渤海海域变质岩潜山油藏稀井网高效开发技术

童凯军，李波，戴卫华，郑浩，张占女，程奇，王建立，房娜

（1. 中国海洋石油国际有限公司，北京 100027；2. 中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300459）

渤海海域变质岩潜山油藏稀井网高效开发技术

童凯军1，李波1，戴卫华1，郑浩2，张占女2，程奇2，王建立2，房娜2

（1. 中国海洋石油国际有限公司，北京 100027；2. 中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300459）

为了实现渤海海域变质岩潜山油藏少井高产开发目标，以JZ251S油田为例，开展储集层裂缝精细描述、双重介质油藏水驱油机理表征、新型井网模式优选、合理开发技术政策制定及稳油控水技术等方面研究，形成变质岩油藏稀井网高效开发关键技术。根据JZ251S潜山油藏特点，开展裂缝各向异性波动方程的正演模拟，验证了窄方位角地震资料对工区裂缝检测的有效性。应用叠前多参数反演和地应力场模拟分别预测了裂缝性储集层的发育部位和裂缝发育方向。基于大尺度三维物理模型及数值模拟，提出了水平井顶底交错立体注采井网新模式；结合开发需求，提出JZ251S油藏合理采油速度控制在3%～4%，油田初期可实施衰竭开发至地层压力水平保持在70%原始地层压力，再进行注水保压开发。结合工区内试采生产资料，模拟了水平井不同的见水模式并形成 4种诊断图版，有效指导油田稳油控水措施实施。JZ251S潜山油藏现场实践表明，采用该系列技术，可大幅增加原油产量，提高注水开发效果。图7表3参17

渤海海域；变质岩潜山；潜山油藏；裂缝预测；井网模式；油藏开发技术；稳油控水

0 引言

2002—2012年，渤海湾盆地发现了迄今为止国内储量规模最大（约2.8×108t）的变质岩潜山油田群（包括JZ251S、PL91、JZ324、BZ262等油田），如何实现此类特殊岩性油藏的高效开发，对渤海油区持续稳产3 000×104t意义重大[1-3]。目前，国内变质岩潜山油藏的开发整体仍面临裂缝储集体精细刻画难、储集空间与渗流复杂配置关系表征难、开发井网模式优选难等诸多挑战，若采用常规开发方式，则面临储集层钻遇率低、单井产量低、见水早及含水上升速度快等问题，对于海上油田难以实现经济开发。本文以渤海海域JZ251S油田为例，在借鉴同类油藏开发经验的基础上[1-8]，从储集层裂缝精细描述、双重介质油藏水驱油机理表征、新型井网模式优选、合理开发技术政策制定及稳油控水技术等方面进行研究，形成变质岩油藏稀井网高效开发关键技术。

1 油田概况

1.1 油藏地质特征

渤海海域JZ251S油田发育典型的风化块状潜山储集层[2]，为孔、缝并存的裂缝性油藏。油藏埋深1 700～1 900 m，油层纵向跨度最高达200 m；岩性以二长片麻岩及斜长片麻岩为主，储集类型为孔隙-裂缝型；区域构造裂缝以中—高角度（20°～60°）裂缝为主，裂缝走向主要为北东—南西向、其次为北西西—南东东向；裂缝密度 0.5～3.5条/m；基质和裂缝孔隙度分别为5.72%、1.08%；基质渗透率小于1×10-3μm2，裂缝渗透率为（260～900）×10-3μm2。此外，该油藏储集层还具有纵向分带（半风化壳上段、半风化壳下段及内幕基岩段）、储集空间与渗流特征复杂、非均质性强及底水能量弱等特点[6]。该油藏原油属于低密度、低黏度、中低含蜡量的轻质油，原油性质对开发较为有利。

1.2 高效开发难点

1.2.1 有效裂缝检测难

陆上油田地震资料采用宽方位采集方式，能够获得全方位的地震信息，进而利用纵波的叠前方位各向异性特征来检测裂缝，具有更高的可靠性。相比之下，海上油田地震资料的采集方位角一般较窄，就研究区而言，其地震资料采集为120°方向，采集夹角为20°，两边扩展20°，即方位角仅为100°～140°。利用窄方位角地震资料能否有效检测裂缝，检测到的是哪些方位的裂缝，这些问题给窄方位角地震资料裂缝预测带来了极大的挑战。

1.2.2 裂缝性储集层分布规律不清

海上油田钻井成本较高，因此油田评价阶段钻井井距较大，JZ251S油田7口探井井距平均约3.5 km。大井距稀疏井网在平面上难以控制储集层发育特征，区内 7口探井的实钻结果再次证实，裂缝性储集层分布井间差异大，非均质性强。稀井网条件下岩心、测井等资料较少，进行裂缝性储集层分布规律研究难度较大。

1.2.3 潜山裂缝性油藏水驱油机理不明

中国东部盆地基岩潜山油藏天然水体往往不发育，油田开发方式多采用注水保压，认识裂缝性油藏水驱油特征手段有限。对于裂缝性储集层，由于天然裂缝发育随机性强、分布规律非常复杂，受储集体尺寸和取心条件限制，一直缺乏可定量反映双重介质水驱油特征和剩余油分布规律的研究成果。

1.2.4 海上油田实现少井高产开发难

目标区含油层段纵向厚度大，储集层裂缝分布具有纵向分段、中—高角度发育特征。油藏数值模拟表明，采用传统直井面积注采井网开发，存在裂缝钻遇率低、单井产量低，见水快且油井见水以后产量递减迅速等问题。若要实现经济高效开发，必须统筹规划海上平台空间、寿命及井槽资源，对井型、井网、注采模式等开展优化研究，实现地下资源与工程设施的优化配置。

2 变质岩潜山油藏稀井网高效开发关键技术

2.1 裂缝储集体发育部位及优势方向刻画

针对变质岩潜山裂缝性储集层的预测难点，首先开展基于海上窄方位角地震采集、高角度裂缝发育等特点的地震正演模拟研究，探索了由裂缝引起的多种地震属性（包括振幅、能量、频率、衰减梯度等）随炮检距和方位角的变化特征，最终优选敏感度最高的地震属性（频率属性）来进行裂缝的检测。利用叠前横波阻抗反演首先预测储集层的发育部位，在储集层范围内，根据频率属性差异检测裂缝。在此基础上，进一步开展基于岩石物理特性的应力场模拟，研究裂缝的发育方向，实现裂缝性储集体的精细刻画，定量预测优质储集层的空间展布。

2.1.1 基于裂缝各向异性波动方程的地震正演模拟

变质岩古潜山地层埋藏深、厚度分布不均匀、裂缝发育、非均质性强、充填性质各异。地震没有形成有效的反射，导致利用叠后地震反射特征寻找有利裂缝性储集层时存在多解性。从地震采集参数和裂缝发育特点入手，综合应用测井资料、岩石物理测试数据及理论方程，建立关键井的裂缝段储集层地质模型和岩石物理模型，通过开展基于各向异性波动方程的正演模拟，计算地震波随炮检距和方位角的地震响应，并分析由裂缝引起的地震属性（包括振幅，能量、频率、衰减梯度等）随炮检距和方位角的变化特征。经过对比，重点分析了由裂缝引起的频率属性随方位角的变化特征。

研究表明：①零入射角没有地震各向异性响应，只有存在一定入射角才出现各向异性响应，且裂缝的地震各向异性强度随入射角的增大而迅速增加；②裂缝对地震反射的影响显著，当裂缝孔隙度大于1%，地震反射就存在明显的各向异性，因此利用三维叠前地震纵波资料，可以有效检测裂缝。设置固定采集方位角（100°～140°）并改变裂缝走向，模拟分析不同裂缝孔隙度下频率属性与裂缝走向的关系。由图 1可见，裂缝走向与频率属性异常度呈“M”型关系。根据不同方位地震属性差异异常检测裂缝，可以满足绝大部分范围内的裂缝检测，仅对方位角为 100°～110°及10°～20°的裂缝检测能力较弱，验证了窄方位角地震资料对本区裂缝检测的有效性。

图1 裂缝走向与频率属性异常度关系

2.1.2 基于叠前弹性参数反演的裂缝性储集层预测

根据JZ251S油田潜山地层纵横波阻抗、剪切模量与总孔隙度的交会分析（见图2）可以看出，工区内裂缝性储集层有低纵波阻抗、低横波阻抗、低剪切模量及高孔隙度特征，储集层与非储集层的孔隙度界限在3.5%左右。综合分析后，选取横波阻抗小于7.5×109g/（m2·s）作为划分储集层的标准，再利用叠前横波阻抗与总孔隙度的相关关系转换得到裂缝总孔隙度预测数据体[9-10]，并与已钻井实测参数进行标定后，可实现对储集层的定量刻画。

图2 JZ251S油田潜山储集层弹性参数与总孔隙度交会图

进一步在储集层框架的约束下，模拟远近炮检距频率属性异常度随裂缝密度的变化，以实现对工区内裂缝发育程度的定性—半定量检测：①当频率属性异常值大于0.6时，判断为裂缝发育的储集层；②当频率属性异常值在 0.2～0.6时，认为属于裂缝部分发育或相对不发育的储集层范围；③当频率属性异常值小于0.2时，认为是非储集层或致密层。

2.1.3 基于多信息融合的储集层裂缝发育方向预测

据钻井获得的裂缝信息和裂缝性储集层空间分布研究[6]，工区裂缝发育受断裂和古地貌双重控制，沿断层和构造高部位分布，为利用应力场模拟方法检测裂缝提供了地质基础。综合地质、钻井和测井资料，应用叠前地震弹性参数反演技术，结合构造图、纵波速度、纵横波速度比等参数建立力学模型，进行应力场数值模拟。结果表明，工区裂缝展布主方向为与大断裂平行的北东—南西向、次方向为与大断裂斜交的北西西—南东东向。经过开发井成像测井及油藏试采结果证实，裂缝方向的预测可靠，为后续方案部署及井身轨迹优化提供了依据。

2.1.4 变质岩潜山裂缝性储集层的分布预测

利用叠前时间偏移的道集数据，通过叠前弹性参数反演，获得全三维的潜山裂缝性储集层预测数据。研究表明，潜山裂缝性储集层分布在平面上具分块性、纵向上具分带性特点[2]。基于目前认识，JZ251S潜山裂缝性储集层受岩性、断裂和古地貌控制，沿古潜山高点发育。平面上，裂缝性储集层在中部 JZ251S-2—JZ251S-7井区及东北部JZ251S-1—JZ251S-8井区较为发育（见图3a）；纵向上，可将潜山储集层划分为半风化壳上段、半风化壳下段与内幕基岩段3段（见图3b）。其中，半风化壳上段化学风化作用明显，溶孔发育，部分裂缝与溶蚀孔隙被黏土矿物和方解石胶结物充填；半风化壳下段裂缝较为发育且厚度较大，沿裂缝伴生溶蚀孔隙，为潜山最有利的储集层发育带。由图3b可见，半风化壳下段优势储集层主要沿潜山顶面呈“似层状”分布。内幕带裂缝不发育，这也突破了传统研究对太古宇潜山内幕为“均一块体”的认识，由此也提出了变质岩潜山“似层状”油藏模式，为后续立体注采井网优化并实施内部注水奠定了基础。

图3 JZ251S油田潜山裂缝性储集体空间分布模型

2.2 厚层潜山油藏水平井立体开发注采井网模式

渤海湾盆地古潜山普遍具有地层老、厚度大、裂缝层控、非均质性严重等特点，采用传统的“直井开发，顶部采油、边部环状注水”井网模式难以获得较好的开发效果及经济效益。本文在建立多尺度裂缝网络分布模型基础上[11]，利用物理模拟、数值模拟等技术手段对潜山稀油油藏立体开发机理进行了研究，提出海上厚层潜山稀油油藏部署水平井实施顶底交错立体注采开发的技术思路。在保障油田开发速度及开发效果的同时，大幅降低开发井数，以少井高产模式提升了海上变质岩潜山油藏的经济效益。

2.2.1 水驱油机理

双重介质油藏中的流体既在小尺度多孔介质中渗流（基质系统）又在大尺度空间自由流动（裂缝系统），是一个复杂的耦合流动过程。以工区地质特征及参数为基础，从典型露头区选取溶蚀孔洞特征明显、微裂缝大量发育的变质花岗岩作为实验介质，参考经典Warren-Root模型设计，根据相似理论设计了基质孔隙-裂缝组合下的大尺度三维比例物理模拟实验模型[12-14]，利用该模型开展水平井立体井网水驱油模拟实验，研究潜山稀油油藏水平井立体井网开发机理。

实验结果表明：水驱油的影响机制包括渗吸作用、驱替速度和注水方式[14]。其中，受毛细管力影响的渗吸作用是基质系统水驱油的主要机理；驱替速度是决定双重介质油藏无水采油期、含水率变化规律及最终采收率的主控因素。同时，在利用等比例数值模型拟合物理模拟实验结果后，论证了水平井实施“顶底交错立体注采井网”的可行性及开发机理。模拟结果显示：生产初期，由于裂缝张开宽度大，首先大量排出裂缝中原油，注入水从底部向上以活塞式均匀驱替，油水前缘平稳推进；同时，注入水会沿着阻力最小的裂缝形成优势通道，造成裂缝系统与基质系统油水界面的高度差。当生产进入高含水期后，由于注入水在裂缝中的波及程度很高，基质-裂缝系统之间的含水饱和度差将达到最大，此时基质渗吸产油作用最强，基质与裂缝系统的前缘差异逐渐消失。总体看，利用水平井立体注采井网开发并控制合适的驱替速度，将使模型中油水界面整体平稳抬升，油藏水驱波及效率高，不仅裂缝系统可采储量采出程度高（数值模拟显示其采出程度达到80%），同时在水均匀驱替下受渗吸机理控制的基质系统开发效果也较好（采出程度15%）。

2.2.2 井网样式优化

对于中—高角度裂缝发育的油藏，采用水平井提高裂缝钻遇率和油层钻遇厚度已成为提升该类型油藏产能的主要选择。同时借鉴已开发潜山油藏的经验，采用直井注水，难以快速补充地层能量，且多出现注水量受限，无法满足少井高产开发需求，因此注水井井型也选择水平井。基于全区地质模型，重点开展了不同组合样式的水平井注采井网开发效果对比。模拟结果表明（见表 1）：将水平采油井部署在“似层状”分布的半风化壳下段裂缝发育带且距潜山内幕带油水界面处无因次纵向注采高度0.80～0.85、水平注水井交错部署在距离油水界面10 m左右位置处，平面上形成水平采油井排与裂缝主发育方向呈22.5°～45.0°夹角、纵向上形成“底部注水、顶部采油、底水均衡托进”的开发井网新模式，这种井网既可以提高单井裂缝钻遇率、保证产能，又可以充分利用重力分异作用避免注入水快速突进，实现基质与裂缝系统的均衡驱油，最大限度地提升储量动用程度，有效提升油田开发效果。

2.2.3 开发技术政策

2.2.3.1 合理地层压力

弱天然能量的裂缝性油藏开发与常规砂岩油藏不同，其关键在于如何控制注水过程中地层能量恢复速度与油井含水率上升速度的平衡。既要充分利用天然能量、实现裂缝介质的高效开发、充分延长无水采油期，还要及时注水恢复地层压力，避免裂缝介质在流固耦合效应下影响油井产能，同时发挥水驱油作用、高效开发基质系统，实现裂缝与基质的均衡开采。为此，在室内实际岩样流固耦合实验模拟的基础上，系统构建了“裂缝变形与基质渗吸作用”一体化的变形介质油藏数值模型，并利用该模型对潜山油藏合理地层压力进行了研究。模拟结果表明（见图 4）：初期衰竭开发，有利于充分发挥裂缝介质的弹性能量并获得高产，在压力保持水平大于 70%范围内，适当降压开采有利于实现裂缝系统与基质系统的平衡开发；在压力保持水平小于 70%范围内，尤其是低于油藏泡点压力（65%原始地层压力）时，继续进行低压开发易导致溶解气析出及强烈的流固耦合效应影响，降低油井产能。因此，对于JZ251S油田，可实施衰竭开发至略高于油藏泡点压力后再进行水驱开发，以获得最大采收率。同时，国外典型裂缝性油藏的开发实践也表明（见图 5），裂缝性油藏合理的地层压力保持水平大致分布在60%～80%。根据以上认识，JZ251S油田可初期实施衰竭开采至地层压力水平保持在 70%原始地层压力左右，再进行注水保压开发。

表1 JZ251S油田潜山裂缝性油藏井网部署数值模拟优化

图4 裂缝性油藏合理地层压力保持水平（数值模拟）

图5 国外典型裂缝性油藏压力保持水平

2.2.3.2 合理采油速度

海上油田受平台寿命所限，要获得较好的经济效益，往往采取高速开采模式。高速开采的核心问题是高采油速度是否影响无水采收率和最终采收率。前人研究认为[15]：采油速度影响最终采收率多见于溶解气驱油藏和气顶驱油藏，对于中高渗透率的注水或天然水驱油藏，高采油速度不影响最终采收率。关于裂缝性油藏采油速度与最终采收率的研究文献较少。本文综合利用物理模拟和数值模拟方法论证了裂缝发育的双重介质油藏存在合理采油速度，并给出了研究区的优化结果。

三维物理模拟实验结果表明[14]：在实验驱替速度范围内（0.35～2.00 mL/min），随着驱替速度的增大，无水采收率和最终采收率都具有下降趋势。当驱替速度由0.35 mL/min增大至2.00 mL/min时，无水采收率和最终采收率的降低值分别超过53.8%和23.0%。分析原因主要为：①当驱替速度较低时，水驱前缘整体平稳抬升，水驱波及体积高；②当驱替速度增大时，注入水将沿阻力最小的裂缝突进，形成优势渗流通道，造成水驱前缘呈“锥状”抬升，降低了油藏整体水驱波及系数。采用等比例的油藏数值模型拟合实验结果，模拟结果显示（见图6）：当采油速度小于3%时，随着采油速度的提高，经济年限内（25年）采出程度增加；当采油速度大于3%时，随着采油速度的提高，采出程度快速下降。

图6 采油速度与采出程度的关系曲线（数值模拟结果）

综上分析，对于裂缝发育的双重介质油藏，选择合理的注水、采油速度，能充分延长低—中含水采油期、提高注入水波及系数，保障基质系统渗吸作用增油效果的有效发挥，实现潜山孔隙-裂缝性油藏的持续高产。对研究区而言，选择3%～4%的采油速度既有利于快速回收投资，又能保障油藏获得较好的开发效果。

2.3 基于水动力学原理的流场调控稳油控水技术

裂缝性油藏平面及纵向水驱油波及系数受储集层非均质性影响严重，导致水驱过程中各向异性特征明显。同一井组内，往往出现多种含水上升类型，减小了水驱波及体积，降低了油藏整体开发效果。开发过程中针对该难点，首先从水动力改变液流流向原理出发，应用流线数值模拟技术，分析工区内典型注采关系下的流场分布，并通过周期性调整流场分布打破原有注采系统，从而实现液流方向的改变，以提高注入水波及程度。同时结合水平井见水模式诊断技术，分析潜山油藏采油井见水类型，优选调整措施井，实施流场调控措施，提高水驱开发效果。

2.3.1 水动力改变液流流向技术

利用水动力改变液流流向的工作原理[16]：稳定注水一段时期后，油层中会形成固定的水流方向，尤其当水流沿优势通道形成突进后，还会造成注入水的无效循环。此时，可通过改变注入水量或注入水压力，将周边注水未受效或受效差区域的原油驱替出来，达到改善水驱动用状况、提高驱油效率的目的。改变液流方向可以通过调整注水井注水制度或调整采油井生产制度来实现（见表2）。

2.3.2 水平井见水模式诊断技术

对于裂缝性油藏，造成采油井非正常出水的原因一般包括：底水及次生底水（人工注水）均衡纵向锥进或非均衡多点窜进、裂缝沟通水层及近井筒原因（固井质量差或套管破损）出水。应用研究区实际地质模型，模拟了水平井的不同见水模式并形成诊断图版（见表 3）。确定采油井出水原因，为后续流场调控稳油控水或调剖堵水措施的实施奠定了基础。本文首先依据生产动态资料，对潜山油藏水平井出水类型进行分类。基于单井模型和数值模拟技术，利用正演模拟思路得到一系列不同见水模式下的生产动态响应并形成水油比及水油比导数特征图版（见表 3）。在实际应用中，根据生产动态数据，利用反演思路判别油井见水模式，进而推测地质情况。研究表明：工区内水平井存在 4种见水模式（见表3）。

表2 双重介质油藏改变液流方向技术优化成果

为了保障水油比及其导数曲线具有很好的光滑性和逼近度，提高采油井见水模式诊断的准确性和可靠性，在Chan[17]方法基础上，本文提出了一种对原始动态数据降噪的新型计算公式：

表3 水平井见水模式诊断技术表

式中t——生产时间，d；Qw，Qo——油井产油及产水量，m3/d；WOR，WOR'——水油比及水油比导数，无因次。下标：i——时间步长，d。

3 关键技术应用及开发实践

应用上述关键技术作为支撑，对JZ251S油田的整体开发方案进行优化，采用水平井顶底交错立体注采井网开发，设计部署开发井39口，25年内全油田可采储量967×104m3，整体采收率26.9%。在优化方案指导下，JZ251S潜山油藏自2009年12月完钻第1口水平井以来，截至2014年1月，油田I期开发共完钻采油井9口，注水井5口（采取先期排液生产0.5年），井型为水平井，少量大斜度井。考虑变质岩岩性坚硬、致密，井壁稳定不易坍塌等特点，采取“下筛管+盲管（封堵特殊岩性段）”简易防砂的裸眼完井方式，油层完全裸露，使油层具有最大的渗流面积，也是后期保障油井高产的基础。由图7a可见，单井实钻吻合率在80%～90%，平均达85%；由单井投产后产量指标（见图7b）可知，采油井均具有较强的生产能力，初期产量（1年内平均产量）在280～1 400 m3/d，平均达520 m3/d。

图7 JZ251S油田投产初期开发井效果统计

通过I期实施的开发井加强了对地质规律的认识，潜山优势储集层主要沿潜山顶面呈似层状分布，内幕段裂缝不发育，纵向上存在不稳定分布的致密带，延缓了纵向上底水及注入水水窜时间，能够进一步提高油田开发效果。与国内同类油田开发效果相比，JZ251S潜山油藏在采用稀井网模式动用地质储量的同时，依然实现了高水平的开发目标。先导试验区投产6年来，目前已利用 9口采油井建成了 70×104m3的原油年产能力。

4 结论

采用基于“叠前横波阻抗-频率属性-应力场模拟”一体化的裂缝性储集层的预测方法，可克服海上窄方位角地震采集的缺陷，较好地预测JZ251S潜山油藏裂缝性储集层的发育部位。平面上，裂缝性储集层在中部 JZ251S-2—JZ251S-7井区及东北部 JZ251S-1—JZ251S-8井区最为发育；纵向上，半风化壳下段优势储集层主要沿潜山顶面呈“似层状”分布。

提出了水平井顶底交错立体注采井网新模式：水平井布井方位与主裂缝走向呈22.5°～45.0°夹角；井排方向呈北北东向；采油井水平段纵向距潜山内幕段油水界面处无因次纵向注采高度为0.80～0.85；采取水平井底部注水，水平段距含油底界10 m左右，且水平注水井纵、横向均与水平采油井呈顶底交错模式，充分利用油水重力分异作用，形成“底部注水、顶部采油、底水整体托进”的井网模式。结合开发需求，提出该油田的合理采油速度应控制在 3%～4%，油田初期可实施衰竭开发至地层压力水平保持在 70%原始地层压力，再进行注水保压开发。

分析工区内典型注采关系的流场分布，提出两类流场调控模式，通过周期性调整流场分布，可实现液流方向改变，提高注水波及程度。分析工区内水平生产井水油比及水油比导数，提出了水平井“线状见水、点状见水、复合型见水及裂缝突进型见水”4种见水模式及诊断图版。

上述技术成果应用于JZ251S潜山油藏，现场实践表明，水平井顶底交错立体注采井网新模式在JZ251S油田具有很好的适应性，大幅增加了油田原油产量，为渤海海域类似油田的高效开发提供了借鉴。

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（编辑 郭海莉）

Sparse well pattern and high-efficient development of metamorphic buried hills reservoirs in Bohai Sea area, China

TONG Kaijun1, LI Bo1, DAI Weihua1, ZHENG Hao2, ZHANG Zhannü2, CHENG Qi2, WANG Jianli2, FANG Na2
(1. CNOOC International Ltd., Beijing 100027, China; 2. Tianjin Branch of CNOOC Ltd., Tianjin 300459, China)

In order to achieve the development objective of fewer wells with higher production of metamorphic buried hill reservoirs in the Bohai Sea area, the JZ251S oilfield at Bohai Bay Basin was taken as an example to carry out elaboration of reservoir fracture,quantitative characterization of water displacing oil mechanism at dual-porosity reservoir, optimization of new well pattern mode,formulation of rational development technology policy, maintaining productivity and controlling water rising based on development experience of similar oil reservoir, thus forming the key high efficiency development technique of sparse well pattern of offshore metamorphic rock reservoir. Based on the characteristics of the JZ251S buried hill reservoir, forward simulation of wave equation for fracture anisotropy was carried out, verifying the effectiveness of narrow azimuth seismic data to fractures detection in work area.Multi-parameters prestack inversion and geostress field simulation were applied to forecast location of fractures and direction of fractures respectively. Based on the large-scale 3D physical model and numerical simulation, a new top-bottom interlaced 3D injection-production well deployment model concerning the horizontal well was presented. Considering the production demand, the reasonable oil production rate of JZ251S oil reservoir shall be controlled at 3%-4%, depletion development until that the formation pressure level maintains at 70% of initial formation pressure can be implemented for the oil field at the initial stage, and then the development mode of water flooding to keep pressure can be carried out. Considering the pilot production data at the work zone,different water breakthrough models of the horizontal well were simulated to form four diagnosis charts, which help to stabilize oil and control water effectively. The field practice shows that these techniques greatly increase the crude oil output and improve the water-injection development effect.

Bohai Sea area; metamorphic buried hill; buried reservoir; fracture forecast; well deployment model; reservoir development techniques; maintaining productivity and controlling water rising

中国海洋石油总公司“十二五”重点科技攻关项目（CNOOC-KJ125ZDXM06LTD-02）

TE344

A

1000-0747(2017)04-0590-10

10.11698/PED.2017.04.12

童凯军, 李波, 戴卫华, 等. 渤海海域变质岩潜山油藏稀井网高效开发技术[J]. 石油勘探与开发, 2017, 44(4)：590-599.

TONG Kaijun, LI Bo, DAI Weihua, et al. Sparse well pattern and high-efficient development of metamorphic buried hills reservoirs in Bohai Sea area, China[J]. Petroleum Exploration and Development, 2017, 44(4)： 590-599.

童凯军（1984-），男，安徽安庆人，硕士，中国海洋石油国际有限公司高级工程师，主要从事油气田开发方面的研究工作。地址：北京市东城区东直门外小街 6号海油大厦 1701室，邮政编码：100027。E-mail：tongkaijun714@126.com

2016-08-30

2017-06-02