涠洲A油田海上薄互层断块油藏开发技术研究

黄冬梅 曾小明 陈晓武 杨勇

(中海石油(中国)有限公司湛江分公司， 广东 湛江 524057)

涠洲A油田海上薄互层断块油藏开发技术研究

黄冬梅 曾小明 陈晓武 杨勇

(中海石油(中国)有限公司湛江分公司， 广东 湛江 524057)

北部湾盆地涠西南凹陷涠洲A油田流沙港组三段油气资源规模较大，但存在有效储层为薄互层、断块破碎和经济可行性差等问题。针对油藏开发现状，综合运用类比法、产能公式法、改进的谢尔卡乔夫公式法和水驱控制程度法来确定井网类型和井网密度，综合研究储层展布、储层物性和可类比断块油田，确定井距；对比分析天然能量开发、注水开发和注气吞吐开发方式，优选最佳开发方式。

油藏； 薄互层； 断块； 井网； 井距； 开发方式

薄互层断块油藏通常具有断块面积小、单层控制储量规模小、丰度低、储层非均质性强和层间矛盾突出等特征，同时由于其天然能量不足，地层压力下降快，导致油藏整体开发效果较差，甚至难以动用[1-2]。南海北部湾盆地涠西南凹陷涠洲A油田西区是一个被断层复杂化的断鼻构造，其特点是断块面积小、天然能量不足、储层物性差、非均质性强。A油田的特点决定了其采用常规开发方式的成本较高，在开发方案编制中如何确定合理的井网、井距及能量补充方式是一个棘手的问题。本次研究综合运用产能公式法、改进的谢尔卡乔夫公式法和水驱控制程度法来展开井网合理性研究。根据定量地质知识库、极限井距分析数据和已开发成熟油田合理井网井距调研结果，全面优化薄互层断块油藏井网井距，确定能量补充方式。

1 研究区域地质概况

涠洲A油田位于我国南海北部湾盆地涠西南凹陷的北部，其主要含油层系为流沙港组三段(以下简称流3段)。图1所示为研究区地理位置简图。流3段储层自上而下划分为L3Ⅰ、L3Ⅱ、L3Ⅲ和L3Ⅳ油组，其中L3Ⅲ和L3Ⅳ油组主要为厚层块状砂砾岩和含砾砂岩，L3Ⅰ和L3Ⅱ油组为泥页岩与粉细砂岩薄互层，砂体横向变化快，非均质性强[3-5]。涠洲A油田可分为东区和西区，其中东区已开发近30年(其主要目的层为L3Ⅱ和L3Ⅲ油组)，而西区处于未开发状态(其主要目的层为L3Ⅰ油组)。造成这种现象的主要原因是，其储层多为薄互层、砂体展布不稳定、储量分散、丰度低、储层物性较差，导致开发动用难度大。

图1 研究区地理位置简图

2 储层和油藏特征

2.1 储层特征

西区流3段上部岩性主要为粉细砂岩和泥页岩互层，含少量的含砾砂岩。单层砂岩较薄，砂岩厚度介于1～8 m，平均砂岩厚度约3 m；储层孔隙度介于14.8%～20.5%，平均孔隙度为17.7%；渗透率介于6.1×10-3～144.5 ×10-3μm2，平均渗透率为52.7×10-3μm2，表现出中孔、中低渗特征。

2.2 油藏特征

西区的油藏压力系数为1.10左右，地层压力介于19～23 MPa；地层温度为92～109 ℃，平均地温梯度为3.69 ℃hm，属正常温压系统。各油藏均为断块层状边水构造油藏，断块面积较小，各方向被断层封闭，边水能量有限；油藏原始溶解气油体积比为中 — 高水平(67～210)。经过综合分析，认为研究区为相对封闭的小断块油藏，驱动类型主要为溶解气驱动，天然能量有限。

3 薄互层断块油藏井网井距优化

3.1 开发井网合理性

研究区为被断层封闭而复杂化的油藏，断块面积小。目前，国内断块油气藏采用的井网形式主要为不规则三角形井网。这是因为，三角形井网排间井位交错分布，比较适合不规则的复杂断块油藏，且储量控制程度较高，同时也有利于落实小断层的分布[6]。

若不考虑经济因素，则可采用以下常用方法来确定井网密度：产能公式法(采收率)、改进的谢尔卡乔夫公式法(采油速度)和水驱控制程度法[7-8]。图2所示为不同方法的井网密度确定图。综合比较各方法的计算结果，可知涠洲A油田的合理井网密度应设计为4～15井km2。

图2 不同方法的井网密度确定图

3.2 开发井距合理性

3.2.1 储层展布

海上油田地震资料通常存在品质较差、分辨率较低、探井数量较少等特点，难以通过地震和探井资料得到砂体的展布情况。针对此情况，可借助定量地质知识库对砂体展布进行预测。定量地质知识库的建立，基于野外露头测量及油田密井网区砂体对比结果，能够用于相同或类似沉积环境下的地质体砂体展布预测。根据定量地质知识库统计结果，可知不同沉积相带砂体的宽厚比，进而预测砂体延伸宽度；基于开发层系纵向上各个砂体的延伸范围，可统计连通率及可控储量，综合确定开发井距。

针对西区L3Ⅰ油组单砂体厚度薄、储层含砂率低的特征，根据涠西南凹陷其他密集井网油田建立扇三角洲定量地质知识库。水下分流河道宽厚比为1 ∶90，滩坝宽厚比为1 ∶70，据此计算砂体的延伸宽度。以W1井区为例，井距在300～400 m时可控制储量为51.9%～76.2%，初期顺物源方向部署井位，注采井距横切物源方向距离为300～400 m，有望使70%的井实现井间连通。图3所示为W1井区注水连通率与注采井距关系图。

图3 W1井区注水连通率与注采井距关系图

3.2.2 储层物性

根据低渗油藏渗流理论，可知极限采油(注水)半径受有效驱替压力梯度的制约。当注采井间驱替压力梯度大于启动压力梯度时，注采井间流体能够流动，这时对应的注采井距为极限井距[9]。A油田西区储层主要为中低渗储层。在此，以W4Sa井区为例，运用理论模型和类比法综合确定启动压力梯度，进而根据不等产量“一源一汇”下的注水驱替压力梯度分布表达式计算得到技术极限井距(450～700 m)。图4所示为W4Sa井区压力梯度与注采井矩的关系曲线。

3.2.3 已开发油田合理井距

对储层和油藏特征相似的已开发油田进行类比分析，是确定井距的一种有效方法，在油田前期方案编制中应用广泛。通过类比陆地上物性相似、开发情况较好的薄互层断块油田，认为涠洲A油田西区有效注采井距应为200～400 m。表1所示为国内断块油藏井网形式统计表。

图4 W4Sa井区压力梯度与注采井距关系曲线图

4 薄互层油藏开发技术优化

4.1 可行性研究

(1) 天然能量开发可行性研究。根据涠洲A油田东区已开发区块实践经验，可知部分油藏天然能量采出程度较高(南块E3井区天然能量采出程度达23.3%)。因此，在中 — 高气油比油藏开发中，利用天然能量(主要为溶解气驱)进行开发也可以获得较好的开发效果。油田西区为轻质油，溶解气油体积比为中 — 高水平(67～210)，饱和压力为中 — 高水平(13.60～22.98 MPa)，弹性能量较充足，故而对于储量规模较小不足以部署注采井网的断块，可利用天然能量开发。

(2) 注水开发可行性研究。涠洲A油田西区为弱边水层状油藏，由于断层封隔及受砂体展布的影响，天然水体能量有限。因此，对于储量规模较大，在满足经济性的前提下，尽量采用人工注水补充能量以获得较好的开发效果。

(3) 注气吞吐开发可行性研究。根据注气吞吐机理，可知注入气体在高部位储集而形成次生气顶，或溶于油中对油进行驱动，补充油层能量，迅速提高地层压力，加大生产压差，改善油井举升能力。大压差气体的冲刷，使得井眼周围污阻带的渗透性得到了恢复，黏度得以降低，油层渗透条件有所改善。 对于连通性差、天然能量较弱的封闭小断块油藏，注气吞吐是提高开采效果的有效途径[10]。在东区的E9井区采用注气吞吐开发，利用自喷停产的采油井向地层注入天然气，然后关井，待天然气扩散至高部位再重新开井生产。注气吞吐开发中，一个周期包括“注气 — 平衡 — 生产”3个阶段。E9井注气吞吐开发阶段累计产油21.72×104m3，占单井总产量的90%。这种成功的应用实例验证了注气吞吐方式的有效性。

4.2 开发方式优选

针对天然能量开发、注水开发和注气吞吐开发方式的指标参数，优选最佳开发方式。

(1) 总井数与平均单井动用储量。注水开发需要井数最多，平均单井动用储量仅25×104m3，其他方案平均单井动用储量约60×104m3。

(2) 采收率与采出程度。天然能量开发采收率最低仅10.4%，补充地层能量开发能够提高采收率，其中注气吞吐采收率为13.7%～17.6%，注水开发采收率为24%。

(3) 平均单井可采储量。注水开发与天然能量开发平均单井可采储量相近，约6×104m3，前者提高了采收率，后者开发井数少、平均单井控制储量较大。与天然能量开发方式相比较，注气吞吐开发的采收率有所提高； 与注水开发方式相比较，注气吞吐开发方式的平均单井控制储量更大，平均单井可采储量相对较多，为8×104～10×104m3。

综上所述，推荐采用人工注水开发方式。考虑到油田注水开发中存在不确定性，可先优选区块进行注采试验，然后推广应用。

5 结 语

根据分析，优选三角形井网作为研究区的井网形式。分别采用产能公式法、改进的谢尔卡乔夫公式法和水驱控制程度法从不同角度进行开发井网密度合理性研究，认为研究区井网密度应该分布在4～15井km2比较合理。在地质定量知识库和启动压力梯度研究成果的基础上，通过展开对储层连通率和极限井距的分析，分别研究储层展布和储层物性对薄互层油藏合理井距的影响，并最终确定各油藏合理井距约为200～400 m。

分别对注水开发、天然能量开发和注气吞吐开发开发方式的可行性展开研究，对比采出程度、平均单井控制储量、平均单井可采储量等参数，认为注水开发是比较合理的开发方式。

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Study on the Development Strategy of Thin Interbed Fault Block Reservoir in Offshore Oilfield: A Case Study of A Oilfield in Weizhou

HUANGDongmeiZENGXiaomingCHENXiaowuYANGYong

(Zhanjiang Branch of CNOOC Ltd., Zhanjiang Guangdong 524057, China)

Reservoirs in the 3rd member of Liushagang Formation of Weizhou A Oilfield, Weixinan sag, Beibu Gulf basin are characterized by thin interbed, small fault block area and poor economic feasibility, though there are large scale of oil and gas resources. The well pattern and well density were determined by analogy method, formula of production capacity, modified Shercachev formula method and the water flooding control degree method, according to the present situation of reservoir development. The well spacing was confirmed via a comprehensive study of reservoir distribution, reservoir physical properties and developed fault block oil field analogy. The development mode was decided by comprehensive analysis and comparison of natural energy development, water injection and gas injection and puff to determine the way energy is added.

reservoir; thin interbed; fault block; well pattern; well space; development mode

2017-03-05

“十三五”国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发”子课题“南海西部海域低渗油藏勘探开发关键技术”(206ZX05024-006)

黄冬梅( 1983 — )，女，湖北松滋人，硕士，工程师，研究方向为油藏工程。

TE532

A

1673-1980(2017)04-0009-04