西湖凹陷高效开发调整策略与实践

赵 勇

（中国石油化工股份有限公司上海海洋油气分公司，上海 200120）

西湖凹陷位于东海陆架盆地东北部，水深80～120 m，面积约5.9×104km2，是盆地内面积最大、地质条件最好、油气资源最为丰富的凹陷[1-2]。西湖凹陷从西向东分为保俶斜坡带、三潭深凹、中央背斜带、白堤深凹和天屏断阶带[3-6]。沉积地层自下而上为古近系始新统宝石组、平湖组、渐新统花港组、新近系中新统龙井组、玉泉组、柳浪组、上新统三潭组、第四系东海群，其中主要含油气层系为始新统平湖组与渐新统花港组。

目前已发现的油气田主要集中在保俶斜坡带和中央背斜带，以中小型气田为主，纵向发育多套独立气水系统。气藏类型主要为水驱气藏（构造及构造-岩性）和气驱气藏（岩性）。主要目的层为平湖组及花港组，其中平湖组砂岩厚度较薄，为中孔中低渗储层，孔隙度一般在12%～18%之间，渗透率（8～129）×10−3μm2；花港组砂岩厚度大，物性好，具有中高孔中渗特征，孔隙度主要在14%～24% 之间，渗透率（6～570）×10−3μm2[7]。大多属常温常压系统，部分为异常高压[8-9]，压力系数1.0～1.8，温度约80～150 ℃。

西湖凹陷油气勘探至今已有40 余年，开发也有近25 年。早期，西湖凹陷油气开发加速，动用储量与设施规模不断增加。由于地质条件复杂，海上勘探成本高，井少资料少，地质认识不充分，产量递减迅速，储量保障不足，稳产形势十分严峻。通过思路转变，积极探索实践，形成了以明问题-定领域-强技术-增效益为要义的高效开发调整策略，取得了良好实践成果，有效扩大了老区动用储量，实现了西湖凹陷老区油气田的增产稳产。

1 西湖凹陷稳产面临挑战

1.1 生产高峰期后，产量快速递减

“十二五”以来，西湖凹陷多个产能建设项目实现投产，开发生产不断推进，2017 年西湖产气量创历史新高。但由于海域井少资料少、地质油藏特征复杂，地质认识与地下实际地质条件存在较大偏差，部分气田钻后储量缩水，造成新投产井动用储量和产能未及预期。2017 年之后，西湖凹陷油气产量持续递减，2019 年自然递减率上升至15.3%，井口平均压力由2017 年的10.6 MPa 迅速下降至2019 年的7.4 MPa，稳产形势异常严峻。

1.2 生产问题复杂，稳产措施效果不佳

随着开发的进行，早期投产井产水、反凝析等问题日益凸显[10-14]。西湖中央背斜带与保俶斜坡带油气藏生产过程中的主要问题不同。具体而言，中央背斜带主要发育次活跃-活跃水驱气藏[15]，且储层非均质性较强，鉴于前期对气藏水侵规律认识不清、生产政策制定不合理，部分气井过早见水，气藏水侵及井筒积液导致产量快速递减[16]。多年来围绕治水、排水尝试了不少措施，但整体效果不甚理想，尚不能满足开发生产需求。保俶斜坡带气藏以始新统平湖组断块、构造-岩性及岩性气藏为主，气井投产后呈现弱水驱-定容气藏的生产动态特征[15]，由于单井控制储量规模较小，气藏整体压力下降较快；同时，该区凝析气藏表现为地露压差小、凝析油含量中等的特点，据流体样品分析结果，50%以上地露压差低于1 MPa，因此，地层压力很快降至露点压力以下，地层反凝析问题突出。反凝析现象不仅会造成储层伤害，也会大大降低凝析油采收率[17-19]，目前尚未找到经济可行的反凝析伤害解除技术。上述生产中面临的问题给气井稳产带来很大挑战。

1.3 接替储量少，稳产增产资源保障不足

由于对老区潜力认识不充分，“十三五”前期老区未动用储量少，储采比低，老区产能于2017 年达到高峰后迅速转入递减趋势。受客观因素影响，“十三五”前期，无法开展新区产能建设项目。除此之外，老区未开发储量中低渗-致密储量规模大[20-21]，由于受平台条件等因素限制，虽然对开发井、探井进行了一系列的压裂改造措施[22-23]，但总体效果不佳，未能实现低渗储量规模经济开发，暂不能转化为效益产量。以上三大因素导致西湖上产达峰后持续稳产增产的接替储量不足。

2 西湖凹陷高效开发调整策略

2018 年以来，面对严峻的生产形势，管理及技术团队积极思考，多维度寻求破题良策。首先细致梳理开发矛盾，从动静储量矛盾、气藏类型认识矛盾入手，剖析问题根源，逐步探索形成以注重矛盾分析明问题、注重基础研究定领域、注重科技创新强技术、注重全程优化增效为要义的高效开发调整策略，实现了西湖高效开发调整的目标。在未实施新区产建项目的情况下，依靠老区高效开发调整，西湖油气产量屡创新高。

2.1 动静结合明确开发矛盾

2018 年以前，对西湖凹陷已发现油气藏主要认识为构造油气藏，储量评价及开发技术政策制定以构造型油气藏认识为依据。开发后一部分气藏生产动态反映定容气藏特征，气藏压力下降较快，以压降法评价的动储量与静态法计算的地质储量存在明显差异，此现象在保俶斜坡带及中央背斜带气藏均不同程度存在，尤以保俶斜坡带最为突出。如T 气田A3 井开发动用平湖组P10 气藏，压降法计算动态天然气储量为10.50×108m3（图1），而以静态法构造模式计算的探明级天然气地质储量为3.99×108m3（图2），二者相差6.51×108m3。由于认识的惯性，未对开发矛盾给予充分重视，未对矛盾中蕴含的气藏地质特征信息进行深入分析。2018 年以来，由于产量持续下降，开发矛盾愈来愈突出，管理及技术层面开始积极思考研讨，认为必须充分重视开发矛盾，开发矛盾反映地质认识不充分，对油气藏类型认识不准确，必须通过强化基础地质研究，重新精细认识油气藏类型等地质油藏特征，明确调整滚动领域，方能为西湖老区通过调整滚动实现增储上产创造机遇。

图1 T 气田P10 层压降法计算动态储量图Fig.1 Dynamic reserves of P10 layer in T gas field calculated by pressure drop method

图2 T 气田P10 层构造模式与岩性模式探明含气面积图Fig.2 The proven gas-bearing area diagram of structural model and lithological model of P10 layer in T gas field

2.2 锚定构造-岩性油气藏新领域，开展精细地质研究

开发矛盾凸显促使西湖基础地质研究得到充分重视，通过加强基础地质研究来精准认识油气藏地质特征。2018 年下半年以来，通过勘探开发一体化组织形式，大力加强以构造、沉积储层及成藏富集规律为核心的基础研究，深化了西湖凹陷构造、沉积体系认识及油气成藏富集规律认识，认为西湖凹陷主力油气层系始新统平湖组及渐新统花港组均具备形成构造-岩性及岩性油气藏的良好地质条件。开发矛盾的解决必须从精准认识圈闭类型及油气藏类型入手，开发调整必须首先进行思路转变，即要实现从传统的构造领域向构造-岩性及岩性领域转变，从而明确调整滚动领域。实践证明，向构造-岩性及岩性领域的转变是西湖凹陷老区实现高效开发调整的关键。

以保俶斜坡带K 气田为例，西高东低的古地貌背景，北东向展布的断裂体系，河流三角洲沉积体系及潮汐影响的三角洲体系，多要素的良好匹配为断层-岩性及岩性圈闭形成创造了良好条件。为此，多方法联合开展精细沉积认识，通过古地貌、重矿物、岩心资料、地震等资料，深化物源、沉积相、控砂机制和油气藏圈闭类型的认识，认为K 地区气藏类型多为构造-岩性复合气藏（图3），复合油气藏是调整滚动的主要领域。

图3 保俶斜坡带K 地区断层-岩性圈闭成圈要素Fig.3 Fault-lithologic trap elements in K region of Baochu Slope Belt

2.3 地震-地质-油藏-工程一体化攻关，支撑西湖调整实践

以问题为导向，以科技创新破解难题。西湖高效调整面临深层煤系地层砂体如何准确预测、深层甜点储层如何精细刻画、平台5～7 km 目标如何优快钻进及地面设施如何降本等主要问题，围绕这些问题，持续开展技术攻关。注重地质地震动态一体化，形成中浅层常规储层叠后属性描述及深层煤系地层优质储层叠后叠前预测（图4）等开发地震技术系列，砂体刻画精度显著提升，10～15 m 砂体符合率达80%以上，潜力评价预测符合率达90%以上。工程领域，针对大位移井长裸眼段易垮塌、高温高压的难点，形成大位移井优快钻完井技术（表1）。已实施18 口大位移井，最大进尺达7 296 m，最大水平位移5 352 m，最大位垂比1.7。地面设施降本方面，实现海上大型压缩机组首次国产化应用，初步实现平台远程遥控生产和复产，构建了老区降压开采三级增压体系，降低了海上油气田开发工程建设成本及日常生产运行费用。

表1 大位移优快钻完井技术系列Table 1 Large displacement fast drilling and completion technology series

图4 保俶斜坡带深层煤系地层储层预测技术Fig.4 Reservoir prediction technology of deep coal formation in Baochu Slope Belt

以上关键技术有效支撑了西湖高效开发调整实践。

2.4 全生命周期、多方位优化，实现效益目标

为最大程度实现高效开发调整，西湖凹陷开发井从研究部署到实施投产过程中贯彻“三优化”。“三优化”即进行钻前、钻中和钻后的优化。钻前设计优化注重地质与工程设计优化（图5），如X 气田L 层带油环的底水气藏，通过钻前优化井位在纵向上的位置，实施后见水时间延迟了3 年以上，气当量采收率提高5%以上，开发效益明显提升。通过多专业一体化、滚-评-调一体化（图6），尽可能提高钻井效率，做好储层保护，降低储量、产能风险，同时注重效益风险分析，对产量、费用、气价等进行经济敏感性分析。

图5 复杂油气藏钻前井轨迹设计优化Fig.5 Well trajectory design optimization before drilling in complex reservoirs

图6 滚-评-调一体化设计Fig.6 Integrated design of rolling, evaluation and adjustment wells

钻中实时注重施工组织、随钻优化、轨迹调整及完井工艺优化。钻井过程中采用批钻和连续作业模式，进一步降低钻井费用，通过随钻轨迹调整及完井工艺（图7），确保砂体钻遇率，提高单井产能。

图7 钻中随钻跟踪轨迹实时优化Fig.7 Real-time optimization of tracking trajectory while drilling

钻后配产再优化注重地质认识、建模数模更新和配产优化。根据实钻结果，对构造、储层、储量等再认识，并更新地质模型和数模，预测新井生产情况，跟踪生产动态，制定相应的开发技术政策。

3 西湖凹陷高效开发调整实践成效

3.1 思路转变，明确西湖老区具有多元油气藏的开发潜力

西湖凹陷已开发油气田在保俶斜坡带和中央背斜带地质特征不同，油气藏类型多样，生产特征和生产规律不同，生产效果差异大。西湖凹陷中央背斜带花港组油气藏，主要由断背斜、断鼻、断块和拗陷期河流-三角洲沉积体系形成的构造型为主的边底水油气藏，生产上表现为不同程度的水侵特征，水体能量及采气速度影响气藏采收率；西部斜坡带平湖组油气藏为断陷期断层、古地形和潮汐影响的三角洲环境共同形成岩性和断层-岩性等隐蔽性油气藏，生产上表现为弱水驱-定容气藏特征，气藏规模决定气藏的开发效益。

通过思路转变，深化油气藏类型的认识，西湖凹陷的开发由单一构造型油气藏转向构造、岩性-构造、岩性多类型油气藏，指明了已开发气田具有多元油气藏的开发潜力。在该思路的指导下，西湖凹陷已开发油气田刻画构造、岩性等各类圈闭121 个，上钻实施77 个，其中22 口井证实为岩性、岩性-构造油气藏，16 口井证实为构造型油气藏。

3.2 分区域分层系分析不同沉积环境下砂体沉积特征，明确不同类型圈闭发育的重点层系

西湖凹陷不同区带不同层系具有不同的沉积特征。西部斜坡带平湖组早期为断陷期，地貌高差大，断层控沉积作用强，海陆过渡性沉积背景，以发育潮汐影响和潮控三角洲沉积为主，砂地比低，潮汐对三角洲输送的泥砂进行改造和重新分配，形成潮道、砂坝等沉积，是岩性圈闭发育的主要层段；平湖组中晚期为断拗转换阶段，断层对沉积弱控制，发育三角洲沉积体系，砂地比中等，是岩性-构造圈闭发育的主要层段；中央背斜带花港组为拗陷沉积阶段，陆相河流-三角洲-湖泊沉积体系，东西部和北部多向物源充足，水体较浅，砂地比中等-高，是形成构造、岩性-构造油气藏的主要层段。

3.3 分区带分层系建立不同的储层预测方法，形成不同地质条件的储层预测技术系列

针对西湖凹陷西斜坡和中央背斜带主要含油层系层位不同、埋深不同、沉积环境不同等特征，在测井、地震资料预处理的基础上，分区域、分层段开展岩石物理参数精细分析，优选不同的岩石物理参数和储层预测方法，攻关形成了西湖凹陷浅、中、深、砂包泥、泥包砂和富含煤不同地质条件的储层预测技术系列，为调整部署和井位优化奠定基础，钻探后储层预测符合率达92%。

中央背斜带1 500～2 500 m 浅层中新统油气藏，储层发育，为砂包泥的岩性组合，砂岩厚度20～90 m，为高孔高渗储层。砂体为低阻抗特征，为波谷反射，含油气后波谷反射能量增强，为典型的三类AVO 特征，利用叠后振幅、叠前P*G 属性能清晰刻画气砂边界。已在C 油田落实5 个油气藏，改善了该油田快速递减的生产形势。

中央背斜带2 500～3 500 m 花港组中深层油气藏，为河流-三角洲沉积，储层厚度5～50 m 左右，为中孔中渗储层。物性及含气性好的储层主要为三类-二类AVO 特征，叠前弹性参数和远角度叠加体对砂岩及砂体边界的识别度较高，综合叠前同时反演和远角度叠加体分频属性等预测方法，可较好刻画不同期次河道地质体的平面展布和叠置特征。H 气田在该方法指导下，先后部署实施9 口调整、评价井，调整后H气田动用储量超百亿方、日产气量超百万方，成为西湖首个“双百”气田。

西部斜坡带3 500～4 500 m 深层平湖组为潮控三角洲沉积，储层横向变化快，厚度5～30 m 左右，为中低孔中低渗储层，且低密低速的薄煤层不稳定分布，影响砂岩的反射特征。针对富煤背景下的优质含油气储层主要呈现二类AVO 特征，在古地貌特征及地质模式指导下，采用叠前AVO 指示下的叠前同时反演和近、中、远叠加数据体属性差异分析等储层综合评判技术，定量预测优质储层。在B 气田的储层预测中，对于厚度15 m 以上的砂体预测吻合率达到100%，部署多口调整及评价井，使平台从近于停产状态上升到日产量60×104m3/d 左右。

3.4 摸索构造岩性油气藏有利目标评价方法，提升目标钻探成功率

西湖凹陷不同时期的断裂特征和储层展布规律，可建立四种构造岩性复合气藏成藏模式。一是由断层与岩性共同控制形成构造岩性复合气藏，多见于保俶斜坡带平湖组水下分流河道砂，砂体横向变化快，高部位一侧受断层遮挡成藏，另一侧由于河道边界岩性尖灭成藏；二是背斜背景下的岩性-构造气藏，多见于中央背斜带花港组气藏，由于辫曲交互的河流特征，平面上发育多期次河道，形成构造高部位聚集油气，侧翼由不同河道边界形成岩性尖灭；三是向高部位上倾方向砂体尖灭形成的岩性气藏，多见于保俶斜坡带中低带部位的平湖组气藏；四是孤立型、呈团块状岩性气藏，多见于保俶斜坡带中部平下段，由于受潮道切割及改造影响，形成孤立的砂坝型岩性气藏。

西湖凹陷四种构造岩性复合圈闭的成藏模式，表明断砂阶梯-网毯式油气输导、断层和岩性共同保存是西湖凹陷油气成藏的主控因素，断砂耦合和岩性、断层封堵条件决定油气富集程度。因此，探索提出西湖凹陷构造岩性油气藏有利目标的评价方法是要将圈闭模式与成藏富集规律进行有效耦合，该方法在西湖凹陷各气田落实了近百个圈闭，优选目标上钻井位42 口，钻探成功率达90%。

3.5 气藏分类治理，不断提升已开发老区气藏累产水平

东海西湖凹陷中央背斜带油气藏以构造油气藏及岩性-构造油气藏为主，驱动方式以边底水驱动为主，投产后开发井易产水，影响油气藏开发效果，基于水驱油气藏水侵规律的认识，建立了东海水驱气藏“早期防水、中期控水、晚期排水” 相结合的全周期开发技术对策，形成了水平井变密度定向射孔、ICD 智能控水完井、出水层位识别及卡堵水等防水控水技术系列，以及气举排液、速度管柱排液等排水技术系列。2018 年以来通过开展防水、控水、排水工艺实践，增加天然气可采储量2.5×108m3。

东海西湖凹陷西部斜坡带发育构造-岩性气藏以及岩性气藏，砂体零散分布，驱动方式以气驱特征为主，由于受水侵影响较小，气藏废弃压力主要受外输压力限制。2018 年以来，通过“外输压缩机整体降压、闪蒸气回收压缩机局部降压、小型压缩机单井降压”三级降压开采技术实现了东海气田整体外输背压从4.5 MPa 降至2.8 MPa，有效提高了气藏的累产水平，通过多级降压技术实现累增气近3×108m3。

3.6 气田开发指标全面改善，产量再创历史新高

西湖凹陷自2018 年开展老区大规模开发调整以来，部署实施调整井52 口，实施调整及评价井数逐年增加，由早期每年实施2 口井增加到目前每年实施10 口井以上。2020 年开始西湖气田产量扭转递减趋势，油气产量逐年攀高，年产气较2019 年增加30%，2021 年西湖产量再上新台阶，年产气在2020 年的基础上再增加16%，2022 年西湖产量已较2019 年增长80%，其中，2019 年以来调整滚动井贡献量已占2022 年老区日产量的65%，有效破解了东海西湖凹陷老区稳产增产的困局。

4 结语

在东海西湖气田开发面临严峻形势的关键时刻，通过开发思路的转变，针对海上高投入、高风险、井资料相对较少的特点，贯彻制定高效开发调整策略，以效益为导向、多专业一体化的工作理念，精细研究、精准部署，建立适用于东海的滚评调一体化开发调整模式，形成东海西湖凹陷老区高效开发调整的技术体系，有效指导了西湖凹陷高效开发调整实践，开创了增储上产新局面。下一步，将持续强化基础地质研究，提升关键核心技术，推进一体化部署实施，进一步提高西湖油气产量，为华东地区经济社会发展做贡献。