苏丹地区砂岩油藏衰竭式开发特征及影响因素

穆龙新，王瑞峰，吴向红

（中国石油勘探开发研究院）

苏丹地区砂岩油藏衰竭式开发特征及影响因素

穆龙新，王瑞峰，吴向红

（中国石油勘探开发研究院）

苏丹地区主要油藏类型为中高孔渗砂岩油藏，投产以来利用天然能量衰竭式高速开发，形成了以“稀井高产、大压差生产、延迟加密和注水、快速回收投资”为特征的天然能量开发技术政策。H油田、FN油田和P油田分别为强底水稀油油田、强底水稠油油田和层状边水高凝油油田，在苏丹地区具有代表性。3个油田的开发特征表现为稀井高产、采油速度高、稳产时间短，含水上升快、产量递减大，大段合采、层间矛盾突出和剩余油分布复杂等。结合实验室研究、现场动态监测和方案研究等手段对开发效果影响因素进行分析。结果表明：高采油速度有利于提高合同期采出程度和采收率；根据原油流度范围部署稀井网，结合合同条款确定加密单井产量下限值有利于实现技术经济优化；利用隔夹层阻隔底水可延缓底水锥进，实现底水油田有效开发；层状高凝油油藏推迟注水不影响合同期采出程度。图3表2参11

砂岩油藏；衰竭式开发；开发特征；开发技术政策；苏丹地区

1 苏丹地区砂岩油藏概况

苏丹地区主要油藏类型为块状强底水油藏、层状弱边水高凝油油藏，储集层为辫状河和曲流河相砂岩。层状弱边水高凝油油藏地质储量占总储量的58%，强底水稀油油藏占24%，强底水稠油油藏占18%。

层状弱边水高凝油油藏的特点为纵向上油层多、边水能量较弱，孔隙度为18%～25%，渗透率平均为2 000×10-3μm2，属于中高孔渗砂岩储集层；原油具有凝固点高、含蜡量高、胶质沥青质含量高的特点，地下原油黏度为31 mPa·s；饱和压力3.8 MPa，地饱压差9.2 MPa。

块状强底水油藏的特点是油藏厚度大、储量丰度高（（330～630）×104t/km2），底水活跃，储集层物性好，平均孔隙度为23%，渗透率为（500～5 000）×10-3μm2，单井产量高，块状稀油油藏单井产量超过286 t/d，块状稠油油藏超过147 t/d。气油比很低，饱和压力一般仅为油藏原始压力的10%～25%，地饱压差大。稀油地下原油黏度小于20 mPa·s，稠油地下原油黏度为100～200 mPa·s。

中国石油自1995年进入苏丹作业以来，实施了以“稀井高产、大压差生产、延迟加密和注水、快速回收投资”为特征的开发技术政策，充分利用天然能量、高速开发。H油田、FN油田和P油田分别为强底水稀油油田、强底水稠油油田和层状边水高凝油油田，储量占中国石油在苏丹地区权益区块总储量的33%，产量占中国石油在苏丹地区作业产量的46%。初始井网平均井距547～1 130 m，以直井为主，截至目前综合含水70.3%，采出程度12.1%，开发数据见表1，其开发特征在苏丹地区油田中具有较强代表性。本文分析这3个主力油田的开发特征，并结合实验室研究、方案研究、现场动态监测等对苏丹地区砂岩油藏依靠天然能量开发的影响因素进行分析和总结。

表1 苏丹地区3个主力油田开发数据表

2 天然能量开发特征与开发矛盾

2.1 稀井高产的开发特征

国内油田开发理念的核心是稳产优先，以大庆油田为代表，稳产27 a，经历3次加密调整，高峰期地质储量采油速度为1.0%～1.2%，形成低采油速度、长稳产期的开发模式。

国外油田开发理念的核心是高产优先，苏丹地区H油田、FN油田和P油田均按照稀井高产的开发技术政策部署初始井网，初始井距分别为1 130 m、547 m、991 m。H油田单井配产150～214 t/d，高峰期单井年产油6.0×104t，高峰期采油速度2.3%，稳产期仅2 a（见图1）。P油田单井配产143～214 t/d，高峰期单井年产油4.3×104t，依靠初始稀井网实现高峰产量，高峰期采油速度1.9%，使两个主力区块上产到1 500×104t/a，稳产期较短，仅有2～4 a。FN油田单井配产51.3～62.3 t/d，高峰期单井年产油2.1×104t，高峰期采油速度2.5%，稳产期3 a。

图1 苏丹地区3大主力油田产量水平和稳产期对比

2.2 含水和产量递减特征

H油田1999年投产后仅1年综合含水即从5.8%上升到30.2%，投产4年后含水率达到69.5%，进入高含水期，目前含水率92.3%。P油田2006年投产，当年含水5.1%，随后含水上升率保持在4%～9%，目前含水为49.2%，基本没有无水采油期。FN油田充分利用纵向上隔夹层阻隔底水锥进，2004年投产后的前3年含水率小于5%，后期含水上升率稳定在3.1%～4.2%，实现了稳油控水生产。

含水快速上升导致单井和油田产量快速递减，H油田年综合递减率为31%，单井产量由高峰期的214 t/d下降到2011年的32.9 t/d，P油田年综合递减率28%，单井产量由高峰期的200 t/d下降到2012年的70 t/d。FN油田年综合递减率25.8%，单井产量由高峰期的62 t/d下降到2011年的20.6 t/d。

2.3 天然能量开发的水驱曲线特征

H油田和FN油田为强底水油藏，天然能量充足，截至2011年底，H油田压力保持水平为70%[1]；FN油田平均动液面由投产初期的350 m下降到2011年底的450 m，压力水平也保持在70%以上。P油田压力保持水平为55%～70%。

关于天然能量开发水驱特征的理论研究和实际应用表明[2]，丙型水驱曲线理论基础可靠，相关系数最高，预测值适当。H油田丙型水驱曲线相关系数较高（见图2），所以适合应用丙型水驱曲线预测可采储量。

2.4 天然能量开发的层间层内矛盾

苏丹地区油田开发初期采用大段合采的开发方式，实现了较高的单井产量和油田采油速度。随着油田开发的进行，高渗层见水后含水上升过快，纵向上动用不均，层间矛盾较为突出。层状弱边水P油田产液剖面测试结果证实[3]：正韵律油层的底部高渗层往往是水流优势通道，造成上部油层动用差，几乎不出油。H油田和FN油田为块状油藏，主要表现为层内矛盾。

图2 H油田丙型水驱曲线

理论和实验分析表明[4]：油田含水率与采出程度关系曲线应随油田原油黏度不同而呈现出不同的形态，高黏原油含水上升曲线一般为凸型，随着原油黏度降低，含水上升曲线凸出程度逐渐减小，逐步过渡为S型和凹形（原油黏度很低的情况）。理论和实验分析曲线往往基于开发技术政策相同的假设。但实际油田开发技术政策差异较大，对于油田实际含水率与采出程度曲线具有较大影响。图3为3个主力油田含水率与采出程度关系曲线。H油田和P油田原油黏度低，根据理论曲线应表现为凹形，但实际含水率与采出程度曲线表现为凸型，与理论和实验研究结果不符，这是因为这2个油田开发技术政策均为大段合采、纵向上动用不均，水驱波及程度低，高渗层反复水洗，导致含水上升率升高较快，根本原因在于开发技术政策的影响。FN稠油油田按照理论曲线应该表现为凸形，但该油田开发技术政策上利用隔夹层控制含水上升，含水上升曲线表现为凹形，呈现出较好开发特征，也与理论曲线有所差别。因此油田实际含水率与和采出程度曲线不完全取决于原油黏度，开发技术政策对油田含水率与采出程度曲线影响较大。

图3 苏丹3个主力油田含水率与采出程度关系曲线

2.5 剩余油分布特征

H油田经过两轮加密调整进入特高含水期，剩余油成因和分布较为复杂：纵向上存在层间动用不均造成的剩余油、层内韵律性形成的剩余油；平面上存在底水锥进造成的高含水油井间剩余油、微构造控制的剩余油、隔夹层控制形成的剩余油、边部和断层附近井网控制不住的剩余油等多种类型，挖潜难度大。P油田和FN油田还处在开发中期，剩余油以层间动用不均和底水锥进造成的井间剩余油为主。

3 天然能量开发效果主要影响因素

3.1 采油速度

高速开发的核心问题是高采油速度是否影响采出程度和最终采收率，资源国政府高度关注此问题，美国有的州政府提出最大有效产量概念，定义为不影响油田阶段采出程度和最终采收率的年产油量[5]，实质是合理采油速度的概念。

中高孔渗砂岩油藏高采油速度是否影响最终采收率可以通过油藏模拟法、室内实验和矿场实验等进行研究。1973年，Byrne和Miller[6]发表了底水油藏提高采油速度敏感性分析的研究结果，认为高速开发底水油藏不会降低最终采收率。Dake L P[7]认为采油速度影响最终采收率多见于溶解气驱油藏和气顶驱油藏，而对于注水和天然水驱油藏，高采油速度不影响最终采收率。1982年胜利油田地质科学研究院在27块岩心实验中分析了影响采收率的因素，结果表明[8]：油水黏度比对采收率影响最大，采油速度对采收率影响较小。1996年，中海石油研究中心南海东部研究院对2个油藏的16块岩心以1∶4∶10∶20的采油速度进行了岩心驱油效率实验，结论是高水驱速度下（采油速度）不会降低最终驱油效率，提高采油速度可以提高孔隙中的液流流速，降低残余油饱和度，提高采收率[9]。中国石油参股的秘鲁1-AB区块底水油藏1987年在88口井中进行大泵提液，80%的井通过提液取得了增油降水的生产效果，最终采收率可提高2.4%～5.6%。

苏丹地区油田保持了较高采油速度和采液强度，H油田高峰期采油速度超过2%，单井日产液量普遍超过714 t/d，部分储集层物性较好、天然能量充足的油藏采油速度超过4%。数值模拟研究显示高采油速度对于合同期采出程度没有不利影响，因此对于常规原油砂岩油藏，高采油速度不影响采出程度。

3.2 井距和加密井论证

王乃举[4]根据中国陆上144个开发单元或油藏井网密度与采收率关系曲线，建立了5类原油流度下最终井网密度与采收率相关式：1类，流度为（300～600）×10-3μm2/（mPa·s）；2类，流度为（100～300）×10-3μm2/（mPa·s）；3类，流度为（30～100）×10-3μm2/（mPa·s）；4类，流度为（5～30）×10-3μm2/（mPa·s）；5类，流度小于5×10-3μm2/（mPa·s）。所统计的144个开发单元或油藏以第3类为主，反映出国内油藏储集层性质较差的特点。新开发油田的初始井网密度可以根据油田原油所属的流度范围、目标采收率和期望加密次数等确定。

根据苏丹油田各油藏的渗透率（一般大于1 000 × 10-3μm2）和油品性质，计算原油流度，确定适用的井网密度公式。由表2可见，H油田和P油田以第1类和第2类原油流度为主，储集层物性较好。按目标采出程度20%计算，开发井网的井距为590 m（第2类）和670 m（第1类），油藏物性条件适合采用稀井网。H油田和P油田部署800～1 000 m稀井网，经过两轮加密，井距加密到600 m左右，采出程度达到20%，与井网密度公式计算结果吻合。FN油田以第3类原油流度为主，与国内典型稠油油田类似，部署300～400 m的较密初始井网，经过1～2次加密，井距加密到210 m，提高了单井可采储量。

表2 苏丹3大油田流度表

油田加密的另一个主要问题是加密井的单井产量要高于经济下限值。国内油田单井产量经济下限研究采用盈亏平衡法，即单井产量所实现的净效益（收入扣除税金等）与成本相等时的产量。盈亏平衡法属于静态方法，没有考虑合同模式和投资的折现问题。产品分成合同中加密井属于新增开发成本，对剩余成本油有一定影响，因此海外油田加密的单井产量经济下限需从单井、篱笆圈、产品分成合同条款等角度综合研究。将每口加密井视作独立的投资项目，所发生的钻井投资、操作费用从成本油中回收，结合预测篱笆圈总产量所适用的利润油比例来决定单井利润油分配。以P油田为例，达到合同者（区块投资者）15%内部收益率时的单井产量和累产油量即是下限值，按此下限值对加密井产量和累产油量进行筛选和排队，实现加密方案技术经济统筹优化，同时满足资源国监管的要求。

3.3 隔夹层对阻隔底水的影响

稠油油藏水驱开发的一般规律是：油井见水早，无水采收率低，中低含水期含水上升快；高含水期含水上升速度减缓，大部分可采储量将在高含水期采出。对于存在强底水的油藏，底水锥进会导致油藏含水过快上升。因此底水油藏面临的主要开发矛盾是如何充分利用天然能量并控制强底水带来的过快锥进。

苏丹地区油田纵向上发育隔夹层。以FN油田Bentiu底水稠油油藏为例[9]，厚度在5 m以上的厚层泥岩隔夹层主要为废弃河道沉积，而延伸较长的薄层泥岩主要为越岸沉积，坝间泥及落淤层厚度薄，延伸距离短，在油藏内部分布较为复杂。油藏内大部分隔夹层延伸距离不到2个井距，大多数情况下隔夹层只有单井钻遇。纵向上，油藏中部夹层厚度相对较大，分布相对较为稳定。FN油田Bentiu油藏投产初期利用隔夹层堵水，全面开发后避射2/3有效厚度，进入中含水前期应用加密井继续避射，充分利用隔夹层延缓底水锥进，目前Bentiu油藏采出程度12%，含水率近50%，实现了高采油速度（2.5%）和较低含水上升率（3.1%～4.2%）的开发效果。数值模拟预测Bentiu油藏合同期末采出程度将大于25%，比原开发方案预测结果高7%。

3.4 层状高凝油油藏推迟注水的影响

P油田天然能量较弱，投入开发后油藏压力下降较快，产量递减逐渐加大，原开发方案要求投产2年后注水以保持稳产[10]。但随着苏丹政治形势的恶化，只有适当推迟注水才能快速回收投资。推迟注水是否影响合同期采出程度是P油田开发的关键问题。长岩心水驱实验研究结果表明：高地饱压差（9.2 MPa）高凝油油藏利用天然能量衰竭开发时，饱和压力以上降压开采不会对水驱采收率造成大的影响，低于泡点压力20%[11]后再进行水驱开发可以获得最大采收率，所以油田推迟注水、继续降压开采的方案可行。根据此研究结果，P油田推迟注水3 a，实现了稳产4 a的较好开发效果。

4 结论

结合苏丹地区油藏特征、合同模式及政治、安保等投资风险，形成了以“稀井高产、大压差生产、延迟加密和注水、快速回收投资”为特征的天然能量开发技术政策。苏丹地区以块状强底水油藏和多层状弱边水高凝油油藏类型为主的主力油田在开发中表现出不同于国内长期稳产油田的开发特征和开发矛盾，主要体现在：①稀井高产、稳产期短；②含水上升快，产量递减大；③天然能量充足，水驱特征明显；④大段合采，纵向上动用不均，层间矛盾突出；⑤剩余油分布复杂，挖潜难度大。

通过实验室研究、方案研究、现场动态监测等手段并结合合同条款对苏丹地区砂岩油藏天然能量开发的影响因素进行分析和总结，结果表明：①高采油速度有利于提高合同期采出程度和采收率；②根据原油流度范围部署稀井网，结合合同条款确定加密单井产量下限值有利于实现技术经济优化；③利用隔夹层阻隔底水可延缓底水锥进，实现底水油田有效开发；④层状高凝油油藏推迟注水不影响合同期采出程度。

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（编辑 郭海莉）

Development features and affecting factors of natural depletion of sandstone reservoirs in Sudan

Mu Longxin,Wang Ruifeng,Wu Xianghong
(PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration &Development,Beijing 100083,China)

Most reservoirs in Sudan are medium to high porosity and permeability sandstone reservoirs,these reservoirs have been developed by natural depletion since put into production,and the development is characterized by sparse wells of high production,big pressure differential,delayed infill drilling and water flooding,and rapid investment recovery.H field,FN field and P field are bottom water drive light oil field,bottom water drive heavy oil field and stratified high pour point oil field respectively,and they are representative fields in Sudan.The production performance of the three oil fields features sparse well spacing and high plateau rate,short stable production period,rapid water cut increase and fast production decline.Commingled production results in poor inter-layer development and complicated residual oil distribution.On the basis of the above analysis,major affecting factors of Sudan sandstone reservoirs natural drive have been identified through lab experiments,field development plan and field monitoring.The high off-take rate is conducive to the increase of the contract period recovery and recovery factor;sparse well spacing based on crude mobility range and determining infill well production cutoff considering contract terms can be helpful for cost-effective development;barriers and inter-layers can be made use of to detain bottom water coning and to enhance the development effect of bottom water oilfields;and delayed water injection in stratified high pour point reservoirs has no effect on recovery factor during contract period.

sandstone reservoir;depletion development;development characteristics;development policy;Sudan

TE343

A

1000-0747(2015)03-0347-05

10.11698/PED.2015.03.11

穆龙新（1960-），男，陕西汉中人，中国石油勘探开发研究院教授级高级工程师，主要从事开发地质和油气田开发工程方面的研究和管理工作。地址：北京市海淀区学院路20号，中国石油勘探开发研究院，邮政编码：100083。E-mail:mlx@petrochina.com.cn

2014-03-27

2015-04-21