气顶边水断块油藏开采特征分析与开发方式优化

程 大 勇

(中海石油(中国)有限公司天津分公司渤海石油研究院， 天津 300452)



气顶边水断块油藏开采特征分析与开发方式优化

程 大 勇

(中海石油(中国)有限公司天津分公司渤海石油研究院， 天津 300452)

针对油田最终采收率进一步提高的问题，进行油藏开采特征与开发方式研究。根据断层发育、流体系统分布及天然能量差异，将锦州南油田开发单元划分为大气顶油藏、小气顶边水活跃型油藏及小气顶弱边水油藏。结合地质油藏特点，运用油藏数值模拟技术，研究各油藏开发方式的适应性。研究发现，大气顶油藏及小气顶边水活跃型油藏宜采用衰竭式开发，小气顶弱边水油藏宜采用注水开发。

气顶；边水；开采特征；开发方式

1 油藏概况

锦州南油田位于渤海辽东湾海域，构造上位于辽西低凸起的中北段，属于古潜山背景上发育的近北东向断裂半背斜。油田范围内断层发育，辽西2号断层将锦州南构造切割成东、西高带。

油田主要含油层系古近系沙河街组2段，为辫状河三角洲沉积，储层岩性较为疏松，连通性好。储集类型以原生粒间孔为主，具有中高孔渗的储集物性特征，孔隙度多大于25%，渗透率多大于100×10-3μm2。地层原油饱和压力高，14.3～16.4 MPa；地饱压差比较小，0.5～2.0 MPa；溶解气油比中等，50～75；黏度低，0.71～3.04 mPa·s。地面原油具有密度中等(0.859～0.935 gcm3)、黏度低(4.86～25.64 mPa·s)、胶质沥青质含量中等、凝固点低、含蜡量及含硫量低等特征。压力梯度范围为70～90 kPam，压力系数为1.04，地温梯度为3 ℃hm，温压系统正常。

2 油藏类型划分及开采特征分析

锦州南油田沙2段油气沿砂体呈层状分布，且油气层明显受构造控制，沙2段属于由多个断块组成、具多套油气水系统的层状构造油藏。按照断裂系统，在平面上将沙2段划分为4个井区(见图1)； 按照流体系统分布, 纵向上将沙2段划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ油组(见图2)。

2.1 油藏类型划分

沙河街组沙2段各油藏气顶指数、水体能量差异较大，首先根据气顶指数将油藏类型划分为大气顶油藏(气顶指数大于1.5)与小气顶油藏(气顶指数小于1.5);然后再根据各开发单元水体能量大小，将小气顶油藏细分为边水活跃型与弱边水型。

图1 锦州南油田沙2段含油气面积图

图2 锦州南油田沙2段油藏剖面图

2.2 开采特征分析

不同类型的油藏生产过程中会表现出不同的开采特征，下面从地层压降、气窜与水窜、产量递减等方面进行分析[1-2]。

(1) 地层压降特征。通过对历史压力测试资料分析，得到已投产油藏采出程度与压降关系曲线(见图3)。每采出1%地质储量，大气顶油藏压降达0.07～0.09 MPa，小气顶边水活跃型油藏压降达0.09～0.10 MPa，小气顶弱边水油藏压降达0.30～0.50 MPa。可见相对于小气顶弱边水油藏，大气顶油藏与小气顶边水活跃型油藏开发过程中的地层压力保持较高水平，天然能量充足。

图3 不同类型油藏采出程度与压降关系曲线

(2) 气窜与水窜特征分析。目前沙2段已投产油藏均出现不同程度的气窜与水窜[3]。其中，大气顶油藏气窜较为严重，无气窜采油期不到半年，气窜后生产气油体积比可达600 以上(见图4)；小气顶边水活跃型油藏主要表现为见水早、含水上升速度快。大气顶油藏3井区Ⅰ油组含水上升，但含水上升速度相对缓慢(见图5)。

(3) 产量递减特征分析。目前沙2段已投产油藏均处于开发初期，依靠天然能量进行开发。总体表现为，产量递减较快，平均月递减率均在3.0%以上。由于受到气窜的影响，与小气顶油藏相比，大气顶油藏初期产量递减更快，平均月递减率在4.0%以上。

图4 不同类型油藏开采过程中生产气油比对比曲线

图5 不同类型油藏开采过程中含水率对比曲线

3 油藏数值模拟研究

针对大气顶油藏、小气顶边水活跃型油藏、小气顶弱边水油藏，分别选择具有代表性的3井区Ⅰ油组、3井区Ⅲ油组、27井区Ⅱ油组等单元进行研究。

3.1 建立模型

利用Petrel软件建立构造、物性等三维精细地质模型，然后利用Eclipse软件E100模块转化成油藏模型。平面网格步长为50 m×50 m，纵向网格步长为2 m。油水相对渗透率曲线根据地层条件下评价井取心样品实验结果绘制而成，地层流体性质根据评价井地下样品高压物性实验结果来判断。

3.2 设计方案

根据研究区域生产动态，对单井含水率、气油比及压力进行拟合。从总体拟合精度来看，95%以上的井拟合度较好。在此基础上，针对各研究单元设计了2套天然能量与注水开发方案[4-5]，进行了对比分析。

3.3 分析预测结果

在大气顶边水活跃型油藏(如3井区Ⅰ油组)中，其气顶和边水能量均较强，注水开发对提高采出程度所起作用不大。针对此类油藏，推荐采用衰竭式开发，采收率可达26.1%。

在小气顶边水活跃型油藏(如3井区Ⅲ油组)中，天然水体能量较强，采用注水开发将导致严重的油侵气区，并使采油井过早水淹，严重影响开发效果。针对此类油藏，推荐衰竭开采方式，采收率可达29.6%。

4 结 语

根据油藏天然能量差异，提出将沙河街组气顶边水油藏划分为3种油藏类型，即大气顶油藏、小气顶边水活跃型油藏及小气顶弱边水型油藏。

动态生产资料表明，大气顶油藏与小气顶边水活跃型油藏开发过程中地层压力保持较高水平，但分别具有较为严重的气窜与水窜特征，生产过程中应注意控制采油速度；而小气顶弱边水型油藏产量递减较快，开发过程中应注意有效地保持地层能量。

大气顶油藏与小气顶边水活跃型油藏宜采用衰竭式开发，小气顶弱边水油藏宜采用注水开发。

[1] 喻高明，凌建军，王家宏，等.气顶底水油藏开采特征及开发策略[J].石油天然气学报，2007，29(6)：142-145.

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[3] 王彬，朱玉凤.气顶油气田气顶气窜研究[J].天然气工业，2000，20(3)：79-82.

[4] 姚约东，李相方.气顶油气田开发程序的探讨[J].天然气工业，2005，25(2)：124-126.

[5] 张勇，杜志敏，郭肖，等.底水凝析气藏薄油环开采数值模拟方法研究[J].石油学报，2009，30(1)：88-91.

Analysis and Optimization on the Development of Fault Block Reservoir With Gas Cap Edge Water

CHENGDayong

(Bohai Oilfield Research Institute, Tianjin Branch of CNOOC Ltd., Tianjin 300452, China)

In order to increase the ultimate recovery, this paper focuses on the research of characteristics and development methods of reservoir exploitation. According to the distribution of fault development, fluid systems and natural energy differences, the South Jinzhou Oilfield could be divided into three types: air cap reservoir, stingy active type topside water reservoir and water reservoir stingy top weak side. Combined with geological reservoir characteristics, adaptability of development mode for various types of reservoirs is studied with the help of numerical reservoir simulation technology. Study results suggest that the oil reservoirs with big gas cap and the oil reservoirs with small gas cap and active edge water should be developed by natural energy, the oil reservoirs with big gas cap and weak edge water should be developed by water flooding.

gas-cap; edge water; recovery feature; development scheme

2016-09-03

国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发”子课题“海上油田丛式井网整体加密及综合调整油藏工程技术示范”(2011ZX05057-001)

程大勇(1984 — )，男，硕士，工程师，研究方向为油气田开发。

TE341

A

1673-1980(2017)02-0012-03