房 娜，劉宗賓，呂坐彬，程大勇，文佳濤

(中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300452)

0 引 言

氣頂邊水油藏中油、氣、水交錯分布，驅(qū)動類型多，平面和縱向非均質(zhì)性強，導(dǎo)致流體界面運移非常復(fù)雜[1-3]。特別是大氣頂油藏，投入開發(fā)后，隨著油藏壓力的降低，油氣界面推進不均勻，造成油井過早氣竄，嚴(yán)重影響油井產(chǎn)能[4-5]。與水驅(qū)油田相比，高效開發(fā)氣頂油藏，提高氣頂油藏采收率的開發(fā)經(jīng)驗較少[6-7]。根據(jù)巖心、古地貌、試井和生產(chǎn)監(jiān)測等資料，對錦州A油田大氣頂油藏開展氣竄規(guī)律研究，結(jié)合大氣頂油藏8 a礦場生產(chǎn)管理經(jīng)驗，探索出一套適合大氣頂油藏高效開發(fā)及綜合治理技術(shù)。

1 地質(zhì)概況

錦州A油田為帶氣頂和邊水的層狀砂巖油藏，位于渤海遼東灣海域[8-18]，其中，古近系沙河街組為典型特征的大氣頂、窄油環(huán)、弱邊水砂巖油藏(氣頂指數(shù)為0.5～4.8，水體倍數(shù)為5～15，油環(huán)平面跨度為300～400 m)。通過巖心物性分析和測井解釋資料，沙河街組平均孔隙度為26.9%，平均滲透率為251.7×103μm2，具有高孔、中滲的儲集物性特征。該油藏于2009年12月投入開發(fā)，主要采用水平井分層系、平行流體界面衰竭開發(fā)(圖1)。

隨著開發(fā)的進行，該油藏主要存在以下問題：①初期產(chǎn)量高，自然遞減大，無穩(wěn)產(chǎn)階段。油井投產(chǎn)初期平均日產(chǎn)油為186 m3/d，隨著地層壓力的下降，氣竄不斷加劇，平均單井生產(chǎn)8個月出現(xiàn)產(chǎn)量快速遞減，年平均自然遞減率達到30.0%以上。因此，自然遞減率大是制約該油藏高產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)的關(guān)鍵因素。②氣竄對于油井產(chǎn)能影響大。通過統(tǒng)計21口生產(chǎn)井累積氣油比和累計產(chǎn)油量的關(guān)系可知，累積氣油比越大的油井，累計產(chǎn)油量越低，二者呈指數(shù)式遞減(圖1)。因此，提高無氣竄、低氣油比階段采出程度，使油氣界面均勻推進，是提高該類油藏開發(fā)效果的關(guān)鍵。③部分油井氣竄嚴(yán)重，單井產(chǎn)量低。位于非均質(zhì)較強的區(qū)域或距離油氣界面較近的油井，氣竄嚴(yán)重，氣驅(qū)效率差。目前日產(chǎn)氣大于5×104m3/d、日產(chǎn)油低于20 m3/d的油井?dāng)?shù)量占總井?dāng)?shù)的28%，目前對于氣竄井低產(chǎn)低效的治理是亟待解決的難點。

圖1累計產(chǎn)油量和累積氣油比關(guān)系曲線

2 氣竄規(guī)律分析

2.1 氣油比隨時間變化規(guī)律

通過研究錦州A油田21口油井生產(chǎn)監(jiān)測資料，大氣頂油藏氣油比上升規(guī)律可劃分3個階段。

(1) 穩(wěn)定出氣階段。穩(wěn)定出氣階段主要為油井投產(chǎn)后的1～12個月，該階段地層能量充足，油壓、原油產(chǎn)量較為穩(wěn)定，氣頂氣為油藏補給能量，采出氣主要以溶解氣為主。該階段持續(xù)時間較短，原油采出程度約占總采出程度的20%～30%。

(2) 氣油比快速上升階段。隨著地層壓力不斷下降，油氣界面不斷下移，氣驅(qū)效率變差，氣頂氣逐漸采出，該階段油井氣油比急劇上升，產(chǎn)量快速遞減。該階段一般持續(xù)24～60個月，原油采出程度占總采出程度的50%～60%，為原油主要產(chǎn)出階段。

(3) 高氣油比階段。開發(fā)到一定階段后，地層壓力降至飽和壓力的80%以下，伴隨著原油大量脫氣，氣頂氣無效采出，油井以產(chǎn)氣為主，攜帶一定的原油，進入低速開采期。該階段持續(xù)時間較長，原油采出程度占總采出程度的10%～30%。

2.2 氣竄模式的劃分

由于錦州A油田不同井區(qū)及同一井區(qū)不同井氣油比上升規(guī)律差異大，根據(jù)氣油比上升速度和氣油比變化形態(tài)，劃分出3種氣竄模式(圖2，表1)。

圖2不同氣竄模式下油井氣油比變化曲線

(1) 速竄型。速竄型油井氣油比上升速度大于500 m3/(m3·a)，油井投產(chǎn)1～5個月氣油比快速上升，導(dǎo)致油氣界面推進不均勻，氣驅(qū)效率差，目前該類油井累計產(chǎn)油量為5.1×104～15.6×104m3，平均日產(chǎn)油低于20 m3/d。因此，速竄型油井具有產(chǎn)量遞減快、累計產(chǎn)油量低、無穩(wěn)定生產(chǎn)階段的開發(fā)特點。

(2)緩竄型。緩竄型油井氣油比上升速度小于250 m3/(m3·a)，油井投產(chǎn)6～25個月才出現(xiàn)明顯氣竄，該類型油井開發(fā)初期通過控制合理的采油速度，油氣界面推進較為均勻，氣驅(qū)效率高。目前該類油井平均日產(chǎn)油高于35 m3/d，累計產(chǎn)油量為13.5×104～29.9×104m3/d。因此，緩竄型油井具有氣油比上升平緩、持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)、累計產(chǎn)油量高的特點。

(3) 臺階上升型。臺階上升型油井氣油比上升速度為250～500 m3/(m3·a)，油井投產(chǎn)3～8個月后出現(xiàn)明顯氣竄，初期氣油比上升較快，后期為控制氣油比上升速度多次進行縮油嘴控氣，氣油比呈臺階式上升，產(chǎn)量呈臺階式下降。目前該類油井平均日產(chǎn)油為25 m3/d，累計產(chǎn)油量為9.1×104～21.5×104m3/d。該類型油井具有初期氣油比上升快、多次縮油嘴控氣后產(chǎn)量遞減較大、氣油比呈臺階式上升、累計產(chǎn)油量介于速竄型和緩竄型之間的特點。

表1 不同氣竄模式下油井生產(chǎn)指標(biāo)

2.3 影響因素分析

通過分析巖心、測井、古地貌、試井和生產(chǎn)監(jiān)測等資料認為，氣頂能量、儲層非均質(zhì)性和水平井垂向位置是影響油井氣竄規(guī)律的主要因素。

(1) 氣頂能量。圖3為氣頂指數(shù)與氣油比上升速度關(guān)系。由圖3可知，氣頂指數(shù)越大，油井氣油比上升速度越快，二者呈指數(shù)式增長。其中，氣頂指數(shù)大于3.0時，油井表現(xiàn)為速竄型開發(fā)特征；氣頂指數(shù)小于1.5時，油井表現(xiàn)為緩竄型開發(fā)特征；氣頂指數(shù)為1.5～3.0時，油井表現(xiàn)為臺階上升型開發(fā)特征。

圖3不同油井氣頂指數(shù)與氣油比上升速度關(guān)系曲線

(2) 儲層非均質(zhì)性。表2為錦州A油田大氣頂區(qū)塊儲層非均質(zhì)性評價參數(shù)。由表2可知，7井區(qū)氣油比上升速度遠遠大于3、6井區(qū)，整體表現(xiàn)為速竄型氣竄特征。分析認為，7井區(qū)由于古地貌比較復(fù)雜，發(fā)育大量同源不同支的辮狀河三角洲前緣沉積朵體相互疊置，導(dǎo)致砂體的連通關(guān)系和疊置關(guān)系比較復(fù)雜，儲層的非均質(zhì)性強。3、6井區(qū)由于古地貌相對比較平緩，主要發(fā)育辮狀河三角洲前緣水下分流河道和河口壩沉積，砂體的橫向展布范圍比較穩(wěn)定，儲層非均質(zhì)性較弱。

(3) 水平段垂向位置。分析氣頂指數(shù)和儲層非均質(zhì)性相近的6口油井氣竄規(guī)律可知，水平段垂向位置越靠近氣頂，氣油比上升速度越快，油井產(chǎn)能越低。其中，有2口油井與油氣界面過近，表現(xiàn)為速竄型氣竄特征。

綜上所述，氣頂指數(shù)大于3.0，儲層表現(xiàn)為中等—強非均質(zhì)性儲層特征，水平井垂向位置位于油柱高度的上1/3時，油井表現(xiàn)為速竄型氣竄特征；氣頂指數(shù)小于1.5，儲層表現(xiàn)為均質(zhì)—中等非均質(zhì)儲層特征，水平井垂向位置靠近油環(huán)下1/3時，油井往往表現(xiàn)為緩竄型氣竄特征；氣頂指數(shù)為1.5～3.0，儲層表現(xiàn)為中等非均質(zhì)儲層特征，水平井垂向位置在油環(huán)中部1/2左右，油井表現(xiàn)為臺階上升型氣竄特征。

表2 錦州A油田大氣頂區(qū)塊儲層非均質(zhì)性評價參數(shù)

3 全壽命開發(fā)策略

在明確大氣頂油藏氣竄規(guī)律的基礎(chǔ)上，結(jié)合大氣頂油藏8 a礦場生產(chǎn)管理經(jīng)驗，提出大氣頂油藏分開發(fā)階段、分氣竄模式下的開發(fā)策略。

(1) 鉆前確定水平井最優(yōu)垂向位置，避免油井過早氣竄。以錦州A油田大氣頂油藏為原型，采用數(shù)值模擬技術(shù)，得出不同氣頂指數(shù)下水平段合理垂向位置。其中，大氣頂油藏合理的水平段垂向位置在油柱高度的下1/4～1/5，中等氣頂油藏合理的水平段垂向位置為下1/3～1/4，小氣頂油藏合理的水平段垂向位置在油柱高度的1/2左右(圖4)。

(2) 控制合理采油速度，提高低氣油比階段采出程度。對于速竄型油井，為防止油井過早氣竄，開發(fā)初期應(yīng)采用較低的采油速度(約為2.0%)，緩竄型油井由于油氣界面運移較為均勻，可相應(yīng)采用較高的采油速度(約為3.0%)，充分發(fā)揮油井產(chǎn)能，臺階上升型油井合理采油速度約為2.5%。

(3) 氣油比快速上升階段不斷調(diào)整工作制度，抑制出氣量。氣油比快速上升階段應(yīng)及時調(diào)整油井工作制度，控制氣油比上升速度。統(tǒng)計結(jié)果表明，開發(fā)初期表現(xiàn)為速竄型特征的油井，在氣油比小于300 m3/m3時及時縮油嘴控氣，70%的油井氣竄規(guī)律由速竄型轉(zhuǎn)變?yōu)榕_階上升型。對于緩竄型油井，氣驅(qū)較為均勻，可適當(dāng)延緩控氣時間。

(4) 高氣油比階段，分析油井低產(chǎn)低效主因，采用卡氣、側(cè)鉆相結(jié)合的模式，提高原油采收率。對于滲透率極差較大、儲層縱向非均質(zhì)較強的油井，應(yīng)充分利用測井、巖心、測試等資料，及時識別氣竄層位，對出氣層位進行卡堵氣，充分動用物性較差的砂體，提高原油采收率。B4H井為渤海油田首口卡氣試驗水平井，該井作業(yè)后日產(chǎn)油由5 m3/d增至65 m3/d，氣油比由4 385 m3/m3降至127 m3/m3，累計增油量為1.86×104m3。對于水平段距離油氣界面過近的油井，由原井眼向油環(huán)低部位側(cè)鉆，充分挖潛剩余油。A7H井為渤海大氣頂油藏首口原井眼側(cè)鉆水平井，隨鉆階段由于流體界面認識不清導(dǎo)致水平井垂向位置距離，油氣界面過近，該井投產(chǎn)后快速氣竄，生產(chǎn)僅18個月，日產(chǎn)油量由89 m3/d遞減至8 m3/d，井控儲量采出程度低。后利用原井眼向油柱高度下1/4處側(cè)鉆，側(cè)鉆后該井日產(chǎn)油量為65 m3/d，無氣竄期長達15個月，目前累計產(chǎn)油量為7.1×104m3。

圖4不同氣頂指數(shù)下水平段最優(yōu)垂向位置

4 開發(fā)效果分析

通過該套技術(shù)成果的應(yīng)用，有效指導(dǎo)了該油藏的生產(chǎn)管理和綜合治理，使得該油藏實現(xiàn)連續(xù)7a年產(chǎn)油保持在100×104m3/a以上，最高年產(chǎn)油達到120×104m3/a，經(jīng)濟效益較好。2015年以來，加密區(qū)共實施調(diào)整井21口，平均初期日產(chǎn)油達到89 m3/d，為周圍老井日產(chǎn)油量的1.8倍；共實施油井卡堵氣4井次，累計增油量為5.2×104m3；共優(yōu)化油井工作制度96井次，自然遞減率由2010年的36.5%降至19.8%。目前該油藏在高采出程度下(23.7%)，平均單井日產(chǎn)油仍保持在30 m3/d，氣油比控制在800 m3/m3以內(nèi)，預(yù)計應(yīng)用該套技術(shù)成果可提高采收率3.1個百分點。

5 結(jié) 論

(1) 通過研究錦州A油田21口油井生產(chǎn)監(jiān)測資料，將大氣頂油藏氣油比隨時間變化規(guī)律劃分為穩(wěn)定出氣階段、氣油比快速上升階段、高氣油比階段，氣竄模式劃分為速竄型、緩竄型、臺階上升型。

(2) 影響油井氣竄規(guī)律的因素為氣頂指數(shù)、儲層非均質(zhì)性和水平段垂向位置。當(dāng)氣頂指數(shù)大于3.0，儲層為中等—強非均質(zhì)儲層，水平井垂向位置位于油柱高度的上1/3時，油井表現(xiàn)為速竄型見氣特征；氣頂指數(shù)小于1.5，儲層為均質(zhì)—中等非均質(zhì)儲層，水平井垂向位置靠近油環(huán)下1/3時，油井往往表現(xiàn)為緩竄型見氣特征；臺階上升型油井介于兩者之間。

(3) 通過對大氣頂油藏氣竄規(guī)律研究，結(jié)合大氣頂油藏8a礦場生產(chǎn)管理經(jīng)驗，提出分開發(fā)階段、分氣竄模式下全壽命開發(fā)策略，預(yù)計可提高采收率3.1個百分點。

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