加密井快速优化技术在西非深水浊积砂油藏精细描述中的应用——以Bata油田为例

doi:10.11720/wtyht.2025.0097

加密井快速优化技术在西非深水浊积砂油藏精细描述中的应用——以Bata油田为例

苑书金^,, 李发有, 陆文明

中国石化石油勘探开发研究院, 北京 102206

Application of rapid infill-well optimization technology in fine-scale description of deep-water turbidite reservoirs in West Africa:A case study of the Bata oilfield

YUAN Shu-Jin^,, LI Fa-You, LU Wen-Ming

Petroleum Exploration and Production Research Institute, SINOPEC, Beijing 102206, China

第一作者: 苑书金(1967-),男,博士,高级工程师,石油物探专业,主要从事地震构造解释、储层预测及四维地震油藏动态监测的研究和应用工作,参加多个巴西、西非深水油田的勘探开发项目研究工作。Email:yuanshujin.syky@sinopec.com

收稿日期: 2025-04-3 修回日期: 2025-10-9

基金资助:

中石化科技部基金项目(P21045-2)

Received: 2025-04-3 Revised: 2025-10-9

摘要

与陆上油田开发不同,深水油田的开发以经济效益为中心,采用少井高产、保持地层能量平衡的策略,深水油田开发方案灵活,注重油田动态监测,边开发边调整优化,以达到高速高效开发的目标。因此加密井部署是深水油田开发中后期稳定产能的非常重要环节。本文以西非深水浊积油藏Bata为例,针对油藏储层特征及生产井水淹的现状,在油藏构造沉积研究的基础上,研究形成了以叠前AVO属性特征预测优质浊积砂体、时移地震识别水驱前缘、浊积砂岩油藏精细描述和预测油藏的剩余油分布特征为核心的加密井快速优化方案。该方案实施后生产效果提升明显,加密井日产原油达1.2万桶,已成为油田产量的主力井,加密井快速优化技术的有效性得到实证。该实例对深水油田开发中后期加密井实施、提高深水油藏采收率有很好的借鉴意义。

关键词： 深水油田; 浊积砂岩; 油藏精细描述; 时移地震; 剩余油; 加密井

Abstract

Differing from onshore oilfields,deep-water oilfields center their exploitation on economic efficiency, employing a strategy of achieving higher production via fewer wells while maintaining formation energy balance.Their exploitation plans are flexible and emphasize dynamic oilfield monitoring,allowing for adjustment and optimization during the exploitation,thereby achieving fast and efficient exploitation.Therefore,the placement of infill wells serves as a crucial step for stable production of deep-water oilfields in the middle and late exploitation stages.Considering oil reservoir characteristics and production well waterflooding,this study investigated the deep-water turbidite reservoirs in the Bata oilfield,West Africa.A rapid infill-well optimization plan was proposed based on a tectono-sedimentary study of the oil reservoirs.The proposed plan centers on predicting high-quality turbidite sand bodies using the prestack amplitude versus offset(AVO) attributes,identifying waterflooding fronts through time-lapse seismic surveys,performing a fine-scale description of turbidite sandstone reservoirs and predicting the distributions of residual oil in the reservoirs.The implementation of the proposed plan demonstrated satisfactory production performance.Specifically,the infill wells achieved daily crude oil production of 12,000 barrels,establishing them as a primary contributor to oilfield production.This result validates the effectiveness of rapid infill-well optimization technology.Overall,this study provides a significant reference for enhancing the oil recovery of deep-water reservoirs through the placement of infill wells for deep-water oilfields in the middle and late exploitation stages.

Keywords： deep-water oilfield; turbidite sandstone; fine-scale description of oil reservoirs; time-lapse seismic survey; residual oil; infill well

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苑书金, 李发有, 陆文明. 加密井快速优化技术在西非深水浊积砂油藏精细描述中的应用——以Bata油田为例[J]. 物探与化探, 2025, 49(6): 1303-1310 doi:10.11720/wtyht.2025.0097

YUAN Shu-Jin, LI Fa-You, LU Wen-Ming. Application of rapid infill-well optimization technology in fine-scale description of deep-water turbidite reservoirs in West Africa:A case study of the Bata oilfield[J]. Geophysical and Geochemical Exploration, 2025, 49(6): 1303-1310 doi:10.11720/wtyht.2025.0097

0 引言

深水油气勘探开发是近20年全球油气勘探开发的热点,世界各大石油公司纷纷进入深水域,不断加强深水域油气勘探开发的投资力度,是目前全球油气增储上产的重点领域。近十几年来中石油、中石化、中海油3大石油公司也分别以不同比例参股西非深水、北美巴西深水及圭亚那等许多深水油田的勘探开发,中国的南海油气勘探开发也属于深水域。与陆上油田开发不同,深水油田的开发以经济效益为中心,采用少井高产、多层合采、保持地层能量平衡策略,深水油田开发方案灵活,注重油田的动态监测与管理,采用边开发边动态调整优化的策略,以达到高速高效开发、经济目标最大化的目标,其中油田开发中后期油藏开发动态监测和加密井部署是深水油田开发中非常关键的环节^[1-3],能够有效地提高深水油藏的采收率,降低油田开发的成本。

我国陆上油田的加密井部署技术研究比较深入,与国外研究相比,针对国内深水油田加密井部署技术研究相对较少,针对国外深水油田相关技术研究有相对较多的报道,也取得较好的成果,但也存在一定的局限性。丁帅伟等^[4]、秦延龙等^[5]研究报道了国外深水油田的少井高产、高效的开发模式。朱迎辉等^[6]、段瑞凯等^[7]科研人员从宏观上报道了国外深水油田高效开发关键策略与技术,并指出深水油田开发的以“递进评价—快速上产—接续稳产”为主线的链条式方案实施策略。苏彦春等^[8]针对国内渤海浅水典型砂岩高含水油藏提出以储层精细表征和剩余油定量描述为主的开发调整技术。商伟等^[9]研究了基于叠前多参数敏感因子融合的浊积岩储层识别技术,提高了储层识别及描述精度,依据研究成果部署井位的实钻效果好。高云峰等^[10]研究了多层系油气藏时移地震匹配处理技术,提出了多标准层的储层纵波阻抗差异属性的油藏动态表征方法。吕爱民等^[11]开展了浅水海上油田加密井区域优选指标体系研究;郜益华等^[12]针对渤海浅水海上砂岩油藏开展了以多层油藏注采受效分析、动态相对渗透率等因素的海上老油田多层油藏加密井产能评价方法进行加密井初选;芮拥军等^[13]研究了胜利油田非一致性时移地震关键技术及应用成果,在水驱油藏开发及蒸汽吞吐型油藏动态监测中取得很好的效果。金一等^[14] 针对渤海浅水海上砂岩油藏聚合物驱极限井网密度的研究成果,为海上油田开发中后期方案优化提供指导;齐宇等^[15]以西非某深水油田海底扇朵叶体为例,研究了在少井情况下地震微相分析技术在井位部署的实践;顾文欢^[16]通过改进油藏机会指数方法,提出了基于油藏数值模拟的深水油田开发中后期剩余可动储量的识别方法,为油田开发中后期加密井部署提供重要依据。

本文针对西非深水Bata油田开发中含水率大幅度上升,油田产能快速下降的问题,为产油田的产能稳定提出了一种以叠前AVO属性特征预测深水优质浊积砂体分布特征、时移地震识别水驱前缘为核心,能够有效确定油藏剩余油分布的加密井快速优化方案。加密井实施后生产状态良好,成为油田的产量主力井。

1 西非Bata油田概述及存在的问题

西非海上Bata油田位于安哥拉海上深水域(图1),距海岸港口卡宾达150 km,水深1 100 m左右,油藏埋深1 600~2 130 m,属于由盐拱和盐底辟共同作用形成的断裂发育的龟背斜构造油藏。油田主力产油层为新近系中新统的MM20,断裂发育,受下伏盐运动影响,平面上断层呈放射状分布;部分断层为封闭断层,将整个油田分成多个独立断块,每个断块都有各自独立的油水系统,具有不同的油水界面,如图2所示。地层沉积体系为深水环境下的浊流相沉积,储层为非常复杂的弱限制型多套叠置浊积水道砂体,均为弱胶结的浊积砂岩。储层孔隙度在20%~34%,渗透率500~3 000 mD。原油属于中质低粘原油,原油比重0.84,原油粘度1.76 Cp,原始气油比85.8 cm³/m³。主力油田有边底水,属于常温常压系统,但地层压差较小。该油藏总地质资源量为5.64×10⁸桶,可采原资源量为1.13×10⁸桶,属于储量丰度高的大型油田。

图1

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图1 Bata油田的位置

Fig.1 Bata oilfield location map

图2

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图2 Bata油藏顶构造

Fig.2 Top structure map of the Bata oilfield

Bata油田早期开发方案为6口采油井和5口注水井,采用稀井高产、边部注水中心采油的开发方式;驱动方式以注水、边底水驱动为主的策略。2016年开始投入开发,截至2022年底,该油田已累计产油6.8×10⁷桶;在开发过程中由于出现底水推进而造成含水率大幅度上升,整体含水已达32%,且已有两口产油井因含水过高而被迫关井。因此研究该油田的剩余油的分布特征及下一步加密井部署成为油藏产量稳定的核心问题。

2 　深水浊积砂岩油藏加密井快速优化技术方案的关键技术流程

截至2022年底,Bata油藏地质储量采收率仅为12%,与邻近油田地质储量采收率近30%相比,存在很大的差距,油田的剩余油挖潜潜力巨大。为提高油藏采收率,稳定油田产能,充分利用已有的叠前地震含砂体特征及时移地震油藏动态监测技术优势,开展了叠前AVO技术预测优质砂体空间分布特征、时移地震技术监测油藏水驱前缘和剩余油分布特征研究,建立了深水浊积砂岩油藏加密井快速优化方案的技术流程(图3),为加密井实施提供技术支持。

图3

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图3 深水油田Bata加密井油藏地震描述技术流程

Fig.3 The reservoir seismic characterization technical workflow of infill wells in deepwater Bata oilfield

3 　深水浊积砂岩油藏加密井关键技术的方法原理

深水浊积砂岩油藏开发中后期加密井快速优化关键技术主要包括了浊积砂岩油藏的叠前地震优质砂体预测技术和快速求取时移地震波阻抗差异的剩余油预测技术,为油藏加密井井位部署方案的可行性提供技术支持。

3.1 深水浊积砂岩的叠前地震优质砂体预测方法

叠前AVO技术在西非深水浊积砂岩油藏的油气勘探开发中是一项非常有效技术,它不仅仅能够提高地震的碳烃检测能力,在叠前地震裂缝检测、储层非均质性描述、油藏开发动态监测方面有非常广泛的应用。叠前地震包含了丰富的油藏构造、岩性及流体信息,为地震识别岩性、流体提供了极大的可能性,极大地降低深水油藏的勘探开发风险。地震波在地下介质的传播中,振幅是随炮检距变化而变化的,这种地震波的传播规律可以用Zeopprizt方程描述(图4)。

图4

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图4 地震波传播示意

Fig.4 Schematic of seismic wave propagation

在层状介质下,地震波传播的Zeopprizt方程可以写成:

(1)$\left[\begin{array}{l}{R}_{p}\\ {R}_{s}\\ {T}_{p}\\ {T}_{s}\end{array}\right]={\left[\begin{array}{llll}-sin{\theta }_{1}& -cos{\varphi }_{1}& sin{\theta }_{2}& cos{\varphi }_{2}\\ cos{\theta }_{1}& -sin{\varphi }_{1}& cos{\theta }_{2}& -sin{\varphi }_{2}\\ sin2{\theta }_{1}& \frac{{V}_{p1}}{{V}_{s1}}cos2{\varphi }_{1}& \frac{{\rho }_{2}{V}_{s2}^{2}{V}_{p1}}{{\rho }_{1}{V}_{s1}^{2}{V}_{p2}}sin2{\theta }_{2}& \frac{{\rho }_{2}{V}_{s2}{V}_{p1}}{{\rho }_{1}{V}_{s1}^{2}}cos2{\varphi }_{2}\\ -cos2{\varphi }_{1}& \frac{{V}_{s1}}{{V}_{p1}}sin2{\varphi }_{1}& \frac{{\rho }_{2}{V}_{p2}}{{\rho }_{1}{V}_{p1}}cos2{\varphi }_{2}& -\frac{{\rho }_{2}{V}_{s2}}{{\rho }_{1}{V}_{p1}}sin2{\varphi }_{2}\end{array}\right]}^{-1}·\left[\begin{array}{l}sin{\theta }_{1}\\ cos{\theta }_{1}\\ sin2{\theta }_{1}\\ cos2{\varphi }_{1}\end{array}\right]$

用Zeopprizt方程描述的地震反射系数与入射角的函数关系太复杂,不方便推广应用。Shuey^[17]把Zoeppritz方程近似为包括纵、横波速度,密度和泊松比σ的反射系数的表达式如下:

(2)$\begin{array}{l}R\left(\theta \right)=\frac{1}{2}\left(\frac{\Delta {v}_{p}}{{v}_{p}}+\frac{\Delta \rho }{\rho }\right)+\left(1-4\frac{{v}_{s}^{2}}{{v}_{p}^{2}}·si{n}^{2}\theta \right)+\frac{\Delta \sigma }{{(1-\sigma)}^{2}}·\\ si{n}^{2}\theta +\frac{\Delta {v}_{p}}{2{v}_{p}}\left(ta{n}^{2}\theta -4\frac{{v}_{s}^{2}}{{v}_{p}^{2}}·si{n}^{2}\theta \right)\end{array}$

式中:Δv=v₂-v₁,v=(v₁+v₂)/2,σ为介质的泊松比,且

(3)$\sigma =\left[{\left(\frac{{v}_{p}}{{v}_{s}}\right)}^{2}-2\right]/\left[2{\left(\frac{{v}_{p}}{{v}_{s}}\right)}^{2}-2\right]$。

Hilterman^[18]在Shuey的AVO近似公式(2)基础上,忽略了Shuey公式中传播介质的密度,在满足小入射角及假设v_p/v_s=2的条件,将Shuey的介质反射系数公式简化为岩性及流体的两项表达式:

(4)$R\left(\theta \right)=\frac{\Delta ({v}_{p}·\rho)}{2{v}_{p}·\rho }·co{s}^{2}\left(\theta \right)+\frac{\Delta \sigma }{{(1-\sigma)}^{2}}·si{n}^{2}\left(\theta \right)$

式中:第一项垂直入射的地震反射系数,主要表达近道反射地层岩性信息(near-offset),利用该式可以进行P波阻抗成像;第二项泊松比反射率主要表达地层远角反射(far-offset)道集信息(小于40°入射角),进行油藏储层的泊松比反演成像。泊松比是一个与岩石的纵横波速度比相关的函数,储层泊松比岩石物理弹性参数对储层含流体、或地层岩性变化比较敏感,泊松比反射率可以很好地表征岩性和流体性质变化,因此地震远道叠加成像是浊积砂岩的速度及其含流体相关的敏感属性数据体,利用叠前远道振幅成像数据能够有效地表征深水浊积砂岩的含油气优质砂体分布特征。

3.2 深水浊积砂岩油藏的时移地震波阻抗差异直接求取方法

在深水油田的开发过程中,由于开发井稀疏,常规陆上油田的油藏开发动态监测技术有效性受到限制,深水浊积砂岩的时移地震技术成为深水油田开发的重要油藏动态监测手段。通常在油藏开发前采集一次地震数据作为基准地震,深水油田通常在开发2~6年后,根据油田的生产动态完成监测地震数据采集。基准地震数据与监测地震数据均由同一个大型的地球物理公司完成一致性采集、一致性处理成像,再经生产动态流体标定后,通常用前后两次成像的振幅差异来表征油藏开发动态,确定水驱前缘。这种振幅差异是地震振幅反射响应特征的差异,受地震传播中地震子波的影响,不能真实准确地描述油藏砂体岩石参数的真实变化特征。本文提出一种快速波阻抗差异计算方法,直接消除地震子波对时移地震振幅差异的影响,将时移地震的振幅差异快速地转换成浊积砂岩储层的波阻抗差异,可以更精确地监测油藏开发动态。主要步骤如下:

首先设基准地震成像振幅为S_base,时移地震的监测地震成像振幅为S_monitor,两次地震的成像振幅差异监测油藏开发引起的流体前缘,记为:

(5)ΔS=S_monitor-S_base;

其次,依据油藏的探井或生产井的测井声波、密度信号信息求得的褶积算子为H,能够获取油田开发引起的储层相对波阻抗变化为:

(6)$\Delta A{I}_{monitor-base}=\Delta S\ast H$

式中:*表示算子的褶积符号。

因此,依据浊积砂岩油藏的时移地震相对波阻抗变化特征,不但能够快速有效地确定油藏开发的水驱前缘及剩余油分布特征,还可以研究油藏内部断层的封堵性,为油藏加密井井位部署方案的可行性提供技术支持。

4 应用效果分析

Bata油田自2016年初投产以来,在2022年2月完成了第一次时移监测地震数据(Mon1)采集,主要监测油藏生产过程中油水界面、水驱前缘和油藏内压力分布的变化特征及趋势,同时对断层的封堵性及油藏砂体的连通性进行研究,因此,时移地震的研究成果成为油藏开发中后期加密井部署的重要依据^[19-22]。

EF砂体组属于Bata油藏北部断块西部的内部独立砂体,油藏砂体断裂相对发育,物源从ES向WN方向展布,主要沉积特征为发育规模较小的多期次水道、后期改造的厚层富砂曲流水道、水道边缘及决口扇;在构造高部位的上倾区域存在决口扇,并被后期的水道改造侵蚀;图5是EF砂体的沉积微相平面,展示了各期次叠置浊积水道的复杂关系及形成EF砂体的剧烈程度。EF砂体组油藏的STOIIP储量为6.8×10⁷桶。初始开发方案为一采一注,生产井PP-302于2016年1月见产,初产无水产能为1.6×10⁴桶/天;两年后开始见水,2020年年底快速上升至84%,日产已经降至不足600桶,该井很快水淹关井,累计产油共计1.15×10⁷桶,并在构造上倾高部位存在大量的剩余油,是油藏下一步产能接替的目标。

图5

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图5 EF砂体组的沉积微相平面

Fig.5 Sedimentary microfacies map of the EF sand zone

时移地震包含油藏丰富的构造、沉积、流体信息,同时也能很好地表征由油藏开发引起的动态变化。图6是连井剖面的时移地震反射振幅特征,图6是生产井PP-302刚开始生产不久的含油砂体的近偏移距叠加成像的地震反射振幅剖面,图6b是生产井PP-302水淹后的2022年近偏移距叠加成像的地震反射振幅剖面,不同期次的浊积水道反射振幅特征图6和图6b对比表明油藏生产砂体含水后,浊积水道砂体的地震反射振幅强度变弱(图中标注的两个砂体区);图6c是由油藏开发前、后两次地震监测成像振幅差异的相对波阻抗剖面,从图中可以很清晰地看到水驱油后的波阻抗变化特征强烈,相对波阻抗增强,据此很容易确定油藏的水驱前缘。

图6

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图6 连井剖面的时移地震反射特征

Fig.6 The cross-well profile of time-lapse seismic characteristics

图7是依据该区域深水浊积砂体的地震AVO特征,应用未开发前基准地震远道成像振幅RMS属性,预测EF砂体组优质砂体平面分布(背景为EF组顶的深度构造等值线图),构造上倾方向存在很好的富含油砂体发育区;图8是2018~2022年油藏开发前后时移地震预测的油藏储层的相对波阻抗差异大小的属性平面分布(背景为EF组顶的深度构造等值线图),同时叠置了解释的主要断层线,由于水驱开发引起的水波及EF砂体区域及水驱前缘非常清晰,生产井PP-302入靶点在构造低部位已被水淹,与该井的实际生产动态及现状一致;同时,开发引起水波及EF砂体的区域表明,EF油藏内断层F11不具有封堵性,断层F4具有封堵性。在EF砂体构造的高部位砂体发育,且水未波及的区域仍存在大量未开采的剩余油(多边形内部区域),是油藏下一步井位部署、产能接替的重要目标。在该区域内的高部位,2023年部署了加密井PP-503,油藏数值模拟表明预计增油量为9.3×10⁶桶,依据经济评估具有很好的经济效益。该加密井与PP-302井距离约788 m,高差约140 m;加密井PP-503与PP-302井钻遇的是同一条水道,但生产井PP-302钻遇决水道砂体较中心部位,测井曲线特征为上部箱形—钟形、下部指状;由于水道砂体向构造高部位变薄,故PP-503钻遇砂体可能比PP-302薄;钻前预测PP-503井钻遇EF地层55 m厚度,实际钻遇55.9 m,地层厚度预测基本准确;钻前预测钻遇砂体有效厚度为15 m,而实际钻遇砂体为指状的薄砂泥互层,有效砂体厚度为13.4 m,测井解释储层平均有效孔隙度为24.5%,平均渗透率为582 mD,加密井PP-503的目标层测井响应特征如图9所示。该井2023年11月正式投产,初产无水产能稳定,每天保持大约1.2×10⁴桶原油的产能,符合钻前预期。目前该井产能稳定如图10所示,已成为该油藏产能接替的主要贡献井。

图7

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图7 地震远道数据预测的EF砂体组的优质砂体分布

Fig.7 The EF Zone far RMS map for the Base

图8

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图8 四维地震波阻抗差异属性预测的的EF砂体水驱前缘

Fig.8 The 4D impedance difference(Mon-Base) map of EF zone

图9

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图9 加密井PP-503的目标层测井响应特征

Fig.9 Infill PP-503 well logging curve

图10

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图10 加密井PP-503的实际产能动态

Fig.10 Infill well PP-503 actual production performance

5 结论

1)叠前远道振幅成像数据能够有效地表征深水浊积砂岩的含油气优质砂体分布特征;利用深水浊积砂岩油藏的时移地震波阻抗差异求取方法,直接消除地震子波对时移地震振幅差异的影响,不仅能够更精确地监测油藏开发动态,预测浊积砂岩油藏的剩余油分布特征,还可以有效地分析油藏内部断层的封堵性。

2)采用以叠前AVO属性特征预测优质浊积砂体、时移地震识别油藏水驱前缘和油藏剩余油为核心的深水油藏加密井快速优选技术方案,在深水浊积岩油藏开发中后期加密井实践中取得很好的应用效果,对类似深水浊积岩油藏开发有借鉴意义。

3)由于实际地震数据分辨率的限制及多期浊积水道叠置规模大小的影响,多期叠置浊积水道的泥岩隔夹层精细描述及油藏浊积水道砂体的连通性对加密井部署也非常重要,还需要做进一步深入细致的研究。

致谢

感谢SSI公司提供的基础资料,同时特别感谢编审老师的中肯修改建议。

参考文献

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文献年度倒序

文中引用次数倒序

被引期刊影响因子

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