劉旺東，楊智剛，艾尼·買買提，盧志明，許佳龍

（中國(guó)石油 新疆油田分公司 勘探開(kāi)發(fā)研究院，新疆 克拉瑪依 834000）

阿里斯庫(kù)姆油田位于哈薩克斯坦南圖爾蓋盆地南部，油氣資源豐富。該油藏為具氣頂、油環(huán)、邊底水的斷背斜油氣藏，是PK公司上游板塊目前13個(gè)油田中年產(chǎn)量最高、含水率相對(duì)較低、新井產(chǎn)能建設(shè)最快的油田。隨著不斷上產(chǎn)開(kāi)發(fā)，該油田地層壓力持續(xù)下降，油氣界面和油水界面異常復(fù)雜，油氣互竄現(xiàn)象明顯，如何控制邊水推進(jìn)、油環(huán)高效動(dòng)用、中央氣頂合理開(kāi)發(fā)等問(wèn)題逐步凸顯出來(lái)。國(guó)內(nèi)外關(guān)于此類油藏開(kāi)發(fā)方式的文獻(xiàn)相對(duì)較少。

本文調(diào)研國(guó)內(nèi)外此類油藏成功和失敗案例，并結(jié)合阿里斯庫(kù)姆油田復(fù)雜的油藏地質(zhì)情況，認(rèn)為中央注氣及屏障注水統(tǒng)籌實(shí)施、水平井動(dòng)用薄油環(huán)、南部和北部采用完善注采井網(wǎng)的方式為該類油藏合理有效的開(kāi)發(fā)方式。該項(xiàng)研究成果在氣頂、油環(huán)、邊水復(fù)雜油氣藏開(kāi)發(fā)方式的探索領(lǐng)域具有現(xiàn)實(shí)意義，也為同類油氣藏的開(kāi)發(fā)提供借鑒。

1 國(guó)內(nèi)外同類油藏分析

氣頂、油環(huán)、邊底水油氣藏驅(qū)動(dòng)類型較多,在油氣藏開(kāi)發(fā)過(guò)程中存在油氣界面的移動(dòng)問(wèn)題[1]，利用氣頂和邊水能量使油氣界面或油水界面均勻推進(jìn),避免水竄和氣竄,是開(kāi)發(fā)控制和調(diào)整的核心。

氣頂油藏開(kāi)發(fā)的關(guān)鍵是防止油氣互竄，其開(kāi)發(fā)方式主要有：只采氣，不采油；先采氣，后采油；先采油，后采氣；油和氣同時(shí)開(kāi)采。開(kāi)發(fā)方式的選擇對(duì)提高氣頂油藏的油、氣采收率至關(guān)重要。英國(guó)費(fèi)里格油氣田的底水油氣藏，由于含油量少，故放棄開(kāi)發(fā)底水油藏，只采氣而不采油。俄羅斯卡拉達(dá)克帶油環(huán)凝析氣藏先采氣，后原油侵入，補(bǔ)鉆采油井后油氣同采，天然氣采收率達(dá)95%，油環(huán)原油采收率達(dá)10%[2].巴西桑托斯盆地的K油田是一個(gè)具有大凝析氣頂、薄油環(huán)、厚底水，同時(shí)高含二氧化碳的油氣藏，這與阿里斯庫(kù)姆油藏類似，這種特殊類型的油氣藏在世界范圍內(nèi)少見(jiàn)[3]。對(duì)于大凝析氣頂、薄油環(huán)、底水油藏，利用井網(wǎng)衰竭式開(kāi)發(fā)并不可行，采用注氣保持壓力開(kāi)發(fā)的方法可以有效減少氣頂中凝析油在地下的析出，利用水平井開(kāi)發(fā)薄油環(huán)可提高原油采收率，通過(guò)合理設(shè)計(jì)井網(wǎng)，利用直井開(kāi)采氣頂，水平井開(kāi)采油環(huán)，可使油藏采收率整體提高，開(kāi)發(fā)效果相對(duì)較好。

中國(guó)南襄盆地下二門油田Ⅰ斷塊核二段為邊水氣頂油藏，開(kāi)發(fā)早期氣竄，邊水能量較強(qiáng)，開(kāi)采過(guò)程中油氣水界面發(fā)生變化，油田進(jìn)入高含水開(kāi)發(fā)后期[4]。通過(guò)細(xì)分重組開(kāi)發(fā)單元，完善井網(wǎng)來(lái)提高開(kāi)發(fā)效果，并充分發(fā)揮水平井在增加單井產(chǎn)量、控制邊水、氣頂推進(jìn)和提高采收率等方面的作用，在后期開(kāi)發(fā)中取得了較好的效果。港深18-2斷塊為一個(gè)邊水活躍的氣頂油藏，油藏分上、下兩套開(kāi)采。首先開(kāi)采純油藏，充分利用邊水進(jìn)行高速開(kāi)采，然后開(kāi)采氣頂油環(huán)，只射開(kāi)油環(huán)，采取氣壓和水驅(qū)的開(kāi)采方式進(jìn)行開(kāi)采[5]。開(kāi)發(fā)油環(huán)時(shí)充分利用氣頂和邊水等天然能量，后期進(jìn)行注水補(bǔ)充地層能量；后開(kāi)發(fā)氣區(qū)時(shí)，氣頂?shù)哪芰亢蛢?chǔ)量得到合理利用，油氣界面相對(duì)穩(wěn)定[6]，取得了較好的效果，目前采出程度已達(dá)到34%.濮城油田西區(qū)沙二上1油藏，是一個(gè)典型的氣頂油藏，保持油環(huán)地層壓力與氣頂壓力平衡，防止油氣互竄是開(kāi)發(fā)的關(guān)鍵[7]，該油田先注水保持地層壓力開(kāi)發(fā)油環(huán)，后衰竭式開(kāi)采氣頂，提高了油氣的采收率。

由此可見(jiàn)，不同的開(kāi)發(fā)方式對(duì)邊底水油環(huán)氣頂油氣藏的開(kāi)發(fā)效果和油氣采收率影響很大。目前較為合理的開(kāi)發(fā)方式為注水或注氣保持地層壓力、利用水平井開(kāi)發(fā)油環(huán)、完善井網(wǎng)等，改善效果顯著。

圖1 研究區(qū)構(gòu)造位置

圖2 阿里斯庫(kù)姆油田M-Ⅱ?qū)佑筒仨敳繕?gòu)造

2 區(qū)域地質(zhì)概況

南圖爾蓋盆地是哈薩克斯坦中南部重要的含油氣盆地，為中生代裂谷盆地[8]。阿里斯庫(kù)姆油田位于盆地南部的阿里斯庫(kù)姆坳陷的阿里斯庫(kù)姆凸起上（圖1），含油面積50.75 km2，油藏平均埋深999.1 m，是一個(gè)與卡拉套區(qū)域大型走滑斷層相伴生的背斜[9]，長(zhǎng)約25 km，寬約6 km，構(gòu)造長(zhǎng)軸北西—南東向。油藏類型為帶氣頂、油環(huán)、邊底水油氣藏，中部氣頂區(qū)構(gòu)造相對(duì)較高（圖2，圖3），中部油環(huán)帶、北部和南部構(gòu)造平緩。阿里斯庫(kù)姆油田自下而上發(fā)育中生界侏羅系、白堊系及新生界。下白堊統(tǒng)和上侏羅統(tǒng)為主要的含油層位，其中，下白堊統(tǒng)M-Ⅱ油層垂向連續(xù)，分布面積廣，是開(kāi)發(fā)的主要層系。巖性以淺灰色砂巖為主，其次為礫巖、砂礫巖；白堊系與侏羅系呈不整合接觸。

據(jù)巖心、測(cè)井曲線、砂體對(duì)比和地震資料綜合分析，并結(jié)合前人研究成果，認(rèn)為M-Ⅱ?qū)訛橐惶邹p狀河入湖形成的三角洲沉積體系[10]，以辮狀河三角洲前緣亞相為主。儲(chǔ)集層砂巖成分成熟度和結(jié)構(gòu)成熟度均較低，孔隙類型以原生粒間孔為主，次為溶蝕孔，微裂縫極少。排驅(qū)壓力較低，孔喉半徑較分散，油層孔隙度21.31%，滲透率91.34 mD，屬中孔、中滲儲(chǔ)集層。黏土礦物以伊利石為主，其次為伊蒙混層。該油藏地層水水型為CaCl2型，平均礦化度77 000 mg/L，利用物質(zhì)平衡法，測(cè)算最大水體倍數(shù)為78.6倍，油田注入水為采出水回注。實(shí)驗(yàn)室對(duì)巖心樣品注地層水+4%KCl，實(shí)測(cè)滲透率損失率為63%；注清水，實(shí)測(cè)滲透率損失率為96%；在注入流體流速為4.88 cm3/min的情況下，滲透率損失率為40%.因此，研究區(qū)儲(chǔ)集層具有強(qiáng)鹽敏、強(qiáng)水敏和弱—中等速敏。油藏平均束縛水飽和度為38.3%，殘余油飽和度為25.7%，驅(qū)油效率為58%，潤(rùn)濕性為中—強(qiáng)水濕[11]。

油藏具有正常的溫壓系統(tǒng)，原始地層壓力為10.49 MPa，飽和壓力為8.18 MPa.油層溫度為43～45℃，氣層溫度為36～42℃.地面原油平均密度為0.868 6 g/cm3，平均硫含量為0.46%，平均瀝青質(zhì)含量為16.65%，蠟含量為9.70%～27.20%.凝析油平均密度為0.755 0 g/cm3，平均黏度為0.96 mPa·s.該油藏在原始地層溫度下油品性質(zhì)較好，具有低密度、低黏度、低含硫量、高焦質(zhì)（瀝青+硅膠+焦油）含量、高含蠟量和高凝固點(diǎn)的特點(diǎn)。

根據(jù)油藏地質(zhì)特征、開(kāi)采方式的差異，在平面上把阿里斯庫(kù)姆油田分為北部、中部和南部3個(gè)區(qū)域進(jìn)行開(kāi)發(fā)。截至2017年12月，M-Ⅱ?qū)佑途_(kāi)井112口，注水井32口，注氣井7口，累計(jì)產(chǎn)油596.08×104t，年產(chǎn)油57.88×104t，綜合含水率66.16%.

圖3 研究區(qū)中部氣頂油藏剖面（剖面位置見(jiàn)圖2）

3 油田開(kāi)發(fā)優(yōu)化措施

阿里斯庫(kù)姆油田采取中部氣頂注氣及屏障注水，保持了油氣界面的穩(wěn)定；北部油藏將邊外注水逐漸完善為邊外+面積注水，地層壓力明顯回升；南部油藏依靠屏障注水，有效阻止了邊水推進(jìn)，并運(yùn)用水平井開(kāi)發(fā)薄油環(huán)，取得了較好的開(kāi)發(fā)效果。

（1）中部油藏開(kāi)發(fā)方式 在阿里斯庫(kù)姆油田局部，由于注入水量大，注入壓力高，造成水推油進(jìn)入氣頂區(qū)；部分范圍內(nèi)由于采油速度高，地層壓力下降快，氣頂氣竄入油層，造成油氣界面復(fù)雜。由于產(chǎn)出的天然氣不可以直接排放，同時(shí)也不具有回收處理的經(jīng)濟(jì)效益，在實(shí)際生產(chǎn)過(guò)程中，一般將產(chǎn)出氣回注到地下[12]。通過(guò)數(shù)學(xué)模型分別模擬了注氣生產(chǎn)和不注氣生產(chǎn)10 a的開(kāi)發(fā)效果。通過(guò)模擬結(jié)果來(lái)看，持續(xù)注氣可有效減緩地層壓力下降，阻止油進(jìn)入氣頂，增加累計(jì)產(chǎn)油量（圖4），對(duì)開(kāi)發(fā)有利[13]。因此，該油田從2011年開(kāi)始注氣，目前注氣井7口，年注氣量1.57×108m3，平均日注氣量43×104m3.中部油層發(fā)育厚度小，平均僅5.3 m，由于邊水推進(jìn)和氣頂擴(kuò)張，直井開(kāi)發(fā)效果逐步變差，因此采用水平井開(kāi)發(fā)。截至2016年底，該區(qū)部署水平井15口，最小水平段長(zhǎng)度208 m，最大水平段長(zhǎng)度912 m，前期實(shí)施的水平段長(zhǎng)度較大，主要在700 m以上，后期在300 m左右。除了ARHW9井失敗外，其他水平井初期日產(chǎn)油量均超過(guò)100 t，初期含水率低，為1%～5%.水平井初期平均日產(chǎn)油量是直井的2.3倍，單井平均累計(jì)產(chǎn)油量是直井的3.2倍，開(kāi)發(fā)效果明顯優(yōu)于直井[14]，水平井氣油比明顯比直井低，在抑制氣頂氣竄方面也明顯優(yōu)于直井。為避免氣侵，在中部油環(huán)與中央氣頂毗鄰區(qū)實(shí)施注水，逐步形成屏障注水。實(shí)施效果表明，相鄰油區(qū)油井氣油比大幅度降低，屏障氣侵作用明顯，說(shuō)明在構(gòu)造高部位注水屏障氣侵是可行的[15]。

（2）北部油藏開(kāi)發(fā)方式 北部油藏近5 a內(nèi)部署新井15口，產(chǎn)量明顯增加，但地層壓力保持程度降至62.1%.為了保持油田地層壓力，提高油井產(chǎn)液量，提出將邊外注水轉(zhuǎn)變?yōu)槊娣e注水，到目前已陸續(xù)轉(zhuǎn)注14口井，逐步形成了注水開(kāi)發(fā)為主、天然能量開(kāi)發(fā)為輔的不規(guī)則面積注水井網(wǎng)的開(kāi)發(fā)格局，壓力保持程度逐漸回升。2012年壓力保持程度為64.8%，2013年為62.1%，2014年為63.8%，2015年為66.2%，2016年回升至68.4%.氣油比從2014年的310 m3/m3下降至150 m3/m3，氣侵和脫氣現(xiàn)象得到有效控制。

圖4 中部油藏不注氣開(kāi)發(fā)和注氣開(kāi)發(fā)累計(jì)產(chǎn)油量對(duì)比

（3）南部油藏開(kāi)發(fā)方式 南部油藏的邊水能量強(qiáng)，近5 a來(lái)，隨著新井的持續(xù)增加，地層壓力明顯下降，壓力保持程度明顯降低，且部分井含水上升過(guò)快。通過(guò)化驗(yàn)地層水資料，確定是邊水推進(jìn)導(dǎo)致。因此，在2014年陸續(xù)實(shí)施邊部油井轉(zhuǎn)注，目前已累計(jì)轉(zhuǎn)注9口井，形成了邊外、屏障邊水的注水井井排。屏障注水實(shí)施后，開(kāi)發(fā)區(qū)內(nèi)的油井平均地層壓力略有回升，注水補(bǔ)充能量起到了作用。同時(shí)，部分井的含水變得相對(duì)穩(wěn)定，含水上升速度也明顯減緩，注水對(duì)邊水的快速侵入起到了屏障作用[16]。

（4）指標(biāo)預(yù)測(cè) 利用數(shù)值模擬對(duì)該油田不同的開(kāi)發(fā)方式進(jìn)行了指標(biāo)預(yù)測(cè)。保持原有開(kāi)發(fā)方式為原始方案，利用中央注氣及屏障注水統(tǒng)籌實(shí)施、水平井動(dòng)用薄油環(huán)、南部油藏和北部油藏采用完善注采井網(wǎng)的方法為最優(yōu)方案。數(shù)值模擬結(jié)果顯示，最優(yōu)方案的年產(chǎn)油量和含水率均優(yōu)于原始方案（圖5）。預(yù)測(cè)到2025年底，最優(yōu)方案比原始方案累計(jì)增油量可達(dá)70.1×104t.

圖5 研究區(qū)原始方案與最優(yōu)方案年產(chǎn)油量和含水率對(duì)比

4 結(jié)論

（1）不同的開(kāi)發(fā)方式對(duì)氣頂、油環(huán)、邊底水油氣藏的開(kāi)發(fā)效果影響較大。目前，該類油藏多采用注水或注氣保持地層壓力，利用水平井開(kāi)發(fā)油環(huán)、完善井網(wǎng)的開(kāi)發(fā)方式，效果改善顯著。

（2）阿里斯庫(kù)姆油田通過(guò)注氣補(bǔ)充中部氣頂能量，屏障注水遏制了氣頂?shù)臄U(kuò)散，南部油藏和北部油藏完善注采井網(wǎng)，在中部油藏實(shí)施水平井開(kāi)發(fā)，利用這種開(kāi)發(fā)方式，大大提高了油氣采收率，油田產(chǎn)量逐年增加，為該區(qū)合理開(kāi)發(fā)方式，可以為同類型油藏的開(kāi)發(fā)提供借鑒。

（3）氣頂油藏高部位注氣通過(guò)數(shù)值模擬和實(shí)際生產(chǎn)情況論證是可行的，但注氣時(shí)機(jī)和注氣參數(shù)還有待進(jìn)一步研究。