油藏开发水平分级标准在海上油田的建立与应用

邓琪 李超 张宏友 付蓉 刘杰

摘 要：针对行业标准《油田开发水平分级》不能满足海上油田开发水平分级要求的问题，从海上油田地质油藏特点出发，依据沉积相、边底水类型与流体性质，将中高滲透率水驱砂岩油藏分为了6大类；利用逻辑分析法，对37项开发技术类指标进行逐个筛选，得到水驱油藏具有独立性与代表性的6项技术指标；基于渤海油田34个水驱油藏典型开发单元实际生产数据，通过规律分析，确定了不同类型油藏分级标准与界限值。最终形成了《海上中高渗透率水驱砂岩油藏开发水平分级》标准。该标准的颁布，为渤海油田持续稳产3千万吨奠定了关键基础，有效助力了国内第一大原油生产基地的建设，对海上油田开发具有重要的指导意义。

关键词：海上油田，开发水平，效果评价，标准，水驱油藏

目前随着海上油田开发的不断深入，海上油田已逐步转入精细开发阶段。为了实现油田的精细化管理，必须建立一套科学合理的开发效果评价标准。行业标准主要以陆上油田为主，海上油田在应用过程中，表现出适用性差的问题。因此需要建立一套海上油田自己的开发水平分级标准。对于分类标准研究，张金庆[1]等人，在分析低渗油田国家分类标准的基础上，基于低渗油田启动压力梯度和岩心应力敏感性实验，形成了我国海上低渗油田分类标准。冯明刚[2]等人，通过测试法、实验分析法、经验统计法等多种方法研究了元坝气田长兴组气藏有效储层物性下限标准。徐通[3]研究了大庆油田A区块油气水层解释标准。李志明[4]等人，依据渤海湾盆地东营凹陷有效泥质油源岩孔隙度与成熟度和密度之间关系模式，研究了有效泥质油源岩有机碳丰度评价标准。赵林[5]等人，利用实验模拟研究了哈得4东河砂岩油藏注水水质标准。刘月田[6]等人，建立一套合理的、规范的、适用于不同类型天然气藏的生产效果评价指标和评价标准。此外王增林[7]、李熙喆[8]分别针对特高含水整装油田与复杂多孔介质建立了不同级次评价标准。

本文从海上油田地质油藏特点出发，依据沉积相、边底水类型与流体性质，对中高渗透率水驱砂岩油藏进行分类；利用逻辑分析法，对开发技术类指标进行逐个筛选；基于渤海油田实际生产数据，通过规律分析，确定了不同类型油藏分级标准与界限值。最终形成了《海上中高渗水驱油藏开发水平分级》标准。

1 标准的研制

1.1 油藏分类

油藏合理分类是开展开发效果评价的重要基础。依据海上油田地质条件、流体性质，以及影响和制约海上油田开发效果主要因素，参考行业内油藏分类方法，采用先特殊后一般、逐层分类的方法，对海上油田进行油藏分类。

海上油田可分为特殊流体、特殊岩性、低渗透砂岩，以及中高渗透率水驱砂岩油藏多个类型。考虑到海上油田开发目前主要集中在中高渗透率的水驱砂岩油藏，因此该类油藏为标准制定的研究对象。

针对中高渗透率水驱砂岩油藏，又依据沉积相、边底水类型、流体性质的不同进行细分，流体性质分类过程中，结合行业标准《油藏分类》，对分类划分参数进行界定，最终共分为6大类海上油藏（见表1）。

油藏类型不同，水驱规律不同，开发效果不同，因此需要对不同类型油藏制定不同分级标准，实现准确客观地评价海上油田实际开发水平。

1.2 评价指标确立

常见分级指标主要包括开发技术与生产管理两大类，充分调研整理得到开发技术类指标共有37项，其中反应井网完善状况指标5项，注水状况指标12项，开发状况指标20项。37项指标中部分指标存在重复性，部分指标相对独立但对开发效果影响较小。为了利用较少指标，全面反映油田开发效果，需要对相关指标进行筛选。

筛选原则：（1）具有动态性，能够反应油田的开发状况和开发趋势；（2）具有相对独立性，即指标之间相关性要低，不能有过高的相关性和重复性；（3）具有可操作性，方便统计分析；（4）具有可对比性，便于对比不同油田的开发效果。

按照逻辑分析法分析指标的物理意义，从指标的计算方法入手找到影响该项指标的主要因素以及与该指标之间的关系；研究指标与开发效果之间的关系，以及在整个影响过程中，又涉及哪些指标，从而确定指标间的逻辑关系（分为等价关系、因果关系及过程关系）。最终筛选掉一些互为等价关系、因果关系以及过程关系的开发指标，确定分级指标体系。

通过筛选原则、筛选方法，并参考行标以及其他陆地油田评价方法（胜利、大港、中原、大庆等），最终筛选出开发技术类分级指标。

对于注水开发的陆相油藏开发技术类指标为：①水驱储量控制程度；②水驱储量动用程度；③能量保持水平；④阶段末采出程度；⑤含水上升率；⑥ 单位采油速度综合递减率。对于天然能量开发的海相油藏开发技术类指标为：①阶段末采出程度；②含水上升率；③单位采油速度综合递减率。

生产管理类指标，在行标的基础上充分考虑海上油田实际生产情况，最终确定生产管理类分级指标。对于注水开发的陆相油藏确定为7项：①油井措施有效率；②注水井分注率；③分注井层段配注合格率；④油水井综合时率；⑤注水水质达标状况；⑥平均检泵周期；⑦动态监测计划完成率。对于天然能量开发的海相油藏确定为4项：①油井措施有效率；②油水井综合时率；③单井检泵周期；④动态监测计划完成率。

1.3 评价方法与评价标准

水驱储量控制程度、水驱储量动用程度与能量保持水平，3项指标的定义标准与评价方法与目前行业标准保持一致。阶段末采出程度、含水上升率、单位采油速度综合递减率。3项指标为开发效果评价的关键性指标，为了适应海上油田的实际特点，在标准制定过程中整体变化比较大。

1.3.1 阶段末采出程度

含水率与采出程度关系曲线是表征水驱油藏开发规律最重要的关系曲线，曲线运行状态直接反映了油田的整体开发形势，其变化规律既体现了历史开发效果，又表达了未来指标整体变化趋势。行标中将含水率与采出程度关系实际曲线与方案设计曲线进行对比，评价水驱状况指标的好坏。对于海上大多数油田，开发阶段与方案设计阶段存在较大差异，因此行标评价方法无法真实反映实际油藏开发水平，存在较大的局限性。当然，也不能满足海上油田开发水平分级的要求。

针对该问题，建立不同类型油藏含水率与采出程度关系图版，统计不同开发阶段阶段末采出程度，并以此为基础，制定分级标准。总体分为6步：①选取海上不同类型油藏的典型开发单元；②统计含水率与采出程度关系实际曲线；③进行归一化处理，得到含水率与采出程度关系平均曲线；④利用万吉业水驱曲线进行定量化拟合，得到不同类型油藏含水率与采出程度关系图版；⑤按照低、中、高、特高含水期4个开发阶段分别统计阶段末采出程度；⑥以不同开发阶段阶段末采出程度作为基础，制定分级标准。

选取渤海18个油田34个水驱油藏典型开发单元，开展含水率与采出程度关系曲线变化规律研究。对于典型开发单元，按照低粘、中高粘、普通稠油（I-1级）、普通稠油（I-2级）油藏，以月度为时间单位，分别统计含水率与采出程度关系实际曲线。

研究表明：同一类型油藏，不同开发单元含水率与采出程度关系曲线分布较为集中，变化趋势基本一致；不同类型油藏，随着粘度增加，含水上升规律由“S型”逐渐过渡到“凸型-S”“凸型”；地层原油粘度是影响海上油田水驱油藏含水上升规律的关键因素之一。

不同类型油藏含水率与采出程度关系实际曲线利用线性差值方法进行归一化处理。归一化曲线能很好表征不同开发单元实际曲线的变化趋势，代表了不同开发单元实际曲线的平均值，反映同一类型油藏的平均开发水平。对于凸性-S含水率采出程度曲线，采用万吉业公式进行拟合，结果相关系数较高，能够表征实际曲线变化趋势。利用该方法最终得到不同类型油藏含水率与采出程度变化公式。

利用定量化拟合公式建立含水率与采出程度关系，能够代表同一类型油藏平均含水上升规律，也客观反映了不同类型油藏水驱规律的差异。利用不同类型油藏含水率与采出程度关系，按照低、中、高、特高含水期4个阶段分别统计不同类型油藏的“阶段末采出程度”。

以不同阶段的阶段末采出程度平均值为基础，并上下浮动一定区间（5%左右），处于区间范围内为二类，大于该区间范围为一类，小于该区间范围为三类，并结合油田实际采收率标定结果，最终确定不同类型油藏分级标准界限值。

1.3.2 含水上升率

得到阶段末采出程度指标后，含水上升率指标同样利用不同类型油藏含水率与采出程度关系，按照低、中、高、特高含水期4个开发阶段分别统计得到阶段内平均含水上升率（见表2）。

以不同阶段阶段内含水上升率平均值为基础，并上下浮动一定区间（0.5%～1.0%），处于区间范围内为二类，小于该区间范围为一类，大于该区间范围为三类。

1.3.3 单位采油速度综合递减率

“单位采油速度综合递减率”是评价产油量递减状况一项指标，替代行标“综合递减率”指标。实际上，递减率是反映水驱油藏开发效果的另外一项关键开发指标，只有客观、准确评价递减率是否合理，才能明确油田下一步调整挖潜、减缓递减的有效措施方向。

海上油田采取高速开发策略，表现出采油速度高，递减率大的特点。对于不同油田之间，以及同一油田不同各阶段之间递减率差异较大。因此无法直接采用陆上油田递减率评价方法。与含水上升率不同，递减率指标不仅受储层物性、流体性质、注采井网等主要因素影响之外，还受生产条件人为因素影响。

从递减率计算公式出发，重新建立了递减率与采油速度的关系式，并统计不同类型油藏单位采油速度递减率关系，指导分级标准制定。总体上，递减率与采油速度呈近似线性关系，表明不同的采油速度是递减率差异的主要原因之一。

对不同阶段单位采油速度递减率平均值为基础，并上下浮动一定区间（1.0%～2.0%），处于区间范围内为二类，小于该区间范围为一类，大于该区间范围为三类，以此作为分级标准。基于上述方法，最终形成海上中高渗透率水驱砂岩油藏开发水平分级标准，以陆相中高粘为例，评价指标与评价标准见表3。

2 标准的应用

利用该标准对渤海主力油田，进行了开发效果评价与分级。为了体现油藏实际开发状态，评价指标以开发技术类为主。

以BZ油田为例，该油田由于含水上升率相对较高，“十三五”期间预测含水率将快速上升到91.3%，整体开发形势存在迅速变差的風险。随后立即开展了储层构型精细刻画、剩余油精细挖潜、与优化注水多项技术攻关。

“十三五”期间，确定了19口调整井和217井次优化注水的实施，5年累增油156万方，油田持续稳产百万方。通过多项并举，油田含水率下降7.2%，开发效果得到及时扭转（图1、图2）。

3 结论与认识

（1）针对行业标准不适于海上油田的实际问题，从油藏分类、指标筛选、评价方法确定与标准界限等方面开展了系统研究，最终建立了首个海上油田开发水平分级标准。

（2）标准有效指导了海上油田开发策略的制定，为渤海油田持续稳产三千万吨奠定了重要基础。

参考文献

张金庆，杨凯雷，梁斌.我国海上低渗油田分类标准研究[J].中国海上油气，2012，24（06）：25-27.

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