童凱軍，李波，戴衛(wèi)華，鄭浩，張占女，程奇，王建立，房娜

（1. 中國海洋石油國際有限公司，北京 100027；2. 中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300459）

渤海海域變質(zhì)巖潛山油藏稀井網(wǎng)高效開發(fā)技術(shù)

童凱軍1，李波1，戴衛(wèi)華1，鄭浩2，張占女2，程奇2，王建立2，房娜2

（1. 中國海洋石油國際有限公司，北京 100027；2. 中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300459）

為了實(shí)現(xiàn)渤海海域變質(zhì)巖潛山油藏少井高產(chǎn)開發(fā)目標(biāo)，以JZ251S油田為例，開展儲集層裂縫精細(xì)描述、雙重介質(zhì)油藏水驅(qū)油機(jī)理表征、新型井網(wǎng)模式優(yōu)選、合理開發(fā)技術(shù)政策制定及穩(wěn)油控水技術(shù)等方面研究，形成變質(zhì)巖油藏稀井網(wǎng)高效開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)。根據(jù)JZ251S潛山油藏特點(diǎn)，開展裂縫各向異性波動方程的正演模擬，驗(yàn)證了窄方位角地震資料對工區(qū)裂縫檢測的有效性。應(yīng)用疊前多參數(shù)反演和地應(yīng)力場模擬分別預(yù)測了裂縫性儲集層的發(fā)育部位和裂縫發(fā)育方向。基于大尺度三維物理模型及數(shù)值模擬，提出了水平井頂?shù)捉诲e立體注采井網(wǎng)新模式；結(jié)合開發(fā)需求，提出JZ251S油藏合理采油速度控制在3%～4%，油田初期可實(shí)施衰竭開發(fā)至地層壓力水平保持在70%原始地層壓力，再進(jìn)行注水保壓開發(fā)。結(jié)合工區(qū)內(nèi)試采生產(chǎn)資料，模擬了水平井不同的見水模式并形成 4種診斷圖版，有效指導(dǎo)油田穩(wěn)油控水措施實(shí)施。JZ251S潛山油藏現(xiàn)場實(shí)踐表明，采用該系列技術(shù)，可大幅增加原油產(chǎn)量，提高注水開發(fā)效果。圖7表3參17

渤海海域；變質(zhì)巖潛山；潛山油藏；裂縫預(yù)測；井網(wǎng)模式；油藏開發(fā)技術(shù)；穩(wěn)油控水

0 引言

2002—2012年，渤海灣盆地發(fā)現(xiàn)了迄今為止國內(nèi)儲量規(guī)模最大（約2.8×108t）的變質(zhì)巖潛山油田群（包括JZ251S、PL91、JZ324、BZ262等油田），如何實(shí)現(xiàn)此類特殊巖性油藏的高效開發(fā)，對渤海油區(qū)持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)3 000×104t意義重大[1-3]。目前，國內(nèi)變質(zhì)巖潛山油藏的開發(fā)整體仍面臨裂縫儲集體精細(xì)刻畫難、儲集空間與滲流復(fù)雜配置關(guān)系表征難、開發(fā)井網(wǎng)模式優(yōu)選難等諸多挑戰(zhàn)，若采用常規(guī)開發(fā)方式，則面臨儲集層鉆遇率低、單井產(chǎn)量低、見水早及含水上升速度快等問題，對于海上油田難以實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)開發(fā)。本文以渤海海域JZ251S油田為例，在借鑒同類油藏開發(fā)經(jīng)驗(yàn)的基礎(chǔ)上[1-8]，從儲集層裂縫精細(xì)描述、雙重介質(zhì)油藏水驅(qū)油機(jī)理表征、新型井網(wǎng)模式優(yōu)選、合理開發(fā)技術(shù)政策制定及穩(wěn)油控水技術(shù)等方面進(jìn)行研究，形成變質(zhì)巖油藏稀井網(wǎng)高效開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)。

1 油田概況

1.1 油藏地質(zhì)特征

渤海海域JZ251S油田發(fā)育典型的風(fēng)化塊狀潛山儲集層[2]，為孔、縫并存的裂縫性油藏。油藏埋深1 700～1 900 m，油層縱向跨度最高達(dá)200 m；巖性以二長片麻巖及斜長片麻巖為主，儲集類型為孔隙-裂縫型；區(qū)域構(gòu)造裂縫以中—高角度（20°～60°）裂縫為主，裂縫走向主要為北東—南西向、其次為北西西—南東東向；裂縫密度 0.5～3.5條/m；基質(zhì)和裂縫孔隙度分別為5.72%、1.08%；基質(zhì)滲透率小于1×10-3μm2，裂縫滲透率為（260～900）×10-3μm2。此外，該油藏儲集層還具有縱向分帶（半風(fēng)化殼上段、半風(fēng)化殼下段及內(nèi)幕基巖段）、儲集空間與滲流特征復(fù)雜、非均質(zhì)性強(qiáng)及底水能量弱等特點(diǎn)[6]。該油藏原油屬于低密度、低黏度、中低含蠟量的輕質(zhì)油，原油性質(zhì)對開發(fā)較為有利。

1.2 高效開發(fā)難點(diǎn)

1.2.1 有效裂縫檢測難

陸上油田地震資料采用寬方位采集方式，能夠獲得全方位的地震信息，進(jìn)而利用縱波的疊前方位各向異性特征來檢測裂縫，具有更高的可靠性。相比之下，海上油田地震資料的采集方位角一般較窄，就研究區(qū)而言，其地震資料采集為120°方向，采集夾角為20°，兩邊擴(kuò)展20°，即方位角僅為100°～140°。利用窄方位角地震資料能否有效檢測裂縫，檢測到的是哪些方位的裂縫，這些問題給窄方位角地震資料裂縫預(yù)測帶來了極大的挑戰(zhàn)。

1.2.2 裂縫性儲集層分布規(guī)律不清

海上油田鉆井成本較高，因此油田評價(jià)階段鉆井井距較大，JZ251S油田7口探井井距平均約3.5 km。大井距稀疏井網(wǎng)在平面上難以控制儲集層發(fā)育特征，區(qū)內(nèi) 7口探井的實(shí)鉆結(jié)果再次證實(shí)，裂縫性儲集層分布井間差異大，非均質(zhì)性強(qiáng)。稀井網(wǎng)條件下巖心、測井等資料較少，進(jìn)行裂縫性儲集層分布規(guī)律研究難度較大。

1.2.3 潛山裂縫性油藏水驅(qū)油機(jī)理不明

中國東部盆地基巖潛山油藏天然水體往往不發(fā)育，油田開發(fā)方式多采用注水保壓，認(rèn)識裂縫性油藏水驅(qū)油特征手段有限。對于裂縫性儲集層，由于天然裂縫發(fā)育隨機(jī)性強(qiáng)、分布規(guī)律非常復(fù)雜，受儲集體尺寸和取心條件限制，一直缺乏可定量反映雙重介質(zhì)水驅(qū)油特征和剩余油分布規(guī)律的研究成果。

1.2.4 海上油田實(shí)現(xiàn)少井高產(chǎn)開發(fā)難

目標(biāo)區(qū)含油層段縱向厚度大，儲集層裂縫分布具有縱向分段、中—高角度發(fā)育特征。油藏?cái)?shù)值模擬表明，采用傳統(tǒng)直井面積注采井網(wǎng)開發(fā)，存在裂縫鉆遇率低、單井產(chǎn)量低，見水快且油井見水以后產(chǎn)量遞減迅速等問題。若要實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)高效開發(fā)，必須統(tǒng)籌規(guī)劃海上平臺空間、壽命及井槽資源，對井型、井網(wǎng)、注采模式等開展優(yōu)化研究，實(shí)現(xiàn)地下資源與工程設(shè)施的優(yōu)化配置。

2 變質(zhì)巖潛山油藏稀井網(wǎng)高效開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)

2.1 裂縫儲集體發(fā)育部位及優(yōu)勢方向刻畫

針對變質(zhì)巖潛山裂縫性儲集層的預(yù)測難點(diǎn)，首先開展基于海上窄方位角地震采集、高角度裂縫發(fā)育等特點(diǎn)的地震正演模擬研究，探索了由裂縫引起的多種地震屬性（包括振幅、能量、頻率、衰減梯度等）隨炮檢距和方位角的變化特征，最終優(yōu)選敏感度最高的地震屬性（頻率屬性）來進(jìn)行裂縫的檢測。利用疊前橫波阻抗反演首先預(yù)測儲集層的發(fā)育部位，在儲集層范圍內(nèi)，根據(jù)頻率屬性差異檢測裂縫。在此基礎(chǔ)上，進(jìn)一步開展基于巖石物理特性的應(yīng)力場模擬，研究裂縫的發(fā)育方向，實(shí)現(xiàn)裂縫性儲集體的精細(xì)刻畫，定量預(yù)測優(yōu)質(zhì)儲集層的空間展布。

2.1.1 基于裂縫各向異性波動方程的地震正演模擬

變質(zhì)巖古潛山地層埋藏深、厚度分布不均勻、裂縫發(fā)育、非均質(zhì)性強(qiáng)、充填性質(zhì)各異。地震沒有形成有效的反射，導(dǎo)致利用疊后地震反射特征尋找有利裂縫性儲集層時(shí)存在多解性。從地震采集參數(shù)和裂縫發(fā)育特點(diǎn)入手，綜合應(yīng)用測井資料、巖石物理測試數(shù)據(jù)及理論方程，建立關(guān)鍵井的裂縫段儲集層地質(zhì)模型和巖石物理模型，通過開展基于各向異性波動方程的正演模擬，計(jì)算地震波隨炮檢距和方位角的地震響應(yīng)，并分析由裂縫引起的地震屬性（包括振幅，能量、頻率、衰減梯度等）隨炮檢距和方位角的變化特征。經(jīng)過對比，重點(diǎn)分析了由裂縫引起的頻率屬性隨方位角的變化特征。

研究表明：①零入射角沒有地震各向異性響應(yīng)，只有存在一定入射角才出現(xiàn)各向異性響應(yīng)，且裂縫的地震各向異性強(qiáng)度隨入射角的增大而迅速增加；②裂縫對地震反射的影響顯著，當(dāng)裂縫孔隙度大于1%，地震反射就存在明顯的各向異性，因此利用三維疊前地震縱波資料，可以有效檢測裂縫。設(shè)置固定采集方位角（100°～140°）并改變裂縫走向，模擬分析不同裂縫孔隙度下頻率屬性與裂縫走向的關(guān)系。由圖 1可見，裂縫走向與頻率屬性異常度呈“M”型關(guān)系。根據(jù)不同方位地震屬性差異異常檢測裂縫，可以滿足絕大部分范圍內(nèi)的裂縫檢測，僅對方位角為 100°～110°及10°～20°的裂縫檢測能力較弱，驗(yàn)證了窄方位角地震資料對本區(qū)裂縫檢測的有效性。

圖1 裂縫走向與頻率屬性異常度關(guān)系

2.1.2 基于疊前彈性參數(shù)反演的裂縫性儲集層預(yù)測

根據(jù)JZ251S油田潛山地層縱橫波阻抗、剪切模量與總孔隙度的交會分析（見圖2）可以看出，工區(qū)內(nèi)裂縫性儲集層有低縱波阻抗、低橫波阻抗、低剪切模量及高孔隙度特征，儲集層與非儲集層的孔隙度界限在3.5%左右。綜合分析后，選取橫波阻抗小于7.5×109g/（m2·s）作為劃分儲集層的標(biāo)準(zhǔn)，再利用疊前橫波阻抗與總孔隙度的相關(guān)關(guān)系轉(zhuǎn)換得到裂縫總孔隙度預(yù)測數(shù)據(jù)體[9-10]，并與已鉆井實(shí)測參數(shù)進(jìn)行標(biāo)定后，可實(shí)現(xiàn)對儲集層的定量刻畫。

圖2 JZ251S油田潛山儲集層彈性參數(shù)與總孔隙度交會圖

進(jìn)一步在儲集層框架的約束下，模擬遠(yuǎn)近炮檢距頻率屬性異常度隨裂縫密度的變化，以實(shí)現(xiàn)對工區(qū)內(nèi)裂縫發(fā)育程度的定性—半定量檢測：①當(dāng)頻率屬性異常值大于0.6時(shí)，判斷為裂縫發(fā)育的儲集層；②當(dāng)頻率屬性異常值在 0.2～0.6時(shí)，認(rèn)為屬于裂縫部分發(fā)育或相對不發(fā)育的儲集層范圍；③當(dāng)頻率屬性異常值小于0.2時(shí)，認(rèn)為是非儲集層或致密層。

2.1.3 基于多信息融合的儲集層裂縫發(fā)育方向預(yù)測

據(jù)鉆井獲得的裂縫信息和裂縫性儲集層空間分布研究[6]，工區(qū)裂縫發(fā)育受斷裂和古地貌雙重控制，沿?cái)鄬雍蜆?gòu)造高部位分布，為利用應(yīng)力場模擬方法檢測裂縫提供了地質(zhì)基礎(chǔ)。綜合地質(zhì)、鉆井和測井資料，應(yīng)用疊前地震彈性參數(shù)反演技術(shù)，結(jié)合構(gòu)造圖、縱波速度、縱橫波速度比等參數(shù)建立力學(xué)模型，進(jìn)行應(yīng)力場數(shù)值模擬。結(jié)果表明，工區(qū)裂縫展布主方向?yàn)榕c大斷裂平行的北東—南西向、次方向?yàn)榕c大斷裂斜交的北西西—南東東向。經(jīng)過開發(fā)井成像測井及油藏試采結(jié)果證實(shí)，裂縫方向的預(yù)測可靠，為后續(xù)方案部署及井身軌跡優(yōu)化提供了依據(jù)。

2.1.4 變質(zhì)巖潛山裂縫性儲集層的分布預(yù)測

利用疊前時(shí)間偏移的道集數(shù)據(jù)，通過疊前彈性參數(shù)反演，獲得全三維的潛山裂縫性儲集層預(yù)測數(shù)據(jù)。研究表明，潛山裂縫性儲集層分布在平面上具分塊性、縱向上具分帶性特點(diǎn)[2]?；谀壳罢J(rèn)識，JZ251S潛山裂縫性儲集層受巖性、斷裂和古地貌控制，沿古潛山高點(diǎn)發(fā)育。平面上，裂縫性儲集層在中部 JZ251S-2—JZ251S-7井區(qū)及東北部JZ251S-1—JZ251S-8井區(qū)較為發(fā)育（見圖3a）；縱向上，可將潛山儲集層劃分為半風(fēng)化殼上段、半風(fēng)化殼下段與內(nèi)幕基巖段3段（見圖3b）。其中，半風(fēng)化殼上段化學(xué)風(fēng)化作用明顯，溶孔發(fā)育，部分裂縫與溶蝕孔隙被黏土礦物和方解石膠結(jié)物充填；半風(fēng)化殼下段裂縫較為發(fā)育且厚度較大，沿裂縫伴生溶蝕孔隙，為潛山最有利的儲集層發(fā)育帶。由圖3b可見，半風(fēng)化殼下段優(yōu)勢儲集層主要沿潛山頂面呈“似層狀”分布。內(nèi)幕帶裂縫不發(fā)育，這也突破了傳統(tǒng)研究對太古宇潛山內(nèi)幕為“均一塊體”的認(rèn)識，由此也提出了變質(zhì)巖潛山“似層狀”油藏模式，為后續(xù)立體注采井網(wǎng)優(yōu)化并實(shí)施內(nèi)部注水奠定了基礎(chǔ)。

圖3 JZ251S油田潛山裂縫性儲集體空間分布模型

2.2 厚層潛山油藏水平井立體開發(fā)注采井網(wǎng)模式

渤海灣盆地古潛山普遍具有地層老、厚度大、裂縫層控、非均質(zhì)性嚴(yán)重等特點(diǎn)，采用傳統(tǒng)的“直井開發(fā)，頂部采油、邊部環(huán)狀注水”井網(wǎng)模式難以獲得較好的開發(fā)效果及經(jīng)濟(jì)效益。本文在建立多尺度裂縫網(wǎng)絡(luò)分布模型基礎(chǔ)上[11]，利用物理模擬、數(shù)值模擬等技術(shù)手段對潛山稀油油藏立體開發(fā)機(jī)理進(jìn)行了研究，提出海上厚層潛山稀油油藏部署水平井實(shí)施頂?shù)捉诲e立體注采開發(fā)的技術(shù)思路。在保障油田開發(fā)速度及開發(fā)效果的同時(shí)，大幅降低開發(fā)井?dāng)?shù)，以少井高產(chǎn)模式提升了海上變質(zhì)巖潛山油藏的經(jīng)濟(jì)效益。

2.2.1 水驅(qū)油機(jī)理

雙重介質(zhì)油藏中的流體既在小尺度多孔介質(zhì)中滲流（基質(zhì)系統(tǒng)）又在大尺度空間自由流動（裂縫系統(tǒng)），是一個(gè)復(fù)雜的耦合流動過程。以工區(qū)地質(zhì)特征及參數(shù)為基礎(chǔ)，從典型露頭區(qū)選取溶蝕孔洞特征明顯、微裂縫大量發(fā)育的變質(zhì)花崗巖作為實(shí)驗(yàn)介質(zhì)，參考經(jīng)典Warren-Root模型設(shè)計(jì)，根據(jù)相似理論設(shè)計(jì)了基質(zhì)孔隙-裂縫組合下的大尺度三維比例物理模擬實(shí)驗(yàn)?zāi)Ｐ蚚12-14]，利用該模型開展水平井立體井網(wǎng)水驅(qū)油模擬實(shí)驗(yàn)，研究潛山稀油油藏水平井立體井網(wǎng)開發(fā)機(jī)理。

實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：水驅(qū)油的影響機(jī)制包括滲吸作用、驅(qū)替速度和注水方式[14]。其中，受毛細(xì)管力影響的滲吸作用是基質(zhì)系統(tǒng)水驅(qū)油的主要機(jī)理；驅(qū)替速度是決定雙重介質(zhì)油藏?zé)o水采油期、含水率變化規(guī)律及最終采收率的主控因素。同時(shí)，在利用等比例數(shù)值模型擬合物理模擬實(shí)驗(yàn)結(jié)果后，論證了水平井實(shí)施“頂?shù)捉诲e立體注采井網(wǎng)”的可行性及開發(fā)機(jī)理。模擬結(jié)果顯示：生產(chǎn)初期，由于裂縫張開寬度大，首先大量排出裂縫中原油，注入水從底部向上以活塞式均勻驅(qū)替，油水前緣平穩(wěn)推進(jìn)；同時(shí)，注入水會沿著阻力最小的裂縫形成優(yōu)勢通道，造成裂縫系統(tǒng)與基質(zhì)系統(tǒng)油水界面的高度差。當(dāng)生產(chǎn)進(jìn)入高含水期后，由于注入水在裂縫中的波及程度很高，基質(zhì)-裂縫系統(tǒng)之間的含水飽和度差將達(dá)到最大，此時(shí)基質(zhì)滲吸產(chǎn)油作用最強(qiáng)，基質(zhì)與裂縫系統(tǒng)的前緣差異逐漸消失?？傮w看，利用水平井立體注采井網(wǎng)開發(fā)并控制合適的驅(qū)替速度，將使模型中油水界面整體平穩(wěn)抬升，油藏水驅(qū)波及效率高，不僅裂縫系統(tǒng)可采儲量采出程度高（數(shù)值模擬顯示其采出程度達(dá)到80%），同時(shí)在水均勻驅(qū)替下受滲吸機(jī)理控制的基質(zhì)系統(tǒng)開發(fā)效果也較好（采出程度15%）。

2.2.2 井網(wǎng)樣式優(yōu)化

對于中—高角度裂縫發(fā)育的油藏，采用水平井提高裂縫鉆遇率和油層鉆遇厚度已成為提升該類型油藏產(chǎn)能的主要選擇。同時(shí)借鑒已開發(fā)潛山油藏的經(jīng)驗(yàn)，采用直井注水，難以快速補(bǔ)充地層能量，且多出現(xiàn)注水量受限，無法滿足少井高產(chǎn)開發(fā)需求，因此注水井井型也選擇水平井。基于全區(qū)地質(zhì)模型，重點(diǎn)開展了不同組合樣式的水平井注采井網(wǎng)開發(fā)效果對比。模擬結(jié)果表明（見表 1）：將水平采油井部署在“似層狀”分布的半風(fēng)化殼下段裂縫發(fā)育帶且距潛山內(nèi)幕帶油水界面處無因次縱向注采高度0.80～0.85、水平注水井交錯部署在距離油水界面10 m左右位置處，平面上形成水平采油井排與裂縫主發(fā)育方向呈22.5°～45.0°夾角、縱向上形成“底部注水、頂部采油、底水均衡托進(jìn)”的開發(fā)井網(wǎng)新模式，這種井網(wǎng)既可以提高單井裂縫鉆遇率、保證產(chǎn)能，又可以充分利用重力分異作用避免注入水快速突進(jìn)，實(shí)現(xiàn)基質(zhì)與裂縫系統(tǒng)的均衡驅(qū)油，最大限度地提升儲量動用程度，有效提升油田開發(fā)效果。

2.2.3 開發(fā)技術(shù)政策

2.2.3.1 合理地層壓力

弱天然能量的裂縫性油藏開發(fā)與常規(guī)砂巖油藏不同，其關(guān)鍵在于如何控制注水過程中地層能量恢復(fù)速度與油井含水率上升速度的平衡。既要充分利用天然能量、實(shí)現(xiàn)裂縫介質(zhì)的高效開發(fā)、充分延長無水采油期，還要及時(shí)注水恢復(fù)地層壓力，避免裂縫介質(zhì)在流固耦合效應(yīng)下影響油井產(chǎn)能，同時(shí)發(fā)揮水驅(qū)油作用、高效開發(fā)基質(zhì)系統(tǒng)，實(shí)現(xiàn)裂縫與基質(zhì)的均衡開采。為此，在室內(nèi)實(shí)際巖樣流固耦合實(shí)驗(yàn)?zāi)M的基礎(chǔ)上，系統(tǒng)構(gòu)建了“裂縫變形與基質(zhì)滲吸作用”一體化的變形介質(zhì)油藏?cái)?shù)值模型，并利用該模型對潛山油藏合理地層壓力進(jìn)行了研究。模擬結(jié)果表明（見圖 4）：初期衰竭開發(fā)，有利于充分發(fā)揮裂縫介質(zhì)的彈性能量并獲得高產(chǎn)，在壓力保持水平大于 70%范圍內(nèi)，適當(dāng)降壓開采有利于實(shí)現(xiàn)裂縫系統(tǒng)與基質(zhì)系統(tǒng)的平衡開發(fā)；在壓力保持水平小于 70%范圍內(nèi)，尤其是低于油藏泡點(diǎn)壓力（65%原始地層壓力）時(shí)，繼續(xù)進(jìn)行低壓開發(fā)易導(dǎo)致溶解氣析出及強(qiáng)烈的流固耦合效應(yīng)影響，降低油井產(chǎn)能。因此，對于JZ251S油田，可實(shí)施衰竭開發(fā)至略高于油藏泡點(diǎn)壓力后再進(jìn)行水驅(qū)開發(fā)，以獲得最大采收率。同時(shí)，國外典型裂縫性油藏的開發(fā)實(shí)踐也表明（見圖 5），裂縫性油藏合理的地層壓力保持水平大致分布在60%～80%。根據(jù)以上認(rèn)識，JZ251S油田可初期實(shí)施衰竭開采至地層壓力水平保持在 70%原始地層壓力左右，再進(jìn)行注水保壓開發(fā)。

表1 JZ251S油田潛山裂縫性油藏井網(wǎng)部署數(shù)值模擬優(yōu)化

圖4 裂縫性油藏合理地層壓力保持水平（數(shù)值模擬）

圖5 國外典型裂縫性油藏壓力保持水平

2.2.3.2 合理采油速度

海上油田受平臺壽命所限，要獲得較好的經(jīng)濟(jì)效益，往往采取高速開采模式。高速開采的核心問題是高采油速度是否影響無水采收率和最終采收率。前人研究認(rèn)為[15]：采油速度影響最終采收率多見于溶解氣驅(qū)油藏和氣頂驅(qū)油藏，對于中高滲透率的注水或天然水驅(qū)油藏，高采油速度不影響最終采收率。關(guān)于裂縫性油藏采油速度與最終采收率的研究文獻(xiàn)較少。本文綜合利用物理模擬和數(shù)值模擬方法論證了裂縫發(fā)育的雙重介質(zhì)油藏存在合理采油速度，并給出了研究區(qū)的優(yōu)化結(jié)果。

三維物理模擬實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明[14]：在實(shí)驗(yàn)驅(qū)替速度范圍內(nèi)（0.35～2.00 mL/min），隨著驅(qū)替速度的增大，無水采收率和最終采收率都具有下降趨勢。當(dāng)驅(qū)替速度由0.35 mL/min增大至2.00 mL/min時(shí)，無水采收率和最終采收率的降低值分別超過53.8%和23.0%。分析原因主要為：①當(dāng)驅(qū)替速度較低時(shí)，水驅(qū)前緣整體平穩(wěn)抬升，水驅(qū)波及體積高；②當(dāng)驅(qū)替速度增大時(shí)，注入水將沿阻力最小的裂縫突進(jìn)，形成優(yōu)勢滲流通道，造成水驅(qū)前緣呈“錐狀”抬升，降低了油藏整體水驅(qū)波及系數(shù)。采用等比例的油藏?cái)?shù)值模型擬合實(shí)驗(yàn)結(jié)果，模擬結(jié)果顯示（見圖6）：當(dāng)采油速度小于3%時(shí)，隨著采油速度的提高，經(jīng)濟(jì)年限內(nèi)（25年）采出程度增加；當(dāng)采油速度大于3%時(shí)，隨著采油速度的提高，采出程度快速下降。

圖6 采油速度與采出程度的關(guān)系曲線（數(shù)值模擬結(jié)果）

綜上分析，對于裂縫發(fā)育的雙重介質(zhì)油藏，選擇合理的注水、采油速度，能充分延長低—中含水采油期、提高注入水波及系數(shù)，保障基質(zhì)系統(tǒng)滲吸作用增油效果的有效發(fā)揮，實(shí)現(xiàn)潛山孔隙-裂縫性油藏的持續(xù)高產(chǎn)。對研究區(qū)而言，選擇3%～4%的采油速度既有利于快速回收投資，又能保障油藏獲得較好的開發(fā)效果。

2.3 基于水動力學(xué)原理的流場調(diào)控穩(wěn)油控水技術(shù)

裂縫性油藏平面及縱向水驅(qū)油波及系數(shù)受儲集層非均質(zhì)性影響嚴(yán)重，導(dǎo)致水驅(qū)過程中各向異性特征明顯。同一井組內(nèi)，往往出現(xiàn)多種含水上升類型，減小了水驅(qū)波及體積，降低了油藏整體開發(fā)效果。開發(fā)過程中針對該難點(diǎn)，首先從水動力改變液流流向原理出發(fā)，應(yīng)用流線數(shù)值模擬技術(shù)，分析工區(qū)內(nèi)典型注采關(guān)系下的流場分布，并通過周期性調(diào)整流場分布打破原有注采系統(tǒng)，從而實(shí)現(xiàn)液流方向的改變，以提高注入水波及程度。同時(shí)結(jié)合水平井見水模式診斷技術(shù)，分析潛山油藏采油井見水類型，優(yōu)選調(diào)整措施井，實(shí)施流場調(diào)控措施，提高水驅(qū)開發(fā)效果。

2.3.1 水動力改變液流流向技術(shù)

利用水動力改變液流流向的工作原理[16]：穩(wěn)定注水一段時(shí)期后，油層中會形成固定的水流方向，尤其當(dāng)水流沿優(yōu)勢通道形成突進(jìn)后，還會造成注入水的無效循環(huán)。此時(shí)，可通過改變注入水量或注入水壓力，將周邊注水未受效或受效差區(qū)域的原油驅(qū)替出來，達(dá)到改善水驅(qū)動用狀況、提高驅(qū)油效率的目的。改變液流方向可以通過調(diào)整注水井注水制度或調(diào)整采油井生產(chǎn)制度來實(shí)現(xiàn)（見表2）。

2.3.2 水平井見水模式診斷技術(shù)

對于裂縫性油藏，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）均衡縱向錐進(jìn)或非均衡多點(diǎn)竄進(jìn)、裂縫溝通水層及近井筒原因（固井質(zhì)量差或套管破損）出水。應(yīng)用研究區(qū)實(shí)際地質(zhì)模型，模擬了水平井的不同見水模式并形成診斷圖版（見表 3）。確定采油井出水原因，為后續(xù)流場調(diào)控穩(wěn)油控水或調(diào)剖堵水措施的實(shí)施奠定了基礎(chǔ)。本文首先依據(jù)生產(chǎn)動態(tài)資料，對潛山油藏水平井出水類型進(jìn)行分類?；趩尉Ｐ秃蛿?shù)值模擬技術(shù)，利用正演模擬思路得到一系列不同見水模式下的生產(chǎn)動態(tài)響應(yīng)并形成水油比及水油比導(dǎo)數(shù)特征圖版（見表 3）。在實(shí)際應(yīng)用中，根據(jù)生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)，利用反演思路判別油井見水模式，進(jìn)而推測地質(zhì)情況。研究表明：工區(qū)內(nèi)水平井存在 4種見水模式（見表3）。

表2 雙重介質(zhì)油藏改變液流方向技術(shù)優(yōu)化成果

為了保障水油比及其導(dǎo)數(shù)曲線具有很好的光滑性和逼近度，提高采油井見水模式診斷的準(zhǔn)確性和可靠性，在Chan[17]方法基礎(chǔ)上，本文提出了一種對原始動態(tài)數(shù)據(jù)降噪的新型計(jì)算公式：

表3 水平井見水模式診斷技術(shù)表

式中t——生產(chǎn)時(shí)間，d；Qw，Qo——油井產(chǎn)油及產(chǎn)水量，m3/d；WOR，WOR'——水油比及水油比導(dǎo)數(shù)，無因次。下標(biāo)：i——時(shí)間步長，d。

3 關(guān)鍵技術(shù)應(yīng)用及開發(fā)實(shí)踐

應(yīng)用上述關(guān)鍵技術(shù)作為支撐，對JZ251S油田的整體開發(fā)方案進(jìn)行優(yōu)化，采用水平井頂?shù)捉诲e立體注采井網(wǎng)開發(fā)，設(shè)計(jì)部署開發(fā)井39口，25年內(nèi)全油田可采儲量967×104m3，整體采收率26.9%。在優(yōu)化方案指導(dǎo)下，JZ251S潛山油藏自2009年12月完鉆第1口水平井以來，截至2014年1月，油田I期開發(fā)共完鉆采油井9口，注水井5口（采取先期排液生產(chǎn)0.5年），井型為水平井，少量大斜度井?？紤]變質(zhì)巖巖性堅(jiān)硬、致密，井壁穩(wěn)定不易坍塌等特點(diǎn)，采取“下篩管+盲管（封堵特殊巖性段）”簡易防砂的裸眼完井方式，油層完全裸露，使油層具有最大的滲流面積，也是后期保障油井高產(chǎn)的基礎(chǔ)。由圖7a可見，單井實(shí)鉆吻合率在80%～90%，平均達(dá)85%；由單井投產(chǎn)后產(chǎn)量指標(biāo)（見圖7b）可知，采油井均具有較強(qiáng)的生產(chǎn)能力，初期產(chǎn)量（1年內(nèi)平均產(chǎn)量）在280～1 400 m3/d，平均達(dá)520 m3/d。

圖7 JZ251S油田投產(chǎn)初期開發(fā)井效果統(tǒng)計(jì)

通過I期實(shí)施的開發(fā)井加強(qiáng)了對地質(zhì)規(guī)律的認(rèn)識，潛山優(yōu)勢儲集層主要沿潛山頂面呈似層狀分布，內(nèi)幕段裂縫不發(fā)育，縱向上存在不穩(wěn)定分布的致密帶，延緩了縱向上底水及注入水水竄時(shí)間，能夠進(jìn)一步提高油田開發(fā)效果。與國內(nèi)同類油田開發(fā)效果相比，JZ251S潛山油藏在采用稀井網(wǎng)模式動用地質(zhì)儲量的同時(shí)，依然實(shí)現(xiàn)了高水平的開發(fā)目標(biāo)。先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)投產(chǎn)6年來，目前已利用 9口采油井建成了 70×104m3的原油年產(chǎn)能力。

4 結(jié)論

采用基于“疊前橫波阻抗-頻率屬性-應(yīng)力場模擬”一體化的裂縫性儲集層的預(yù)測方法，可克服海上窄方位角地震采集的缺陷，較好地預(yù)測JZ251S潛山油藏裂縫性儲集層的發(fā)育部位。平面上，裂縫性儲集層在中部 JZ251S-2—JZ251S-7井區(qū)及東北部 JZ251S-1—JZ251S-8井區(qū)最為發(fā)育；縱向上，半風(fēng)化殼下段優(yōu)勢儲集層主要沿潛山頂面呈“似層狀”分布。

提出了水平井頂?shù)捉诲e立體注采井網(wǎng)新模式：水平井布井方位與主裂縫走向呈22.5°～45.0°夾角；井排方向呈北北東向；采油井水平段縱向距潛山內(nèi)幕段油水界面處無因次縱向注采高度為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，且水平注水井縱、橫向均與水平采油井呈頂?shù)捉诲e模式，充分利用油水重力分異作用，形成“底部注水、頂部采油、底水整體托進(jìn)”的井網(wǎng)模式。結(jié)合開發(fā)需求，提出該油田的合理采油速度應(yīng)控制在 3%～4%，油田初期可實(shí)施衰竭開發(fā)至地層壓力水平保持在 70%原始地層壓力，再進(jìn)行注水保壓開發(fā)。

分析工區(qū)內(nèi)典型注采關(guān)系的流場分布，提出兩類流場調(diào)控模式，通過周期性調(diào)整流場分布，可實(shí)現(xiàn)液流方向改變，提高注水波及程度。分析工區(qū)內(nèi)水平生產(chǎn)井水油比及水油比導(dǎo)數(shù)，提出了水平井“線狀見水、點(diǎn)狀見水、復(fù)合型見水及裂縫突進(jìn)型見水”4種見水模式及診斷圖版。

上述技術(shù)成果應(yīng)用于JZ251S潛山油藏，現(xiàn)場實(shí)踐表明，水平井頂?shù)捉诲e立體注采井網(wǎng)新模式在JZ251S油田具有很好的適應(yīng)性，大幅增加了油田原油產(chǎn)量，為渤海海域類似油田的高效開發(fā)提供了借鑒。

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（編輯 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

中國海洋石油總公司“十二五”重點(diǎn)科技攻關(guān)項(xiàng)目（CNOOC-KJ125ZDXM06LTD-02）

TE344

A

1000-0747(2017)04-0590-10

10.11698/PED.2017.04.12

童凱軍, 李波, 戴衛(wèi)華, 等. 渤海海域變質(zhì)巖潛山油藏稀井網(wǎng)高效開發(fā)技術(shù)[J]. 石油勘探與開發(fā), 2017, 44(4)：590-599.

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童凱軍（1984-），男，安徽安慶人，碩士，中國海洋石油國際有限公司高級工程師，主要從事油氣田開發(fā)方面的研究工作。地址：北京市東城區(qū)東直門外小街 6號海油大廈 1701室，郵政編碼：100027。E-mail：tongkaijun714@126.com

2016-08-30

2017-06-02