伊拉克F油田复杂混积碳酸盐岩油藏加密调整方式与对策

唐嘉伟 陈 翰 王 龙 郭 胜

(中国海洋石油国际有限公司 北京 100028)

中东地区油气资源极为丰富，其中80%的油气产自碳酸盐岩油气藏[1]，因此碳酸盐岩油气藏在目前油气勘探开发中占有举足轻重的地位[2-4]。中东地区碳酸盐岩油藏主要为海相、三角洲或台地相，以孔隙型为主，部分伴以微裂缝发育，这与国内缝洞为主要储集空间的碳酸盐岩油藏截然不同[5-8]。储层以第三系缓坡台地或三角洲储集层为主，主要受沉积及成岩作用改造和控制。这类油藏储层规模较大，含油气资源丰富，连通性较好，但非均质性较强，纵向上发育隔夹层，物性具有较大差异。同时，油藏边底水能量强，水体倍数通常能达到几十到100倍；为充分利用天然能量，油藏通常以衰竭式开发为主，其衰竭开发采收率能够达到30%以上。这种类型的油藏在开发过程中逐渐暴露出很多问题。油藏的强非均质性导致开发中后期油水关系复杂，产量递减快，为油藏高效开发带来了严峻挑战，因此需要进行加密调整。同时，近期及未来中东将以技术服务合同(Technical Service Contract，简称TSC)的方式对外招标，故油田在开发思路上与国内会有所不同，需要尽快建立一套相应的加密调整模式。本文通过对伊拉克F油田Asmari油藏的研究，厘清了此类复杂混积碳酸盐岩油藏在开发过程中的共性问题，提出了一套基于TSC合同模式的加密调整思路和对策，以期对后续开发调整提供指导。

1 油田概况及特征

F油田位于伊拉克东南部，地处两伊边界。油田处于阿拉伯台地东部美索不达米亚低角度褶皱带南部，构造上属阿尔卑斯造山带的一部分，海拔70～160 m。总体构造特征表现为北西—南东向的背斜。油田以第三系的Asmari油藏为主要产层，油藏埋深2 800～3 100 m。根据岩性组合特征，结合对比划分的标志层、地层厚度、储层发育情况、电性特征、岩性及组合特征以及油气水分布规律，将Asmari油藏划分为A、B、C三段。其中A、B段为主力含油层段(图1)，包含A1、A2、A3、B1、B2、B3、B4共7个油组；而C段主要为水层，仅局部含油，不在主要研究范围之内。

1.1 岩石和储集空间结构特征

油藏A段主要发育白云岩、膏质白云岩、生物碎屑白云岩等，相对电阻低、密度小，厚度分布稳定。物性分析和岩心观察表明，A段储层储集空间主要为溶蚀孔隙，包括粒内及粒间孔、晶内及晶间孔，铸模孔，小晶洞等；B段主要发育砂岩和白云岩，偶有灰岩混积，孔隙类型主要为粒间孔(图2)。根据岩心、薄片及地层对比分析结果，结合部分学者研究成果[9]可知，Asmari油藏A段岩性较纯，B段相对较复杂，为碎屑岩和碳酸盐岩混积，而砂岩主要分布在B1油组及B3、B4油组的上部。其中，A、B两段均有不同程度的泥质夹层发育，尤以B段更甚(图1所示)。整体上，储集层规模较大，具有较好的连通性，使得油藏压力传播快而远[10]。

图2 F油田Asmari油藏A、B段岩石类型及储集空间Fig .2 Rock and pore types of member A and B in Asmari reservoir of F oilfield

1.2 储层物性

油藏不同类型储层间物性存在较大差异。A段白云岩储层物性为低—中孔、特低—中渗，其孔隙度大部分集中于5%～15%，平均为9.5%，渗透率大部分小于10 mD。B段白云岩储层以低—中孔、低—中渗为主，高孔高渗的样品点相比A段白云岩明显增多。B段砂岩储层物性很好，以中高孔—中高渗为主，其孔隙度几乎均位于10%～30%，渗透率大于500 mD的样品占比超过55%。

除A段白云岩外，其余层段或岩性的孔渗均具有较强的相关性(图3)。而砂岩储层物性明显优于碳酸盐岩，这与储层受后期成岩作用影响不大、粒间孔发育且连通性好有关[11]。

图3 F油田Asmari油藏A、B段不同岩性孔渗关系图(渗透率为算术平均值/几何平均值)Fig .3 Different rock’s permeability vs porosity of member A and B in Asmari reservoir of F oilfield(permeability is an arithmetic mean/geometric mean value)

1.3 储层连通性

静态上，油藏连井剖面显示不同层位之间具有相应的连续性。不同成因及岩性的储层纵向上互层发育并搭接，形成了连通的整体。其中，A段和B段的净毛比分别为63%、38%。油藏主要发育两类夹层：物性夹层和泥质夹层，主要分布在A段和B段之间。岩心物性测试显示，物性夹层普遍具有一定的渗透性，比较隐蔽，无法形成完全的隔挡作用[12]。图4显示了油藏井上不同类型夹层的分布频率和井次，从图中可以看出，大部分夹层均小于5 m。

图4 F油田Asmari油藏井上泥质夹层及总夹层(泥质+物性夹层)厚度分布频率及井次Fig .4 Mud interlayer and total interlayer(mud and physical-property interlayer) distribution frequency of wells in Asmari reservoir of F oilfield

动态上，MDT压力测试资料显示同一区域后期钻井压力整体比前期钻井压力衰减幅度大，反映横向连通性整体较好。图5为油田各油井完钻时测得的纵向各小层MDT压力衰竭幅度，同一颜色的不同符号代表同一口油井的不同层位数据。从图5中可以看到，新钻的F-69井(此位置附近之前未生产过)在主力产层A3和B1油组已发生了较大程度的压力衰竭；此外，同一口井同一层位内的压力点大部分都集中分布在一起，说明所有层的内部连通性较好。而砂岩段的压力点集中分布度好于碳酸盐岩段的压力点集中分布度，说明砂岩的连通性好于碳酸盐岩(B油组)。

图5 F油田Asmari油藏单井MDT测试不同层位压力亏空数据Fig .5 Pressure depletion data by well MDT in Asmari reservoir of F oilfield

静态和动态资料均显示，Asmari油藏平面及纵向的连通性整体较好。

1.4 储层非均质性及对开发的影响

受沉积及成岩作用影响，油藏平面及纵向非均质性强，这与普遍对碳酸盐岩油藏的认识相符[13-14]。分析表明，平面上油田高部位储层物性明显好于边部区域。纵向上，Asmari 油藏A段厚度大约22.8 m，B段厚度68.2 m。因B段发育中高渗砂岩，且受不同沉积相类型的叠加及多轮次沉积旋回的影响导致储层纵向非均质性极强。从渗透率纵向上的变化特征看，Asmari油藏渗透率自上而下呈上升趋势，表现出A段、B段两组正韵律特征，两段渗透率极差可达数十倍或数百倍以上(如图3所示)。这些非均质性特征是影响油田地下流体流动规律及开发的重要因素[15]。

非均质性对F油田开发的影响体现在两个方面。一是油井不同层位的产能存在较大差异。尤其油田南区，目前资料表明A段产能较低，无法支持部署一套单独的具有经济性的开发井网。从F-41井的PLT测试数据(表1)可以看出，该井多层合采时，B段砂岩段贡献了大约85%的液量，而其射开厚度仅占总射开厚度的31%。B段砂岩储层良好的物性及平面展布、优质的储量使得其产能优于A段白云岩储层，但合采时不同层位均有液量贡献，且油井合采产能高于单采某一层的产能。二是油田纵向上水淹程度差异较大，这也是制约油田高效开发的主要矛盾。根据已有的PLT测试资料、新井测井解释、老井生产动态分析等，油藏边水沿B1、B3油组高渗砂岩条带向高部位推进，已造成局部高部位区域发生水淹；而油田主体区的A段基本未水淹。

表1 F油田 F-41井PLT测试数据(地面)Table 1 PLT data of Well F-41(surface) in F oilfield

2 加密调整优化及开发技术对策

目前油田大部分开发井均合采A段+B1油组。油藏A段整体采出程度大幅低于B段，同时平面上主体区采出程度大幅高于边部过渡区。根据对油藏的动静态分析可知，平面或纵向的非均质性导致产能采出的差异性及油田含水上升加快等均为油田开发的主要矛盾。对这些突出的问题，需要采取具有针对性的优化调整方式及开发技术对策，并完成平面及纵向的三维立体设计。

2.1 加密调整思路及原则

结合前文对连通性、物性、非均质性等的分析，形成整体的加密调整思路和原则如下。

1) 以剩余油分布为最主要布井依据，针对平面及纵向非均质性进行统筹考虑。同时，以目前的开发方案井网井数为基础，根据实施进度和开发动态变化进行加密调整。

2) 对于油藏隔夹层发育程度有限、油藏连通性整体较好的情况，纵向上仍采用A+B段合采优先的原则，保障油井产能。后期进行生产层位的优化调整，平衡纵向动用情况。

3) 平面上加密提高储量井控程度，降低单点采液强度，形成点弱面强的开发状态。

4) 优化部署合适的井数井网，形成对资源国及作业者均有利的开发局面。

2.2 加密井井位井数优化

在原方案设计的基础井网上(井距约500～800 m)，于预测至合同期末的剩余油分布中净油柱高度>4英尺的区域均布上加密井，其中边部薄层或物性较差的区域部署水平加密井进行开发，其余大部分为直井，方便后期进行调整，从而形成近似交错排状的布井方式，达到小井距加密调整的目的(为防止井间干扰太强，井距至少保持在250～300 m以上)。同时，考虑到TSC合同要求，加密井井数受到限制，这对井位及井数优化有一定要求。

基于加密调整思路及原则，形成一套“做减法”的井位及井数优化流程(图6)。

图6 井位井数“做减法”优化流程示意图Fig .6 Sketch map of “Subtraction” optimization method process for well count and location

1) 首先根据剩余油分布全面部署加密井。由于合采产能较好，故加密井除少数B1油组已完全水淹的区域设计单采A段外，大部分均设计合采A段+B1油组。这样一套井网工作量已大幅超过高峰产量实际所需，故后续将根据不同指标减井。

2) 在1)的基础上，结合油藏动态分析，去掉因储层较差、含水上升速度较快等原因预测累产油低于极限经济累产的加密井。根据测算，假设油价40 $/桶，油井累产油需大于0.66 MMSTB才有经济效益，这个值即为油井极限经济累产。

3) 在2)的基础上，去掉构造或储层落实程度低等风险较大区域的加密井。

4) 在3)的基础上，评估维持合同设计的高峰产量及稳产年限所需井数，并以此为基础，进一步去掉部分实施效果相对较差或风险相对较高的加密井。同时适当优化调整剩余井的井位，最终得到推荐的井位及井数。

2.3 纵向层位优化

A、B段碳酸盐岩和砂岩储层间的差异加剧了纵向上的采出程度不均，同时高渗层的存在导致B段水淹程度大幅高于A段，因此油田开发到一定阶段，需要对油井的纵向生产层位进行优化调整，以期在合同期内做到高效开发，均衡动用。根据不同层段各自的产能及含水状况，对两者生产过程中的临界产能进行评估，即当产能低于这个值时，油井单采A段更好，反之则继续合采。综合分析油藏产液剖面测试资料、生产数据、油井横向对比等，得到这个临界产能大约为500 bbl/d。以此为基础，纵向层位优化思路如下(图7)。

图7 油井纵向射孔层位优化过程示意图Fig .7 Sketch map of well perforation optimization process

1) 油井初始合采A段+B1油组，集中开发主力层位，保证产能。其中，直井需钻穿所有层位，落实各层储层及油水状况。水平井水平段根据储层水淹情况灵活调整部署层位。

2) 当生产至中后期，B1油组水淹加剧，油井产能低于临界产能时，封堵B1油组，单采上部A段白云岩储层。

3) 由于隔夹层的遮挡，部分高部位区域下部次主力层位储层,并未发生水淹或水淹程度仍较低，剩余油研究显示仍有较大潜力。因此补孔下部层位，尤其是物性较好的砂岩段，形成储量接替动用。

2.4 加密调整开发技术对策

F油田Asmari油藏因其储层的独特性，需要在加密调整过程中制定合理的开发技术对策，保证加密井的顺利实施及全油田的高效开发。

首先，须控制油井生产压差来实现稳定生产。Asmari油藏砂岩发育，在生产过程中已出现多井次的出砂问题，这会导致井筒堵塞、油井液量持续下降甚至停喷，严重影响油田稳产。因此，需要保证合采阶段生产压差在临界出砂压力以下，一般小于400～500 psi，同时这也能延缓底水锥进速度。另外，改进防砂技术，积极试验新的防砂手段，也能达到提高防砂效果的目的。当油井上返生产白云岩储层时，生产压差可适当放大。

其次，须保证合适的油田采液速度。现有的油藏开发经验表明，在采液速度过高的情况下，油藏含水上升速度将急剧加快，尤其在井网较密且采出程度较高的区域，需要适当降低采液速度。而在动用程度较低的区域，可适当提高采液速度，均衡平面动用。

根据加密调整方式及开发技术对策的要求，结合油藏工程方法，利用数值模拟对加密调整之后的开发效果进行评估。图8所示为含水率与采出程度关系的修正童氏图版。绿色实线代表F油田目前的开发效果，红色实线代表实施加密调整后预测评估的开发效果，可以看出经过加密调整优化后，油田含水上升率明显变缓，预测油田在合同期末采出程度大约能提高3%～5%，含水率在74%～76%，相比原方案降低5%～6%，开发效果得到明显提升。

图8 F油田Asmari油藏含水率与采出程度关系Fig .8 Relationship between water cut and recovery degree of Asmari reservoir in F oilfield

3 结论及认识

1) F油田Asmari油藏储集层以白云岩和砂岩为主，并发育灰岩及泥质夹层。储层在多岩性混积的情形下，受成岩及沉积作用的影响，非均质性很强，对油田开发有较为显著的影响，主要体现在平面、纵向上的产能采出及含水上升两方面。这两个主要开发矛盾也为加密调整提出了必要性的需求。

2) 建立了一套基于TSC合同模式的复杂混积碳酸盐岩油藏加密调整方法。通过平面上的“做减法”加密，以及纵向上的根据临界产能及次主力层剩余油分布情况优化生产层位，辅以合理的开发技术政策，预测F油田合同期内采出程度提升3%～5%，含水率下降5%～6%，能有效提高油田开发效果。同时该方法也可应用于相似油田的加密调整。