渤海Y油田开发模式总结与开发效果评价

张建民，雷 源，江远鹏，孙广义，江 聪

(中海石油(中国)有限公司天津分公司 渤海石油研究院，天津 300452)



渤海Y油田开发模式总结与开发效果评价

张建民，雷 源，江远鹏，孙广义，江 聪

(中海石油(中国)有限公司天津分公司 渤海石油研究院，天津 300452)

为了得到针对海上河流相油田的高效、高速开发模式，首先基于渤海Y油田的地质及开发特点，从4个方面论述了该油田的开发模式，分别为精细注水保持地层压力、基于单砂体划分和组合开发层系、依托单砂体井网优化技术调整井网以及提液与控水相结合的综合调整。利用相关油藏工程方法，计算并评价了在渤海Y油田的开发模式下进行生产的各个指标的开发效果，根据单指标计算结果，进行开发效果综合评价。结果表明，渤海Y油田的开发模式适用于大多数海上河流相油田，应用该开发模式能够有效地缩短海上油田的开发年限以及提高油田最终采收率。

海上油田； 河流相； 高效开发模式； 开发效果评价； 提高采收率

由于海上油田开发的特殊性，目前国内外海上油田的开发普遍存在开发效率低、开发周期长的问题。为了解决上述问题，国内外学者对海上油田的高效、快速的开发模式及策略进行了研究。

国内的海上油田主要借鉴了陆上油田,例如大庆油田等的开发经验，并结合海上油田自身的特点对其进行开发[1]。以渤海Y油田为例，由于天然边水能量小等原因，该油田在投入开发之前进行了早期注水以保持压力[2]，确保油田的提液能力[3]，并且控制了开发后的含水率上升速度[4]。20世纪90年代，油田多采用一套层系、稀井网开发，以“少井高产”为开发原则[5-6]。20世纪90年代后期，老油田进入调整阶段，针对该油田局部注采井网不完善[7-8]、油层动用状况差[9-11]、含水率上升快[12]等矛盾实施开发调整，改善开发效果，提高油田可采储量，为稳步增加渤海油田原油产量，确保渤海油田2010年年产量突破3 000×104t起了重要的作用[13]。2007—2009年，伴随渤南五油田陆续投入开发，实现了参与部门联合办公，合理配置人力物力资源，围绕产能目标，摸索出了行之有效的油田开发管理应用模式[14-16]。

而国外大多数海上油田是从技术经济的角度出发[17]，对海上油田的开发进行综合的剖析与评价，结合驱油实验以及数值模拟结果[18]，对海上油田的高效、快速开发策略进行论证。

本文从地层能量的保持水平、开发层系的组合及划分和开发井网优化调整等方面入手，提出一整套适用于渤海Y油田的高效开发模式，并通过开发指标计算结果来评价其开发效果，进而验证该开发模式对海上油田开发的实用性。

1 油田概况

渤海Y油田位于渤海南部海域，油层主要为浅水三角洲平原和曲流河沉积，储层物性好，属于中高孔中高渗储层。孔隙度为13.4%～35.9%，平均25.0%；渗透率为(2.8～9 713.1)×10-3μm2，平均522.2×10-3μm2。

渤海Y油田自2008年投产，截至2014年12月31日，渤海Y油田主体区已投产开发井共64口(包括综合调整井)，其中采油井48口，注水井14口，注气井1口，水源井2口(1口同井抽注井)。年平均日产油3 278 m3/d，日产气44.25×104m3，综合含水率42.7%，气油体积比135。累计产油652.69×104m3，采出程度20.3%，累计注水696.79×104m3，累计注采比为0.82。

2 油田开发模式

2.1 海上河流相油田开发面临的挑战

2.1.1 开发井网部署难度大 中国陆上油田开发井网通常采取不断调整完善的方式：先实施基础井网，在此基础上开展地质、油藏综合描述，再确定整体开发井网和加密井网。而对于海上油田，由于高开发成本的制约，致使探井密度低、资料相对少，同时受海上平台的寿命、空间和井槽资源的限制，不具备多次调整的条件。 因此，要实现油田高效开发，必须加强前期研究，基于单砂体划分和组合开发层系，在精细油藏地质认识的基础上部署开发井网，同时依托单砂体井网优化技术调整井网。

2.1.2 全面注水开发后稳产难度大 渤海Y油田的天然边水能量小、地饱压差小、弹性能量小，投产一年后油井陆续开始转注，但由于储层非均质性较强，注入水沿单层、单向突进严重，油田含水率上升快，产量递减较大。另一方面，由于受制于海上生产系统对油田产液量的限制，中高含水期窄河道油田的稳产难度大。因此，必须针对单砂体进行精细注水。同时围绕提液与控水实施增产增注措施，进行综合优化调整，控制无效注水和无效产液，确保油藏高速开采。

2.2 精细注水保持地层压力

2.2.1 早期注水 渤海Y油田的天然边水能量小、地饱压差小、弹性能量小，而油田早期注水开发能够通过注水恢复地层压力，确保油田的提液能力，提高水驱体积波及系数，控制含水率上升速度。

渤海Y油田自2007年12月开始投产，主要开采优质储量、主力油组。投产初期7口采油井平均单井日产油达到97.3 m3，含水率1.23%，依靠天然能量开采，未投注水井，之后产液量略有下降；2008年8月为了保证地层能量，注水井开始投产，含水率略有上升，年末含水率上升到2.00%左右，年末采出程度为1.38%，如图1所示。

图1 渤海Y油田综合开采状况曲线

2.2.2 分层配注 与陆上油田相比，海上河流相油田初期笼统注水更易导致层间矛盾加剧，因此必须针对单砂体进行精细注水，以达到高效开发的目的。油田4口定向注水井，初期采用笼统注水的方式，由于层间非均质性较强，层间矛盾较为突出，各层吸水不均，吸水剖面测试统计结果表明水驱储量逐年降低，通过分层配注措施可较好地解决这类注水矛盾。2011年以来，对定向注水井逐步实施了分层配注，分层配注后，下部油层吸水增多，各层吸水量与配注量基本一致。

截至2014年12月，区块有4口注水井，多为4段分注。实施分层注水可以不断提高水驱储量控制和动用程度，但部分孤立岩性砂体衰竭开发降低了水驱储量控制程度。

针对海上河流相油田定向注水井注入量难以满足配注的现状，采取“保主力层、停非主力层”的分层调配方案。2012—2014年，分别对W14、W34实施分层调配，在注水量基本保持不变的情况下，吸水比例由48.14%提高到100.00%。调整后不仅提高了主力层的压力恢复速度，同时非主力层的水驱油波及面积也得到了扩大。注水井分层调配前后吸水状况如表1所示。

表1 注水井分层调配前后吸水状况

通过一系列的优化注水措施，注采比呈逐年上升趋势，油田累积注采比为0.74，调整后2014年注采比上升到0.99，基本保证注采平衡。图2为注采比、流动压力与含水率曲线。

图2 Y油田注采比、流动压力与含水率曲线

2.3 基于单砂体划分和组合开发层系

渤海Y油田纵向上含油井段长，但主力油层集中，主要含油层段的储量占到全油田的90%以上；横向上，非主力油组的油层连通性较差，主力油组的油层平面连通性较好，但是平面非均质性较强。针对海上河流相油田资料相对少、条件有限，难于进行多次开发调整的难点，可以考虑根据单砂体划分和组合开发层系。

考虑到渤海Y油田的油田实际，分层系开发的策略是：首先动用厚度达到4 m、储量丰度达到80×104m/km2的砂体，再将构造特征相近、纵向连续性较好的砂体划分为同一开发层系，其他储量单元在不影响主力单元开发的前提下考虑兼采。

实际生产中，共分两套开发层系进行开发。2008—2009年，首先动用4个主力砂体(1S-1-1232、A29-1398、1S-1-1425、1S-1-1547)。2011—2012年，局部调整动用非主力层NmⅤ，局部完善井网。2014年，综合调整方案实施，整体完善注采井网，动用未井控的2个主力砂体(1S-1-1703、1S-1-1765)，形成了依托单砂体细分层系、由好到差分阶段逐级动用的储层动用模式，实现储量动用最大化。为了得到层系划分、调整的结果，计算出2009—2014年的注采比、流动压力和含水率的开发指标的数据，结果如图3所示。

图3 1#区注采比、流动压力与含水率曲线

由图3可知，自2009年初期投产动用主力砂体结束后，到2010年，含水率上升率变小，流动压力逐渐上涨，注采比稍有下降；2010—2012年，含水率上升幅度陡然上升，注采比急速下降，流压也趋于减少，2012年，进行局部调整，开始动用非主力层，之后的含水率上升幅度得到了有效的控制，到2013年，含水率上升率下降幅度达到66.75%，调整效果显著。

2.4 依托单砂体井网优化技术调整井网

单砂体井网优化技术的评价指标及其对应的量化标准如表2所示。

表2 单砂体井网优化技术评价指标及其对应的量化标准

该技术包括：井型优选和井网部署。

(1)优选开发井型。利用数值模拟软件，模拟油藏开发，从含水率变化规律、稳产时间和采出程度等方面，对不同井型的适用性和应用效果进行分析，结果如图4、图5所示。

从图4中可以看出，在含水率达到60%之前，同一含水率下，直井有较高的采出程度；含水率大于60%后，水平井的采出程度较高，且水平井具有更高的采收率。

图4 不同采出程度下的含水率对比

图5 不同采油速度下的稳产时间对比

从图5中可以看出，在相同采油速度下，水平井比直井具有更长的稳产时间；在相同稳产吋间要求下，水平井能以更高的速度生产。

对比类似油田的成功开发经验，对水平井生产和水平井注水的适用条件分析，认为采用水平井采油—定向井注水比较合理。

(2)优化井网部署。传统陆上油田开发方式趋向于通过多次整体加密，细分层系，一套层系一套井网，越分越细，井距越来越小；而海上油田由于设计能力和井槽数的限制，无法实行多次整体加密和多套井网开采，只能在层内或层间少井分阶段逐点接替，单井选择性合采或笼统混采。但采用一次井网重点动用主力油层，“少井高产”的结果必定会因为初期井网的不完善而导致油藏平面上流体分布特征更为复杂，甚至影响油藏最终采出程度。为此有必要在低含水率阶段采取分区域、有针对性、逐步完善的井网调整模式。

针对主力高产层部署相对多的井(通常单采主力层，有时也适当兼顾次要层)，对次要层部署少量井，并采用“顶密边稀”的布井方式，以使高效井(钻遇油层层数多、油层厚度大)占大多数，为中后期调整、多层动用创造条件，而油层少、油层薄、距油水边界近的井尽量少一些，实现“单井单层高速开采”。

综合调整开发方案于2014年开始实施，调整方案采用定向井结合水平井方式实施调整，如1S-1-1547砂体，原ODP方案在砂体部署调整井W5H，设计W14井在该层给W5H注水，根据新增W14井吸水剖面测试结果，该井在1S-1-1547砂体不吸水，结果如图6所示。

图6 W14井吸水剖面测试结果

经过优化研究，将W18井优化到1S-1-1547砂体，作为注水井给W5H注水，完善了注采井网。同时将W4优化到构造高部位，定向生产井优化为水平生产井W4H。截止2014年12月，累积增油10.2×104m3，提高油田最终采收率3.9%。

2.5 提液与控水相结合的综合调整

海上油田随着开发逐渐暴露出以下几点矛盾：①层间吸水矛盾突出；②平面水驱不平衡；③非主力砂体动用程度低。针对存在的问题，采用提液与控水相结合的综合调整方式。

(1)精选提液时机、控制提液幅度。图7为无因次采液、采油指数随含水率变化曲线。

图7 无因次采液、采油指数随含水率变化曲线

由图7可知，随着含水率的上升，无因次采液指数越来越大，即无因次采液指数上升速度越来越快，说明油田产液能力在不断提高。油田生产初期具备提液能力，随着含水率的继续上升，无因次采液指数在含水率为80%时出现一个明显增大的拐点，无因次采液指数会出现急剧上升的现象。因此，在含水率大于80%时，可进行后期大幅度提液。

同时，随着含水率的上升，无因次采油指数越来越小，说明无因次采油指数的下降速度越来越快。在中低含水率阶段(含水率<60%)，无因次采油指数下降趋势较为平缓，是油田稳产的有利时机。含水率在90%附近出现明显下降的拐点，油田稳产压力增大。

利用油藏数值模拟方法，在含水率为40%、60%、80%时分别实施提液，设置生产压差为1.0、1.5、2.0、2.5、3.0、4.0、5.0、5.5 MPa。计算结果如图8所示。由图8可知，当含水率为40%、60%时提液，生产压差控制在1.5～2.0 MPa时采收率最大，因此，1.5～2.0 MPa是前期提液的合理压差；当含水率为80%提液，生产压差在2.0～2.5 MPa时采收率最大。

(a) 含水率40%、60%

(b) 含水率80%

根据提液时机与提液幅度的研究成果，在近年先后优选注采对应率好，且位于油藏边部的5口采油井进行提液，结果见表3。由表3可知，平均单井日增油16.53 m3，综合含水率上升14.22%，流动压力下降0.37 MPa，效果显著。

表3 提液增产措施单井效果

近年来，采油井通过调参等配套调整提高产液量，平均单井日产液量由调整初期的97 m3提高到114 m3，年产液量由调整初期的11.19×104m3，提高到41.67×104m3，结果如图9所示。

图9 平均单井年产液变化情况

(2)控水技术。油藏以边水规模较大的窄条状油藏为主，开发进入中高含水阶段，随着边底水突破，位于内含油边界附近的油井含水率上升速度加快。位于气顶边缘的油井受气顶驱效果较强，延缓注入水及弱边水的推进，含水率较低，含水率上升较慢。含水率分布如图10所示。

图10 各油井含水率分布

表4为含水率分布统计结果。由表4可知，含水率在40%～70%的井数比例为50%，正处在含水率缓慢下降期，产油贡献比例达到41.27%的油井是油田产量的主力贡献井。

表4 含水率分布统计结果

针对海上河流相油田含水上升快的特点，控制含水率上升的主要对策有：通过注采结构调整，分类治理含水率上升加快的油井；增加可采储量，减缓含水率上升速度；精细分层注水，提高油田注水质量，有效控制含水率上升；加大水井调剖力度，控制无效、低效循环注水；对油井实施卡水、堵水作业，减少无效采出。

油井产量构成和各项措施增油比例如图11、图12所示。

图11 油井产量构成

图12 油井各项措施增油比例

3 开发效果评价

3.1 采收率

3.1.1 标定采收率 根据油田动态生产资料可获得累产水Wp与累产油量Np的关系曲线，如图13所示。

图13 1#井区甲型水驱曲线

根据式(1)可以预测不同含水率下的累积产油量。

(1)

当油田含水率达到经济极限含水率时，可获得油藏的可采储量NR=355.254 5×104m3，代入相关参数，得到最终采收率为48.32%。

3.1.2 采收率评价 定义评价系数A，其值为标定采收率与目标采收率比值，采收率评价标准见表5。

(2)

式中，A为采收率评价系数；ER标为标定采收率；ER目为目标采收率。

表5 采收率评价标准

由式(2)计算可知，渤海Y油田采收率评价系数A=97.34%，为一类水平。

3.2 含水率上升率

3.2.1 实际含水率上升率 图14为含水率与采出程度关系曲线。在图14中筛选实际含水率数据点，根据式(3)计算实际含水率上升率。

(3)

图14 含水率与采出程度关系曲线

计算得到实际含水率上升率为5.67%。

3.2.2 理论含水率上升率 图15为含水率与理论含水率上升率关系曲线。由图15可知，理论含水率上升率为4.57%。

图15 含水率与理论含水率上升率关系曲线

3.2.3 含水率上升率评价 含水率上升率评价系数α的计算公式如下：

(4)

表6为含水率上升率评价分级标准。计算得到渤海Y油田含水率上升率评价系数α为1.24，为二类水平。

表6 含水率上升率评价分级标准

3.3 递减率

3.3.1 理论递减率 根据产量变化规律，油田理论递减率计算结果见表7。

表7 油田理论递减率计算结果

3.3.2 实际递减率 根据生产历史数据，经过拟合得到月递减率Di=0.017 021。实际递减率公式如下：

(5)

式中，D为实际递减率；Di为月递减率。

计算可知2014年递减率D=0.087 793。

3.3.3 递减率评价 考虑到不同开发阶段，引入评价系数β进行评价：

(6)

式中，β为递减率评价系数；Dt实际为实际递减率；Dt理论为理论递减率。

通过大量文献调研及统计渤海27个水驱开发油田的应用，评价结果与油田认识基本吻合，最终确定出递减率的评价标准见表8[19]。计算可知渤海Y油田递减率评价系数β为0.338 9，为一类水平。

表8 递减率评价标准

3.4 水驱开发效果综合评价

根据采收率、含水率上升率和递减率指标的评价结果，综合认为Y油田水驱开发效果属于一类水平。

4 结 论

河流相油田高效开发模式较好地解决了渤海河流相油田开发面临的几个主要难题。大量的生产实践证明，这种开发模式实用有效，丰富了海上河流相油田高效开发的方法和手段。

(1)地饱压差小(0～3 MPa)，天然能量、弹性能量弱等特点决定了渤海Y油田采取早期注水的方式。注水的时机选择在地层压力降到饱和压力附近，可取得很好的效果。高含水阶段，针对单砂体进行精细注水，通过分层配注措施，较好地解决了层间注水矛盾。

(2)划分和组合开发层系，同时依托单砂体井网优化技术调整井网来增加可采储量和注水井点，使油井多向受效，改善分层系开发的效果，达到高效开发的目的。

(3)提液与控水相结合实施增产增注措施。进行综合优化调整，控制无效注水和无效产液，确保油藏高速开采，不断发展和完善适合油藏特点的配套采油技术。进入特高含水阶段时，建议在层系细分后继续实施聚驱，以进一步解决细分层系和井网调整空间有限的问题。

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(编辑 宋官龙)

Summary of Development Pattern and Development Effect Evaluation of Bohai Y Oilfield

Zhang Jianmin，Lei Yuan，Jiang Yuanpeng，Sun Guangyi，Jiang Cong

(BohaiPetroleumResearchInstitute,TianjinBranchofCNOOCLtd.,Tianjin300452,China)

In order to effectively and rapidly develop the offshore fluvial faces oilfield, the development pattern of the oilfield is investigated from four aspects which are based on the features of geology and development for Bohai Y oilfield. The four aspects include, fine water injection to maintain formation pressure, combine and divide layer series of development by single sand body, well pattern optimization technology for single sand body and comprehensive adjustment by combining water extraction and water control. Development effects for each single development index developed at the development pattern of Bohai Y oilfield are calculated by reservoir engineering methods. Then the comprehensive development effects are evaluated. Results manifest that, development pattern of Bohai Y oilfield is suitable for most offshore fluvial faces oilfield. The development period can effectively shorten the development period of offshore oil fields and improve the ultimate recovery of oil field by applying this development pattern.

Offshore oilfield; Fluvial facies; Efficient development pattern; Development effect evaluation; Enhanced oil recovery

1672-6952(2017)03-0039-07 投稿网址：http://journal.lnpu.edu.cn

2017-01-22

2017-02-27

张建民(1980-)，男，硕士，高级工程师，从事开发地质及油气田开发研究；E-mail：zhangjm2@cnooc.com.cn。

雷源(1985-)，女，硕士，工程师，从事油气田数值模拟及试井研究；E-mail：leiyuan@cnooc.com.cn。

TE341

A

10.3969/j.issn.1672-6952.2017.03.009