海上油田不同开发方式组合模式探讨*

谢晓庆 康晓东 曾 杨 石 爻 张贤松 刘宇曦

(1.海洋石油高效开发国家重点实验室 北京 100028； 2.中海油研究总院 北京 100028；3.中国石油长庆油田分公司第五采油厂地质研究所 陕西西安 710016)

海上油田不同开发方式组合模式探讨*

谢晓庆1,2康晓东1,2曾 杨1,2石 爻1,2张贤松1,2刘宇曦3

(1.海洋石油高效开发国家重点实验室 北京 100028； 2.中海油研究总院 北京 100028；3.中国石油长庆油田分公司第五采油厂地质研究所 陕西西安 710016)

谢晓庆,康晓东,曾杨，等.海上油田不同开发方式组合模式探讨[J].中国海上油气，2017,29(4)：85-90.

XIE Xiaoqing,KANG Xiaodong,ZENG Yang,et al.Discussion of different development combination modes in offshore oilfield[J].China Offshore Oil and Gas,2017,29(4):85-90.

海上油田开发投资大、成本高、风险大，为获得较高的经济效益，有必要对不同开发方式进行组合和优化。根据以往水驱、聚合物驱、热力采油等经济技术界限研究成果，以原油黏度为一级决策、渗透率为二级决策、油藏深度为三级决策，建立了海上油田高效开发方式组合多级决策树，确定出适合海上油田高效开发的4大类26套组合模式；通过数值模拟方法得到了各种组合模式的采收率，结合经济评价优化确定了8套不同油藏条件的最优组合模式，并提出了各模式的生产动态典型特征曲线。绥中36-1油田实际区块应用结果表明，优化得到的高效开发组合模式具有较好的实用性，可以为海上油田开发模式优选提供借鉴。

海上油田；水驱；聚合物驱；热力采油；组合模式；采收率；绥中36-1油田

以绥中36-1油田为代表的原油黏度在26～150 mPa·s的海上油田，适合开展聚合物驱和热力采油来提高原油采收率[1]。目前绥中36-1、锦州9-3和旅大10-1等油田已经开展聚合物驱矿场试验，并取得了较好的增油控水效果[2-5],但有些区块聚合物驱结束后仍有40%～50%的原油残留地下，有待于采取进一步措施提高采收率。海上油田热力采油在国外早已开始应用，但国内受实施热采各方面技术条件的限制，尚未大规模实施热力采油[6-7]。因此，将水驱、聚合物驱与热力采油相结合，探索一条适合于海上油田，特别是海上稠油油田的开发模式，是进一步提高海上油田采收率、实现高速高效开发的重要途径。海上油田开发技术复杂、投资高、风险大，开采期限受平台设备的有效期的限制，而国内目前尚未对水驱、聚合物驱、热采开发的组合模式在海上油田的应用做相关研究[8-10]，因此非常有必要对海上油田不同开发方式的组合进行研究，以期为海上油田已开发油田后续高效开发决策提供可靠的依据，并且为以绥中36-1油田为代表的类似油藏提供全过程高效开发模式。

本文首先基于前期海上油藏不同开发方式经济技术界限研究成果，建立了海上油田开发多级决策树，在此基础上通过开发组合模式的注采参数优化及经济评价，优化确定了不同油藏条件的最优组合模式，并提出了各种模式的生产动态典型特征曲线，最后将研究成果应用到绥中36-1油田。

1 组合模式的建立及优化

1.1 多级决策树的建立

根据水驱、化学驱、热力采油等经济技术界限的研究成果[11-15]，选取原油黏度、渗透率、油藏深度等3个因素作为开发方式选择的决策因素，确定不同开发方式适用范围(表1)。在此基础上，建立了海上油田高效开发方式组合决策树(图1)，以原油黏度为一级决策、渗透率为二级决策、油藏深度为三级决策，确定出四大类不同油藏条件下可选的开发方式或开发措施，共计26套组合方式。

表1 海上油田不同开发方式油藏筛选指标界限Table 1 Reservoir screening indexes of different development modes for offshore oilfields

图1 海上油田开发方式组合模式决策树Fig .1 Development mode decision tree of offshore oilfields

1.2 最优组合模式的确定

1.2.1 典型油藏数值模型的建立

根据组合决策树，确定不同类型油藏的候选组合模式。针对不同的组合模式，在考虑各动态参数对开发效果的总体影响前提下，对注水速度、注聚速度、注汽强度、组合模式转换时机、聚合物段塞尺寸和井网加密时机等参数进行优化。

考虑到水驱、聚合物驱、蒸汽吞吐及蒸汽驱的各自特点及对油藏条件的共同要求，选取绥中36-1油田的一个典型区域建立概念模型进行数值模拟研究，模拟区域面积为0.53 km2，地质储量为227.97×104m3；考虑热力采油模拟需要，参照南堡35-2油田设置相应热力学参数。典型油藏模型基本物性参数及取值见表2。为了描述层内韵律段的非均质性，根据该区地质研究结果，纵向共划分为8个模拟层。模型基础布井方式为反九点井网，井网密度为8.2口/km2，后期冷采加密调整为行列式井网；热采井网密度与水驱或聚合物驱加密调整后一致，为12.2口/km2，各井首先进行蒸汽吞吐，然后进行蒸汽驱。

表2 典型模型基本物性参数及取值Table 2 Basic parameters and their value of typical recovery simulation model

水驱基础方案的注水速度取0.06 PV/a；聚合物驱时参考绥中36-1油田已开展的聚合物驱井组试验注聚参数并适当增大段塞尺寸，注入量为0.4 PV，聚合物浓度为1 750 mg/L，注入速度为0.06 PV/a；蒸汽吞吐的焖井时间为6 d，注汽速度为240 m3/d，注汽强度为200 m3/m；蒸汽驱的注汽强度为0.8 m3/(d·ha·m)，采注比为1.1。

组合模式转换时机因开发方式的不同而不同：水驱后期采油速度低，不利于高效高速开发，因此选取采油速度作为转后续开发时机控制参数；聚合物驱需要考虑聚合物成本，因此转后续开发时机受段塞尺寸控制；热采则选取油汽比作为其转换时机控制参数。

1.2.2 最优组合模式筛选

采用采收率和净现金流量法进行组合开发模式技术和经济评价。开发过程中现金的支出包括投资支出与生产成本支出，投资支出主要发生在项目规划与建设的初期，但存在井网加密调整时也会发生在开发的其他阶段，而热采生产中的注汽(热水)费用和化学驱生产中的化学剂费用是生产成本的主要组成部分，也在生产资金支出中占有很大比例；油田资金的流入主要是产出原油的销售收入。本研究采用动态法计算的项目开发期末的财务净现值来评价开发模式的经济性。财务净现值的基本表达式为

(1)

式(1)中：FNPV为资金的净现值，元；Cin为年现金流入量，元；Cout为年现金流出量，元；Vr为开采设备残值，元；t为开发年限，a；i为计算时间，i=1，2,3,…,t；ic为基准收益率，%。

在数值模拟基础上进行经济评价，综合分析各候选组合模式的采收率和经济效益，确定不同类型油藏的最佳组合开发模式。以原油黏度<50 mPa·s的油藏为例,表3为该类油藏各组合模式下采收率和经济评价结果，从表3可以看出，当原油黏度<50 mPa·s、渗透率<400 mD时， “水驱+加密水驱”组合模式的采收率最高，经济效益最好；当原油黏度<50 mPa·s、渗透率>400 mD时， “水驱+聚合物驱”组合模式的经济效益最好。

表3 原油黏度<50 mPa·s油藏的经济评价结果Table 3 Economic evaluation result of reservoir with viscosity lower than 50 mPa·s

分别选取原油黏度为50、150、700和2 000 mPa·s，基于最优组合模式和最优速度组合进行油藏数值模拟计算，确定了不同油藏条件下开发方式最佳组合模式和最优注采参数，结果见表4。

表4 海上油田高效开发组合模式Table 4 Efficient development combination models for offshore oilfields

1.3 生产动态特征对比

通过对数值模拟结果进行分析，得到了不同油藏条件下最佳组合模式生产动态典型特征曲线(图2)，指导海上油田开发模式决策。图2中纵轴为油田开发采油速度，横轴为生产时间，曲线所覆盖的面积即为油田开发采收率。

图2 不同模式的典型特征曲线Fig .2 Typical characteristic curves of different modes

2 实例应用

为检验海上油田高效开发组合模式的实用性，选取实际油藏区块进行虚拟开发，通过经济评价及采收率情况来评价组合模式的优劣。绥中36-1油田是目前渤海海域进行化学驱开发的主要大型油气田，其地质状况具有一定的代表性，流体性质变化幅度大，可以作为虚拟开发的目标油田。

虚拟开发目标区域选择绥中36-1油田I期，原油黏度在58～156 mPa·s，平均渗透率2 500 mD，平均油藏中深1 472 m，因此考虑原油黏度<50 mPa·s和50～300 mPa·s 2种情况进行模拟计算。依据表4中最佳组合模式，对虚拟开发区域设计2个开发方案，方案1为水驱+聚合物驱，方案2为水驱+加密聚合物驱。基于当前井网，对各开发方案的注采井位、注采速度、转换时机、井网加密调整方法、注采井配产配注等做具体设计。

图3给出了2个虚拟开发方案及现行开发方案的年产油量曲线,方案1与方案2的最终采收率分别达到43.2%和45.2%。按照现行方案进行数值模拟计算，预测采收率为43.1%。虽然方案1初期采油速度较高，但开发时间仅有27 a，降低了采出程度，浪费了平台资源；方案2开发时间30 a，接近平台极限，采收率相对方案1提高2个百分点，增加可采储量357万t，净现值提高31亿元，加密效果明显。因此，从采收率及平台实际情况看，方案2较为合理。这一结论与该区块的油藏类型所对应的组合模式优化结果(表4)相符合，同时验证了本文所建立的海上油田高效开发组合模式体系的合理性，可以为海上油田开发提供一定的指导。

图3 绥中36-1油田虚拟开发各方案的年产油曲线Fig .3 Oil production curves of different virtual development plans for SZ36-1 oilfield

3 结论

1) 以原油黏度为一级决策、渗透率为二级决策、油藏深度为三级决策，提出了适合海上油田高效开发的4大类26套组合模式，通过数值模拟方法优化确定了8套不同油藏条件的最优组合模式，并提出了各模式的生产动态典型特征曲线。

2) 绥中36-1油田实际区块最优组合模式数值模拟结果表明，本文优选出的组合模式具有较好的实用性。

[1] 戴焕栋，龚再升．中国近海油气田开发[M]．北京：石油工业出版社，2003：25-26.

[2] 周守为．中国海洋石油高新技术与实践[M]．北京：地质出版社，2005.

[3] 周守为．海上稠油高效开发新模式研究及应用[J]．西南石油大学学报，2007，29(5)：1-4.ZHOU Shouwei．The study and application of new mode of effective development of offshore heavy oil field[J]．Journal of Southwest Petroleum University，2007,29(5)：1-4.

[4] 周守为．海上油田高效开发技术探索与实践[J]．中国工程科学，2009，11(10)：55-60.ZHOU Shouwei．Exploration and practice of offshore oilfield effective development technology[J]．Engineering Sciences，2009，11(10)：55-60.

[5] 张贤松，王海江，唐恩高，等．渤海油区提高采收率技术油藏适应性及聚合物驱可行性研究[J]．油气地质与采收率，2009，16(5)：56-59.ZHANG Xiansong，WANG Haijiang，TANG Engao，et al．Research on reservoir potential and polymer flooding feasibility for EOR technology in Bohai offshore oilfield[J]．Petroleum Geology and Recovery Efficiency，2009，16(5)：56-59.

[6] 莱克L W．提高石油采收率的科学基础[M]．李宗田，侯高文，赵百万,译.张朝琛，校.北京：石油工业出版社，1992：102-113.LAKE L W.Enhaned oil recovery[M].LI Zongtian,HOU Gaowen,ZHAO Baiwan,translated.ZHANG Chaochen,proofread.Beijing:Petroleum Industry press,1992:102-113.

[7] 刘睿，姜汉桥，张贤松，等．海上中低黏度油藏早期注聚合物见效特征研究[J]．石油学报，2010，31(2)：280-283.LIU Rui，JIANG Hanqiao，ZHANG Xiansong，et al．Effective characteristics of early polymer flooding in mid-to-low viscosity offshore reservoir[J]．Acta Petrolei Sinica，2010，31(2)：280-283.

[8] 刘志斌，丁辉，高珉，等．油田开发规划产量构成优化模型及其应用[J]．石油学报，2004，25(1)：62-65.LIU Zhibin，DING Hui，GAO Min，et al．Optimal model for oil production composition of oilfield development program-ming and its application[J]．Acta Petrolei Sinica，2004，25(1)：62-65.

[9] 侯健，郭兰磊，元福卿，等．胜利油田不同类型油藏聚合物驱生产动态的定量表征[J]．石油学报，2008，29(4)：577-581.HOU Jian，GUO Lanlei，YUAN Fuqing，et al．Quantitative characterization of polymer flooding production performance in different reservoirs of Shengli oilfield[J]．Acta Petrolei Sinica，2008，29(4)：577-581.

[10] 张贤松，孙福街，冯国智，等．渤海稠油油田聚合物驱影响因素研究及现场试验[J]．中国海上油气，2007，19(1)：30-33.ZHANG Xiansong，SUN Fujie，FENG Guozhi，et al．A research on influence factors of polymer flooding and its field testing in Bohai heavy oil fields[J]．China Offshore Oil and Gas，2007，19(1)：30-33.

[11] 张贤松,孙福街,谢晓庆，等.渤海聚合物驱油藏技术经济界限及分类[J].中国海上油气，2014，26(5):51-54,69.ZHANG Xiansong，SUN Fujie，XIE Xiaoqing，et al．Reservoir technical-economic limit of polymer flooding and classification in Bohai Sea[J]．China Offshore Oil and Gas，2014，26(5)：51-54,69．[12] 张贤松.渤海油田稠油水平井蒸汽吞吐油藏经济技术界限研究及应用[J].中国海上油气，2013，25(4):31-35.ZHANG Xiansong．A study and application of the economic-technical limit of huff and puff in horizontal wells for heavy oil reservoirs in Bohai oilfields[J]．China Offshore Oil and Gas，2013，25(4)：31-35.

[13] 侯健，王树涛，杜庆军，等.海上稠油油藏蒸汽吞吐效果预测模型[J].石油天然气学报 (江汉石油学院学报),2013,35(7):118-122.HOU Jian,WANG Shutao,DU Qingjun,et al.Prediction model for steam soaking of heavy oil in offshore oilfields[J].Journal of Oil and Gas Technology(J.JPI),2013,35(7):118-122.

[14] 王树涛.渤海稠油油藏蒸汽吞吐潜力评价研究[D].青岛：中国石油大学(华东)，2013.

[15] 刘宇曦.海上油田组合开发方式优化研究[D].青岛：中国石油大学(华东),2014.

(编辑：杨 滨)

Discussion of different development combination modes in offshore oilfield

XIE Xiaoqing1,2KANG Xiaodong1,2ZENG Yang1,2SHI Yao1,2ZHANG Xiansong1,2LIU Yuxi3

(1.StateKeyLaboratoryofOffshoreOilExploitation,Beijing100028,China; 2.CNOOCResearchInstitute,Beijing100028,China; 3.GeologicalResearchInstitute,FifthProductionPlantofPetroChinaChangqingOilfieldCompany,Xi’an,Shaanxi710016,China)

It is necessary to combine and optimize different development modes for offshore oilfield in order to obtain high profit due to high development cost and risk.According to the previous research results of economic and technological limit for water flooding, polymer flooding, thermal recovery, taking oil viscosity, permeability and reservoir depth as the first, second and third level of decision-making, respectively, multilevel decision tree of efficient development method for offshore oilfield is established, and 26 sets of 4 kinds of combination modes are identified.The recovery factors of various combination modes are obtained by numerical simulation.Combined with economic evaluation, 8 sets of different reservoir conditions are optimized and determined, and the modes of production dynamic type curves are put forward.The application in SZ36-1 oilfield shows that the optimized combination mode of efficient development has good practicability, and can provide reference for development mode optimization in offshore oilfield.

offshore oilfield; water flooding; polymer flooding; thermal recovery; combination mode; recovery factor; SZ36-1 oilfield

谢晓庆，男，高级工程师，2009年毕业于中国石油大学(北京),获博士学位，现主要从事油气田开发工程和提高采收率技术方面的研究。地址：北京市朝阳区太阳宫南街6号院B座(邮编：100028)。E-mail:xiexq@cnooc.com.cn。

1673-1506(2017)04-0085-06

10.11935/j.issn.1673-1506.2017.04.010

TE34

A

2016-12-05 改回日期：2017-03-04

*“十三五”国家科技重大专项“海上油田化学驱油技术(编号:2016ZX05025-003)”部分研究成果。