陈 凯，翟 刚，姚为英，赵永生，马 超

（1.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452；2.中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300452）

渤中区块河流相油藏高效开发模式总结与应用

陈 凯1，翟 刚2，姚为英1，赵永生2，马 超1

（1.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452；2.中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300452）

河流相储层的储量和产量在渤海区域都占有重要地位，但受河流相沉积控制，油藏地质条件非常复杂，严重影响了油田的开发效果。而渤中区块河流相油藏的开发较为成功，因此该研究以渤中区块河流相油藏为例，对目标区块的随钻综合技术、开发井网模式、注采结构及产液结构四个方面的优化调整进行总结，初步形成适合海上河流相油田开发的模式体系，进而指导渤海其他河流相油田的开发。

河流相；开发模式；随钻综合技术；井网；注采结构；产液结构

本文所指的河流相油田，不仅包含传统意义上以曲流河和辫状河为主的油田，还包含部分极浅水三角洲中以分流河道或水下分流河道为主的油田[1-3]。渤海油田新近系明化镇组、馆陶组断裂非常发育，构造较为破碎，复杂断块特征明显。受河流沉积控制，储集层在平面上多呈弯曲的长条状、带状、树枝状等形态，砂体横向变化大，储集层厚度薄，油气水交互出现，“一砂一藏”的特征明显，油藏地质条件十分复杂[4-8]。河流相油藏在开发中的问题和矛盾主要有储层精细刻画难度大，储层连通性、储量规模存在不确定性；以岩性-构造油气藏为主，边底水能量不足；储层平面非均质性强，注采对应关系差，剩余油分布零散；层间矛盾突出，注采不平衡，压力下降幅度大等[9-13]。

渤海河流相油藏储量占渤海油田总储量50%左右，目前累产油约占渤海油田总累产油的45%。实现此类油藏的高效开发，对于渤海油田的上产稳产意义重大。因此本文对已有河流相油田成功的开发模式进行分析总结，用以指导类似油田的开发调整工作。

1 目标区块开发模式优化调整方法

1.1 开发随钻综合技术

海上河流相储层厚度薄、隔夹层多、展布断续、次生小断层多，造成单砂体精细刻画困难、储层钻遇率低、轨迹控制难等问题。因此需要应用开发随钻综合技术体系，实时优化开发方案，滚动评价，降低地质风险，改善油田开发效果。主要包括三项关键技术：

1.1.1 多方法组合储层预测技术 包括常规波阻抗反演（叠后反演）、ISIS全局同步AVO地震叠前反演及弹性参数坐标旋转法储层定量描述。利用三种储层预测方法组合应用，成功预测储层（见图1）。

叠后反演的实质是按地震剖面的层位解释，把声波（密度）测井沿层位横向外推或内插。其纵向分辨率由测井资料决定，横向分辨率由构造解释的精细程度决定。一般测井约束反演的分辨率是常规反演的3～4倍。反演结果主要用于地层岩性预测、孔隙度计算、含油气性分析等，但对一些薄油层的分辨能力较低。

ISIS全局同步AVO地震叠前反演是利用一组AVA地震数据、AVA子波、井的AVA弹性阻抗数据，在层位数据、井数据及地质模式约束下完成纵横波阻抗和密度（Den）的联合反演，得到纵波速度、横波速度和密度，进而根据三者与岩石弹性参数之间的理论关系得到泊松比σ、剪切模量μ、拉梅系数λ等多种弹性参数数据体。该技术对初始模型依赖小、抗噪能力强、反演结果可靠、计算效率高。

图1 多方法组合储层预测技术

弹性参数坐标旋转法储层定量描述以叠前同步反演纵、横波阻抗为基础，通过坐标旋转寻优找到与岩性相关度最高的角度，最终通过阻抗组合反演技术得到岩性阻抗数据体，实现对储层的定量预测。

1.1.2 随钻导向与实时可视融合高效决策技术 随钻地质导向模块综合应用了储层探边成像技术和导向建模更新技术，实现地质油藏与钻完井的结合，对准确划分已钻地层、预测待钻地层、调整井眼轨迹有巨大作用。实时可视决策模块通过先进的实时现场数据采集、集成、传输、转换、加载技术，将钻井平台现场录取的钻井、录井、测井、试油、导向数据共享至陆地端，并加载至油藏模型数据库。多专业技术人员通过实时跟踪、分析、调整钻井参数优化井轨迹，提高储层钻遇率，降低工程作业风险。

1.1.3 钻后模型更新耦合及方案二次优化技术 该技术是结合钻井、测井、地质、地震、试油试采等资料对油藏进行综合地质研究，对综合地质研究成果进行整合和集成，建立精细三维地质模型，将三维地质模型作为输入，进行油藏数值模拟，依据油藏数值模拟成果，进行开发方案和射孔方案优化，进一步对井位、井型、井网等优化调整（见图2）。

图2 钻后模型更新耦合及方案二次优化技术

1.2 井网模式优化

海上油田投资巨大，受限于平台和井槽数，不能多次整体加密，只能在前期充分动用储量，后期针对未动用储量和剩余油分布，部署调整井或选取过路井在层内或层间分阶段逐点接替。

河流相油田纵向上砂体形态、储量规模、储层物性差异较大，叠合程度较低，因此以主力砂体各为一套层系部署开发井网，兼顾非主力砂体，这样既可以充分的动用较大储量，后期又有一定的储量接替。平面上非均质性较强，规则井网难以有效驱替，因此在单砂体精细刻画的基础上，结合储层沉积相特征，部署不规则井网开发，井距400 m左右，后期调整也针对剩余油富集区和未动用储量，以调整井或上返补孔的方式进行重点挖掘。

在井型选择方面，定向井作为注水井时，排驱面积较大、驱油效率高，效果优于水平井，而作为生产井时，泄油面积要小于水平井。海上油田开发成本高，多利用采油速度较高的水平井作为生产井。综合经济效益及地质特征，采用定向井注水-水平井采油为主的联合井网开发模式，并以定向生产井辅助开发，符合海上油田高速开发、井槽数有限的特点。

1.3 注采结构优化

河流相油田主力砂体多为岩性-构造油藏，边底水能量弱，由于海上平台井槽数有限、配合钻井停注、水源不足、分层配注合格率等多方面因素，导致前期注水不足，亏空较大。目标油田针对前期压力下降快的问题，运用了注采比优化、注水方式优化、注采井网优化等方式，在一定程度上恢复了油田的地层能量。

1.3.1 注采比优化 利用油藏数值模拟技术，预测油田地层压力的恢复速度和最终采收率，优化各砂体最优注采比。如1-1195-2砂体，注采比越大，地层压力的恢复速度越快（见图3），但注采比为1.2时，砂体预测采收率最大（见图4），因此1-1195-2砂体目前最优注采比为1.2。

1.3.2 定向井注水方式优化 设计常规注水、持续增注和周期注水三种方案，从剩余油饱和度图可以看出，周期注水驱替最为彻底，剩余油挖掘效果好（见图5）。另外油田逐步将笼统注水转为分层调配，缓解层间矛盾，增大了水驱波及体积。对部分分层配注不合格的层位还实施酸化，改善储层物性。

1.3.3 注采井网优化 为了缓解储层平面非均质性造成的驱替不均匀，改善各井组的注采对应关系，油田综合调整方案增加了5口注水井，其中转注井2口。主要部署于前期未动用的1-953砂体、注采井网不完善的1-1040砂体及前期亏空严重的1-1167、1-1195-1和1-1195-2等主力砂体。

1.4 产液结构优化

油田积极开展产液结构优化，通过提液控液、卡水、补孔、调驱等措施改变平面水驱方向，控制高水淹区域产水，实现油田稳油控水。

1.4.1 提液控液优化 根据无因次采液/采油指数曲线，初步确定油田提液时机。目标油田在特高含水期要保持产油量会伴有很高的液量，可在高含水阶段大幅提液生产。利用数值模拟确定油田合理的提液时机和提液幅度。含水率分别为40%和60%时提液，油田采收率差别不大，生产压差在1.5 MPa～2 MPa时油田采收率最高（见图6）。

1.4.2 卡水、补孔 油田提出油藏作业一体化，利用智能滑套，通过地面泥浆泵的打压配合就可实现井下产层的分层开采，并按照事先设定的程序进行油井的找水卡水操作，实现控水增油。另外油田后期调整通过优选过路井补孔，油井转注等方式，实现油田一井多用，降本增效。

图3 目标油田1-1195-2砂体不同注采比下地层压力恢复曲线

图4 目标油田1-1195-2砂体预测采收率与注采比关系

图5 定向井不同注水方式下剩余油分布图

2 目标区块优化调整效果

根据内部评价标准，目标油田八个评价指标中有七个指标评价为一类，油田开发属于一类水平（见表1）。

表1 目标油田开发效果评价表

图6 油田提液时机及提液幅度优化

图7 油田历年地层压力变化

图8 油田综合调整后含水上升曲线

油田投产后地层压力持续下降，经过不断调整优化后，年注采比和累积注采比逐年增加，地层压力在2014年第一次实现回升，比2013年增大0.06 MPa，实现注采平衡（见图7）。油田综合调整期间，投产调整井21口，各类措施9井次。综合调整阶段含水率曲线变平缓，整体含水上升率-0.04%，表明稳油控水措施起到了一定的作用（见图8）。

3 结论

利用开发随钻综合技术体系实时优化开发方案，降低了地质风险；对井网模式的优化适用于海上河流相油藏的储量动用规则及开发特点；对砂体注采结构的优化保证了油田地层能量的恢复；油田中后期开展的稳油控水体系研究改善了油田开发效果，提高了油田的采收率。本文对典型河流相油田合理高效的开发模式进行了深入总结，将有利于该类型油田的中后期调整优化及未来待发现油田的开发生产工作！

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High-efficient development pattern summary and application in fluvial facies reservoir of Bozhong block

CHEN Kai1，ZHAI Gang2，YAO Weiying1，ZHAO Yongsheng2，MA Chao1
（1.CNOOC Energy Development Limited Company，Engineering Technology Branch，Tianjin 300452，China；2.China National Offshore Oil（China）Co.，Ltd.，Tianjin Branch，Tianjin 300452，China）

The reserves and production of fluvial facies reservoir occupy an important position in the Bohai area.But controlled by the fluvial facies sedimentary,reservoir geological condition is very complex,seriously affecting the effects of oilfield development.The fluvial facies reservoir of Bozhong block are developed more successful.So based on fluvial facies reservoir of Bozhong block as an example,summarize the optimization and adjustment in comprehensive technology while drilling,development well pattern,injection-production relationship and liquid production structure of the target blocks.Build preliminarily the development system suitable for offshore fluvial facies oilfields,and to guide the development of other fluvial facies oilfields of Bohai.

fluvial facies；development pattern；comprehensive technology while drilling；well pattern；injection-production relationship；liquid production structure

TE328

A

1673-5285（2017）08-0019-06

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.08.005

2017－06-07

陈凯，男（1987-），2009年中国石油大学（华东）毕业，硕士，工程师，现主要从事油气田开发技术研究工作，邮箱：chenkai8899@126.com。