海上复杂河流相油田高效开发技术研究与实践

徐玉霞，柴世超，廖新武，沈 明，赵秀娟，石洪福

(中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津塘沽 300452)

海上复杂河流相油田高效开发技术研究与实践

徐玉霞，柴世超，廖新武，沈 明，赵秀娟，石洪福

(中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津塘沽 300452)

渤海BZ油田是位于渤海南部海域的大型复杂河流相砂体稠油油田，具有河道宽度窄、单砂体油层厚度薄、储层横向变化快、纵向上多期河道砂体相互交错叠置的特征。油田投产初期采用一套层系进行开发，地层压力下降快，产油量递减大，为了实现渤海BZ油田的高效开发，研究形成了复杂河流相窄条状砂体的精细刻画技术、注采井网优化技术、注采均衡调整技术、滚动挖潜技术。这些技术应用后取得了很好的开发效果，确保了渤海BZ油田的高效开发。

渤海BZ油田；复杂河流相；储集层描述；单河道识别

渤海BZ油田是位于渤海南部海域的大型复杂河流相砂体稠油油田，主要含油层位集中在明化镇组，具有河道宽度窄、单砂体油层厚度薄、储层横向变化快、纵向上多期河道砂体相互交错叠置的特征，油田储层连通率仅为67%。油田投产初期采用一套层系进行开发，生产上表现为地层压力下降快和产油量递减大的特征，其根本原因在于储层均为窄薄型的河道砂体、储量丰度低、天然水体能量弱、地层原油黏度大。本文从砂体的精细刻画、注采井网优化、注采均衡调整、成熟区复式成藏的滚动挖潜等方面，研究海上复杂河流相窄河道油田高效开发技术。

1 油田开发面临的挑战

1.1 储集层精细描述难度大

渤海BZ油田新近系明化镇组和馆陶组河流相油藏以复杂断块油藏为主，受河道控制，砂体相带窄、频繁迁移且多级分叉改道，厚度薄，多期河道叠置，连通性差，非均质性强。同时对于海上油田开发而言，受高开发成本的制约，探井密度低、开发井距大、资料相对较少，采用常规技术难以实现对储集层的精细描述。

1.2 全面注水开发后稳产难度大

渤海BZ油田天然水体能量弱，投产一年后油井陆续开始转注，但由于储层非均质性强，注入水沿单层、单向突进严重，油田含水上升快，产量递减较大。另一方面，由于受制于海上生产系统对油田产液量的限制，中高含水期窄河道稠油油田稳产难度大。

2 油田高效开发技术

针对海上复杂河流相窄河道油田开发的难点，充分利用地质、测井、地震等多学科成果,开展单一河道对比、油藏描述边界约束、地震波形变化分析研究，将多期叠置砂体解剖为单一河道，然后利用油田开发井的实钻资料、河道宽厚比定量关系式约束、地震属性分析等技术，定量描述了河道砂体的宽度和边界，从而实现了单一成因砂体层次的精细地质研究， 并依托单砂体布井技术，有效指导了油田调整井的部署，实现了基于单一河道砂体的注采均衡调整，有效解决了生产矛盾。

2.1 复杂河流相窄条状砂体精细刻画技术

河流相储层纵向上由不同期次的河道砂体相互叠置，平面上多条河道频繁摆动、侧向拼接形成大面积分布的复合砂体，造成其储层内部结构极为复杂、层间夹层不连续分布、储层非均质性严重[1-3]。因此，对复杂河流相储层进行精细解剖不仅仅有利于油田正常开发生产需求，更是为油田进一步调整提供了地质基础。

2.2 复杂河流相储层精细解剖技术

(1)单一河道精细识别技术。应用地震资料和测井资料对单一的河道砂体进行识别[3]。对单一河道进行识别首先要对多期复合河道通过旋回对比、分级控制、三维验证，并在标志层约束下进行小层的精细划分与对比。在有井控的区域应用各开发井的测井资料，在精细小层划分的基础上进行期次划分，通过划分结果对单一河道进行识别；在无井控的区域则依靠地震资料，但应用地震反演资料进行砂体描述只能反映复合砂体的包络面，并不能反映单一河道砂体的形态。针对这一问题，深挖地震资料，在常规地震资料中叠置砂体的振幅值和波形均存在变化，通过这个变化与井点的测井特征相对应，总结了三种模式：波幅变窄、波幅变宽、出现复波。根据以上三种模式，在无井控区域依据地震振幅值和波形的变化来识别单一河道。

(2)河道边界井震联合约束技术。在无河道叠加的区域，对单期河道利用地震资料描述的砂体边界进行约束；在多期复合河道叠置区域，依据常规地震资料和测井资料进行约束，并在精细小层对比基础上将复合河道砂体的多期次划分总结了三种模式：不连续的河间砂体、分流河道砂体规模差异、河道砂体顶面层位高程差异。在小层精细对比基础上，结合单井测井相研究，利用地震属性资料，对渤海BZ油田主力砂体进行河道边界识别。以明化镇组下段IV油组为例，以前认为明化镇组下段IV油组为两期河道砂体叠置形成，D23和D25井位于不同时期沉积的复合砂体内，但是通过单河道剖析发现，两期河道砂体可以细分为NmIV8.1和NmIV8.2两期单河道砂体(图1)。在油田主力层位NmIV8.1小层上，D23井和D25井是位于同一时期沉积的河道砂体内，D23井关闭NmIV8.1小层后，注水井D13井的注入水向D25方向波及，D25井注水受效，日增油达30 m3/d，印证了单河道划分的科学性和合理性。

2.2 注采井网优化技术

图1 渤海BZ油田D13、D23、D25井与砂体精细解剖

经过10多年的开发研究，认为传统的地质模型对渤海BZ油田“河道摆动频繁，叠置多，河道形态多样，各种河道模式交织在一起”的特点刻画不是很精确，从传统的地质模型上看到的都是展布很好的砂体，导致用传统地质模型计算出来的结果与生产动态上反映出来的注入水沿单层、单向突进的特征不是很吻合。另外传统地质模型中砂体展布很好，注入水波及面积比油田生产实际要更大一些，用数值模拟预测的压力与生产井的实际压力也存在差异。在复杂河流相窄条状砂体精细刻画技术研究的基础上，本文抽象出了能反映渤海BZ油田窄河道特点的6种典型的河道模式：直河道，S形河道、Y形河道、河道与河道边部叠置、河道平行叠置、河道交叉叠置，并对传统的地质模型进行了更新，使其更加符合油田的地质油藏特征。在此基础上形成了定向井或水平井不规则井网部署[4-5]方法，该方法首先考虑纵向上不同砂体的储量规模，根据储量规模对开发层系尽可能进行细分；其次按照单砂体分布，参考经济效益，按照(40～50)×104m3的井控储量部署井网，同时考虑注采井数比为1∶2～1∶3、注采对应率大于80%等量化指标，达到最终提高油田采收率的目的。该方法有效解决了渤海BZ油田低效井多、注水受效不均衡的问题，改善了开发过程中的层间矛盾。

以渤海BZ油田明化镇组下段II油组1小层为例，该砂体为未动用砂体，部署调整井时，结合平面地震属性及沉积微相展布，将调整井布在储集层物性好、注采对应好的区域。单砂体井网优化技术使得渤海BZ油田注采对应率达到80%，水驱储量控制程度达到85%，调整后井网采收率达到25.2%，实现了渤海BZ油田的高效开发。

2.3 注采均衡调整技术

在窄河道砂体精细刻画及渤海BZ油田窄河道典型模式建模的基础上，开展了油藏工程数值模拟研究，对油田各个井区、各单井、各小层的注水状况、开采状况以及地下油水分布状况进行了分析，掌握了不同油井不同油层的生产能力、含水率和压力变化，明确了6种不同河道模式下的剩余油分布规律，确定了油井在各个小层的含水率，提出了“窄河道注采系统优化及均衡调整”的研究思路。

注水结构调整的内容为：①精细储层研究，完善单一河道注采井网。通过精细的单河道刻画后，发现以前认为注采井网完善的区域，落实到单河道上时部分区域存在油水井数比较高、注采井网不完善的问题，及时提出油井转注及补钻新注水井的建议，截至到目前已经完成7口补钻新注水井的实施和13口老油井的转注工作。②提高注水井的分注率，进行注水结构的纵向调整。渤海BZ油田纵向上储层多，单井油层厚度薄，初期采用定向性笼统注水的模式。针对油田各类油层的动用情况和含水状况，油田已经完成100%注水井的分注工作。③满足油层产液结构变化的需要，对注水井的注入量进行跟踪分析并不断调整。针对实施措施后各油井和油层产出液量的变化，及时调整注水井的配注量。对于主力河道砂体，注采要保持动态平衡；对于沿河道方向上的砂体，对注入水突破较快的高含水方向调堵限注，向低含水方向增注。渤海BZ油田已经累计完成254井次的注水量调配工作，达到以“注水井为轴，采油井为翼”、优化河道砂体注采结构、提高水驱波及效率的目的。

对渤海BZ油田6种不同河道模式的数值模拟研究认为：①平面上不同沉积相带水淹级别存在差异：处于主河道、砂坝等主沉积微相的井层水淹程度高、驱油效率高；而处于溢岸、砂堤等非主要沉积微相的井层水淹程度低、驱油效率低。②纵向上各小层的水淹状况存在较大差异：NmIV6、NmIV8及NmV3两个主力油层由于注采井网相对完善，含水高、采出程度高；而NmIII、NmIV1.1、NmIV2等非主力层由于砂体连通性差，因而含水及采出程度相对较低。③层内剩余油分布特征：渤海BZ油田储层为河流相浅水三角洲沉积，纵向上储层一般为正韵律，油层下部水淹程度高，上部水淹弱[6]。受沉积微相、沉积韵律性、储层非均质性、储层构造状况等因素的综合影响，剩余油集中分布在韵律层顶部和断层附近；在层内隔夹层较多的单元，剩余油主要分布在低渗透条带中。

在以上水淹规律研究及剩余油分布规律研究的基础上，渤海BZ油田产液结构调整的原则为：①对河道中心强水淹、以产水为主的井限液卡堵水；②对河道边部物性较差区，提液增产；③对边部部分天然能量充足的高含水井提液，井组内部部分中低含水井配合提液。

以渤海BZ油田NmIV8小层上D15和D20井组为例，在主河道上注水井D20与采油井D21S都位于河道中心，储层连通性较好，D21S明显呈注入水突破的特征，将注水井D20在该层停注后，来自注水井D15井方向的注入水向D21S井波及，D21S井在日产液量不变的情况下日增油35 m3(图2)。渤海BZ油田累计共实施产液结构调整措施89井次，累计增油量26.63×104m3。

图2 NmⅣ8小层沉积微相图

2.4 成熟区复式成藏规律主导下的滚动挖潜技术

由于河流相储集层的复杂性，井网调整常常需要经过数次循环才能达到较高的储量动用程度和较好的开发效益[7-9]。本文以湖盆萎缩期层序发育的主控因素为理论基础，结合区域成藏背景，并结合油田的生产动态特征，提出在油田内部找油田、油田上部找油田的挖潜方向。滚动挖潜的思路为，在油田含油圈闭油柱高度分析、含油圈闭面积充满度分析的基础上，对可能存在的潜力进行搜索，并结合井组含水率差异性分析、生产动态数模精细拟合分析，开展潜力砂体的寻找。该技术在渤海BZ油田中高含水期油田挖潜中取得了很好的效果。

以渤海BZ油田NmⅣ3小层为例。开发阶段认为F22 MP中已钻遇该砂体的油水界面，但静态上发现该砂体25 m的油柱高度远远低于其余砂体40 m的油柱高度。通过对该砂体低部位一口生产井F29井的生产动态数模拟合分析，认为该砂体油水界面有下推40 m以上的可能。为此提出了通过调整井F33井落实该砂体油水界面的方案，最终，F33井证实了该砂体油水界面下推54 m，新增动用储量60×104m3。潜力方案F37H井实施后新增动用储量80×104m3，2012年10月投产后已累计贡献产油量3.5×104m3。

3 应用效果

经渤海BZ油田的开发验证，本文描述的技术及措施不仅在已探明储量资源的开发中应用效果显著，还在滚动开发评价中新增石油探明地质储量330×104m3。在渤海BZ油田低密度探井、稀疏开发井网的条件下，找到了一条高效开发海上河流相窄薄砂体油田的技术途径。

复杂河流相窄条状砂体的精细刻画技术提高了单砂体边界、深度、厚度的刻画精度。经渤海BZ油田39口调整井实钻证实，储集层深度预测误差一般小于2 m，厚度误差小于3 m，预测储集层钻遇率达到98%；窄河道砂体精细刻画基础上的注采井网优化技术及注采均衡调整技术使全油田采收率提高2.6%; 成熟区复式成藏规律主导下的滚动挖潜技术已新增一定规模的探明石油地质储量，确保了渤海BZ油田的高效开发。

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编辑：李金华

1673-8217(2015)03-0069-04

2015-01-28

徐玉霞，工程师，硕士，1981年生，2006年毕业于长江大学油气田开发工程专业，现从事油气田开发方面的研究工作。

国家科技重大专项“海上油田丛式井网整体加密及综合调整油藏工程技术应用研究”(2011ZX05024-002-00)子课题部分研究内容。

TE345

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