王飛瓊 趙春明 程明佳 吳小張 汪全林 楊 靜

（1.中海石油（中國）有限公司天津分公司； 2.中海油能源發(fā)展股份有限公司）

渤海油田開發(fā)過程控制及效果

王飛瓊1趙春明1程明佳2吳小張1汪全林1楊 靜1

（1.中海石油（中國）有限公司天津分公司； 2.中海油能源發(fā)展股份有限公司）

渤海油田油藏類型多，油水關系復雜，多數(shù)油田天然能量不足，地層壓力下降快。為了更好的進行渤海油田開發(fā)，采取了一系列技術措施對油田開發(fā)過程進行控制，提高了油田采收率，實現(xiàn)了穩(wěn)油控水，延長了油田穩(wěn)產期，對渤海油田2010年實現(xiàn)3000萬t原油產量起到了重要作用。這些油田開發(fā)過程控制技術、經驗和成果，為今后我國海上類似油田開發(fā)提供了一套新的思路和方法。

渤海油田 開發(fā)過程控制 技術措施 實踐效果

渤海油田油藏地質復雜，油田開發(fā)難度大，主要體現(xiàn)在：一是含油層系多，有4套含油層系[1－2]，分別是新近系明化鎮(zhèn)組、館陶組，古近系東營組和沙河街組；二是構造復雜，斷層多，油田邊部發(fā)育大斷裂，油田內部發(fā)育小斷層；三是沉積類型多，以河流相和三角洲相為主；四是圈閉類型多，主要為構造圈閉、巖性構造圈閉與構造巖性圈閉，巖性圈閉少；五是原油類型多，有低粘油、中—高粘油和普通稠油，以普通稠油為主。此外，渤海海域河流相砂巖油藏（分為曲流河相與辮狀河相砂巖油藏2種，前者儲層橫向變化大）占已開發(fā)油田儲量的50%，流體分布受構造和儲層控制，具多套油氣水系統(tǒng)；而三角洲相砂巖油藏占已開發(fā)儲量的49%，儲層分布及厚度變化隨不同三角洲類型而異，流體分布主要受構造控制，天然驅動類型以邊水為主。

與周邊陸上油田相比，渤海油田開發(fā)技術復雜、投資高、風險大[3]。隨著油田開發(fā)的不斷深入，有些油田含水上升快，產量遞減快，為此提出了以“優(yōu)化注水，控制含水上升，減緩產量遞減”的指導思想，采取了一系列技術措施對油田開發(fā)過程進行控制，取得了良好的開發(fā)效果，使渤海油田達到了高產和穩(wěn)產，并于2010年實現(xiàn)了3000萬t原油產量。本文是對渤海油田開發(fā)過程控制技術、經驗和成果的總結，以期為我國海上類似油田開發(fā)提供借鑒作用。

1 通過地層能量控制，提高了油田采收率

渤海油田開發(fā)過程中吸取了國內外油田的開發(fā)經驗，重視油層能量和壓力的控制，通過注水保持壓力開采，提高了儲量的動用程度，實現(xiàn)了較高的開發(fā)速度，延長了油井自噴開采期，進而提高了油田采收率。

1.1 適時早期注水保持油藏能量

渤海稠油油田儲量占已開發(fā)油田儲量的70%，多數(shù)油田地飽壓差小，邊水不活躍，地層壓力下降快。為了補充油藏能量，提高油田采收率，采取了注水開發(fā)。對于天然能量不足的油田，采取了早期注水保持地層壓力開采；對于具有一定天然能量，但能量不足的油田，初期采取了衰竭開發(fā)，待地層壓力降到飽和壓力附近時再實施注水，注采比控制在1.0左右。典型油田為綏中36－1油田。

綏中36－1油田是一個億噸級的稠油油田，分2期開發(fā)[4]。為了提高該油田地層壓力，I期開發(fā)早期制定了“充分利用天然能量、適時注水、保護氣頂，實現(xiàn)高速開采”的技術政策，取得了良好效果。2004年底，II期共有9口注水井實施了全面轉注，日注水量為12450 m3，隨著注水量的增加，地層壓力回升較快，油田開發(fā)效果得到了明顯改善。

1.2 在中后期注水充分利用天然能量

埕北油田為我國海上第一個對外合作開發(fā)的稠油油田，油層上有氣頂、下有邊水，開發(fā)早期充分利用了邊水能量[5]，以40萬t的年產量連續(xù)穩(wěn)產6年；開發(fā)中期油田內部出現(xiàn)了低壓區(qū)并逐年擴大，油井出現(xiàn)了氣竄和油侵現(xiàn)象，繼續(xù)依靠提高產液量維持穩(wěn)產的難度較大。為解決以上問題，在充分利用邊水能量同時，實施了點狀注水，即在油田內部實施了4口注水井，油田注水后地層壓力回升較快，低壓區(qū)消失，油井產量上升明顯，含水率普遍下降，油井氣竄得到了控制（表1）。目前，該油田水驅儲量動用程度已達到100% ，綜合含水84.5%，開發(fā)效果達到了海上和陸地I類油田的開發(fā)標準。

表1 埕北油田注水見效井產量對比表

2 通過含水率控制，實現(xiàn)了穩(wěn)油控水

渤海油田油水關系復雜，隨著開發(fā)的不斷深入，有些油田出現(xiàn)含水上升快、產量遞減快的現(xiàn)象。為了控制含水上升，通過實施卡水、分層配注、注水井調剖等措施，減少了能量的消耗，使邊水向二線井推進，充分利用邊底水驅油。

2.1 實施卡水作業(yè)，增加了油田產量

卡水作業(yè)主要在秦皇島32－6、綏中36－1、錦州9－3和歧口17－2等油田實施，典型油田為秦皇島32－6油田。

秦皇島32－6油田是渤海首次開發(fā)的大型河流相常規(guī)稠油油田，儲層物性變化大，具有高孔高滲特點，開發(fā)難度大；主要油層為明化鎮(zhèn)組下段，油水系統(tǒng)十分復雜，全油田共發(fā)現(xiàn)有40套油水界面。該油田投產后出現(xiàn)了含水上升快和產量遞減快的矛盾。為扭轉油田開發(fā)被動局面，開展了穩(wěn)油控水的地質油藏研究，在此基礎上編制了控水方案，為油田實施卡水作業(yè)提供了依據(jù)。2002年，秦皇島32－6油田采用關閉滑套的方法進行了32口井的卡水作業(yè)，單井日增油17 m3，年累計增油8.8×104m3；截至2005年底，該油田共進行了136井次的卡水作業(yè)，累計增油34.1×104m3（表2）。目前該油田共進行了240井次的卡水作業(yè)，累計增油46.53×104m3，達到了穩(wěn)油控水的目的。

表2 秦皇島32－6油田卡水增油統(tǒng)計表

2.2 通過分層配注，減緩了層間矛盾

渤海海域已投入生產的油田含油層系多，注水井都是籠統(tǒng)注水，層間矛盾突出，中低滲透層的生產能力得不到充分發(fā)揮。為平衡主力層與非主力層的矛盾，通過分層配注，有效控制了注入水突進，實現(xiàn)了控水增油，改善了油田開發(fā)效果。實施分層配注的有綏中36－1、錦州9－3等油田，其中綏中36－1油田最為典型。

綏中36－1油田注水井有先期防砂、井斜大、單層注入量高的特點。為實現(xiàn)該油田分層配注，研發(fā)出了“一投三分分層配注及分層測試技術”和“橋式空心集成多水嘴分層配注及分層測試技術”[6]，解決了大斜度防砂注水井分層注水及測試難題。

2004年，綏中36－1油田B13井實現(xiàn)了三段注水，日注水400 m3，達到了配注要求，受益井日產液減少了79 m3，含水保持穩(wěn)定。2006年，該油田全年分層調配7井次，單井日增油11.8～84.8 m3，年累計增油達到4.9×104m3。截至2011年，綏中36－1油田共有67口注水井實施了分層配注，分層配注率已達86%，累計增油21.25×104m3，有效控制了油田的含水上升速度。

2.3 通過注水井調剖，改善了開發(fā)效果

渤海油田多數(shù)為注水開發(fā)，由于受地層非均質性影響，注入水容易沿高滲透層突進。實踐證明，注水井調剖技術是控制注入水沿高滲透層突進、改善水驅開發(fā)效果的有效途徑。目前實施注水井調剖措施的有綏中36－1、錦州9－3、旅大10－1、南堡35－2等油田，其中綏中36－1油田最為典型。

綏中36－1油田采用管內礫石充填防砂完井方式和大段籠統(tǒng)注水開發(fā)，造成了層間干擾，加之平臺空間狹小等，對調剖的混配、注入系統(tǒng)、調剖劑的強度、抗鹽性和穩(wěn)定性等都提出了新的要求和挑戰(zhàn)，為此研制了 BTP－01調剖劑[6]，并在2003至2005年共計實施19井次的調剖作業(yè)，調剖后對應油井增油9.30×104m3。

截至2011年12月，渤海油田已實施124井次的調剖作業(yè)，起到了“穩(wěn)油控水”作用，油田含水上升率明顯下降，累計增油29.77×104m3。其中，綏中36－1油田共計實施了69井次的調剖作業(yè)，累計增油18.09×104m3；錦州9－3油田共計實施了5口注水井深部調剖，累計增油5.18×104m3。

3 通過遞減率控制，延長了油田穩(wěn)產期

海上油氣田開發(fā)方案的制定是以經濟效益為中心，以少井高產為原則，以最大限度動用油氣資源、提高采油速度和最終采收率為目的，所以油田穩(wěn)產時間短，產量遞減快，多數(shù)油田為指數(shù)遞減，少數(shù)油田為雙曲遞減和調和遞減。

3.1 實施增產措施，增加了油田產量

為了增加油田產量，延長穩(wěn)產期，渤海油田實施了提液、酸化、解堵、上返補孔、側鉆等增產措施，增加了油田產量；目前又增加了稠油熱采、弱凝膠提高水驅效率等技術措施。

截至2011年12月，渤海油田實施各種增產措施后已累計增油1097.95×104m3，其中側鉆和調整井增油582.13×104m3，酸化增油145.31×104m3。

3.2 制定技術政策，減緩了產量遞減

技術政策是提高油田產量、減緩遞減的有效手段。為了確保渤海油田的高產和穩(wěn)產，針對各油田的地質特點、生產動態(tài)變化和存在的問題，研究制定了各油田階段性的技術政策，減緩了油田遞減率。

埕北油田是海上最早制定開發(fā)技術政策的油田，先后研究制定了4次開發(fā)技術政策。針對開發(fā)中出現(xiàn)的矛盾，1988年制定了“強采邊部區(qū)，穩(wěn)定純油區(qū)，保護氣頂區(qū)”的開采方針，經過2年的努力，邊部產量由8.3×104t提高到了19.5×104t，純油區(qū)油井保持了穩(wěn)定生產，氣頂區(qū)產量得到了合理控制。

2004年，綏中36－1油田制定了“I期優(yōu)化注水，控制含水上升；II期全面轉注，恢復地層壓力；強化增產措施，減緩產量遞減”的技術政策，實施后油田遞減速度下降明顯，I期遞減率由15%下降到了13.5%，II期遞減率由11.7%下降到了4.8%。

由于各開發(fā)階段嚴格按照開發(fā)技術政策進行了調整挖潛，渤海油田形成具有特色的油田調整模式，油田自然遞減率逐年降低（圖1），2005年自然遞減率為13.4%，2010年自然遞減率下降到了6.8%，2011年自然遞減率仍維持在較低水平，整體開發(fā)形勢良好。

圖1 渤海海域油田自然遞減率對比圖

3.3 通過注聚先導試驗，提高了采收率

綏中36－1油田采用常規(guī)注水開發(fā)采收率在20%左右。為了提高油田采收率，同時探索海上油田提高采收率的可行途徑，研究開發(fā)出了適應海上油田的聚合物品種和注聚合物工程裝備[6]，在綏中36－1油田開展了聚合物驅先導試驗，并逐步推廣。

2003年9月，綏中36－1油田J3井開始注聚試驗，這是中國海上油田的首次聚合物驅試驗，注聚合物8個月后，該油田J3井周邊油井開始見效，日產油量由375 m3上升為396 m3，井組累計增油5.7×104m3。在J3井聚合物驅試驗取得成功的基礎上，2005年11月開始進行該油田井組注聚合物試驗，井組注聚合物5個月后開始見效，并獲得了良好的增油降水效果。

綏中36－1油田井組聚合物驅試驗取得了預期效果，這為渤海油田進一步研究聚合物驅油效果提供了經驗。隨后LD10－1、JZ9－3油田也開展了井組注聚試驗，規(guī)模不斷擴大，逐步實現(xiàn)了注聚的規(guī)?；瘧?。截至2011年12月，渤海油田已有39口井注聚，累計增油量達到了130.31×104m3，其中綏中36－1油田已有23口井注聚，累計增油量達到了71.15×104m3。

4 結束語

渤海油田開發(fā)過程控制技術的成功實踐對今后我國海上類似油田開發(fā)提供了一套新的思路和方法。“十二五”期間，渤海油田將繼續(xù)做好老油田的穩(wěn)油、控水、治水工作，進一步降低油田產量遞減率；進一步開展注水技術與措施的優(yōu)化工作，持續(xù)實施穩(wěn)油、控水、治水等有效措施；不斷加大積極引進和推廣新的采油工藝的力度，推動注聚等三采技術的應用，提高油田采收率；進一步加強綜合調整研究，挖掘油田剩余油，提高油田整體開發(fā)效果。

[1] 李建平，周心懷，呂丁友.渤海海域古近系三角洲沉積體系分布與演化規(guī)律[J].中國海上油氣，2011，23（5）：293－298.

[2] 呂洪志，李興麗，顧保祥.渤海新近系低電阻率油層成因及測井響應特征[J].中國海上油氣，2006，18（2）：97－102.

[3] 周守為.中國近海典型油田開發(fā)實踐[M].北京：石油工業(yè)出版社，2009：23－89.

[4] 張迎春，李延禮.海上強底水驅油藏水平井合理開采速度研究——以秦皇島32－6油田N g2砂體為例[J].中國海上油氣，2010，22（4）：246－249.

[5] 王飛瓊.渤海油田開發(fā)調整策略及效果[J].石油天然氣學報，2011，12（12）：148－151.

[6] 周守為.海上油田高效開發(fā)新模式探索與實踐[M].北京：石油工業(yè)出版社，2007：139－148.

A process control of development and its effects in Bohai oilfields

Wang Feiqiong1Zhao Chunming1Cheng Mingjia2Wu Xiaozhang1Wang Quanlin1Yang Jing1

（1.Tianjin Branch of CNOOC Ltd.，Tianjin，300452；2.CNOOC Energy Development Ltd.，Tianjin，300452）

Bohai oilfields are characterized by many types of reservoir and complex relationships between oil and water，and most of them are lack of natural energy and fast in formation pressure decline.In order to develop these fields efficiently，a series of technical measures are taken to control the development process，resulting in some significant effects，such as improving the recovery factor，achieving oil stabilization and water control and prolonging the stable production period，which were very important to the total oil production up to 30 million tons in 2010 in Bohai oilfields.The techniques，experiences and effects of this development process control will provide a set of new ideas and methods for developing similar offshore oilfields.

Bohai oilfield；development process control；technical measures

王飛瓊，女，教授級高級工程師，現(xiàn)主要從事油氣田開發(fā)方面的研究工作。地址：天津市塘沽區(qū)609信箱（郵編：300452）。E－mail：wangfq2＠cnooc.com.cn。

2012－01－09改回日期：2012－04－27

（編輯：楊 濱）