海上“薄散弱”油藏有效開發方式研究

何賢科++蔡華++劉江

摘 要：海上“薄散弱”油藏由于其油層薄、砂體小、分布零散、天然能量弱，大多難以經濟有效開發。該文通過井震結合韻律層細分對比技術建立等時地層格架，儲層沉積學研究確定砂體成因類型，并利用疊前縱橫波聯合反演、定量地質知識庫、地質統計學等方法對儲層的空間展布進行了精細刻畫并運用相約束下三維地質建模技術對其進行定量表征。在儲層精細描述的基礎上，提出并實踐了地層自流注水開發和多底多分支水平井開發技術。實踐表明，相對于定向井衰竭式開發，單井日產量可提高11倍，采收率約可提高20個百分點，開發效果得到明顯改善，這為海上“薄散弱”油藏及類似難動用儲量的經濟有效開發提供了一條新的途徑。

關鍵詞：海上油田 薄散弱油藏 地層自流注水 多底多分支水平井

中圖分類號：TE53 文獻標識碼：A 文章編號：1674-098X（2014）04（a）-0040-03

隨著油田開發的不斷深入，易動用儲量的挖潛潛力越來越小，難度卻越來越大，因此，難動用儲量的有效開發已成為開發中后期增儲上產的重要內容[1]。難動用儲量中很大一部分為“薄散弱”油藏，即油層薄，含油面積小、砂體分布零散、天然能量弱的油藏。這一類油藏采收率較低，大部分不足10%，再加上儲量規模小，往往難以經濟有效開發，尤其是對于海上油田。相對于陸上油田來說，受開發成本、平臺井槽、平臺空間、設施能力等方面制約，海上油田對單井產能、措施成本等具有更高的要求，陸上油田成熟的開發技術，并不適合在海上“薄散弱”油藏推廣應用。本文將以X油田L4油藏為例，探索海上“薄散弱”油藏經濟有效開發方式，并期許為類似油藏的開發提供借鑒和參考。

1 地質概況

X油田L4油藏位于我國海域，圈閉形態為長軸背斜，油藏埋深-2580～-2630 m，縱向上分為L4a、L4b、L4c和4d共4個小層，其中L4b和L4c為主要含油層，各小層地層厚度10～15 m，層間均有穩定的泥巖（圖1）。

主要儲集砂體為三角洲前緣水下分流河道砂和河口壩砂，巖性為粉～細砂巖，儲層垂厚0.8～5.7 m，平均2.2 m，測井解釋孔隙度15%～21%，滲透率21mD～152mD；砂體橫向連續性較差，75%的砂體僅被單井鉆遇，單個含油砂體面積0.33～0.77 km2；油藏類型為構造～巖性油藏，邊底水不活躍，表現為“薄、散、弱”特征。

2 儲層精細描述

為探索“薄散弱”油藏的有效開發方式，有必要先對儲層進行精細描述[2～3]。通過探索和實踐，該文采用的通過井震結合韻律層細分對比及沉積微相研究，構建等時地層格架、確定砂體成因，進而采用基于地質模式指導下的地質～地震方法刻畫砂體空間展布，并以三維地質建模技術對其精細描述的薄儲層描述方法，可有效提高儲層預測精度，本區最小可有效識別4 m左右的薄砂層。

通過對測井資料的歸一化處理及測井曲線重構，井口巖石物理分析，合成記錄及層位標定，利用近、中、遠道3個部分疊加的地震數據和對應的提取子波進行反演，最終得到縱波速度、橫波速度及密度、泊松比、縱橫波速度比（Vp/Vs）等數據[4]。井震分析表明，Vp/Vs對本區儲層響應較為敏感，即儲層的Vp/Vs表現為低值，大多小于1.85，而泥巖的Vp/Vs則呈現高值特征。圖1為反演得到的X油田L4層Vp/Vs剖面圖，圖中井軌跡上的黃色代表砂巖，灰色代表泥巖，可見低Vp/Vs值（剖面上呈紅色、黃色）與儲層對應關系良好，可以利用該屬性對儲層進行預測。

在疊前縱橫波聯合反演的基礎上，通過三角洲前緣亞相的沉積模式為指導，輔助地層壓力資料、定量地質知識庫、地質統計學等信息，對砂體進行追蹤，從而精細刻畫其在空間的展布。例如，根據河道砂體寬厚比的統計關系，計算L4b層水下分流河道寬度為60～350m，平均為140 m；巖心古地磁分析資料表明，砂體走向為NW120°～NW135°；因此，綜合砂體的精細刻畫，可運用相約束下的三維地質建模將其定量表征，從而指導后續的調整挖潛。

3 “薄散弱“油藏有效開發探索與實踐

在儲層精細描述的基礎上，針對“薄散弱”油藏進行了基于多底多分支水平井技術和地層自流注水技術的開發實踐。

3.1 多底多分支水平井開發技術

3.1.1 探索實踐

本區主力含油層為L4b和L4c，含油砂體縱向上疊置，但平面上孤立分布，連續性差，單個含油砂體面積（0.37～0.77）km2，原油地質儲量（8～23）×104m3，單獨開發其中任一砂體，均無經濟效益，不具備開發價值。為實現這些零散砂體的有效開發，設計并實踐了多底多分支水平井技術。多底多分支水平井是指在井眼的某個深度向某個方向側鉆一個或多個水平分支，一方面可以增加泄油面積，發揮水平井高效高產優勢，同時可以共用一個井眼開采不同油藏或者同一油藏不同方向上油層，增加單井動用儲量[5]。基于多底多分支水平井可以將L4b、L4c油藏“串糖葫蘆”式予以有效動用，設計了A2井，并在L4b和L4c油藏各鉆2個分支（圖2）。

3.1.2 應用效果

多底多分支水平井A2井水平段累計進尺2268 m，共鉆遇油層1040.2 m，油層鉆遇率45.9%（表1）。該井初期自噴生產，日產油369 m3；而生產相同層位的A1井（分支水平井）初期日產油為190 m3；探井X4井（直井）DST測試日產油34.3 m3。可見，多底多分支水平井可有效提高單井初期產量，初期產量約為分支水平井的2倍、為直井的11倍。

3.2 地層自流注水開發技術

3.2.1 探索實踐

2007年針對L4b油藏鉆了一口分支水平井A1，該井4個分支水平段長度共1152 m，累計鉆遇油層612.5 m，油層鉆遇率53.2%。初期自噴生產，日產油190 m3，半年后因無法自噴改為氣舉生產，日產油20～30 m3；同時地層壓力從初期的25.5 MPa下降到16.1 MPa。分析認為，A1井產量遞減快主要是由于地層能量不足所致。endprint

為改善A1井的開發效果，結合本區地質油藏特征，進行了地層自流注水技術的開發實踐[7]。地層自流注水是指將水體較大、能量較充足的地層水引入到需要補充能量的油藏，其原理是利用水源層與油層之間的壓差，達到注水開發的效果。地層自流注水具有免鉆注水井、免注水設施、免后期維護、節省平臺空間、且經濟環保等優勢，其水源可以來自需要注水油層的下部，也可以在其上部（圖3），只要水源層天然能量充沛、與注入層存在一定壓差、且地層水配伍性好即可。

在A2井開發L4b、L4c油層的同時，先鉆A2-W2注水分支，從而將上部的H3水層（砂體穩定分布，厚度100～120 m，水體能量充沛，底部與L4b油層頂垂直距離約100 m）引入到L4b油層，實現地層自流注水開發（圖2）。

3.2.2 應用效果

在2009年1月實施地層自流注水前，A1井依靠氣舉生產，井口油壓約2.0 MPa，產油量為20 m3/d；實施地層自流注水后，A1井可自噴生產，油壓7.9 MPa，產油量最高達65 m3/d。同時，2009年5月測得地層壓力為17.5 MPa，較地層自流注水前已回升了約2 MPa，表明地層自流注水已見成效。目前A1井仍在自噴生產，日產油25 m3，生產狀況良好。

數值模擬研究表明，L4b油藏采用衰竭式開采最終采收率為12%，實施地層自流注水后，預計油藏采收率可達32%，較衰竭式開發提高20個百分點。地層自流注水技術可有效提高弱水驅油藏采收率，對于需要邊緣注水、甚至大規模注水的油田（可以通過生產管柱的適當優化）也具參考價值。

4 結語

（1）采用多底多分支水平井技術開發薄、散油藏，單井日產量約為水平井的2倍，為直井的11倍，可有效改善薄、散油藏開發效果，這為開發中后期剩余油的高效挖潛及低豐度、難動用儲量的有效開發提供了一條的新的途徑。

（2）探索并實踐了利用地層自流注水技術開發弱水驅油藏，實現了海上天然能量弱、平臺無注水設施的小規模油藏有效開發，并較衰竭式開發可提高采收率約20個百分點。

參考文獻

[1] 陳程.油氣田開發地質學[M].北京：地質出版社，2013.

[2] 姜平，于興河，黃月銀，等.儲層精細描述在東方1-1氣田中的應用[J].地學前緣，2012，19（2）：87-94.

[3] 姚云霞，劉江，張雷.疊前縱橫波聯合反演技術在PH油田薄儲層預測中的應用[J].中國海上油氣，2011，23（6）：377-379.

[4] 王繼平，任戰利，李躍剛，等.基于儲層精細描述的水平井優化設計方法[J].西北大學學報（自然科學版），2012，42（4）：642-648.

[5] 許佩勇.水平井在薄層稠油油藏中的應用[J].科技創新導報，2011（20）：39-39.

[6] Kazuo Fujita.Pressure maintenance by formation water dumping for the Ratawi Limestone Oil Reservoir，Offshore Khafji[J].Journal Petroleume Technology，1982，34（4）：738-754.endprint

為改善A1井的開發效果，結合本區地質油藏特征，進行了地層自流注水技術的開發實踐[7]。地層自流注水是指將水體較大、能量較充足的地層水引入到需要補充能量的油藏，其原理是利用水源層與油層之間的壓差，達到注水開發的效果。地層自流注水具有免鉆注水井、免注水設施、免后期維護、節省平臺空間、且經濟環保等優勢，其水源可以來自需要注水油層的下部，也可以在其上部（圖3），只要水源層天然能量充沛、與注入層存在一定壓差、且地層水配伍性好即可。

在A2井開發L4b、L4c油層的同時，先鉆A2-W2注水分支，從而將上部的H3水層（砂體穩定分布，厚度100～120 m，水體能量充沛，底部與L4b油層頂垂直距離約100 m）引入到L4b油層，實現地層自流注水開發（圖2）。

3.2.2 應用效果

在2009年1月實施地層自流注水前，A1井依靠氣舉生產，井口油壓約2.0 MPa，產油量為20 m3/d；實施地層自流注水后，A1井可自噴生產，油壓7.9 MPa，產油量最高達65 m3/d。同時，2009年5月測得地層壓力為17.5 MPa，較地層自流注水前已回升了約2 MPa，表明地層自流注水已見成效。目前A1井仍在自噴生產，日產油25 m3，生產狀況良好。

數值模擬研究表明，L4b油藏采用衰竭式開采最終采收率為12%，實施地層自流注水后，預計油藏采收率可達32%，較衰竭式開發提高20個百分點。地層自流注水技術可有效提高弱水驅油藏采收率，對于需要邊緣注水、甚至大規模注水的油田（可以通過生產管柱的適當優化）也具參考價值。

4 結語

（1）采用多底多分支水平井技術開發薄、散油藏，單井日產量約為水平井的2倍，為直井的11倍，可有效改善薄、散油藏開發效果，這為開發中后期剩余油的高效挖潛及低豐度、難動用儲量的有效開發提供了一條的新的途徑。

（2）探索并實踐了利用地層自流注水技術開發弱水驅油藏，實現了海上天然能量弱、平臺無注水設施的小規模油藏有效開發，并較衰竭式開發可提高采收率約20個百分點。

參考文獻

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[6] Kazuo Fujita.Pressure maintenance by formation water dumping for the Ratawi Limestone Oil Reservoir，Offshore Khafji[J].Journal Petroleume Technology，1982，34（4）：738-754.endprint

為改善A1井的開發效果，結合本區地質油藏特征，進行了地層自流注水技術的開發實踐[7]。地層自流注水是指將水體較大、能量較充足的地層水引入到需要補充能量的油藏，其原理是利用水源層與油層之間的壓差，達到注水開發的效果。地層自流注水具有免鉆注水井、免注水設施、免后期維護、節省平臺空間、且經濟環保等優勢，其水源可以來自需要注水油層的下部，也可以在其上部（圖3），只要水源層天然能量充沛、與注入層存在一定壓差、且地層水配伍性好即可。

在A2井開發L4b、L4c油層的同時，先鉆A2-W2注水分支，從而將上部的H3水層（砂體穩定分布，厚度100～120 m，水體能量充沛，底部與L4b油層頂垂直距離約100 m）引入到L4b油層，實現地層自流注水開發（圖2）。

3.2.2 應用效果

在2009年1月實施地層自流注水前，A1井依靠氣舉生產，井口油壓約2.0 MPa，產油量為20 m3/d；實施地層自流注水后，A1井可自噴生產，油壓7.9 MPa，產油量最高達65 m3/d。同時，2009年5月測得地層壓力為17.5 MPa，較地層自流注水前已回升了約2 MPa，表明地層自流注水已見成效。目前A1井仍在自噴生產，日產油25 m3，生產狀況良好。

數值模擬研究表明，L4b油藏采用衰竭式開采最終采收率為12%，實施地層自流注水后，預計油藏采收率可達32%，較衰竭式開發提高20個百分點。地層自流注水技術可有效提高弱水驅油藏采收率，對于需要邊緣注水、甚至大規模注水的油田（可以通過生產管柱的適當優化）也具參考價值。

4 結語

（1）采用多底多分支水平井技術開發薄、散油藏，單井日產量約為水平井的2倍，為直井的11倍，可有效改善薄、散油藏開發效果，這為開發中后期剩余油的高效挖潛及低豐度、難動用儲量的有效開發提供了一條的新的途徑。

（2）探索并實踐了利用地層自流注水技術開發弱水驅油藏，實現了海上天然能量弱、平臺無注水設施的小規模油藏有效開發，并較衰竭式開發可提高采收率約20個百分點。

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[6] Kazuo Fujita.Pressure maintenance by formation water dumping for the Ratawi Limestone Oil Reservoir，Offshore Khafji[J].Journal Petroleume Technology，1982，34（4）：738-754.endprint