海上复杂河流相油田高效开发研究与实践

侯东梅 廖新武 李超

(中海石油(中国)有限公司天津分公司勘探开发研究院，天津 300452)

X油田位于渤海南部海域——渤南低凸起的西部倾没端，该油田是渤海海域内首次开发的带状河道沉积的大型稠油油田。油田构造相对简单，为一断裂背斜，受沉积环境的控制，目的层段的储层特征复杂，主要表现在3个方面:(1)河道宽度窄，平均单河道宽度仅200 m;(2)单砂层厚度较薄(一般在8 m左右)、砂地比较小(小于30%);(3)河道具有分叉、侧向迁移频繁等特点，储层总体变化规律难以准确把握。

为了开发好此类复杂的带状砂岩油田，在借鉴渤海大型稠油油田开发经验的基础上，吸收、利用已有的动、静态资料，开展地震、地质、测井及油藏等多学科的配套技术研究来充分认识油田的地质特点，提出相应的开发技术策略以达到提高油田开发效果的目的。

1 三维地震精细砂体描述

如何充分认识油田正确的地质模式，并根据油田的特点进行合理布井，是油田开发成功的关键。X油田地质模式复杂，尤其是目的层段储层具有纵、横向变化快的特点，因此落实储层是正确认识地质模式的关键。渤海浅层地震资料具有品质好、分辨率高等优点，使得利用三维地震资料精细刻画单砂体成为可能。因此结合油田自身特点，形成砂体刻画技术对策与思路，归纳如下:(1)利用波形分类、三维可视化、地震数据体层拉平等技术来确定储层宏观分布形态，确定砂体富集区带，用于指导砂体追踪解释，建立储层分布宏观概念;(2)建立储层追踪准则，采用自动追踪结合常规剖面解释等技术手段对砂体形态进行定量描述;(3)在砂体形态定量描述成果基础上，开展地震波阻抗反演、孔隙度反演和多属性综合分析研究对储层厚度及物性进行半定量—定量预测;(4)利用方差数据体，多属性相干和多属性综合分析技术准确确定地质体边界;(5)利用波形分类、多属性聚类、层拉平多属性切片研究沉积微相及其发育过程。

在油田随钻过程中，不断加入新增开发井资料进行多轮地震反演，提高储层预测精度，达到储层精细刻画与预测的目的。对该油田所有主力单砂体开展精细刻画结果如图1所示。

统计对比深度(厚度)实际值与预测值，结果显示，油层顶面深度预测误差大多数小于3 m，单砂体油层厚度预测误差大多小于2～3 m，且随着所用开发井资料的增多，地震反演精度越来越高(图2)。

2 井网部署与实施方案优化

开发是否成功，一次开发井网部署(井网、井型、井数)的合理选择至关重要。随着对油藏认识程度的不断加深，油田井网部署愈加合理。X油田于2004年8月投产，2005年8月开始实施注水开发，截至2014年9月底已实施开发井150口。面对该油田复杂的储层发育情况，需要不断地深化对地下地质情况的认识，进而对开发井的井网部署思路及对策做出相应的调整和完善。

图1 明下段IV油组主力砂体层间最小振幅切片

对该油田的优化调整历程大体可分为4个阶段:(1)钻前阶段。预测储层在油田范围内是叠合连片连续分布，因此采取400 m井距的反九点法规则井网部署模式，并设计有10多口水平(分支)井。(2)以地震储层描述为指导的布井阶段。根据先期实施多口开发井的钻后资料，开展井震结合研究可以较好地预测储层。从X油田Ⅰ期3个平台钻前井位设计到I期实施结束，以地震油描砂体成果指导布井，较好地保证了开发井钻遇油层的厚度和主力砂体的井网完善，并在两者之间寻找最佳的平衡点，同时兼顾非主力砂体。这一阶段由于没有动态生产资料的反馈，因此对井间储层的连通性只是有所考虑但未作为研究重点。(3)以单砂体为开发单元的研究阶段。通过对先期投产井的生产动态综合分析认为开发井间储层的连通性对油井产能影响较大，连通性好的砂体产能较高，连通性差的孤立井点产能较低。结合I期已投产井的生产动态响应，在Ⅱ期2个平台的随钻研究中，细分单砂体为开发单元。一方面，保证主力砂体的井网完善，同时保证单砂体内部开发井之间的储层连通性;另外一方面，根据储层发育情况，对连通性存在风险的井组优化井位及井轨迹设计，以保障非主力单砂体的井网完善性，必要时缩短个别井距以保证井间储层的连通性，从而形成“重连通”的小井组开发模式。(4)以水平井改造储层连通性的开发阶段。为最大化动用地质储量，利用水平分支井分支或主支连接2个不同的砂体，人工改造其连通性。通过水平(分支)井的实施，不但可以将2条互不连通的河道砂体连通起来，达到在大井距条件下盘活整个井网的目的，还能减少井数，节约投入资金。

图2 多轮反演后地层属性预测精度对比图

X油田是渤海油田首次开展大规模的特殊井型尝试的区域，围绕该油田自身的储层发育特点，总结13口水平(分支)井钻探经验，逐渐形成海上极具特色的水平井设计理念(图3):(1)首选储层落实、河道特征清楚，沿河道延伸方向布井;(2)水平分支井穿多个“串珠状”砂体，改善储层的连通性;(3)利用分支或主支连接不同砂体，以增加单井控制储量并改善砂体连通性;(4)弧形主支可用于调整合适的井距或回避储层不发育区，保证主支的砂岩钻遇率。

通过开展多专业协同研究，对X油田实施优化调整，逐步完善并形成一套符合带状河道砂岩油田特点的布井方案。

图3 F1h和F9m井串接不同砂体实例图

3 生产精细管理实践及效果分析

渤海海域带状河道砂岩油田储层砂体窄而薄、非均质性严重等特点，严重制约了油田注水开发效果。理论研究及开发实践均表明该类油田常规注水开发通常具有“三快一低”的特点，即“注水见效快、见效后见水快、见水后含水上升快”和“水驱油效率低”。结合油田含水率上升的规律，采用产液结构调整扩大水驱油波及体积，控制含水率上升速度，达到油田合理高效开发的目的。主要做法是:在油田全面投产后，利用开发井实际生产资料，开展动、静态结合研究，进一步深化静态地质认识。在此基础上，有针对性地进行注水井优化结构调整，同时合理调控油井产液量。

3.1 储层精细地质研究

3.1.1 单砂体对比

开发井完钻后，根据岩性和电性组合特征，以高分辨率层序地层学理论［1-3］为指导，结合测井曲线特征和储层发育特点将NmIV、NmV、NmVI组细分为8个沉积旋回。在沉积旋回的控制下，参考沉积标志层及等高程原理，依据电性旋回特点进行单砂层对比和划分［4-7］。同时以地震反演资料约束分层的等时性和连通性，避免“穿层”现象(图4)。通过单砂层的精细对比，建立“单砂层”级别的等时地层单元格架，为后续油气分布规律及沉积微相的精细研究打下坚实的基础。

图4 明下段NmIV—NmV油组储层地震反演约束单砂层对比图

3.1.2 沉积微相研究

首次运用地层切片技术对目的层段的沉积相演变过程开展研究。在此基础上，综合开发井岩心相及测井相研究成果对沉积微相进行划分。

针对地层切片研究工作，需要把握住地震剖面与沉积剖面的对应关系，并结合储层纵向分布的特点和地震反演资料分辨率展开研究。通过140余口开发井的井震结合研究，制作出精细的合成记录，在地震反演资料上做出5，4，3，2个沉积旋回的追踪解释(图5)。

对于有地震储层描述的砂体主要利用油描砂体控制河道边界，根据地层切片控制河道展布方向，结合测井相对各种微相开展平面组合;对于没有油描砂体的小层则根据临近小层河道沉积的继承性特点和井点测井相开展平面相研究。

在精细单砂层对比的基础上，结合各小层的测井相和地震属性切片，逐层、逐方位精细追踪和刻画油田近50条河道。一方面，从微观上描述河道边界、河道规模、河道形态、河道展布方向;另一方面，从宏观上开展河流发育史研究。从砂体的平面展布与纵向演化规律来看，其具有分支流水道分叉、侧向迁移频繁等典型特征(图6)。

图5 不同沉积时期储层发育特征地层切片组图

图6 X油田单砂层平面沉积微相展布图

3.2 注水方案优化，提高水驱控制储量

合理完善的注采井网是提高油田注水开发水平的关键［8］。在单砂体精细研究的基础上开展注采连通性的分析工作。以设计的注水井位和周边相邻的油井作为注采井网，统计其油层连通率、注水厚度比例、周边采油井受效厚度比例以及单向受效层数等参数，结合各项参数以及数值模拟预测指标的对比确定最优注采井网。同时利用数值模拟手段对注水时机以及注采比进行优化，形成最优注水方案原则:(1)细分砂体为开发单元，采用不规则井网注水开发;(2)根据油田实际需求，布注水井33口，注采井数比1∶2.9;(3)在地层压力降到0.9倍原始地层压力时注水，注水初期采用温和注水方式，其后逐步加大注采比;(4)注水实施中，做好油田动态监测，观察带状河道注水开发的特点，及时总结注水开发经验。

3.3 产液结构优化调整

在注水优化研究的基础上，根据油水井生产动态，不断调整平面上单井的注水量、产液量，以及注水井、采油井各小层的注水量、产液量，促使地下油水关系向更有利于提高水驱油效率的方向发展，实现精细化注水采油。其关键是要对油田的生产情况开展精细分析，才能更有针对性地对油、水井提出合理的优化调整措施。

3.3.1 精细注水动态分析，掌握油田注水见效规律

(1)注水井分析。开展单井的注水现状分析、注水指示曲线分析以及吸水剖面研究等，以较好地掌握单井和油田的注水情况，其目的是:①掌握单井的注水情况;②掌握各小层的吸水及其变化情况，进而掌握油田的吸水规律及对应油井的见效情况;③了解储层的非均质性及其污染伤害情况;④定性了解地层压力变化情况。

(2)精细注水受效分析。综合运用生产动态资料、精细地质研究成果以及动态监测资料等分析油井的注水见效情况。基本原则是“以油井为研究单元，纵向到每个小层，平面到注水井”。通过注水受效分析，掌握每个井组，每口油井的见效情况，包括是否见效、见效时间、见效层位、见效后的动态反应等。结合对储层连通关系的认识，总结出油田的注水见效规律:①沿主河道上，油井产量、流压明显上升;②垂直河道上，油井产量稳定或略上升、压力稳定或略有回升;③河道边部的油井产量长期稳定;④未见效油井基本上为非同一河道沉积。这些规律将指导对应油井的产液结构优化调整。

(3)注水效果评价。注水受效分析是由小到大，即单井 — 井组 — 油田;而注水效果评价则是从大到小，即油田 — 井组 — 单井，目的是及时发现注水中存在的问题，确保油田始终保持良好的开发状态。

(4)小层注采平衡分析。需要编制科学合理的动态监测方案，特别是产吸剖面测试方案。通过对单井产吸剖面的分析研究，总结油田的产吸规律，进而开展各小层产量、注水量的劈分，掌握油田各小层的注采状况。

3.3.2 精细注采优化调整，扩大水驱波及体积

该项研究工作具有很强的针对性、实用性和操作性，其应用使油田迅速摆脱被动的生产局面，年自然递减由投产初期的45%下降到目前的12%，综合含水较优化前方案预测下降26%［9］。具体措施如下:

(1)平面注水优化。通过不断调整水驱前缘，促使地下油水关系向更有利于提高水驱油效率的方向发展，实现注水的平面精细化。根据周边油井的受效情况和产液量，及时优化调整注水量，使注采达到相对平衡。在该油田内，每口注水井平均1个月要进行1次注水量的精细调整。

(2)分层注水。针对油田纵向储层主力层单一、层间矛盾突出，且油井见水后含水上升快的突出问题，开展油田早期整体分注、油井分层配注工作，精心编制注水方案，科学制定分注层段划分原则，合理确定各分注层段的注水性质，实现注水的层间精细化。同时，引入“免投捞多管地面分注”工艺技术并开展现场适应性研究，较好地解决了目前海上油田常用的“一投三分”、“空心集成”分注工艺调配困难且不及时、测试计量准确性差、钢丝作业成本高的缺点，大大提高了分注的合格率。

(3)产液结构调整。以精细注水受效分析结果为基础，通过常规的非措施性的注水量调整，加强驱油方向的注水量，同时控制无效注水方向的注水量，再辅之以油井产液调整，加强来油方向的产液，控制来水方向的产液。通过实施产液结构优化调整，取得了非常好的“调水增油”效果。

4 结语

(1)通过综合运用地震、地质和油藏动态分析等方法和技术，取长补短，达到定量、高分辨和准确表征储层的目的，形成了一套针对窄、薄、带状砂岩油田的储层精细表征的方法。

(2)采用不规则井网、以单砂体布井的开发策略为窄、薄、带状油田的成功开发摸索出一条可行之路。

(3)该类型带状河道沉积的油田在生产管理过程中，以精细注水受效分析结果为基础，进行产液结构调整，可有效改善油田的开发效果。

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