闫建丽, 李超, 马栋, 李卓, 王鹏

油气藏评价与开发 2024, 14 (2): 308-316. DOI:10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2024.02.016

摘要（295）

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渤海BZ油田主要为潜山碳酸盐岩油藏，目前已进入开发中后期，由于储层非均质性强，裂缝、孔洞分布规律复杂，导致油井生产特征复杂、产量递减快、动静态储量认识存在较大差异等问题。为此，在常规测井资料、薄片和少量岩心分析资料的基础上，结合不稳定试井和生产特征等资料，建立了油田碳酸盐岩储层类型动静态特征综合识别标准，渤海BZ油田碳酸盐岩储层主要划分为裂缝型、裂缝-孔隙型、孔隙型3种类型储层；基于静态优质储层预测，综合考虑了储层的平面、纵向的非均质性，建立了三维数值试井模型，精细刻画识别了复杂井储层边界和连通状况，合理评价了动态储量，证实了太古界潜山含油气潜力，为油田开发中后期制定调整对策提供依据，指导油田调整挖潜，并获得高产验证。

不同的储层边界，不同的连通关系，油井表现出不同的生产动态特征。以N3、N5、N7井为例，3口井均为长期衰竭开发的油井，不含水。从单井压降与累计产油量关系曲线来看，生产初期地层压力均呈快速下降的趋势，但3口井后期生产特征各不相同（图3）。N3井生产阶段主要划分为2个阶段，开采初期地层压力随着累计产油量的不断增加呈线性下降，随着油田关停10 a，油井重新启动生产后，地层压力恢复至原始地层压力水平的90%，生产进入第二阶段，曲线斜率变大，表明前后2个阶段储层的供给能力不同。N5井生产仅表现为单调下降的生产阶段，可能储层供给相对封闭；而N7井后期阶段曲线斜率变小，储层存在一定的能量供给。