第２５卷第２期 天 然 气 工 业 开发及开采气顶油气田开发程序的探讨
姚约东 李相方
（石油大学・北京）
姚约东等．气顶油气田开发程序的探讨．天然气工业，２００５；２５（２）：１２４～１２６
摘 要 气顶油气田因气顶及油气界面的存在，同时因气顶和油环的大小、储层物性、几何形态不同和边底水活跃程度不同，致使气顶油气藏在开采过程中具有多种驱油机理，采收率变化较大，这关键是气顶油气藏在开发过程中存在油气界面的移动问题，而调整和控制油气界面是相当困难。文章以唐家河油田东三段油气藏为例，应用动态分析法和数值模拟法，讨论了不同类型气顶油藏中油气水的分布特征以及气顶气投产时机等对油气采收率的影响，提出了高效开发气顶油气藏的具体措施。在精细地质描述的基础上正确选择开发方式，加强动态监测，适时完善注采系统，保持油环和气顶开发相协调。当气顶气储量相对较大时，采取气顶、油区同时开发；而对于气顶体积相对较小并且边、底水能量充足时，采取先依靠天然能量开采油区，然后人工注水，最后开采气顶。
主题词 大港油田 气顶油藏 砂岩油气藏 开发设计 开发效果 采收率
气顶油气藏由气区和油区两部分组成，当油藏投入开发后，就会破坏原有的平衡状态，造成原油可采储量损失
〔１，２〕
月，唐家河东三段综合含水９３．１８％，采出程度３２．３７％。唐家河断鼻构造由于受断层切割，东三段
被划分为四大断块，其中，唐一断块和港深１８－２断块为典型的气顶油气藏。
。因此气顶油气藏开发中及时判断
油气界面移动状况，对于避免或减轻气窜及油侵具有重要意义。
气顶油藏开发的关键是防止油气互窜。其开发
方式主要有：只采气，不采油；先采气，后采油；先采油，后采气；油和气同时开采等
〔３〕
二、港深１８－２断块
１．开发历程
１９９１年８月～１９９５年８月先开发纯油区，充分
利用气顶驱油和边水能量，单井最高日产能力达１４０
。这些开发方式各
有其适用的条件和特点。笔者以唐家河油田东三段
油气藏为例，提出了气顶油气藏的开发模式应由油气藏的油气水分布等具体地质因素确定。
一、地质特征及开发简况
唐家河开发区位于天津市大港区上古林村东南，北大港断裂构造带的北东部，北以唐１号断层与
板桥开发区相隔，西侧以滨唐分界断层与港中开发区相接，南界为港东主断层，是一个向东倾没伸向歧口凹陷的鼻状构造油气藏。下第三系东三段是该区块的主力层。该断块含油气面积６．３ｋｍ，埋深２４４７．０～２７８４．０ｍ，砂体平均厚度１６．１５ｍ。唐家河开发区于１９６４年进行地震勘探，１９６６年２月在港１２井东三段获得高产油气流，１９７２年７月以４００ｍ井距钻生产井投入正式开发，１９７４年３月投入注水开发，至今已有３０多年的开发历程。截至２００４年２
２
开始开发缓冲区，地层压力下降幅度增大，甚至仅为
１７．８５ＭＰａ，低于饱和压力５．４５ＭＰａ。于是１９９７年２月份采取了边部注水方式，相继转注了两口井（５０４３Ｋ、５０４７井），进行注水补充地层能量，保证了受益井的稳定开采。１９９８年１１月，气区几乎未动用，导致气顶膨胀，气顶气大量窜入油区，气油比急剧上升，１９９７年断块气油比最高达１５８１ｍ／ｔ，为了保持油气区压力平衡，防止气窜，在搞好油区开发的基础上，对断块进行了气顶开发。 ２．开发效果及分析
在搞清单砂层油、气、水界面，气顶指数及边水
３
ｔ／ｄ，此阶段采出了可采储量的２８％；１９９５年９月，
能量等基础数据的基础上，进行开发方案的制定。油藏分上下两套层开采。首先开采下套层（纯油藏），充分利用边水进行高速开采；然后开采上套层
作者简介：姚约东，博士，１９７２年生；现从事油气田开发方面的科研与教学工作。地址：（１０２２４９）北京市昌平区石油大学石油天然气工程学院。电话：（０１０）８９７４１９３９。Ｅ‐ｍａｉｌ：ｃｏｍｙａｏｙｕｅｄｏｎｇ＠１６３．
・１・
开发及开采 天 然 气 工 业 ２００５年２月（气顶油环），只射开油环，采用气压和水驱的开采方式，进行开采。即充分利用气顶和边水等天然能量，后期进行边外注水补充地层能量，开发纯油区；最后开发气区，使得气顶的能量和储量得到合理利用。成功地保持了油气界面相对稳定，目前采出程度已达到３４％，含水９１％。
通过动态分析和油气区压力历史拟合，港深１８－２断块为一个边水活跃的气顶油藏。边水体积为
油藏体积的５２倍；气顶面积０．７ｋｍ２
，地质储量为
４．０４×１０８ｍ３
，与油藏的体积比为０．８。因此，开发初期未人工注水，而油气界面相对稳定，主要是边水能量充足，较大的水体和合理的开采速度使得油环压力下降缓慢。总之，良好的油藏性质以及合理的开发部署，使油藏开发效果较好，经过后期方案调整，最终采收率可达到４５％。
三、唐一断块
１．开发历程
唐一断块是定容带油环的气藏，而且油环较窄，
自１９６６年发现，１９７２年全面投入开发，在试采及开发初期以开发油藏为主ｔ，断块最高日产水平达３６９层压力下降快，采油速度为５，低于气区压力．１％，加之边水不活跃，使断块的气油比上，造成油区地升，自１９７３年８月５口油井先后发生气窜现象。 １９７６年８月，气区投产，目的是使油、气区压力平衡，减缓气窜现象，共投产４口气井，日产气量３０
×１０４ｍ３／ｄ，初期油区油气比下降，由３６０ｍ３
／ｔ降至
１５１ｍ３
／ｔ，产量由１１７ｔ／ｄ升至１８５ｔ／ｄ，由于采气速度过大，到１９８０年气区的总压降高于油区的总压降ｔ／ｄ，出现倒灌现象 降至由于地层压力的下降６５ｔ／ｄ，油气比由，油进入气区２０２，形成油气窜流现象ｍ，产油量下降，由１８５
３／ｔ升至４６９ｍ３
／ｔ。 ，１９８０年６月在油气界面处打注水隔墙立足于油气分采，因地层压降大，油气区快速水淹，气区除３７２井外，三口井均在１９８１年见水，一年后停喷。油区当月含水上升２０％，产量呈下降趋势。由于开采方式的不合理，降低了气区采收率及原油采出程度。 ２．开发效果及分析 唐一断块油气藏，进行综合调整以后，其剩余潜力仍然不大，目前采油速度低于１％，进入后期的低速枯竭期，最终采收率低于３８％。比港深１８－２断块低得多。
唐一断块气顶油气藏，油气层连通性好，油环开发难度较大。在油藏开发过程中，虽然考虑了气・２・
顶与油环间的相互影响，在油气界面处打注水隔墙立足于油气分采，但因油气界面面积大，所打注水井
不足以形成注水隔墙，反而造成油气区快速水淹，主要体现在两个方面：初期气顶气向油环部分运移，造成油井先后发生气窜，产量下降甚至停产；后期气顶发生油侵，造成可采储量损失，通过数值模拟可知，
有３０×１０４ｍ３
的可动油侵入气顶，变成残余油。针对该类型油气藏，如何提高油气藏整体开发水平，提高油气采收率，以下通过数值模拟进行虚拟开发，选择最佳开发模式。 ３．虚拟开发研究
数值模拟采用Ｓｃｌｕｍｂｅｒｇｅｒ公司的Ｅｃｌｉｐｓｅ软件，进行整体模拟，提出了适合唐一断块开发的最佳开发模式。
（１）油气藏数值模型的建立 建立油藏模型，就是用数据把全部影响油藏开发动态的油藏特征描述出来。该工作是模拟区域的确定、平面网格及模拟层的划分、地质模型的建立、油藏模型初始化以及流体和岩石岩性参数的确定。 （２）通过历史拟合校正初始地质模型 历史拟合是数值模拟的关键，拟合的好坏直接关系到地质模型的可靠性。由于油藏的生产年限较长（１９６６年３月～２００４年３月），且措施较多，历史拟合是一个十分复杂的过程。为了确保历史拟合能真实的反映地下流体分布状况，对历年的地层测试资料作为验证历史拟合的主要依据。 （３）唐一断块的虚拟开发 除了地质模型的可靠性、井网部署、开发程序和工艺措施外，要解决的基本问题是：气顶气的动用问题；原油的损失量；注采比大小；工艺技术。采用什么开发方式进行开采，需要综合考虑气顶油气藏的地质条件、开发条件、原油和天然气储量、经济指标和社会需求等。
１）气顶油气藏模拟开发的基本原则 由于气顶的存在，无论采取什么方式，在油气藏开发过程中，会产生油环与气顶间的相互作用和影响，这种相互作用影响这类油气藏开发所制定的各项技术及效果。对于气顶油藏，应以提高经济效益为目标进行开发方式选择。 ２）虚拟开发的基本方案
气顶油藏开发的关键是防止油气互窜，若气窜入油区，油井产量将下降，严重时只出气不出油，影响稳产。油环中的原油如果流入气顶，将降低原油采收率，造成资源浪费。据国内外气顶砂岩油藏开
第２５卷第２期 天 然 气 工 业 开发及开采发经验，气顶油藏开发一般是先开发油区（油环），后期开采气顶，或在保持油气界面稳定的条件下，同时开采油环和气顶。主要通过在油气边界部署注水井排建立阻水屏障，阻止油气互窜。 利用唐一断块地质模型，运用４种开采方案，即：①天然能量开采。②先开发油环，后期开采气顶。对油环进行注水，人工注水和气顶的弹性膨胀为油环补充能量。③油环、气顶同时开采。进行人
工注水，为气顶和油环提供压力支持。④在方案③的基础上，在油气界面上布置４口注水井，建立阻水
〔５〕
屏障，阻止油气互窜。通过数值模拟，预测了开采２０年的综合指标。
３）开发方案的结果对比
通过对４种模拟方案模拟计算。在最优配产和井网布置情况下，４种方案生产２０年之后的综合指标见表１。
表１ 各方案开采２０年之后的综合指标
开发方案原方案方案１方案２方案３方案４
生产井和注水井（口）
２６１８２４２４２４
原油采收率
（％）３６．８１９．５３８．５４２．１４２．７
溶解气采收率气顶气采收率气顶气窜入油区
（％）４０．５
４８．５３０．５３６．５４７．５
（％）１７．５
０２０．５６０．５７９．５
（％）３４．５
６０．５２８．５１．５０
油环中油侵入气顶量
（１０４ｍ３）３０．５
０１６．５２．５０
从表１中５种方案的对比分析表明，油和气的
同时开采是最为可行的选择方案，原油采收率和气顶气采收率都较高。另外，气顶的早期投产，对于当前天然气销售市场不错的情况下，无疑会缩短资金投资回收期，使得该方案能够获得最大的净现值。 方案３和方案４都为油气同时开采，主要做法：油环和气顶同时开采，只有控制好油环地层压力与气顶压力平衡，才能保持油气界面稳定，做到这一点，对于方案３在生产过程中难度更大。因为，方案３只能依靠气顶产气井和油气界面附近油井的压力监测来控制油气界面。而方案４中油气过渡带中的４口注水井既可以形成水墙屏障，又可以起到监测井的作用，生产过程中比较容易实现。综合考虑，推荐方案４为最优方案，在生产中切实可行。因此，对于唐一断块气顶油气藏，气顶指数比较大，而边底水能量非常弱，应采取气顶和油环同时开采，可以大大提高经济效益。
（３）对于气顶指数比较小，而边底水能量非常大的气顶油气藏，可以先依靠天然能量开采油环，然后适时注水，保持油区地层压力，最后再开采气顶，使得开发效果最佳。
（４）对于气顶指数比较大，而边底水能量非常弱的气顶油气藏，气顶和油环的同时开采能缩短投资回收期，取得最大的净现值。
（５）气顶油气藏开发中油气界面的移动和及时判断对开发好油环和气顶至关重要。在油气过渡带中进行人工注水形成水墙屏障，进行动态监测，合理开采气顶，可以避免开发过程中的气窜和油侵。
参 考 文 献
１ ＪｉＢａｏｆａ，ＸｕＺｈｅｎｇｓｈｕｎ，ＷａｎｇＪｉａｎｘｉｎ．Ｍｏｎｉｔｏｒｉｎｇａｎｄ
ｃｏｎｔｒｏｌｌｉｎｇｏｆｏｉｌａｎｄｇａｓｃｒｏｓｓｆｌｏｗｄｕｒｉｎｇｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎｏｆ３０８７６：１４—１９
ｄａｑｉｎｇｌａｍａｄｉａｎｌａｍｉｎａｔｅｄｏｉｌｆｉｅｌｄｗｉｔｈｇａｓ‐ｃａｐ．ＳＰＥ
２ 冀宝发等．层状气顶油田注水开发中油气窜流的控制及调整．见：中国油田开发实例．北京：石油工业出版社，１９８９
３ 气顶砂岩油藏开发模式．北京：石油工业出版社，１９９７４ 李令喜译．利用油气界面上的注水方法同时开采气顶和油柱．国外油田工程，２０００；（７）：１１～１６
（收稿日期 ２００４‐１２‐０３ 编辑 韩晓渝）
四、结论与认识
（１）不同开发方式对气顶油气藏的开发效果和
最终采收率影响较大，而开发方式的选择又由油气藏的油气水分布等地质因素确定。
（２）精细三维油藏描述的基础上，搞清单砂层油、气、水分布，气顶指数及边水能量的大小，为制定高效开发方案提供可靠保证。
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