渤海A油田復雜巖性油藏延長測試方案設計研究

段 宇，王美楠，楊東東，李文忠，別夢君

（中海石油（中國）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，主要目的層為古生界奧陶系碳酸鹽巖潛山儲層和新生界古近系沙河街組生屑云巖儲層，油田巖性復雜，渤海油田關于同類型油藏開發經驗較少[1，2]。考慮到開發風險因素，油田整體開發方案編制工作一直沒有展開。為進一步落實開發風險，針對油田復雜的地質油藏條件，本文詳細分析油田地質油藏資料，針對開發可能面臨的風險逐一解剖，有針對性的設計了兩口開發評價井的延長測試方案。通過延長測試方案逐一落實復雜巖性油藏開發風險，從而最大限度的降低了油田整體開發的風險。本文研究成果為渤海復雜巖性油藏開發提供了很好的開發思路，具有一定借鑒意義。

1 地質油藏條件

1.1 地質條件

渤海A油田位于渤海西部海域，已完鉆探井5口。油田有兩套主要的目的層，分別為下古生界奧陶系潛山碳酸鹽巖儲層和新生界古近系沙河街組生屑云巖儲層，油藏埋深海拔-3 400 m～-3 500 m。

分析油田儲量規模，探明儲量分布在1、2井區（見圖1），其中1井區占探明儲量的82.5%，是油田開發的主力井區。分析縱向上兩套目的層的儲量規模，沙河街組生屑云巖儲層探明儲量占了油田總探明儲量的70%，是油田開發的主力層位。

沙河街組儲層巖性以生屑云巖為主，礦物成分白云石含量為85%以上。1井、2井揭示的沙河街組儲層厚度分別為31.2 m、19.7 m，低部位的5井未鉆遇有效儲層，儲層平面分布有較大變化。滲透率分布范圍為20.1 mD～73.6 mD。碳酸鹽巖潛山儲層巖性為泥～粉晶白云巖，主要發育在潛山頂部的溶蝕、破碎帶、潛山面下20 m～100 m的范圍內。儲集類型以孔、縫為主，孔隙和裂縫充填嚴重，物性較差。

1.2 流體性質

沙河街組儲層流體的地面原油密度為0.869 t/m3～0.875 t/m3，地層原油黏度 0.63 mPa·s；奧陶系潛山儲層流體的地面原油密度：0.854 t/m3～0.876 t/m3，地層原油黏度：1.62 mPa·s。流體性質屬于輕質油，油品性質較好。

1.3 油藏類型

沙河街組與古生界潛山兩套儲層上下疊置，沙河街組儲層披覆在潛山之上。沿不整合面呈層狀分布，為受構造控制的巖性-構造油藏（見圖2）。

1井和2井在潛山和沙河街儲層之間分別鉆遇9.5 m和5.2 m的低滲層。錄井顯示低滲層的巖性為泥質灰巖、泥質白云巖。從測井解釋結果看，這套低滲透層平均孔隙度值為5.1%，平均滲透率值為0.1 mD。通過2井低滲層段獲取的巖心進行觀察，可見一定數量的裂縫，但是多數裂縫被方解石充填。

2 開發面臨風險

2.1 沙河街組生屑云巖儲層橫向分布不穩定，儲量規模和儲層連通性存在風險

沙河街組生屑云巖儲層探明儲量占油田總探明儲量的70%，是該油田主要開發層系。通過采用恢復古地貌與沉積模式相結合的方法開展儲層展布特征研究[3]，確定生屑云巖儲層向古隆起高部位厚度逐漸減薄，因此構造高部位儲層儲量規模存在風險。同時本油田，沙河街組沉積時受潛山形態的影響，古地貌起伏高差較大，從而影響儲層橫向分布的穩定性，沙河街組生屑云巖儲層連通性存在一定風險。

圖1 渤海A油田沙河街組含油面積圖

圖2 渤海A油田油藏剖面圖

2.2 潛山頂部低滲透層不穩定分布，沙河街儲層開發存在見水風險

已有鉆井資料顯示，潛山儲層和沙河街儲層之間發育一套低滲層。這套低滲透層受碳酸鹽巖潛山頂部風化殼長期遭受風化剝蝕淋濾作用，物性較差。巖心及成像測井顯示裂縫較為發育，絕大多數裂縫被方解石充填。但探井資料有限，僅1、2井鉆遇了這套低滲透層，低滲透層存在分布不穩定的情況。根據測試資料分析，油田潛山儲層存在一定水體。2井在潛山儲層進行了DST測試時出水。如果潛山儲層和沙河街儲層之間的低滲層穩定，潛山水體不能通過低滲透層溝通到沙河街儲層。但如果這套低滲儲層分布不穩定，潛山水體可能溝通到沙河街儲層，沙河街開發存在見水風險。

3 延長測試方案研究

3.1 延長測試目的

通過延長測試[4-6]進一步落實開發風險，通過延長測試方案降低油田開發存在的風險，從而指導油田整體開發方案部署。通過測試主要達到以下幾個目的：

（1）落實沙河街組生屑云巖儲量規模、潛山頂部低滲層分布及裂縫發育程度；（2）落實沙河街組儲層連通性；（3）落實潛山頂部低滲層穩定性；（4）評價潛山地質模式。

3.2 井位設計

由于渤海A油田1井區探明儲量較大，占沙河街組動用儲量的82.5%。且1井區的1井沙河街組DST測試的壓力資料探測半徑140 m，不能包含整個含油區域；而2井區的2井沙河街組DST測試的壓力資料探測半徑較大，基本可以覆蓋2井區含油面積。相比2井區，1井區在儲層連通性風險更高。基于以上兩個原因，開發評價井部署在1井區。

設計1口定向井7井和A-1水平井A-8H井的兩口開發評價井，定向井鉆穿沙河街組和潛山儲層，主要落實沙河街組儲層分布、儲量規模、潛山頂部低滲層分布、裂縫發育程度；水平井部署在沙河街組，落實沙河街組儲層連通性及潛山頂部低滲層的穩定性。開發評價井井位圖（見圖3）。

3.3 落實手段

目的（1）落實手段：通過利用7井在沙河街組鉆遇情況，結合已有探井及評價井資料確定沙河街組靜態儲量，落實沙河街組儲量規模。同時，利用7井取心、成像測井、核磁共振測井等靜態資料評價潛山裂縫發育程度及潛山頂部低滲層分布。

目的（2）落實手段：利用1井、7井、8H井的儲層對比資料，初步判斷沙河街組連通性。同時，利用7井和8H井的地層壓力恢復資料，計算油井探測半徑，確定儲層展布范圍，判斷儲層連通性。利用7井和8H井的地層壓力監測結果，綜合判斷儲層連通性。

目的（3）落實手段：利用7井與已有探井及評價井靜態資料對潛山頂部低滲層穩定性初步評價；7井沙河街組測試結束后，再次測試潛山地層靜壓，對比沙河街和潛山壓力降，判斷潛山頂部低滲層穩定性。通過沙河街組動態資料并結合地層壓力資料、地層水分析資料判斷潛山頂部低滲層穩定性。

目的（4）落實手段：利用7井測試潛山，評價潛山地質模式。通過數值模擬研究，確定潛山水體倍數與潛山地層壓力下降值有明顯的相關性。根據數模研究結果分析，當潛山水體2倍，測試1個月后，潛山模擬地層壓力下降0.890 MPa；當潛山水體2～10倍，測試2個月后，潛山模擬地層壓力下降0.930 MPa；當潛山水體大于30倍，測試2個月后，潛山模擬地層壓力下降0.380 MPa或者變化不明顯（見圖4）。

圖3 渤海A油田開發評價井井位圖

3.4 延長測試方案設計

油田部署兩口開發評價井7井、8H井進行延長測試。根據地質油藏、鉆完井、采油工程、海洋工程、經濟評價等諸多專業進行開發方案測算，當7井沙河街組儲層厚度小于15 m時，油田儲層規模過小，整體開發內部收益率較低。所以，當7井沙河街組儲層厚度小于15 m時，放棄油田整體開發，轉為快速開發方式回收試采成本。

（1）7井在1井區沙河街組高部位鉆遇油層厚度＜15 m：不實施8H井，7井側鉆至1井附近，快速開采沙河街組。因為1井鉆遇沙河街組儲層厚度31 m，保證7井具有較高產量，快速回收油田試采成本。

（2）7井在1井區沙河街組高部位鉆遇油層厚度≥15 m：油田具備整體開發的儲量基礎，實施8H井。潛山、沙河街組采用2口開發評價井進行延長測試。7井設計為定向井，鉆穿沙河街儲層和潛山儲層，先測試潛山儲層，后測試沙河街儲層，8H井開井直接測試沙河街儲層。

3.4.1 潛山水體2倍情況 油藏數值模擬研究結果表明，7井在潛山以配產產能測試1個月，如潛山地層壓力下降≥0.890 MPa，則可判斷潛山能量小于2倍，水體能量較弱。此時潛山測試結束，7井上返測試沙河街儲層。因為潛山水體能量較弱，潛山頂部低滲層分布穩定與否均不會影響油田整體開發方案，沙河街儲層不存在見水風險。

圖4 潛山不同測試時間下地層壓力下降與水體倍數變化關系

測試沙河街儲層時，要求7井、8H井進行關井壓恢測試，用于判斷沙河街組儲層連通性。若1井區沙河街組儲層連通，本油田可整體注水開發；若沙河街儲層不連通，則整體方案可設計為衰竭開發方式。

3.4.2 潛山水體在水體2～10倍情況 油藏數值模擬研究表明，7井在潛山以配產產能測試2個月后，如潛山地層壓力下降0.930 MPa，則測試可以判斷潛山水體在水體2～10倍。此時潛山頂部低滲層穩定性對油田開發均有影響，當潛山頂部低滲層穩定時油田可以整體開發；如果潛山頂部低滲層不穩定，則沙河街儲層存在一定見水風險，油田不具備開發條件。

7井測試2個月后測試沙河街儲層，測試沙河街儲層時，要求7井、8H井進行關井壓恢測試，用于判斷沙河街組儲層連通性。若沙河街組連通，且潛山頂部低滲層穩定時，本油田可整體注水開發；若沙河街組連通，潛山頂部低滲層分布不穩定時，本油田不具備整體開發條件；若沙河街組不連通，潛山頂部低滲層分布穩定時，本油田具備衰竭開發條件。

3.4.3 潛山水體大于30倍情況 油藏數值模擬研究表明，7井在潛山以配產產能測試2個月后，如潛山地層壓力下降0.38 MPa或更小，則說明潛山具有較大水體（水體倍數大于30倍）。此時潛山測試結束，7井上返測試沙河街儲層。鑒于潛山水體規模較大，此時潛山頂部低滲層穩定性對油田開發影響至關重要。當潛山頂部低滲層穩定時油田可以整體開發；如果潛山頂部低滲層不穩定，則油田不具備開發條件。

7井測試2個月后測試沙河街儲層，鑒于潛山水體規模較大，建議7井和8H井可適當考慮提產，進一步判斷潛山頂部低滲層穩定性。同時要求7井、8H井進行關井壓恢測試，用于判斷沙河街組儲層連通性。若沙河街組連通，且潛山頂部低滲層穩定時，本油田可整體注水開發；若沙河街組連通，潛山頂部低滲層分布不穩定時，本油田不具備整體開發條件；若沙河街組不連通，潛山頂部低滲層分布穩定時，本油田具備衰竭開發條件。

3.5 延長測試方案流程

3.5.1 7井延長測試流程7井在測試之前，先測沙河街組、潛山原始地層壓力。建議7井在潛山測試1～2個月之后，上返測試沙河街組，根據潛山測試過程中壓力降情況確定潛山測試時間。如果潛山為2倍水體，預測測試1個月壓力已明顯下降0.89 MPa，建議7井潛山測試1個月，之后上返測試沙河街儲層；如果潛山為10倍水體，預測測試2個月壓力下降0.93 MPa，建議7井潛山測試2個月，之后上返測試沙河街儲層；如果潛山水體能量大于30倍，測試2個月后，潛山地層壓力下降0.380 MPa或者變化不明顯。建議7井潛山測試2個月，之后上返測試沙河街儲層。

測試時要求7井進行關井壓恢測試3次：潛山測試結束后進行1次，沙河街測試過程中獲得穩定產能后進行1次，測試完成后進行1次。單次關井壓力恢復時間 3 d～5 d。

3.5.2 8H井延長測試流程 8H井測試時間內一直測試沙河街組。測試開井前首先測試沙河街組原始地層壓力，而后開井生產。測試時要求8H井進行關井壓恢測試2次：沙河街測試過程中獲得穩定產能后進行1次，測試完成后進行1次。單次關井壓力恢復時間3～5天。

4 結論

（1）分析油田地質油藏條件，確定油田面臨沙河街組生屑云巖儲層橫向分布不穩定風險以及沙河街儲層開發存在見水風險。

（2）針對油田開發風險，結合已鉆井資料，確定開發評價井井數、井位、井型及測試層位。

（3）通過數值模擬研究，設計兩口開發評價井工作制度，通過預測壓力資料，確定開發評價井測試方案及流程，逐步落實油田開發風險。