穆龍新，王瑞峰，吳向紅

（中國石油勘探開發(fā)研究院）

蘇丹地區(qū)砂巖油藏衰竭式開發(fā)特征及影響因素

穆龍新，王瑞峰，吳向紅

（中國石油勘探開發(fā)研究院）

蘇丹地區(qū)主要油藏類型為中高孔滲砂巖油藏，投產(chǎn)以來利用天然能量衰竭式高速開發(fā)，形成了以“稀井高產(chǎn)、大壓差生產(chǎn)、延遲加密和注水、快速回收投資”為特征的天然能量開發(fā)技術(shù)政策。H油田、FN油田和P油田分別為強(qiáng)底水稀油油田、強(qiáng)底水稠油油田和層狀邊水高凝油油田，在蘇丹地區(qū)具有代表性。3個油田的開發(fā)特征表現(xiàn)為稀井高產(chǎn)、采油速度高、穩(wěn)產(chǎn)時間短，含水上升快、產(chǎn)量遞減大，大段合采、層間矛盾突出和剩余油分布復(fù)雜等。結(jié)合實驗室研究、現(xiàn)場動態(tài)監(jiān)測和方案研究等手段對開發(fā)效果影響因素進(jìn)行分析。結(jié)果表明：高采油速度有利于提高合同期采出程度和采收率；根據(jù)原油流度范圍部署稀井網(wǎng)，結(jié)合合同條款確定加密單井產(chǎn)量下限值有利于實現(xiàn)技術(shù)經(jīng)濟(jì)優(yōu)化；利用隔夾層阻隔底水可延緩底水錐進(jìn)，實現(xiàn)底水油田有效開發(fā)；層狀高凝油油藏推遲注水不影響合同期采出程度。圖3表2參11

砂巖油藏；衰竭式開發(fā)；開發(fā)特征；開發(fā)技術(shù)政策；蘇丹地區(qū)

1 蘇丹地區(qū)砂巖油藏概況

蘇丹地區(qū)主要油藏類型為塊狀強(qiáng)底水油藏、層狀弱邊水高凝油油藏，儲集層為辮狀河和曲流河相砂巖。層狀弱邊水高凝油油藏地質(zhì)儲量占總儲量的58%，強(qiáng)底水稀油油藏占24%，強(qiáng)底水稠油油藏占18%。

層狀弱邊水高凝油油藏的特點(diǎn)為縱向上油層多、邊水能量較弱，孔隙度為18%～25%，滲透率平均為2 000×10-3μm2，屬于中高孔滲砂巖儲集層；原油具有凝固點(diǎn)高、含蠟量高、膠質(zhì)瀝青質(zhì)含量高的特點(diǎn)，地下原油黏度為31 mPa·s；飽和壓力3.8 MPa，地飽壓差9.2 MPa。

塊狀強(qiáng)底水油藏的特點(diǎn)是油藏厚度大、儲量豐度高（（330～630）×104t/km2），底水活躍，儲集層物性好，平均孔隙度為23%，滲透率為（500～5 000）×10-3μm2，單井產(chǎn)量高，塊狀稀油油藏單井產(chǎn)量超過286 t/d，塊狀稠油油藏超過147 t/d。氣油比很低，飽和壓力一般僅為油藏原始壓力的10%～25%，地飽壓差大。稀油地下原油黏度小于20 mPa·s，稠油地下原油黏度為100～200 mPa·s。

中國石油自1995年進(jìn)入蘇丹作業(yè)以來，實施了以“稀井高產(chǎn)、大壓差生產(chǎn)、延遲加密和注水、快速回收投資”為特征的開發(fā)技術(shù)政策，充分利用天然能量、高速開發(fā)。H油田、FN油田和P油田分別為強(qiáng)底水稀油油田、強(qiáng)底水稠油油田和層狀邊水高凝油油田，儲量占中國石油在蘇丹地區(qū)權(quán)益區(qū)塊總儲量的33%，產(chǎn)量占中國石油在蘇丹地區(qū)作業(yè)產(chǎn)量的46%。初始井網(wǎng)平均井距547～1 130 m，以直井為主，截至目前綜合含水70.3%，采出程度12.1%，開發(fā)數(shù)據(jù)見表1，其開發(fā)特征在蘇丹地區(qū)油田中具有較強(qiáng)代表性。本文分析這3個主力油田的開發(fā)特征，并結(jié)合實驗室研究、方案研究、現(xiàn)場動態(tài)監(jiān)測等對蘇丹地區(qū)砂巖油藏依靠天然能量開發(fā)的影響因素進(jìn)行分析和總結(jié)。

表1 蘇丹地區(qū)3個主力油田開發(fā)數(shù)據(jù)表

2 天然能量開發(fā)特征與開發(fā)矛盾

2.1 稀井高產(chǎn)的開發(fā)特征

國內(nèi)油田開發(fā)理念的核心是穩(wěn)產(chǎn)優(yōu)先，以大慶油田為代表，穩(wěn)產(chǎn)27 a，經(jīng)歷3次加密調(diào)整，高峰期地質(zhì)儲量采油速度為1.0%～1.2%，形成低采油速度、長穩(wěn)產(chǎn)期的開發(fā)模式。

國外油田開發(fā)理念的核心是高產(chǎn)優(yōu)先，蘇丹地區(qū)H油田、FN油田和P油田均按照稀井高產(chǎn)的開發(fā)技術(shù)政策部署初始井網(wǎng)，初始井距分別為1 130 m、547 m、991 m。H油田單井配產(chǎn)150～214 t/d，高峰期單井年產(chǎn)油6.0×104t，高峰期采油速度2.3%，穩(wěn)產(chǎn)期僅2 a（見圖1）。P油田單井配產(chǎn)143～214 t/d，高峰期單井年產(chǎn)油4.3×104t，依靠初始稀井網(wǎng)實現(xiàn)高峰產(chǎn)量，高峰期采油速度1.9%，使兩個主力區(qū)塊上產(chǎn)到1 500×104t/a，穩(wěn)產(chǎn)期較短，僅有2～4 a。FN油田單井配產(chǎn)51.3～62.3 t/d，高峰期單井年產(chǎn)油2.1×104t，高峰期采油速度2.5%，穩(wěn)產(chǎn)期3 a。

圖1 蘇丹地區(qū)3大主力油田產(chǎn)量水平和穩(wěn)產(chǎn)期對比

2.2 含水和產(chǎn)量遞減特征

H油田1999年投產(chǎn)后僅1年綜合含水即從5.8%上升到30.2%，投產(chǎn)4年后含水率達(dá)到69.5%，進(jìn)入高含水期，目前含水率92.3%。P油田2006年投產(chǎn)，當(dāng)年含水5.1%，隨后含水上升率保持在4%～9%，目前含水為49.2%，基本沒有無水采油期。FN油田充分利用縱向上隔夾層阻隔底水錐進(jìn)，2004年投產(chǎn)后的前3年含水率小于5%，后期含水上升率穩(wěn)定在3.1%～4.2%，實現(xiàn)了穩(wěn)油控水生產(chǎn)。

含水快速上升導(dǎo)致單井和油田產(chǎn)量快速遞減，H油田年綜合遞減率為31%，單井產(chǎn)量由高峰期的214 t/d下降到2011年的32.9 t/d，P油田年綜合遞減率28%，單井產(chǎn)量由高峰期的200 t/d下降到2012年的70 t/d。FN油田年綜合遞減率25.8%，單井產(chǎn)量由高峰期的62 t/d下降到2011年的20.6 t/d。

2.3 天然能量開發(fā)的水驅(qū)曲線特征

H油田和FN油田為強(qiáng)底水油藏，天然能量充足，截至2011年底，H油田壓力保持水平為70%[1]；FN油田平均動液面由投產(chǎn)初期的350 m下降到2011年底的450 m，壓力水平也保持在70%以上。P油田壓力保持水平為55%～70%。

關(guān)于天然能量開發(fā)水驅(qū)特征的理論研究和實際應(yīng)用表明[2]，丙型水驅(qū)曲線理論基礎(chǔ)可靠，相關(guān)系數(shù)最高，預(yù)測值適當(dāng)。H油田丙型水驅(qū)曲線相關(guān)系數(shù)較高（見圖2），所以適合應(yīng)用丙型水驅(qū)曲線預(yù)測可采儲量。

2.4 天然能量開發(fā)的層間層內(nèi)矛盾

蘇丹地區(qū)油田開發(fā)初期采用大段合采的開發(fā)方式，實現(xiàn)了較高的單井產(chǎn)量和油田采油速度。隨著油田開發(fā)的進(jìn)行，高滲層見水后含水上升過快，縱向上動用不均，層間矛盾較為突出。層狀弱邊水P油田產(chǎn)液剖面測試結(jié)果證實[3]：正韻律油層的底部高滲層往往是水流優(yōu)勢通道，造成上部油層動用差，幾乎不出油。H油田和FN油田為塊狀油藏，主要表現(xiàn)為層內(nèi)矛盾。

圖2 H油田丙型水驅(qū)曲線

理論和實驗分析表明[4]：油田含水率與采出程度關(guān)系曲線應(yīng)隨油田原油黏度不同而呈現(xiàn)出不同的形態(tài)，高黏原油含水上升曲線一般為凸型，隨著原油黏度降低，含水上升曲線凸出程度逐漸減小，逐步過渡為S型和凹形（原油黏度很低的情況）。理論和實驗分析曲線往往基于開發(fā)技術(shù)政策相同的假設(shè)。但實際油田開發(fā)技術(shù)政策差異較大，對于油田實際含水率與采出程度曲線具有較大影響。圖3為3個主力油田含水率與采出程度關(guān)系曲線。H油田和P油田原油黏度低，根據(jù)理論曲線應(yīng)表現(xiàn)為凹形，但實際含水率與采出程度曲線表現(xiàn)為凸型，與理論和實驗研究結(jié)果不符，這是因為這2個油田開發(fā)技術(shù)政策均為大段合采、縱向上動用不均，水驅(qū)波及程度低，高滲層反復(fù)水洗，導(dǎo)致含水上升率升高較快，根本原因在于開發(fā)技術(shù)政策的影響。FN稠油油田按照理論曲線應(yīng)該表現(xiàn)為凸形，但該油田開發(fā)技術(shù)政策上利用隔夾層控制含水上升，含水上升曲線表現(xiàn)為凹形，呈現(xiàn)出較好開發(fā)特征，也與理論曲線有所差別。因此油田實際含水率與和采出程度曲線不完全取決于原油黏度，開發(fā)技術(shù)政策對油田含水率與采出程度曲線影響較大。

圖3 蘇丹3個主力油田含水率與采出程度關(guān)系曲線

2.5 剩余油分布特征

H油田經(jīng)過兩輪加密調(diào)整進(jìn)入特高含水期，剩余油成因和分布較為復(fù)雜：縱向上存在層間動用不均造成的剩余油、層內(nèi)韻律性形成的剩余油；平面上存在底水錐進(jìn)造成的高含水油井間剩余油、微構(gòu)造控制的剩余油、隔夾層控制形成的剩余油、邊部和斷層附近井網(wǎng)控制不住的剩余油等多種類型，挖潛難度大。P油田和FN油田還處在開發(fā)中期，剩余油以層間動用不均和底水錐進(jìn)造成的井間剩余油為主。

3 天然能量開發(fā)效果主要影響因素

3.1 采油速度

高速開發(fā)的核心問題是高采油速度是否影響采出程度和最終采收率，資源國政府高度關(guān)注此問題，美國有的州政府提出最大有效產(chǎn)量概念，定義為不影響油田階段采出程度和最終采收率的年產(chǎn)油量[5]，實質(zhì)是合理采油速度的概念。

中高孔滲砂巖油藏高采油速度是否影響最終采收率可以通過油藏模擬法、室內(nèi)實驗和礦場實驗等進(jìn)行研究。1973年，Byrne和Miller[6]發(fā)表了底水油藏提高采油速度敏感性分析的研究結(jié)果，認(rèn)為高速開發(fā)底水油藏不會降低最終采收率。Dake L P[7]認(rèn)為采油速度影響最終采收率多見于溶解氣驅(qū)油藏和氣頂驅(qū)油藏，而對于注水和天然水驅(qū)油藏，高采油速度不影響最終采收率。1982年勝利油田地質(zhì)科學(xué)研究院在27塊巖心實驗中分析了影響采收率的因素，結(jié)果表明[8]：油水黏度比對采收率影響最大，采油速度對采收率影響較小。1996年，中海石油研究中心南海東部研究院對2個油藏的16塊巖心以1∶4∶10∶20的采油速度進(jìn)行了巖心驅(qū)油效率實驗，結(jié)論是高水驅(qū)速度下（采油速度）不會降低最終驅(qū)油效率，提高采油速度可以提高孔隙中的液流流速，降低殘余油飽和度，提高采收率[9]。中國石油參股的秘魯1-AB區(qū)塊底水油藏1987年在88口井中進(jìn)行大泵提液，80%的井通過提液取得了增油降水的生產(chǎn)效果，最終采收率可提高2.4%～5.6%。

蘇丹地區(qū)油田保持了較高采油速度和采液強(qiáng)度，H油田高峰期采油速度超過2%，單井日產(chǎn)液量普遍超過714 t/d，部分儲集層物性較好、天然能量充足的油藏采油速度超過4%。數(shù)值模擬研究顯示高采油速度對于合同期采出程度沒有不利影響，因此對于常規(guī)原油砂巖油藏，高采油速度不影響采出程度。

3.2 井距和加密井論證

王乃舉[4]根據(jù)中國陸上144個開發(fā)單元或油藏井網(wǎng)密度與采收率關(guān)系曲線，建立了5類原油流度下最終井網(wǎng)密度與采收率相關(guān)式：1類，流度為（300～600）×10-3μm2/（mPa·s）；2類，流度為（100～300）×10-3μm2/（mPa·s）；3類，流度為（30～100）×10-3μm2/（mPa·s）；4類，流度為（5～30）×10-3μm2/（mPa·s）；5類，流度小于5×10-3μm2/（mPa·s）。所統(tǒng)計的144個開發(fā)單元或油藏以第3類為主，反映出國內(nèi)油藏儲集層性質(zhì)較差的特點(diǎn)。新開發(fā)油田的初始井網(wǎng)密度可以根據(jù)油田原油所屬的流度范圍、目標(biāo)采收率和期望加密次數(shù)等確定。

根據(jù)蘇丹油田各油藏的滲透率（一般大于1 000 × 10-3μm2）和油品性質(zhì)，計算原油流度，確定適用的井網(wǎng)密度公式。由表2可見，H油田和P油田以第1類和第2類原油流度為主，儲集層物性較好。按目標(biāo)采出程度20%計算，開發(fā)井網(wǎng)的井距為590 m（第2類）和670 m（第1類），油藏物性條件適合采用稀井網(wǎng)。H油田和P油田部署800～1 000 m稀井網(wǎng)，經(jīng)過兩輪加密，井距加密到600 m左右，采出程度達(dá)到20%，與井網(wǎng)密度公式計算結(jié)果吻合。FN油田以第3類原油流度為主，與國內(nèi)典型稠油油田類似，部署300～400 m的較密初始井網(wǎng)，經(jīng)過1～2次加密，井距加密到210 m，提高了單井可采儲量。

表2 蘇丹3大油田流度表

油田加密的另一個主要問題是加密井的單井產(chǎn)量要高于經(jīng)濟(jì)下限值。國內(nèi)油田單井產(chǎn)量經(jīng)濟(jì)下限研究采用盈虧平衡法，即單井產(chǎn)量所實現(xiàn)的凈效益（收入扣除稅金等）與成本相等時的產(chǎn)量。盈虧平衡法屬于靜態(tài)方法，沒有考慮合同模式和投資的折現(xiàn)問題。產(chǎn)品分成合同中加密井屬于新增開發(fā)成本，對剩余成本油有一定影響，因此海外油田加密的單井產(chǎn)量經(jīng)濟(jì)下限需從單井、籬笆圈、產(chǎn)品分成合同條款等角度綜合研究。將每口加密井視作獨(dú)立的投資項目，所發(fā)生的鉆井投資、操作費(fèi)用從成本油中回收，結(jié)合預(yù)測籬笆圈總產(chǎn)量所適用的利潤油比例來決定單井利潤油分配。以P油田為例，達(dá)到合同者（區(qū)塊投資者）15%內(nèi)部收益率時的單井產(chǎn)量和累產(chǎn)油量即是下限值，按此下限值對加密井產(chǎn)量和累產(chǎn)油量進(jìn)行篩選和排隊，實現(xiàn)加密方案技術(shù)經(jīng)濟(jì)統(tǒng)籌優(yōu)化，同時滿足資源國監(jiān)管的要求。

3.3 隔夾層對阻隔底水的影響

稠油油藏水驅(qū)開發(fā)的一般規(guī)律是：油井見水早，無水采收率低，中低含水期含水上升快；高含水期含水上升速度減緩，大部分可采儲量將在高含水期采出。對于存在強(qiáng)底水的油藏，底水錐進(jìn)會導(dǎo)致油藏含水過快上升。因此底水油藏面臨的主要開發(fā)矛盾是如何充分利用天然能量并控制強(qiáng)底水帶來的過快錐進(jìn)。

蘇丹地區(qū)油田縱向上發(fā)育隔夾層。以FN油田Bentiu底水稠油油藏為例[9]，厚度在5 m以上的厚層泥巖隔夾層主要為廢棄河道沉積，而延伸較長的薄層泥巖主要為越岸沉積，壩間泥及落淤層厚度薄，延伸距離短，在油藏內(nèi)部分布較為復(fù)雜。油藏內(nèi)大部分隔夾層延伸距離不到2個井距，大多數(shù)情況下隔夾層只有單井鉆遇?？v向上，油藏中部夾層厚度相對較大，分布相對較為穩(wěn)定。FN油田Bentiu油藏投產(chǎn)初期利用隔夾層堵水，全面開發(fā)后避射2/3有效厚度，進(jìn)入中含水前期應(yīng)用加密井繼續(xù)避射，充分利用隔夾層延緩底水錐進(jìn)，目前Bentiu油藏采出程度12%，含水率近50%，實現(xiàn)了高采油速度（2.5%）和較低含水上升率（3.1%～4.2%）的開發(fā)效果。數(shù)值模擬預(yù)測Bentiu油藏合同期末采出程度將大于25%，比原開發(fā)方案預(yù)測結(jié)果高7%。

3.4 層狀高凝油油藏推遲注水的影響

P油田天然能量較弱，投入開發(fā)后油藏壓力下降較快，產(chǎn)量遞減逐漸加大，原開發(fā)方案要求投產(chǎn)2年后注水以保持穩(wěn)產(chǎn)[10]。但隨著蘇丹政治形勢的惡化，只有適當(dāng)推遲注水才能快速回收投資。推遲注水是否影響合同期采出程度是P油田開發(fā)的關(guān)鍵問題。長巖心水驅(qū)實驗研究結(jié)果表明：高地飽壓差（9.2 MPa）高凝油油藏利用天然能量衰竭開發(fā)時，飽和壓力以上降壓開采不會對水驅(qū)采收率造成大的影響，低于泡點(diǎn)壓力20%[11]后再進(jìn)行水驅(qū)開發(fā)可以獲得最大采收率，所以油田推遲注水、繼續(xù)降壓開采的方案可行。根據(jù)此研究結(jié)果，P油田推遲注水3 a，實現(xiàn)了穩(wěn)產(chǎn)4 a的較好開發(fā)效果。

4 結(jié)論

結(jié)合蘇丹地區(qū)油藏特征、合同模式及政治、安保等投資風(fēng)險，形成了以“稀井高產(chǎn)、大壓差生產(chǎn)、延遲加密和注水、快速回收投資”為特征的天然能量開發(fā)技術(shù)政策。蘇丹地區(qū)以塊狀強(qiáng)底水油藏和多層狀弱邊水高凝油油藏類型為主的主力油田在開發(fā)中表現(xiàn)出不同于國內(nèi)長期穩(wěn)產(chǎn)油田的開發(fā)特征和開發(fā)矛盾，主要體現(xiàn)在：①稀井高產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)期短；②含水上升快，產(chǎn)量遞減大；③天然能量充足，水驅(qū)特征明顯；④大段合采，縱向上動用不均，層間矛盾突出；⑤剩余油分布復(fù)雜，挖潛難度大。

通過實驗室研究、方案研究、現(xiàn)場動態(tài)監(jiān)測等手段并結(jié)合合同條款對蘇丹地區(qū)砂巖油藏天然能量開發(fā)的影響因素進(jìn)行分析和總結(jié)，結(jié)果表明：①高采油速度有利于提高合同期采出程度和采收率；②根據(jù)原油流度范圍部署稀井網(wǎng)，結(jié)合合同條款確定加密單井產(chǎn)量下限值有利于實現(xiàn)技術(shù)經(jīng)濟(jì)優(yōu)化；③利用隔夾層阻隔底水可延緩底水錐進(jìn)，實現(xiàn)底水油田有效開發(fā)；④層狀高凝油油藏推遲注水不影響合同期采出程度。

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（編輯 郭海莉）

Development features and affecting factors of natural depletion of sandstone reservoirs in Sudan

Mu Longxin,Wang Ruifeng,Wu Xianghong
(PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration &Development,Beijing 100083,China)

Most reservoirs in Sudan are medium to high porosity and permeability sandstone reservoirs,these reservoirs have been developed by natural depletion since put into production,and the development is characterized by sparse wells of high production,big pressure differential,delayed infill drilling and water flooding,and rapid investment recovery.H field,FN field and P field are bottom water drive light oil field,bottom water drive heavy oil field and stratified high pour point oil field respectively,and they are representative fields in Sudan.The production performance of the three oil fields features sparse well spacing and high plateau rate,short stable production period,rapid water cut increase and fast production decline.Commingled production results in poor inter-layer development and complicated residual oil distribution.On the basis of the above analysis,major affecting factors of Sudan sandstone reservoirs natural drive have been identified through lab experiments,field development plan and field monitoring.The high off-take rate is conducive to the increase of the contract period recovery and recovery factor;sparse well spacing based on crude mobility range and determining infill well production cutoff considering contract terms can be helpful for cost-effective development;barriers and inter-layers can be made use of to detain bottom water coning and to enhance the development effect of bottom water oilfields;and delayed water injection in stratified high pour point reservoirs has no effect on recovery factor during contract period.

sandstone reservoir;depletion development;development characteristics;development policy;Sudan

TE343

A

1000-0747(2015)03-0347-05

10.11698/PED.2015.03.11

穆龍新（1960-），男，陜西漢中人，中國石油勘探開發(fā)研究院教授級高級工程師，主要從事開發(fā)地質(zhì)和油氣田開發(fā)工程方面的研究和管理工作。地址：北京市海淀區(qū)學(xué)院路20號，中國石油勘探開發(fā)研究院，郵政編碼：100083。E-mail:mlx@petrochina.com.cn

2014-03-27

2015-04-21