冯沙沙，闫正和，戴建文，杨 勇，李 伟，谢明英，柴愈坤

(中海石油(中国)有限公司深圳分公司，广东 深圳 518067)

0 引言

近年来, 我国陆续发现了储量丰富的气顶底水油藏, 此类油藏面临着较高的开发难度, 受气顶、底水2个能量体的作用, 在开发过程中同时面临气窜、水窜的风险, 气顶底水能量的评估至关重要。对于较厚的油层一般采用控制油气界面稳定的方法开发，此类开发方式一般根据油藏具体条件制定合理的射孔位置[1-3]并通过临界产量的研究控制较小的合理生产压差[4-5]，部分油藏采用打屏障井、下人工屏障的方式来起到阻碍气窜、水窜的开发效果[6-7]。窦松江、张蔓等研究了不同开发方式、不同油柱高度对气顶油藏开发效果的影响[8-11]。但是对于气顶薄油层底水类油藏，由于油藏类型复杂且厚度较小，通过减缓气窜与水窜的开发方法很难实现，无水采油、采气期变得很短，导致开发难度大大增加。由于此类油藏类型较特殊，通过调研发现对于此类油藏的开发方式研究更是寥寥无几，仅有少数学者通过油藏工程方法、油藏数值模拟等研究了气顶油藏开发机理[12-17]，但是仍旧缺少对隔夹层的效果评估与研究。对于气顶薄底水油藏，隔夹层可以起到减缓气、水窜速度的作用，因此，寻找隔夹层的位置并且对其进行开发效果的评估至关重要。该文利用岩心和测井资料对夹层进行了定量评价和识别，应用油藏数值模拟技术，研究了夹层对于X油藏气窜、油侵气顶、开发方式及开发效果的影响研究，创新性地提出了采用“划层系、分区域”的开发策略和先底部采油后边部采油的开发方式，大幅改善油藏开发效果。

1 油藏概况

X油藏为典型的薄层气顶底水油藏，其分布示意图如图1所示。油藏主要地质特征参数如下：平均孔隙度为25%，平均渗透率为1 500 mD，整体为中高孔-高渗储层；储层较薄，气顶(CO2)厚9 m，油层厚6 m，水层厚4 m。气顶区域CO2含量占97%，气顶指数为0.5，具有较强的边底水，全区具有统一的油气界面及油水界面。在油藏中部发育一套完整的具有一定渗透性的夹层，将X油藏分割为上下2个区域，上部区域为整个气顶加边部的油环，原油地质储量300×104m3，下部区域为油层的中间部分，原油地质储量200×104m3。2个区域储层物性差异较大，上部区域平均渗透率为106 mD，且层间非均质性严重，下部区域平均渗透率为2 232 mD，夹层平均渗透率为3 mD。

图1 气顶底水油藏分布示意图Fig.1 The distribution map of gas cap and bottom water reservoir

由于夹层的存在，X油藏上下2个区域的油-气-水分布情况是不同的，若完全将2个区域单独考虑，上部区域可视为气顶油环边底水油藏，下部区域可视为纯底水油藏；此外，2个区域的储层物性相差较大，导致了渗流环境有所差异。因此，X油藏夹层成为了决定此油藏开发技术政策的关键因素。

2 夹层的综合评价

2.1 夹层的精细研究

2.1.1 岩心定性识别

X油藏a井和e井都进行了取心，对井壁心的岩性和孔隙度、渗透率等物性特征参数进行了详细分析，井壁心分析结果如表1所示。从结果可以看出：夹层井壁心为泥质细砂岩和细砂岩，渗透率为1.880～8.630 mD，孔隙度为12.2%～17.3%，夹层不能完全封堵；e井在X油藏夹层的岩性为泥岩夹粉砂岩，夹层厚度2 m，岩心分析渗透率为0.106 mD，孔隙度为12.8%，夹层较致密，厚度变厚，具有一定的封堵性。从扫描电镜看，夹层的大量孔隙喉道都被充填，孔隙发育极差，粒间常见黄铁矿、菱铁矿、高岭石和毛发状伊利石完全充填，导致孔隙连通性极差，如图2所示，因此可以判断该夹层比较致密，对流体可以起到一定的遮挡作用。

表1 X油藏井壁心分析结果表

图2 X油藏夹层岩心扫描电镜图Fig.2 Core scanning electron microscope map of X reservoir

2.1.2 夹层分布规律研究

结合岩心识别夹层情况，采用“岩心刻度测井”的方法，明确不同类型夹层测井响应特征，对夹层纵向上及平面上的分布特征进行了定量识别。X油藏连井剖面示意图如图3所示。

图3 X油藏连井剖面示意图Fig.3 Cross-sectional view of X reservoir

纵向上，通过Z油藏5口井连井剖面可以发现：油藏内部发育了2套夹层，将储层分为3套砂体即Z-Ⅰ，Z-Ⅱ和Z-Ⅲ，其中影响油藏开发的主要夹层是Z-Ⅰ(CO2气顶)和Z-Ⅱ(下部油层)之间的夹层m，m夹层在a井和b井为泥质夹层，厚度约1.30～3.16 m。由于珠江组Z-Ⅰ古地貌非常平缓，在短暂的洪水间歇期，水动力减弱，形成细粒沉积物，这时的泥质-粉砂质沉积分布稳定，厚度一般较大，横向上分布广且较连续。因此，通过井间插值随机模拟可得到夹层平面厚度图，如图4所示。从图中可见，整体上X油藏中间夹层在含油范围内均有发育，夹层厚度从西北到东南方向逐渐增厚，a井处夹层井壁心岩性为含钙泥质粉砂-中砂岩，渗透率为1.880～8.630 mD, 夹层深浅电阻率测井曲线分开，表明有一定渗透性。

图4 X油藏夹层平面剖面图Fig.4 Interlayer thickness map of X reservoir

2.2 夹层对于开发规律的影响研究

应用商业数值模拟软件ECLIPSE建立X油藏的数值模拟模型, 采用人机交互的方法对夹层进行了模拟, 并在模型中对夹层进行了等效表征, 夹层在模型中的分布如图5所示。将X油藏以夹层为界限，夹层以上的区域称为层系Ⅰ, 夹层以下的区域称为层系Ⅱ, 层系Ⅰ的气顶区域称为油藏顶部, 层系Ⅰ的油环区域称为油藏边部, 层系Ⅱ称为油藏底部。分别在油藏底部、油藏顶部布置一口长度为500 m的水平井, 生产制度为控制井底流量500 m3/d，模拟时间为20年。利用数值模拟模型分别评价了夹层对于气窜、油侵气顶、开发方式等的影响。

图5 X油藏夹层分布图Fig.5 Interlayer distribution figure

2.2.1 夹层对于气窜的影响

在夹层以下布井，探究夹层对于气窜的影响。X油藏三相饱和度图如图6所示，单井生产动态曲线如图7所示。在底部布井的情况下(如图6a所示)，由于强底水和夹层的作用，气顶状态变化不大，生产气油比保持较低的数值并且其曲线稳定增长(如图7a所示)，说明气窜现象微弱，无油侵气顶现象发生；由于强底水的驱动作用，在生产井附近形成水锥，从含水率的变化来看(如图7b所示)，生产特征表现为明显的底水油藏的特征。说明在较强能量底水的压制作用下，夹层在一定程度上减弱了气窜的程度，但是在实际开发过程中应控制合理的生产压差，避免气顶气压力下降过快，发生油侵气顶。

图6 三相饱和度场图Fig.6 Three phase saturation figure

图7 单井生产动态曲线Fig.7 Signal well production curve

对比实际情况和假设完全隔绝情况下(隔夹层渗透率=0)的累产油曲线和累产气曲线, 由图8和图9分析得出, 在2种隔夹层模式下, 累产油量曲线基本保持重合, 实际情况的产气量大于完全隔绝的产气量, 在20年末约高出40%。因此, 在只采油的情况下, 夹层对井的产油量影响不大, 对产气量有一定影响, 但并不构成气窜。

图8 实际与隔绝累产油量对比曲线Fig.8 Cumulative oil curve under different type interlayer

图9 实际与隔绝累产气量对比曲线Fig.9 Cumulative gas curve under different type interlayer

2.2.2 夹层对油侵气顶的影响

在顶部布井的情况下，通过图10所示三相饱和度场可以看出，在20年末发生了明显的油侵气顶现象，主要原因是由于小气顶压力下降较快，油藏边部和底部的原油通过夹层侵入油藏顶部，同时边底水侵入油藏边部和底部。说明在较强能量底水的驱动作用下，夹层无法阻止底部原油侵入气顶。

图10 顶部布井20年末三相饱和度场Fig.10 Three phase saturation figure with well in the topside(20 years)

单井日产油曲线、日产气曲线和原油、气顶采出程度曲线如图11和图12所示。从模拟结果来看，在只采气的情况下，单井日产油量和油的采出程度较低，日产气量和气顶采出程度较高，原因是由于气顶物性较油层物性差，且日产气量较大，气顶压力降低较快，在强底水的作用下，具有一定渗透性的夹层无法阻碍油侵气顶，因此建议实施油气同采的开发方式。

图11 日产油、日产气曲线Fig.11 Oil and gas rate curve

图12 原油、气顶采出程度曲线Fig.12 Recovery factor curve of oil and gas

综合评价X油藏夹层的作用，通过数值模拟研究，认为在夹层底部布井可极大程度减少产气量以抑制气窜，但是在气顶区域布井不能阻碍油侵气顶的发生，因此提出通过“划层系、分区域”的方式来开发含隔夹层的气顶底水油藏，该方式可以高效开发此类油藏并最大程度提高原油采收率。

2.2.3 夹层对开发方式的影响

考虑到夹层对气顶大底水薄油藏开发效果的影响，该文通过数值模拟优选了6种开发方式。方式一为底部采油，即仅在隔夹层底部布井生产；方式二为顶部采气-底部采油，即在气顶区域和夹层底部布井同时生产；方式三为底部采油-边部采油，即在夹层上部的油环区和夹层底部布井同时生产；方式四为三区同采，即在夹层上部的油环区、夹层上部的气顶区和夹层底部布井同时生产；方式五为先底部采油后三区同采，即先在隔夹层底部布井生产，再在夹层上部的油环区、夹层上部的气顶区和夹层底部布井同时生产；方式六为先底部采油后边部采油，即先在隔夹层底部布井生产，再在夹层上部的油环区布井生产。6种开发方式的开发示意图如表2所示。

表2 6种不同开发方式示意图Table 2 Schematic diagram of six development ways

对各种开发方式进行数值模拟研究，不同开发方式下20年的原油采出程度曲线如图13所示。由模拟结果可以看出，在2个层系的开发政策上，由于底水的压制作用，夹层能有效地封隔气窜，并且油藏底部的储层物性较好，因此层系Ⅱ可采用底水油藏紧贴夹层布井的开发方式。由于底水的驱动作用，夹层不能有效地防止油侵气顶，因此层系Ⅰ应按气顶底水油藏的开发方式进行油气同采或只在边部布井。顶部采气、底部采油的开发方式损失了边部的原油，其累产油量最少；从采收率角度看，先开发底部，后底部采油、边部采油采出程度最高。考虑初产，底部采油、边部采油可获得较高初期产量。综合考虑油藏采收率和初期产量贡献后，推荐先底部采油后边部采油的开发方式，即方式六。该方式下油藏前1年内累积产油约为25×104m3，平均单井累积产油量为4.2×104m3，最终采收率为22.3%。

图13 不同开发方式下原油采出程度曲线Fig.13 Crude oil recovery curve under different development methods

3 结论

1)通过测井和岩心对夹层进行了精细识别, 在X油藏中部连续发育一套具有一定渗透性的夹层, 纵向上夹层厚度约为1～2 m, 渗透率为1.880～8.630 mD；平面上中间夹层在含油范围内均有发育, 夹层厚度从西北到东南方向逐渐增厚。

2)系统地分析了隔夹层对于开发规律和开发效果的影响。由于底水能量较强，在底水能量的驱动作用下，在夹层下面布井，气顶状态变化不大，气窜现象微弱，无油侵气顶现象发生；在夹层以上布井开发，夹层不能阻止油侵气顶。

3)提出了适用于此类复杂油藏“划层系、分区域”的开发政策，即以夹层为界限将油藏分为2套层系、3个区域，其中层系Ⅰ按照气顶底水油藏进行开发并且尽量避免油气同采，层系Ⅱ按照强底水油藏进行开发，紧贴夹层底部布井。

4)综合考虑油藏采收率和初期产量贡献，推荐先底部采油后边部采油的开发方式。该方式下油藏前1年内累积产油约为25×104m3，平均单井累积产油量为4.2×104m3，最终采收率为22.3%。