海上砂岩油田高含水期开发调整实践*

苏彦春 李廷礼

(中海石油(中国)有限公司天津分公司 天津 300452)

海上砂岩油田高含水期开发调整实践*

苏彦春 李廷礼

(中海石油(中国)有限公司天津分公司 天津 300452)

海上油田开发初期采用稀井网、大井距、多段合采的开采方式，且测试资料较少，油田开发进入高含水阶段后面临注采矛盾突出、含水上升快、产量递减快等问题，亟需进行开发调整，而陆上油田已有开发调整经验无法直接应用。以渤海砂岩油田为例，回顾了海上油田开发调整历程，总结了开发调整过程中采取的关键技术及策略。渤海典型的三角洲相和河流相稠油油田开发调整实践表明，开发调整技术体系的成功应用使得渤海主力油田采油速度提高了2.0～2.5倍，采收率提高了8%～12%，为渤海油田完成“十二五”产量目标提供了技术保障，也为渤海油田中长期发展提供了有力的技术支撑。

渤海；砂岩油田；高含水期；开发调整；关键技术；策略

以绥中36-1、秦皇岛32-6为代表的渤海主力油田已进入高含水开发阶段，逐渐暴露出注采矛盾突出、层间和层内储量动用程度差异大、含水上升快和产量递减快等问题，亟需进行开发调整，以提高油田开发效果。海上油田开发与陆上油田相比存在一定的特殊性：海上油田开发初期采用稀井网、大井距、多段合采的开采方式，并且测试资料较少，因此高含水期储层精细表征和剩余油定量描述难度较大；海上油田开发成本高，如何实现油田开发效果与经济效益的最大化是油田开发调整面临的一大难题。本文针对海上油田地质油藏特征和开发特点，总结了海上大井距多层合采油藏储层精细表征、剩余油定量描述等关键技术及开发调整策略，以期为海上其他油田开发调整提供借鉴。

1 海上砂岩油田开发调整历程

1.1 局部加密调整

受海洋工程、开发成本等因素制约，海上砂岩油田开发调整起步较晚，2005年以前主要针对注采井网不完善的区域进行局部加密调整。例如，埕北油田于1985年投产，2003年开始通过增加调整井逐渐完善井控程度较低区域的注采井网，使得开采了近20年的埕北油田采油速度仍然保持在1.2%左右。

1.2 整体加密调整初探

2006年在海上油田首次开展了以绥中36-1油田I期为靶区的加密调整研究与先导试验。绥中36-1油田I期加密调整将反九点井网调整为行列井网，注采井距由350 m调整为175 m，实施了71口调整井，油田采油速度提高1.2%，综合含水率下降10.3%，采收率提高10.4%。

1.3 大规模整体加密调整

2010年以来，针对渤海主力油田高含水期暴露出的含水上升快、产量递减快等问题，在绥中36-1油田I期加密调整成功的基础上，进一步推广和深化加密调整，先后完成了旅大5-2、歧口18-1、绥中36-1油田II期、秦皇岛32-6、锦州9-3、锦州25-1南和旅大10-1等7个油田的开发调整，总共实施了475口调整井，高峰年产油量增加724万m3。

1.4 区域化开发调整

随着勘探开发不断深入，海上油田开发调整逐步从大中型单油田独立开发调整→小油田依托大中型油田开发调整→区域化开发调整进行着演变。渤中28/34油田群通过区域化开发调整，有效释放了渤中28-2南、渤中34-1、渤中34-2/4等3个在生产油田的产能，并最大程度地动用了周边渤中34-3Nm、渤中34-1W等2个新区块的潜力，实施了137口调整井，产油量增加7 200 m3/d，采收率提高11%。

2 开发调整关键技术

针对海上油田地质油藏特征和开发特点，提出了以精细油藏描述为基础，以开发层系重组与划分、注采井网加密、井型优化为手段，以挖掘剩余油为目标的海上砂岩油田高含水期开发调整研究思路(图1)。

图1 海上砂岩油田高含水期开发调整研究思路

2.1 储层精细表征

陆上油田高含水期基于较小井距(150～250 m)、结合大量的取心井、检查井及测试资料对储层进行精细表征[1-2]，但海上油田开发井距大(350～400 m)、测试资料少，因此如何在稀井网、大井距条件下开展行之有效的储层精细表征对开发调整至关重要。提出了利用高分辨率地震资料，通过建立沉积微相与波阻抗之间的对应性，实现稀井网、大井距条件下准确划分沉积微相的技术[3]。该技术具体方法如下：通过合成记录完成层位标定，然后识别同相轴的振幅和阻抗的变化，再确定点坝砂体和废弃河道的发育范围，从而指导曲流河平面沉积微相的划分(图2)。应用该技术对秦皇岛32-6油田18个主力砂体进行了解剖，共解剖出323个单砂体。在点坝砂体解剖的基础上，进一步利用水平井资料并结合生产动态资料，基于地层和构造模型建立单砂层沉积微相模型，然后数字化各类构型界面，最终定量表征点坝砂体内部侧积层的单砂体构型模型[4](图3)，为油田进行剩余油定量描述和注采井网调整提供了依据。

图2 秦皇岛32-6油田NmII2小层沉积微相与波阻抗响应

图3 秦皇岛32-6油田单砂体构型模型

2.2 剩余油定量描述

在储层精细表征的基础上，利用水淹层测井解释、油层水淹程度定量描述、油藏数值模拟等技术对复杂地质条件下的剩余油进行定量描述，并通过密闭取心井和后续开发调整验证了剩余油分布规律，形成了一套海上油田剩余油定量描述的研究流程，为油田开发调整奠定了基础。

1) 水淹层定量解释。

针对砂岩油田储层非均质性强的特点，在分析岩心、测井数据的基础上，根据油藏品质因子(RQI)和标准化孔隙度指标(φZ)，将储层划分为不同类型的岩石物理相[5-6](图4)以提高“三饱和度(剩余油饱和度、残余油饱和度、束缚水饱和度)”计算精度，然后根据驱油效率和含水率特征完成水淹级别划分。利用该方法对秦皇岛32-6油田124口调整井进行了水淹层定量解释，并指导油井生产，调整井生产动态与测井解释吻合程度达到95%。

图4 秦皇岛32-6油田储层岩石物理相划分

2) 油层水淹定量描述。

针对海上油田多段合采、生产动态测试资料较少的特点，结合地质、油藏、动态、测试和水驱油实验研究成果，通过分析油层累积注入水孔隙体积变化情况，实现油层水淹程度定量描述。该技术具体方法如下：根据吸水剖面资料把注水井阶段注水量劈分到各油层，以注采井组为分析单元，根据渗透率和油层厚度将注水量劈分到对应的油井，计算出各油井的累积注入孔隙体积；然后根据水驱油物理实验得到的累积注入水孔隙体积与含水率的关系，计算油井阶段含水率，最后绘制出油层平面含水等值线图[7](图5)，有效指导油田开发调整。

3) 精细油藏数值模拟。

以复合砂体研究尺度为基础的油藏数值模拟研究已无法满足高含水期剩余油认识及开发需求,油田开发中后期必须开展以侧积层为研究尺度的油藏数值模拟研究，以提高剩余油预测精度。由于侧积层建模网格尺寸一般为5～20 m，导致模型网格数量较大，影响数值模拟运算速度，所以目前侧积层建模仅用于实验区，无法应用于实际油田。提出了基于构型界面等效表征方法：将地质认识的构型界面转化为空间域中的三维矢量界面，完成认识域到几何空间域的转化；利用拓扑算法计算三维矢量界面对应的三维网格索引位置，通过修改对应位置网格面元的传导率实现小尺度构型界面在粗网格油藏模型中的定量表征；结合油藏数值模拟历史拟合技术定量优化传导率参数，得出符合实际动态特征的构型界面传导率,用传导率的大小等效表征构型界面对渗流效果的影响[8-9](图6)。据统计，秦皇岛32-6油田新钻调整井新模型水淹程度与测井解释符合率达到90%，较老模型符合率提高了15%。

图5 秦皇岛32-6油田油层平面含水等值线图

图6 储层成因单元界面等效表征流程图

3 开发调整策略

海上油田开发成本高，且开发年限受平台寿命制约，因此开发调整时一方面要提高储量动用程度、改善油田开发效果、增加开发年限内的可采储量，另一方面要协调好新老井网的关系，有针对性地从纵向、平面和层内进行注采井网调整，以实现油田开发效果与经济效益的最大化。

3.1 开发层系重组与划分

陆地油田多在开发初期便根据地质油藏特征进行分层系开发，而海上油田在开发初期采用大井距多段合采的开发方式，在开发中后期才进行分层系开发，所以陆地油田分层系开发经验不能直接应用到海上油田。海上油田进行开发层系重组与划分时，客观评价层间干扰是关键。物理模拟实验是研究层间干扰最直观的方法，因此建立了可视化三管并联驱替实验装置，研究了不同渗透率级差和黏度级差情况下各管的驱油效率贡献率(图7)，结果表明：随着级差的不断增大，高渗管(低黏管)和低渗管(高黏管)的驱油贡献率差异逐渐增大。

在物理模拟研究的基础上，综合运用油藏工程方法、动态反演和现场测试等手段，研究了不同渗透率级差和黏度级差条件下的干扰系数(图8),结果表明：①干扰系数随着含水率上升而增大；②干扰系数随着渗透率级差和黏度级差的增大而增大。因此，在开发中后期进行层系重组与划分时，应尽可能将沉积类型、储层特征、压力系统、流体性质和油藏类型相同的油层调整为一套开发层系，以减少层间干扰，提高各类油层开发效果。

图7 渤海砂岩油田驱油效率贡献率变化规律

图8 渤海砂岩油田层间干扰系数变化规律

3.2 加密注采井网进行井网井距优化

在储层精细表征和剩余油定量描述的基础上，综合运用油藏工程、数值模拟和生产动态分析等手段，研究了不同注采井网下体积波及系数与注采井距的关系(图9)，结果表明：通过进一步加密，由反九点井网调整为五点井网或排状井网，由350～400 m井距调整为200～250 m井距，水驱体积波及系数可以提高40%～50%。

图9 不同注采井网下渤海砂岩油田体积波及系数与注采井距的关系曲线

3.3 定向井联合水平井进行井型优化

根据储层分布特点和剩余油分布规律合理优化井型,对提高油田开发效果和经济效益至关重要。研究和实践表明，在高含水期水平井挖潜剩余油具有定向井不可比拟的优势，水平井已经广泛应用于海上油田开发调整[10-11]：①经过多年注水开发，在油层底部形成强水淹，而油层中上部存在较多的剩余油，因此在油层中上部部署水平井，能够有效挖掘剩余油；②利用水平井开采储量动用程度较低的薄油层，可以有效释放薄油层的潜力。实际生产表明，利用水平井挖掘高含水期剩余油效果明显，水平井初期产量是定向井的2～3倍，水平井累产油是定向井的1.5～2.0倍，提高了海上油田开发调整效果和经济效益。

4 实践效果

4.1 大型整装三角洲相稠油油田

绥中36-1油田是渤海第一个大型整装三角洲相稠油油田，初期采用一套开发层系，反九点井网，于2000年11月投产。通过剩余油定量描述和大量新井资料分析，总结了绥中36-1油田高含水期剩余油分布模式[7](图10)：①平面上受构造、断层以及注采对应关系等因素的影响，形成“岛状分布、局部连片”的剩余油分布模式；②各砂体间受渗透率级差、注采对应关系控制，形成“千层饼”剩余油分布模式；③砂体内部受韵律性、重力作用、夹层封挡等因素控制，单韵律基本形成底部水淹、顶部剩余油富集，复合韵律形成“工字型”、“三明治型”剩余油分布模式。

图10 绥中36-1油田剩余油分布模式

根据绥中36-1油田地质油藏特征和剩余油分布模式，实施了以下开发调整策略：①在地层原油黏度较小(50～150 mPa·s)、纵向上层数较多(8～14层)的高部位区域，利用定向井整体加密；注采井网由反九点井网调整为行列井网，注采井距由350 m调整为175 m；②在地层原油黏度较大(150～450 mPa·s)、纵向上主力层集中(3～6层)的低部位区域，利用水平井局部加密。

绥中36-1油田开发调整分I、II期两批实施，从2009年11月开始至2015年12月完成，总共实施了220口调整井，初期平均单井产油量80 m3/d，含水率32%。通过开发调整，绥中36-1油田采油速度由1.1%提高到1.9%，采收率提高了12.2%。

4.2 低幅多油水系统河流相稠油油田

秦皇岛32-6油田是渤海第一个大型河流相稠油油田，该油田油水系统复杂，构造幅度低。秦皇岛32-6油田初期采用一套开发层系，反九点井网，于2001年10月投产。通过剩余油定量描述和大量新井资料分析，总结了高含水期剩余油分布模式[8](图11)：①平面受构造、边底水和井网等因素的影响，形成“低部位连片水淹、高部位局部富集”的分布模式；②层间受油水系统、流体性质、注采关系等因素影响，导致各类油层产出差异大，底水油藏与边水油藏采出程度差异15%，地层原油黏度分别为260 mPa·s和 78 mPa·s的油层采出程度差异5%；③层内受韵律性、重力作用、侧积夹层和夹层遮挡影响，油层底部水淹严重，油层中上部剩余油富集。

根据秦皇岛32-6油田地质油藏特征和剩余油分布模式，实施了以下调整策略：①将边水油藏与底水油藏分开，将地层原油黏度为260 mPa·s和78 mPa·s的油层分开，由1套开发层系调整为3套开发层系(图12)；②注采井网由反九点井网调整为五点井网，注采井距由350 m调整为220 m。

秦皇岛32-6油田开发调整于2013年6月开始实施，2015年7月全部完成，总共实施了124口水平井，初期平均单井产油量65 m3/d，含水率22%。通过开发调整，秦皇岛32-6油田综合含水由88%下降到79%，油田采油速度由0.8%提高到2.1%，采收率提高了12.8%。

图11 秦皇岛32-6油田剩余油分布模式

图12 秦皇岛32-6油田水平井分层系开发调整模式

Fig .12 Horizontal well subdivision of layer series development adjustment mode of Qinhuangdao 32-6 oilfield

5 结论

针对海上油田地质情况复杂、大井距多段合采和测试资料少等开发特点，通过技术攻关和生产实践，形成了一整套海上砂岩油田高含水期开发调整技术体系。该技术体系已成为支撑渤海油田可持续发展的核心技术，成功指导了渤海多个主力油田的开发调整，为渤海油田完成“十二五”产量目标提供了技术保障，也为渤海油田中长期发展提供了有力的技术支撑。

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(编辑：杨 滨)

Practice of development adjustment in offshore sandstone oilfields in high water cut stage

Su Yanchun Li Tingli

(TianjinBranchofCNOOCLtd.,Tianjin300452,China)

The production methods of sparse well pattern, large well spacing and commingling production in the early stage in offshore oilfield development, and the lack of testing data cause a series of challenges in high water cut stage, such as injection-production inconsistency, quick water coning and fast production decline. Therefore, adjustment is needed to solve these problems. However, the development experiences of onshore oilfield cannot be applied directly on offshore oilfield. Taking sandstone oilfield in the Bohai sea for an example, the history of comprehensive adjustment of offshore oilfield is reviewed, and the key techniques and strategies applied in the adjustment plan are summarized. The experiences of development adjustment in typical delta and fluvial facies heavy oilfields in the Bohai sea show that the successful application of development adjustment technology system makes the production rate increase 2.0～2.5 times and the recovery efficiency is improved by 8～12 percent in the major oilfields. It provides technical support for oilfields in the Bohai sea to achieve the “Twelfth Five-Year” production target and its medium and long term development.

Bohai sea; sandstone oilfield; high water cut stage; development adjustment; key technology; strategy

苏彦春，男，教授级高级工程师，1998年毕业于原西安石油学院，目前主要从事油藏工程研究工作。地址：天津市塘沽区闸北路609信箱(邮编：300452)。E-mail：suych@cnooc.com.cn。

1673-1506(2016)03-0083-08

10.11935/j.issn.1673-1506.2016.03.012

TE32+3

A

2015-11-20 改回日期：2016-03-02

*“十二五”国家科技重大专项“海上油田丛式井网整体加密及综合调整油藏工程技术应用研究(编号：2011ZX05024-004)”部分研究成果。

苏彦春,李廷礼.海上砂岩油田高含水期开发调整实践[J].中国海上油气，2016,28(3)：83-90.

Su Yanchun,Li Tingli.Practice of development adjustment in offshore sandstone oilfields in high water cut stage [J].China Offshore Oil and Gas,2016,28(3):83-90.