渤中區(qū)塊河流相油藏高效開發(fā)模式總結與應用

陳 凱，翟 剛，姚為英，趙永生，馬 超

（1.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術分公司，天津 300452；2.中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300452）

渤中區(qū)塊河流相油藏高效開發(fā)模式總結與應用

陳 凱1，翟 剛2，姚為英1，趙永生2，馬 超1

（1.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術分公司，天津 300452；2.中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300452）

河流相儲層的儲量和產量在渤海區(qū)域都占有重要地位，但受河流相沉積控制，油藏地質條件非常復雜，嚴重影響了油田的開發(fā)效果。而渤中區(qū)塊河流相油藏的開發(fā)較為成功，因此該研究以渤中區(qū)塊河流相油藏為例，對目標區(qū)塊的隨鉆綜合技術、開發(fā)井網模式、注采結構及產液結構四個方面的優(yōu)化調整進行總結，初步形成適合海上河流相油田開發(fā)的模式體系，進而指導渤海其他河流相油田的開發(fā)。

河流相；開發(fā)模式；隨鉆綜合技術；井網；注采結構；產液結構

本文所指的河流相油田，不僅包含傳統(tǒng)意義上以曲流河和辮狀河為主的油田，還包含部分極淺水三角洲中以分流河道或水下分流河道為主的油田[1-3]。渤海油田新近系明化鎮(zhèn)組、館陶組斷裂非常發(fā)育，構造較為破碎，復雜斷塊特征明顯。受河流沉積控制，儲集層在平面上多呈彎曲的長條狀、帶狀、樹枝狀等形態(tài)，砂體橫向變化大，儲集層厚度薄，油氣水交互出現(xiàn)，“一砂一藏”的特征明顯，油藏地質條件十分復雜[4-8]。河流相油藏在開發(fā)中的問題和矛盾主要有儲層精細刻畫難度大，儲層連通性、儲量規(guī)模存在不確定性；以巖性-構造油氣藏為主，邊底水能量不足；儲層平面非均質性強，注采對應關系差，剩余油分布零散；層間矛盾突出，注采不平衡，壓力下降幅度大等[9-13]。

渤海河流相油藏儲量占渤海油田總儲量50%左右，目前累產油約占渤海油田總累產油的45%。實現(xiàn)此類油藏的高效開發(fā)，對于渤海油田的上產穩(wěn)產意義重大。因此本文對已有河流相油田成功的開發(fā)模式進行分析總結，用以指導類似油田的開發(fā)調整工作。

1 目標區(qū)塊開發(fā)模式優(yōu)化調整方法

1.1 開發(fā)隨鉆綜合技術

海上河流相儲層厚度薄、隔夾層多、展布斷續(xù)、次生小斷層多，造成單砂體精細刻畫困難、儲層鉆遇率低、軌跡控制難等問題。因此需要應用開發(fā)隨鉆綜合技術體系，實時優(yōu)化開發(fā)方案，滾動評價，降低地質風險，改善油田開發(fā)效果。主要包括三項關鍵技術：

1.1.1 多方法組合儲層預測技術 包括常規(guī)波阻抗反演（疊后反演）、ISIS全局同步AVO地震疊前反演及彈性參數(shù)坐標旋轉法儲層定量描述。利用三種儲層預測方法組合應用，成功預測儲層（見圖1）。

疊后反演的實質是按地震剖面的層位解釋，把聲波（密度）測井沿層位橫向外推或內插。其縱向分辨率由測井資料決定，橫向分辨率由構造解釋的精細程度決定。一般測井約束反演的分辨率是常規(guī)反演的3～4倍。反演結果主要用于地層巖性預測、孔隙度計算、含油氣性分析等，但對一些薄油層的分辨能力較低。

ISIS全局同步AVO地震疊前反演是利用一組AVA地震數(shù)據(jù)、AVA子波、井的AVA彈性阻抗數(shù)據(jù)，在層位數(shù)據(jù)、井數(shù)據(jù)及地質模式約束下完成縱橫波阻抗和密度（Den）的聯(lián)合反演，得到縱波速度、橫波速度和密度，進而根據(jù)三者與巖石彈性參數(shù)之間的理論關系得到泊松比σ、剪切模量μ、拉梅系數(shù)λ等多種彈性參數(shù)數(shù)據(jù)體。該技術對初始模型依賴小、抗噪能力強、反演結果可靠、計算效率高。

圖1 多方法組合儲層預測技術

彈性參數(shù)坐標旋轉法儲層定量描述以疊前同步反演縱、橫波阻抗為基礎，通過坐標旋轉尋優(yōu)找到與巖性相關度最高的角度，最終通過阻抗組合反演技術得到巖性阻抗數(shù)據(jù)體，實現(xiàn)對儲層的定量預測。

1.1.2 隨鉆導向與實時可視融合高效決策技術 隨鉆地質導向模塊綜合應用了儲層探邊成像技術和導向建模更新技術，實現(xiàn)地質油藏與鉆完井的結合，對準確劃分已鉆地層、預測待鉆地層、調整井眼軌跡有巨大作用。實時可視決策模塊通過先進的實時現(xiàn)場數(shù)據(jù)采集、集成、傳輸、轉換、加載技術，將鉆井平臺現(xiàn)場錄取的鉆井、錄井、測井、試油、導向數(shù)據(jù)共享至陸地端，并加載至油藏模型數(shù)據(jù)庫。多專業(yè)技術人員通過實時跟蹤、分析、調整鉆井參數(shù)優(yōu)化井軌跡，提高儲層鉆遇率，降低工程作業(yè)風險。

1.1.3 鉆后模型更新耦合及方案二次優(yōu)化技術 該技術是結合鉆井、測井、地質、地震、試油試采等資料對油藏進行綜合地質研究，對綜合地質研究成果進行整合和集成，建立精細三維地質模型，將三維地質模型作為輸入，進行油藏數(shù)值模擬，依據(jù)油藏數(shù)值模擬成果，進行開發(fā)方案和射孔方案優(yōu)化，進一步對井位、井型、井網等優(yōu)化調整（見圖2）。

圖2 鉆后模型更新耦合及方案二次優(yōu)化技術

1.2 井網模式優(yōu)化

海上油田投資巨大，受限于平臺和井槽數(shù)，不能多次整體加密，只能在前期充分動用儲量，后期針對未動用儲量和剩余油分布，部署調整井或選取過路井在層內或層間分階段逐點接替。

河流相油田縱向上砂體形態(tài)、儲量規(guī)模、儲層物性差異較大，疊合程度較低，因此以主力砂體各為一套層系部署開發(fā)井網，兼顧非主力砂體，這樣既可以充分的動用較大儲量，后期又有一定的儲量接替。平面上非均質性較強，規(guī)則井網難以有效驅替，因此在單砂體精細刻畫的基礎上，結合儲層沉積相特征，部署不規(guī)則井網開發(fā)，井距400 m左右，后期調整也針對剩余油富集區(qū)和未動用儲量，以調整井或上返補孔的方式進行重點挖掘。

在井型選擇方面，定向井作為注水井時，排驅面積較大、驅油效率高，效果優(yōu)于水平井，而作為生產井時，泄油面積要小于水平井。海上油田開發(fā)成本高，多利用采油速度較高的水平井作為生產井。綜合經濟效益及地質特征，采用定向井注水-水平井采油為主的聯(lián)合井網開發(fā)模式，并以定向生產井輔助開發(fā)，符合海上油田高速開發(fā)、井槽數(shù)有限的特點。

1.3 注采結構優(yōu)化

河流相油田主力砂體多為巖性-構造油藏，邊底水能量弱，由于海上平臺井槽數(shù)有限、配合鉆井停注、水源不足、分層配注合格率等多方面因素，導致前期注水不足，虧空較大。目標油田針對前期壓力下降快的問題，運用了注采比優(yōu)化、注水方式優(yōu)化、注采井網優(yōu)化等方式，在一定程度上恢復了油田的地層能量。

1.3.1 注采比優(yōu)化 利用油藏數(shù)值模擬技術，預測油田地層壓力的恢復速度和最終采收率，優(yōu)化各砂體最優(yōu)注采比。如1-1195-2砂體，注采比越大，地層壓力的恢復速度越快（見圖3），但注采比為1.2時，砂體預測采收率最大（見圖4），因此1-1195-2砂體目前最優(yōu)注采比為1.2。

1.3.2 定向井注水方式優(yōu)化 設計常規(guī)注水、持續(xù)增注和周期注水三種方案，從剩余油飽和度圖可以看出，周期注水驅替最為徹底，剩余油挖掘效果好（見圖5）。另外油田逐步將籠統(tǒng)注水轉為分層調配，緩解層間矛盾，增大了水驅波及體積。對部分分層配注不合格的層位還實施酸化，改善儲層物性。

1.3.3 注采井網優(yōu)化 為了緩解儲層平面非均質性造成的驅替不均勻，改善各井組的注采對應關系，油田綜合調整方案增加了5口注水井，其中轉注井2口。主要部署于前期未動用的1-953砂體、注采井網不完善的1-1040砂體及前期虧空嚴重的1-1167、1-1195-1和1-1195-2等主力砂體。

1.4 產液結構優(yōu)化

油田積極開展產液結構優(yōu)化，通過提液控液、卡水、補孔、調驅等措施改變平面水驅方向，控制高水淹區(qū)域產水，實現(xiàn)油田穩(wěn)油控水。

1.4.1 提液控液優(yōu)化 根據(jù)無因次采液/采油指數(shù)曲線，初步確定油田提液時機。目標油田在特高含水期要保持產油量會伴有很高的液量，可在高含水階段大幅提液生產。利用數(shù)值模擬確定油田合理的提液時機和提液幅度。含水率分別為40%和60%時提液，油田采收率差別不大，生產壓差在1.5 MPa～2 MPa時油田采收率最高（見圖6）。

1.4.2 卡水、補孔 油田提出油藏作業(yè)一體化，利用智能滑套，通過地面泥漿泵的打壓配合就可實現(xiàn)井下產層的分層開采，并按照事先設定的程序進行油井的找水卡水操作，實現(xiàn)控水增油。另外油田后期調整通過優(yōu)選過路井補孔，油井轉注等方式，實現(xiàn)油田一井多用，降本增效。

圖3 目標油田1-1195-2砂體不同注采比下地層壓力恢復曲線

圖4 目標油田1-1195-2砂體預測采收率與注采比關系

圖5 定向井不同注水方式下剩余油分布圖

2 目標區(qū)塊優(yōu)化調整效果

根據(jù)內部評價標準，目標油田八個評價指標中有七個指標評價為一類，油田開發(fā)屬于一類水平（見表1）。

表1 目標油田開發(fā)效果評價表

圖6 油田提液時機及提液幅度優(yōu)化

圖7 油田歷年地層壓力變化

圖8 油田綜合調整后含水上升曲線

油田投產后地層壓力持續(xù)下降，經過不斷調整優(yōu)化后，年注采比和累積注采比逐年增加，地層壓力在2014年第一次實現(xiàn)回升，比2013年增大0.06 MPa，實現(xiàn)注采平衡（見圖7）。油田綜合調整期間，投產調整井21口，各類措施9井次。綜合調整階段含水率曲線變平緩，整體含水上升率-0.04%，表明穩(wěn)油控水措施起到了一定的作用（見圖8）。

3 結論

利用開發(fā)隨鉆綜合技術體系實時優(yōu)化開發(fā)方案，降低了地質風險；對井網模式的優(yōu)化適用于海上河流相油藏的儲量動用規(guī)則及開發(fā)特點；對砂體注采結構的優(yōu)化保證了油田地層能量的恢復；油田中后期開展的穩(wěn)油控水體系研究改善了油田開發(fā)效果，提高了油田的采收率。本文對典型河流相油田合理高效的開發(fā)模式進行了深入總結，將有利于該類型油田的中后期調整優(yōu)化及未來待發(fā)現(xiàn)油田的開發(fā)生產工作！

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High-efficient development pattern summary and application in fluvial facies reservoir of Bozhong block

CHEN Kai1，ZHAI Gang2，YAO Weiying1，ZHAO Yongsheng2，MA Chao1
（1.CNOOC Energy Development Limited Company，Engineering Technology Branch，Tianjin 300452，China；2.China National Offshore Oil（China）Co.，Ltd.，Tianjin Branch，Tianjin 300452，China）

The reserves and production of fluvial facies reservoir occupy an important position in the Bohai area.But controlled by the fluvial facies sedimentary,reservoir geological condition is very complex,seriously affecting the effects of oilfield development.The fluvial facies reservoir of Bozhong block are developed more successful.So based on fluvial facies reservoir of Bozhong block as an example,summarize the optimization and adjustment in comprehensive technology while drilling,development well pattern,injection-production relationship and liquid production structure of the target blocks.Build preliminarily the development system suitable for offshore fluvial facies oilfields,and to guide the development of other fluvial facies oilfields of Bohai.

fluvial facies；development pattern；comprehensive technology while drilling；well pattern；injection-production relationship；liquid production structure

TE328

A

1673-5285（2017）08-0019-06

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.08.005

2017－06-07

陳凱，男（1987-），2009年中國石油大學（華東）畢業(yè)，碩士，工程師，現(xiàn)主要從事油氣田開發(fā)技術研究工作，郵箱：chenkai8899@126.com。