海上带凝析气顶的边底水油藏开发策略——以我国海上X油田H油藏开发为例

宋春华 （中海石油 （中国）有限公司上海分公司，上海 200030）

张远 （长江大学地球科学学院，湖北 武汉 430100）

海上带凝析气顶的边底水油藏开发策略
——以我国海上X油田H油藏开发为例

宋春华 （中海石油 （中国）有限公司上海分公司，上海 200030）

张远 （长江大学地球科学学院，湖北 武汉 430100）

带凝析气顶的边底水油藏由于油气水关系复杂，开采难度大，容易出现油、气、水互窜，导致凝析油和原油的损失。对于这种复杂的油藏，不同的开采技术政策对油气采收率影响较大。以我国东部海域X油田H油藏开发为例，在对气顶底水油藏的开发机理研究的基础上，结合海上油气田开发特点，提出带凝析气顶的边底水油藏开发策略：利用天然能量，先期以采油为主，后期兼顾采气；采用水平井开发，生产压差控制在1～1.5MPa，纯油区开采4～5a后封水平段油层，开采上部顶气。

海上油气田；凝析气顶；边底水油藏；开发策略；油气并举；水平井开发

在我国东部海域，近年来发现了一些带凝析气顶的边底水油藏，由于油气水处于同一压力系统，开发过程中油环与气顶、油环与边底水的地层压力及油气、油水界面的控制和调整十分复杂，正是由于具有多种复杂的驱油机理，不同的开发程序和开发方式对油气藏的采收率有很大影响。这类复杂流体系统的油气田也被世界公认为难开发油气田。

目前，我国海上已开发的油气田中也有类似的油气藏，如渤海油田的锦州20-2、渤中28-1等油气田，但都是以单一的采油或采气为目的的，在开发方案设计阶段没有或较少进行过油气并举的开采策略研究，这2个油气田在实际开发过程中出现过一些问题，锦州20-2凝析气田出现了因出黑油而改造平台处理流程［1］，渤中28-1油田则曾因油井气窜导致天然气资源巨大浪费而被迫关闭［2］，无疑油田开发前的开发设计是高效开采的基础。笔者以东部海域X油田H油藏开发为例，在对气顶底水油藏的开发机理及开采策略研究的基础上，结合海上油气田开发特点，制定带凝析气顶的边底水油藏开发策略。

1 海上X油田H油藏特征与开发难点

1.1 油藏特征

H油藏为X油田的主力油藏，储层埋深2350～3200m，储层厚度28m左右，以中孔、中渗为主，孔隙度16%～17%，渗透率48.5～648.5mD。该油藏构造较平缓，边底水能量充足，油、气、水共生，H油藏的储量由石油和凝析气两部分组成，其中凝析气层厚度 （碾平厚度）12m，油层厚度 （碾平厚度）9m，其石油和凝析气的地下体积分别为1050.9×104m3和1040.0×104m3，地下体积比 （气顶指数）接近1.0；石油和凝析气的储量分别为831.9×104m3和16.6×108m3，因此，在开发过程中无论舍弃油或气都会造成资源的极大浪费。

1.2 开发难点

1）带气顶边底水油藏由于自身的复杂性，使得其在开发中遇到的问题较多。带气顶的边底水油藏在开发中始终需要注意的是油气、油水界面的动态变化，一旦油气、油水界面的变化失去控制，将会导致油井气窜、水窜，产油量急剧下降，油藏采收率低；或者油侵气顶，损失原油。

2）开采过程中凝析油和原油损失严重。H油藏其地层流体由饱和的凝析气和轻质油组成，因地层温度高，与一般的饱和油气藏相比，尽管凝析气具有低反凝析液量、原油具有低收缩率的特点，但在压力衰竭开发过程中，仍遵循一般饱和油气藏的开发规律，即在开发初期即可出现凝析油的析出和原油的脱气收缩。根据H油藏流体PVT分析的结果，按压力衰竭方式开发 （废弃压力9.8MPa），凝析油损失量可以达到43.55%，而地层原油收缩到原始的83%，黏度增加近2倍。

3）开发过程中油、气、水容易互窜，采收率低。H油藏中存在油气水三相，且油柱高度仅为10～19m，油气体积相当，对于这种类型油藏，不管是先采油还是先采气，开发过程不可避免地会出现油、气、水互窜的情况。因含气区的亏空而引起的原油侵入气顶，造成部分原油以残余油的形式损失在气顶中，按H油藏的油气相渗分析，气驱油残余油饱和度高达43.1%～40.7%；随着油层的开发，气顶气下锥，造成含烃部位压力整体亏空，加速边底水侵入；在开发到一定程度后，随着边水侵入气顶，将造成最为不利的水驱气，导致气顶采收率较低。这一规律的存在使传统的保护气顶开采底油的方式增油效果变得并不明显。

2 开发模式模拟研究

为了更精细地研究气顶油藏的开发模式，直接使用H油藏地质建模不粗化的米级精细网格模型（含油气范围内平面网格尺寸50m×50m，纵向网格间距1m），运用黑油和组分两种模型，针对开发方案实施要点进行开发模式优化模拟研究，主要包括井网部署、开发顺序、水平段长度、射孔位置、开发方式等5个方面的优化研究。

2.1 井型与产能优化

以H气顶油藏先采油模拟研究，根据X4井底油部位的产能测试资料，米采油指数为9m3／（d·MPa·m），以底油层的碾平厚度，并考虑底水气顶避射高度和2.0MPa的生产压差，计算得到定向井的产量仅为50m3／d左右，显然不宜采用定向井开采底油；而当采用水平井开采、水平段长度在600～800m时，水平井的产量约为定向井的4～5倍，在与定向井相同生产压差下，产量可以达到200～250m3／d。为进一步减缓气窜和水锥，应当降低生产压差，如生产压差为1.0～1.5MPa，则产量为100～188m3／d，综合确定水平井合理产量取为150m3／d，并以10×104m3／d的产气量控制气窜，减少气顶能量损失。

2.2 井位优化

H油藏为一狭长背斜构造，井位优化模拟研究分三角形、轴线、四边形3种布井方式，处于构造轴部的水平井水平段位置均处于油层底部，边部水平井处于油层中上部，水平段长度均为800m。计算表明，垂直构造轴线布井累计产油最小，是最不适合的布井方式；在相同井数情况下，无论是何种布井方式，只要偏离轴线，累计产油均低于沿轴线布井。

2.3 开采顺序优化

利用水平井开采，采用先采气和先采油开采顺序的模拟研究。计算表明，先采油的开采方式比先采气的开采方式，原油采收率增加5个百分点，天然气采收率变化不明显，先开采气顶显然不利于底油的开采。从油藏含水率与累计产油量的关系曲线可以看出，在累计产油量相同时，先采油含水率较低。这是气顶边底水油藏开发的一个重要机理，在累计产油量相同时，若先开发气顶，因气顶气的采出造成油气区的地层压力快速亏空，致使底油侵入气顶，更多的边底水侵入油气区，造成原油采收率降低。

从模拟研究结果看，对于气顶油藏的开发，先采油、后采气可以有效保护气顶能量，气藏动用越早，原油损失越大，原油采收率减小更多。但气顶动用太晚，地层中油气水关系可能会因气顶的膨胀，导致油气水关系变得更加复杂，使后期开发调整变得更困难，同时稳定供气也有影响，经济效益受影响。综合分析认为气定期投产时间晚于油区4～5a较为合理。

2.4 水平段长度、位置优化

水平井水平段长度分别为400、500、600、700、800、900m，从计算总体结果看，随水平段长度的增加，累计产油量增加。在400～600m时，水平段长度对增油量影响不大，在600～900m时，增油量突然增大 （表1），这主要因为构造北端是底水区域，是底油侵入气顶的主要区域，当水平段长度小于600m时，无法开采该部分油，使该部分油侵入气顶造成油的损失。建议水平段长度600～800m。水平段位置与水平井所在构造有关，模拟结果显示在油层的中下部累计产油量最高，根据水平井所在构造位置不同，水平段距气油界面最优位置有所差异，水平段距离在气油界面以下5～10m开采效果最好。

表1 不同水平井水平段长度计算指标数据

表2 注入介质机理模拟开采指标数据表

2.5 开采方式优化

1）注入介质对开发效果影响的机理模拟研究 目前国内外针对凝析气藏或轻质油藏在实施注气开发时，一般选择3种注入介质，即烃类气、二氧化碳、氮气，其中烃类气的选择有若干种。该次机理共设计5种不同注入介质，分别为二氧化碳、原始凝析气井井流物组分、分离器气组分、处理气组分、氮气，注入量均为20×104m3／d，注气时间12a。

从研究结果看，注入二氧化碳时油的采收率最高，其次为烃类气体，氮气最差；对烃类气体随注入井流物的组分变 “轻”，油的采收率逐渐降低 （表2）。这种规律的形成主要取决于注入介质与油藏油产生混相的难易程度。在实际实施方案选择注入介质时，还应考虑技术经济因素，二氧化碳虽然是最易与油藏油产生混相的介质，但在缺乏二氧化碳气矿的情况下，采用该油藏的气体进行循环注气开发已成为十分成熟的技术，是下游用气富余的情况下首先考虑的一种注入介质。

2）循环注气效果 循环注气开发是目前中高凝析油含量的凝析气藏广泛使用的一种开采技术，但对气顶轻质油藏实施循环注气开发在生产实践中使用的较少，从流体相态变化规律上看，轻质油藏的开发方法应与凝析气藏类似而不是与黑油油藏类似。通俗讲，所谓循环注气是利用本油藏生产井采出的烃类气，通过注气井全部 （有时是部分）回注到本油藏中，周而复始，通过保持相对较高的压力以减少烃类亏空和注入气的 “萃取”作用来提高油藏油的采收率，对天然水驱油藏还具有延缓边底水推进的作用。从研究结果看，油采收率受注气时间的影响特别大，油采收率与注气时间的关系符合乘幂函数，每增加3a的循环注气时间，油采收率增加3%～4%，与相同条件下衰竭相比，循环注气20a，油可采储量增加近1倍。

从开发优化模拟结果来看，在不改变开发方式下，无论采用井数多少、开采顺序如何、水平井长度多长、水平井在垂向上的位置如何，在开发过程中因受到H油田地质和油藏特征的影响，油的采收率提高幅度一般在5～8个百分点，而实施循环注气开发，油的采收率最大可提高17个百分点。选择先循环注气保持压力开采底油，后衰竭开采气顶天然气是最能提高油采收率的开发模式。

3 开发策略与实践

对于带凝析气顶的边底水油藏，采用什么开发方式开采，除了要考虑油藏地质条件、原油和凝析油采收率外，同时还要考虑经济指标和社会需求。由于海上油田的特殊环境，结合H油田地处区域油气田开发中下游供气的迫切需要，尽管研究认为循环注气原油采收率最高，但并不是最佳经济开采模式，综合分析确定H油田开发策略为：油气并举，利用天然能量，先期以采油为主，后期兼顾采气；采用水平井开发，水平段位置在气油界面附近油区；生产压差小于1.0～1.5MPa，单井产油量为150m3／d左右，并以10×104m3／d左右的产气量控制气窜。开采4～5a后封水平段油层采气顶气。预计油藏采收率17.7%左右，天然气采收率64.6%。

本文受中国海洋石油总公司 “十二五”综合科研项目资助。

［1］赵春明 .渤海锦州20-2凝析气田开发实践 ［J］.油气井测试，2011，20（1）：61～64.

［2］张桂娥 .渤中28-1油田重新开发工程概念设计按期完成 ［J］.中国海上油气 （工程），1997，（1）：48.

［编辑］ 黄鹂

Development Strategies of Offshore Edge-bottom-water Reservoirs with Condensate Gas Cap——Case Study from H Reservoir in X Oilfield of East China Sea

SONG Chunhua，ZHANG Yuan （First Author＇s Address：Shanghai Branch Company，CNOOC，Shanghai 200030，China）

It was difficult to develop edge-bottom-water reservoir with condensate gas cap because its complex relations of oil and water，which would result in channeling of oil，gas and water，and loss of condensate oil and crude oil.Therefore，different development strategies had huge influence on the oil and gas recovery efficiency of such complex reservoir.In this paper，by taking H Reservoir in X Oilfield in East China Sea for example，development strategies of offshore edge-bottom-water reservoir with condensate gas cap are proposed based on the research of development mechanism of bottom-water reservoir with gas cap and characteristics of offshore oil and gas fields.The strategies are that the natural reservoir energy should be fully used for mainly producing crude oil at the earlier stage and gas production is combined in the late period.Horizontal well is recommended with production pressure difference controlled in 1～1.5 MPa，Sealing oil layer of horizontal well section should be sealed after 4～5years of production in the net oil region and the upper gas layer is produced.

offshore oilfield；condensate gas cap；edge-bottom-water reservoir；development strategies；oil and gas lifting；development in horizontal well

TE349

A

1000-9752（2014）12-0187-03

2014-09-17

宋春华 （1966-），女，1986年广东石油学校毕业，高级工程师，现主要从事油气田开发地质方面的研究工作。