渤中3-2边际小油气田开发策略研究

刘小鸿,崔大勇,刘洪杰,黄 凯,刘瑞果

(中海石油(中国）有限公司天津分公司,天津塘沽 300452）

渤中3-2边际小油气田开发策略研究

刘小鸿,崔大勇,刘洪杰,黄 凯,刘瑞果

(中海石油(中国）有限公司天津分公司,天津塘沽 300452）

渤中3-2油田位于渤海中部海域,其距已探明的油田远,储量规模小,抗风险能力差。在研究油田储量充分动用的基础上,运用油藏工程和数值模拟技术,对油田开发方式、层系、注采井网、井型、井位及井距等参数进行精细研究,得到了通过提高初期单井产能实现油田经济高速高效开发,体现边际小油田开发特点的开发方案。为了更有效的规避油田开发中的风险和挖掘油田的潜力,方案对风险和潜力进行了细致研究并制订相应对策,使开发方案的可操作性更强。合理简化工程设施,采用“简易井口平台+可移动式采油平台”“蜜蜂式”采油设施,改善了油田的开发效果,为渤海湾今后大规模开发中小型边际油气田积累了实践经验,开辟了新的思路。

边际小油气田;高速开发;油藏数值模拟;“蜜蜂式”采油设施

渤海海域经过四十年的油气勘探,发现并成功开发了一批大、中型油气田,综合开发效益良好,但是还有很多小规模的含油气构造或边际小油气田未能投入开发。边际小油气田,是指在现有的地质、地理、油价等条件下,若采用常规开采方式,经济效益较差的油田[1]。从理论上讲,边际油田是现金流的贴现值为零的油田,也就是说这种油田以常规的方法开采,在开发期的全部收益与勘探开发的投资基本持平,或收益甚少。一般而言,盈利率在15%以下的边际油田,其开发价值不大[2]。因此,开发建设这些边际小油气田,并且能够获得一定经济效益,就必须摆脱常规技术与管理的束缚,解放思想,从技术创新与先进开发理念与策略入手来嬴得经济效益。

在中国近海油田开发实践中,逐步形成了适应于中国海域地质特点的边际油田开发方法,即小油田群联合开发、单体船生产方式、水下井口回接到附近已有生产设施采油开发等[3]。但渤中3-2油田与现有的生产设施距离较远,难以进行联合开发,综合评价其经济效益较低。近年来随着地质油藏研究、开发、钻完井、海上工程建设等技术的不断发展,使得有效开发这类中小型边际油气田成为可能。渤中3-2油田通过精细地质油藏综合研究,落实各砂体的油气分布范围和储量规模,科学优化开发方案,合理简化工程设施,降低开发投资,从而改善油田的开发效果,为今后大规模开发中小型边际油气田积累实践经验,开辟新的思路。

1 油田概况

渤中3-2油田位于渤海中部海域,构造整体是一个被断层复杂化的断背斜,主要含油层系为新近系明化镇组下段,油藏埋深1 300～1 700 m,正常温压系统。储集岩性为曲流河沉积的细—中粒岩屑长石砂岩,孔隙度主要分布在30.0%～40.0%之间,平均35.6%,渗透率主分布在100×10-3～8 000 ×10-3μm2,平均 2 980 ×10-3μm2,主要为高孔高渗型储层。油气藏主要受岩性和构造双重因素的控制,以构造—岩性油藏为主。油田原油性质具有密度中等,黏度、含硫量、凝固点低,胶质沥青质含量中等、含蜡量高的特点。

渤中3-2油田三级地质储量为681.26×104m3,探明石油地质储量531.16×104m3,其中Ⅲ油组的石油地质储量为441.36×104m3,占总探明地质储量的83.1%。该油组两个核心储油砂体2-1519和1-1687的石油地质储量分别为207.11×104m3和155.03×104m3,占全油田地质储量的68.2%(表1）。Ⅲ油组为该油田储量最为集中的层段,2-1519和1-1687砂体为Ⅲ油组的核心储油砂体。这种较为集中的储量分布有利于储量的动用和油田的开发。

2 地质油藏开发策略研究

2.1 储量动用策略

渤中3-2油田探明储量主要集中分布在2-1519和1-1687砂体,因此开发主要立足于这两个砂体。该油田小岩性体较为发育,除两个主力砂体外,仍有169.02×104m3探明储量没有动用。考虑此类边际小油气田后期进行调整的可能性较小,为了更好的动用该区储量,提高经济效益,设计一口定向井开采非主力砂体中品质较好的岩性油藏(图1）。

表1 渤中3-2油田探明石油地质储量计算成果Tab.1 Proved OIP calculation result of BZ3-2 Oilfield

2.2 高速开发策略

2-1519砂体为块状底水油藏,1-1687砂体为岩性构造层状边水油藏,为了减少层间干扰,提高油井产能,高速开发好油田,分两套层系全部应用水平井开发,2-1519砂体在构造的高部位钻水平井2口利用天然能量开发,1-1687砂体钻3口水平井1注两采的方式开采。根据比采油指数法和类比法,2-1519砂体单井产能80 m3/d,高峰年采油速度2.4%,1-1687砂体单井产能150 m3/d,高峰年采油速度6.0%,这两个砂体的采油速度远远高于渤海现有相似油田的采油速度(表2）。

图1 渤中3-2油田明下段Ⅲ～Ⅳ油层组南北向油藏剖面Fig.1 Cross-section of NmⅢ～Ⅳ(S-N）of BZ3-2 Oilfield

2.3 精细方案优化策略

对渤中3-2油田的构造、油田地质模式和油藏特征进行深入细致地研究后,又通过储层反演技术,对主力砂体的空间展布做了精细的储层描述工作。在地震、地质一体化研究基础上运用油藏工程和数值模拟技术,结合本油田地质油藏特点及工程设施要求,除进行了常规油田的注采井网、井距及井数等的优化[4],还进行了开发方式不同的经济性论证,及对不同井型、动用储量不同的方案指标的优化对比,最终得到了通过提高初期采油速度实行合理高速开采。而且方案设计从每个单砂体,细致研究水平段钻穿位置、水平段长度等参数的合理性及可能应对措施,体现边际小油气田开发特点[5]。

最终推荐2-1519砂体探明储量区构造高部位布2口水平井,水平段长450 m,井距300 m。1-1687砂体探明储量区在靠近原有的两口探井和评价井附近油层较厚处,顺构造等高线布2口水平井,水平段长500 m,布注水井1口,注采井距400 m,半年后转注。全油田共布井8口(图2）,其中4口水平生产井,1口水平注水井,1口定向井开发岩性油藏,1口开发兼评价井,1口水源兼评价井,预留4个井槽。高峰年产油15.4×104m3,采油速度3.2%,生产 12.5年,累产油 68.4×104m3,含水94.7%,采收率14.4%(2-1519砂体采收率9.5%,1-1687砂体采收率24.2%）(图3）。通过经济评价,经济开采年限6.5年,累产油57.2×104m3,内部收益率为14.0%。

图2 渤中3-2油田推荐方案开发井位Fig.2 Well location of BZ3-2 Oilfield in recommended plan

图3 渤中3-2油田推荐方案开发指标预测曲线Fig.3 Development index predicting curves of BZ3-2 Oilfield in recommended plan

2.4 风险潜力应对策略

渤中3-2油田储量规模小,抗风险能力差,因此除油田推荐开发方案做到细致缜密外,对油田的风险潜力也要做到充分预计。方案从潜力资源入手,利用兼评价井落实潜力资源,从而使风险降到最低。考虑“批钻批完”的钻井模式,方案中量化出各种可能并进行优化,使得油田得以经济有效开发。

1-1687砂体探明和预测储量目前均采用探明储量区1、2井油底计算,利用压力数据分析认为油水界面有可能更深,这样探明储量区储量预计增加88.01×104m3,预测区储量增加213.09×104m3。目前推荐方案动用了2-1519砂体50%的控制石油地质储量,若控制区储量通过兼评价井得到落实,根据预计规模,设计了定向井与水平井两套开发指标。由于推荐方案动用了50%的控制石油地质储量,存在一定风险,但是可以通过优化钻井顺序,控制储量区一旦落空就侧钻到别的井眼处,可以有效地降低投资风险。

对于预测区潜力资源量,利用水源兼评价井进行兼探,若储量落实,针对新的情况探明储量区进行井位调整,预测区增加布井,量化指标。另外,本油田为曲流河沉积,砂体横向变化大,300 m半径圈定的小岩性体油层厚度薄,地震资料无法识别,风险和潜力并存。对于风险,采用规定钻井顺序,有效进行规避,对于潜力,利用预留井槽应对。

针对储量落实情况,将2-1519砂体控制储量不落实为风险方案,1-1687砂体采用压力数据回归油水界面计算储量为潜力方案(表3）。风险方案中控制区生产井改为水源井,原水源井取消,高峰年产减少1.4×104m3,生产12.5年累产减少6×104m3,潜力方案预测区布水平井3口1注2采,高峰年产增加7×104m3,生产12.5年增加产量40×104m3。

表3 渤中3-2油田方案动用储量构成Tab.3 Producing reserves of BZ3-2 Oilfield in development plan

2.5 环保节能策略

渤中3-2油田推荐开发方案中P8井设计为同井抽注井,该井作为水源兼评价井,生产初期为注水提供水源,生产后期作为污水回注井,将剩余污水进行回注,实现了生产污水零排放。除此之外,该井在钻目的层馆陶层位时,兼评价1-1687砂体预测储量区油水界面。

此外,海上边际油田伴生气因气量小、无就地用户、无管输系统等原因,利用率很低,很大一部分都被冷放空或烧掉,导致了资源浪费[6]。从节约资源、减少环境污染、提高边际油田经济效益的角度出发,平台最终推荐采用热电联供电热站,最大限度利用伴生气,减少伴生天然气的排放,减少了环境污染。

3 工程设施策略研究

优选和简化工程方案,是边际油气田开发十分重要的环节。在对国内外各种海上采油设施进行调研的基础上,针对渤中3-2油田实际情况,推荐采用“简易井口平台+可移动式采油平台”、“蜜蜂式”采油设施方案[7]。

所谓“蜜蜂式”采油设施是对采用集生产、动力、储油、外输、生活为一体的小型移动式生产储油装置的一种形象称呼。其特点是移动性能和重复利用性能,该设施造价较低,建造周期短,生产安全,可以有效地降低海上油气田开发的风险,是渤海边际小油气田开发的理想选择。

渤中3-2油田与渤海湾其他边际小油气田滚动开发,若渤中3-2油田采用“简易井口平台+可移动式采油平台”,后面油田可与其共用一套生产设施,大大缩短开发周期,实现“当年决策、当年打井、当年投产”。

4 结论

(1）渤中3-2油田主力砂体全部应用水平井采油,实现了高速开发。“蜜蜂式”采油工程设施方案做到了合理简化、成本节约,提高了油田开发的经济效益。

(2）同井抽注方式的污水零排放设计,热电联供电热站的应用做到了环保节能。

(3）新方法新技术新工艺的应用使得边际小油气田成功开发得以实现。渤中3-2油田的开发模式为渤海开发类似边际小油气田积累了实践经验,开辟了新的思路。

[1]杨鼎源.海上边际油气田的开发模式[J].海洋石油,1999(1）:1-6.

[2]严世华.浅谈海上边际油气田的开发[J].中国海洋平台,2007,22(6）:7-10.

[3]郑洪印.中国近海油气田高效开发的途径[J].石油天然气学报,2005,27(5）:784-786.

[4]程时清.复杂岩性多底水断块油藏合理开发方式研究[J].特种油气藏,2007,14(3）:62-65.

[5]宋顺琼.采用先进技术确保海上油田高速有效开采[J].中国海上油气,2002,16(3）:160-171.

[6]张理.海上边际油田伴生气的利用[J].中国造船.2007,48(B11）:222-226.

[7]Lovie P M.Developing samller offshore fields with FPSO[J].World Oil,July 1998:61-66.

Research on development plan for offshore marginal oilfields——taking BZ3-2 Oilfield as an example

Liu Xiaohong,Cui Dayong,Liu Hongjie,Huang Kai,Liu Ruiguo
(Tianjin Branch of CNOOC Ltd.,Tianjin300452）

BZ3-2 Oilfield is located in the middle of Bohai Bay,which is far away from the developed oilfield,and its reserves are small,so its capability to withstand risks is weak.Based on improving the degree of producing reserves,using reservoir engineering and numerical simulation techniques,detailed study on development model,development layers,well pattern,well type,well location and well spacing had been conducted,appropriate development plan for developing marginal oilfields with high efficiency was made by improving single well’s early productivity.In order to avoid development risks and exploit potential of the oilfields,fine study on risks and potential had been carried out and corresponding countermeasures had been made in the plan,which made it more operable.Simplifying the engineering facilities and using simple wellhead platform and mobile production platform or bee-type platform had improved the effect of oilfield development,which had accumulated a lot of experiences and worked out a new way for developing medsmall marginal oilfields in Bohai Bay in a large scale.

marginal oilfields;high-speed development;numerical simulation techniques;bee-type producing facilities

TE349

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2010.01.067

1008-2336(2010）01-0067-05

2009-11-27;改回日期:2009-12-18

刘小鸿(1975—）,女,中级职称,1999年毕业于中国地质大学(武汉）油藏工程专业,现从事油藏工程专业研究。E-mail:liuxh2@cnooc.com.cn。