中海油:创新之钥打开“礁灰岩”宝库

  [中国海洋石油报  2018-03-21] 南海珠江口盆地中央隆起带曾是生物礁的“天堂”，那里有着“温、清、浅”的舒适水体环境，营养丰富，为生物礁的大量繁殖营造了得天独厚的条件，具备形成生物礁灰岩油气藏的优势。在那里，有限公司深圳分公司（下称有限深圳）的研究人员发现了以流花11-1油田为代表的大型生物礁灰岩油田，石油地质储量超过2亿立方米。这是一个让人惊喜的发现。
  然而，问题随之出现。经过22年的连续开发，流花11-1油田的采出程度还不到10%，可谓虽然存了一“肚子”的油气，“吐”出来的却很少。研究人员经分析后发现，由于生物礁灰岩油藏的内部储层非均质性很强，运用常规的方法很难准确看清油气的分布情况，油田开发状况日趋复杂。
  为了提高油田采收率，有效挖掘油藏剩余潜力，有限深圳研究团队展开了长达3年的科研攻关，围绕地震、地质、测井、油藏、工艺等多学科，从多角度切入研究，形成了一系列创新性的技术和认识，找到了提高油田采收率的一把“利器”，一举攻克了海上生物礁灰岩油藏开发的“顽疾”。
  提质补缺 把准裂缝延伸脉络
  生物礁灰岩油藏储层裂缝的复杂程度高，潜藏于其中的不规则裂缝非常难以预测。它们有多长、多宽？向何处延伸？又在哪里拐弯？密度有多大？……这其中的每个因素都与地下油气的分布情况及运移规律息息相关，而这些裂缝的脉络全要靠地震资料来识别。因此，地震资料的清晰程度成为识别裂缝的基本条件。
  3年前，27岁的杨小江加入了生物礁灰岩储层地球物理研究团队。在漫长攻坚中，他沉下心来、咬紧牙关，与同事们并肩作战，攻克了一个又一个难题。
  流花11-1油田采集的老三维地震资料距今已有20个年头。由于当时采集区内的钻井平台和油轮正在作业，造成资料采集范围不完整，外加年代久远原始磁带老化等问题，留存下来的地震资料成像质量较差，这让研究工作刚一起步就陷入了困境。尽管当时的杨小江参加工作还不满两年，但他没有丝毫的畏难情绪，而是从零开始，争分夺秒地丰富自身的专业知识积累。
  功夫不负有心人。杨小江渐渐摸出了潜藏于生物礁灰岩储层中的“规律”，和同事们创新性地应用地质约束数据恢复技术，补齐了三维地震资料的空白区，运用处理解释一体化技术改善了生物礁灰岩的成像质量，让原本模糊的画面逐渐变得清晰可见。
  “资料能看清了，裂缝识别就能更准确，我们还要再加把劲儿。”杨小江暗暗给自己打气。为了准确预测裂缝在地下的分布情况，他和同事们创新采用电成像裂缝密度约束多属性融合技术，为杂乱无章的裂缝拍出了一张张高清“相片”。这套技术大幅提升了裂缝的预测精度。随后，该技术和项目组精心研制的新构造一起被运用至调整井设计方案中，后经钻井证实，构造相对误差缩小到2.8%以内，生物礁储层的预测结果与实际情况吻合，从而有效降低了油田调整井实施的风险。
  优化升级 深入洞悉储层特征
  测井解释技术好比研究人员观察地下油藏情况的一双眼睛，只有当含有油藏信息的电流、声波等信号数据被准确转化成地质术语后，研究人员才能更加精准地了解地下油藏的真实情况。
  由于海上生物礁灰岩油藏测井解释技术领域缺乏成熟的经验可供参考借鉴，因此，有限深圳的研究团队只能凭借自己的力量，用科研攻关打开一条新路。
  “常规砂岩解释模型无法满足生物礁灰岩油藏储量计算的要求，要解决这个问题，需从4个方面着手进行研究。”南海东部石油研究院测井工程师管耀一边吃着饭，一边思索着。此时，他心里正在勾画着一张攻克难题的技术流程图。
  有了想法，说干就干。研究团队一上来就展开了问题大排查，即把所有的测井解释技术问题全部摆到明面上，进行逐一解剖。孔隙度、渗透率、饱和度这三个参数是测井解释工作的关键点，它们的精度决定了研究人员对油藏认识的准度。
  管耀和研究团队先从孔隙结构着手，研究分析了孔隙、次生溶孔与裂缝的发育特征，随后结合流花11-1油田的实际情况，将生物礁灰岩储层分为四大类，又分别针对每一类的具体情况，展开深入研究，总结出不同储层类型的测井识别方法。
  “老方法有缺陷，那就引入新的参数，让它升级换代变成新版本，适应更加复杂的环境。”虽然平时话不多，可一旦涉及工作思路层面的问题，管耀总是斩钉截铁。创新性引入导电效率和次生孔隙度两个参数，将其与常规方法相结合，他和同事们一同推出了生物礁灰岩多孔介质饱和度评价技术、电成像孔隙度与渗透率评价技术等新技术。
  有了这两件“神器”，研究人员对生物礁灰岩储层渗透率和致密型储层饱和度的解释精度大幅提升，计算出的孔隙度相对误差控制在8%以内，渗透率、饱和度也均满足储量计算的要求。“我们有了自己的招牌主打技术，三年的功夫总算没白费。”看着一张张成功拟合的图表，管耀欣慰地说。
  数值模拟 有效预测油藏动态
  人们常说，钻井乃“一孔之见”。这一说法的原因在于，从直径不到1米的井筒中获取的数据仅仅反映了附近小范围内的油藏信息，而针对那些距离井筒较远、尚未被开采出来的剩余油是如何分布的？它们会向什么方向流动？如何才能把这些生物礁灰岩油藏中的剩余油采出来？等问题，唯有在全面掌握地下油藏的“一举一动”后，才能给出准确的答案。
  油藏数值模拟是研究人员预测地下油藏动态所采用的常规方法，通过计算机求解油藏数学模型，来模拟地下的油水流动和分布情况，但对于生物礁灰岩油藏来说，常规方法会产生不小的数值误差。于是，有限深圳研究人员决定另辟蹊径，从最原始的一手实验资料入手，寻找解决问题的锦囊妙计。
  “数值模拟工作需要不断地把上一次的旧认识当做下一次运算的新起点来进行，时常要经历数以万计次的反复。工作一旦开始，就仿佛车轮转动一样，时间往往会在不经意中过去，错过晚上回家的末班车也是时有发生的事。”油藏数值模拟研究人员张晓林说。通过反复试验，她和同事们找出了适合生物礁灰岩油藏的新关键参数，推出了一套生物礁灰岩储层双重介质一体化建模与快速模拟技术体系。该套技术能精细描述出生物礁灰岩储层的特征和复杂的油水运动规律，首次实现了对不同类型储层剩余油分布的宏观模拟，油藏动态的预测精度和计算效率都有显著提高。在这套技术体系的帮助下，研究人员寻找和优化了41口有潜力的井位，预计增加可采储量1100多万立方米，若进一步采用注气混相驱技术，预测采收率最高能提高至13.8%。
  因地制宜精准定位解决“水患”
  在过去的生产中，流花11-1油田一直深受“水患”困扰，油田整体处于特高含水阶段，新投产井也面临着含水上升速度快的问题。
  如何才能找准“水源”，做到有效控水？油藏工程师刘远志和同事们调研了国内外大量的专业文献，经反复对比论证后发现，示踪剂技术有望“医好”流花11-1油田的“顽疾”。该技术好比在地下油藏中安装了追踪器，把油气水的“行踪”记录下来，从而实现对水平井产液剖面的监测。然而，流花11-1油田为水下井口油田，产出液需经过海管输送到油轮进行处理，这样一来，示踪剂从下入位置到油轮取样口之间的距离太远，影响了监测精度。若是直接采用新技术，必然会出现“水土不服”的情况，应用效果必然大打折扣。
  研究人员继续深入研究，进行反复模拟实验，创新搭建示踪剂水平井产液剖面测试技术体系。这套新体系优化了示踪剂管柱，改进了施工程序、测试流程与分析方法。与此同时，现场工作人员72小时紧盯取样口，实施连续取样作业，最大限度地确保了示踪剂的取样精度，后经多方法、多举措的相互验证，最终实现成功监测，找准了“水源”，有效解决了“水患”。