采油還是先采氣，開發(fā)過程不可避免地會(huì)出現(xiàn)油、氣、水互竄的情況。因含氣區(qū)的虧空而引起的原油侵入氣頂，造成部分原油以殘余油的形式損失在氣頂中，按H油藏的油氣相滲分析，氣驅(qū)油殘余油飽和度高達(dá)43.1%～40.7%；隨著油層的開發(fā)，氣頂氣下錐，造成含烴部位壓力整體虧空，加速邊底水侵入；在開發(fā)到一定程度后，隨著邊水侵入氣頂，將造成最為不利的水驅(qū)氣，導(dǎo)致氣頂采收率較低。這一規(guī)律的存在使傳統(tǒng)的保護(hù)氣頂開采底油的方式增油效果變得并不明顯。

2 開發(fā)模式模擬研究

為了更精細(xì)地研究氣頂油藏的開發(fā)模式，直接使用H油藏地質(zhì)建模不粗化的米級精細(xì)網(wǎng)格模型（含油氣范圍內(nèi)平面網(wǎng)格尺寸50m×50m，縱向網(wǎng)格間距1m），運(yùn)用黑油和組分兩種模型，針對開發(fā)方案實(shí)施要點(diǎn)進(jìn)行開發(fā)模式優(yōu)化模擬研究，主要包括井網(wǎng)部署、開發(fā)順序、水平段長度、射孔位置、開發(fā)方式等5個(gè)方面的優(yōu)化研究。

2.1 井型與產(chǎn)能優(yōu)化

以H氣頂油藏先采油模擬研究，根據(jù)X4井底油部位的產(chǎn)能測試資料，米采油指數(shù)為9m3／（d·MPa·m），以底油層的碾平厚度，并考慮底水氣頂避射高度和2.0MPa的生產(chǎn)壓差，計(jì)算得到定向井的產(chǎn)量僅為50m3／d左右，顯然不宜采用定向井開采底油；而當(dāng)采用水平井開采、水平段長度在600～800m時(shí)，水平井的產(chǎn)量約為定向井的4～5倍，在與定向井相同生產(chǎn)壓差下，產(chǎn)量可以達(dá)到200～250m3／d。為進(jìn)一步減緩氣竄和水錐，應(yīng)當(dāng)降低生產(chǎn)壓差，如生產(chǎn)壓差為1.0～1.5MPa，則產(chǎn)量為100～188m3／d，綜合確定水平井合理產(chǎn)量取為150m3／d，并以10×104m3／d的產(chǎn)氣量控制氣竄，減少氣頂能量損失。

2.2 井位優(yōu)化

H油藏為一狹長背斜構(gòu)造，井位優(yōu)化模擬研究分三角形、軸線、四邊形3種布井方式，處于構(gòu)造軸部的水平井水平段位置均處于油層底部，邊部水平井處于油層中上部，水平段長度均為800m。計(jì)算表明，垂直構(gòu)造軸線布井累計(jì)產(chǎn)油最小，是最不適合的布井方式；在相同井?dāng)?shù)情況下，無論是何種布井方式，只要偏離軸線，累計(jì)產(chǎn)油均低于沿軸線布井。

2.3 開采順序優(yōu)化

利用水平井開采，采用先采氣和先采油開采順序的模擬研究。計(jì)算表明，先采油的開采方式比先采氣的開采方式，原油采收率增加5個(gè)百分點(diǎn)，天然氣采收率變化不明顯，先開采氣頂顯然不利于底油的開采。從油藏含水率與累計(jì)產(chǎn)油量的關(guān)系曲線可以看出，在累計(jì)產(chǎn)油量相同時(shí)，先采油含水率較低。這是氣頂邊底水油藏開發(fā)的一個(gè)重要機(jī)理，在累計(jì)產(chǎn)油量相同時(shí)，若先開發(fā)氣頂，因氣頂氣的采出造成油氣區(qū)的地層壓力快速虧空，致使底油侵入氣頂，更多的邊底水侵入油氣區(qū)，造成原油采收率降低。

從模擬研究結(jié)果看，對于氣頂油藏的開發(fā)，先采油、后采氣可以有效保護(hù)氣頂能量，氣藏動(dòng)用越早，原油損失越大，原油采收率減小更多。但氣頂動(dòng)用太晚，地層中油氣水關(guān)系可能會(huì)因氣頂?shù)呐蛎?，?dǎo)致油氣水關(guān)系變得更加復(fù)雜，使后期開發(fā)調(diào)整變得更困難，同時(shí)穩(wěn)定供氣也有影響，經(jīng)濟(jì)效益受影響。綜合分析認(rèn)為氣定期投產(chǎn)時(shí)間晚于油區(qū)4～5a較為合理。

2.4 水平段長度、位置優(yōu)化

水平井水平段長度分別為400、500、600、700、800、900m，從計(jì)算總體結(jié)果看，隨水平段長度的增加，累計(jì)產(chǎn)油量增加。在400～600m時(shí)，水平段長度對增油量影響不大，在600～900m時(shí)，增油量突然增大 （表1），這主要因?yàn)闃?gòu)造北端是底水區(qū)域，是底油侵入氣頂?shù)闹饕獏^(qū)域，當(dāng)水平段長度小于600m時(shí)，無法開采該部分油，使該部分油侵入氣頂造成油的損失。建議水平段長度600～800m。水平段位置與水平井所在構(gòu)造有關(guān)，模擬結(jié)果顯示在油層的中下部累計(jì)產(chǎn)油量最高，根據(jù)水平井所在構(gòu)造位置不同，水平段距氣油界面最優(yōu)位置有所差異，水平段距離在氣油界面以下5～10m開采效果最好。

表1 不同水平井水平段長度計(jì)算指標(biāo)數(shù)據(jù)

表2 注入介質(zhì)機(jī)理模擬開采指標(biāo)數(shù)據(jù)表

2.5 開采方式優(yōu)化

1）注入介質(zhì)對開發(fā)效果影響的機(jī)理模擬研究 目前國內(nèi)外針對凝析氣藏或輕質(zhì)油藏在實(shí)施注氣開發(fā)時(shí)，一般選擇3種注入介質(zhì)，即烴類氣、二氧化碳、氮?dú)?，其中烴類氣的選擇有若干種。該次機(jī)理共設(shè)計(jì)5種不同注入介質(zhì)，分別為二氧化碳、原始凝析氣井井流物組分、分離器氣組分、處理氣組分、氮?dú)?，注入量均?0×104m3／d，注氣時(shí)間12a。

從研究結(jié)果看，注入二氧化碳時(shí)油的采收率最高，其次為烴類氣體，氮?dú)庾畈?；對烴類氣體隨注入井流物的組分變 “輕”，油的采收率逐漸降低 （表2）。這種規(guī)律的形成主要取決于注入介質(zhì)與油藏油產(chǎn)生混相的難易程度。在實(shí)際實(shí)施方案選擇注入介質(zhì)時(shí)，還應(yīng)考慮技術(shù)經(jīng)濟(jì)因素，二氧化碳雖然是最易與油藏油產(chǎn)生混相的介質(zhì)，但在缺乏二氧化碳?xì)獾V的情況下，采用該油藏的氣體進(jìn)行循環(huán)注氣開發(fā)已成為十分成熟的技術(shù)，是下游用氣富余的情況下首先考慮的一種注入介質(zhì)。

2）循環(huán)注氣效果 循環(huán)注氣開發(fā)是目前中高凝析油含量的凝析氣藏廣泛使用的一種開采技術(shù)，但對氣頂輕質(zhì)油藏實(shí)施循環(huán)注氣開發(fā)在生產(chǎn)實(shí)踐中使用的較少，從流體相態(tài)變化規(guī)律上看，輕質(zhì)油藏的開發(fā)方法應(yīng)與凝析氣藏類似而不是與黑油油藏類似。通俗講，所謂循環(huán)注氣是利用本油藏生產(chǎn)井采出的烴類氣，通過注氣井全部 （有時(shí)是部分）回注到本油藏中，周而復(fù)始，通過保持相對較高的壓力以減少烴類虧空和注入氣的 “萃取”作用來提高油藏油的采收率，對天然水驅(qū)油藏還具有延緩邊底水推進(jìn)的作用。從研究結(jié)果看，油采收率受注氣時(shí)間的影響特別大，油采收率與注氣時(shí)間的關(guān)系符合乘冪函數(shù)，每增加3a的循環(huán)注氣時(shí)間，油采收率增加3%～4%，與相同條件下衰竭相比，循環(huán)注氣20a，油可采儲(chǔ)量增加近1倍。

從開發(fā)優(yōu)化模擬結(jié)果來看，在不改變開發(fā)方式下，無論采用井?dāng)?shù)多少、開采順序如何、水平井長度多長、水平井在垂向上的位置如何，在開發(fā)過程中因受到H油田地質(zhì)和油藏特征的影響，油的采收率提高幅度一般在5～8個(gè)百分點(diǎn)，而實(shí)施循環(huán)注氣開發(fā)，油的采收率最大可提高17個(gè)百分點(diǎn)。選擇先循環(huán)注氣保持壓力開采底油，后衰竭開采氣頂天然氣是最能提高油采收率的開發(fā)模式。

3 開發(fā)策略與實(shí)踐

對于帶凝析氣頂?shù)倪叺姿筒?，采用什么開發(fā)方式開采，除了要考慮油藏地質(zhì)條件、原油和凝析油采收率外，同時(shí)還要考慮經(jīng)濟(jì)指標(biāo)和社會(huì)需求。由于海上油田的特殊環(huán)境，結(jié)合H油田地處區(qū)域油氣田開發(fā)中下游供氣的迫切需要，盡管研究認(rèn)為循環(huán)注氣原油采收率最高，但并不是最佳經(jīng)濟(jì)開采模式，綜合分析確定H油田開發(fā)策略為：油氣并舉，利用天然能量，先期以采油為主，后期兼顧采氣；采用水平井開發(fā)，水平段位置在氣油界面附近油區(qū)；生產(chǎn)壓差小于1.0～1.5MPa，單井產(chǎn)油量為150m3／d左右，并以10×104m3／d左右的產(chǎn)氣量控制氣竄。開采4～5a后封水平段油層采氣頂氣。預(yù)計(jì)油藏采收率17.7%左右，天然氣采收率64.6%。

本文受中國海洋石油總公司 “十二五”綜合科研項(xiàng)目資助。

［1］趙春明 .渤海錦州20-2凝析氣田開發(fā)實(shí)踐 ［J］.油氣井測試，2011，20（1）：61～64.

［2］張桂娥 .渤中28-1油田重新開發(fā)工程概念設(shè)計(jì)按期完成 ［J］.中國海上油氣 （工程），1997，（1）：48.

［編輯］ 黃鸝

Development Strategies of Offshore Edge-bottom-water Reservoirs with Condensate Gas Cap——Case Study from H Reservoir in X Oilfield of East China Sea

SONG Chunhua，ZHANG Yuan （First Author＇s Address：Shanghai Branch Company，CNOOC，Shanghai 200030，China）

It was difficult to develop edge-bottom-water reservoir with condensate gas cap because its complex relations of oil and water，which would result in channeling of oil，gas and water，and loss of condensate oil and crude oil.Therefore，different development strategies had huge influence on the oil and gas recovery efficiency of such complex reservoir.In this paper，by taking H Reservoir in X Oilfield in East China Sea for example，development strategies of offshore edge-bottom-water reservoir with condensate gas cap are proposed based on the research of development mechanism of bottom-water reservoir with gas cap and characteristics of offshore oil and gas fields.The strategies are that the natural reservoir energy should be fully used for mainly producing crude oil at the earlier stage and gas production is combined in the late period.Horizontal well is recommended with production pressure difference controlled in 1～1.5 MPa，Sealing oil layer of horizontal well section should be sealed after 4～5years of production in the net oil region and the upper gas layer is produced.

offshore oilfield；condensate gas cap；edge-bottom-water reservoir；development strategies；oil and gas lifting；development in horizontal well

TE349

A

1000-9752（2014）12-0187-03

2014-09-17

宋春華 （1966-），女，1986年廣東石油學(xué)校畢業(yè)，高級工程師，現(xiàn)主要從事油氣田開發(fā)地質(zhì)方面的研究工作。