变质岩潜山裂缝油藏高效开发技术研究与实践*

罗宪波 李云鹏 葛丽珍 朱志强 张琳琳 郑 浩 吕坐彬

(中海石油(中国)有限公司天津分公司 天津 300452)

变质岩潜山裂缝油藏高效开发技术研究与实践*

罗宪波 李云鹏 葛丽珍 朱志强 张琳琳 郑 浩 吕坐彬

(中海石油(中国)有限公司天津分公司 天津 300452)

以渤海潜山锦州25-1南油田为研究区，通过多专业结合建立了一套潜山裂缝储层预测技术及油藏高效开发技术体系，主要包括基于海上窄方位角地震资料，利用叠前横波阻抗和不同方位角各向异性差异等属性对潜山裂缝储层进行定量预测；在此基础上整合多尺度信息建立油田的三维地质模型；运用数值模拟技术开展潜山油藏开发井型、井位及注采参数优化，形成海上变质岩潜山水平井顶底交错注采开发模式；在油田的实际生产中总结见水规律，形成潜山油藏基于见水诊断的稳油控水技术。通过一系列技术的应用，锦州25-1南油田潜山油藏累增油量达到179.4万m3，预计采收率可达到25.9%。

渤海；锦州25-1南油田；潜山裂缝油藏；储层预测；高效开发；水平井

随着勘探技术的成熟，近年来渤海勘探目标重点由浅层转向中深层，且相继发现了一批太古宇潜山油气藏,但由于中深层储层存在埋藏深、地质条件复杂、地震资料品质差等诸多问题[1-3]，开发效果差，亟需对太古宇潜山储层地震预测技术和油藏高效开发模式展开研究，以满足中深层油田勘探开发的实际需求[4-10]。“十二五”期间，以锦州25-1南油田为研究区，开展了裂缝油藏开发技术攻关，逐渐形成了一套变质岩潜山裂缝储层定量预测及油藏高效开发技术体系，并在油田开发实践中取得了良好应用效果。本文对此进行了总结，以期为其他类似油田提供借鉴。

1 太古宇潜山裂缝储层定量预测技术

锦州25-1南油田是渤海油田首次开发的太古宇变质岩潜山裂缝油藏，该油藏类型复杂，油藏内部断裂系统发育，油水关系复杂[11]。针对该油藏潜山裂缝储层的预测难点，开展了基于海上窄方位地震资料的裂缝储层岩石物理特征和地球物理响应特征分析，建立裂缝与地震各向异性差异定量关系，据此确定裂缝储层预测的方法和参数。

1.1 高精度叠前多参数裂缝储层预测技术

对锦州25-1南油田裂缝储层岩石物理敏感参数交会图分析发现，剪切模量和横波阻抗交会对裂缝储层与非储层的判别敏感性较好(图1)，因此选取横波阻抗作为锦州25-1南油田裂缝储层预测的敏感性参数；而对该油田裂缝储层叠前横波阻抗与测井解释的总孔隙度交会图分析发现，两者之间存在较好的线性关系，因此可以将叠前横波阻抗转换为裂缝总孔隙度预测数据体，再经过实钻井标定后就可以得到较可靠的裂缝总孔隙度预测数据体，从而实现对裂缝储层的定量预测(图2)。

图1 锦州25-1南油田横波阻抗与剪切模量交会图

图2 锦州25-1南油田储层孔隙度预测剖面

1.2 基于窄方位地震资料的多方位角各向异性检测裂缝技术

裂缝的方向、密度和所含流体变化会对纵波和横波速度产生很大影响并产生较强的地震各向异性，裂缝对振幅随方位角变化特征的影响会随偏移距的增加而增加，较大的偏移距可使由裂缝引起的振幅随方位角的变化变得明显，因此，方位振幅随偏移距变化属性可用来检测裂缝，而且含油气的储层裂缝密度越大，同一偏移距下振幅随方位角的变化就越大。

提取叠前不同方位角各向异性差异属性，并在储集层定量刻画的框架约束下可得到方位各向异性裂缝检测数据体，再结合裂缝正演模拟确定的裂缝发育程度与各向异性差异的定量关系，从而实现工区内裂缝发育程度的定量预测(图3)，并将裂缝预测结果划分为3个级别：当地震差异值大于0.6时，为裂缝发育储集层；当地震差异值在0.2～0.6之间时，为裂缝储集层范围；当地震差异值小于0.2时，为非储集层及致密层。

图3 基于各向异性属性预测的锦州25-1南油田裂缝储层平面分布

2 整合多尺度信息双重介质三维地质建模技术

裂缝是变质岩储层的重要渗流通道，其中起主导作用的是大尺度构造缝、小尺度裂缝和一些未充填的微裂缝。但微裂缝延伸距离短、密度大且产状极不规则，无法建立其空间几何模型，因此在裂缝三维地质建模过程中将微裂缝和孔隙一起当成基质来处理。

通过离散裂缝网络的形式对裂缝渗流能力进行定量描述，采用裂缝密度三维定量化表征结果和地应力场模拟得到的裂缝方位分布趋势作为约束条件对裂缝片的方位、几何形态、分布进行三维定量化描述；然后将大、小2种尺度裂缝融合在一起构成变质岩裂缝储集体分布模型；最后通过动态的试井模拟与分析对模型进行动态校正，从而得到符合地下流体流动特征的地质模型。这里所说的对模型的动态校正，主要是通过生成不同长度的裂缝片得到其等效后的裂缝参数场，然后与实际试井解释获得的裂缝储层渗透率和裂缝平均开度的乘积进行对比，如此反复校验，直到所建立的裂缝网络模型与油藏实际动态一致(图4)。目前该模型已成功用于锦州25-1南油田油藏数值模拟研究，单井含水拟合成功率超过90%。

图4 裂缝网络模型动态校正过程

3 水平井顶底交错立体注采开发技术

综合考虑锦州25-1南油田潜山裂缝具有“似层状”分布特点、优势裂缝发育方向为NE向及中高角度发育的特点，建立了潜山油藏水平井立体注采数值模型，开展了潜山油藏水平井顶底交错立体注采开发技术研究，包括开发井井型优化、水平段方位与裂缝走向配置优化、井网形式优化及生产井避水高度优化,见表1。

研究结果表明：将水平采油井部署在“似层状”分布的裂缝发育带，水平注水井交错部署在潜山内幕带油水界面处，从而形成“底部注水、顶部采油、底水托进”的开发新模式。水平井立体注采模式优势在于可以充分利用潜山内幕带裂缝不发育的特点和油水重力分异作用尽量延缓水平井见水时间，最大程度地提高油井无水采油期，改善了变质岩潜山块状弱底水双重介质油藏的开发效果。

表1 锦州25-1南油田潜山裂缝油藏水平井数值模拟优化结果

Table 1 Optimized results of horizontal well numerical simulation in JZ 25-1S buried hill fracture reservoir

4 基于见水模式的稳油控水技术

分析认为，目前的技术和手段对潜山裂缝油藏井点裂缝预测较为准确，但对井间裂缝的精细表征存在较大困难，因此采取了利用生产井的生产动态响应来推测井间裂缝认识的做法(图5)，即建立典型的机理模型，利用正演思路形成一系列不同裂缝发育条件下的生产动态响应图版——水油比及水油比导数(WOR/WOR’)特征图版(表2)；然后根据实际生产井的动态资料来判断见水模式，进而推测地质情况。由表2可以看出，潜山裂缝油藏水平井大体分为线状见水、点状见水、裂缝突进型见水及复合型见水等4种模式。

S18井为锦州25-1南油田一口采油井，生产一段时间后开始见水，通过对比见水诊断图版判断其见水模式为裂缝突进型(图6)。考虑到潜山弱底水的特征，认为该井见水是注入水沿裂缝突进，故关闭注水井进行流场调控。图7为S18井井组注采曲线，可以看出，关闭注水井后S18井含水率得到了有效控制，产油量得到回升，实现了稳油控水。

图5 利用生产动态响应反推地质认识

表2 锦州25-1南油田潜山裂缝油藏4种典型单井水淹模式(WOR/WOR’特征判别法)

图6 锦州25-1南油田S18井见水诊断

图7 锦州25-1南油田S18井井组注采曲线

S36H井为锦州25-1南油田一口水平采油井，生产一段时间后开始见水，通过对比见水诊断图版判断其见水模式为复合型(图8)，即先单点见水，而后发展为整体见水。分析认为该井位于潜山低部位，油井见水后随着动态油水界面的上升，极易发展为整体水淹,这种情况下采取常规措施(卡、堵水等)效果不理想，可考虑侧钻至高部位来实现稳油控水。

据统计，通过上述一系列技术的应用，锦州25-1南油田潜山油藏累增油量达到179.4万m3,预计采收率可达到25.9%。

图8 锦州25-1南油田S36H井见水诊断

5 结束语

锦州25-1南油田潜山油藏的整体开发在渤海尚属首次，油田储层裂缝成因复杂,储层非均质性强，裂缝分布情况准确预测难度大。通过多专业结合建立了一套潜山裂缝储层预测技术及油藏高效开发技术体系，并在锦州25-1南油田潜山油藏开发实践中取得了良好应用效果，从而可为其他类似油田开发提供借鉴经验。

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(编辑：杨 滨)

Research and practice of efficient development technology of metamorphic buried hill fracture reservoir

Luo Xianbo Li Yunpeng Ge Lizhen Zhu Zhiqiang Zhang Linlin Zheng Hao Lyu Zuobin

(TianjinBranchofCNOOCLtd.,Tianjin300452,China)

Taking Jinzhou 25-1S buried hill oilfield in the Bohai sea as the study area, a set of buried hill fracture reservoir prediction technology and efficient development technology are established by multi-discipline integration, including using pre-stack S-wave impedance and azimuth anisotropy difference properties to quantitatively predict buried hill fracture reservoir based on offshore narrow-azimuth seismic data. On this basis, multi-scale information is integrated and a 3D geological model of the oilfield is established. The well pattern, position and injection-production parameters of the buried hill reservoir are optimized with numerical simulation, and the staggered injection-production development mode of horizontal well in offshore metamorphic buried hill is formed. In the oilfield production, water breakthrough law is summarized, and the technology of stabilizing oil production and controlling water is formed. With the application of these technologies, the oil increment of Jinzhou 25-1S buried hill reservoir comes to 179.4×104m3, and the prediction recovery can reach to 25.9%.

Bohai sea; Jinzhou 25-1S oilfield; buried hill fracture reservoir; reservoir prediction; efficient development; horizontal well

罗宪波，男，高级工程师，2005年毕业于原西南石油学院油气田开发工程专业，获博士学位，现主要从事油气田开发工程方面的研究工作。地址：天津市滨海新区渤海石油研究院(邮编：300452)。E-mail：luoxb@cnooc.com.cn。

1673-1506(2016)03-0091-06

10.11935/j.issn.1673-1506.2016.03.013

TE33

A

2015-11-21 改回日期：2016-01-19

*“十二五”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示范(编号：2011ZX05057-001)”部分研究成果。

罗宪波,李云鹏，葛丽珍,等.变质岩潜山裂缝油藏高效开发技术研究与实践[J].中国海上油气，2016,28(3)：91-96.

Luo Xianbo,Li Yunpeng,Ge Lizhen,et al.Research and practice of efficient development technology of metamorphic buried hill fracture reservoir [J].China Offshore Oil and Gas,2016,28(3):91-96.