渤海A油田复杂岩性油藏延长测试方案设计研究

段 宇，王美楠，杨东东，李文忠，别梦君

（中海石油（中国）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300452）

渤海A油田位于渤海西部海域，主要目的层为古生界奥陶系碳酸盐岩潜山储层和新生界古近系沙河街组生屑云岩储层，油田岩性复杂，渤海油田关于同类型油藏开发经验较少[1，2]。考虑到开发风险因素，油田整体开发方案编制工作一直没有展开。为进一步落实开发风险，针对油田复杂的地质油藏条件，本文详细分析油田地质油藏资料，针对开发可能面临的风险逐一解剖，有针对性的设计了两口开发评价井的延长测试方案。通过延长测试方案逐一落实复杂岩性油藏开发风险，从而最大限度的降低了油田整体开发的风险。本文研究成果为渤海复杂岩性油藏开发提供了很好的开发思路，具有一定借鉴意义。

1 地质油藏条件

1.1 地质条件

渤海A油田位于渤海西部海域，已完钻探井5口。油田有两套主要的目的层，分别为下古生界奥陶系潜山碳酸盐岩储层和新生界古近系沙河街组生屑云岩储层，油藏埋深海拔-3 400 m～-3 500 m。

分析油田储量规模，探明储量分布在1、2井区（见图1），其中1井区占探明储量的82.5%，是油田开发的主力井区。分析纵向上两套目的层的储量规模，沙河街组生屑云岩储层探明储量占了油田总探明储量的70%，是油田开发的主力层位。

沙河街组储层岩性以生屑云岩为主，矿物成分白云石含量为85%以上。1井、2井揭示的沙河街组储层厚度分别为31.2 m、19.7 m，低部位的5井未钻遇有效储层，储层平面分布有较大变化。渗透率分布范围为20.1 mD～73.6 mD。碳酸盐岩潜山储层岩性为泥～粉晶白云岩，主要发育在潜山顶部的溶蚀、破碎带、潜山面下20 m～100 m的范围内。储集类型以孔、缝为主，孔隙和裂缝充填严重，物性较差。

1.2 流体性质

沙河街组储层流体的地面原油密度为0.869 t/m3～0.875 t/m3，地层原油黏度 0.63 mPa·s；奥陶系潜山储层流体的地面原油密度：0.854 t/m3～0.876 t/m3，地层原油黏度：1.62 mPa·s。流体性质属于轻质油，油品性质较好。

1.3 油藏类型

沙河街组与古生界潜山两套储层上下叠置，沙河街组储层披覆在潜山之上。沿不整合面呈层状分布，为受构造控制的岩性-构造油藏（见图2）。

1井和2井在潜山和沙河街储层之间分别钻遇9.5 m和5.2 m的低渗层。录井显示低渗层的岩性为泥质灰岩、泥质白云岩。从测井解释结果看，这套低渗透层平均孔隙度值为5.1%，平均渗透率值为0.1 mD。通过2井低渗层段获取的岩心进行观察，可见一定数量的裂缝，但是多数裂缝被方解石充填。

2 开发面临风险

2.1 沙河街组生屑云岩储层横向分布不稳定，储量规模和储层连通性存在风险

沙河街组生屑云岩储层探明储量占油田总探明储量的70%，是该油田主要开发层系。通过采用恢复古地貌与沉积模式相结合的方法开展储层展布特征研究[3]，确定生屑云岩储层向古隆起高部位厚度逐渐减薄，因此构造高部位储层储量规模存在风险。同时本油田，沙河街组沉积时受潜山形态的影响，古地貌起伏高差较大，从而影响储层横向分布的稳定性，沙河街组生屑云岩储层连通性存在一定风险。

图1 渤海A油田沙河街组含油面积图

图2 渤海A油田油藏剖面图

2.2 潜山顶部低渗透层不稳定分布，沙河街储层开发存在见水风险

已有钻井资料显示，潜山储层和沙河街储层之间发育一套低渗层。这套低渗透层受碳酸盐岩潜山顶部风化壳长期遭受风化剥蚀淋滤作用，物性较差。岩心及成像测井显示裂缝较为发育，绝大多数裂缝被方解石充填。但探井资料有限，仅1、2井钻遇了这套低渗透层，低渗透层存在分布不稳定的情况。根据测试资料分析，油田潜山储层存在一定水体。2井在潜山储层进行了DST测试时出水。如果潜山储层和沙河街储层之间的低渗层稳定，潜山水体不能通过低渗透层沟通到沙河街储层。但如果这套低渗储层分布不稳定，潜山水体可能沟通到沙河街储层，沙河街开发存在见水风险。

3 延长测试方案研究

3.1 延长测试目的

通过延长测试[4-6]进一步落实开发风险，通过延长测试方案降低油田开发存在的风险，从而指导油田整体开发方案部署。通过测试主要达到以下几个目的：

（1）落实沙河街组生屑云岩储量规模、潜山顶部低渗层分布及裂缝发育程度；（2）落实沙河街组储层连通性；（3）落实潜山顶部低渗层稳定性；（4）评价潜山地质模式。

3.2 井位设计

由于渤海A油田1井区探明储量较大，占沙河街组动用储量的82.5%。且1井区的1井沙河街组DST测试的压力资料探测半径140 m，不能包含整个含油区域；而2井区的2井沙河街组DST测试的压力资料探测半径较大，基本可以覆盖2井区含油面积。相比2井区，1井区在储层连通性风险更高。基于以上两个原因，开发评价井部署在1井区。

设计1口定向井7井和A-1水平井A-8H井的两口开发评价井，定向井钻穿沙河街组和潜山储层，主要落实沙河街组储层分布、储量规模、潜山顶部低渗层分布、裂缝发育程度；水平井部署在沙河街组，落实沙河街组储层连通性及潜山顶部低渗层的稳定性。开发评价井井位图（见图3）。

3.3 落实手段

目的（1）落实手段：通过利用7井在沙河街组钻遇情况，结合已有探井及评价井资料确定沙河街组静态储量，落实沙河街组储量规模。同时，利用7井取心、成像测井、核磁共振测井等静态资料评价潜山裂缝发育程度及潜山顶部低渗层分布。

目的（2）落实手段：利用1井、7井、8H井的储层对比资料，初步判断沙河街组连通性。同时，利用7井和8H井的地层压力恢复资料，计算油井探测半径，确定储层展布范围，判断储层连通性。利用7井和8H井的地层压力监测结果，综合判断储层连通性。

目的（3）落实手段：利用7井与已有探井及评价井静态资料对潜山顶部低渗层稳定性初步评价；7井沙河街组测试结束后，再次测试潜山地层静压，对比沙河街和潜山压力降，判断潜山顶部低渗层稳定性。通过沙河街组动态资料并结合地层压力资料、地层水分析资料判断潜山顶部低渗层稳定性。

目的（4）落实手段：利用7井测试潜山，评价潜山地质模式。通过数值模拟研究，确定潜山水体倍数与潜山地层压力下降值有明显的相关性。根据数模研究结果分析，当潜山水体2倍，测试1个月后，潜山模拟地层压力下降0.890 MPa；当潜山水体2～10倍，测试2个月后，潜山模拟地层压力下降0.930 MPa；当潜山水体大于30倍，测试2个月后，潜山模拟地层压力下降0.380 MPa或者变化不明显（见图4）。

图3 渤海A油田开发评价井井位图

3.4 延长测试方案设计

油田部署两口开发评价井7井、8H井进行延长测试。根据地质油藏、钻完井、采油工程、海洋工程、经济评价等诸多专业进行开发方案测算，当7井沙河街组储层厚度小于15 m时，油田储层规模过小，整体开发内部收益率较低。所以，当7井沙河街组储层厚度小于15 m时，放弃油田整体开发，转为快速开发方式回收试采成本。

（1）7井在1井区沙河街组高部位钻遇油层厚度＜15 m：不实施8H井，7井侧钻至1井附近，快速开采沙河街组。因为1井钻遇沙河街组储层厚度31 m，保证7井具有较高产量，快速回收油田试采成本。

（2）7井在1井区沙河街组高部位钻遇油层厚度≥15 m：油田具备整体开发的储量基础，实施8H井。潜山、沙河街组采用2口开发评价井进行延长测试。7井设计为定向井，钻穿沙河街储层和潜山储层，先测试潜山储层，后测试沙河街储层，8H井开井直接测试沙河街储层。

3.4.1 潜山水体2倍情况 油藏数值模拟研究结果表明，7井在潜山以配产产能测试1个月，如潜山地层压力下降≥0.890 MPa，则可判断潜山能量小于2倍，水体能量较弱。此时潜山测试结束，7井上返测试沙河街储层。因为潜山水体能量较弱，潜山顶部低渗层分布稳定与否均不会影响油田整体开发方案，沙河街储层不存在见水风险。

图4 潜山不同测试时间下地层压力下降与水体倍数变化关系

测试沙河街储层时，要求7井、8H井进行关井压恢测试，用于判断沙河街组储层连通性。若1井区沙河街组储层连通，本油田可整体注水开发；若沙河街储层不连通，则整体方案可设计为衰竭开发方式。

3.4.2 潜山水体在水体2～10倍情况 油藏数值模拟研究表明，7井在潜山以配产产能测试2个月后，如潜山地层压力下降0.930 MPa，则测试可以判断潜山水体在水体2～10倍。此时潜山顶部低渗层稳定性对油田开发均有影响，当潜山顶部低渗层稳定时油田可以整体开发；如果潜山顶部低渗层不稳定，则沙河街储层存在一定见水风险，油田不具备开发条件。

7井测试2个月后测试沙河街储层，测试沙河街储层时，要求7井、8H井进行关井压恢测试，用于判断沙河街组储层连通性。若沙河街组连通，且潜山顶部低渗层稳定时，本油田可整体注水开发；若沙河街组连通，潜山顶部低渗层分布不稳定时，本油田不具备整体开发条件；若沙河街组不连通，潜山顶部低渗层分布稳定时，本油田具备衰竭开发条件。

3.4.3 潜山水体大于30倍情况 油藏数值模拟研究表明，7井在潜山以配产产能测试2个月后，如潜山地层压力下降0.38 MPa或更小，则说明潜山具有较大水体（水体倍数大于30倍）。此时潜山测试结束，7井上返测试沙河街储层。鉴于潜山水体规模较大，此时潜山顶部低渗层稳定性对油田开发影响至关重要。当潜山顶部低渗层稳定时油田可以整体开发；如果潜山顶部低渗层不稳定，则油田不具备开发条件。

7井测试2个月后测试沙河街储层，鉴于潜山水体规模较大，建议7井和8H井可适当考虑提产，进一步判断潜山顶部低渗层稳定性。同时要求7井、8H井进行关井压恢测试，用于判断沙河街组储层连通性。若沙河街组连通，且潜山顶部低渗层稳定时，本油田可整体注水开发；若沙河街组连通，潜山顶部低渗层分布不稳定时，本油田不具备整体开发条件；若沙河街组不连通，潜山顶部低渗层分布稳定时，本油田具备衰竭开发条件。

3.5 延长测试方案流程

3.5.1 7井延长测试流程7井在测试之前，先测沙河街组、潜山原始地层压力。建议7井在潜山测试1～2个月之后，上返测试沙河街组，根据潜山测试过程中压力降情况确定潜山测试时间。如果潜山为2倍水体，预测测试1个月压力已明显下降0.89 MPa，建议7井潜山测试1个月，之后上返测试沙河街储层；如果潜山为10倍水体，预测测试2个月压力下降0.93 MPa，建议7井潜山测试2个月，之后上返测试沙河街储层；如果潜山水体能量大于30倍，测试2个月后，潜山地层压力下降0.380 MPa或者变化不明显。建议7井潜山测试2个月，之后上返测试沙河街储层。

测试时要求7井进行关井压恢测试3次：潜山测试结束后进行1次，沙河街测试过程中获得稳定产能后进行1次，测试完成后进行1次。单次关井压力恢复时间 3 d～5 d。

3.5.2 8H井延长测试流程 8H井测试时间内一直测试沙河街组。测试开井前首先测试沙河街组原始地层压力，而后开井生产。测试时要求8H井进行关井压恢测试2次：沙河街测试过程中获得稳定产能后进行1次，测试完成后进行1次。单次关井压力恢复时间3～5天。

4 结论

（1）分析油田地质油藏条件，确定油田面临沙河街组生屑云岩储层横向分布不稳定风险以及沙河街储层开发存在见水风险。

（2）针对油田开发风险，结合已钻井资料，确定开发评价井井数、井位、井型及测试层位。

（3）通过数值模拟研究，设计两口开发评价井工作制度，通过预测压力资料，确定开发评价井测试方案及流程，逐步落实油田开发风险。