渤海油田调整井实施界限研究

岳宝林，石洪福，解 婷，刘 斌，张 伟

（中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300459）

海上油田开发由于受到平台使用年限的限制，一般采用稀井网大井距、较高采油速度的开采方式，使得油藏开发过程中逐步暴露出平面和层间上储量运用差异大、综合含水上升快、单井控制储量过高的问题[1-3]。因此，自“十一五”期间开发，渤海矿区各油田开始实施大规模的综合调整。调整井一方面提高了薄差及表外储层的水驱控制程度，改善了油层对井网的适应性，新井直接增加了可采储量，另一方面完善了井网的注采系统，使老井可采储量有所增加。近10 年渤海矿区实施调整井1 237 口，平均井控储量由130 万立方米/口降到79 万立方米/口，实现平均年增油127×104m3，调整井已成为渤海油田增产挖潜最重要的手段。但是伴随着油田含水的不断上升、调整潜力的不断深入，调整井的增油量逐年下降[4-6]，尤其在油价低迷时，许多调整井的增油量已经接近经济界限。有必要对渤海矿区油田开展调整力增油幅度规律研究，以指导下步挖潜的方向并量化开发调整的潜力，为油田开发调整方案的制定提供依据。

1 调整井实施界限研究

调整井投产后一方面本身提高油田可采储量，另一方面缩小开发井距、增加水驱控制程度及储量有效动用程度，改善井网控制下的渗流场。反映到油田开发特征上，总体开发效果得到改善[7-9]。

以渤海某32-6 油田为例，2001－2002 年投产基础井网井数156 口；2003－2011 年实施局部调整，共实施调整井52 口；2012－2019 年实施整体调整，共实施调整井169 口（见图1）。以2003 年、2012 年为时间节点，油田开发分3 个阶段：基础井网、局部调整后井网、整体调整后井网。3 个阶段分别完成动态数据丙型水驱曲线（累产液-液油比）统计（见图2），根据丙型水驱曲线特征，斜率越小，可采储量越大，开发效果越好，伴随着调整井的实施，不同阶段水驱曲线斜率逐渐变大，水驱效果得到改善。应用丙型水驱曲线完成各阶段可采储量的计算。基础井网预测可采储量为NR，实施完局部调整后（井数n1）油田可采储量为NR1，实施完整体调整后（井数n2）油田可采储量为NR2，那么，第一批调整井单井增油量，第二批调整井单井增油量。调整后，井控从125×104m3降到54×104m3，油田可采储量从2 752×104m3增加至4 129×104m3，调整井单井增油量幅度从17×104m3降至5×104m3，调整井增油效果呈现不断降低的趋势（见表1）。

图1 某32-6 油田调整井投产井数图Fig.1 Number of adjustment wells in a 32-6 oilfield

图2 某32-6 油田分阶段丙氏曲线图Fig.2 Bing curve diagram of a 32-6 oilfield by stages

表1 某32-6 油田分阶段调整井增油量统计表Tab.1 Statistical table of oil increase of a 32-6 oilfield by stages

由调整井增油幅度计算实例中发现，调整井效果逐渐变差，变差的原因一是伴随着油田开发的进行，含水上升、剩余油减少；二是伴随着调整井的不断实施，井网不断加密，在井控储量不断降低的情况下，单井调整井可动用储量下降。因此，影响油田的调整潜力因素主要有两方面：油田的开发程度和油田的调整程度。为量化影响因素，油田的开发程度选择油田含水表征，油田的调整程度选择单井井控储量表征[10-13]，在此基础上进行调整井增油量研究。

为证明方法的适用性，选择渤海3 个典型主力油田32-6 油田、36-1 油田、10-1 油田。3 个油田地层流体黏度分别为260 mPa·s、132 mPa·s、12 mPa·s，基本涵盖了渤海水驱油藏流体范围，便于方法的适用性分析；储量规律大，目前投产油水井分别达到了377 口、488 口、80 口，调整井轮次多，井控储量变化幅度大，便于井控储量因素的研究；含水分别达到了94 %、85 %、93 %，均基本进入特高含水期，开发进程基本涵盖了全开发阶段，便于含水因素的分析。

由表1 可知，应用不同阶段井网下的丙氏水驱曲线可以实现各油田含水、井控储量与调整井单井增油量的数据计算[14，15]。海上油田一般经历二阶段调整：局部调整阶段与整体调整阶段，每个阶段又进行多轮次的调整井实施，为研究调整井增油量规律，以3 年为一间隔，计算各时间节点下含水、井控储量与调整井单井增油量。

1.1 油田含水程度表征

含水率<60 %，调整井增油量较高，伴随着油田开发的进行，含水上升、剩余油减少，整体油田的可采储量不断降低的情况下，调整井的增油量必然也是下降的[16]。为实现整体阶段规律的研究，除了统计数据外，引入边界条件，含水100 %时，此时油田开发已到达理想状态完全水淹，调整井增油量为0。最终实现调整井增油量与油田含水的关系曲线（见图3）。

1.2 单井井控储量表征

井控储量>80×104m3，调整井增油量较高，伴随着调整井的不断实施，井网不断加密，在井控储量不断降低的情况下，单井调整井可动用储量、增油量下降[17，18]。为实现整体阶段规律的研究，除了统计数据外，引入边界条件，伴随着无穷加密，至井控储量无限接近0 时，调整井增油量无限接近0。最终实现调整井增油量井控储量的关系曲线（见图4）。

图3 油田含水率与调整井单井增油量关系图Fig.3 Relationship between oilfield water cut and single well recoverable reserves of adjustment wells

图4 井控储量与调整井单井增油量关系图Fig.4 Relationship between well-controlled reserves and single-well recoverable reserves of adjustment wells

2 应用实例

海上油田开发成本高，开发难度大，加密调整要考虑调整井的经济效益，对比开发投资，调整井收入估算是通过变卖该井所产原油为基础进行计算，即调整井的单井增油量是决定是否实施的重要参照指标[19，20]。伴随着油价变化和不同油田操作费用的差异，不同油田调整井实施增油量界限不同，基本分布于>3×104m3～6×104m3，表2 中的3 个典型油藏基本涵盖了不同流体性质的渤海矿区水驱油藏，应用图3、图4 中调整井单井增油量与油田含水、井控储量的关系，分别实现增油量为3×104m3、4×104m3、5×104m3、6×104m3下的油田含水、井控储量要求。

3 结论

（1）伴随着油田含水的上升、调整的不断深入，调整井增油量逐渐减少，应用水驱曲线阶段性评价油田水驱效果，可计算各阶段下的调整井单井增油量。

（2）油田的开发程度选择油田含水表征，油田的调整程度选择井控储量表征，在此基础上选择渤海3 个典型油田进行调整井增油量研究，完成了不同增油量需求下的油田含水、井控储量要求。

表2 渤海典型油藏调整井实施界限Tab.2 Implementation limits of adjustment wells for typical oil reservoirs in Bohai Sea

（3）油价低迷时，调整井的增油量已经接近经济界限，应用该研究成果可量化油田调整潜力以指导下步产量挖潜，为油田调整开发方案的制定提供依据。