小油環(huán)大氣頂油藏高效開發(fā)及穩(wěn)產(chǎn)策略

曹海麗，張祥忠，陳 禮

(中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083)

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小油環(huán)大氣頂油藏高效開發(fā)及穩(wěn)產(chǎn)策略

曹海麗，張祥忠，陳 禮

(中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083)

針對PK項目中Aryskum油田在中石油接管后發(fā)現(xiàn)哈薩克斯坦方案制約該油藏高效穩(wěn)定開發(fā)的問題，通過突破傳統(tǒng)手段進行精細(xì)小層對比，建立一體化靜態(tài)模型精算儲量，應(yīng)用三維地震技術(shù)刻畫構(gòu)造特征，統(tǒng)計分析產(chǎn)能下降原因，系統(tǒng)評價注水及注氣的可行性，合理規(guī)劃井網(wǎng)及井距，篩選合理開采方式等方法進行研究，不斷深化油藏工程認(rèn)識，在油田不同的區(qū)域設(shè)計優(yōu)選出不同調(diào)整部署方案?，F(xiàn)場應(yīng)用表明，該油藏連續(xù)9 a年產(chǎn)油保持在50×104t/a以上，最高可達(dá)到90×104t/a，合同期內(nèi)該油藏提高采出程度5%以上。這對哈薩克斯坦PK項目增產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)具有重要意義，尤其對國內(nèi)外為數(shù)不多的小油環(huán)大氣頂油藏的開發(fā)經(jīng)驗總結(jié)和資料積累意義深遠(yuǎn)。

構(gòu)造油藏；大氣頂；小油環(huán)；氣竄；水平井；數(shù)值模擬；注水開發(fā)；高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)；Aryskum油田

0 引 言

帶油環(huán)的氣頂油藏構(gòu)造復(fù)雜、油氣層測井響應(yīng)特征識別難度大，油、氣、水層分布變化差異大。開發(fā)過程中如采取不合理的井網(wǎng)、井距的調(diào)整方案就會造成水侵、氣竄等嚴(yán)重問題，導(dǎo)致油層損失，產(chǎn)量遞減快，上產(chǎn)速度慢，無法實現(xiàn)油田高產(chǎn)及穩(wěn)產(chǎn)。Aryskum油田是一個典型的小油環(huán)大氣頂?shù)倪叺姿畮r性構(gòu)造油藏，該油田位于哈薩克斯坦共和國克茲洛爾達(dá)市(下文簡稱哈方)西北方向193 km處。油品性質(zhì)為稀油，2004年采用屏障和邊緣相結(jié)合注水方式開采。2005年10月中方接管后發(fā)現(xiàn)該油田依靠天然能量進行開采，地層壓力低，單井產(chǎn)量遞減快；受氣頂影響，部分井出現(xiàn)氣竄現(xiàn)象；天然氣無處排放造成哈方限產(chǎn)等系列問題制約了油田的開發(fā)效果和上產(chǎn)速度。因此，經(jīng)過不斷研究，探索出一套適合該油藏高效開發(fā)及穩(wěn)產(chǎn)策略的技術(shù)，確保該油田連續(xù)9 a年產(chǎn)油均在50×104t/a以上。該油田的成功開發(fā)為同類型油田提供一套可借鑒技術(shù)模式和研究思路。

1 高效開發(fā)及穩(wěn)產(chǎn)策略的技術(shù)

1.1 運用先進軟件，建立高精度地層層序，重新計算儲量

Aryskum油田自然伽馬曲線對砂巖地層的敏感性差，不易區(qū)分砂巖和泥巖地層。由于典型地層對比標(biāo)志層缺乏，該研究運用軟件優(yōu)勢，突破傳統(tǒng)對比手段[1]，在對比過程中參考電阻率、密度、自然電位、聲波測井曲線等參數(shù)，根據(jù)其沉積旋回在這些曲線的響應(yīng)特征的表現(xiàn)，識別出3個白堊系地層對比標(biāo)志層。分別為上Neocom組上邊的一組高—低電阻率階梯式過渡地層；上、下Neokom組之間的自然伽馬曲線突變段；M-Ⅱ砂組中部的低聲波時差、高電阻率段。依據(jù)標(biāo)志層，利用現(xiàn)有資料對該油田88口井進行地層對比，劃分出3個砂組，分別為下白堊統(tǒng)下Neocom組M-0-3、M-0-4和M-Ⅱ砂組。其中M-Ⅱ砂組又細(xì)分為M-Ⅱ-1和M-Ⅱ-2小層。同時應(yīng)用Petrel地質(zhì)軟件建立一體化靜態(tài)模型，重新計算儲量，通過地質(zhì)建模和綜合地質(zhì)研究成果對比發(fā)現(xiàn)，地質(zhì)模型計算出的儲量為2 324.9×104m3，與傳統(tǒng)地質(zhì)方法計算的儲量2 461.5×104m3基本一致，誤差為-5.55%。

1.2 應(yīng)用三維地震技術(shù)標(biāo)定層位，摸清構(gòu)造特征及油、氣分布規(guī)律

由于Aryskum油田目的層三維地震資料品質(zhì)有差異，平面上將其劃分為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類(圖1)，其面積分別占整體區(qū)塊的30%、20%、50%。Ⅰ類區(qū)信噪比較高、有效反射信號清楚、連續(xù)性強，斷點清晰，可以滿足精細(xì)斷層解釋和層位追蹤的需要；Ⅱ類區(qū)基本能滿足主要斷層解釋和層位追蹤的需要；Ⅲ類區(qū)為復(fù)雜斷裂帶，資料信噪比低，有效反射信號弱，構(gòu)造解釋難度大。在井段相對較長、測井曲線較全的89、415井精細(xì)標(biāo)定的基礎(chǔ)上，對其余79口井進行合成記錄標(biāo)定，依據(jù)層位標(biāo)定質(zhì)量控制完成全區(qū)井震標(biāo)定。

研究發(fā)現(xiàn)，該油田為斷裂發(fā)育，M-Ⅱ高點埋深為-820 m，閉合度為100 m，大小斷裂共53條。主體構(gòu)造特征為一個被斷層復(fù)雜化的背斜，該背斜具有西南翼較緩，東北翼較陡的特征。正向構(gòu)造又被一系列北東向和南西向斷層分割，使其復(fù)雜化。斷裂體系以正斷層為主，主要發(fā)育2期斷裂體系：較早形成的為南北走向的雁行排列斷裂體系；較晚形成的為北西向扭動斷裂體系。晚期斷裂體系疊加于較早斷裂體系之上，切割較早期雁行排列的斷裂體系，形成較復(fù)雜的斷裂帶。

圖1 地震工區(qū)平均信噪比

Aryskum油田油氣主要分布在下白堊統(tǒng)的M-Ⅱ砂組，其構(gòu)造中部為氣頂，構(gòu)造北部、南部和西翼為含油區(qū)。油層厚度為3.9 m，北區(qū)、油環(huán)區(qū)、南區(qū)油層厚度分別為6.4、2.9、4.0 m；氣層厚度為4.4 m，北區(qū)、油環(huán)區(qū)、南區(qū)氣層厚度分別為1.2、4.6、3.1 m。

1.3 提取反映地層特征的測井相要素，總結(jié)沉積微相展布規(guī)律

巖心觀察表明，Aryskum油田下白堊統(tǒng)Neocom組砂巖以砂礫巖、含礫粗砂和中砂為主，其次為細(xì)砂、泥，粉砂含量較少，總體表現(xiàn)為以相對較粗碎屑顆粒為主的特征。在巖心分析的基礎(chǔ)上進行沉積微相研究，從一組能夠反映地層特征的測井響應(yīng)中提取測井曲線的變化特征，總結(jié)該微相所共有的測井相要素特征，建立曲流河和辮狀河6個微相的測井微相模式(表1)。

在單井沉積相分析對比的基礎(chǔ)上，結(jié)合砂巖厚度分布特征，參考地震相平面分布特征，采用優(yōu)勢相成圖的方法總結(jié)出M-Ⅱ?qū)?個小層的沉積微相特征，即：M-Ⅱ-1小層物源主要來自北部和西部，主要為曲流河沉積，多期河道發(fā)育，在河道彎曲處形成多個決口扇，邊緣為泛濫平原；M-Ⅱ-2小層物源主要來自西部和北部，廣泛發(fā)育辮狀河河道及心灘沉積，泛濫平原不發(fā)育。

1.4 分析產(chǎn)能及其下降的主要原因，遵循油藏工程理論進行規(guī)劃

對該油田62口投產(chǎn)井初期生產(chǎn)情況進行統(tǒng)計，70.0%的井均自噴生產(chǎn)，75.8%的井單井日產(chǎn)油均大于30.0 t/d，全油田平均單井日產(chǎn)油為57.0 t/d。利用系統(tǒng)試井、壓力恢復(fù)曲線測試及試采資料確定出該油田采油指數(shù)平均為30.1 t/(d·MPa)，比采油指數(shù)平均為3.5 t/(d·MPa·m)，不同區(qū)域情況見表2，表明該油田具有較高的生產(chǎn)能力。通過對連續(xù)生產(chǎn)時間在半年以上、且層位及工作制度不變的48口新井進行產(chǎn)量變化分析，發(fā)現(xiàn)28口油井出現(xiàn)遞減，單井月遞減率為0.14%～19.60%，加權(quán)平均為5.17%。其中北區(qū)、油環(huán)區(qū)、南區(qū)平均月遞減率分別為5.17%、5.83%、1.86%?？梢娪铜h(huán)區(qū)遞減最為嚴(yán)重，北區(qū)次之，南區(qū)遞減較為平緩。其主要原因為油環(huán)區(qū)油層較薄，受氣頂影響；北區(qū)油層厚，為主力開發(fā)區(qū)，采油井多，采出程度高，地下虧空嚴(yán)重，天然能量消耗較快；南區(qū)油層較厚，采油井相對較為分散，采出程度低。

表1 Aryskum油田沉積微相劃分及其測井相模式

表2 Aryskum油田目前不同油區(qū)產(chǎn)能情況統(tǒng)計

區(qū)域初期生產(chǎn)參數(shù)井?dāng)?shù)/口日產(chǎn)油/(t·d-1)氣油比/(m3·t-1)含水率/%初期生產(chǎn)指標(biāo)井?dāng)?shù)/口井次采油指數(shù)/(t·d-1·MPa-1)比采油指數(shù)/(t·d-1·MPa-1·m-1)北區(qū)364743909752438331327油環(huán)區(qū)22739310513712150219南區(qū)45117701340713352543全區(qū)625703868353863301351

該油田M-Ⅱ-2油層呈片狀發(fā)育，鉆遇率高；M-Ⅱ-1油層呈條帶狀分布，油層較薄，鉆遇率低。為保證獲得最大效益，借鑒同類型油田[1-4]，依據(jù)油藏工程理論認(rèn)識，認(rèn)為該油田不具備分層系開發(fā)的條件，繼續(xù)按哈薩克斯坦方案采用一套層系開發(fā)。同時采用多種方法計算出北、油環(huán)、南區(qū)合理井距分別為551.6、613.0、604.6 m，極限井距為301.0 m。該油田接管后實際井距為600～1 200 m，大于極限井距，因此，存在較大的部署與調(diào)整空間，可在大于極限井距的適宜潛力區(qū)進行部署和調(diào)整。

1.5 依據(jù)天然能量及注水、注氣評價，優(yōu)選適宜的開采方式

對于帶氣頂?shù)挠筒兀_發(fā)時除了要考慮氣頂和油環(huán)的采收率，還必須盡量減小油氣資源的損失，其“上避氣、下避水”的開發(fā)方式異常復(fù)雜[5-6]。通過對試水資料進行統(tǒng)計得出該油田產(chǎn)水強度平均為8.63 m3/d·m，采水指數(shù)和比采水指數(shù)分別為7.66 t/(d·MPa)、2.73 t/(d·MPa·m)，分別為采油指數(shù)和比采油指數(shù)的0.196、0.600倍，證明邊底水不活躍。中方接管后，北區(qū)試注的2口井均已見效，全區(qū)83.6%的油井依靠天然能量開采，65.1%的井由于累計虧空而出現(xiàn)遞減情況，37.0%油井處于低含水狀態(tài)，39.1%油井不含水，可見對該油田實施注水開發(fā)極其必要。采用經(jīng)驗公式計算出其一次采收率為21.3%，與相近的已開發(fā)的油氣藏(霍金斯、大慶喇嘛甸、遼河雙臺子)進行類比，利用經(jīng)驗公式[7]、數(shù)值模擬、巖心分析方法預(yù)測出其水驅(qū)采收率為39.5%，注水開發(fā)可使其采收率提高18.2%。同時，開發(fā)實踐表明，注水開發(fā)具有工藝技術(shù)成熟，施工成本低、投資少、見效快、物源充足等優(yōu)點。因此，在北區(qū)、油環(huán)部分區(qū)域、南區(qū)應(yīng)優(yōu)選注水開發(fā)方式。

混相驅(qū)機理表明，注氣開采能提高驅(qū)油效率、增加掃油體積系數(shù)[8]，從而提高原油開采速度和最終采收率。由于天然氣排放污染環(huán)境，2005年大批井限產(chǎn)關(guān)井，中方接管后急需解決天然氣排放問題。研究認(rèn)為，將天然氣通過壓縮機增壓回注到地層可以較為有效地解決該問題。由于該油田油環(huán)區(qū)油層較薄，與直井相比，水平井具有泄油體積大、產(chǎn)量高、抑制氣、水錐等特點，通過水平井的油藏動、靜態(tài)參數(shù)的篩選標(biāo)準(zhǔn)[9-11]對比，認(rèn)為油環(huán)區(qū)適合采用水平井開發(fā)。同時，靠近氣頂?shù)挠铜h(huán)區(qū)域若采用注水方式開發(fā)，水平井一旦見水，水侵速度加快，將給開發(fā)帶來一定風(fēng)險。中方接管后，油環(huán)區(qū)401井試注氣后周圍4口井受效明顯，壓力回升，產(chǎn)量穩(wěn)定。投產(chǎn)2口水平井，實施后已獲得高產(chǎn)能(日產(chǎn)油大于100 t/d)。因此，在油環(huán)區(qū)利用水平井合理注氣開發(fā)是完全必要且可行的。

1.6 利用Eclipse數(shù)模軟件篩選出符合油田實際的最佳方案

利用Eclipse軟件建立了三維三相數(shù)值模擬模型[12-13]，節(jié)點數(shù)為63×252×14。油藏工程研究后設(shè)計出4種開發(fā)方案：方案Ⅰ為現(xiàn)狀衰竭方式，方案Ⅱ為面積注水方式，方案Ⅲ為面積注氣+局部注水方式，方案Ⅳ為北區(qū)、南區(qū)采用反七點面積注水方式。

油環(huán)中間部位利用水平井采油、氣頂回注天然氣、局部適宜區(qū)點狀注水[14-16]。4個方案經(jīng)過數(shù)值模擬運算，從預(yù)測合同期產(chǎn)量指標(biāo)變化上看(圖2、3)，方案Ⅰ由于初期衰竭開采，生產(chǎn)井?dāng)?shù)較多，產(chǎn)量較高，但產(chǎn)量遞減非常快。方案Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ注水注氣補充能量后產(chǎn)量遞減得到了減緩，累計產(chǎn)油量明顯高于衰竭方式下開采的累計產(chǎn)油量，說明補充能量能夠改善開發(fā)效果。對比發(fā)現(xiàn)，到合同期末，方案Ⅳ為推薦最優(yōu)的方案，該方案采出程度最高，地層壓力恢復(fù)最快，開發(fā)效果最好。

圖2 4個方案日產(chǎn)油與采出程度隨時間變化

圖3 4個方案地層壓力指標(biāo)隨時間變化

2 應(yīng)用效果

中方接管以來，將研究成果及時應(yīng)用到現(xiàn)場，不斷地完善井網(wǎng)與注采系統(tǒng)，使得該油田連續(xù)9 a一直處于高效穩(wěn)定開發(fā)狀態(tài)，減少了投資風(fēng)險，大幅度地提高了采收率。截至2015年9月，已投產(chǎn)新井133口，平均單井初期日產(chǎn)油為39.5 t/d，累計產(chǎn)油量為397.1×104t，占總累計產(chǎn)油量的1/2左右。油環(huán)區(qū)實施水平井15口，平均初期日產(chǎn)油為80.1 t/d，是周圍直井產(chǎn)油量的2.2倍；實施措施井次288口，有效井195口，有效率為67.7%，平均單井日增油為18.4 t/d，累計增油量為43.4×104t；油井轉(zhuǎn)注水井30口，注氣井6口，注采井?dāng)?shù)比從2005年的1.0∶15.5增加到目前的1.0∶2.9。大部分油井不同程度產(chǎn)量增加，自然遞減率從2010年33.6%下降到目前的16.7%。根據(jù)該油田實際生產(chǎn)狀況，預(yù)計合同期末(2018年)全油田實際采出程度為36.7%，與接管時數(shù)值模擬方案預(yù)計采出程度31.5%對比，提高了5.2個百分點。

3 結(jié)論與認(rèn)識

(1) 為避免小油環(huán)大氣頂油藏氣侵和水侵，必須掌握油藏構(gòu)造、沉積、物性等特征，了解油井的生產(chǎn)能力及影響因素，及時深化油藏工程理論認(rèn)識，做好技術(shù)決策設(shè)計，為科學(xué)地部署及合理開發(fā)優(yōu)選提供可靠的依據(jù)。

(2) 油環(huán)區(qū)部署水平井，減緩了氣侵的推進速度；氣頂區(qū)注氣，及時補充油環(huán)區(qū)地層能量；北區(qū)和南區(qū)及時注水，保持地層壓力，減緩老井產(chǎn)量遞減，提高了采收率，這一系列開發(fā)措施為該油田開發(fā)的成敗起了決定性作用。

(3) 目前該油藏有利儲層全部動用，下一步重點工作是及時找出適合該油藏的綜合治理措施，不斷進行措施優(yōu)化，同時完善注采系統(tǒng)，加強油井日常維護，保證生產(chǎn)正常運行，在合同期內(nèi)按時完成預(yù)計產(chǎn)能。

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編輯 朱雅楠

20151012；改回日期：20160127

中國石油天然氣集團公司重大專項“中國石油海外油氣上產(chǎn)2億噸開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)研究——哈薩克斯坦南圖爾蓋盆地主力砂巖油田高速開發(fā)剩余油分布規(guī)律及挖潛技術(shù)研究與應(yīng)用”(2011E-2506)

曹海麗(1966-)，女，高級工程師，1991年畢業(yè)于大慶石油學(xué)院油藏工程專業(yè)，現(xiàn)從事海外哈沙克斯坦PK項目油田開發(fā)科研與技術(shù)支持生產(chǎn)工作。

10.3969/j.issn.1006-6535.2016.03.023

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1006-6535(2016)03-0097-05