喇萨杏油田开发二类油层上（下）返层系方法的确定

杨桃

中国石油大庆油田公司勘探开发研究院

喇萨杏油田开发二类油层上（下）返层系方法的确定

杨桃

中国石油大庆油田公司勘探开发研究院

大庆油田二类油层一次上返开发将全面结束，二次上（下）返开发面临着选择新钻井还是利用一套井网开发的问题。为确定二类油层不同区块上（下）返开发模式，为区块开发提供依据，以北一区断东的东部区块为例，建立系统经济模型，将区块首段层系与上返层系看作一个系统，建立了不同油价下两种模式的首段层系累产油界限图版，确定了钻新井与利用一套井网开发的首段产量界限，通过建立区块经济极限含水模型、反正切含水与水驱规律曲线联解预测模型，得到区块规划上返时至经济极限含水时的阶段累产油，依据建立的经济界限图版，确定了区块上（下）返开发方式。研究结果表明，北一区断东的东部区块在油价40美元时，应采用一套井网利用上（下）返开发，油价70美元时，应采用新钻井的开发模式。

二类油层；上下返开发；反正切含水曲线；后续水驱；系统经济模型

大庆喇萨杏油田为典型陆相多层砂岩油藏［1］，20世纪60年代确定采取分层注采开发，将萨尔图、葡萄花、高台子3套油层组划分为十几个油层进行开发，明确针对一类（渗透率＞800 mD，有效厚度＞4

1　系统经济评价模型

Systematic economic evaluation model

一套井网开发模式为利用首段开发井，封堵首段层系，补孔开发上返层系的方式。钻新井开发模式为保留首段开发井继续生产，新钻一套井网开发上返层系的方式。将首段层系与上返层系看做一个系统，对比2种模式下的经济效益。

一套井网模式经济体系的效益为

式中，a1为首段封存产量带来的经济损失，万元；a2为封堵投入，万元；a3为补孔投入，万元；a4为补孔后上返层系产量贡献带来的收益，万元。

钻新井模式经济体系的效益为

式中，b1为上返层系钻井建设费用，万元；b2为钻后上返层系产量贡献收益，万元；b3为首段保留产量贡献收益，万元。

由此确定区块应采用的开发模式表达式为

1.1理想模型

Ⅰdeal model

假设打井在首段层系井眼处，即上返井与新钻井井位和射孔等开发情况完全一致时有b2=a4、b3≡a1（≡为恒等于符号），则公式（1）简化为

根据编制的油藏方案可知，不打井模式的封堵（a2）、补孔（a3）费用，以及上返层系钻井建设费用（b1）在开发方案确定的情况下均为常数。公式（4）的不确定因素即为首段利用损失产量的效益损失a1（即首段保留贡献产量的效益贡献b3）。

1.2实际模型

Actual model

新钻井模式中根据实际层系及井网关系，在最优井位钻井情况下，考虑新钻井模式较一套井网模式井网调整提高的采收率情况，对比两种模式下的效益。即b2=a4+σ，而b3≡a1，则公式（3）可变形为式中，σ为井网调整提高采收率带来的收益，万元。

根据公式（5）可以确定不同区块是否采用钻新井构成井网，还是利用一次上返井网补堵开发二次上返层系。

2　系统模型应用

Application of the systematic economic evaluation model

2.1理论模型计算

Calculation of theoretical model

以北一区断东东块为例进行了模型应用计算。该区块二类油层油藏工程开发方案确定分萨Ⅱ1—萨Ⅱ9、萨Ⅱ10—萨Ⅲ10、葡Ⅰ5—葡Ⅱ10三套层系进行开发，目前正开发套层系萨Ⅱ10—萨Ⅲ10，其基本概况见表1。

表1　北一区断东东块二类油层首段开发层系基本概况Table 1 Basic information of layers in initial interval of Class Ⅱoil reservoirs in eastern Duandong Block

由表2、3可知，不钻井即封堵补孔利用原井网的补堵费用为a2+a3=9 550.2万元，原井眼处打井的钻建费用为b1=189 189.0 万元。式（4）可变形为a1+9 550.2 ＜189 189.0-a1或a1+9 550.2 ＞189 189.0-a1，即通过不同的首段损失产量带来的经济损失的值来确定区块所采取的开发模式。在吨桶换算率为7.425，汇率为6.19元/美元，原油商品率为98.37%的条件下，得到不同的首段后续产量在油价40美元、50美元、60美元、70美元、80美元、90美元条件下的评价图版，如图1所示。从图中可以看出，在首段后续产量为0时，打井模式及不打井模式系统投入均趋向于表2、3中计算结果，说明理论模型是正确的。当油价40美元、首段产量贡献小于50×104t时或者油价70美元、首段产量贡献小于28.2×104t时，区块应采用一套井网模式，反之采用新钻井模式。

表2　北一区断东东块二类油层上返层系不钻井费用（即利用原井网封堵补孔费用）Table 2 Cost for developing upward layers of Class Ⅱ oil reservoirs in eastern Duandong Block without drilling new wells （cost for blocking and reperforating in the original well pattern）

表3　北一区断东东块二类油层上返层系原井眼处打井模式下钻井及基建费用Table 3 Drilling and capital costs for developing upward layers of Class II oil reservoirs in eastern Duandong block with drilling new wells in original wellbores

图1　北一区断东东块打井与不打井模式理论图版Fig. 1 Theoretical chart with and without drilling new wells in eastern Duandong block

图2　北一区断东东块打井与不打井实际模型图版Fig. 2 Actual model chart with and without drilling in eastern Duandong block

2.2考虑实际开发计算

Calculation with consideration to actual development

根据实际层系及井网关系考虑，最优井位情况下钻井，考虑井网调整提高采收率的情况，则式（5）可变化为a1+9 550.2 ＜189 189.0-a1-σ或a1+9 550.2 ＞189 189.0-a1-σ。根据不同的首段后续产量及提高采收率在不同油价下带来的收益情况得到不同油价下的理论图版，如图2所示。以断东东为例，上返层系地质储量1 759.2×104t，假设打井模式下较理论模型提高采收率2%，即产量提高35×104t。由式（5）可得实际开发计算图版，当油价40美元、首段产量贡献小于32×104t时，当油价70美元、首段产量贡献小于10.8×104t时，应采用不打井模式。

2.3相同油价下不同提高采收率的原层产量界限Original layer output limits under different EOR modes at the same oil price

同时进行了模型的影响因素分析，油价60美元/桶，新钻井模式的上返目的层系井网调整较一套井网模式提高的采收率分别为0.5%、1.0%、1.5%、2.0%、2.5%，如图3所示。

图3　不同提高采收率下打井与不打井实际模型图版Fig. 3 Actual model chart with and without drilling new wells at different enhanced oil recovery factors

随着采收率的提高，打井模式对应的原层产量界限标准下降，提高采收率0.5%、原层产量高于28.4×104t时，原层采收率提高2.0%、原层产量高于12.2×104t时，采取新钻井模式。

3　具体区块应用

Field application

以北一区断东东块二类油层一次上返区块为例，应用系统模型进行计算。模型中的关键指标是需要确定首段后续产量，即需要确定区块首段层系从上返日起，到区块经济极限含水或废弃时的累产油，然后通过与图版累产油界限对比，确定其开发模式。因此首先计算了区块的经济极限含水，再确定至经济极限含水时的累产油。

3.1利用盈亏平衡原理确定区块极限含水率

Using the break even principle to ascertain the limit water cut of the block

3.1.1极限含水率模型 为了计算具体区块是否具备钻新井或一套井网上下返的潜力，需要计算该区块的经济极限含水或产油量。区块的经济界限可以利用目前的生产数据直接计算当前投入、产出即可。当销售收入等于总成本费用时，此时对应的区块含水率值就是区块的经济极限含水率［2］。盈亏平衡分析基本公式为

其中

建立区块投入产出盈亏分析模型为

整理得到区块经济极限含水率界限模型为（9）

式中，Bv为变动成本，由产液、产油、注水费用构成，元；Td为区块单井平均年生产时间，d；Qo为日产油量，t；a为原油商品率，%； Ql为日产液量，t；Tr为吨油税金，由增值税、城建、资源和教育附加费构成，元/t；C为吨油材料费、燃料费、动力费三项之和，元；Cs吨液处理费，元；P为原油价格，元/t；Ciw为注水费用，元/m3；fw为含水率，%；Bf为区块单井平均固定总额成本，由工资、井下作业费、油田维护费、矿场经费、企业管理费、大修基金、科研经费及折旧费构成，元。

3.1.2后续水驱区块经济含水界限图版 根据北一区断东东块2014年经济参数计算得到经济极限含水（图4）、产油量（图5）图版。随着油价增加，区块在高液量情况下经济极限含水趋于接近，极限日产油量呈与产液量近似直线关系，极限产油量随着油价的增加而减小。北一区断东东块一次上返区块，在液量140 t/d，油价40美元/桶时，经济极限含水率为97.55%，日产油为3.43 t；70美元/桶时，区块极限含水为98.93%，日产油为1.50 t。

图4　北一区断东东块经济极限含水图版Fig. 4 Economic limit water cut chart of eastern Duandong block

图5　北一区断东东块经济极限产油量图版Fig. 5 Economic limit oil flow rate chart of eastern Duandong block

3.2后续水驱阶段至经济极限含水的采出程度预测

Prediction on recovery percent of reserves while attaining to economic limit water cut at subsequent waterflooding stage

后续水驱开发特征严格符合水驱规律曲线［3-9］，但由于特高含水期水驱规律曲线波及体积与含水上升的影响，其采出程度预测数值偏高［10-11］，所以采用反正切曲线法预测含水，联合水驱规律曲线，预测其采出程度。

3.2.1含水上升变化特征 从聚合物驱后续水驱区块含水规律曲线可以看出，无论一类油层典型区块还是二类油层区块，在注聚阶段结束后2～3年为含水快速上升阶段，之后进入缓慢上升阶段，呈现起前快后慢趋势（如图6、7所示）。

3.2.2含水率预测模型 后续水驱后含水率上升呈前快后慢的趋势变化，可近似用反正切含水拟合为［3］

图7　二类油层后续水驱区块含水规律曲线Fig. 7 Water cut variation curve of Class Ⅱ oil reservoirs in subsequent waterflooding blocks

式中，fw为区块综合含水率；t为时间，月；a，b为待定拟合参数。

式（10）两端取正切后发现，在以fw为纵坐标、t为横坐标作图时为一直线，a为该直线斜率，b为截距，得到a，b后就可以预测后续水驱后的含水变化。3.2.3 采出程度预测模型 根据对比分析，选用了丁型水驱规律曲线法做为采出程度预测的主要方法

其中

式中，LP为区块累产液，104t；NP为区块累产油，104t；WP为区块累产水，104t；A，B为待定拟合参数（以Lp/Np为纵坐标、Wp为横坐标作图，A为斜率，B为截距）。

通过对北一区断东东块实际生产数据进行预测，得到的含水、累产油相对误差分别在0.2%、0.5%以内（见表4），可以进行区块开发模式优选计算。

表4　北一区断东东块后续水驱含水、累产油预测数据Table 4 Predicted water cut and cumulative oil production of subsequent waterflooding in eastern Duandong block

3.3区块开发模式确定

Determination of development mode

通过计算，北一区断东东块预计二次上返时间为2018年1月，预测含水率为98.34%；油价40美元时，该区块经济极限含水为97.55%，时间为2016 年1月，此时该区块经济极限时间在规划上返时间之前，区块已达到废弃水平，所以其累产油为0，小于32×104t的累产油界限，所以应选择一套井网模式；当油价70美元时，经济极限含水为98.93%，时间为2022年8月，从规划上返时间至经济极限含水时，该区块具备累产油24.3×104t，大于10.8×104t的累产油界限，所以该区块应选择新钻井模式。

4　结论

Conclusions

（1）建立了系统经济模型，在建立区块经济极限含水模型、反正切含水与水驱规律曲线联解预测模型基础上，确定了北一区断东东块二类二次上返开发模式。北一区断东东块规划上返时间为2018年1月，油价40美元时应选择不打井模式，油价70美元时从规划上返时间至经济极限含水时，该区块具备累产油24.3×104t，大于10.8×104t的累产油界限，所以该区块应选择打井模式。

（2）模型在具体区块的开发中可以给出明确的打或不打井的建议，能够为区块的长远开发和规划编制提供依据。然而模型仍具有一定的局限性，计算时只能具体区块具体计算，需要给出具体区块的封堵、补孔等经济指标。

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（修改稿收到日期 2016-04-01）

〔编辑 李春燕〕

Determination of method for developing upward （downward） layers of ClassⅡoil reservoirs in Lasaxing Oilfield

YANG Tao
Exploration and Deνelopment Research Institute of PetroChina Daqing Oilfield Company， Daqing， Heilongjiang 163712， China

The primary upward development of Class Ⅱ oil reservoirs in the Daqing Oilfield will terminate completely， and the secondary upward （downward） development is challenged by the choice of drilling new wells or using the existing well pattern. In order to determine the upward （downward） development mode of ClassⅡoil reservoirs in different blocks， this paper presented a systematic economic evaluation model with the eastern Duandong Block in North 1 Area as an example. This model regards the layers in initial interval and the upward layers as one development system. A cumulative oil production limit chart of the layers in initial interval in two modes was established at different oil prices， and the production limit of the layers in initial interval was determined respectively for drilling new wells or using the existing well pattern. With the economic limit water cut model and the prediction model combining arc tangent water cut and waterflooding rules， the interim cumulative oil production of the block from the time of designed upward development to the time of economic limit water cut was obtained. Based on the economic limit chart， the upward （downward） development mode for the block was defined. The study results suggest that the existing well pattern should be used for upward （downward） development in eastern Duandong block when the oil price is $40/bbl， whereas new wells should be drilled when the oil price is $70/bbl.

ClassⅡoil reservoirs； upward and downward development； arc tangent water cut curve； subsequent waterflooding；systematic economic evaluation model

杨桃（1982-），毕业于东北石油大学油气田开发工程专业，硕士，主要从事油藏工程和海塔开发方面的研究，工程师。通讯地址：（163712）大庆油田有限责任公司勘探开发研究院海塔开发研究室。E-mail：taotao19820407@163.comm的河道砂）油层、二类（渗透率＞100 mD，有效厚度＞1 m的河道砂）油层进行三次采油开发，目前一类油层已全部投入三次采油开发，二类油层自2002年陆续投入聚驱开发，截至2014年油层剩余地质储量11.6亿吨，剩余可开发层系1～5套不等。“十三五”期间，二类油层一次上返开发将全面结束，二类油层二次上下返面临着新井模式和一套井网上下返模式的选择问题。以北一区断东的东部区块（以下简称北一区断东东块）为例，通过建立区块经济极限含水计算模型，得出该区块油价分别为40、70美元时，经济极限含水率分别为97.55%和98.93%，利用反正切含水与水驱规律曲线联解预测方法，预测区块规划上返时至经济极限含水时的阶段累产油。根据系统经济模型图版，确定该区块在油价40美元时采用一套井网上下返，70美元时应采用新钻井的开发模式，为大庆油田三次采油后续水驱区块开发及规划编制提供技术支持。

TE32

A

1000 - 7393（ 2016 ） 03 - 0335- 06

10.13639/j.odpt.2016.03.012

YANG Tao. Determination of method for developing upward （downward） layers of ClassⅡoil reservoirs in Lasaxing Oilfield ［J］. Oil Drilling & Production Technology， 2016， 38（3）: 335-340.

国家自然科学基金“聚合物驱后热化学复合驱提高原油采收率理论研究”（编号：51074035）。

引用格式：杨桃. 喇萨杏油田开发二类油层上（下）返层系方法的确定［J］.石油钻采工艺，2016，38（3）：335-340.