復雜斷塊YG油田挖潛增產(chǎn)潛力評價及應用

蘇崇華

中油石油國際能源服務(北京)有限公司，北京

1. 引言

目前國內外對“復雜斷塊油田挖潛增產(chǎn)潛力評價”在國內外報道的很少，大部分是針對重構地下認識體系[1]，或通過精細油藏描述[2] [3]，或從三維地震資料分析入手，結合油藏動態(tài)資料[4]，或在油藏評價研究的基礎上[5]進行研究，或者只從儲層或連通性單方面[6] [7] [8] [9]研究，對“挖潛增產(chǎn)潛力”大小進行快速評價的太少，為了搞清海外斷塊油田潛力，本文進行了復雜斷塊油田挖潛增產(chǎn)潛力評價案例總結，提供給海外相關評價工作者借鑒。

2. 復雜斷塊砂巖YG 油田特點

中海油英國北海YG 油田水深142 m，發(fā)現(xiàn)于1983 年，由多個不同的油水界面的斷塊組成，屬于斷背斜構造的復雜斷塊油田，以邊水構造油藏為主，海陸過渡帶到淺海沉積環(huán)境，部分層發(fā)育濁積砂?？v向上分S 和P 兩套不同的油水系統(tǒng)，S 和P 分別進一步分為LS/US，LP/UP。大部分斷塊在井上有斷層反應，且地層厚度變化較大。油田原始壓力系數(shù)1.6，屬高壓常溫系統(tǒng)。滲流能力中–高，生產(chǎn)井表皮系數(shù)大，污染嚴重。目前8 個斷塊中6 個斷塊在生產(chǎn)。油田原油產(chǎn)量貢獻較高的依次為三個主力斷塊I、II、Ib，因各塊原油地飽壓差大、地下油水粘度比接近1，故采用“邊注高采”的開發(fā)模式。油田于1993 年9 月投產(chǎn)，注水開發(fā)，后期油井氣舉生產(chǎn)。

3. 油田開發(fā)存在問題

3.1. 地震資料問題

油田雖然曾進行了拖纜和OBC 地震采集，但目的層段地震分辨率低、成像質量差，地震資料分辨率低(主頻約20 Hz，目的層分辨厚度約80 英尺)，對儲層識別、斷層解釋帶來很大的不確定性。目前油田僅僅解釋了KPT 這一個區(qū)域內同相軸連續(xù)性相對好、中強反射特征的層位，下面4 層主力油藏頂部深度無法解釋。過去YG 油田開發(fā)井的失敗率達到26%，大部分失利井是因為：1) 斷面認識不清；2) 鉆在沒儲層的斷裂帶。

3.2. 油藏流體連通性問題

油田需要進行斷塊Is，II，III 等油藏流體連通研究，為油田后期挖潛提供常規(guī)措施研究和調整井井位研究支持。

3.3. 主力油層動用程度高，采出程度高，剩余油分布復雜，穩(wěn)產(chǎn)難度大

油田原油采出程度已高，達到49.5%，目前綜合含水92%，屬于復雜斷塊老油田生產(chǎn)后期，油田2010年后老井年自然遞減率仍達到13.3%。目前地下剩余油的分布十分零散和復雜，部分斷塊數(shù)模研究工作沒有開展，或者因歷史擬合差，無法進行剩余油分布研究與預測，給挖潛研究帶來很大問題。

4. 挖潛增產(chǎn)潛力評價及應用

4.1. 新采集地震資料，提高斷層圖像

現(xiàn)有地震資料不能識別儲層，且不同采集方式的地震資料顯示的反射特征也不盡相同，加上不同地質認識對地震解釋的影響，使得頂部構造解釋存在較大不確定性。從目前來看，YG 油田僅采用接近油藏頂面的標志層KPT 來構造成圖，顯然不能滿足開發(fā)現(xiàn)狀的需要，地震資料成像品質差給構造解釋和斷層歸位帶來不確定性，時深轉換需要更加精確的速度模型，多方位的構造和斷層需要多方位地震資料。另外，當?shù)卣笥吞镌谏a(chǎn)階段，應根據(jù)需要每3～4 年采集4D 地震。

目前在推進高密度、全方位寬頻OBN 地震重新采集，以獲得成像質量更高的資料，降低地震解釋的不確定性，提高地質風險預測能力。后期調整井大多位于構造高部位和斷層附近，風險大，對地震資料品質提出更高要求。高密度、全方位的OBN 地震資料能夠提高對復雜斷塊油田的認識，高質量地震資料能提高開發(fā)井成功率。將三維地震重新采集納入油田整體調整方案之中，進行整體考慮，可降低地質風險。

4.2. 油藏流體連通性研究

本文摸索研究出了一套判別復雜斷層兩邊油藏流體連通性的幾種方法：

4.2.1. 斷距–儲層厚度關系對比法

YG 油田存在S 和P 兩套主力油層，根據(jù)斷距d 與儲層厚度h 的關系，可以把斷層兩邊的地層對接方式分為兩種(見圖1)：1) 若斷距d < 儲層厚度h，則儲層連接，油藏流體連通；2) 若斷距d > 儲層厚度h，則儲層斷開，該情況表明在該點儲層不連續(xù)，但油藏流體連通；具體油藏流體連通方式包括：

方式一、下降盤P 地層與上升盤P 和S 地層均對接，下降盤的S 與上升盤的S 層對接。方式二、下降盤P 僅與上升盤S 地層對接，下降盤S 層存在剩余油。

Figure 1. Schematic diagram of two docking modes of reservoirs on both sides of the fault圖1. 斷層兩邊儲層2 種對接方式示意圖

方式一屬于簡單的地質油藏結構模式，其特點是：因內部小斷層，兩層砂體連接，斷層連通，兩邊壓力差別小，原油生產(chǎn)順利；反之，方式二 屬于儲層分開的地質油藏結構模式，其特點是：因斷距d 較大，兩層砂體分開，脫離，斷層兩邊儲層不連續(xù)，但左邊P 油藏與右邊S 油藏流體連通，左邊S 油藏原油生產(chǎn)不順利，是剩余油的聚集地。

該方法適合斷層是開啟的，斷層兩邊油藏壓力一致，影響開發(fā)效果的關鍵因素是儲層厚度和斷距大小。

4.2.2. 示蹤劑監(jiān)測法

為了分析YG 油田I，Ib，II 斷塊的儲層均質性、油藏連通性及注采對應關系，運用示蹤劑監(jiān)測技術，從邊部注水井注入氟苯甲酸等示蹤劑，通過受益井油樣中的見劑時間、濃度、持續(xù)的見劑時間、見劑濃度峰值等參數(shù)，分析得出注入井與受益井的連通關系，進而對油藏流體是否連通做出判斷。另外，利用這些參數(shù)還可識別注入水的突進方向，井間水竄通道。若某井示蹤劑見劑濃度相對較高，見劑速度快，持續(xù)時間相對較長，則可判定該井和注入井之間的水竄相對嚴重，反之亦然。以下是YG 油田II 斷塊油層示蹤劑注采井間對應關系示意圖2，注水井分別是A1z/A5/A6/A7/A8/A9。

該方法適合各種斷層，影響效果的關鍵因素是示蹤劑的類型選取和監(jiān)測。

4.2.3. 井間干擾壓力測試法

當兩口井在斷層兩邊，處于生產(chǎn)期時，判斷斷層是否連通的直接辦法就是進行干擾壓力測試，進行動態(tài)分析，若壓力明顯相關，說明油藏流體連通。

為了判斷YG 油田II 斷塊3 號斷層兩邊J26 與J3z 之間是否連通，監(jiān)測了J26 關井時的井底壓力，發(fā)現(xiàn)：當J3z 正常采油生產(chǎn)時，J26 井底壓力緩慢上升；當J3z 也關井停產(chǎn)時，J26 井底壓力上升加快；當J3z 再次開井時，J26 井底壓力快速下降。這充分證明了J26 與J3z 之間的斷層有連通的地方。結合斷距-儲層厚度關系對比法，我們認清了該區(qū)斷層的連通狀況。

該方法適合各種斷層，影響效果的關鍵因素是壓力計的靈敏度和開關井的時間長短。

Figure 2. Diagram of corresponding relationship between tracer injection and production Wells in fault block II of YG oilfield圖2. YG 油田II 斷塊油層示蹤劑注采井間對應關系示意圖

4.2.4. 流線分析法

在生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)較多時，可建立數(shù)值模擬模型并進行生產(chǎn)歷史擬合，為了擬合斷層兩邊生產(chǎn)井的壓力、產(chǎn)量、含水率上升速度，需要對斷層傳導率進行修改，若修改后兩井間仍有流線經(jīng)過，說明斷層連通；井間流線越密，說明連通性越好，剩余油飽和度就越低，挖潛潛力也越小；若斷層一邊沒有流線，則斷層這側存在剩余油分布的潛力。

該方法適合斷層兩邊巖性一樣，影響效果的關鍵因素是生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)的豐富程度和模型的歷史擬合效果。

此外，還可利用地球化學色譜指紋方法：通過對斷層兩側油樣進行原油全烴色譜指紋、原油飽和烴生物標志物，進行地球化學實驗分析。根據(jù)生物標志物參數(shù)等實驗數(shù)據(jù)重復對比分析，判定兩側油源是否相同。若氣相色譜、質譜指紋峰對參數(shù)相關性均在0.9 以上，可認為斷層兩側的流體連通。

該方法可指導油田高產(chǎn)油氣井排液轉注時機及注采井網(wǎng)調整方案，具有成本低，操作簡單，時效高等優(yōu)點，可以在油田開發(fā)調整中推廣應用，提高油藏方案決策水平。但也有相關性好卻不連通的小概率存在。

4.3. 挖潛增產(chǎn)潛力評價

因YG 各斷塊獨立開發(fā)，故分別作為開發(fā)單元進行標定，共8 個標定單元，見圖3 YG 油田平面分區(qū)標定圖。結合油田儲層、流體性質、油藏類型和油田開發(fā)階段，可采儲量標定計算方法使用動態(tài)法計算油田可采儲量。先分別用水驅特征曲線法，遞減曲線法，童憲章圖版法，數(shù)值模擬法，進行油田及各斷塊采收率標定，然后根據(jù)采收率標定與采出程度差異，結合動態(tài)監(jiān)測資料，研究判斷剩余油分布特征。

Figure 3. Calibration diagram of YG oil field plane partition圖3. YG 油田平面分區(qū)標定圖

YG 油田2005 年以來基本保持注采平衡，老井年自然遞減率13.3%。近年通過共計18 井次工作量：11 口井進行層位轉換、1 口井進行微生物驅替以及新鉆調整井減緩產(chǎn)量遞減，原油產(chǎn)量基本穩(wěn)定，采油速度0.30%～0.35%，增產(chǎn)措施效果見表1。

結合YG 油田生產(chǎn)動態(tài)分析，經(jīng)過對近年動態(tài)監(jiān)測資料，對油田剩余油的挖潛潛力進行分析評價，總結出了油田主要剩余油類型及主要挖潛策略，見下表2，根據(jù)剩余油的空間分布情況，平面上主要分布在局部構造高點或微構造高點、斷層遮擋區(qū)、非主流線弱驅替區(qū)，縱向上層間主要分布在未動用層、局部動用差的層、受高含水層(段)干擾的其他層(段)，層內主要分布在受韻律、夾層控制的層內動用不均。

通過對YG 油田分斷塊、分層系開展單井、井區(qū)剩余油的潛力分析，分類提出3 口調整井和3 井次補孔挖潛工作量；結合8 井次的注水管線維修恢復注水、4 井次常規(guī)措施，合計措施潛力井18 井次，預計初期日增油10,007 桶、累增油16.09 百萬桶，見下表3：

Table 1. Statistical table of effect of stimulation measures in YG oilfield in recent years表1. YG 油田近年增產(chǎn)措施效果統(tǒng)計表

Table 2. Distribution types of remaining oil in YG oilfield and adjustment strategies for potential development表2. YG 油田剩余油分布類型及挖潛調整策略

Table 3. Statistical table of research results of potential stimulation measures in YG oilfield表3. YG 油田挖潛措施研究成果統(tǒng)計表

YG 油田剩余油分布及挖潛增產(chǎn)潛力評價為以下四類：

第一類：縱向動用不均–補射未動用層。E2Z 井位于單獨構造單元內，構造位置高。E2Z 井P 層未動用，根據(jù)數(shù)模計算結果，E2Z 井P 層剩余地質儲量4.761 百萬桶，具備挖潛潛力。E2Z 井與9Z 井進行對比，E2Z 井UP 層厚度更大，物性更好。參考J9Z 井，結合數(shù)模結果，預測E2Z 井，初期增油日產(chǎn)油1000 桶左右，增油0.92 百萬桶。J16 井封堵LS 層、恢復US/LP、補孔UP 合采。

第二類：平面剩余油挖潛–鉆調整井。根據(jù)鄰井生產(chǎn)歷史分析，潛力區(qū)低部位油井停產(chǎn)時間較早、停產(chǎn)前單井產(chǎn)量高。J1 井2006 年已側鉆，目前井區(qū)無井控制。調整井目標區(qū)構造位置較高，目標區(qū)儲層平面分布穩(wěn)定、縱向上地層發(fā)育全；目標井區(qū)剩余地質儲量：6.141 百萬桶。調整井設計在2022 年7 月1 日投產(chǎn)，新油井最大日產(chǎn)液量12,000 桶，最小流壓4500 psi，初期日產(chǎn)油1988 桶，累產(chǎn)油1.73 百萬桶，累增油1.10 百萬桶。

第三類：注水恢復。2020 年3 月，南區(qū)注水因管線原因停注，導致單井產(chǎn)液量快速下降。以J4 井為例，注水井停注后日產(chǎn)液下降了12,048 桶，日產(chǎn)油下降了650 桶。南區(qū)注水管線恢復后，對應在生產(chǎn)井3 口，按照油井產(chǎn)量恢復至停注前產(chǎn)量(扣除自然遞減產(chǎn)量后)，3 口井累計初期日增油2580 桶。

第四類：其他常規(guī)措施，包括加深氣舉閥，解堵增產(chǎn)等。

5. 結論

快速評價海外復雜斷塊老油田潛力，可以通過解決油田存在的問題找到挖潛增產(chǎn)措施。本文通過新采集合適的地震資料，提高斷層圖像，進而提高開發(fā)井成功率；通過5 種油藏流體連通性分析研究，動態(tài)監(jiān)測分析和數(shù)模研究，找到了斷塊II 南部微構造、東南高部位區(qū)，斷塊I 東北等6 個剩余油分布區(qū)，最后總結了剩余油分布的3 種類型和主要的4 類挖潛增產(chǎn)方式，為實現(xiàn)增產(chǎn)作出了貢獻。

致 謝

衷心感謝中海油國際公司各位同事的工作幫助與支持，特別是海外技術支持中心的同事，感謝中海油歐洲公司提供的相關資料與幫助。