海上浅水三角洲油田水平井高效开发技术

The High Efficiency Development Technology of Horizontal Well in Offshore Shallow Water Delta Oilfield

摘要

陆地定向井密井网开发模式在海上浅水三角洲油田适应性差，对海上浅水三角洲油田水平井开发技术开展研究. 以浅水三角洲沉积模式为指导，根据地震沉积学原理，提出了BZ油田浅水三角洲储层的形成条件、成因机理及分布特征；结合大尺寸物模实验及油藏数值模拟方法对一次井网进行部署与优化. BZ油田浅水三角洲储层发育类型为多个单一分流河道侧向迁移叠置所形成的连片朵叶状复合砂体，识别了3种河道接触样式. 海上浅水三角洲油田一次井网采用水平井交错井网，储层上部采油、下部注水开发效果最好，提出3种河道接触样式下井网优化方法. 首次提出了海上浅水三角洲油田基于单河道的水平井单砂体布井开发技术，在BZ油田应用，开发效果评价为一类.

关键词

浅水三角洲 / 储层构型 / 水平井 / 井网优化 / 驱油效率 / 石油地质

Key words

shallow water delta oilfield / reservoir configuration / horizontal well / well pattern optimization / oil displacement efficiency / petroleum geology

浅水三角洲储层广泛发育于我国的松辽盆地（王家豪等，2012）、江汉盆地（易晶晶和陈科霏，2021）、鄂尔多斯盆地（刁帆等，2013）以及渤海湾盆地（李振鹏，2020）等区域，该类型储层纵、横向变化快，非均质性较强，直接影响井网部署及有效注采关系的建立. 相比定向井，水平井具有泄油面积大，初期产能高的特点，但同时应用成本相比定向井要高昂，陆地浅水三角洲油田一般一次井网采用定向井密井网开发模式，多应用水平井进行二次开发调整及高含水期剩余油挖潜（赵志峰，2007；曾祥平，2010；贾俊山等，2012；朱丽红，2013；周亚洲等，2014；刘书宁，2016），而浅水三角洲油田一次井网采用水平井开发模式无成熟经验可供借鉴. 海上油气田开发多依托固定式或浮式海上平台，受平台空间、构造及设计寿命限制，难以采用陆地密井网开发模式. 海上油气田开发的主要特征为“高速高效”，“少井高产”是一次井网部署要考虑的重要指标. 渤海油田自“十五”期间开始尝试采用水平井对河流相大底水油藏进行开发，在秦皇岛32-6等油田应用取得较好的效果，而浅水三角洲常规边水油藏主要在“十一五”期间进行规模开发，以BZ油田为主的浅水三角洲油田储层发育多层砂岩，油藏埋深跨度大，砂体叠合程度较差，因此常规定向井密井网模式开发适应性差.

本文以BZ油田为研究区，结合地质油藏特征，对浅水三角洲储层复合砂体进行了构型解剖，在此基础上结合大尺寸岩心物模实验和油藏数值模拟方法开展了井网部署与优化研究，在海上浅水三角洲油田首次提出了水平井一次井网分层系布井开发的创新模式，形成水平井高效开发技术. 在该模式指导下，BZ油田“十二五”以来大规模采用水平井开发与调整，投产至今连续12年稳产百万方以上，取得较好开发效果.

1 研究区概况

BZ油田位于渤海南部海域，为发育于黄河口凹陷中央构造脊北端的一个复杂断块，主要含油层系发育于新近系明化镇组下段，油藏埋深1 180~1 450 m，储层为朵叶状浅水三角洲沉积为主，具有河道切割叠置、局部连通性差特征，孔隙度分布范围为23.6%~40.3%，平均值32.1%，渗透率分布范围为100.8~7 588.1 mD，平均值为2 366.7 mD，具有特高孔、特高渗的储集物性特征. BZ油田油气藏分布明显受构造控制，同时受岩性影响，平面上和纵向上存在多套油气水系统，流体系统复杂多样，以岩性-构造油气藏为主. BZ油田流体性质为中-重质常规油，明化镇组地面原油密度0.889~0.929 t/m³（20 ℃），地层原油粘度8.21~22.80 mPa·s，平均11.71 mPa·s. 油田探明原油地质储量5 000万吨规模. BZ油田于2009年初投产，初期采用水平井分层系布井开发模式，目前已钻井100余口，井距250~500 m，综合含水率已达84.3%，采出程度25.5%.

2 水平井高效开发技术

2.1　复合砂体内部构型解剖技术

储层构型（Reservoir architecture）的概念最早由Miall提出，其核心是“层次分析”，即研究不同级次成因单元的空间形态、规模和接触关系（Chapin et al.， 1994；Pyles et al.，2011；Zhang et al.，2021）. 构型层次分析方法最早应用于曲流河、辫状河等河流体系的现代沉积和野外露头观察，目前国内学者也将该方法引入地下浅水三角洲储层研究. 国内外学者对浅水三角洲沉积相带组合和构型单元特征进行了研究，认为砂质供给和浅水湖盆可容空间的变化控制了浅水三角洲的构型模式，分流河道是浅水三角洲最主要的构型单元，构型单元的接触样式及分布规模控制了流体的运移（吴穹螈等，2020；衡勇等，2022；任奕霖等，2022；尹楠鑫等，2022）. 然而这些研究主要是利用密井网资料进行分析，利用地震资料开展浅水三角洲构型研究较少，研究方法难以应用到海上稀井网油田. 本文以浅水三角洲沉积模式为指导，根据地震沉积学原理，研究了BZ油田浅水三角洲储层的形成条件、成因机理及分布特征.

在进行储层构型研究之前，往往需要确定研究区目的层段的沉积模式，受限于观测手段，本文采用现代沉积来进行原型模型适用性分析，明确研究区的沉积模式及成因机理. Atchafalaya三角洲为典型的朵叶状浅水三角洲，为物源供给充足、盆地地形坡度平缓条件下所形成. 从卫星照片可以看出，平原分流河道在牵引力的作用下逐渐进入河口区，在初期湖水难以对其改造，平原分流河道在水下继续向前延伸，而展现出孤立条带状形态（图1a），此时分流河道以纵向延伸为主. 随着往河口方向迁移距离的增加，河口区水体深度也逐渐增加，水下分流河道受河口区水体顶托作用发生改造，使得分流河道频繁侧向迁移改道，此后分流河道不断发生分叉、交汇，并对早期所形成的分流河道产生一定的改造，最终形成连片分流河道复合体（赵伟等，2011；段冬平等，2014）（图1b）.

BZ油田主力含油层位为新近系明化镇组下段，实钻井资料表明平面上砂体大面积连片，地震振幅属性切片也呈现出典型的连片分布特征，整体上研究区为中期基准面下升半旋回末期所形成的浅水三角洲前缘沉积. 分流河道发育规模较大，沿物源方向平面形态由条带状往朵叶状变化，这也反映出研究区在该时期分流河道携带大量沉积物进入河口区，受湖浪改造而发生侧向卸载堆积，最终形成大规模分流河道复合体. 不同朵叶体以及靠近物源处分流河道之间可见部分小规模泥质沉积，这主要是分流河道在侧向迁移过程中水动力条件减弱而原地卸载形成. 总体上看，油田砂体的展布形态反映出研究区低可容空间、高砂体供给以及相对中等波浪作用的特征，这也和Atchafalaya三角洲的沉积过程较为相似. 同时，油田实钻井测井曲线多为正韵律或者均质韵律，反韵律不明显；取心井可见交错层理、块状层理等沉积构造，粒度概率曲线以两段式为主（图2），这些特征反映了研究区以牵引流为主的特点，分析认为BZ油田浅水三角洲的形成条件、成因机理及分布特征与Atchafalaya三角洲相似，为多个单一分流河道侧向迁移叠置所形成的连片朵叶状复合砂体. 在确定沉积模式的基础上，以此为指导进而开展复合砂体内部构型解剖.

构型研究的核心是分析复合砂体的内部结构特征，关键是复合砂体垂向期次及平面构型边界的识别（何文祥等，2005；岳大力等，2007）. 由于河流的频繁摆动使砂体的宽度、厚度逐步增加，形成了复合砂体. 复合河道砂体是多个成因砂体的复合体，不同的单河道之间由于其连通方式的复杂性使得储层具有很强的非均质性. 因此，必须从识别单一分流河道砂体构型边界入手，逐步揭示复合河道砂体内部的非均质特征.

构型边界的识别包括垂向边界和侧向边界的识别，其中垂向边界主要利用测井资料进行识别. 研究区不同期次单一分流河道之间主要发育泥质夹层，为洪水期所形成的披覆细粒沉积，岩性为泥岩、泥质粉砂岩和粉砂质泥岩，自然伽马曲线呈高值，电阻类曲线值较低，回返明显. 本文根据泥质夹层这一构型界面完成了垂向单一期次分流河道的识别，并建立基于单砂体的等时地层格架. 考虑到海上油田普遍为大井距稀井网，地震资料品质较高（何康等，2020）（主频约40~60 Hz），本文主要利用地震资料对侧向构型边界进行识别. 基于地震沉积学原理，根据典型油田实际河道参数（宽度、厚度）开展构型原型模型正演模拟，明确构型单元叠置样式及其地震响应特征. 本文提出3种河道接触关系，即分离式、侧向拼接式、侧向叠置式（图3）.

分离式分流河道多为物源供给不充足情况下形成，分流河道侧向迁移能力弱，河道改道使得其在一段时间内保持隔离的静水环境，河道内悬浮物质沉积下来，形成细粒泥质沉积，测井曲线多表现为平直贴近基线. 侧向拼接式分流河道为侧向迁移所形成，河道分流使得水流流速突然降低，导致河流携带的沉积物超出河道负载能力，最终溢出形成薄层溢岸砂或天然堤，测井曲线多表现为尖峰状或锯齿状. 侧向叠置式分流河道为物源供给充足条件下所形成，河流水动力条件较强，频繁发生侧向迁移，导致后期河道和已沉积的早期河道侧向接触，测井曲线多表现为两段式箱型或钟形.

综合应用连井地震反演剖面与测井资料，考虑测井曲线形态，确定相类型，以测井曲线的形态与连井地震波阻抗剖面之间的关系确定相边界，以连井地震波阻抗剖面变化点确定砂体接触关系，进行单砂体剖面相分析，实现构型单元接触关系的精细刻画（图4）. 分流河道因河流的切割冲刷作用，不同相带沉积的砂体厚度不等，可采用成因对比方法划分沉积单元，依据地震波阻抗剖面和单砂体空间配置结构关系识别河道期次（郭太现等，2013；江远鹏等，2020）.

在单砂体精细地层格架建立的基础上，结合单井测井相研究，同时利用地震属性资料对BZ油田主力砂体分流河道复合砂体进行了构型解剖（图5）. 以主力砂体1195-2为例，为多期叠置形成的复合砂体，物源方向为近北和北东两个方向，水下分流河道平面上侧向迁移，纵向上相互叠置. 通过精细构型解剖，在该砂体识别出5个单一分流河道，为基于单河道水平井网部署及有效注采关系建立奠定基础. 该砂体分流河道走向为北东-南西向，单一分流河道宽度约150~350 m，厚约6~14 m.

2.2　水平井网部署及优化技术

基于前文研究成果，BZ油田一次井网部署要考虑单砂体叠合程度差及储层非均质性较强的特征，因此布井要在单砂体间储量合理动用前提下，能够保证河道内部及河道间均可建立有效注采. 水平井具有泄油面积大、初期产能高的特点，相比定向井网更能保证非均质性储层注采连通性的建立，是适合BZ油田的理想井型. 本文通过大尺寸岩心物模实验及数值模拟方法对BZ油田开展井网优化研究，结合浅水三角洲储层构型认识提出了水平井单砂体分层系布井开发模式.

2.2.1　井网类型优化

水平井开发油田一般采用以下4种井网模式：水平井正对井网、水平井交错井网、水平井-直井交错井网、水平井-直井正对井网. 本文从机理研究不同水平井网水驱油规律及对油田开发效果的影响. 传统的水驱油实验主要采用直径为40 mm以下的小岩心，只能实现单一方向的驱替实验，不能开展井网模式下的水驱油实验（唐洪明等，2014；肖文联等，2021）. 本文采用大尺寸人造岩心物理模拟实验方法，可模拟上述4种水平井网水驱油规律，实验设计岩心尺寸142 mm×178 mm×33 mm，岩心物性设计与BZ油田储层一致，其中岩心平均渗透率2 360 mD，平均孔隙度32%，实验模拟原油粘度11.7 mPa·s，模拟注入水粘度0.5 mPa·s，4种井网如图6所示.

实验结果表明，水平井井网（正对、交错）具有无水采油期短，含水上升快特征，水平井-直井联合井网见水速度比水平井井网慢. 含水率60%以下，相同驱替PV数下水平井交错井网含水率低于水平井正对井网，进入高含水期二者接近；相同驱替PV数下，水平井-直井交错井网含水率高于水平井-直井正对井网（图7a）. 4种井网驱油效率随着驱替倍数增大而增大，驱替30 PV时，水平井交错井网驱油效率最高，为67.8%，水平井-直井正对井网驱油效率最低，为59.5%，水平井正对井网和水平井-直井交错井网驱油效率接近，分别为61.7%和59.5%（图7b）.

上述实验结果表明，水平井井网（交错、正对）驱油效率较高，水驱效果好. 为了分析水驱油效果差异内在原因，基于1注3采定向井网和1注1采水平井网刻蚀玻璃薄片开展微观水驱油实验研究，得到剩余油饱和度分布图，通过计算机辅助将驱替后的剩余油用不同颜色表示，图中白色点代表注水波及区域，红色点代表未波及区域剩余油，粉色和蓝色点代表滞留区剩余油，以簇状分布剩余油和吼道状分布剩余油为主（图8a）. 可见尽管水平井模型井数少于定向井模型，但水驱波及范围要大于定向井模型，可以从注采驱替内在动力来研究波及差异的原因，注采井间任意点i处驱替压力梯度可用式（1）表示：

{\left(\frac{\partial P}{\partial r}\right)}_i = \frac{{\left(v_{\mathrm{w}}\right)}_i+{\left(v_{\mathrm{o}}\right)}_i}{{\left({\left(\frac{\frac{K_{\mathrm{r}\mathrm{o}}}{{\mu }_{\mathrm{o}}}+\frac{K_{\mathrm{r}\mathrm{w}}}{{\mu }_{\mathrm{w}}}}{K}\right)}_t\right)}_i},（1）

式中： \left(\frac{\partial P}{\partial r}\right)为驱替压力梯度（MPa/m）；V _w 、V _o分别为水相、油相流动速度（m/s）；K _ro 、K _rw分别为t时刻油相、水相有效渗透率（mD）；K为t时刻储层单元有效渗透率（mD）；μ_o、μ_w 分别油相、水相地下粘度，（mPa·s）.

将公式（1）导入到油藏数值模拟软件中生成驱替压力梯度场（图8b），可见水平井网“线性驱替”比定向井网“径向驱替”方式增大了注采井间和采油井周驱替压力梯度变化范围，这种驱替压力梯度的改变，是水驱波及范围改变的内在原因. 图9中曲线表示不同驱替压力梯度分布范围内井网无因次动用范围，通过两曲线交汇处面积计算，结果表明，水平井网驱替压力梯度大，1注1采水平井网相比1注3采定向井网无因次动用范围可提高20%左右. 基于以上井网优化成果，BZ油田一次井网主要采用水平井交错井网和水平井正对井网模式.

2.2.2　布井位置优化

在对砂体开展精细构型解剖的基础上，本文对砂体开发井网进行了部署和优化，布井位置优化主要从垂向位置和平面位置来考虑.

垂向位置的优化主要考虑砂体韵律性及砂体垂向叠置程度的影响，研究区主要发育分流河道，多为单一期次沉积，纵向叠置程度较低，同时韵律为典型正韵律，该类储层开发过程中生产井一般表现为底部水淹（吕建荣等，2015；刘超等，2017；秦祎等，2017；孟玉净等，2021），因此设计水平生产井部署在储层中上部，这可以减缓垂向含水上升速度，并最大程度动用储层顶部剩余油. 水平注水井垂向布井位置优化是关键，本文通过油藏数值模拟方法开展垂向布井优化模拟. 建立的机理模型考虑储层为正韵律，模型井控储量60×10⁴ t，储层厚度10 m，设置1注1采水平井正对井网，井距400 m. 水平生产井设置在储层上部1/3处，对水平注水井垂向位置模拟5种方案：（a）注水井位于储层顶部；（b）注水井位于储层上1/3处；（c）注水井位于储层中部；（d） 注水井位于储层下1/3处；（e）注水井位于储层底部（图10）. 从不同方案末期含油饱和度图可以看出，注水井越靠近储层底部，水驱波及范围越大；水平注水井设置在储层中下部时可降低注采主流线水驱速度，从而减缓渗流优势通道形成时机，水驱波及范围扩大，水驱采收率提高，5种方案水驱采收率分别为36.0%、36.1%、36.3%、36.5%、36.6%. 注水井位于储层下1/3处和位于储层底部时，二者水驱波及范围及采收率相差不大，说明在尽可能保证浅水三角洲底部储层钻遇率前提下，水平注水井部署在储层下1/3处至底部均可.

平面位置的优化则主要考虑砂体的厚度以及构型单元接触样式，优选砂体较为发育的区域，在该区域考虑构型单元的接触样式，最终对井网进行优化. BZ油田储层非均质性较强，受河道频繁迁移影响，河道空间组合样式呈现出分离式、侧向拼接式和侧向叠置式，河道展布与叠置关系直接影响到平面井网部署及优化，整体布井原则是基于单一河道进行布井，对于河道叠置区域，可通过部署长水平井钻穿叠置区域，这样在单一期次河道均可建立有效注采. 其中，对于分离式分流河道，布井方式为在单一河道中布井，分别建立有效注采；对于侧向拼接式河道，河道间往往存在溢岸沉积，其厚度较薄，物性较差，容易形成侧向遮挡，导致两河道间连通性差，因此布井方式与分离式河道布井方式相同，即在单一河道布井并建立有效注采；对于侧向叠置式河道，往往两期甚至多期河道之间相互切割叠置，叠置区域物性较河道中心部位物性变差，厚度变薄，叠置区域与两侧河道间呈弱连通，可部署长井段水平井钻穿叠置区域，从而实现单期次河道以及不同期次河道间均可建立有效注采（图11）. 基于以上原则，对油田主力砂体1195-2砂体进行了井位优化，沿各单一分流河道部署水平井排状井网，其中部分注水井、采油井钻穿分流河道叠置区，以增大注入水波及范围（图12）.

以1195-2砂体为例，对该砂体进行井网部署与优化研究. 1195-2砂体物源方向为北东向，整体发育5期次河道，一次井网选择水平井布井，水平井布井位置优化分别设计3种方案：a. 水平段顺河道走向布井；b. 水平段与河道走向呈45度夹角布井；c. 水平段垂直河道走向布井（图12）. 3种布井方案指标预测结果表明，方案b预测砂体采收率最高，为45.5%；其次为方案c，最终采收率为44.3%；方案a采收率最低，为41.8%（图13）. 方案a中水平井首尾相对，水驱波及范围相对受限，注采受效性较差，且含水上升速度快于其它方案，因此水驱采收率最低；方案b水平段与河道走向呈一定夹角，相比方案a可以扩大注采井间水驱波及范围，相比方案c可以避免顺物源方向建立注采在开发过程中形成渗流优势通道，导致开发效果变差的问题. 另外方案b中部分注水井、采油井钻穿分流河道叠置区，一方面增大了水平段长度，可以增加水平井初期产能，另外多期分流河道叠置处储层可以得到有效动用与波及，因此方案b为最优方案，推荐1195-2砂体采用方案b布井方式.

3 开发效果分析

3.1　BZ油田开发效果评价

基于前文浅水三角洲储层构型研究成果及井网优化成果，考虑到BZ油田单砂体叠合程度较差特征，提出BZ油田一次井网布井模式：单砂体初期分层系，井网类型主要采用水平井交错井网和水平井正对井网，水平生产井部署在储层中上部，水平注水井部署在储层中下部，平面上基于河道展布优化井网建立有效注采；布井区油层厚度平均8 m，一次井网井控储量60×10⁴ t左右，注采井距250~500 m，水平段长度400~600 m（图12）.

BZ油田于2009年3月投产，基于水平井单砂体分层系布井模式，一次井网部署开发井82口，其中水平井占比72%. 水平井具有初期产能高、采油速度高的生产特征，水平井初期平均日产油270m³/d，是定向井1.7倍，一次井网水驱储量控制程度86%、动用程度77.4%，油田采油速度2.0%~3.5%，标定采收率34.7%. 根据中国海洋石油集团有限公司企业标准Q/HS 2105-2017 《海上中高渗透率水驱砂岩油藏开发水平分级》对BZ油田一次井网开发效果进行评价，BZ油田一次井网及目前水驱开发水平评级均为一类（表1）. 评级指标中，两个阶段油田地层能量保持水平均为二类，说明油田需进一步加强注水，提升地层压力水平. 另外单位采油速度综合递减率增大，表明高含水阶段由于水驱不均及形成渗流优势通道等问题，油田稳油控水难度加大.

3.2　相似油田开发效果对比

为客观评价BZ油田水平井开发效果，将BZ油田与陆地港东油田不同阶段开发规律及效果进行对标. 港东油田位于黄骅凹陷中区，属于典型的复杂断块油田，主要开发层系为新近系明化镇组、馆陶组，属高孔、高渗、非均质性强的疏松砂岩储层，沉积类型为河流相（邹拓等，2013；孙琦等，2020）. 油田于1968年投入开发，动用石油地质储量5 500万吨规模，采用正三角形定向井网，井距400 m左右，先后经历了开发准备、全面开发、开发调整、深度开发4个阶段.

港东油田全面开发阶段对应BZ油田一次井网开发阶段，港东油田以定向井开发为主，井控储量23.2×10⁴ t，阶段末期含水率70.5%，采油速度1.1%，采出程度17.8%，该阶段历时14年，油田产量先上升后期快速递减；BZ油田以水平井开发为主，井控储量61.8×10⁴ t，阶段末期含水率70.8%，采油速度3.0%，采出程度18.1%，该阶段历时7年，油田产量稳产（表2）. 通过对标，BZ油田井数是港东油田1/3、井控储量是港东油田2.7倍、采油速度是港东油田2~3倍，开发效果接近，说明水平井具有“少井高效”开发优势.

从年自然递减率和含水上升率曲线看，BZ油田水平井网初期自然递减率、含水上升率要高于港东油田，开发初期定向井密井网分批次投产可有效减缓油田递减，且含水上升速度比水平井网慢，这与前文实验研究成果一致，进入高含水期后，两油田递减率和含水上升率接近；从含水率与采出程度关系曲线看，在含水率80%以下，相同含水阶段港东油田采出程度高，在该阶段港东油田定向井密井网开发具有优势；含水率超过80%以后，两油田开发效果接近（图14）. 进入高含水开发阶段，BZ油田用更少的井数取得了港东油田定向井密井网相近的开发效果.

BZ油田投产12年来，油田开发效果维持在较高水平，稳产油在100×10⁴ m³以上，同时水平井单砂体布井开发技术也开创了渤海河流相油田水平井高效开发的先河，目前水平井已规模化应用，井数占渤海油田总井数40%，日产能占比45%，助推了渤海油田“十三五”期间产量持续稳产3 000万吨.

4 结论与认识

（1）BZ油田新近系明下段主要发育单一分流河道侧向迁移叠置所形成的朵叶状浅水三角洲砂体，提出3种分流河道接触样式及其地震响应特征，对油田主力砂体进行了构型解剖.

（2）提出BZ油田3种河道叠置样式下水平井布井模式，推荐水平井正对井网和水平井交错井网为最优井网，水平生产井部署在储层中上部、水平注水井部署在储层中下部开发效果最好，油田一次井网采用水平井单砂体分层系布井模式.

（3）BZ油田水平井开发效果为一类水平，通过对标，BZ油田水平井产能是定向井1.7倍，用1/3的井数，开发效果与定向井网对标油田开发效果接近，体现出水平井“少井高效”开发特征.

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基金资助

中海石油（中国）有限公司综合科研项目“渤海双高油田挖潜关键技术研究”(YXKY-2018-TJ-04)