Suffield油田上Mannville组（J油藏）开发调研报告

徐佳铖

Suffield油田上Mannville组（J油藏）开发调研报告
报告摘要：本报告分析了加拿大阿尔伯塔省Suffield油田上Mannville组J油藏的地质特征、流体性质、驱动机制及开发历程。该油藏为重油、高孔高渗、强底水驱动的深切谷充填砂岩油藏。通过综合应用加密钻井、注水保持压力、AWACT循环注气控水锥及水平井等技术，成功将采收率从约1%提升至23.9%，为同类油藏的开发提供了重要参考。

1. 油田概况
地理位置：加拿大西部沉积盆地，阿尔伯塔省，卡尔加里东南约209公里。
勘探发现：1966年发现，1971年投产。
资源储量：
J油藏原始地质储量：2.34亿桶 (约3720万立方米)。
J油藏预计最终可采储量：5600万桶 (约890万立方米)。
J油藏采收率：23.9%。
地质特征：下白垩统上Mannville组深切谷充填砂岩，UM1与UM3河道砂叠置，形成地层-构造复合圈闭。
油藏类型：具有倾斜油水界面的活跃底水油藏。
2. 油藏特点（重点分析）
2.1 储层类型与沉积体系
储层为细至粗粒燧石质岩屑砂屑岩，发育于UM1和UM3两期深切谷中。

[示意图：UM1（辫状河-曲流河过渡）与UM3（曲流河点坝）沉积序列]

UM1河谷：宽约1.6公里，充填厚度20-24米，向上变细，反映从辫状河向曲流河过渡。
UM3河谷：宽0.8-1.2公里，充填厚度可达24米，为典型的曲流河点坝沉积，具多个向上变细旋回。
储层结构：砂体侧向尖灭、泥岩夹层等造成宏观非均质性，形成“迷宫状”油藏结构。
2.2 储层物性
表1: J油藏主要物性参数
参数        范围        平均值        备注
孔隙度        26 - 28%        27%        高孔隙度
渗透率        500 - 2000 mD        1000 mD        高渗透率
1 mD ≈ 0.987×10-15 m²
净产层厚度        最大21米        11米        沿走向变化大，存在“甜点”
净毛比 (N:G)        -        约0.4        -
关键非均质性：①顶部“粘土带”（厚约30米）因碎屑高岭石导致渗透率剧降；②油水界面之下因自生高岭石沉淀导致渗透率降低。

2.3 烃类流体特征与高压物性
核心挑战：原油粘度对溶解气极其敏感。地层压力一旦低于泡点，脱气将导致原油粘度从97 cP剧增至570 cP以上，流动性严重恶化。

表2: J油藏流体性质与高压物性
参数        数值        单位        说明
API重度        14        °API        重油
地层原油粘度        97        厘泊 (cP)        @ 28°C，含溶解气
脱气原油粘度        570        厘泊 (cP)        @ 28°C
初始地层压力        9.82        兆帕 (MPa)        @ 539英尺 TVDSS (约164米)
饱和压力 (泡点)        8.07        兆帕 (MPa)        必须保持压力在此值以上
初始气油比 (GOR)        26.9        m³/m³        -
地层体积系数        1.09        m³/m³ (RB/STB)        -
初始含水饱和度        24%        百分比        -
地层水矿化度        14,000        mg/L        -
润湿性        中性至弱亲油
3. 驱动机制（重点分析）
[示意图：具有倾斜油水界面的底水驱动油藏模型]

天然驱动机制： 强活跃底水驱动。
证据1：投产早期即见水，形成水锥。
证据2：油水界面自南（-170米）向北（-181米）倾斜，表明存在强烈的水动力流动。
水体倍数： 报告未明确，但“强底水驱动”的描述、高垂向渗透率及倾斜油水界面均指示水体体积巨大、能量充足。
开发驱动方式演变：
一次开采（天然能量）： 底水驱动。因高粘度、高垂向渗透率导致水锥暴进，采收率仅~1%。
二次开采（人工补充能量）： 自1979年起实施注水（先周边，后可能转为面积注水），核心目的是维持压力在泡点以上，抑制粘度上升。驱动方式转变为注水驱动为主，天然底水驱为辅。
驱动机制总结： 该油藏的成功开发依赖于对强底水能量的有效管理与转化——通过人工注水补充并优化驱动能量，并结合专门技术（如AWACT）抑制水锥的不利影响，变被动为主动。

4. 油田开发历程
[生产历史曲线图：1971-2022年J油藏日产油量与含水率变化]
图3: J油藏生产历史曲线 (数据来源: AER, 2022)
1971-1979： 直井开发，40英亩（约16公顷）井距，快速见水，采收率极低。
1979-1985： 开始周边注水保持压力。
1985-1990： 技术密集试验期。包括加密钻井（至2.5英亩，约1公顷）、火烧油层试验（未商业化）、AWACT循环注气、热水驱试验（未商业化）、水平井试验。
1990-2000： 大规模应用水平井开发薄层区，产量进入平台期（~6966 BOPD）。
2001至今： 产量递减期。2022年产油769 BOPD，含水率99.2%。截至2021年底累计产油5160万桶。
5. 提高采收率方法
表3: J油藏主要提高采收率方法及应用效果
方法        开始时间        目的/原理        关键效果
注水保持压力        1979        维持压力 > 泡点，防止粘度灾难性上升。        为所有后续开发提供了基本的压力保障，是开发成功的前提。
加密钻井        1985-86        井距从40英亩缩至2.5英亩（后至1英亩），提高井控与波及。        加密区最终采收率提升至25%。
AWACT循环注气        1986        向水锥注气，改变相渗，抑制水窜，促进油流。        应用井平均增产25%，改变递减趋势。
水平井钻井        1990 (大规模)        经济开发薄层，增大与油水界面距离，开采未波及区。        单井采收率可 >40%，是维持平台产量的关键。
技术协同效应： 上述方法并非孤立，而是相互协同的综合技术体系。例如，水平井扩大了泄油面积，但需要注水提供能量并配合AWACT控制水脊，而加密钻井则优化了井网对储量的控制。

6. 结论
1. 油藏本质复杂： J油藏是受强烈底水驱动的重油深切谷砂岩油藏，其迷宫状结构与流体高粘特性构成开发的主要地质-工程矛盾。

2. 成功关键在“控水保压”： 早期水锥导致一次采收率极低。开发的核心思路是通过注水系统性地维持地层压力（高于泡点），并采用AWACT等创新技术主动干预水锥，将不利的天然水驱转化为有效的人工水驱。

3. 技术序列成熟有效： “加密钻井提高井控 + 注水保压补充能量 + AWACT控水锥 + 水平井扩大波及”这一技术组合，被证明是应对此类油藏的可靠方案，将采收率从1%提升至23.9%，效益显著。

4. 经验借鉴意义： 对于类似油藏，应尽早开展精细油藏描述（特别是水体能量评估），在开发初期即规划压力保持方案。水平井是开发薄层和非均质储层的利器，但需与精细地质导向（如3D地震）和配套的稳油控水技术结合，才能实现最大化经济效益。