复杂潜山油藏二次开发研究
渤海复杂潜山油藏动静态特征识别方法及应用
渤海复杂潜山油藏动静态特征识别方法及应用
闫建丽;李超;马栋;李卓;王鹏
【期刊名称】《油气藏评价与开发》
【年(卷),期】2024(14)2
【摘要】渤海BZ油田主要为潜山碳酸盐岩油藏,目前已进入开发中后期,由于储层非均质性强,裂缝、孔洞分布规律复杂,导致油井生产特征复杂、产量递减快、动静
态储量认识存在较大差异等问题。
为此,在常规测井资料、薄片和少量岩心分析资
料的基础上,结合不稳定试井和生产特征等资料,建立了油田碳酸盐岩储层类型动静
态特征综合识别标准,渤海BZ油田碳酸盐岩储层主要划分为裂缝型、裂缝-孔隙型、孔隙型3种类型储层;基于静态优质储层预测,综合考虑了储层的平面、纵向的非均质性,建立了三维数值试井模型,精细刻画识别了复杂井储层边界和连通状况,合理评价了动态储量,证实了太古界潜山含油气潜力,为油田开发中后期制定调整对策提供
依据,指导油田调整挖潜,并获得高产验证。
【总页数】9页(P308-316)
【作者】闫建丽;李超;马栋;李卓;王鹏
【作者单位】中海石油(中国)有限公司天津分公司
【正文语种】中文
【中图分类】TE345
【相关文献】
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2.裂缝性潜山油藏渗流特征及不稳定注水策略——以渤海锦州25-1南油田潜山油藏为例
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4.渤海锦州M油田潜山界面特征及录井识别方法研究
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复杂断块油藏二次开发技术研究
复杂断块油藏二次开发技术研究[摘要]曙光油田是一个开发30多年的老油田，大部分区块已进入开发中后期，可采储量采出程度平均达到80%以上，但受地质条件的影响及开发方式的制约，部分复杂断块仍具有一定的开发潜力。
近年来，曙光油田按照“三重”技术路线，综合利用vsp测井、地震精细解释、油藏数值模拟、储层评价等多种技术手段，在重构地下认识体系的基础上开展二次开发研究。
其中杜99块废弃原直井井网，分两套层系，采用交错叠置式井网进行水平井整体开发，共实施水平井15口，取得显著效果，使一个濒临废弃的老区块重现生机。
[关键词]复杂断块；地震；数值模拟；二次开发；井网；水平井中图分类号：te313.1 文献标识码：a 文章编号：1009-914x （2013）23-0073-011 概况1.1 地质特征杜99块位于辽河断陷西部凹陷西斜坡中断。
开发目的层为下第三系沙河街组三段大凌河油层。
含油面积0.6km2，地质储量222×104t 。
1.2 开发简况区块1993年投入开发，采用100～200井距不规则热采吞吐井网。
2006年底区块总井数17口，开井9口，日产油10t，采油速度0.17%，累产油11.65×104t，采出程度5.25%，可采储量采出程度37.5%，累计油汽比0.42。
2 二次开发前存在的主要问题2.1 地质体认识程度低一是造认识程度低。
早期技术手段单一，主要依据钻测井资料进行的构造认识相对简单，虽然区块边界断层较为落实，但未能发现内部次级断层，对微构造的认识也十分欠缺；二是油水关系复杂。
区块油水关系极为复杂，存在多套油水组合，油水界面均不统一，使生产层位的拟定难度较大。
2.2 直井开发井网不适应区块平均吞吐6.0周期，平均单井产油仅4660t。
单井生产效果差异较大，其中正常生产井只有8口，点总井数32%，平均单井前三周期产油4131t，油汽比0.70；效果较差油井17口，占总井数68%，平均单井前三周期产油1007t，油汽比只有0.19。
桩西古潜山超低压碳酸盐岩油藏钻井技术探讨
第30卷第2期2002年4月 石 油 钻 探 技 术PETROL EUM DR I L I N G T ECHN I Q U ESV o l.30,N o.2A p r.,2002收稿日期:2001210222作者简介:马英俊(1961—),男,山东寿光人,1983年毕业于兰州大学地质系区域地质专业,高级工程师,现在中国科学院长沙大地构造研究所攻读博士学位。
联系电话:(0546)8489800!钻井与完井#桩西古潜山超低压碳酸盐岩油藏钻井技术探讨马英俊(胜利石油管理局桩西采油厂,山东东营 257037)摘 要:概述了我国东部古潜山地层典型地质结构特点,从地质构造特征入手分析了古潜山地层储层油气性和二次(三次)开发中存在的问题,并给出了该区二(三)次开发(阶段)中提高油气采收率,进一步开发剩余油区、死油区等可以借鉴的钻井技术。
关键词:古潜山油气藏;碳酸盐岩油气藏;小眼井;导向钻井;定向井;防止地层损害中图分类号:T E31313;T E349 文献标识码:B 文章编号:100120890(2002)022*******1 概 述中国石油化工集团公司与马来西亚云顶石油天然气(中国)有限公司合作,进行提高桩西古潜山采收率作业项目的研究。
2001年3月28日,对桩西一口老井——Z12027井进行加深钻井作业,在施工后期,因地层压力已异常低,地层漏失严重,部分井段套管因年代久远而破裂折断,射孔段出水出砂。
又因沉砂卡钻漏失,造成套管进一步严重变形,最终导致井眼报废,造成几千万元的经济损失。
该井的失败给作业者提出了一些新的问题:老井提高采收率的改造方向和技术、如何选择可改造的老井等。
在地层压力系数仅013～017的桩西古潜山油藏二次开发阶段,在具有裂缝和孔隙双重介质的超低压碳酸盐岩油藏中,如何应用新的钻井技术、工艺、方法和材料,顺利实施科学钻井作业,保护好油层,探索出一条提高油藏采收率的技术方法,进而指导该地区特殊油藏类型实施二次开发,具有重要和现实意义。
油藏立体开发研究进展与现状
油藏立体开发研究进展与现状摘要：油藏立体开发在辽河油田和胜利油田虽然已经有所应用，但是油藏立体开发的油藏类型、目的、内涵等都有很大不同。
文章对各自的应用重点、研究程度等进行了介绍。
同时介绍了国外在立体开发重要基础——重力驱开发方面的研究成果。
最后介绍了油藏立体开发前景、将来可能的主要应用领域——变质岩基岩潜山油藏在全球的分布情况，以及未来主要研究方向。
关键词：油藏立体开发重力驱变质岩潜山关键技术1 油藏立体开发在中国方兴未艾立体开发，在城市规划等领域虽然早有提出和应用，但是在油气田开发中却少有研究。
辽河油田第一次明确提出油气田立体开发的概念、内涵，并应用于兴隆台变质岩潜山油藏和巨厚层稠油油藏开发实践[1]。
油藏立体开发通过设计有针对性的井网，合理选取开发方式和井型，利用重力势能，最大程度地提高油气采收率，经济、高效实现油气开采的新型开发模式。
既适用于巨厚或者大倾角砂岩油藏，更适用于高角度裂缝发育的碳酸盐岩油藏、火山岩油藏和变质岩油藏。
立体开发的渗流机理中既考虑水平方向上的注采压力差、粘滞力等水平作用力对流体渗流的影响，同时考虑重力、毛细管力等垂直作用力对流体渗流的影响。
在中国，油藏立体开发作为关键词最早是在2007年提出的，但是其概念、内涵和所应用的油藏类型在2013年之前一直比较模糊，甚至存在较大差异。
以立体开发应用的油藏类型，就有两种主要类型：一种是以王端平、关富佳、张金岗[2-4]研究、应用的复杂断块油藏。
针对复杂断块油藏断裂系统复杂、断块小、油层多、非均质性强、油水关系复杂，造成开发单元分散，难以形成开发井网，布井难度大的特点，王端平提出通过层系、井网、钻采工艺的立体优化, 对平面上大小不等的块和纵向上渗透率差异大的层, 实现统筹兼顾, 一次调整到位, 从而达到经济有效开发的目的。
同时总结了层系、井网、钻井、采油4方面优化方向的转变：层系的立体优化由原来的分段划分向相似划分转变, 由逐步细分向一次细分到位转变井网的立体优化由断块内完善向跨断块完善转变；井网由仅考虑构造因素向考虑多因素各向异性影响转变, 由多期井网向一期井网转变；钻采工艺的立体优化由原来的水平井单一井型为主, 转变为多靶点定向井、跨块水平井、绕锥弧形井等复杂结构井，在采油工艺方面由原先的分层注水转为分采分注及同井采注, 由原先的作业换层转为智能换层。
潜山油气成藏模式分析与研究--以高升潜山为例
油气勘探化 工 设 计 通 讯Petroleum ExplorationChemical Engineering Design Communications·233·第46卷第2期2020年2月历经多年的勘探，辽河油田周边潜山均有储量发现，但是高升地区地处辽河坳陷西部凹陷西斜坡北段，一直未有储量发现，是西部凹陷勘探程度一直较低的地区[1]。
目前除南部曙111、112等井在元古界获得工业油气以外，以往由于元古界潜山内幕比较复杂，勘探工作一直未有突破，加之该区资料较少，因而对该高升元古界潜山的认识一直不清，但经过分析认为，该区无论是从生油条件、储集条件、或是保存条件都是比较有利的。
本工作对元古界潜山成藏模式进行研究，从而为后续划分重点有利区带，实施勘探部署，最终上报规模储量提供相应的技术支持。
1 油气成藏分析潜山油气藏主要包括三部分：中生界砂砾岩、元古界碳酸盐岩、太古界变质岩。
这些潜山型油气藏主要集中于凹陷基岩底部。
从西部斜坡带到凹陷深陷区之间存在着许多凹陷，因此沉积生成了一系列的潜山油气藏，每一区域的埋藏深度均不同。
潜山油气藏的分类有很多方式，可以依据与油源的距离而进行分类。
其中距离相对较小的被称为源内型，源边型则距离要超过前者，相对较远的被称为源外型。
如果潜山油气藏埋藏于烃源岩下，那么属于源内型，上面由烃源岩覆盖，二者接触面积相对较大；或者有隔挡层在二者之间，但存在着断层，油气可以利用这种断层来运移。
从大多数潜山油气藏的情况来看，一般在古近系生油洼陷处，如果从地理特点上来看，往往位置较深，但有着十分丰富的油源条件。
源边型并不在生油凹陷区底处，而是位于其周围，与潜山相近邻，与生油洼陷距离不远。
它的特点在于深度要浅于前者，相对比较适中，由于处于高势能区，油气会向此处运移，进而聚集起来，相对比较有利。
源外型与生油洼陷距离相对较远，但是彼此之间存在断层，依靠断层来作为已生成油气的运移通道，同时也可以通过层与层之间岩性的平整的层界面进行已生成油气的运移，在潜山内部有利于储集的层位中聚集起来，最终形成潜山内部的油气藏[2]。
油藏存储层建设研讨
油藏存储层建设研讨1潜山油藏成因及地质特征变质岩潜山在我国东部的渤海湾地区分布广泛。
文中以辽河盆地为例，根据钻井资料，该盆地广泛分布太古界变质岩系，构成其最古老的结晶基底。
基岩受到多次活跃的岩浆影响，不断发生变质作用，造成各类岩错分布。
该区域也曾受多期地质构造作用影响，产生了持续周期性的断裂活动，对潜山的形成及后期潜山披覆构造具有重要影响。
断层作用形成了复杂的断层微裂缝及储层微裂缝，成为成藏过程中油气运移的通道。
潜山带的各侧均存在断距较大的断裂，使生油岩与潜山接触，为变质岩潜山提供区域性大面积的供油窗口，断裂同期产生的不整合面及断面也成为油气运移通道。
上覆泥岩为顶部油气藏提供有效的盖层，由于变质作用，潜山内发育了不同岩性，其中由暗色矿物体积分数较高的斜长角闪岩、基性辉绿岩组成的致密岩层，确保了内幕油气藏的保存。
此类油气藏为常压成藏系统，说明内幕储层相互连通［1-9］。
以胜601潜山油藏为例建立储层地质模型。
2潜山储层建模2.1潜山岩相控制模型相控建模的基本思想，是同一层内相同沉积微相或岩相具有相近的参数分布特征。
辽河油田在长期的地质研究中形成了“优势岩性”理论：在同样构造应力作用下，暗色矿物体积分数较高的岩石塑性较强，不容易产生裂缝，难成为储集岩；暗色矿物体积分数较低的岩石塑性较弱，容易产生裂缝而成为储集岩。
按照岩心分析资料，由各种变质岩暗色矿物的体积分数对变质岩古潜山进行岩石排序，形成岩性序列。
在岩性序列中，靠前的岩性相对于靠后的岩性为“优势岩性”。
根据录井资料，胜601潜山油藏中主要分布混合花岗岩、片麻岩、辉绿岩。
按照暗色矿物体积分数排序如下：辉绿岩片麻岩混合花岗岩。
依据“优势岩性”理论，胜601油藏中易形成储层的岩石岩性依次为混合花岗岩、片麻岩、辉绿岩。
采用序贯指示模拟法进行建模，如图1所示。
变质岩潜山油藏是典型的裂缝性油藏，具有双重孔隙性质，因此，应分别考虑基质和裂缝的性质进行建模。
由于基质属性主要受岩性分布控制，不同岩性油藏的孔隙度、渗透率存在一定差异，因而需要在岩性控制基础上对基质属性进行离散。
浅议车古201块潜山油藏开发对策及效果分析
浅议车古201块潜山油藏开发对策及效果分析陈领君王小芳（中国石化集团胜利油田分公司河口采油厂，山东东营257200）摘要潜山油藏车古201块于2000年投入开发，2006年转注水开发，近年来由于地层能量有所下降，含水上升，平面矛盾突出，区块稳产难度较大。
针对该区块存在的问题，在精细油层分析的基础上，实施周期注水、电泵提液等措施挖掘区块潜力。
关键词周期注水；潜山；提液；酸压1 油藏概况富台油田车古201块潜山位于山东省无棣县车西地区大王北西南部，构造位置位于济阳坳陷车镇凹陷车西洼陷埕南断裂带下降盘，南邻东风港、套尔河油田，东临大王北油田。
2000年7月完钻的车古201井在沙河街组、古生界钻遇油层，太古界亦有油气显示，其中古生界中途测试3段，获得高产油流，为该块的开发奠定了基础。
到目前为止，该块探明含油面积9.7×km2，地质储量1188×104t，动用含油面积5.3×km2，动用地质储量可采储量677×104t，标定采收率15.1%。
车古201潜山主要受西、北部埕南大断裂控制的背斜型潜山，属内幕潜山，内部受次级断层分割复杂化。
原始地层压力为41.28MPa，饱和压力为28.54MPa。
2. 开发特征与开发简历区块油井平面产能及纵向产能差异大，主要原因为储层发育受岩性因素影响。
边底水不活跃，天然能量不足，初期产量递减呈直线下降，开发初期2002年单井日油为30吨/天，到2003年就下降到14吨，初期下降幅度高达53.3%。
①试采、产能建设阶段（2000—2003.6）。
2000年车古201井投入试采后，日产油达55t，2001—2003年进行新区产能建设，先后动用车古201块、车古204块，共设计动用含油面积11.1km2，石油地质储量1581x104t，新建产能24x104t，最高年产油量6.6x104t。
阶段末开油井18口，日液水平283t/d，日油水平234t/d，含水17.2%，采油速度2.05%，累积采油8.54x104t。
曙光低潜山带难采储量二次评价研究
曙光低潜山带难采储量二次评价研究摘要：曙光低潜山带上报探明储量以来受潜山内幕不清、直井产能低等方面的制约，无法经济开发。
本次针对潜山内幕探索性地开展地层层序、潜山内幕岩性剖面、内幕构造、储层评价、油藏特征等方面的研究，利用水平井提高裂缝钻遇率和油层钻遇厚度，提高油井日产能力，实现经济有效开发，动用难采储量的目的，为同类难采储量区块早期评价提供新的思路。
关键词：碳酸盐岩潜山；曙光低潜山带；二次评价；难采储量引言曙光低潜山带构造上位于辽河断陷西部凹陷西斜坡中段，其西北为曙古潜山，南为杜古潜山，均为长期稳产、高产的老油气田。
曙光低潜山带自1996至1999年陆续上报探明石油地质储量988×104t，由于潜山裂缝性油藏的特殊性，特别是潜山内幕研究成为制约潜山有效动用的难点，十多年来尚有369×104t地质储量未投入开发。
在对区域地震、地质资料精细复查、分析的基础上，对该潜山进行了难采储量二次评价部署研究。
主要依据如下：⑴潜山位于斜坡向洼陷的转折部位，中、新生代构造运动活跃，断裂异常发育，有利于油气富集。
但由于地震资料品质受限且井控程度低，构造长期未重新落实。
⑵潜山在新生界沉积前长期裸露地表，受构造运动和后期成岩改造作用的控制，发育了良好的储集空间。
⑶具有较好的出油井点。
潜山共完钻各类井24口井，11口井投入试采，单井产量相差悬殊，投产初期单井日产油5～70t/d。
如曙125井初期日产油55.8t/d，累产油12454t。
⑷水平井技术优势明显且技术渐趋完善，为二次评价提供了技术保障。
通过改变井型和开发方式有助于提高单井产能，达到经济有效开发的目的[1]。
1 曙光低潜山带基本地质特征1.1地层上报探明储量以前，由于当时生物地研究手段和水平有限，未能在这套潜山地层的取心样品中发现可标定地层时代的生物化石资料，只能用周边有限的露头资料以及井下钻遇潜山的岩性特征和相应的地球物理测井资料对比潜山地层进行划分对比。
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复杂潜山油藏二次开发研究
复杂潜山油藏二次开发研究
摘要：针对安1-安97潜山主体部位水淹程度高，水驱油效率较差，以及边部储量难动用的开发矛盾，开展了储层精细研究，认为主体呈块状、边部及安97块呈层状特征明显，采用了边部水平井+直井组合开发，主体部位开展多元化注水方式控制含水上升，开发效果得到显著提高。
对同类油藏提高开发效果具有重要的指导意义。
关健词：裂缝潜山油藏水平井组合开发多元化注水方式
引言
安1-安97潜山构造上位于大民屯凹陷东胜堡潜山带静安堡油田的中部，目的层为太古界，油藏埋深2420～3000m，为裂缝型块状构造油藏。
探明含油面积合计为10.1km2，地质储量1538×104t。
油藏原始压力系数在0.92～1.05之间，地层温度梯度在2.48～3.12℃/100m之间。
原油性质属高凝油，密度为0.8569g/cm3，粘度6.74mPa・s，凝固点51.5℃，含蜡35.69%，胶质沥青含量10.84%。
该潜山区块目前开发上存在的问题：①目前井网开发方式下，采出程度和采油速度均比较低，提高采收率空间有限：②平面上动用不均衡，油藏主体部位动用程度比较高，而边低部位难以动用；③存在潜山注水水窜问题，主体部位水淹水窜严重，难以有效抑制。
一、储层精细研究
1.储层岩性
安1-安97潜山地层岩性为一套变质岩体系，主要以深度变质的混合花岗岩为主，局部有黑云母斜长片麻岩、浅粒岩、斜长角闪岩以及辉绿岩、煌斑岩岩脉等，储集岩以混合花岗岩为主【1】。
2.储集空间类型及划分标准
从安101等井岩心常规物性分析中，发现除了宏观裂缝外，尚有四种微裂缝：① 长石类矿物的解理缝；② 长石、石英的裂纹缝：③ 晶间缝：④ 片理、片麻理缝【2】。
利用3700测井资料研究表明，微裂缝储层主要集中在声波时差Δt≥55，电阻率：2000≥Rt≥100Ω・m的范围内，而干层和差油层声波时差≤55μs/in【3】。
3.裂缝分布特征研究
从断裂裂缝分布的实际观测入手，在地质分析、室内物理力学实验以及岩心描述的基础上，采用地震属性层提取和相干分析、地质成因法，对潜山变质岩储层裂缝进行预测分析预测。
① 相干体技术预测裂缝。
相干体技术已成为断层解释和裂缝预测的重要手段，它是根据地震道与道之间的相似性来进行断层和裂缝发育区带的判别，地层横向突变（断层）、渐变（裂缝）及横向均匀在相干体数据体中将分别表现为完全不相干、部分相干和完全相干。
②地质成因法预测裂缝分布（3Dmove、3DStress）。
构造正反演裂缝预测方法是一种地质成因法。
它通过对地层的构造发育历史进行反演和正演来计算每期构造运动对地层产生的应变量，然后用应变量作为主控参数，同时考虑地层厚度、岩性、裂缝发育方向等参数对裂缝发育的相对富集带及主要发育方向进行预测【4】。
综合上述研究发现，该潜山同一区域储层基本能够连片，但厚度变化较大，分布不均衡，有一定非均质性。
二、二次开发潜力分析
安1―安97太古界（Ar）潜山储量规模比较大，合计探明储量1538×104t。
油藏边部动用程度较低，北部安97块采出程度仅为7.1%。
近期边部胜25-9井和胜25-10井补层、压裂以及胜26-12井压裂都收到了很好的增油效果，以及低部位实验水平井安1-H1井取得成功，为边部储量有效开发提供了依据。
三、二次开发部署研究
1.二次开发思路
通过利用动静态资料，加强储层研究，落实纵向、平面上储层分布特点，针对边部储层低渗，具有明显分段性特点，采用“水平井采油+直井分段注水”组合开发；针对主体裂缝较发育，水淹程度较重，创新注水模式，发展多元化注水方式，控制油井含水上升速度，实现潜山油藏的整体二次开发。
2.二次开发方式研究
2.1井网、井距的确定
针对具有高角度裂缝发育的古潜山油藏储层地质特点，按井网井距a为350m，排距d为350m，主井筒长度300m采用3种井网（HWP1、HWP2、HWP3）进行数模。
其中水平井-直井混合井网HWP1的初期产能无明显变化，而井网HWP2和HWP3的初期产能随井排距增加而增加；三种井网的10年末累产油均随井排距增加而增加，10年末采出程度和含水率随井排距增加而减小，见水时间随之延后，地层压力随井排距加大而逐渐升高。
图1 三种基本井网模式
根据图2、图3数值模拟的结果，三种井网各种开发指标较好，注采井位关系灵活易调整，对地层条件的适应性较强，直井和水平井采油可以兼顾主力油层和其它油层，但是相比较而言，可以看出HWP2优于HWP3。
图2 水平段长300m时不同井排距下初期产能图3水平段长300m时不同井排距下十年末累产油
2.2水平井长度的确定
其他参数不变，取不同水平段长度进行研究。
根据图4、图5可以看出，随着水平段长度的增加，初期产能
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与水平段长度呈线性递增关系，十年累产油量依然呈线性递增关系，但当水平段长度达到700m时，十年累产油量增加幅度开始变缓。
图4主井筒长度与初期产能关系图图5井筒长度与十年累产油关系图
2.3水平井方向确定
安1-安97块裂缝方位为北东向及近北西西向，水平井取向应尽量与两个主裂缝方向垂直，以更大程度的提高水平井钻遇油藏裂缝机遇，因此水平井方位为北北东向。
根据安1安97块的实际情况，部署区有效厚度在50m左右，要使单井控油储量在25-30×104t，利用老井注水，区块井距350m，水平段长度500m～700m较合适。
3.二次开发部署结果
经过综合分析研究，在潜山边部采用“直井+水平井组合开发”方式，共规划水平井16口，注水井17口（待转注5口）。
三、实施效果分析
1.完钻水平井投产效果好，截至目前，油藏边部共完钻水平井5口，正钻1口。
初期平均日产油16.0t，目前平均日产油7.6t，累产油
2.8527×104t，。
2.多元化注水使区块开发形式逐渐好转，地层压力稳定，注水效果明显改善，区块日产油由2009年底163t上升至目前的187t，采油速度由0.59%上升至0.64%，综合含水由63%下降至57%。
3.安1潜山油水界面下推至-3300m，累计新增石油地质储量约为820×104t。
四、结论
1.加强油藏再认识，落实油藏类型是潜山油藏实施二次开发的前提条件。
2.通过注水调整，开展“多对一”、“多井点强弱轮替”等多元化注水，能够进一步改善裂缝性潜山油藏水淹区开发效果。
3.“直井+水平井”组合注水开发方式能够实现低渗潜山油藏的有效动用。
参考文献：
【1】王允诚. 裂缝性致密油气储集层M].北京：地质出版社，1992：87-121.
【2】张学汝等. 变质岩储集层构造裂缝研究技术M].北京：石油工业出版社，1998：10-13. 【3】朱留方等.太古界变质岩储集层测井资料综合评价[J].天然气工业，2005；25（11）：39-42.
【4】孟召平等.边台潜山精细油藏描述[M].北京：中国矿业大学，2008：107-128.。