尼日尔G油田气顶油气藏开发策略研究

窦松江，冯小宁，李炼民

(1.中国石油大港油田分公司勘探开发研究院，天津 300280;2.长城钻探工程有限公压裂公司，辽宁盘锦 124010)

尼日尔Agadem地区发现了较多的气顶油藏。在长期的成藏过程中，气顶油藏油气水为同一压力系统，处于一种水动力学平衡中［1－4］。一旦投入开发，原来存在的平衡被打破，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，导致开发难度大［5－6］。目前该地区G油田气顶油藏已投入开发，该气顶油藏具有油气藏类型多、储层物性好、有一定的边水等特点，在实际开发过程中，出现了被动喷转抽、层间干扰、生产波动剧烈、产量递减较大等问题，为了保障该油藏的有效开发，迫切需要对其进行细化研究，制订一系列有效的气顶油藏开发策略，保障油田的正常生产。

1 基本概况

G油田是尼日尔Agadem地区开发的第一个气顶油藏，属于地垒型断块构造，地层产状呈东南倾，有东、西两个油环。主要目的层为古近系Sokor1组的E2油组，为陆相河控三角洲沉积，储层孔隙度为19.2%～26%，平均为22.8%;渗透率为45～727mD，平均为290mD，地层流体具有上气、中油、下水的分布特征，油气层单层厚度为2～15m，原始溶解气油比为240scf/bbl①1scf=0.028m3;1bbl=0.159m3。，地层原油黏度为4.19mPa·s。油气界面深度在2145m左右，油水界面深度在2284m左右。目前开发的主要为东油环，油环原始地层压力系数在1.0左右，温度梯度为3.02℃/100m，属正常温压系统油藏。原油临界温度为131.02℃，地层温度为119.33℃，泡点压力为19.02MPa，地层压力为24.71MPa，属于典型的高收缩原油。

2 面临挑战

G油藏渗透性较好，且具有一定气顶和边水能量，由于缺乏对油藏的深入认识，早期采取多层自喷投产，投产3～5个月后被迫采用电泵采油。随着开发进程，生产流压不断降低，生产气油比由投产初期的120scf/bbl上升至880scf/bbl，部分井甚至达到2000scf/bbl，使油气产量波动较大，递减较快。由于井筒内油气水三相比例发生剧烈变化，部分井出现电泵运转不正常。为了维持生产，现场人员频繁调整电泵频率，致使生产陷入较为被动局面。

3 开发策略研究

3.1 开发方式及开发机理研究

3.1.1 油气藏类型研究

G油藏储层属于三角洲沉积，储层垂向岩性变化较快，按相控对比模式，将E2油组主力油层划分为5个小层，在此基础上细化小层油气藏分布研究，编制油气面积分布图。根据气顶指数 (地下气的体积与油的体积之比)大小对不同的小层进行分类［7］，一类气顶能量较大，气藏面积较大，油环面积相对较小，称之为油环气藏;另一类气顶能量较小，气藏面积较小，油环面积相对较大，称之为气顶油藏;划分不同小层能量的目的是避免不同能量的油藏合采，出现层间干扰，导致采油井不能保持稳定生产 (表1)。

表1 G油田E2油组油藏分类表Table 1 Reservoir classification of G oilfield E2 horizon

3.1.2 开发方式研究

根据国内外气顶油藏的开发经验，气顶油藏开发的关键是确保油区和气区压力平衡［8－9］，避免出现原油侵入气区、气顶侵入油区，损失可采储量。表2中数据证明，先采油、后采气的开发方式可以实现最好的开发效果，原油采收率最高，因此开发井部署需要避开气顶。

表2 G油田E2油组不同开发方式数模指标对比表Table 2 Comparison of numerical simulation indexes for E2 horizon in G Oilfield with different development methods

3.1.3 采油速度研究

利用G断块的地质模型进行开发机理研究，模拟衰竭式开发情况下不同采油速度的开发效果，从模拟结果来看 (图1)，气顶油藏对采油速度较为敏感。从气侵情况来看，4%的采油速度，第2年末就发生了严重的气侵;3%的采油速度，第3年末发生了严重的气侵;2%的采油速度，第5年末才发生严重的气侵。从开发效果来看，2%的采油速度开发效果最好，有较长的稳产期，采出程度高。过大的采油速度尽管在初期有较高采出量，但会引起气顶和边水快速突破，影响油气藏最终开发效果。

图1 G油田E2油组不同采油速度15年开发指标对比图Fig.1 Comparison of development indexes for E2 horizon in G Oilfield with different oil recovery rate in 15 years

3.2 开发层系优化研究

对油气藏细化层系是有效开发的基础，划分不同小层能量的目的是避免不同气顶能量的油藏合采。G油田刚投入开发时有3口井为不同能量的层合采，在井筒内形成的复杂油气水三相流，引起电泵生产不正常，最终导致烧泵。经研究后分别采取E2油组1、2、3小层合采或者E2油组4、5小层合采，并见到了较好效果。如G4井开始为能量不同的E2－1小层和E2－5小层合采，生产波动大，需要不停地调整工作制度才能维持生产。作业时封掉了气顶能量大、气油比高的E2－1小层，补开E2－4小层和能量相近E2－5小层合采。投产后，气油比大幅度下降，产液量稳定，同时电泵运转正常，生产保持稳定 (表3)。

表3 G4井2014年生产情况表Table 3 Production data of Well G4 in 2014

3.3 合理井距研究

该区储层展布方向为北东—南西方向，与油环的方向近似一致，而且油藏物性较好，单井泄油半径较大，顺河道砂体方向距离过近的邻井如果开采相同的油层，容易引起井间干扰，影响开发效果。生产实践证明，井距在700m左右较为合理。如该区G11和G10井采同一个油砂体，两井相距690m，G11于2012年1月15日停喷后，邻井G10油压上升，产量上升，气油比下降 (表4)，表明油井之间存在井间干扰。在后期作业及投产新井时，保证了连通程度高、井距小于700m的邻井实施错层生产，有效降低了井间干扰，保持了高效开发。

表4 G10井2012年生产情况表Table 4 Production data of Well G10

3.4 开采方式与井底流压研究

一个油藏中气顶能量大小、边水能量大小及生产井在油环中的位置都对油井生产及油藏的有效开发具有重要影响，在生产过程中需要充分利用气顶、边水能量，优选生产井位与开采方式。

3.4.1 自喷生产井研究

对于气顶能量较大的油藏，位于油环中上部的井，可以考虑诱喷生产。因为井处于油环中上部，距离气顶和边水有一定距离，既不会形成严重气侵，又不会导致过快水侵，有气顶与边水提供能量，井天然能量相对充足，能维持较好的生产，为此优选了2口井自喷生产。

3.4.2 电泵生产井研究

对于气顶能量较小，主要依靠边水开发的油藏，需立足于电泵生产。构造低部位的井地饱压差较大，能以较大压差生产;构造高部位井的地饱压差相对小，生产压差相对也小。该类油藏要严格控制生产压差，防止地层能量过快下降，导致地层脱气。

3.4.3 合理井底流压研究

当井底流压低于饱和压力的80%以下时，采油指数大幅度降低。采油指数下降的主要原因是井底附近脱气，形成气化液体渗流，使油相渗透率大幅度下降，即高饱和压力的油藏井底流动压力下限一般取饱和压力的80%左右。生产气油比上升快的井，地层已经开始脱气，应降低产量，减缓地层压力下降，增加原油可采量。如G8井由于采取较大压差生产，气油比从44scf/bbl快速上升到332scf/bbl，同时产液量从1019bbl/d快速下降到667bbl/d，综合分析后把油嘴从8mm降低到3mm，井底流压经折算在泡点压力的80%左右，产液量一直稳定在600bbl/d左右，基本不含气。

3.5 能量补充方式研究

气顶油藏随着开发的进行，地层压力下降，需要适时转入注水开发，补充地层能量，保持油井高效生产。数模研究发现，在油气界面附近注水形成水障防止气侵的效果不理想，同时需要较多井的转注，因此考虑油环内部与边部注水来提高采出程度。以高产井G10井为例，为抑制气侵补充能量，分别考虑同等高线深度与低部位注水两种方式，预测结果表明，低部位注水较同等高线深度注水15年累计增油3.6×104m3，从数模结果来看，低部位注水最优 (图2)。

图2 G10井不同位置注水开发指标对比图Fig.2 Comparison of development indexes of Well G10 at different injection locations

4 结束语

(1)对于气顶油藏，先采油、后采气的开发方式可以实现最好的开发效果，原油采收率最高。

(2)气顶油藏对采油速度较为敏感，要优选合适的采油速度，既有较好的经济效益，又能避免气顶和边水快速突破的影响。

(3)对于气顶油藏，要根据气顶和边水大小，细分油藏类型，优化组合开发单元。

(4)不同类型的气顶油藏，由于能量不同，构造位置不同，连通程度不同，优选生产井位与开采方式，缩短检泵周期。

(5)对于气顶油藏，随着开发的进行，地层压力下降，在适当的时候要将边部井转注水进行开发，实现油田稳产。

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