岳寶林，祝曉林，劉斌，陳存良，王雙龍

（中海石油（中國(guó)）有限公司 天津分公司，天津 300459）

具氣頂邊水窄油環(huán)油藏滲流機(jī)理較常規(guī)油藏更為復(fù)雜，氣頂與邊水系統(tǒng)在成藏過(guò)程中已形成動(dòng)力學(xué)平衡，在開(kāi)發(fā)過(guò)程中，伴隨著油環(huán)區(qū)被開(kāi)采，地層壓力下降，氣頂與邊底水向井底推進(jìn)，形成氣竄和水錐，對(duì)油田生產(chǎn)造成不利影響[1-4]。海上油田伴隨著水平井的廣泛應(yīng)用，以平行于油氣水界面的水平井開(kāi)發(fā)此類油藏，取得了較好的效果[5-9]。但開(kāi)發(fā)進(jìn)入中后期，氣竄與水錐不可避免，油藏地層壓力下降快，氣竄造成產(chǎn)液量降低和氣驅(qū)效率低，使挖潛難度進(jìn)一步增大[10-14]。相似油田的挖潛方向主要集中在井間加密、油井轉(zhuǎn)注、屏障注水等方面，如大慶喇嘛甸氣頂油藏先建立油氣緩沖區(qū)，開(kāi)發(fā)純油區(qū)，中—后期大氣頂屏障注水結(jié)合油井加密，開(kāi)發(fā)緩沖區(qū)與氣頂；準(zhǔn)噶爾盆地漠北氣頂油藏初期利用天然能量開(kāi)發(fā)，后期在油氣界面和油水界面處采油井轉(zhuǎn)注；河南濮城西沙二氣頂油藏在屏障注水下，保持油氣區(qū)壓力平衡，油氣同采[15-17]。與陸地油藏相比，海上氣頂邊水油藏主要采用水平井以少井高產(chǎn)的原則進(jìn)行開(kāi)發(fā)[18-20]，進(jìn)入中—后期后，亟待優(yōu)化開(kāi)發(fā)方式。鑒于成本的差異，無(wú)法簡(jiǎn)單借鑒陸地油藏，開(kāi)發(fā)中—后期如何調(diào)整有待進(jìn)一步研究，需要通過(guò)物理模擬實(shí)驗(yàn)驗(yàn)證方案增油效果，結(jié)合數(shù)值模擬細(xì)化方案實(shí)施技術(shù)要求，在此基礎(chǔ)上，優(yōu)選1個(gè)井組開(kāi)展先導(dǎo)試驗(yàn)，為油藏開(kāi)發(fā)提供借鑒。

1 研究區(qū)概況

錦州X 油藏位于渤海遼東灣海域，是目前渤海中—深層儲(chǔ)量最大的復(fù)合型油藏。在古近系沙河街組發(fā)育了一系列受構(gòu)造控制的短軸半背斜具氣頂油藏，初期利用天然能量開(kāi)發(fā)，取得了較好的開(kāi)發(fā)效果，但隨著油藏進(jìn)入開(kāi)發(fā)中—后期，開(kāi)發(fā)矛盾越來(lái)越突出，面臨著氣竄和水錐加劇、產(chǎn)量快速遞減等問(wèn)題。以3 井區(qū)Ⅰ油組為例，該油藏是一個(gè)具大氣頂、強(qiáng)邊水、窄油環(huán)特征的砂巖油藏，其氣頂指數(shù)為2.03，水體倍數(shù)為40，油環(huán)平面寬度小于600 m。該油藏已進(jìn)入開(kāi)發(fā)后期，采出程度為35.1%，氣油比為1 832 m3/m3，含水率為85.4%，開(kāi)發(fā)矛盾日益突出。

2 剩余油挖潛

錦州X 油藏3 井區(qū)Ⅰ油組水平井部署于油柱高度的1/3～1/2 處，受氣、水兩相驅(qū)替，在原油不發(fā)生大幅度竄流的情況下，可以認(rèn)為：水平井段井筒之上儲(chǔ)集層中的儲(chǔ)量為氣頂氣驅(qū)動(dòng)用，水平井段井筒之下儲(chǔ)集層中的儲(chǔ)量為邊水水驅(qū)動(dòng)用，結(jié)合單井井控儲(chǔ)量與井筒位置，氣驅(qū)與水驅(qū)動(dòng)用儲(chǔ)量的比例為0.55∶0.45。

應(yīng)用數(shù)值模擬儲(chǔ)量分區(qū)功能，計(jì)算出的氣驅(qū)、水驅(qū)累計(jì)產(chǎn)油貢獻(xiàn)比為0.38∶0.62，上部?jī)?chǔ)量氣驅(qū)采出程度為24.3%，預(yù)測(cè)采收率為25.9%；下部?jī)?chǔ)量水驅(qū)采出程度為48.4%，預(yù)測(cè)采收率為51.7%?，F(xiàn)有開(kāi)發(fā)方式下，儲(chǔ)集層上部氣驅(qū)采出程度和采收率較低，具備挖潛潛力，為此開(kāi)展了挖潛方案研究。

（1）井間加密 錦州X 油藏2009 年建產(chǎn)，初期井距600 m，單井井控儲(chǔ)量66×104t。2015年實(shí)施了調(diào)整方案，井?dāng)?shù)增加1 倍，調(diào)整后井距300 m，單井井控儲(chǔ)量33×104t。在此基礎(chǔ)上，如果進(jìn)一步井間加密，一是井控儲(chǔ)量低，井間干擾嚴(yán)重，增油效果差；二是氣頂向下運(yùn)移，產(chǎn)出氣油比高，舉升效果差，產(chǎn)液量難以保證。

（2）油井轉(zhuǎn)注 當(dāng)前錦州X 油藏為300 m 井距的水平井排狀井網(wǎng)，為緩解能量逐漸不足的問(wèn)題，計(jì)劃按1∶1 的比例進(jìn)行轉(zhuǎn)注，實(shí)行排狀注采井網(wǎng)開(kāi)發(fā)。經(jīng)過(guò)數(shù)值模擬發(fā)現(xiàn)，由于油藏油環(huán)窄，水驅(qū)時(shí)原油更易流入阻力小的氣層，呈殘留狀態(tài)分散在巖石顆粒表面或孔喉處，難以動(dòng)用，造成儲(chǔ)量損失。

（3）屏障注水 在油氣邊界附近增鉆注水井，注入水一方面起屏障功能，將大氣頂油藏分割為氣藏和小氣頂油藏2 個(gè)獨(dú)立的開(kāi)發(fā)單元；另一方面下驅(qū)油層，水和氣混合驅(qū)替油環(huán)，具有較好的驅(qū)替效果，可提高采收率。

對(duì)比各方案實(shí)施后的增油效果，在氣頂邊水窄油環(huán)油藏開(kāi)采中—后期，轉(zhuǎn)屏障注水開(kāi)發(fā)具有一定的可行性。

3 氣頂油藏屏障注水實(shí)驗(yàn)

為進(jìn)一步論證屏障注水的實(shí)施效果，對(duì)錦州X 油藏開(kāi)展轉(zhuǎn)屏障注水二維物理模擬實(shí)驗(yàn)，跟蹤注入水在地層中的運(yùn)移，評(píng)價(jià)屏障注水對(duì)原油采收率的影響，為后續(xù)開(kāi)發(fā)提供依據(jù)。

應(yīng)用大型可視化二維物理模擬實(shí)驗(yàn)裝置開(kāi)展相關(guān)研究，模型規(guī)格為500 mm×500 mm×40 mm。以幾何（油環(huán)長(zhǎng)度與寬度之比、油環(huán)長(zhǎng)度與厚度之比、氣頂指數(shù)和油藏傾角）相似、物性（油水密度比、油氣密度比、初始飽和度場(chǎng)和氣相體積系數(shù)）相似和生產(chǎn)動(dòng)態(tài)（產(chǎn)量與地質(zhì)儲(chǔ)量之比）相似為原則，對(duì)目標(biāo)油藏剖面進(jìn)行模型化。錦州X 油藏儲(chǔ)集層滲透率為285 mD，孔隙度為31.6%，原始含油飽和度為0.67，束縛水飽和度為0.33，油藏溫度為68 ℃，油藏壓力為16 MPa，油層寬度為700 m，原油黏度為3 mPa·s，油層厚度為10 m，隔夾層厚度為3 m，水平井井筒位于油層頂面下厚度的1/3 處，水平井段長(zhǎng)度為400 m，油層傾角為15°。依據(jù)512∶1 的比例完成模型設(shè)計(jì)：油層高度為5.9 cm，小層厚度為2.6 cm，水平井段長(zhǎng)度為28.2 cm；模型填砂厚度為4.2 cm，油層體積為770 mL，氣頂和邊水部分的模型體積均為503 mL。根據(jù)孔隙度和含油飽和度計(jì)算的油層內(nèi)原油體積為160 mL，氣頂內(nèi)氣體體積為157 mL，在氣頂指數(shù)為2.00 的情況下，氣瓶中氣體體積為163 mL；在邊水水體倍數(shù)為40 的情況下，邊水模擬體積為213 mL；依據(jù)油藏實(shí)際采油速度的3%，模型采油速度為0.1 mL/min。模型的氣頂與儲(chǔ)氣罐相連，通過(guò)調(diào)整儲(chǔ)氣罐內(nèi)的氣體體積，進(jìn)行氣頂模擬。將儲(chǔ)氣罐與裝水的中間容器相連，通過(guò)調(diào)節(jié)儲(chǔ)氣罐內(nèi)氣體的體積來(lái)模擬邊水的能量變化，模擬能量的衰竭過(guò)程，進(jìn)行邊底水模擬。以0.1 mL/min 恒速采油，模擬油藏開(kāi)發(fā)，進(jìn)行油、氣、水計(jì)量和界面特征記錄。

通過(guò)界面圖像跟蹤，在油氣界面附近實(shí)施注水后，水驅(qū)呈徑向形態(tài)推移，注入量達(dá)到氣頂體積的10%左右時(shí)，基本形成了具備屏障功能的水墻，將大氣頂油藏分割為氣藏和小氣頂油藏。其中，屏障注水相當(dāng)于2 個(gè)“油氣藏”的能量供給源，根據(jù)采油速度與采氣速度，向2 個(gè)“油氣藏”以不同速度運(yùn)移，由于氣體體積對(duì)壓力更為敏感，注入水向氣區(qū)運(yùn)移阻力更小，滲流更快。因?yàn)槭瞧矫婺Ｐ?，波及系?shù)基本為1，采收率基本反映驅(qū)油效率，通過(guò)油、氣、水計(jì)量數(shù)據(jù)發(fā)現(xiàn)：氣驅(qū)采收率為66%，轉(zhuǎn)水驅(qū)后，一方面因屏障功能，氣頂氣擴(kuò)散被控制，氣油比大幅度下降；另一方面顯著提高了氣驅(qū)動(dòng)用儲(chǔ)量的采收率至86%（圖1）。

4 屏障注水開(kāi)發(fā)策略

本著先采油、后采氣的開(kāi)發(fā)原則，對(duì)錦州X 油藏3 井區(qū)1 油組氣頂邊水油藏設(shè)置水障井，井距300 m，距油氣邊界150 m，在內(nèi)油氣邊界注入氣驅(qū)孔隙體積10%的注水量，注入水形成的水障平均寬度340 m，水障將氣頂與油區(qū)分隔開(kāi)，防止原油侵入氣頂，也防止氣頂氣向油區(qū)竄入，對(duì)氣頂和油區(qū)進(jìn)行獨(dú)立開(kāi)發(fā)。通過(guò)注水保持地層壓力，油氣區(qū)保持壓力開(kāi)采，氣頂?shù)臒o(wú)水采收率為60%，油區(qū)含水率為98%時(shí)，原油的采收率可達(dá)35%（上部氣驅(qū)動(dòng)用儲(chǔ)量），整個(gè)油藏的采收率比天然能量開(kāi)采提高7%左右。

4.1 屏障注水技術(shù)要求

通過(guò)實(shí)驗(yàn)機(jī)理分析與數(shù)值模擬研究，確定屏障注水的基本要求：①水障長(zhǎng)度應(yīng)等于油氣邊界的長(zhǎng)度，以將油區(qū)和氣區(qū)隔開(kāi)；②水障井應(yīng)位于內(nèi)油氣邊界氣的一側(cè)，避免油侵氣頂，并起到隔離和驅(qū)替的雙重作用；③按水障井距300 m 計(jì)算，水障井與油氣邊界的距離等于水障井井距一半時(shí)效果最好，既保證水障能夠形成，又不致使氣區(qū)的油侵量過(guò)高，以水障井距油氣邊界150 m、水障井距300 m 為宜；④按氣頂大小、滲透率區(qū)間、水障形式、注水能力以及與油區(qū)老井網(wǎng)的配合等因素綜合考慮，水障寬度達(dá)到340 m 時(shí)實(shí)現(xiàn)屏障功能；⑤按容積法估算，形成水障所需的注水量占?xì)怛?qū)孔隙體積的10%左右。

4.2 水障井井型優(yōu)化

水障井?dāng)?shù)需滿足注入水連片成水障，通過(guò)數(shù)值模擬發(fā)現(xiàn)，定向水障井注入水呈徑向運(yùn)移，水障井井距為300 m 時(shí)，滿足連片成障需求的注采井?dāng)?shù)比為1∶1；水平水障井注入水呈線性+徑向運(yùn)移，水障井井距為300 m 時(shí)，滿足連片成障需求的注采井?dāng)?shù)比為1∶2（圖2）。水障形成過(guò)程中，受重力作用和氣體黏度小易于流動(dòng)影響，水障沿油氣界面形成，相同注水量下，定向井形成水障面積明顯小于水平井，優(yōu)選水平井進(jìn)行屏障注水。

4.3 水平井注采井位優(yōu)化

水平井進(jìn)行屏障注水時(shí)，注采井位對(duì)水障運(yùn)移規(guī)律和驅(qū)替效果均有影響。通過(guò)數(shù)值模擬跟蹤水障形成過(guò)程（圖3），注入水受油井壓降漏斗的影響，在線性運(yùn)移與徑向運(yùn)移下，因重力作用和氣體黏度小易于流動(dòng)，水障沿油氣界面形成。交叉注采和平行注采的水障發(fā)育方向雖然不同，最終均沿油氣界面形成了隔離水障。

對(duì)比交叉注采與平行注采開(kāi)發(fā)效果，具氣頂邊水窄油環(huán)油藏水平井開(kāi)發(fā)過(guò)程中，油藏上部氣驅(qū)儲(chǔ)量受氣錐的影響，剩余油在井排間呈脊?fàn)罘植?，平行注采井網(wǎng)最大程度動(dòng)用了剩余油（圖4），對(duì)比指標(biāo)發(fā)現(xiàn)，平行注采井網(wǎng)比交叉注采井網(wǎng)采收率提高了3.4%，比天然能量開(kāi)發(fā)采收率提高了10.8%，顯著提高了開(kāi)發(fā)效果。

5 實(shí)際應(yīng)用

考慮油藏氣頂邊水窄油環(huán)的特殊性，渤海油田尚未有此類油藏轉(zhuǎn)屏障注水的經(jīng)驗(yàn)，故先期實(shí)施1 口先導(dǎo)試驗(yàn)井。以氣竄嚴(yán)重、縱向驅(qū)替不均衡、剩余油富集、增產(chǎn)效果顯著為優(yōu)選原則，最終選擇D4H 井和B15HS 井組補(bǔ)充實(shí)施平行注采井網(wǎng)水平注水井。該井組井控地質(zhì)儲(chǔ)量98×104t，當(dāng)前采收率27.6%，氣油比2 370 m3/m3，含水率85%，受氣竄影響，平均日產(chǎn)液量由初期的250 m3降至80 m3，日產(chǎn)油量為20 m3，開(kāi)發(fā)效果有待提高。

屏障注水井2020 年1 月實(shí)施后，初期注采比為1，后期跟蹤油井液量變化靈活調(diào)整，預(yù)測(cè)4 個(gè)月左右水障基本形成，此時(shí)井組氣油比由初期2 370 m3/m3降至1 392 m3/m3，證明1 口注水井雖然無(wú)法實(shí)現(xiàn)油藏的水障連片，但對(duì)氣竄也實(shí)現(xiàn)了部分屏障。2020年4月，對(duì)井組進(jìn)行提液措施，放大生產(chǎn)壓差，在油藏中將水驅(qū)引向油井，一方面防止注入水大量驅(qū)入氣頂，造成氣井水侵；另一方面提高水障驅(qū)油效果。提液后，井組氣油比穩(wěn)定在500 m3/m3左右，表明水障的形成明顯隔離了氣頂與油區(qū)，起到了緩解氣竄的效果。伴隨著水障下驅(qū)油層，水和氣混合驅(qū)替油環(huán)，動(dòng)用原氣驅(qū)脊?fàn)钍Ｓ嘤?，井組含水率由屏障注水前的85%下降至50%，日增油35 m3。預(yù)測(cè)實(shí)施屏障注水后，累計(jì)增油5.4×104m3，提高采收率5.5%。礦場(chǎng)試驗(yàn)驗(yàn)證了屏障注水對(duì)氣頂邊水窄油環(huán)油藏的適用性，為整體注水方案的實(shí)施夯實(shí)基礎(chǔ)。

6 結(jié)論

（1）物理模擬實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，屏障注水可以隔離氣頂與油環(huán)，實(shí)現(xiàn)氣頂和油環(huán)的單獨(dú)開(kāi)采，有效緩解了氣竄，提高了油藏采收率。

（2）結(jié)合物理模擬和數(shù)值模擬，優(yōu)選水平注水井與油井平行布井的方式，并確定了屏障注水實(shí)施的技術(shù)要求。預(yù)計(jì)實(shí)施后比天然能量開(kāi)采采收率提高7%左右。

（3）考慮到油藏的特殊性與開(kāi)發(fā)風(fēng)險(xiǎn)，以氣竄嚴(yán)重、縱向驅(qū)替不均衡、剩余油富集、增產(chǎn)效果顯著為原則，優(yōu)選1 個(gè)井組開(kāi)展先導(dǎo)試驗(yàn)，實(shí)施屏障注水后，日增油35 m3，預(yù)測(cè)累計(jì)增油5.4×104m3，豐富了屏障注水方案動(dòng)態(tài)認(rèn)識(shí)，為整體注水方案的實(shí)施夯實(shí)基礎(chǔ)。