延长测试在深水复杂油藏连通性研究中的应用

王亚青 尚凡杰 武静 于斌

(中海油研究总院有限责任公司， 北京 100028)

近十年来，全球新增的常规油气资源主要来自于深水和超深水油田，且其份额基本保持着增长趋势[1-2]。由于深水油田开发成本高，后期工程设施调整难度大，因此，在油藏评价阶段探明地质储量的同时，评估落实主要开发风险、夯实开发方案编制基础、缩短油田建产时间显得更加重要。

油藏模式是油藏开发研究的核心内容，其主要研究目的在于分析井间的连通状况、掌握流体的分布规律、制定合理的开发技术政策、提高油藏的采收率。目前，油藏连通性分析方法主要有三大类：

(1) 静态分析方法。压力系统分析、流体性质对比、地震资料分析、统计类比等[3-6]，都属于静态分析方法。这类方法对资料录取的要求较高，且预测结果的可靠性取决于油田的复杂程度和研究人员的经验丰富程度。

(2) 动态分析方法。生产动态分析、干扰测试、示踪剂测试等[7-10]，都属于动态分析方法。这类方法适用于油田实际投产后的分析。其中，干扰测试虽可在油田正式投产前进行，但其测试时间较短，且以相邻井组为基本的分析单元，无法对全区的连通性作出判断。

(3) 动静态结合分析方法。很多学者尝试采用多尺度资料综合分析的方法，如通过井的干扰测试结合4D地震资料定量模拟方法，来判别全区储层的连通性。这类方法对代表井对的选取要求很高[11-12]，其判断结果的可靠性取决于井震关系模型的精度，结果具有多解性。

对于一些深水复杂油藏，因其资料品质差、开发风险高、进度压力大，采用上述常规评价手段难以快速、有效地落实油藏模式。在此，介绍巴西X油田在油藏评价阶段针对复杂油水系统油藏连通性判别所采取的特色策略和方法。

1 巴西X油田地质概况

X油田位于巴西桑托斯盆地超深水区域，水深为1 800～2 200 m，评价井井距为4～5 km。油田整体上为北东 — 南西走向的背斜构造，内部被北东 — 南西、近南北向断层复杂化，同时油田发育北西 — 南东向走滑断层(见图1)。油田目的层为下白垩统巨厚碳酸盐岩，自下而上划分为生物碎屑灰岩ITP组和微生物灰岩BVE组，上覆厚度为300～2 000 m 的厚层膏盐层。

2 X油田开发面临的主要挑战

油田完钻9口评价井，钻遇3个油水界面。压力系统分析表明，这9口井的油层具有统一的压力系统，水层具有多个压力系统。对于油水界面的差异有3种解释模式，分别是断层封堵模式、隔夹层封堵模式和局部滞留水模式(见图2)。不同的油藏连通模式，其开发注采井网部署及射孔方案的差异很大。对于油藏连通模式的错误判断，将会导致油田开发陷入被动局面。如秦皇岛32-6油田，开发实施后对油藏模式认识的变化较大，出现了含水上升和产量递减都较快的矛盾，导致油田在开发早期就不得不补钻调整井[13]。X油田为超深水油田，开发调整难度大，成本高，因此亟须在开发方案实施前明确油藏的连通性，以降低开发风险。

图1 X油田目的层顶面构造图

2.1 断层封堵模式初判

应用地震资料，采用分级、分类的方法刻画油田断裂系统。油田边界发育断距较大的北东 — 南西、近南北向正断层，切穿整个目的层。油田内部发育断距较小的正断层，通过正演模拟分析，已明确其主要发育于储层下段，内部小正断层封堵概率较小。但结合区域构造演化分析和地震倾角属性分析，发现油田内部同时发育北西 — 南东向的走滑断层。走滑断层的解释具有不确定性，且其封堵性判断难度较大。

2.2 隔夹层封堵模式初判

油田目的层为300～500 m厚碳酸盐岩礁滩体沉积。BVE组含油范围内主要发育生物礁、高能滩和礁间微相类型。生物礁和高能滩储层发育最好，以叠层石灰岩和颗粒灰岩为主，自然伽马曲线形态呈弱齿化箱形 — 钟形，地震相上表现为丘状外形，内幕具多期次建隆生长结构，储地比可达80%。礁间储层发育较好，以球粒灰岩和粒泥灰岩为主，自然伽马曲线形态为中 — 强齿化漏斗形 — 箱形，地震相上表现为席状外形，内幕连续平行 — 亚平行结构，储地比为40%。

图2 3种油藏解释模式示意图

ITP组含油范围内主要发育贝壳滩、滩间微相类型。贝壳滩微相储层发育最好，以贝壳灰岩为主，自然伽马曲线形态呈较平滑 — 齿化箱形，地震相表现为滩状外形，内幕具多期次侧积生长结构，储地比达80%。滩间微相储层发育较好，含泥贝壳灰岩、贝壳泥粒灰岩，自然伽马曲线为强齿化钟形，地震相上表现为楔状外形，内部连续平行 — 亚平行结构，储地比为60%左右。

通过层序地层划分对比，以及研究区单井沉积相、连井沉积相和地震相分析，认识到X油田多期储层平面连片分布，储地比较高，隔层大规模封堵模式概率较小。但是，在A井附近发育礁间和滩间微相(见图3)，隔夹层局部相对发育，是否存在局部遮挡而形成透镜状油藏，仍有待进一步评价。

2.3 传统评价方法的适应性

对于X油田评价,传统动静态分析法有以下不足：

(1) 评价井钻井费用高，评价周期长。平均一口评价井的钻探时间超过150 d，费用超过1.5亿美元。

(2) 目的层上覆巨厚膏盐层，且储层埋深大于5 000 m，造成地震资料成像受限。

图3 X油田目的层段沉积微相图

(3) 储层类型新，对于厚度为300～500 m的碳酸盐岩礁滩体沉积，全球可供类比的资料较少。

(4) 油田规模巨大，在4～5 km井距下，通过短时间的干扰测试难以监测动态响应变化。

综上所述，对于X超深水盐下油田，应用常规的评价方法难以快速且经济有效地落实油藏连通模式。因此，在该油田尝试了一种创新性的开发评价策略 —— 延长测试(EWT)。

3 延长测试策略

延长测试是巴西国家石油公司针对深水复杂巨型油气田提出的一种特色开发策略[14-16]。不同于常规的DST、干扰测试，此开发策略生产时间较长，配备有独立的FPSO等工程配套设施。通过延长测试，一方面可获取油田资料，如地质油藏关键的动静态数据及实际开发中配套工艺的可靠性等，从而优化调整开发方案，降低开发风险；另一方面能够推动油田尽快投产，快速收回投资。

3.1 X油田延长测试方案设计

针对油藏连通模式不落实的风险，X油田在油藏评价阶段，利用已完钻的评价井，部署实施“1注1采”延长测试，生产时间接近一年。

3.1.1 测试井位部署

基于已完钻评价井，根据井点地质代表性和所能获取信息的可靠性，进行注采多方案比选。选定油田中部的A井和南部的B井实施延长测试策略，两井的井距约5 km。

从地质代表性来看，A井和B井钻遇的油水界面相差60 m 。两井分别处于不同沉积相带，且中间发育一条北西 — 南东向走滑断层，通过EWT测试可以判断其中不同沉积相带的连通性及走滑断层的封堵性。垂向上，A井位于礁间、滩间微相，隔夹层相对发育。

数值模拟分析表明，生产井的压力响应程度比注气井更加显著，因此确定将油田中央位置的A井作为EWT生产井。如此，可使其周边更多井在EWT测试期间内，如储层连通就能够观察到压力响应变化，从而最大化确定平面连通范围。

3.1.2 压力监测设计

平面上，EWT虽然只是通过A、B两井进行测试，但应用了“中央激动、全局部署”的压力监测设计技术，可获得对整个油田连通性的判断。在测试井附近的多口评价井下入永久式压力计CaTS ，进行无线压力信号传输，借助延长测试井与其邻近井建立干扰测试系统，从而通过延长测试实现对全油田生产的压力监测。

垂向上，采用“多层完井、错层观察”的完井技术，排除注采干扰。目的层共发育2套储层，局部隔夹层发育。为了获得垂向连通的判断结果，对生产井A井实施2段式智能完井，注入井B井实施3段式智能完井。完井段均部署压力计，以便进行分层段测试和压力监测。为了避免注采干扰，采用错层压力观察的方式，如单采生产井的上层，可观察生产井和注入井中下段的压力响应，以判断垂向连通性。

3.1.3 工作制度研究

X油田EWT测试井距约为5 km，在巨厚储层条件下，是否能通过注气干扰测试来实现储层平面连通性评价，尚未肯定。基于多情景模拟的工作制度优化技术，通过数值模拟来分析多情景模拟设计方案下的压力响应区间和观察时间范围，从而确定最小测试产量和最佳开关井时间，以保证大井距和巨型油藏规模下能够最大化监测到压力响应变化。表1所示为X油田EWT多情景模拟设计方案，测试层段共计有15种组合。对于测试层段的确定，需综合考虑垂向连通性和平面连通性评价的需求，通过单层测试和合层测试相结合的方式，分析不同注入层段对生产井压力响应的影响，以及不同生产层段对注入井压力响应的影响，从而确定注采层位及开关层顺序。

表1 X油田EWT多情景模拟设计方案

注：A井和B井测试层段共组成15种组合。

3.2 X油田延长测试效果评价

通过“中央激动、全局部署”的压力监测设计和多情景模拟的工作制度优化技术，成功获取了延长测试生产时全油田的压力响应情况。延长测试生产实践证实，油田断层均不具有封堵性，测试观察井均有不同程度的压力响应。如在距离测试生产井A井约10 km远的C井，亦监测到压力下降响应(见图4)。“多层完井、错层观察”落实了储层垂向连通。如从注入井B井上段注入，其与生产井A井中下段压力上升，上段停注后中下段压力下降。

图4 EWT监测井压力变化曲线

通过EWT压力监测数据分析，结合静态地质认识，落实了X油田的油藏连通模式。X油田油层相互连通，但由于局部遮挡而发育形成多个水体，最后发育多个油水系统(图5)。

图5 X油田油藏剖面图

4 结 语

通过以上内容，介绍了巴西X油田在油藏评价阶段复杂油水系统油藏连通性判别方面所采用的特色策略和方法。基于油田综合地质认识，可知X油田复杂油水系统具有多种油藏解释模式。通过延长测试的合理井位部署、“垂向多层完井、错层观察，平面中央激动、全局部署”的压力监测和多情景模拟的工作制度，结合静态地质认识，在X油田有效地落实了油藏连通模式，降低了油田后续开发的风险。对于深水复杂油气田，延长测试是一种经济有效的开发风险评价策略。