中小气顶油藏“双高”阶段气顶区调整挖潜研究

姜 永，王 迪，刘洪洲，孙藏军，黄 磊

（中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300459）

气顶油藏是渤海黄河口凹陷典型的一类油气藏，该类油气藏边、底水能量弱，以中小气顶为主，气顶指数差异大。关于气顶油藏的开发，国内外常见的开发模式[1-8]主要有：（1）屏障注水开发：气油界面处实施注水井形成水障，油水边界以外注水维持油区压力；（2）注气开发及循环注气：在气驱面积布井循环注气，维持地层压力，防止油侵入气区。但这两种开发模式只适应于储量规模较大，储层较厚的油气藏。黄河口凹陷带气顶油藏单砂体储层薄，储量规模小，早期主要是采用“避气开发”、“油气同采”的开发模式。在这种开发模式下，气顶区会发生气窜、油侵及水侵现象[9-12]，进入“双高”阶段后，随着气顶的“消失”，在高部位气顶区有的情况下发生油侵、有的情况下会发生水侵，使得该类气顶油藏在高含水阶段后的调整挖潜面临巨大的挑战。通过“多因素耦合”的数值模拟研究，系统开展中小气顶油藏油气水运移机理分析及剩余油分布模式研究，形成了气顶区不同剩余油模式下调整挖潜的策略，对“油气同采”模式下该类气顶油藏“双高”阶段调整挖潜具有重要的指导意义。

1 气顶油藏开发特征

渤海X 油田为典型的中小气顶油藏，油藏埋深为1 110.0 m～1 990.0 m，具有典型的一砂一藏特征，单砂体规模小，储量丰度低，主力单元油层厚度8.0 m～12.0 m，气层厚度2.0 m～6.0 m，气顶规模差异大，气顶指数在0～1.5。针对油田特点，油田主要是采用单砂体水平井注水开发，早期主要是采用“避气开发”、“油气同采”的开发模式。开发特征主要表现为：油井生产初期气窜，气油比高，地层压力下降快；随着注入水的不断推进，油井含水上升，地层出现三相流动；进入“双高”阶段后，随着气顶的消失，气顶区会发生油侵、水侵现象，因而对于高含水阶段气顶区内的调整挖潜，明确气顶区是油侵还是水侵模式至关重要。

2 气顶区剩余油富集规律

2.1 油藏数值模拟模型建立

在“油气同采”的开发模式下，油井气窜导致气顶区地层压力下降，由于储层的非均质性、井网、流体性质差异等因素导致气顶区不同程度的发生油侵和水侵。为了研究气顶油藏高含水阶段水淹模式及发挥数值模拟定量评价的优势，采用“多因素耦合”的数值模拟研究思路，建立并深入考虑了气顶规模、开发方式、流体黏度、布井位置等因素的数值模拟模型，分析不同条件下气顶区油侵、水侵规律。

2.2 气顶区油气水运移规律

当气顶油藏天然能量开发时，初期由于油区地层压力下降，气顶开始向油区发生气窜，天然气膨胀。随着天然气的采出，气顶区的压力下降，气顶内开始发生油侵。随着天然气收缩，原油不断的侵入气顶，最后气顶区被油“占领”（见图1）。

当注水开发，油水黏度差异较小时，气顶区的变化特征和天然能量开发比较类似。也是经历了天然气扩张，气区压力下降、油侵气顶，最后到天然气收缩，气顶区油侵整个过程。且油水黏度差异越小，气顶区油侵特征越明显。

当注水开发，油水黏度差异较大时，气顶区主要发生水侵。初期油井气窜，天然气扩张；随着天然气的采出，气顶区的压力下降，由于油水黏度差异影响，导致注入水开始局部突破气顶；随着气顶区注入水不断突破，最后导致气顶区水淹（见图2）。气顶水淹后，同时会抑制天然气的采出。并且在这种水侵模式下，若油井气窜越强，油水黏度差异越大，水侵气顶速度越快、特征越明显。因而当原油黏度较大时，注水井应远离气顶区域布井，防止注入水过快突破导致气顶区快速水淹。

3 气顶区不同剩余油模式下挖潜策略

从气顶区的油气水运移规律可以看出，由于开发方式、流体性质等影响因素，油气“二次运移”导致高含水阶段气顶区内剩余油分布模式复杂，气顶区会发生油侵和水侵现象。对于气顶区内不同剩余油分布模式如何调整挖潜高效开发，进一步提高采收率呢？

3.1 气顶区油侵模式下布井策略

油田进入“双高”阶段后，由于油侵气顶导致气顶区剩余油富集，因而在这种模式下，选择靠近气顶或者在气顶内布井（见图3），为提高油井的产能，采用水平井挖潜、对于天然能量弱的情况采用注水开发。

图1 气顶区油侵模式下油气水运移规律示意图

图2 气顶区水侵模式下油气水运移规律示意图

图3 气顶区油侵模式下调整井部署井位示意图

3.2 气顶区水侵模式下布井策略

对于气顶区水侵模式，考虑到油井的产能及经济效益，调整挖潜需考虑剩余油厚度，通过研究不同剩余油厚度、井型、距气顶距离、注采方式、注水强度等因素对开发效果的影响，形成了气顶区水侵模式下调整挖潜的界限。剩余油厚度要求大于6 m～8 m，水平井在垂向位置上距离原始气油界面2 m～4 m 布井（见图4～图6），在远离气顶低部位注水，同时控制注水强度，防止因注水强度过大，水侵气顶导致水驱效率低。

图4 不同剩余油高度下累产油

图5 水平段距气顶不同距离下累产油

图6 气顶区水侵模式下调整井部署井位示意图

4 实例应用

渤海X 油田某一砂体为典型的气顶油藏（见图7），早期主要是采用“避气开发、油气同采”的开发模式，目前进入高含水阶段，近几年来，通过对气顶区调整挖潜，取得了较好效果。对于气顶区油侵，考虑在高部位气顶内部署水平井挖潜，调整井初期呈现为“高产油、低含水”的特征；初期日产油水平73 m3～160 m3，平均日产油112 m3，单井累增油6×104m3～10×104m3。以油侵模式下调整井B24H1 为例，该井部署于气顶内，初期日产油高达150 m3，含水率仅2.0 %，预计累增油8.50×104m3。对于气顶区水侵，调整井初期日产油水平50 m3～67 m3，平均日产油53 m3，含水75 %～85 %，并且随着气顶区内侵入水的采出，油井含水呈下降的趋势，单井累增油5×104m3～7×104m3。以水侵模式下调整井A16H1 为例，该井部署于原始气油界面下3.2 m，初期日产油50 m3，综合含水78.0 %（见图8），预计累增油5.60×104m3。

图7 气顶区油侵模式下调整井典型生产曲线

5 结论

图8 气顶区水侵模式下调整井典型生产曲线

（1）针对中小气顶油藏“双高”阶段气顶区水淹规律复杂的问题，通过“多因素耦合”数值模拟，系统开展了中小气顶油藏“双高”阶段气顶区内剩余油富集机理研究。天然能量开发或注水开发（油水黏度差异较小）条件下，气顶区主要发生油侵；注水开发（油水黏度差异较大）条件下，气顶区主要发生水侵。

（2）气顶区油侵模式下，采用水平井靠近气顶挖潜；气顶区水侵模式下，剩余油厚度要求大于6 m～8 m，垂向位置上距气顶2 m～4 m 布井，同时远离气顶低部位注水，并控制注水强度，防止因注水强度过大导致气顶区快速水淹。

（3）研究成果指导渤海中小气顶油藏高含水阶段气顶区内调整挖潜，取得了较好效果，调整井初期日产油50 m3～160 m3，对类似中小气顶油藏“双高”阶段气顶区内调整挖潜具有一定的指导意义。