鄭彬

摘 要：馬北一號(hào)油田循環(huán)注氣試驗(yàn)是針對(duì)邊底水油藏注水效果不理想、低產(chǎn)液高含水、底水錐進(jìn)致使產(chǎn)量遞減、壓力逐漸下降的開發(fā)試驗(yàn)項(xiàng)目，于2013年10月10日開始注氣，至2016年10月15日停止注氣，通過(guò)注氣試驗(yàn)的開展總結(jié)出試驗(yàn)過(guò)程中經(jīng)驗(yàn)教訓(xùn)，有利于類似油藏的開發(fā)與實(shí)踐。

關(guān)鍵詞：注氣試驗(yàn);注氣量;PNN;油氣界面

馬北一號(hào)構(gòu)造是柴達(dá)木盆地北緣塊斷帶馬海-大紅溝隆起區(qū)馬海-南八仙背斜帶上的一個(gè)三級(jí)構(gòu)造，受斷層控制的半背斜斷鼻構(gòu)造，軸向?yàn)榻稀狈较?，其形態(tài)為北高南低、以斷層為界的斷背斜構(gòu)造。沉積類型主要為辮狀河三角洲沉積，亞相為辮狀河三角洲前緣亞相，微相為水下分流河道。主力生產(chǎn)層61號(hào)層，深度約880-920m;油層厚度在5m～12.9m，平均為8.15m，屬于典型的邊底水油藏。2006年初馬北一號(hào)油田投入開發(fā)，2010-2013年馬北一號(hào)油藏底水快速錐進(jìn)，產(chǎn)量大幅遞減，2016年10月馬北一號(hào)因天然氣外輸要停止注氣。馬北一號(hào)底水油藏因其特殊水錐現(xiàn)象，呈現(xiàn)十分復(fù)雜開發(fā)特征。表現(xiàn)出單井產(chǎn)量下降，含水上升;底水錐進(jìn)，大部分井不同程度遭到水淹;注水效果差，地層壓力下降;儲(chǔ)量動(dòng)用程度較差，存水率低;水平井初期產(chǎn)量高，后期開發(fā)效果變差;開展油井卡堵水、解水鎖、調(diào)層補(bǔ)孔等綜合治理措施，但有效率低等問(wèn)題。

1 注氣試驗(yàn)設(shè)計(jì)

選擇在油藏構(gòu)造高部位注入，綜合考慮砂體分布及連通性、構(gòu)造高差等因素，選取馬6-8、馬H4-1二口井在主力油層構(gòu)造上部位注入，沿構(gòu)造下傾部位的油井逐層開井和關(guān)井。對(duì)于非均質(zhì)油藏，注入速度過(guò)大時(shí)，注入氣會(huì)沿高滲層的高滲帶突進(jìn)，造成氣體較早突破，降低注氣效果。注氣速度偏低時(shí)，開發(fā)周期會(huì)變長(zhǎng)，影響油井產(chǎn)量，又降低整個(gè)油藏開發(fā)效益。通過(guò)計(jì)算最大臨界注氣速度不超過(guò)4.12×104m3/d。設(shè)計(jì)4種不同注氣速度的開發(fā)方案（單井注入速度分別為7000 m3/d 、15000 m3/d、20000 m3/d、27000 m3/d），研究不同注氣速度條件下的開發(fā)效果。以馬6-8、馬H4-1兩口井注氣，根據(jù)目標(biāo)油藏典型區(qū)塊階段產(chǎn)油量和階段采出程度等主要技術(shù)指標(biāo)，注氣速度15000 m3/d達(dá)到最佳注氣效果。結(jié)合數(shù)值模擬、油藏工程法計(jì)算馬北一號(hào)油藏注氣初始到項(xiàng)目結(jié)束需累計(jì)注氣量為0.9x108m3。因此，注氣方案設(shè)計(jì)注氣層位：61號(hào)層位;井網(wǎng)方式：按原基礎(chǔ)井網(wǎng);注氣井：井?dāng)?shù)2口（馬6-8、馬H4-1）;注入量：初期直井日注入量1.5×104m3，水平井日注入量1.7×104m3度。

2 注氣效果評(píng)價(jià)

馬北一號(hào)油藏于2013年10月10號(hào)實(shí)施現(xiàn)場(chǎng)注氣，截止2016年10月停止注氣，累計(jì)注氣2387×104m3（其中馬H4-1井累計(jì)注氣1057×104m3，馬6-8井累計(jì)注氣1057×104m3）。停注后對(duì)注氣井回采受井筒積液嚴(yán)重關(guān)井，注氣實(shí)施后對(duì)部分油井開井，大量伴生氣產(chǎn)出，回采井和油井伴生氣已累計(jì)產(chǎn)氣662×104m3。

2.1 注氣后受益井的井口壓力有不同程度升高，部分油井含水下降

受到注氣影響，兩個(gè)注氣井組15口受益井壓力有不同程度升高，井口平均壓由0.36MPa上升至5.56MPa，平均套壓1.22 MPa升至5.59MPa。馬H6-1井壓力注氣前0/0MPa升至1.7/4.7MPa，目前0.1/4.0MPa;含水由100%下降至55%，后上升至目前92%，注氣后累產(chǎn)油810t。

2.2 注氣后地層壓力逐漸升高，有助于地層壓力穩(wěn)定

地層壓力注氣后逐漸上升，由注氣前5.67MPa上升至最高10.34MPa，2016年10月停止注氣后，部分井開井生產(chǎn)，地層壓力逐漸有所回落，目前地層壓力7.75MPa（圖1），注氣恢復(fù)地層壓力是很有效的手段。

2.3 受注氣影響，油氣界面下移，形成次生氣頂

通過(guò)PNN對(duì)受益井的油氣界面變化情況持續(xù)監(jiān)測(cè)，歷次監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)發(fā)現(xiàn)縱向上含油飽和度向下逐漸增加的過(guò)程，說(shuō)明油層上部的富集油隨注氣作用呈現(xiàn)向下泄油并富集的特點(diǎn)，跟蹤油氣界面變化中可以及時(shí)發(fā)現(xiàn)具備開井條件的井，對(duì)富集油層段進(jìn)行開井，若油氣界面“淹沒(méi)”射孔層段則要進(jìn)一步調(diào)整射孔層段，形成動(dòng)態(tài)跟蹤及調(diào)整技術(shù)。對(duì)馬北一號(hào)39井次PNN測(cè)井的監(jiān)測(cè)判斷，停注前油氣界面在890m左右，油氣界面顯著下移，估算形成次生氣頂高約2.3m;采用油藏工程法按已注入氣量、地層壓力折算形成的次生氣頂高度約為3m，與PNN監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)基本一致。

2.4 注氣的驅(qū)替路徑、范圍和波及程度受沉積環(huán)境影響

對(duì)比優(yōu)勢(shì)和非優(yōu)勢(shì)方向上生產(chǎn)井的油套壓值和電子靜壓測(cè)試結(jié)果，優(yōu)勢(shì)方向上生產(chǎn)井油套壓上升明顯較快。綜合分析認(rèn)為各類儲(chǔ)層內(nèi)部不同構(gòu)型控制著各類儲(chǔ)層內(nèi)部氣體的驅(qū)替路徑、范圍、波及程度，沉積微相和物性差異沉積微相和物性差異是控制平面上氣驅(qū)前緣主要因素，因此需要在非優(yōu)勢(shì)方向上增加注氣井，以此保證氣驅(qū)前緣平穩(wěn)推進(jìn)。對(duì)注氣數(shù)值模擬和生產(chǎn)動(dòng)態(tài)發(fā)現(xiàn)馬H4-1井組由西向東（馬北1氣驅(qū)速度7.2m/天）;馬6-8井組由北向南（馬6-8氣驅(qū)速度40.8m/天）。

結(jié)論如下：馬北一號(hào)油田受邊水推進(jìn)、底水錐進(jìn)影響，含水快速上升、產(chǎn)量遞減較快、注水效果不明顯導(dǎo)致開發(fā)效果持續(xù)變差。通過(guò)注氣后井口壓力有不同程度升高，并且部分井含水下降，產(chǎn)油上升。注氣后形成次生氣頂，油氣界面隨著注氣的推進(jìn)而持續(xù)下降，注氣過(guò)程中需要通過(guò)PNN監(jiān)測(cè)隨時(shí)追蹤液面變化。注氣的驅(qū)替路徑、范圍和波及程度受沉積環(huán)境影響，根據(jù)注氣需要可以在注氣物性差的區(qū)域增加注氣井。