气顶油气藏细分油藏类型协同精细开发研究

李炼民 窦松江

中国石油大港油田公司勘探开发研究院, 天津 300280

0 前言

气顶油气藏由气区和油区两部分组成,一般具有一定能量的边底水,相比于普通油藏,气顶油藏能量相对较充足,因此对于气顶油气藏,一般采取先采油、后采气,初期衰竭式开发,随着地层能量的下降,中后期采取注水开发调整的方式[1-5]。

为了尽量减小油气资源的损失,提高气顶和油环的采收率,目前一般采取边部注水补充地层能量抑制气顶外扩[6-9],屏障注水分隔油气区抑制气顶外扩[10-11],利用水平井并控制临界产量来改善过早见水、见气[12-13],以及不同构造部位井不同产量来平衡油气水关系[14-15]等措施来进行调整。这些方法虽然对延缓气顶锥进和边水推进起到了一定的作用,但是气顶油藏开发需要“上避气、下避水”,开发政策制定非常复杂,存在气窜、层间干扰等问题[16]。本文拟在细分气顶油气藏类型基础上,对不同类型气顶油气藏的不同动态特征的原因进行探讨,开展针对性的精细调整方案,以获得更好的调整效果。

1 油气藏概况

1.1 油气藏基本情况

某油气藏是一个地垒型断块构造,地层产状与构造走向一致。含油气层位为古近系沙河街油组,主力储层中孔中渗,正常温压系统。地层流体具有上气下油的分布特征,低部位具有弱边水。原油密度为 0.834 2 g/cm3,黏度为46 mPa·s,地下原油黏度为4.09 mPa·s。天然气成分主要是甲烷,密度为0.683 g/cm3。原始气油比为42 m3/t。从2011年投产以来,一直采取衰竭式开发。

1.2 开发存在问题

随着开发的进行,出现个别油井气油比快速上升,部分油井泵吸入口压力快速下降,边部有边水入侵,油井产量快速下降,检泵周期短等问题。

2 油气藏类型细分研究

2.1 气顶油气藏细分研究

根据地层条件下气顶与原油的体积比大小,该区块从上到下可以细分为两类气顶油气藏,上部为气顶能量较大的边水油环气藏,下部为气顶能量较小的边水气顶油藏,见表1。

2.2 气顶油气藏开发特征

2.2.1 初产与自喷期

相对于气顶油藏,油环气藏具有较高的初产和自喷期。油环气藏初产一般达到140 t/d,米采油指数达到1.21 t/d·m·MPa,自喷期一般有360 d左右。而气顶油藏初产一般80 t/d,米采油指数只有0.95 t/d·m·MPa,自喷期也较短,一般只有180 d左右。

表1 油田油气藏分类表

序号层位气顶指数气顶能量油气藏类型1E 2-14.07较大2E 2-23.12较大3E 2-31.84较大边水油环气藏4E 2-40.14较弱5E 2-50.05较弱边水气顶油藏

2.2.2 压力保持水平

经过4年多的开采,在经历了初期的压力急剧下降后,压力下降速度减缓,总体来说油环气藏压力保持水平较高,目前压力系数0.72,而气顶油藏压力系数只有0.59。

2.2.3 气油比与递减

开发初期,两种类型油气藏气油比都能保持相对稳定,油环气藏在100 m3/t左右,气顶油藏在60 m3/t左右。随着开发的进行,油环气藏气油比在保持了一段时间的稳定后迅速上升,最高达到2 000 m3/t,呈现气侵的特征。气顶油藏气油比缓慢上升,并稳定在200 m3/t,呈现脱气的特征,见图1。

图1 不同类型油气藏气油比变化图

油环气藏气侵后,油井产量快速下降,月递减达到8.7%。气顶油藏脱气后,油井产量保持相对稳定,月递减为1.6%。

2.3 分类油气藏天然能量研究

对于衰竭式开发气顶油藏,油藏驱动能量主要由弹性能量、溶解气能量、气顶能量、天然水驱能量4部分组成。各部分能量可用油藏驱动指数来表示,分别为弹性驱动油藏驱动指数(DIc),溶解气驱油藏驱动指数(DIo),气顶驱动油藏驱动指数(DIgc),天然水驱油藏驱动指数(DIe),利用物质平衡方程计算各指数大小。

根据方程计算[17],对于油环气藏,目前驱动能量主要是气顶能量,占到总能量的88.28%,见图2。而对于气顶油藏,驱动能量主要是边水能量和气顶能量,分别占到总能量的56.29%和33.76%,见图3。两种油气藏驱动能量不同,因此要采取不同的调整方式。

图2 油环气藏驱动能量百分比图

图3 气顶油藏驱动能量百分比图

3 气顶油气藏分类调整实验研究

从生产动态看,上下不同小层的油井,呈现出不同的动态特征。因此下步考虑细分油气藏类型,针对不同类型油气藏开展研究,提出不同的调整对策,最大限度地改善开发效果。

3.1 分类油气藏天然能量研究

利用弹性产量比,以及采出1%地质储量地层压力下降情况,对两类油气藏天然能量大小分别进行定量评价[18]。根据评价,两类都是天然能量较充足的类型，油环气藏由于气顶更大,能量相对更充足一些,弹性产量比达到20.97,而气顶油藏只有11.41。但整体来看,两类油气藏都属于天然能量较充足型,必须在中后期考虑注水开发，见图4。

图4 油气藏天然能量对比图

3.2 分类油气藏调整开发对策

考虑到正是因为两种不同类型油气藏的驱动能量不一样,才导致了不同的开发特征和矛盾,首先必须将两类油气藏分类开发,不能对两类油气藏实行单井同时开发,从而保证油井开采的顺利进行。其次必须考虑补充能量的开发方式。为了提高经济效益,两套井网协同开发两类油气藏[19-20]。边部水井分层注水,分别对两类油藏进行注水;高部位水井只对气顶油藏注水开发。这样对于气顶油藏,形成面积注水,对于油环气藏,形成边部注水,见图5。因为考虑到气顶油藏目前油藏压力保持较低,存在脱气的情况,且气顶较小,需要整体补充地层能量来改善开发效果。对于油环气藏,考虑到目前主要是气顶外扩引起气侵,采取边部注水措施增加油环压力,平衡气顶、油环压力来改善开发效果。

图5 G油田协同开发井网图

4 气顶油气藏分类调整效果

4.1 分类精细调整单井开发效果

G-4井2013年1月20日投产,第一阶段射开了2个油层合采(包含1个油环气藏油层以及1个气顶油藏油层)。从图6开采情况来看,两种类型的油气藏合采,气油比剧烈变化,产油量波动也很大,要频繁调整电泵生产制度来保持正常生产。如2013年1月25日,日产油125.16 t/d,气油比681 m3/t。到了2013年3月29日,日产油降低到74.73 t/d,气油比降低到249 m3/t。剧烈的生产变化导致泵生产不正常,2014年4月15日绝缘低检泵,后于2014年9月再次烧泵,检泵周期只有135 d。

分析认为,两种不同类型的油气藏能量相差较大,合采容易引起层间干扰,并在井筒内形成复杂油气水三相流,引起泵负荷变化太大,导致检泵周期偏短。第二阶段于2014年9月在检泵时封掉了上部油环气藏油层,并补开一个气顶油藏油层和原气顶油藏油层合采。投产后,生产2年多来,该井日产油稳定在40～50 t/d,气油比稳定在约30～50 m3/t,泵生产保持正常，分油藏类型开发取得了较好的效果。

4.2 分类精细调整开发效果预测

根据综合地质研究与动态分析研究成果,考虑注水补充能量开发,并细分层系分类精细调整,利用两套井网协同开发油环气藏和气顶油藏。调整前采出程度5.43%,含水41.57%,且含水快速上升,有进一步变差的趋势。目前已分类精细调整注水开发2 a,采出程度达到8.31%,含水降低到33.84%,各项指标明显变好。

根据童宪章院士的水驱特征曲线(式1)和水驱童氏图板,对调整前后水区块最终开发效果进行预测:

logRwo=A+7.5(R-ER)

(1)

式中:Rwo为水油比;R为采出程度;ER为采收率;A为常数。

预测结果表明,如果不分层系开发,最终采出程度只有30%左右。进行分类精细调整开发,最终采出程度预计在35%左右,分类精细调整开发预计能提高采收率5%,见图7。

图7 G油田开发效果童氏曲线预测图

5 结论

1)对于气顶油气藏,应当根据气顶指数对油气藏进行细分。对于G油田,可以细分为油环气藏和气顶油藏。

2)油环气藏呈现初产高,压力下降慢,易发生气侵,气油比上升快,产量递减大等特征。而气顶油藏呈现初产中等,压力下降快,气油比平稳,产量递减小等特征。不同类型气顶油气藏,开发特征差别较大,这种差别主要是因为油藏驱动能量不同造成的。

3)气顶油气藏开发中后期可采取协同精细调整,对于油环气藏,由于开发主要受气顶影响,采取边部注水,平衡气顶、油环能量的调整方式。对于气顶油藏,气顶油环能量较均衡,采取面积注水,整体补充油藏能量的调整方式。用两套井网协同开发,能取得较好的开发效果。