姜 永，王 迪，劉洪洲，孫藏軍，黃 磊

（中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300459）

氣頂油藏是渤海黃河口凹陷典型的一類油氣藏，該類油氣藏邊、底水能量弱，以中小氣頂為主，氣頂指數(shù)差異大。關于氣頂油藏的開發(fā)，國內(nèi)外常見的開發(fā)模式[1-8]主要有：（1）屏障注水開發(fā)：氣油界面處實施注水井形成水障，油水邊界以外注水維持油區(qū)壓力；（2）注氣開發(fā)及循環(huán)注氣：在氣驅(qū)面積布井循環(huán)注氣，維持地層壓力，防止油侵入氣區(qū)。但這兩種開發(fā)模式只適應于儲量規(guī)模較大，儲層較厚的油氣藏。黃河口凹陷帶氣頂油藏單砂體儲層薄，儲量規(guī)模小，早期主要是采用“避氣開發(fā)”、“油氣同采”的開發(fā)模式。在這種開發(fā)模式下，氣頂區(qū)會發(fā)生氣竄、油侵及水侵現(xiàn)象[9-12]，進入“雙高”階段后，隨著氣頂?shù)摹跋А?，在高部位氣頂區(qū)有的情況下發(fā)生油侵、有的情況下會發(fā)生水侵，使得該類氣頂油藏在高含水階段后的調(diào)整挖潛面臨巨大的挑戰(zhàn)。通過“多因素耦合”的數(shù)值模擬研究，系統(tǒng)開展中小氣頂油藏油氣水運移機理分析及剩余油分布模式研究，形成了氣頂區(qū)不同剩余油模式下調(diào)整挖潛的策略，對“油氣同采”模式下該類氣頂油藏“雙高”階段調(diào)整挖潛具有重要的指導意義。

1 氣頂油藏開發(fā)特征

渤海X 油田為典型的中小氣頂油藏，油藏埋深為1 110.0 m～1 990.0 m，具有典型的一砂一藏特征，單砂體規(guī)模小，儲量豐度低，主力單元油層厚度8.0 m～12.0 m，氣層厚度2.0 m～6.0 m，氣頂規(guī)模差異大，氣頂指數(shù)在0～1.5。針對油田特點，油田主要是采用單砂體水平井注水開發(fā)，早期主要是采用“避氣開發(fā)”、“油氣同采”的開發(fā)模式。開發(fā)特征主要表現(xiàn)為：油井生產(chǎn)初期氣竄，氣油比高，地層壓力下降快；隨著注入水的不斷推進，油井含水上升，地層出現(xiàn)三相流動；進入“雙高”階段后，隨著氣頂?shù)南?，氣頂區(qū)會發(fā)生油侵、水侵現(xiàn)象，因而對于高含水階段氣頂區(qū)內(nèi)的調(diào)整挖潛，明確氣頂區(qū)是油侵還是水侵模式至關重要。

2 氣頂區(qū)剩余油富集規(guī)律

2.1 油藏數(shù)值模擬模型建立

在“油氣同采”的開發(fā)模式下，油井氣竄導致氣頂區(qū)地層壓力下降，由于儲層的非均質(zhì)性、井網(wǎng)、流體性質(zhì)差異等因素導致氣頂區(qū)不同程度的發(fā)生油侵和水侵。為了研究氣頂油藏高含水階段水淹模式及發(fā)揮數(shù)值模擬定量評價的優(yōu)勢，采用“多因素耦合”的數(shù)值模擬研究思路，建立并深入考慮了氣頂規(guī)模、開發(fā)方式、流體黏度、布井位置等因素的數(shù)值模擬模型，分析不同條件下氣頂區(qū)油侵、水侵規(guī)律。

2.2 氣頂區(qū)油氣水運移規(guī)律

當氣頂油藏天然能量開發(fā)時，初期由于油區(qū)地層壓力下降，氣頂開始向油區(qū)發(fā)生氣竄，天然氣膨脹。隨著天然氣的采出，氣頂區(qū)的壓力下降，氣頂內(nèi)開始發(fā)生油侵。隨著天然氣收縮，原油不斷的侵入氣頂，最后氣頂區(qū)被油“占領”（見圖1）。

當注水開發(fā)，油水黏度差異較小時，氣頂區(qū)的變化特征和天然能量開發(fā)比較類似。也是經(jīng)歷了天然氣擴張，氣區(qū)壓力下降、油侵氣頂，最后到天然氣收縮，氣頂區(qū)油侵整個過程。且油水黏度差異越小，氣頂區(qū)油侵特征越明顯。

當注水開發(fā)，油水黏度差異較大時，氣頂區(qū)主要發(fā)生水侵。初期油井氣竄，天然氣擴張；隨著天然氣的采出，氣頂區(qū)的壓力下降，由于油水黏度差異影響，導致注入水開始局部突破氣頂；隨著氣頂區(qū)注入水不斷突破，最后導致氣頂區(qū)水淹（見圖2）。氣頂水淹后，同時會抑制天然氣的采出。并且在這種水侵模式下，若油井氣竄越強，油水黏度差異越大，水侵氣頂速度越快、特征越明顯。因而當原油黏度較大時，注水井應遠離氣頂區(qū)域布井，防止注入水過快突破導致氣頂區(qū)快速水淹。

3 氣頂區(qū)不同剩余油模式下挖潛策略

從氣頂區(qū)的油氣水運移規(guī)律可以看出，由于開發(fā)方式、流體性質(zhì)等影響因素，油氣“二次運移”導致高含水階段氣頂區(qū)內(nèi)剩余油分布模式復雜，氣頂區(qū)會發(fā)生油侵和水侵現(xiàn)象。對于氣頂區(qū)內(nèi)不同剩余油分布模式如何調(diào)整挖潛高效開發(fā)，進一步提高采收率呢？

3.1 氣頂區(qū)油侵模式下布井策略

油田進入“雙高”階段后，由于油侵氣頂導致氣頂區(qū)剩余油富集，因而在這種模式下，選擇靠近氣頂或者在氣頂內(nèi)布井（見圖3），為提高油井的產(chǎn)能，采用水平井挖潛、對于天然能量弱的情況采用注水開發(fā)。

圖1 氣頂區(qū)油侵模式下油氣水運移規(guī)律示意圖

圖2 氣頂區(qū)水侵模式下油氣水運移規(guī)律示意圖

圖3 氣頂區(qū)油侵模式下調(diào)整井部署井位示意圖

3.2 氣頂區(qū)水侵模式下布井策略

對于氣頂區(qū)水侵模式，考慮到油井的產(chǎn)能及經(jīng)濟效益，調(diào)整挖潛需考慮剩余油厚度，通過研究不同剩余油厚度、井型、距氣頂距離、注采方式、注水強度等因素對開發(fā)效果的影響，形成了氣頂區(qū)水侵模式下調(diào)整挖潛的界限。剩余油厚度要求大于6 m～8 m，水平井在垂向位置上距離原始氣油界面2 m～4 m 布井（見圖4～圖6），在遠離氣頂?shù)筒课蛔⑺瑫r控制注水強度，防止因注水強度過大，水侵氣頂導致水驅(qū)效率低。

圖4 不同剩余油高度下累產(chǎn)油

圖5 水平段距氣頂不同距離下累產(chǎn)油

圖6 氣頂區(qū)水侵模式下調(diào)整井部署井位示意圖

4 實例應用

渤海X 油田某一砂體為典型的氣頂油藏（見圖7），早期主要是采用“避氣開發(fā)、油氣同采”的開發(fā)模式，目前進入高含水階段，近幾年來，通過對氣頂區(qū)調(diào)整挖潛，取得了較好效果。對于氣頂區(qū)油侵，考慮在高部位氣頂內(nèi)部署水平井挖潛，調(diào)整井初期呈現(xiàn)為“高產(chǎn)油、低含水”的特征；初期日產(chǎn)油水平73 m3～160 m3，平均日產(chǎn)油112 m3，單井累增油6×104m3～10×104m3。以油侵模式下調(diào)整井B24H1 為例，該井部署于氣頂內(nèi)，初期日產(chǎn)油高達150 m3，含水率僅2.0 %，預計累增油8.50×104m3。對于氣頂區(qū)水侵，調(diào)整井初期日產(chǎn)油水平50 m3～67 m3，平均日產(chǎn)油53 m3，含水75 %～85 %，并且隨著氣頂區(qū)內(nèi)侵入水的采出，油井含水呈下降的趨勢，單井累增油5×104m3～7×104m3。以水侵模式下調(diào)整井A16H1 為例，該井部署于原始氣油界面下3.2 m，初期日產(chǎn)油50 m3，綜合含水78.0 %（見圖8），預計累增油5.60×104m3。

圖7 氣頂區(qū)油侵模式下調(diào)整井典型生產(chǎn)曲線

5 結論

圖8 氣頂區(qū)水侵模式下調(diào)整井典型生產(chǎn)曲線

（1）針對中小氣頂油藏“雙高”階段氣頂區(qū)水淹規(guī)律復雜的問題，通過“多因素耦合”數(shù)值模擬，系統(tǒng)開展了中小氣頂油藏“雙高”階段氣頂區(qū)內(nèi)剩余油富集機理研究。天然能量開發(fā)或注水開發(fā)（油水黏度差異較?。l件下，氣頂區(qū)主要發(fā)生油侵；注水開發(fā)（油水黏度差異較大）條件下，氣頂區(qū)主要發(fā)生水侵。

（2）氣頂區(qū)油侵模式下，采用水平井靠近氣頂挖潛；氣頂區(qū)水侵模式下，剩余油厚度要求大于6 m～8 m，垂向位置上距氣頂2 m～4 m 布井，同時遠離氣頂?shù)筒课蛔⑺?，并控制注水強度，防止因注水強度過大導致氣頂區(qū)快速水淹。

（3）研究成果指導渤海中小氣頂油藏高含水階段氣頂區(qū)內(nèi)調(diào)整挖潛，取得了較好效果，調(diào)整井初期日產(chǎn)油50 m3～160 m3，對類似中小氣頂油藏“雙高”階段氣頂區(qū)內(nèi)調(diào)整挖潛具有一定的指導意義。