姜 平 張 輝 王雯娟 李 標(biāo) 湯明光

(中海石油(中國)有限公司湛江分公司 廣東湛江 524057)

近年來，南海西部低滲油藏儲量占比愈來愈大，在目前后備石油儲量緊張的形勢下，如何高效動用低滲油田儲量，對礦區(qū)持續(xù)穩(wěn)定發(fā)展具有重要意義[1-5]。位于南海西部北部灣盆地潿西南凹陷南部緩坡帶、潿西南低凸起東北傾末端的潿洲11-4N油田流沙港組是典型的陸相低滲油藏，探明石油地質(zhì)儲量約2 700×104m3，由于強非均質(zhì)性和低滲等特征導(dǎo)致該油藏自1986年發(fā)現(xiàn)后多年來難以經(jīng)濟有效開發(fā)。

潿洲11-4N油田流沙港組為陸相復(fù)雜斷塊油藏，平面上分為8個井區(qū)，縱向上分為9個油組，圖1為該油田流沙港組含油范圍示意圖。流沙港組以扇三角洲、濁積扇沉積為主，砂體為近物源粗碎屑沉積，多期疊置、平面變化快，含礫粗砂巖、砂礫巖、含礫細砂巖、細砂巖等均常見；砂泥混雜，薄互層發(fā)育，平均單砂層厚度為2.1～4.9 m，儲層段平均凈毛比較低(0.26～0.69)。流沙港組以低滲儲層為主，地下原油具有密度低(0.772 g/cm3)、黏度低(0.87 mPa·s)、溶解氣油比低(43.4 m3/m3)的特點,其中流一段局部發(fā)育甜點儲層，滲透率極差為662.5，變異系數(shù)為2.3；流三段全部為低滲—特低滲儲層。

圖1 潿洲11-4N油田流沙港組含油范圍示意圖Fig .1 Sketch map of the oil-bearing range of Liushagang Formation in WZ11-4N oilfield

潿洲11-4N油田流沙港組油藏開發(fā)有以下幾個難點：①各區(qū)塊儲量規(guī)模不一，儲層物性差異較大，開發(fā)難易程度及開發(fā)潛力認(rèn)識不清；②探井?dāng)?shù)量少，砂體平面變化快；③儲層多為陸相斷陷湖盆扇三角洲前緣沉積，砂體相變快，砂體展布規(guī)律復(fù)雜；④物性差、產(chǎn)能低，能量補充困難。針對上述問題，近幾年經(jīng)過不斷探索，形成了一套針對低滲復(fù)雜斷塊油藏的高效開發(fā)策略，成功指導(dǎo)了潿洲11-4N油田流沙港組開發(fā)，效果顯著,這些技術(shù)及經(jīng)驗對海上類似油藏的開發(fā)有重要的借鑒作用。

1 儲層分類評價指導(dǎo)開發(fā)

潿洲11-4N油田流沙港組斷塊復(fù)雜，各區(qū)塊儲量規(guī)模不一，儲層物性差異較大，對各區(qū)塊開發(fā)難易程度認(rèn)識不清楚，這嚴(yán)重制約了流沙港組低滲區(qū)塊的開發(fā)。

針對以上難點，對潿洲11-4N油田流沙港組的儲層微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征進行綜合性精細研究，揭示兩相滲流機制，明確開發(fā)潛力。針對非均質(zhì)性強、微觀孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜及注水難度大等問題，利用恒速壓汞、核磁共振和油水驅(qū)替物理模擬等實驗技術(shù)，對儲層微觀孔隙結(jié)構(gòu)及油水驅(qū)替規(guī)律等進行了系統(tǒng)研究，結(jié)果表明：①潿洲11-4N油田流沙港組滲透率小于2 mD時，喉道半徑以小于1 μm為主，滲流阻力大，水驅(qū)開發(fā)難度大。②核磁共振可動流體實驗表明，潿洲11-4N油田流沙港組開發(fā)潛力好，介于長慶油田研究區(qū)塊和大慶油田研究區(qū)塊之間。在此基礎(chǔ)上，對孔隙度、滲透率、喉道半徑、主流喉道半徑、可動流體比、黏土礦物含量等參數(shù)進行深入研究，并與國內(nèi)類似儲層進行對比(圖2、3)，最終確定潿洲11-4N油田流沙港組開發(fā)由易到難順序為WZ11-4N流一段、WZ11-7流一段、WZ11-7流三段和WZ11-8流三段，為流沙港組開發(fā)奠定了基礎(chǔ)。表1為各區(qū)塊關(guān)鍵參數(shù)。

圖2 主流喉道半徑與滲透率對應(yīng)關(guān)系Fig .2 Relationship between reservoir mainstream throat radius and permeability

圖3 可動流體百分?jǐn)?shù)與滲透率對應(yīng)關(guān)系Fig .3 Relationship between the percentage of movable fluid and permeability表1 潿洲11-4N油田各區(qū)塊關(guān)鍵參數(shù)Table 1 Comparison Table of key parameters in each block of WZ11-4N oilfield

區(qū) 塊主流喉道半徑/μm可動流體百分?jǐn)?shù)啟動壓力梯度/(MPa·m-1)原油黏度/(mPa·s)黏土礦物含量/%WZ11-4N流一段5.3684.860.0030.874.9WZ11-7流一段4.0478.760.0060.3715.4WZ11-7流三段0.9647.810.1450.3716.1WZ11-8流三段1.1351.230.1030.3825.0

2 優(yōu)質(zhì)儲層試采確定開發(fā)可行性

海上油田開發(fā)具有高投入、高風(fēng)險、高經(jīng)濟門檻的特點，因此少井高效是經(jīng)濟有效評價海上油氣田的主要策略[6]。但對于強非均質(zhì)性低滲儲層而言，僅靠探井很難準(zhǔn)確了解儲層，開發(fā)方案編制難度大。為進一步了解流沙港組儲層特征及開發(fā)可行性，對優(yōu)質(zhì)儲層進行試采。在2006—2009年，共實施3口水平井(A6H、A8、A9井，見圖4、5)對流沙港組進行試采，這3口井進一步揭示了流沙港組地質(zhì)油藏特征和生產(chǎn)動態(tài)特征，通過試采，主要獲得了以下認(rèn)識：①砂體變化較預(yù)期快。A9H井原計劃試采N3井區(qū)L1Ⅴ油組，但鉆至目的層后未鉆遇儲層，后采用上翹的方式找到儲層；A9H井鉆后探明邊界內(nèi)收，根據(jù)地震反演刻畫的砂體邊界存在一定誤差。②連通性較預(yù)期復(fù)雜。A6H井與A8H井井距為200～500 m，鉆前認(rèn)為兩口井位于同一個砂體，連通性較好，但A8H井鉆后揭示兩口井不連通，而地震資料上沒有明顯反映。③平面滲透率極差大。WZ11-4N-6井L1Ⅴ油組試井滲透率為1 000 mD，但試井解釋研究表明其外圍物性變差，在該井附近實施的試采井A6H井試井解釋滲透率僅16 mD，進一步證實了該區(qū)物性變化快。④長水平井可有效提高單井產(chǎn)能。實施的3口試采井均采用長水平井開發(fā)，產(chǎn)能達16.4～96.0 m3/(d·MPa)，初產(chǎn)為100～200 m3/d。⑤衰竭開發(fā)采收率低，需補充地層能量。3口試采井均采用衰竭開發(fā)，生產(chǎn)動態(tài)表明這些井的動用儲量為(50～150)×104m3，但地層能量不足。

通過這3口井試采，證實了流沙港組的開發(fā)可行性，也一定程度揭示了開發(fā)難度，這為潿洲11-4N油田流沙港組整體開發(fā)方案編制奠定了基礎(chǔ)。

圖4 潿洲11-4N油田6井區(qū)L1Ⅴ油組含油面積圖Fig .4 Oil area map of L1V oil group in Region 6, WZ11-4N oilfield

圖5 潿洲11-4N油田3井區(qū)L1Ⅴ油組含油面積圖Fig .5 Oil area map of L1V oil group in Region 3, WZ11-4N oilfield

3 開發(fā)方案科學(xué)實施降低開發(fā)風(fēng)險

3.1 整體部署、分批實施，落實風(fēng)險和潛力

針對流沙港組儲層變化快的特點，從策略上考慮整體部署、分批實施，逐步落實風(fēng)險和潛力。在實施前，結(jié)合最新動、靜態(tài)資料及OBC地震資料，綜合應(yīng)用精細地層對比、地震相分析、地震反演、基于井-震關(guān)系的沉積相精細研究、動靜結(jié)合地質(zhì)模式分析與潛力再認(rèn)識、潛力砂體雕刻與實施中的滾動評價等技術(shù),對流一段儲層展布進行更為深入、細致的研究，在此基礎(chǔ)上對流沙港組各區(qū)塊風(fēng)險和潛力進行排序。

在以上精細研究基礎(chǔ)上，充分考慮每個區(qū)塊的風(fēng)險和潛力，同時考慮各井之間的關(guān)聯(lián)性和對該塊關(guān)聯(lián)井的指導(dǎo)作用，制定了分步實施策略，原則如下：①對落實儲層風(fēng)險及潛力意義重大的井提前實施；②同一批井實施不同區(qū)塊的井，后續(xù)井位根據(jù)上一批井的實施情況進行調(diào)整；③逐步兼探，每一批放入一些具兼探意義的開發(fā)井；④流一段開發(fā)井由深(層位)到淺(層位)逐步實施。此原則的主要作用是用開發(fā)井落實儲層風(fēng)險，在上一批井實施后及時根據(jù)實鉆情況對后續(xù)井位進行優(yōu)化、調(diào)整，及時取消風(fēng)險大、經(jīng)濟性差的井位。

3.2 持續(xù)優(yōu)化、及時調(diào)整，降低開發(fā)風(fēng)險

流沙港組陸相低滲油藏主要特點為縱向砂體多期疊置、儲層橫向變化快，開發(fā)風(fēng)險較大。針對儲層這一特點，在鉆前采用多種方法進行儲層不確定性分析，統(tǒng)籌考慮，在分步實施過程中采取持續(xù)優(yōu)化、及時調(diào)整、逐步降低開發(fā)風(fēng)險的精細實施策略。下面以3井區(qū)L1Ⅲ油組為例介紹該策略對降低開發(fā)風(fēng)險的作用。

3井區(qū)流一段縱向上有3個油組，分別是L1Ⅰ油組、L1Ⅲ油組、L1Ⅴ油組。開發(fā)方案設(shè)計3口水平井(B10H、B11H、B12H)開發(fā)L1Ⅲ油組，4口水平井(B13H、B14H、B15H、B16H)開發(fā)L1Ⅴ油組，圖6為3井區(qū)L1Ⅲ油組開發(fā)方案井位部署圖。由于L1Ⅲ油組含油范圍內(nèi)高部位地震相存在弱振幅-中連續(xù)的區(qū)域(圖7)，結(jié)合已鉆井和鄰區(qū)流一段井標(biāo)定，認(rèn)為該井區(qū)存在相變的可能性，因此開發(fā)過程中進行了以下優(yōu)化和調(diào)整。

1) 利用L1Ⅴ油組開發(fā)井落實L1Ⅲ油組風(fēng)險。

考慮到3井區(qū)L1Ⅲ、L1V油組平面上具有一定疊合性，決定先利用L1Ⅴ油組開發(fā)井(B14H、B15H)過路L1Ⅲ油組弱振幅區(qū)，待明確該區(qū)域風(fēng)險后再實施L1Ⅲ油組開發(fā)井。

圖6 潿洲11-4N油田3井區(qū)L1Ⅲ油組開發(fā)方案井位部署圖Fig .6 Design well position of L1Ⅲ oil group in Region 3, WZ11-4N oilfield

圖7 潿洲11-4N油田3井區(qū)L1Ⅲ油組地震屬性圖Fig .7 Seismic attributes of L1Ⅲ oil group in Region 3, WZ11-4N oilfield

B14H井在L1Ⅲ油組鉆遇有效油層長度91.5 m，測井解釋滲透率10.2 mD，但距離WZ11-4N-3井僅150.0 m的B15H井鉆后儲層變干，分析認(rèn)為B15H井鉆遇L1Ⅲ油組河道邊部。鑒于B14H、B15H井L1Ⅲ油組儲層變化快，且與鉆前認(rèn)識差異較大，分析認(rèn)為無井控區(qū)域儲層風(fēng)險較大，因此將B10H井優(yōu)化至WZ11-4N-3井及B14H井之間，取消B11H、B12H井,利用B14H井注水、B10H井采油形成1注1采井網(wǎng)，同時保留這兩口井的注、采能力，后續(xù)再調(diào)整。

2) 利用L1Ⅴ油組開發(fā)井完善L1Ⅲ油組井網(wǎng)。

B16H井為L1Ⅴ油組開發(fā)井，研究表明優(yōu)化其軌跡可路過L1Ⅲ油組，達到進一步落實L1Ⅲ油組風(fēng)險和潛力的作用。B16H井在L1Ⅲ油組鉆遇有效油層長度86.3 m，儲層厚度為27.7 m，測井解釋滲透率8.1 mD，物性相對較好，具有一定采油及注水能力，有利于完善注采井網(wǎng)，因此增加B16H井L1Ⅲ油組射孔，將B10H井改為注水井，B14H、B16H井采油，形成1注2采井網(wǎng)(圖8)。

圖8 潿洲11-4N油田3井區(qū)L1Ⅲ油組開發(fā)井位圖Fig .8 The developing well location map of L1Ⅲ oil group in Region 3,WZ11-4N oilfield

潿洲11-4N油田3井區(qū)L1Ⅲ油組3口開發(fā)井于2016、2017年陸續(xù)投產(chǎn)，該井區(qū)屬于異常高壓油藏，目前處于衰竭開發(fā)階段，3口井產(chǎn)油150 m3/d，目前累產(chǎn)油達5×104m3，開發(fā)效果較好，計劃擇機對B10H井轉(zhuǎn)注。

4 區(qū)域滾動開發(fā)提高經(jīng)濟效益

對于探明含油斷塊以外的潛力區(qū)塊，采取兼顧評價的思路，通過對相鄰潛力區(qū)塊部署帶有評價性質(zhì)的開發(fā)井或調(diào)整井進行評價，既可節(jié)省時間和費用，也可大大提高滾動開發(fā)的效率[7-10]。滾動開發(fā)使得現(xiàn)有設(shè)施得到充分共享利用，一方面通過滾動開發(fā)取得儲量突破，做大在生產(chǎn)油田，使油田可持續(xù)發(fā)展；另一方面努力盤活難動用儲量，使邊際油田或油藏投入開發(fā)，使油田內(nèi)部或周邊的儲量潛力得到充分挖掘，油田群產(chǎn)量得到經(jīng)濟快速接替。

潿洲11-4N油田屬于復(fù)雜斷塊油田，潛力區(qū)塊多，在方案設(shè)計時除對探明區(qū)儲層進行研究外，在平臺鉆井能力覆蓋范圍內(nèi)還開展了潛力目標(biāo)搜尋，在潿三段共搜尋出7個潛力目標(biāo)，預(yù)測資源量合計約600×104m3；在流一段共搜尋出17個潛力目標(biāo)，預(yù)測資源量合計約1 600×104m3。鑒于資源量較大，因此在方案設(shè)計時預(yù)留了19個井槽以用于后期潛力區(qū)塊的開發(fā)。

通過對圈閉條件、資源量及成藏潛力與風(fēng)險等方面綜合對比分析，對優(yōu)質(zhì)資源量進行及時勘探，主要有以下兩種方式：①開發(fā)井路過或加深兼探。對于優(yōu)化開發(fā)井軌跡或者開發(fā)井小幅加深即可落實的資源量，利用開發(fā)井落實。實施過程中共落實5個潛力目標(biāo)，僅WZ11-7-4井區(qū)L1Vf油組兼探成功，新增探明儲量20.52×104m3。②滾動勘探開發(fā)。對于開發(fā)井無法優(yōu)化過路的區(qū)塊，優(yōu)選優(yōu)質(zhì)儲層利用探井落實資源量。在2017—2018年，成功鉆探WZ11-12W-1d、WZ11-12-2d、WZ11-12S-1d等3口探井，新增探明儲量409.16×104m3，預(yù)計實現(xiàn)增油117.76×104m3。

潿洲11-4N油田實踐表明，區(qū)域滾動開發(fā)策略不僅對落實區(qū)塊資源量有重要作用，同時可起到降本增效、增儲上產(chǎn)的作用。

5 納濾精細注水提高采收率

低滲油田地層能量普遍較低，再加上滲流阻力大，能量消耗快，采用天然能量開發(fā)產(chǎn)量遞減快，一次采收率低(一般在17%以內(nèi))。為了提高低滲油藏采收率，對于儲量規(guī)模較大、支持形成注采井網(wǎng)的區(qū)塊必須采用注水開發(fā)。李道品[11]對國內(nèi)15個低滲油田開發(fā)效果進行了統(tǒng)計與計算，水驅(qū)開發(fā)采收率可以達到26.9%，比一次采收率高約10個百分點。

對于低滲、特低滲透油田，注水水質(zhì)是影響開發(fā)效果的重要因素[12]。潿洲11-4N油田流沙港組儲層物性差，孔喉小，平均主流喉道半徑為1.1～5.4 μm，注入水質(zhì)若不達標(biāo)易造成儲層傷害。利用油田實際巖心開展了大量的注水水質(zhì)對巖心滲流能力的室內(nèi)實驗，優(yōu)選出流沙港組注水水質(zhì)指標(biāo)：懸浮物固體含量≤2.0 mg/L、懸浮物顆粒直徑中值≤1.5 μm、含油量≤6.0 mg/L。流沙港組地層水中碳酸氫根濃度高達4 000 mg/L以上，該油田區(qū)注入水為海水，含高濃度二價陽離子，易發(fā)生結(jié)垢，致使油井產(chǎn)能進一步下降，啟注壓力增加。為解決低滲油藏儲層傷害問題，從源頭對注水水源進行精細處理，引入了納濾膜水處理技術(shù)，納濾膜的孔徑范圍在幾個納米左右，截留分子量在100～1 000，對二價及多價離子有高攔截率，過濾后的水中鈣鎂離子濃度均小于40 mg/L，硫酸根濃度小于2 mg/L，同時處理后產(chǎn)出水仍具有較高的礦化度，降低了水敏風(fēng)險，實現(xiàn)了油層保護。潿洲11-4N油田流沙港組自注水以來，采出端未發(fā)現(xiàn)結(jié)垢問題，注水井吸水能力保持穩(wěn)定，采油井液量回升，地層能量得到補充，精細注水效果顯著。

6 結(jié)束語

近年來，通過一系列的技術(shù)攻關(guān)與探索，潿洲11-4N油田流沙港組強非均質(zhì)性低滲復(fù)雜斷塊儲層得以成功開發(fā)，并建立了有效注采井網(wǎng)。目前潿洲11-4N油田流沙港組動用儲量652.42×104m3，占油田動用儲量的1/3，日產(chǎn)油550 m3，預(yù)測采收率為22.8%。潿洲11-4N油田流沙港組低滲復(fù)雜斷塊油藏開發(fā)策略對后續(xù)其他海上低滲油田的開發(fā)有借鑒意義。