尼日爾G油田氣頂油氣藏開發(fā)策略研究

竇松江，馮小寧，李煉民

(1.中國(guó)石油大港油田分公司勘探開發(fā)研究院，天津 300280;2.長(zhǎng)城鉆探工程有限公壓裂公司，遼寧盤錦 124010)

尼日爾Agadem地區(qū)發(fā)現(xiàn)了較多的氣頂油藏。在長(zhǎng)期的成藏過(guò)程中，氣頂油藏油氣水為同一壓力系統(tǒng)，處于一種水動(dòng)力學(xué)平衡中［1－4］。一旦投入開發(fā)，原來(lái)存在的平衡被打破，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，導(dǎo)致開發(fā)難度大［5－6］。目前該地區(qū)G油田氣頂油藏已投入開發(fā)，該氣頂油藏具有油氣藏類型多、儲(chǔ)層物性好、有一定的邊水等特點(diǎn)，在實(shí)際開發(fā)過(guò)程中，出現(xiàn)了被動(dòng)噴轉(zhuǎn)抽、層間干擾、生產(chǎn)波動(dòng)劇烈、產(chǎn)量遞減較大等問(wèn)題，為了保障該油藏的有效開發(fā)，迫切需要對(duì)其進(jìn)行細(xì)化研究，制訂一系列有效的氣頂油藏開發(fā)策略，保障油田的正常生產(chǎn)。

1 基本概況

G油田是尼日爾Agadem地區(qū)開發(fā)的第一個(gè)氣頂油藏，屬于地壘型斷塊構(gòu)造，地層產(chǎn)狀呈東南傾，有東、西兩個(gè)油環(huán)。主要目的層為古近系Sokor1組的E2油組，為陸相河控三角洲沉積，儲(chǔ)層孔隙度為19.2%～26%，平均為22.8%;滲透率為45～727mD，平均為290mD，地層流體具有上氣、中油、下水的分布特征，油氣層單層厚度為2～15m，原始溶解氣油比為240scf/bbl①1scf=0.028m3;1bbl=0.159m3。，地層原油黏度為4.19mPa·s。油氣界面深度在2145m左右，油水界面深度在2284m左右。目前開發(fā)的主要為東油環(huán)，油環(huán)原始地層壓力系數(shù)在1.0左右，溫度梯度為3.02℃/100m，屬正常溫壓系統(tǒng)油藏。原油臨界溫度為131.02℃，地層溫度為119.33℃，泡點(diǎn)壓力為19.02MPa，地層壓力為24.71MPa，屬于典型的高收縮原油。

2 面臨挑戰(zhàn)

G油藏滲透性較好，且具有一定氣頂和邊水能量，由于缺乏對(duì)油藏的深入認(rèn)識(shí)，早期采取多層自噴投產(chǎn)，投產(chǎn)3～5個(gè)月后被迫采用電泵采油。隨著開發(fā)進(jìn)程，生產(chǎn)流壓不斷降低，生產(chǎn)氣油比由投產(chǎn)初期的120scf/bbl上升至880scf/bbl，部分井甚至達(dá)到2000scf/bbl，使油氣產(chǎn)量波動(dòng)較大，遞減較快。由于井筒內(nèi)油氣水三相比例發(fā)生劇烈變化，部分井出現(xiàn)電泵運(yùn)轉(zhuǎn)不正常。為了維持生產(chǎn)，現(xiàn)場(chǎng)人員頻繁調(diào)整電泵頻率，致使生產(chǎn)陷入較為被動(dòng)局面。

3 開發(fā)策略研究

3.1 開發(fā)方式及開發(fā)機(jī)理研究

3.1.1 油氣藏類型研究

G油藏儲(chǔ)層屬于三角洲沉積，儲(chǔ)層垂向巖性變化較快，按相控對(duì)比模式，將E2油組主力油層劃分為5個(gè)小層，在此基礎(chǔ)上細(xì)化小層油氣藏分布研究，編制油氣面積分布圖。根據(jù)氣頂指數(shù) (地下氣的體積與油的體積之比)大小對(duì)不同的小層進(jìn)行分類［7］，一類氣頂能量較大，氣藏面積較大，油環(huán)面積相對(duì)較小，稱之為油環(huán)氣藏;另一類氣頂能量較小，氣藏面積較小，油環(huán)面積相對(duì)較大，稱之為氣頂油藏;劃分不同小層能量的目的是避免不同能量的油藏合采，出現(xiàn)層間干擾，導(dǎo)致采油井不能保持穩(wěn)定生產(chǎn) (表1)。

表1 G油田E2油組油藏分類表Table 1 Reservoir classification of G oilfield E2 horizon

3.1.2 開發(fā)方式研究

根據(jù)國(guó)內(nèi)外氣頂油藏的開發(fā)經(jīng)驗(yàn)，氣頂油藏開發(fā)的關(guān)鍵是確保油區(qū)和氣區(qū)壓力平衡［8－9］，避免出現(xiàn)原油侵入氣區(qū)、氣頂侵入油區(qū)，損失可采儲(chǔ)量。表2中數(shù)據(jù)證明，先采油、后采氣的開發(fā)方式可以實(shí)現(xiàn)最好的開發(fā)效果，原油采收率最高，因此開發(fā)井部署需要避開氣頂。

表2 G油田E2油組不同開發(fā)方式數(shù)模指標(biāo)對(duì)比表Table 2 Comparison of numerical simulation indexes for E2 horizon in G Oilfield with different development methods

3.1.3 采油速度研究

利用G斷塊的地質(zhì)模型進(jìn)行開發(fā)機(jī)理研究，模擬衰竭式開發(fā)情況下不同采油速度的開發(fā)效果，從模擬結(jié)果來(lái)看 (圖1)，氣頂油藏對(duì)采油速度較為敏感。從氣侵情況來(lái)看，4%的采油速度，第2年末就發(fā)生了嚴(yán)重的氣侵;3%的采油速度，第3年末發(fā)生了嚴(yán)重的氣侵;2%的采油速度，第5年末才發(fā)生嚴(yán)重的氣侵。從開發(fā)效果來(lái)看，2%的采油速度開發(fā)效果最好，有較長(zhǎng)的穩(wěn)產(chǎn)期，采出程度高。過(guò)大的采油速度盡管在初期有較高采出量，但會(huì)引起氣頂和邊水快速突破，影響油氣藏最終開發(fā)效果。

圖1 G油田E2油組不同采油速度15年開發(fā)指標(biāo)對(duì)比圖Fig.1 Comparison of development indexes for E2 horizon in G Oilfield with different oil recovery rate in 15 years

3.2 開發(fā)層系優(yōu)化研究

對(duì)油氣藏細(xì)化層系是有效開發(fā)的基礎(chǔ)，劃分不同小層能量的目的是避免不同氣頂能量的油藏合采。G油田剛投入開發(fā)時(shí)有3口井為不同能量的層合采，在井筒內(nèi)形成的復(fù)雜油氣水三相流，引起電泵生產(chǎn)不正常，最終導(dǎo)致燒泵。經(jīng)研究后分別采取E2油組1、2、3小層合采或者E2油組4、5小層合采，并見(jiàn)到了較好效果。如G4井開始為能量不同的E2－1小層和E2－5小層合采，生產(chǎn)波動(dòng)大，需要不停地調(diào)整工作制度才能維持生產(chǎn)。作業(yè)時(shí)封掉了氣頂能量大、氣油比高的E2－1小層，補(bǔ)開E2－4小層和能量相近E2－5小層合采。投產(chǎn)后，氣油比大幅度下降，產(chǎn)液量穩(wěn)定，同時(shí)電泵運(yùn)轉(zhuǎn)正常，生產(chǎn)保持穩(wěn)定 (表3)。

表3 G4井2014年生產(chǎn)情況表Table 3 Production data of Well G4 in 2014

3.3 合理井距研究

該區(qū)儲(chǔ)層展布方向?yàn)楸睎|—南西方向，與油環(huán)的方向近似一致，而且油藏物性較好，單井泄油半徑較大，順河道砂體方向距離過(guò)近的鄰井如果開采相同的油層，容易引起井間干擾，影響開發(fā)效果。生產(chǎn)實(shí)踐證明，井距在700m左右較為合理。如該區(qū)G11和G10井采同一個(gè)油砂體，兩井相距690m，G11于2012年1月15日停噴后，鄰井G10油壓上升，產(chǎn)量上升，氣油比下降 (表4)，表明油井之間存在井間干擾。在后期作業(yè)及投產(chǎn)新井時(shí)，保證了連通程度高、井距小于700m的鄰井實(shí)施錯(cuò)層生產(chǎn)，有效降低了井間干擾，保持了高效開發(fā)。

表4 G10井2012年生產(chǎn)情況表Table 4 Production data of Well G10

3.4 開采方式與井底流壓研究

一個(gè)油藏中氣頂能量大小、邊水能量大小及生產(chǎn)井在油環(huán)中的位置都對(duì)油井生產(chǎn)及油藏的有效開發(fā)具有重要影響，在生產(chǎn)過(guò)程中需要充分利用氣頂、邊水能量，優(yōu)選生產(chǎn)井位與開采方式。

3.4.1 自噴生產(chǎn)井研究

對(duì)于氣頂能量較大的油藏，位于油環(huán)中上部的井，可以考慮誘噴生產(chǎn)。因?yàn)榫幱谟铜h(huán)中上部，距離氣頂和邊水有一定距離，既不會(huì)形成嚴(yán)重氣侵，又不會(huì)導(dǎo)致過(guò)快水侵，有氣頂與邊水提供能量，井天然能量相對(duì)充足，能維持較好的生產(chǎn)，為此優(yōu)選了2口井自噴生產(chǎn)。

3.4.2 電泵生產(chǎn)井研究

對(duì)于氣頂能量較小，主要依靠邊水開發(fā)的油藏，需立足于電泵生產(chǎn)。構(gòu)造低部位的井地飽壓差較大，能以較大壓差生產(chǎn);構(gòu)造高部位井的地飽壓差相對(duì)小，生產(chǎn)壓差相對(duì)也小。該類油藏要嚴(yán)格控制生產(chǎn)壓差，防止地層能量過(guò)快下降，導(dǎo)致地層脫氣。

3.4.3 合理井底流壓研究

當(dāng)井底流壓低于飽和壓力的80%以下時(shí)，采油指數(shù)大幅度降低。采油指數(shù)下降的主要原因是井底附近脫氣，形成氣化液體滲流，使油相滲透率大幅度下降，即高飽和壓力的油藏井底流動(dòng)壓力下限一般取飽和壓力的80%左右。生產(chǎn)氣油比上升快的井，地層已經(jīng)開始脫氣，應(yīng)降低產(chǎn)量，減緩地層壓力下降，增加原油可采量。如G8井由于采取較大壓差生產(chǎn)，氣油比從44scf/bbl快速上升到332scf/bbl，同時(shí)產(chǎn)液量從1019bbl/d快速下降到667bbl/d，綜合分析后把油嘴從8mm降低到3mm，井底流壓經(jīng)折算在泡點(diǎn)壓力的80%左右，產(chǎn)液量一直穩(wěn)定在600bbl/d左右，基本不含氣。

3.5 能量補(bǔ)充方式研究

氣頂油藏隨著開發(fā)的進(jìn)行，地層壓力下降，需要適時(shí)轉(zhuǎn)入注水開發(fā)，補(bǔ)充地層能量，保持油井高效生產(chǎn)。數(shù)模研究發(fā)現(xiàn)，在油氣界面附近注水形成水障防止氣侵的效果不理想，同時(shí)需要較多井的轉(zhuǎn)注，因此考慮油環(huán)內(nèi)部與邊部注水來(lái)提高采出程度。以高產(chǎn)井G10井為例，為抑制氣侵補(bǔ)充能量，分別考慮同等高線深度與低部位注水兩種方式，預(yù)測(cè)結(jié)果表明，低部位注水較同等高線深度注水15年累計(jì)增油3.6×104m3，從數(shù)模結(jié)果來(lái)看，低部位注水最優(yōu) (圖2)。

圖2 G10井不同位置注水開發(fā)指標(biāo)對(duì)比圖Fig.2 Comparison of development indexes of Well G10 at different injection locations

4 結(jié)束語(yǔ)

(1)對(duì)于氣頂油藏，先采油、后采氣的開發(fā)方式可以實(shí)現(xiàn)最好的開發(fā)效果，原油采收率最高。

(2)氣頂油藏對(duì)采油速度較為敏感，要優(yōu)選合適的采油速度，既有較好的經(jīng)濟(jì)效益，又能避免氣頂和邊水快速突破的影響。

(3)對(duì)于氣頂油藏，要根據(jù)氣頂和邊水大小，細(xì)分油藏類型，優(yōu)化組合開發(fā)單元。

(4)不同類型的氣頂油藏，由于能量不同，構(gòu)造位置不同，連通程度不同，優(yōu)選生產(chǎn)井位與開采方式，縮短檢泵周期。

(5)對(duì)于氣頂油藏，隨著開發(fā)的進(jìn)行，地層壓力下降，在適當(dāng)?shù)臅r(shí)候要將邊部井轉(zhuǎn)注水進(jìn)行開發(fā)，實(shí)現(xiàn)油田穩(wěn)產(chǎn)。

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