海上復(fù)雜斷塊油田綜合調(diào)整對(duì)策
——以南海西部A油田為例

張鋒利，王鳳剛，尹彥君，黎運(yùn)秀，任宜偉

1.中海石油(中國(guó))有限公司天津分公司，天津 300459 2.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司，天津 300459

斷塊砂巖油藏地質(zhì)條件復(fù)雜，由于斷塊破碎，導(dǎo)致平面開發(fā)效果不均[1,2]，而且海上油田具有井距大、平臺(tái)作業(yè)空間小等特點(diǎn)，較陸地更難以把握砂巖的開發(fā)特點(diǎn)，需要隨著開發(fā)深入不斷地進(jìn)行調(diào)整[3,4]。南海西部A油田正斷層發(fā)育，為被斷層復(fù)雜化的斷鼻構(gòu)造，該油田主要儲(chǔ)層為古近系流沙港組砂巖，油層埋深-2000～-2450m?？紫抖?7.0%～28.6%，滲透率50～1255mD?？v向流沙港組三段(以下簡(jiǎn)稱流三段)Ⅰ油組為氣藏，流三段Ⅱ油組為帶氣頂油藏，流三段Ⅲ油組為邊水油藏。油田共分1井區(qū)、2井區(qū)、3井區(qū)、4井區(qū)、5井區(qū)。油田于1986年8月投產(chǎn)，目前，油田已進(jìn)入開發(fā)末期，油井18口，注水井8口，采出程度23.4%。下面，筆者通過(guò)總結(jié)該油田的開發(fā)特征，對(duì)開發(fā)效果指標(biāo)進(jìn)行評(píng)價(jià)，并給出同類型油藏開采建議。

1 油藏開發(fā)特征

1.1 油井生產(chǎn)以自噴為主，大部分井采用長(zhǎng)短管分采

油井用長(zhǎng)、短管分采Ⅱ、Ⅲ油組(見圖1)，減少了層間干擾，提高了各層儲(chǔ)量動(dòng)用程度,取得了很好的效果。

圖1 長(zhǎng)短管分采管柱示意圖 Fig.1 Schematic map of the combined production with long and short pipes

2井區(qū)Ⅱ油組存在氣頂，7C井離油氣界面很近，采用雙管分采，短管7CSS開采Ⅱ油組，由于氣油比高而導(dǎo)致該井不能正常生產(chǎn)；長(zhǎng)管7CLS開采Ⅲ油組，沒有受到Ⅱ油組氣頂?shù)挠绊?，生產(chǎn)比較正常(見圖2)。

圖2 7C井生產(chǎn)曲線Fig.2 Production curve of well 7C

2井區(qū)的17井單管合采Ⅱ、Ⅲ油組，注入水水淹造成的合采效果變差。由于11C井注水導(dǎo)致17井Ⅲ油組水淹嚴(yán)重，因含水高而關(guān)井。從數(shù)值模擬結(jié)果來(lái)看，17井91%的產(chǎn)出水來(lái)自Ⅲ油組，該層位水淹嚴(yán)重，而Ⅱ油組還有較多剩余油(見圖3)。如果Ⅱ、Ⅲ油組分采，則Ⅱ油組還能夠采出更多的油。

圖3 17井附近Ⅱ、Ⅲ油組剩余油分布圖Fig.3 Distribution map of remaining oil in Ⅱ& Ⅲ of the oil group near well 17

1.2 溶解氣驅(qū)階段初期產(chǎn)量高，產(chǎn)量遞減幅度大

5井區(qū)儲(chǔ)量規(guī)模較小而彈性能量較充足，主要靠溶解氣驅(qū)開采。初期油井產(chǎn)量偏高，日產(chǎn)油200m3，峰值達(dá)到1700m3，井區(qū)采油速度2.4%，但地層壓力下降快，產(chǎn)量遞減幅度大，平均月綜合遞減率1.7%，彈性產(chǎn)率低，穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間短，后期生產(chǎn)氣油比急劇上升，采油速度0.5%，日產(chǎn)油20m3。

1.3 注水效果差異明顯，油井含水上升快

對(duì)于斷層封隔及受砂體展布的影響[5]，天然水體能量有限，而儲(chǔ)量規(guī)模較大的斷塊，采用人工注水補(bǔ)充能量的方式開發(fā)，1井區(qū)、2井區(qū)、3井區(qū)、4井區(qū)進(jìn)行了注水開發(fā)，但斷塊內(nèi)儲(chǔ)層復(fù)雜，注水效果差異明顯。1井區(qū)、2井區(qū)注水初期，油井產(chǎn)量遞減減緩，含水緩慢上升，地層壓力回升，后期2井區(qū)發(fā)生水竄，含水上升快，其中，12井在注水后一年內(nèi)見水，含水率在半年內(nèi)上升到80%；而3井區(qū)在注水后，油井產(chǎn)量基本無(wú)變化。分析認(rèn)為，1井區(qū)、2井區(qū)的儲(chǔ)層連通性較好，注水見效；3井區(qū)斷塊破碎，注水井與對(duì)應(yīng)油井的儲(chǔ)層連通性較差，造成注水井壓力很高，注入量偏低。4井區(qū)的5D井注水量很大，但對(duì)應(yīng)油井14B的壓力仍快速下降(見圖4)，這是由于在5D井附近發(fā)現(xiàn)小斷層，注入水沿該斷層流失，造成14B井注水不受效。

圖4 14B井和5D井注采曲線Fig.4 Injection-production curve of well 14B and well 5D

2 開發(fā)效果指標(biāo)評(píng)價(jià)

1996年，行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)《油田開發(fā)水平分級(jí)》[6]給出了砂巖水驅(qū)油藏開發(fā)指標(biāo)評(píng)價(jià)方法。然而，對(duì)于具有高投資、高采油速度特點(diǎn)的海上油田的開發(fā)，傳統(tǒng)評(píng)價(jià)方法對(duì)油藏開發(fā)規(guī)律的差異性體現(xiàn)得不夠，礦場(chǎng)應(yīng)用評(píng)價(jià)結(jié)果往往與油田實(shí)際認(rèn)識(shí)存在差異。為了準(zhǔn)確、客觀地評(píng)價(jià)海上A油田水驅(qū)砂巖油藏的開發(fā)效果，筆者從“注好水”“注夠水”“精細(xì)注水”“有效注水”4個(gè)方面出發(fā)[7]，根據(jù)具有代表性、相對(duì)獨(dú)立、基礎(chǔ)性、易于對(duì)比的原則，篩選出了水驅(qū)砂巖油藏開發(fā)效果評(píng)價(jià)的7項(xiàng)評(píng)價(jià)指標(biāo)：“注好水”類型指標(biāo)有水質(zhì)達(dá)標(biāo)率1項(xiàng)；“注夠水”類型指標(biāo)有能量保持水平1項(xiàng)；“精細(xì)注水”類型指標(biāo)有水驅(qū)儲(chǔ)量控制程度、水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度2項(xiàng)[8]；“有效注水”類型指標(biāo)包括水驅(qū)狀況、含水上升率、剩余可采儲(chǔ)量采油速度3項(xiàng)。

對(duì)于水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度、水驅(qū)儲(chǔ)量控制程度這2個(gè)指標(biāo)，參考海上水驅(qū)砂巖油藏開發(fā)指標(biāo)評(píng)價(jià)體系[9]，該體系已在渤海海域27個(gè)水驅(qū)砂巖油田或單元推廣應(yīng)用且確認(rèn)能真實(shí)反映開發(fā)單元的實(shí)際情況；對(duì)于水質(zhì)達(dá)標(biāo)率、剩余可采儲(chǔ)量采油速度參考石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)中分級(jí)標(biāo)準(zhǔn)制定；對(duì)于水驅(qū)狀況、含水上升率，傳統(tǒng)評(píng)價(jià)方法是通過(guò)將油田實(shí)際開發(fā)指標(biāo)與油藏開發(fā)方案進(jìn)行對(duì)比來(lái)評(píng)價(jià)油田開發(fā)效果[10]，但對(duì)油藏開發(fā)規(guī)律的差異性體現(xiàn)得不夠，礦場(chǎng)應(yīng)用評(píng)價(jià)結(jié)果往往與油田實(shí)際認(rèn)識(shí)存在差異[11]，因此將水驅(qū)狀況、含水上升率這2個(gè)指標(biāo)通過(guò)與理論曲線對(duì)比形成效果評(píng)價(jià)。最終確定了A油田水驅(qū)砂巖油藏開發(fā)指標(biāo)評(píng)價(jià)體系的評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)(見表1)。

表1 水驅(qū)斷塊油藏開發(fā)水平分類指標(biāo)

2.1 水質(zhì)達(dá)標(biāo)率

根據(jù)行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)[12]，水質(zhì)懸浮物固體含量小于5mg/L、懸浮物顆粒直徑中值小于3μm且含油量小于15mg/L的注入水質(zhì)為合格，平均腐蝕率小于0.076mm/a。A油田每天均進(jìn)行注水水質(zhì)化驗(yàn)，水質(zhì)均滿足上述標(biāo)準(zhǔn)，水質(zhì)合格，水質(zhì)達(dá)標(biāo)率為100%。

2.2 能量保持水平

根據(jù)地層壓力保持程度和提高排液量的需要，能量保持水平分為3類[13]：一類，地層壓力為飽和壓力的85%以上，能滿足油井不斷提高排液量的需要，也不會(huì)造成油層脫氣；二類，雖未造成油層脫氣，但不能滿足油井提高排液量的需要[14]；三類，既造成油層脫氣，也不能滿足油井提高排液量的需要。A油田各個(gè)井區(qū)地層壓力均下降到飽和壓力以下，地層基本處于脫氣狀態(tài)，能量保持水平處于三類。

2.3 水驅(qū)儲(chǔ)量控制程度

水驅(qū)儲(chǔ)量控制程度是指在現(xiàn)有井網(wǎng)條件下注入水所能波及到的含油面積內(nèi)儲(chǔ)量與總儲(chǔ)量的比值，可以簡(jiǎn)化為與注水井連通的采油井射開有效厚度與井組內(nèi)采油井射開總有效厚度之比值[15]。A油田的1井區(qū)、2井區(qū)、3井區(qū)和4井區(qū)均部署了注水井。統(tǒng)計(jì)計(jì)算，1井區(qū)水驅(qū)儲(chǔ)量控制程度較高，為89.5%，屬于一類開發(fā)水平；2井區(qū)水驅(qū)儲(chǔ)量控制程度較低，為74.6%，屬于三類開發(fā)水平；3井區(qū)、4井區(qū)注采井不連通，不作統(tǒng)計(jì)。

2.4 水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度

水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度是按年度所有測(cè)試水井的吸水剖面和全部測(cè)試油井的產(chǎn)液剖面資料計(jì)算，即總吸水厚度與注水井總射開連通厚度之比值，或總產(chǎn)液厚度與油井總射開連通厚度之比值[16]。水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度的大小直接反映了注水開發(fā)油田的水驅(qū)開發(fā)效果，水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度越大，說(shuō)明水驅(qū)開發(fā)效果越好[17]。由于A油田大部分井采用長(zhǎng)短管分層開采和注入，并沒有進(jìn)行吸水剖面、產(chǎn)液剖面測(cè)試，1井區(qū)、2井區(qū)采用水驅(qū)曲線法計(jì)算儲(chǔ)量動(dòng)用程度，分別為90.3%、100%，水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度較高，屬于一類開發(fā)水平。

2.5 水驅(qū)狀況

采用理論采出程度和含水率關(guān)系曲線與實(shí)際采出程度和含水率關(guān)系曲線對(duì)比的評(píng)價(jià)方法，不僅能夠有效地評(píng)價(jià)油田最終開發(fā)效果，還可以評(píng)價(jià)在開發(fā)過(guò)程中人為因素對(duì)開發(fā)效果的影響。應(yīng)用童憲章圖版法[18]分析水驅(qū)效果，1井區(qū)曲線最初沿著30%理論曲線變化(見圖5)，1998年含水率迅速升高，曲線向著采收率降低的方向變化，后期采用間歇注水，曲線向著采收率升高的方向變化，水驅(qū)狀態(tài)處于一類開發(fā)水平。

圖5 1井區(qū)含水上升率與含水率關(guān)系曲線 Fig.5 Relation curve between water-cut rising rate and water content in well 1 area

2.6 含水上升率

含水上升率是油藏開發(fā)效果評(píng)價(jià)的一項(xiàng)關(guān)鍵性指標(biāo)。原標(biāo)準(zhǔn)是將油藏的年度含水上升率與開發(fā)方案設(shè)計(jì)相應(yīng)采出程度的含水上升率進(jìn)行對(duì)比來(lái)對(duì)指標(biāo)進(jìn)行分類，由于油田實(shí)際開發(fā)方案與原設(shè)計(jì)方案差異很大，因此不能直接與原設(shè)計(jì)方案的含水進(jìn)行對(duì)比[19]。該研究中，筆者采用實(shí)際含水上升率與理論曲線的對(duì)比來(lái)評(píng)價(jià)含水上升率指標(biāo)。目前含水上升率理論變化規(guī)律研究大多采用分流量方程法，根據(jù)油田相滲數(shù)據(jù)及生產(chǎn)數(shù)據(jù)，2井區(qū)生產(chǎn)階段年度含水上升率與含水率的理論曲線見圖6。2井區(qū)注水后含水上升很快，年度含水上升率遠(yuǎn)高于理論曲線，屬于三類開發(fā)水平。

圖6 2井區(qū)含水上升率與含水率關(guān)系曲線 Fig.6 Relation curve between water-cut rising rate and water content in well 2 area

2.7 剩余可采儲(chǔ)量采油速度

針對(duì)海上油田開發(fā)高投資、高風(fēng)險(xiǎn)、高速度的特點(diǎn)，生產(chǎn)平臺(tái)及注水、混輸海管的壽命一般在20～30年[20]。在保證采收率的前提下，開發(fā)年限越短越好[21]，因此剩余可采儲(chǔ)量采油速度的大小不僅影響開發(fā)效果，同時(shí)決定項(xiàng)目的經(jīng)濟(jì)效益，故在開發(fā)水平分級(jí)中有必要對(duì)剩余可采儲(chǔ)量采油速度進(jìn)行評(píng)價(jià)。剩余可采儲(chǔ)量采油速度是指當(dāng)年核實(shí)年產(chǎn)油量除以上年末的剩余可采儲(chǔ)量。1井區(qū)和2井區(qū)剩余可采儲(chǔ)量采油速度較低，分別為0.5%、1.2%，均屬于三類開發(fā)水平(見表2)。

表2 剩余可采儲(chǔ)量采油速度評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)

應(yīng)用筆者建立的新評(píng)價(jià)體系對(duì)A油田的注水見效區(qū)塊1井區(qū)、2井區(qū)進(jìn)行開發(fā)效果評(píng)價(jià)，結(jié)果顯示1井區(qū)屬于二類開發(fā)水平(見表3)，三角形井網(wǎng)、邊部注水且采用間歇式注水方式，能夠抑制含水的上升速度，水驅(qū)效果相對(duì)較好；2井區(qū)屬于三類開發(fā)水平，分析原因主要是線性注采井網(wǎng)，注水單層單向突進(jìn)嚴(yán)重，開發(fā)效果較差。

表3 水驅(qū)斷塊油藏開發(fā)水平評(píng)價(jià)結(jié)果

3 開采建議

3.1 加深斷塊破碎程度的認(rèn)識(shí)

由于斷塊切割和巖性變化使得油層連通性較差，1井區(qū)相對(duì)整裝、含油面積大，斷層不發(fā)育，水驅(qū)效果好，采出程度32.8%；3井區(qū)斷層發(fā)育，注水井注水不受效，采出程度13.8%。統(tǒng)計(jì)發(fā)現(xiàn)，斷層附近的井的生產(chǎn)基本都不太理想，斷層附近存在有效厚度減少、物性變差等情況，當(dāng)開發(fā)井距斷層太近時(shí)，會(huì)因?yàn)閮?chǔ)層物性差及泄油面積小等原因?qū)е鲁跗诋a(chǎn)量低、穩(wěn)產(chǎn)期短、儲(chǔ)量未得到有效動(dòng)用[22]。海上油田地震資料通常存在品質(zhì)較差、分辨率較低、探井?dāng)?shù)量較少等特點(diǎn)，難以通過(guò)地震和探井資料得到砂體的展布情況。針對(duì)該情況，可借助定量地質(zhì)知識(shí)庫(kù)對(duì)砂體展布進(jìn)行預(yù)測(cè)。定量地質(zhì)知識(shí)庫(kù)的建立，基于野外露頭測(cè)量及油田密井網(wǎng)區(qū)砂體對(duì)比結(jié)果，能夠用于相同或類似沉積環(huán)境下的地質(zhì)體砂體展布預(yù)測(cè)。根據(jù)定量地質(zhì)知識(shí)庫(kù)統(tǒng)計(jì)結(jié)果，可知不同沉積相帶砂體的寬厚比，進(jìn)而預(yù)測(cè)砂體延伸寬度，分析儲(chǔ)層的連通性。同時(shí)在斷塊油藏開發(fā)中可以采用針對(duì)性的工藝技術(shù)，如三維地震、RFT測(cè)試、DST測(cè)試等技術(shù)，為儲(chǔ)層連通、斷層封閉性分析、動(dòng)態(tài)分析提供依據(jù)。

3.2 注水時(shí)地層壓力不能低于飽和壓力

海上油田開發(fā)初期由于井網(wǎng)不完善，油層連通不落實(shí)，不容易實(shí)現(xiàn)油水井同時(shí)投產(chǎn)投注的早期注水。經(jīng)驗(yàn)表明，對(duì)于復(fù)雜斷塊油田，注水時(shí)地層壓力可以低于原始?jí)毫?，但不能低于飽和壓力。A油田地飽壓差小，只有0.2～4.0MPa，在天然能量開采階段，大部分油井產(chǎn)量和油藏壓力下降快，氣油比急劇上升然后下降，油井停噴，為典型的溶解氣驅(qū)開采特點(diǎn)。當(dāng)前，大部分?jǐn)鄩K為天然能量不足的油藏(見圖7)，采出1%地質(zhì)儲(chǔ)量地層壓力下降0.8～2.0MPa，彈性產(chǎn)量比2.5～8.0，油田大部分生產(chǎn)區(qū)塊由于長(zhǎng)期溶解氣驅(qū)及注水受效差，地層能量虧空嚴(yán)重，壓力因數(shù)普遍低于1，如果及時(shí)補(bǔ)充地層能量，抑制地層脫氣，穩(wěn)產(chǎn)情況和開發(fā)效果會(huì)比較好。

圖7 地層天然能量評(píng)價(jià)Fig.7 Evaluation of natural energy of strata

3.3 注水方式推薦三角形井網(wǎng)

線性注采井網(wǎng)容易導(dǎo)致注入水突進(jìn)，加速水淹，對(duì)于高傾角地層，采用低部位注水、高部位采油的三角形井網(wǎng)，可抑制注入水突進(jìn)，提高水驅(qū)波及系數(shù)。統(tǒng)計(jì)分析發(fā)現(xiàn)國(guó)內(nèi)斷塊油藏井網(wǎng)形式基本為三角形(見表4)。對(duì)三角形井網(wǎng)，邊部注水，且采用間歇式注水方式，能夠抑制含水的上升速度，水驅(qū)效果好。2井區(qū)含油區(qū)域呈窄條狀分布，儲(chǔ)層連通性好，采用線性注水井網(wǎng)，注水后發(fā)生水竄，含水上升快，其中，12井在注水后一年內(nèi)見水，并在半年內(nèi)含水率上升到80%。1井區(qū)采用三角形井網(wǎng)，邊部注水的方式，注入水推進(jìn)均勻，含水上升較慢。同時(shí)，高注采比會(huì)導(dǎo)致油井過(guò)早水淹關(guān)井，而溫和注水可減慢含水上升速度，保證油井的正常生產(chǎn)?？梢钥紤]進(jìn)行氣水交替注入的注水方式，該方式能夠控制流度比，減緩水氣突破的趨勢(shì)。

表4 國(guó)內(nèi)斷塊油藏井網(wǎng)形式統(tǒng)計(jì)

3.4 井網(wǎng)密度合理

井網(wǎng)密度能夠影響儲(chǔ)量動(dòng)用程度、水驅(qū)儲(chǔ)量控制程度，從而影響開發(fā)效果(見表5)。1井區(qū)井網(wǎng)密度高，為3.63井/km2，儲(chǔ)量動(dòng)用程度高，為90.6%，水驅(qū)儲(chǔ)量控制程度高，為89.5%，開發(fā)效果較好，采出程度32.8%。5井區(qū)由于儲(chǔ)量豐度低，井網(wǎng)不完善，井網(wǎng)密度小，為2.04井/km2，儲(chǔ)量動(dòng)用程度低，采出程度僅為9.0%。綜合分析，盡管海上油田具有井距大、平臺(tái)作業(yè)空間小等特點(diǎn)，但海上斷塊油田合理井網(wǎng)密度仍建議大于3井/km2，這樣也有利于落實(shí)構(gòu)造、儲(chǔ)層等油層信息。

表5 油田各區(qū)塊開發(fā)參數(shù)統(tǒng)計(jì)

4 結(jié)論

1)篩選確定了水質(zhì)達(dá)標(biāo)率、能量保持水平、水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度、水驅(qū)儲(chǔ)量控制程度、水驅(qū)狀況、含水上升率、剩余可采儲(chǔ)量采油速度7項(xiàng)評(píng)價(jià)指標(biāo)，客觀反映了海上水驅(qū)油藏的開發(fā)水平。

2)復(fù)雜斷塊油田的開發(fā)調(diào)整需要多種方法和措施的綜合實(shí)施，通過(guò)加深斷塊破碎程度的認(rèn)識(shí)，保證注水時(shí)地層壓力不能低于飽和壓力，采用低部位注水、高部位采油的三角形井網(wǎng)以及合理的井網(wǎng)密度等手段，可以更加有效地對(duì)復(fù)雜斷塊油田進(jìn)行開發(fā)調(diào)整。