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摘 要：海上“薄散弱”油藏由于其油层薄、砂体小、分布零散、天然能量弱，大多难以经济有效开发。该文通过井震结合韵律层细分对比技术建立等时地层格架，储层沉积学研究确定砂体成因类型，并利用叠前纵横波联合反演、定量地质知识库、地质统计学等方法对储层的空间展布进行了精细刻画并运用相约束下三维地质建模技术对其进行定量表征。在储层精细描述的基础上，提出并实践了地层自流注水开发和多底多分支水平井开发技术。实践表明，相对于定向井衰竭式开发，单井日产量可提高11倍，采收率约可提高20个百分点，开发效果得到明显改善，这为海上“薄散弱”油藏及类似难动用储量的经济有效开发提供了一条新的途径。
关键词：海上油田 薄散弱油藏 地层自流注水 多底多分支水平井
中图分类号：TE53 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2014）04（a）-0040-03
随着油田开发的不断深入，易动用储量的挖潜潜力越来越小，难度却越来越大，因此，难动用储量的有效开发已成为开发中后期增储上产的重要内容[1]。难动用储量中很大一部分为“薄散弱”油藏，即油层薄，含油面积小、砂体分布零散、天然能量弱的油藏。这一类油藏采收率较低，大部分不足10%，再加上储量规模小，往往难以经济有效开发，尤其是对于海上油田。相对于陆上油田来说，受开发成本、平台井槽、平台空间、设施能力等方面制约，海上油田对单井产能、措施成本等具有更高的要求，陆上油田成熟的开发技术，并不适合在海上“薄散弱”油藏推广应用。本文将以X油田L4油藏为例，探索海上“薄散弱”油藏经济有效开发方式，并期许为类似油藏的开发提供借鉴和参考。
1 地质概况
X油田L4油藏位于我国海域，圈闭形态为长轴背斜，油藏埋深-2580～-2630 m，纵向上分为L4a、L4b、L4c和4d共4个小层，其中L4b和L4c为主要含油层，各小层地层厚度10～15 m，层间均有稳定的泥岩（图1）。
主要储集砂体为三角洲前缘水下分流河道砂和河口坝砂，岩性为粉～细砂岩，储层垂厚0.8～5.7 m，平均2.2 m，测井解释孔隙度15%～21%，渗透率21mD～152mD；砂体横向连续性较差，75%的砂体仅被单井钻遇，单个含油砂体面积0.33～0.77 km2；油藏类型为构造～岩性油藏，边底水不活躍，表现为“薄、散、弱”特征。
2 储层精细描述
为探索“薄散弱”油藏的有效开发方式，有必要先对储层进行精细描述[2～3]。通过探索和实践，该文采用的通过井震结合韵律层细分对比及沉积微相研究，构建等时地层格架、确定砂体成因，进而采用基于地质模式指导下的地质～地震方法刻画砂体空间展布，并以三维地质建模技术对其精细描述的薄储层描述方法，可有效提高储层预测精度，本区最小可有效识别4 m左右的薄砂层。
通过对测井资料的归一化处理及测井曲线重构，井口岩石物理分析，合成记录及层位标定，利用近、中、远道3个部分叠加的地震数据和对应的提取子波进行反演，最终得到纵波速度、横波速度及密度、泊松比、纵横波速度比（Vp/Vs）等数据[4]。井震分析表明，Vp/Vs对本区储层响应较为敏感，即储层的Vp/Vs表现为低值，大多小于1.85，而泥岩的Vp/Vs则呈现高值特征。图1为反演得到的X油田L4层Vp/Vs剖面图，图中井轨迹上的黄色代表砂岩，灰色代表泥岩，可见低Vp/Vs值（剖面上呈红色、黄色）与储层对应关系良好，可以利用该属性对储层进行预测。
在叠前纵横波联合反演的基础上，通过三角洲前缘亚相的沉积模式为指导，辅助地层压力资料、定量地质知识库、地质统计学等信息，对砂体进行追踪，从而精细刻画其在空间的展布。例如，根据河道砂体宽厚比的统计关系，计算L4b层水下分流河道宽度为60～350m，平均为140 m；岩心古地磁分析资料表明，砂体走向为NW120°～NW135°；因此，综合砂体的精细刻画，可运用相约束下的三维地质建模将其定量表征，从而指导后续的调整挖潜。
3 “薄散弱“油藏有效开发探索与实践
在储层精细描述的基础上，针对“薄散弱”油藏进行了基于多底多分支水平井技术和地层自流注水技术的开发实践。
3.1 多底多分支水平井开发技术
3.1.1 探索实践
本区主力含油层为L4b和L4c，含油砂体纵向上叠置，但平面上孤立分布，连续性差，单个含油砂体面积（0.37～0.77）km2，原油地质储量（8～23）×104m3，单独开发其中任一砂体，均无经济效益，不具备开发价值。为实现这些零散砂体的有效开发，设计并实践了多底多分支水平井技术。多底多分支水平井是指在井眼的某个深度向某个方向侧钻一个或多个水平分支，一方面可以增加泄油面积，发挥水平井高效高产优势，同时可以共用一个井眼开采不同油藏或者同一油藏不同方向上油层，增加单井动用储量[5]。基于多底多分支水平井可以将L4b、L4c油藏“串糖葫芦”式予以有效动用，设计了A2井，并在L4b和L4c油藏各钻2个分支（图2）。
3.1.2 应用效果
多底多分支水平井A2井水平段累计进尺2268 m，共钻遇油层1040.2 m，油层钻遇率45.9%（表1）。该井初期自喷生产，日产油369 m3；而生产相同层位的A1井（分支水平井）初期日产油为190 m3；探井X4井（直井）DST测试日产油34.3 m3。可见，多底多分支水平井可有效提高单井初期产量，初期产量约为分支水平井的2倍、为直井的11倍。
3.2 地层自流注水开发技术
3.2.1 探索实践
2007年针对L4b油藏钻了一口分支水平井A1，该井4个分支水平段长度共1152 m，累计钻遇油层612.5 m，油层钻遇率53.2%。初期自喷生产，日产油190 m3，半年后因无法自喷改为气举生产，日产油20～30 m3；同时地层压力从初期的25.5 MPa下降到16.1 MPa。分析认为，A1井产量递减快主要是由于地层能量不足所致。 为改善A1井的开发效果，结合本区地质油藏特征，进行了地层自流注水技术的开發实践[7]。地层自流注水是指将水体较大、能量较充足的地层水引入到需要补充能量的油藏，其原理是利用水源层与油层之间的压差，达到注水开发的效果。地层自流注水具有免钻注水井、免注水设施、免后期维护、节省平台空间、且经济环保等优势，其水源可以来自需要注水油层的下部，也可以在其上部（图3），只要水源层天然能量充沛、与注入层存在一定压差、且地层水配伍性好即可。
在A2井开发L4b、L4c油层的同时，先钻A2-W2注水分支，从而将上部的H3水层（砂体稳定分布，厚度100～120 m，水体能量充沛，底部与L4b油层顶垂直距离约100 m）引入到L4b油层，实现地层自流注水开发（图2）。
3.2.2 应用效果
在2009年1月实施地层自流注水前，A1井依靠气举生产，井口油压约2.0 MPa，产油量为20 m3/d；实施地层自流注水后，A1井可自喷生产，油压7.9 MPa，产油量最高达65 m3/d。同时，2009年5月测得地层压力为17.5 MPa，较地层自流注水前已回升了约2 MPa，表明地层自流注水已见成效。目前A1井仍在自喷生产，日产油25 m3，生产状况良好。
数值模拟研究表明，L4b油藏采用衰竭式开采最终采收率为12%，实施地层自流注水后，预计油藏采收率可达32%，较衰竭式开发提高20个百分点。地层自流注水技术可有效提高弱水驱油藏采收率，对于需要边缘注水、甚至大规模注水的油田（可以通过生产管柱的适当优化）也具参考价值。
4 结语
（1）采用多底多分支水平井技术开发薄、散油藏，单井日产量约为水平井的2倍，为直井的11倍，可有效改善薄、散油藏开发效果，这为开发中后期剩余油的高效挖潜及低丰度、难动用储量的有效开发提供了一条的新的途径。
（2）探索并实践了利用地层自流注水技术开发弱水驱油藏，实现了海上天然能量弱、平台无注水设施的小规模油藏有效开发，并较衰竭式开发可提高采收率约20个百分点。
参考文献
[1] 陈程.油气田开发地质学[M].北京：地质出版社，2013.
[2] 姜平，于兴河，黄月银，等.储层精细描述在东方1-1气田中的应用[J].地学前缘，2012，19（2）：87-94.
[3] 姚云霞，刘江，张雷.叠前纵横波联合反演技术在PH油田薄储层预测中的应用[J].中国海上油气，2011，23（6）：377-379.
[4] 王继平，任战利，李跃刚，等.基于储层精细描述的水平井优化设计方法[J].西北大学学报（自然科学版），2012，42（4）：642-648.
[5] 许佩勇.水平井在薄层稠油油藏中的应用[J].科技创新导报，2011（20）：39-39.
[6] Kazuo Fujita.Pressure maintenance by formation water dumping for the Ratawi Limestone Oil Reservoir，Offshore Khafji[J].Journal Petroleume Technology，1982，34（4）：738-754.
关键词：海上油田 薄散弱油藏 地层自流注水 多底多分支水平井
中图分类号：TE53 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2014）04（a）-0040-03
随着油田开发的不断深入，易动用储量的挖潜潜力越来越小，难度却越来越大，因此，难动用储量的有效开发已成为开发中后期增储上产的重要内容[1]。难动用储量中很大一部分为“薄散弱”油藏，即油层薄，含油面积小、砂体分布零散、天然能量弱的油藏。这一类油藏采收率较低，大部分不足10%，再加上储量规模小，往往难以经济有效开发，尤其是对于海上油田。相对于陆上油田来说，受开发成本、平台井槽、平台空间、设施能力等方面制约，海上油田对单井产能、措施成本等具有更高的要求，陆上油田成熟的开发技术，并不适合在海上“薄散弱”油藏推广应用。本文将以X油田L4油藏为例，探索海上“薄散弱”油藏经济有效开发方式，并期许为类似油藏的开发提供借鉴和参考。
1 地质概况
X油田L4油藏位于我国海域，圈闭形态为长轴背斜，油藏埋深-2580～-2630 m，纵向上分为L4a、L4b、L4c和4d共4个小层，其中L4b和L4c为主要含油层，各小层地层厚度10～15 m，层间均有稳定的泥岩（图1）。
主要储集砂体为三角洲前缘水下分流河道砂和河口坝砂，岩性为粉～细砂岩，储层垂厚0.8～5.7 m，平均2.2 m，测井解释孔隙度15%～21%，渗透率21mD～152mD；砂体横向连续性较差，75%的砂体仅被单井钻遇，单个含油砂体面积0.33～0.77 km2；油藏类型为构造～岩性油藏，边底水不活躍，表现为“薄、散、弱”特征。
2 储层精细描述
为探索“薄散弱”油藏的有效开发方式，有必要先对储层进行精细描述[2～3]。通过探索和实践，该文采用的通过井震结合韵律层细分对比及沉积微相研究，构建等时地层格架、确定砂体成因，进而采用基于地质模式指导下的地质～地震方法刻画砂体空间展布，并以三维地质建模技术对其精细描述的薄储层描述方法，可有效提高储层预测精度，本区最小可有效识别4 m左右的薄砂层。
通过对测井资料的归一化处理及测井曲线重构，井口岩石物理分析，合成记录及层位标定，利用近、中、远道3个部分叠加的地震数据和对应的提取子波进行反演，最终得到纵波速度、横波速度及密度、泊松比、纵横波速度比（Vp/Vs）等数据[4]。井震分析表明，Vp/Vs对本区储层响应较为敏感，即储层的Vp/Vs表现为低值，大多小于1.85，而泥岩的Vp/Vs则呈现高值特征。图1为反演得到的X油田L4层Vp/Vs剖面图，图中井轨迹上的黄色代表砂岩，灰色代表泥岩，可见低Vp/Vs值（剖面上呈红色、黄色）与储层对应关系良好，可以利用该属性对储层进行预测。
在叠前纵横波联合反演的基础上，通过三角洲前缘亚相的沉积模式为指导，辅助地层压力资料、定量地质知识库、地质统计学等信息，对砂体进行追踪，从而精细刻画其在空间的展布。例如，根据河道砂体宽厚比的统计关系，计算L4b层水下分流河道宽度为60～350m，平均为140 m；岩心古地磁分析资料表明，砂体走向为NW120°～NW135°；因此，综合砂体的精细刻画，可运用相约束下的三维地质建模将其定量表征，从而指导后续的调整挖潜。
3 “薄散弱“油藏有效开发探索与实践
在储层精细描述的基础上，针对“薄散弱”油藏进行了基于多底多分支水平井技术和地层自流注水技术的开发实践。
3.1 多底多分支水平井开发技术
3.1.1 探索实践
本区主力含油层为L4b和L4c，含油砂体纵向上叠置，但平面上孤立分布，连续性差，单个含油砂体面积（0.37～0.77）km2，原油地质储量（8～23）×104m3，单独开发其中任一砂体，均无经济效益，不具备开发价值。为实现这些零散砂体的有效开发，设计并实践了多底多分支水平井技术。多底多分支水平井是指在井眼的某个深度向某个方向侧钻一个或多个水平分支，一方面可以增加泄油面积，发挥水平井高效高产优势，同时可以共用一个井眼开采不同油藏或者同一油藏不同方向上油层，增加单井动用储量[5]。基于多底多分支水平井可以将L4b、L4c油藏“串糖葫芦”式予以有效动用，设计了A2井，并在L4b和L4c油藏各钻2个分支（图2）。
3.1.2 应用效果
多底多分支水平井A2井水平段累计进尺2268 m，共钻遇油层1040.2 m，油层钻遇率45.9%（表1）。该井初期自喷生产，日产油369 m3；而生产相同层位的A1井（分支水平井）初期日产油为190 m3；探井X4井（直井）DST测试日产油34.3 m3。可见，多底多分支水平井可有效提高单井初期产量，初期产量约为分支水平井的2倍、为直井的11倍。
3.2 地层自流注水开发技术
3.2.1 探索实践
2007年针对L4b油藏钻了一口分支水平井A1，该井4个分支水平段长度共1152 m，累计钻遇油层612.5 m，油层钻遇率53.2%。初期自喷生产，日产油190 m3，半年后因无法自喷改为气举生产，日产油20～30 m3；同时地层压力从初期的25.5 MPa下降到16.1 MPa。分析认为，A1井产量递减快主要是由于地层能量不足所致。 为改善A1井的开发效果，结合本区地质油藏特征，进行了地层自流注水技术的开發实践[7]。地层自流注水是指将水体较大、能量较充足的地层水引入到需要补充能量的油藏，其原理是利用水源层与油层之间的压差，达到注水开发的效果。地层自流注水具有免钻注水井、免注水设施、免后期维护、节省平台空间、且经济环保等优势，其水源可以来自需要注水油层的下部，也可以在其上部（图3），只要水源层天然能量充沛、与注入层存在一定压差、且地层水配伍性好即可。
在A2井开发L4b、L4c油层的同时，先钻A2-W2注水分支，从而将上部的H3水层（砂体稳定分布，厚度100～120 m，水体能量充沛，底部与L4b油层顶垂直距离约100 m）引入到L4b油层，实现地层自流注水开发（图2）。
3.2.2 应用效果
在2009年1月实施地层自流注水前，A1井依靠气举生产，井口油压约2.0 MPa，产油量为20 m3/d；实施地层自流注水后，A1井可自喷生产，油压7.9 MPa，产油量最高达65 m3/d。同时，2009年5月测得地层压力为17.5 MPa，较地层自流注水前已回升了约2 MPa，表明地层自流注水已见成效。目前A1井仍在自喷生产，日产油25 m3，生产状况良好。
数值模拟研究表明，L4b油藏采用衰竭式开采最终采收率为12%，实施地层自流注水后，预计油藏采收率可达32%，较衰竭式开发提高20个百分点。地层自流注水技术可有效提高弱水驱油藏采收率，对于需要边缘注水、甚至大规模注水的油田（可以通过生产管柱的适当优化）也具参考价值。
4 结语
（1）采用多底多分支水平井技术开发薄、散油藏，单井日产量约为水平井的2倍，为直井的11倍，可有效改善薄、散油藏开发效果，这为开发中后期剩余油的高效挖潜及低丰度、难动用储量的有效开发提供了一条的新的途径。
（2）探索并实践了利用地层自流注水技术开发弱水驱油藏，实现了海上天然能量弱、平台无注水设施的小规模油藏有效开发，并较衰竭式开发可提高采收率约20个百分点。
参考文献
[1] 陈程.油气田开发地质学[M].北京：地质出版社，2013.
[2] 姜平，于兴河，黄月银，等.储层精细描述在东方1-1气田中的应用[J].地学前缘，2012，19（2）：87-94.
[3] 姚云霞，刘江，张雷.叠前纵横波联合反演技术在PH油田薄储层预测中的应用[J].中国海上油气，2011，23（6）：377-379.
[4] 王继平，任战利，李跃刚，等.基于储层精细描述的水平井优化设计方法[J].西北大学学报（自然科学版），2012，42（4）：642-648.
[5] 许佩勇.水平井在薄层稠油油藏中的应用[J].科技创新导报，2011（20）：39-39.
[6] Kazuo Fujita.Pressure maintenance by formation water dumping for the Ratawi Limestone Oil Reservoir，Offshore Khafji[J].Journal Petroleume Technology，1982，34（4）：738-754.