大庆油田特高含水后期新建原油生产能力分类标定

赵云飞 王 刚 桂东旭 华方奇 杨文敏 余碧君

（1.中国石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院，黑龙江 大庆 163712；2.中国石油大庆油田有限责任公司开发事业部，黑龙江 大庆 163002）

0 引言

大庆油田经过长期深度开发［1-3］，长垣水驱整体进入特高含水后期、化学驱转入中低渗透油藏、外围油田进入非常规的开发阶段，效益建产潜力不断缩减。目前产能建设项目存在多种驱替方式与开采方式并存、建产规模小且分布零散的特点，同时产能建设项目地面实施与城市建设、环保区［4］及农田用地的矛盾日益突出，在产能建设项目方案设计、投资测算、效果评价上存在诸多复杂性。

油气田产能建设是将油气储量资源通过前期项目优化设计、方案论证评价、布井钻井、射孔完井、作业投产和地面工程建设等工作转化为油气生产能力的一项重要生产活动，是油气田可持续发展的重要保证［5］。在项目实施过程中因受到储层地质认识、工程技术及地面条件等多种因素的影响，实际新建产能与开发方案设计存在一定的差异，需要对实际新建原油生产能力进行核定，即新建原油生产能力标定。原油生产能力标定的准确性尤为关键，是实现油田长期高效开发的前提条件，标定过高或过低都不能客观地反映出新增原油生产能力，给产能项目的综合效果评价［6］、开发规划的产量测算、产能投资的指标测算［7］都带来了很大影响。中国石化于2001、2006和2010年分别下发和补充完善了《中国石化原油生产能力核定管理规定》，以指导和规范产能核定工作；2013年初发布了中国石化企业标准《原油生产能力核定技术要求》（Q/SH 0502—2013），以进一步指导和规范产能核定工作［8］。中国石油新疆油田（2006年）、冀东油田（2009年）、大港油田（2014年）等也制定了产能建设及实施成效分析细则等管理规定，但尚未形成统一的新建原油生产能力标定方法。

近年来，大庆油田通过规范不同油藏类型、开发方式的产能分类方法，建立了单井与产能区块匹配的映射关系，加强已建产能区块效果跟踪分析评价，深化产能相关匹配指标的变化规律研究，发展建立了开发后期分类油藏新建原油生产能力的标定方法，实现原油产能与产量联动，产能标定结果反映油田新井实际生产能力。

1 产能标定方法

1.1 计算方法

新建原油生产能力是指在一定的开采方式下，生产井以设计的工作制度生产，考虑生产井所能达到的生产时率，在油田全面投产后，全部生产井所应达到的年产油量［9］。通常理解为新井投产后第1完整年年产油量或自然年第2年年产油量，因此按照新建产能=油井数×平均单井日产油量×生产时间（以天为单位）的算法进行计算。

1.2 关键参数选取

根据新建产能的计算方法，油井数、平均单井日产油量及生产时间是关键的3要素。目前大庆油田产能类型多样且建产对象品质差，油井投产后无稳定生产阶段，虽然通过多区块统计分析能够明确不同类型区块总体的产量递减规律，但是相同类型内不同区块的产量递减规律差异较大，对单一区块进行产能标定时产量递减情况难以把握。因年度开发指标及生产建设等实际工作的需要，新建原油生产能力标定需在投产当年来完成，而不是投产后第2年来标定，对各个产能项目单独进行产能标定时，由于新投产井计产时间未达到1个完整年，平均单井日产油量及生产时间的取值面临很大困难。

依据大庆油田产能建设的特点及已建产区块的经验总结，参数的选取范围及标准具体如下。

油井数：标定的范围为标定年度实际投产的所有油井。其中，化学驱返层区块按老井补孔井数标定，水驱区块老井利用井不参与标定。

平均单井日产油量：新井投产后第1完整年年产油量或第2自然年年产油量与油井总井数和生产时间的比值。现阶段采取以下4种情形初步确定平均单井日产油量：一是投产时间较长的井，按相对稳定产量选值（前3个月）；二是投产时间短，产量波动大或处于压裂返排期的井，根据钻遇情况，按照方案设计及邻近区块的类比法取值［10］；三是化学驱新钻井区块初期单井日产油量取空白水驱阶段初期单井日产油量，化学驱返层老井利用区块取新油层补孔初期单井日产油量；四是水平井因排采工作制度不同，采用投产后的高峰单井日产油量。

生产时间：按照第1完整年实际生产时率确定。目前大庆油田油井开采方式主要是机械采油（大部分为抽油机井），基本无自喷采油及稠油热采，考虑作业及其他日常维护性工作，生产时间一般取300 d。

2 分类油藏产能标定方法

2.1 产能类型划分

根据大庆油田产能建设开发现状，综合考虑储量类别、开发方式、油藏类型及井型，建立划分标准，确定2大类6种产能类型（表1）。

表1 大庆油田产能建设项目类型Table 1 Classification of productivity construction projects of Daqing Oilfield

2.2 数理统计分析

为客观反映实际投产井新建原油生产能力，选取近年投产井作为研究对象。注水开发和弹性开发产能区块选用2016—2020年新投产井，共计6 426口；化学驱产能区块为体现化学驱替全周期开发效果，选用2013—2020年投产井，共计6 556口。天然能量开发产能区块因初期无能量补充而导致产量递减大，化学驱产能区块空白水驱6—12个月注化学药剂，注剂后6个月左右产量逐步上升，天然能量开发和化学驱产能区块第2自然年产量不能准确反映真实新建原油生产能力，所以统一采用第1完整年算法统计分析。首先建立单井与产能区块、产能类型的映射关系，再将不同井型的单井按投产时间拉齐，统计分析第1完整年内的平均单井日产油量，及生产时间的情况，可以避免各类井投产时间不同及当年产量贡献不同的影响。

2.3 产能标定符合程度的确定

产能标定符合程度即标定的产能与第1完整年产能的符合程度，是衡量标定产能执行效果的参数。从统计结果看（表2），整体上单井日产油量、生产时间符合程度分别为90.5%和100.2%，建成产能符合程度90.8%，因此采用初期单井日产油量与生产时间取300 d的标定产能方法合理可行。虽然总体标定产能与实建产能符合程度较高，但不同产能类型的符合程度差异较大，老区优于新区，直、斜井优于水平井，化学驱优于水驱、优于弹性开采。

表2 标定产能与投产后第1完整年产能对比结果Table 2 Comparison results of calibrated productivity vs.first full-year productivity

2.3.1 已开发区

由于储层条件相对较好，注采关系相对完善，投产后月递减水平较低，单井日产油量、生产时间符合程度较高，分别为95.5%、104.6%，标定产能的符合程度为99.9%（图1）。整体上看，第1完整年实际与标定产能基本一致，但从产能类型上看，三元复合驱、聚合物驱等化学驱符合程度高于老区加密调整。“十三五”期间，大庆油田已开发老区新建产能占比61.2%，对总体符合程度影响较大。

图1 已开发区第1完整年实际与标定产能符合程度Fig.1 Conformity degree between actual productivity and calibrated productivity of developed areas in the first full year

2.3.1 .1长垣油田中高渗透油藏加密

长垣油田是大型陆相非均质多层砂岩油田［11］，发育萨尔图、葡萄花和高台子油层，纵向层数多，层间和平面非均质性强，油田开发经历多次布井和调整后，建产对象逐步转向过渡带加密和局部区块的层系井网调整，产能建设规模及对象品质明显下降。采用初期单井日产油量（前3个月均水平）与生产时间取300 d的标定方法，产能符合程度达到93.8%。

2.3.1 .2外围油田低渗透油藏加密

外围低渗透油田多发育窄小河道砂体及物性较差的薄层席状砂。目前一次加密已完成，萨、葡油层加密区块建产对象转向灵活点状、多井型协同动用及结合外扩控砂加密，扶杨油层加密区块建产对象转向2次加密及结合缝网压裂协同动用加密。采用初期单井日产油量（前3个月均水平）与生产时间取300 d的标定方法，产能符合程度达到90.1%。

2.3.1 .3喇、萨、杏油田三次采油

聚合物驱开发对象主要为喇、萨、杏南部一类油层及北部二类油层，建产方式为新钻井与上（下）返层2种方式［12］。三元复合驱开发对象主要为杏树岗油田北部开发区一类油层及萨尔图油田二类油层，建产方式以新钻井、新钻井与利用其他层系井组合方式为主。井网方式以五点法井网为主。

三元复合驱与聚合物驱整体上全周期的指标变化具有统一规律（图2），通过投产井进行验证，投产时间拉齐统计第1完整年产油量（未见效阶段）与标定产能基本一致，高峰期阶段年产油量可达到标定产能的1.86～1.87倍。若按照投注化学剂时间拉齐或高峰期阶段叠加统计，不同区块高峰期见效阶段、含水降幅和增油倍数的差异均较大，高峰期产能为空白期产能的1.5～4.0倍；随着化学驱对象转移至二类B油层、三类油层及聚驱后等新储层类型，化学驱开发效果差异进一步加大，按见效高峰期标定产能难度较大；同时考虑与历史数据保持一致性，新建产能采用空白水驱产能进行标定，其中新钻井区块采用空白水驱阶段初期单井日产油量进行标定，返层老井利用区块取新油层补孔初期单井日产油量进行标定。统计分析结果表明，聚合物驱和三元复合驱标定产能的符合程度分别为97.3%和107.6%。

图2 长垣油田三次采油区块不同时间的单井日产油量Fig.2 Daily oil production of single well at different time in tertiary recovery blocks of Placantiline oilfield

另外，化学驱产能项目地面设施按照方案设计的高峰年产能规模建设，原油集输、配制、调配、注入系统等可依托性差，油管防腐防垢要求高，特别是污水处理难度大、工艺复杂，建设投资远高于水驱，在测算百万吨产能投资时，建议采用受效高峰期1个完整年的年产能力进行测算。

2.3.2 未开发区

未开发新区建成产能符合程度仅为80.5%（图3），低于已开发老区产能近20百分点。其中，常规油3项指标符合率相对较高，单井日产油量、生产时间、标定产能的符合程度分别为88.1%、101.8%和89.7%；致密油由于现阶段采用弹性开采，补能提采等相关技术正在攻关尚未取得较大进展，月均递减幅度较大（水平井高于直井、斜井），单井日产油量符合程度为82.0%，生产时间符合程度93.0%，标定产能符合程度77.0%。“十三五”期间，未开发新区产能占比38.8%，对大庆油田总体符合程度影响相对较小；“十四五”及以后，建产潜力逐渐以未开发新区为主，对总体符合程度影响将逐步上升。

图3 未开发区第1完整年实际与标定产能符合程度Fig.3 Conformity degree between actual productivity and calibrated productivity of undeveloped areas in the first full year

2.3.2 .1常规油

松辽盆地北部中浅层上部为黑帝庙、萨尔图、葡萄花3个含油组合，主要为三角洲沉积环境，发育三角洲前缘水下分流河道、席状砂微相。具有河道窄小（宽度一般为100～300 m）、单层砂体厚度薄（一般为0.5～3.0 m）、储层非均质性强、油水关系复杂（同层储量占比达64.1%）的特点。“十三五”以来，基于全藏理念，深化油藏边界精细刻画研究，依据油藏规模，确定规则反九点面积或按砂布井的灵活井网形式，形成“整体、分步、单井试采”快速建产模式，采取油井常规压裂措施改造提产、注水补能方式开发。采用初期单井日产油量（前3个月均水平）与生产时间取300 d的标定方法标定的产能符合程度较高，达到90%左右。

2.3.2 .2致密油

松辽盆地北部致密油藏受多物源沉积控制，纵向上储层多层发育，甜点局部富集［13］。具有多层、厚度薄、分布零散的特征（全井砂岩厚度4～55 m，发育3～13层，单层砂体厚度集中在1.2～4.2 m），主要发育主力层河道砂、主薄层河道砂错叠、薄层分流河道砂叠置3种砂体组合类型，储层孔隙喉道半径小，原油气油比低，流动性较差［14-15］。按照非常规开发理念，开展分区优化、组合施策、一体化设计［16］，建立平台水平井、从式直井、直平联合3种定制建产模式，初步形成全生命周期效益开发技术，创新项目管理模式，技术与管理双轮驱动，支撑致密油规模效益建产。

致密油采用大规模压裂开发，压裂后返排达到产量高峰后，产量递减较快，导致标定产能符合程度较低，其中直斜井达到产量高峰后月均递减5.0%，标定产能符合程度77.2%；水平井达到产量高峰后月均递减10.1%，标定产能符合程度76.4%。

2.4 分类产能标定计算方法

通过确定的分类产能符合程度，可以得到分类新建原油生产能力的计算方法，即为油井数、平均单井日产油量、生产时间和标定产能符合程度的乘积。其中，油井数、平均单井日产量、生产时间的取值与原标定方法相同，标定产能符合程度实质为单井日产油量符合程度与生产时间符合程度的乘积，不同产能类型不同井型取值不同（表3），已开发区（长垣油田）中高渗透加密直井、斜井取94%，已开发区（外围油田）低渗透加密直井、斜井取90%，已开发区聚合物驱和三元复合驱直斜井分别取97%、108%，未开发新区常规油直斜井和水平井分别取87%和91%，未开发新区致密油直井、斜井和水平井分别取77%和76%。

表3 不同类型产能区块标定产能符合程度Table 3 Conformity degree of calibrated productivity of different productivity types blocks

3 应用实例

A区块属于未开发区常规油产能区块，处于长垣外围西部齐家-古龙凹陷新肇鼻状构造西北翼，发育三角洲前缘水下分流河道、席状砂沉积，为构造背景下的岩性油藏，油水分布以上油下水或同层为主，油气在构造高部位相对富集。采用400 m×200 m菱形反九点面积井网注水开发，设计开发井115口（油井86口、水井29口），平均单井日产油2.4 t，建成产能6.19×104t。2018年5—12月油井直斜井采用常规压裂陆续投产，累计投产油水井110口（油井82口，水井28口）。第1完整年平均单井日产油2.0 t、生产时间298 d、年产油596.0 t。若按原产能标定方法，选取投产时间较长的井前3个月平均单井日产油2.3 t，生产时间取300 d，标定单井产能为690.0 t；按照本文确定的分类产能标定方法，符合程度取87%，则标定单井产能为600.3 t。与第1完整年年产油量对比，分类产能标定方法更接近实际生产能力，准确性提高了12.9百分点，达到了99.3%。

B区块属于已开发区三元复合驱产能区块，开采层系为长垣萨尔图油田南部萨Ⅱ7—萨Ⅱ14油层，采用新钻井与葡Ⅰ1—葡Ⅰ4油层聚驱井综合利用相结合的布井方式，形成110 m注采井距五点法面积井网。开发井617口，采出井316口，注入井301口，其中新钻油井301口、注入井160口。投产后空白水驱第1完整年平均单井日产油量2.28 t、生产时间308 d、年产油702.2 t。若按原产能标定方法，选取投产时间较长的井前3个月平均单井日产油量2.42 t，生产时间取300 d，标定单井产能为726.0 t。按照本文确定的分类产能标定方法，符合程度取97%，则标定单井产能为704.2 t。与第1完整年年产油对比，分类产能标定方法更接近实际生产能力，准确性提高了3.0百分点，达到了99.7%。

C区块属于未开发区致密油产能区块，处于长垣外围西部齐家-古龙凹陷龙虎泡阶地，扶余油层发育三角洲前缘水下分流河道、席状砂沉积，各期砂体在平面上相互交织错叠连片。以井缝控藏、少井高产及效益最大化为原则，根据储层品质差异，确定合理井网和压裂规模，一类区采用500 m×300 m井网，二、三类区采用600 m×300 m井网，设计开发直斜井290口、产能24.23×104t。陆续大规模缝网压裂投产213口井，第1年完整年平均单井日产油2.20 t、生产时间305 d、年产油671.0 t。若按原产能标定方法，选取投产时间较长的井见油后3个月平均单井日产油2.95 t，生产时间取300 d，标定单井产能为885.0 t；按照本文确定的分类产能标定方法，符合程度取77%，则标定单井产能为681.5 t。与第1完整年年产油对比，分类产能标定方法更接近实际生产能力，准确性提高了22.6百分点，达到了98.5%。

4 结论

（1）原标定方法计算的产能与实际建成产能符合程度高，但不同类型产能标定的符合程度差异大（76%～108%），已开发区高于未开发区，直井、斜井高于水平井，化学驱高于水驱、高于弹性开采。

（2）本方法及关键参数取值适合于现阶段大庆油田分类产能区块原油新建生产能力标定。若建产对象、开发方式等发生改变，分类产能标定计算方法也应进行动态调整。

（3）本次统计分析样本数据多，结果可靠性高，计算方法操作性强，能够真实反映原油新建生产能力。