張金慶 安桂榮 耿站立 張 偉 潘彩霞

(1. 海洋石油高效開發(fā)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室 北京 100028； 2. 中海油研究總院 北京 100028)

中國(guó)近海陸相典型沉積類型油田水驅(qū)高效開發(fā)模式探討*

張金慶1,2安桂榮1,2耿站立1,2張 偉1,2潘彩霞1,2

(1. 海洋石油高效開發(fā)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室 北京 100028； 2. 中海油研究總院 北京 100028)

張金慶,安桂榮,耿站立，等.中國(guó)近海陸相典型沉積類型油田水驅(qū)高效開發(fā)模式探討[J].中國(guó)海上油氣，2017,29(2)：70-77.

ZHANG Jinqing,AN Guirong,GENG Zhanli,et al.Discussion on high efficient water flooding development mode of the typical continental sedimentary oilfields in China offshore[J].China Offshore Oil and Gas,2017,29(2):70-77.

海上油田開發(fā)具有早期評(píng)價(jià)資料少、開發(fā)成本高、平臺(tái)壽命受限的特點(diǎn)，不同沉積類型油田需要選取合理開發(fā)模式，實(shí)現(xiàn)平臺(tái)壽命期內(nèi)經(jīng)濟(jì)高效開發(fā)。分析了中國(guó)近海綏中36-1油田、秦皇島32-6油田、渤中25-1S等3個(gè)陸相典型沉積類型油田地質(zhì)油藏認(rèn)識(shí)過程和開發(fā)調(diào)整實(shí)踐過程，總結(jié)出了“三性”特征，即早期評(píng)價(jià)階段地質(zhì)油藏特征認(rèn)識(shí)的局限性、高成本條件下水驅(qū)開發(fā)模式優(yōu)選的特殊性、不同沉積類型水驅(qū)開發(fā)調(diào)整效果的差異性，提出了水驅(qū)高效開發(fā)效益優(yōu)先兼顧風(fēng)險(xiǎn)規(guī)避的原則和平面矛盾與縱向矛盾優(yōu)先解決的策略；依據(jù)所提原則和策略，提出了3個(gè)陸相典型沉積類型油田的水驅(qū)高效開發(fā)模式，即湖泊三角洲沉積油田一次井網(wǎng)一套層系合采分注模式、曲流河沉積油田二次井網(wǎng)分期分層系開發(fā)模式、淺水三角洲沉積油田一套層系滾動(dòng)開發(fā)模式，為海上同類型新油田開發(fā)提供借鑒。

中國(guó)近海油田；陸相沉積；水驅(qū)高效開發(fā)；開發(fā)調(diào)整；開發(fā)模式

1 問題的提出

我國(guó)陸相砂巖油田具有小層數(shù)量多、儲(chǔ)層及流體非均質(zhì)性強(qiáng)等共同特征，但不同沉積類型陸相砂巖油田的地質(zhì)油藏復(fù)雜程度差異很大，需要多次調(diào)整、逐步認(rèn)識(shí)，盡最大可能規(guī)避地質(zhì)風(fēng)險(xiǎn)，在促進(jìn)地質(zhì)理論發(fā)展、油藏認(rèn)識(shí)深化及工藝技術(shù)進(jìn)步的同時(shí)，不斷改善油田開發(fā)效果[1]。以大慶油田主體喇薩杏油田為例[2]，該油田為大型陸相淺水湖盆湖泊三角洲沉積體系，發(fā)育有薩、葡、高等3套油層，非均質(zhì)性嚴(yán)重，層間、平面及層內(nèi)矛盾非常突出。大慶油田以“實(shí)踐、認(rèn)識(shí)、再實(shí)踐、再認(rèn)識(shí)”的思想為指導(dǎo)，將提高采收率作為油田開發(fā)的主體，抓住油田不同開發(fā)階段主要開發(fā)矛盾，逐步發(fā)展完善了以早期注水、分層開采、加密調(diào)整、聚合物驅(qū)等為主導(dǎo)的系列開采技術(shù)，實(shí)現(xiàn)了中高滲、低滲、表外儲(chǔ)量有序動(dòng)用，并形成了一套大型陸相多層砂巖油田開發(fā)理論及模式，保障了油田的經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)，為實(shí)現(xiàn)27年穩(wěn)產(chǎn)5 000×104t做出了巨大貢獻(xiàn)。

中國(guó)近海陸相砂巖油田開發(fā)不同于陸上油田[3]。一方面，海上開發(fā)環(huán)境決定了早期油藏評(píng)價(jià)階段評(píng)價(jià)井?dāng)?shù)少、錄取資料有限，對(duì)地質(zhì)油藏特征的認(rèn)識(shí)具有很大的局限性，而立足平臺(tái)開發(fā)的工程模式成本高，有限的開發(fā)井難以有效解決儲(chǔ)層平面矛盾和縱向矛盾；另一方面，為提高油田開發(fā)效益，在有限平臺(tái)壽命期內(nèi)實(shí)現(xiàn)較高的采出程度，需要追求高速高效開發(fā)模式，因此必須協(xié)調(diào)解決開發(fā)程序與風(fēng)險(xiǎn)規(guī)避之間的矛盾。由于中國(guó)近海陸相砂巖油田沉積類型多樣，早期評(píng)價(jià)階段地質(zhì)油藏特征認(rèn)識(shí)程度、開發(fā)調(diào)整模式、開發(fā)調(diào)整效果差異大，因此需要系統(tǒng)總結(jié)海上陸相典型沉積類型油田的地質(zhì)油藏特征認(rèn)識(shí)過程、開發(fā)調(diào)整模式及開發(fā)調(diào)整效果，進(jìn)而研究提出相應(yīng)的水驅(qū)高效開發(fā)模式，以期為同類型新油田開發(fā)提供借鑒。

2 中國(guó)近海陸相典型沉積類型油田開發(fā)調(diào)整實(shí)踐及認(rèn)識(shí)

選取我國(guó)近海3個(gè)陸相典型沉積類型油田，即綏中36-1油田、秦皇島32-6油田、渤中25-1S油田，通過對(duì)這3個(gè)油田的地質(zhì)油藏認(rèn)識(shí)和開發(fā)調(diào)整實(shí)踐過程進(jìn)行總結(jié)，形成了中國(guó)近海陸相砂巖油田水驅(qū)開發(fā)調(diào)整的 “三性”特征認(rèn)識(shí)。

2.1 早期油藏評(píng)價(jià)階段地質(zhì)油藏認(rèn)識(shí)的局限性

海上油氣田鉆探井及評(píng)價(jià)井時(shí)需要鉆井船及支持船，成本較高，因此探井、評(píng)價(jià)井?dāng)?shù)量較少，一般早期油藏預(yù)評(píng)價(jià)僅通過1～2口探井并結(jié)合地震資料進(jìn)行，早期油藏評(píng)價(jià)階段通過少量評(píng)價(jià)井并結(jié)合高分辨率地震資料進(jìn)行[4]，綏中36-1、秦皇島32-6、渤中25-1S等3個(gè)油田經(jīng)歷了十幾甚至二十幾年的開發(fā)，地質(zhì)油藏特征認(rèn)識(shí)得到了不斷深化，早期油藏預(yù)評(píng)價(jià)、油藏評(píng)價(jià)、一次井網(wǎng)直至二次井網(wǎng)階段地質(zhì)油藏認(rèn)識(shí)的變化過程客觀地反映了每個(gè)油田早期評(píng)價(jià)階段地質(zhì)油藏認(rèn)識(shí)具有不同程度的局限性，更反映了其地質(zhì)油藏復(fù)雜程度的差異性(表1～3)。

1) 以綏中36-1為代表的大型湖泊三角洲沉積油田在早期油藏評(píng)價(jià)階段地質(zhì)油藏特征認(rèn)識(shí)風(fēng)險(xiǎn)相對(duì)較小。綏中36-1油田通過2口探井及航磁、海磁、海底重力、模擬地震和數(shù)字地震完成了早期油藏預(yù)評(píng)價(jià)，進(jìn)而基于11口評(píng)價(jià)井和128 km2三維地震資料完成了早期油藏評(píng)價(jià)[5]；一次井網(wǎng)鉆后綜合研究表明油藏評(píng)價(jià)階段主要地質(zhì)油藏特征認(rèn)識(shí)基本未發(fā)生變化，而且單井實(shí)際產(chǎn)量高于方案設(shè)計(jì)產(chǎn)量；二次井網(wǎng)鉆后研究再次證明了該油田油藏評(píng)價(jià)階段地質(zhì)油藏認(rèn)識(shí)的可靠性。因此，以綏中36-1為代表的大型湖泊三角洲沉積油田在早期油藏評(píng)價(jià)階段地質(zhì)油藏特征認(rèn)識(shí)風(fēng)險(xiǎn)較小。

2) 以秦皇島32-6為代表的復(fù)雜河流相油田在早期油藏評(píng)價(jià)階段地質(zhì)油藏特征認(rèn)識(shí)風(fēng)險(xiǎn)相對(duì)較大。秦皇島32-6油田通過3口探井和450×500線距高分辨率二維地震資料完成了早期油藏預(yù)評(píng)價(jià)，進(jìn)而基于11口評(píng)價(jià)井和155 km2三維高分辨率地震資料完成了早期油藏評(píng)價(jià)[5]。一次井網(wǎng)鉆后研究表明，油藏構(gòu)造特征基本與ODP階段認(rèn)識(shí)保持一致；探明地質(zhì)儲(chǔ)量總數(shù)變化不大，但儲(chǔ)量分布發(fā)生很大的變化，主力油組探明地質(zhì)儲(chǔ)量比例由早期油藏評(píng)價(jià)階段的86%降低為64%；縱向、橫向上砂體數(shù)量變多，連通性變差，巖性及巖性構(gòu)造油藏儲(chǔ)量增加，占整個(gè)儲(chǔ)量的65%；油水系統(tǒng)增多，油藏類型變化大，底水儲(chǔ)量比例由早期油藏評(píng)價(jià)階段的13%增加為40%；流體性質(zhì)整體變差，黏度由80～130 mPa·s變?yōu)?60～300 mPa·s；單井實(shí)際產(chǎn)量?jī)H達(dá)到方案設(shè)計(jì)產(chǎn)量的50%左右。該油田經(jīng)過一次井網(wǎng)鉆后研究深化了地質(zhì)油藏認(rèn)識(shí)，二次井網(wǎng)鉆后研究除了油田內(nèi)部新增7%的優(yōu)質(zhì)探明地質(zhì)儲(chǔ)量外，主要的地質(zhì)油藏特征認(rèn)識(shí)基本未發(fā)生變化，而且單井實(shí)際產(chǎn)量與方案設(shè)計(jì)產(chǎn)量基本一致。因此，以秦皇島32-6為代表的復(fù)雜河流相油田在早期油藏評(píng)價(jià)階段地質(zhì)油藏特征認(rèn)識(shí)風(fēng)險(xiǎn)較大。

表1 綏中36-1油田不同階段地質(zhì)油藏特征認(rèn)識(shí)對(duì)比表Table 1 Comparison of geology and reservoir characteristics of SZ36-1 oilfield

表2 秦皇島32-6油田不同階段地質(zhì)油藏特征認(rèn)識(shí)對(duì)比表Table 2 Comparison of geology and reservoir characteristics of QHD32-6 oilfield

表3 渤中25-1S油田不同階段地質(zhì)油藏特征認(rèn)識(shí)對(duì)比表Table 3 Comparison of geology and reservoir characteristics of BZ25-1S oilfield

3) 以渤中25-1S為代表的淺水三角洲油田在早期油藏評(píng)價(jià)階段地質(zhì)油藏特征認(rèn)識(shí)風(fēng)險(xiǎn)大。受渤海大量明下段油氣田發(fā)現(xiàn)的啟發(fā)，渤中25-1S油田通過1口探井完成了早期油藏預(yù)評(píng)價(jià)，進(jìn)而通過10口評(píng)價(jià)井和350 km2三維地震資料完成了早期油藏評(píng)價(jià)[5]。由于該油田地質(zhì)油藏相對(duì)復(fù)雜，該階段關(guān)于沉積類型的認(rèn)識(shí)具有2種觀點(diǎn)，一種觀點(diǎn)認(rèn)為是濱淺湖-曲流河平原沉積(龔再升 等[6]，2000年；何仕斌 等[7]，2001年)，另一種觀點(diǎn)認(rèn)為是三角洲沉積(徐長(zhǎng)貴 等[8]，2002年)，一次井網(wǎng)鉆后研究認(rèn)為是淺水三角洲沉積(朱偉林 等[9]，2008年)，這一認(rèn)識(shí)延續(xù)至今。由于隨鉆過程中地質(zhì)油藏認(rèn)識(shí)變化較大，一次井網(wǎng)實(shí)施過程中對(duì)井位井型重新整體部署，基于鉆后油藏描述新認(rèn)識(shí)以單砂體為開發(fā)單元進(jìn)行布井，鉆后研究認(rèn)為油藏構(gòu)造形態(tài)變化不大，但區(qū)內(nèi)小斷層增加。早期油藏評(píng)價(jià)階段認(rèn)為在含油構(gòu)造范圍內(nèi)油層全區(qū)分布，而鉆后實(shí)際表明各區(qū)的儲(chǔ)層發(fā)育程度不一致，且存在部分井區(qū)儲(chǔ)層不發(fā)育；早期油藏評(píng)價(jià)階段分析認(rèn)為主力含油砂體疊加連片分布，而鉆后分析表明單一河道寬度平均約330 m，且河道與河道之間連通性較差；早期油藏評(píng)價(jià)階段明下段油藏類型以巖性構(gòu)造油藏為主，儲(chǔ)量計(jì)算單元14個(gè)，并且儲(chǔ)量主要集中在5個(gè)單元內(nèi)，而鉆后分析表明油藏類型多，儲(chǔ)量較為分散，儲(chǔ)量計(jì)算單元達(dá)187個(gè)，其中儲(chǔ)量小于50×104m3的計(jì)算單元超過150個(gè)，占總儲(chǔ)量的82%。雖然一次井網(wǎng)實(shí)施過程中對(duì)井位井型進(jìn)行了重大調(diào)整，但單井實(shí)際產(chǎn)量?jī)H達(dá)到方案設(shè)計(jì)產(chǎn)量的50%左右。此后該油田陸續(xù)實(shí)施了零散調(diào)整，但仍難以落實(shí)儲(chǔ)層連通情況及復(fù)雜的砂體疊置關(guān)系，且單井產(chǎn)量仍維持在較低的水平，與一次井網(wǎng)鉆后研究實(shí)際產(chǎn)量基本持平。因此，以渤中25-1S為代表的淺水三角洲油田在早期油藏評(píng)價(jià)階段地質(zhì)油藏特征認(rèn)識(shí)風(fēng)險(xiǎn)大。

2.2 高成本條件下水驅(qū)開發(fā)調(diào)整模式優(yōu)選的特殊性

海上油田開發(fā)成本高決定了中國(guó)近海陸相油田水驅(qū)開發(fā)調(diào)整模式不同于陸地油田，具體從油田水驅(qū)開發(fā)模式發(fā)展階段及典型陸相沉積油田開發(fā)調(diào)整進(jìn)行闡述。

1) 中國(guó)近海陸相砂巖油田水驅(qū)開發(fā)模式發(fā)展階段。

由于海上油氣田具有開發(fā)成本高且平臺(tái)壽命有限的特點(diǎn)，中國(guó)近海油田開發(fā)走出了一條不同于陸地油田開發(fā)之路。我國(guó)近海陸相砂巖油田水驅(qū)開發(fā)模式大致經(jīng)歷了以下6個(gè)發(fā)展階段[10]：①陸地模式低速試采探索階段。該階段屬于一無經(jīng)驗(yàn)、二無技術(shù)的自主創(chuàng)業(yè)和試驗(yàn)性開發(fā)階段，主要照搬陸上油田詳探和試采模式，先后對(duì)埕北、海四和428西等3個(gè)油田、1個(gè)含油構(gòu)造進(jìn)行了試驗(yàn)性開發(fā)與試采。②陸相中小型油田“少井高產(chǎn)”探索階段。該階段以埕北、渤中28-1和渤中34-2/4油田為代表的中小型油田通過國(guó)際合作采用了國(guó)際海上油田通用的開發(fā)模式，進(jìn)入了經(jīng)濟(jì)高效開發(fā)階段。③大型陸相整裝油田先導(dǎo)試驗(yàn)開發(fā)階段。該階段缺少海上大型陸相稠油油田開發(fā)經(jīng)驗(yàn)，加之評(píng)價(jià)資料及技術(shù)不足，綏中36-1油田規(guī)劃分2期進(jìn)行開發(fā)，I期開發(fā)為先導(dǎo)試驗(yàn)階段，地質(zhì)儲(chǔ)量超億噸，建成了百萬噸產(chǎn)能規(guī)模，開啟了海上陸相稠油大規(guī)模經(jīng)濟(jì)開發(fā)的序幕，為大型陸相油田高速高效開發(fā)奠定了技術(shù)和實(shí)踐基礎(chǔ)。④大型陸相油田高速高效開發(fā)階段。該階段以綏中36-1油田II期、秦皇島32-6、蓬萊19-3油田為代表的5個(gè)大型油田陸續(xù)投產(chǎn)，同時(shí)以區(qū)域開發(fā)理念[11-12]為引導(dǎo)帶動(dòng)了一批中小型陸相油田的高速高效開發(fā)。⑤整體加密及綜合調(diào)整階段[13]。該階段以綏中36-1油田I期、秦皇島32-6油田為代表的10個(gè)陸相砂巖油田整體加密及綜合調(diào)整項(xiàng)目相繼成功實(shí)施[14]，開發(fā)井距逐步縮小，地質(zhì)油藏認(rèn)識(shí)不斷深化，水驅(qū)控制程度大幅提高，注采關(guān)系不斷完善，水驅(qū)開發(fā)效果得以改善，平臺(tái)壽命期內(nèi)水驅(qū)采收率提高了5%～10%。⑥整體加密后二次調(diào)整探索階段。該階段綏中36-1油田I期整體加密后水驅(qū)采收率提高了10.5%，但層間矛盾依然突出，層間產(chǎn)液及吸水強(qiáng)度差異大，水淹程度嚴(yán)重不均，因此開辟了2個(gè)層系細(xì)分試驗(yàn)井組，為進(jìn)一步研究整體加密及綜合調(diào)整二次調(diào)整技術(shù)經(jīng)濟(jì)可行性提供了技術(shù)支持。

2) 3個(gè)陸相典型沉積類型油田水驅(qū)開發(fā)模式對(duì)比。

以綏中36-1、秦皇島32-6、渤中25-1S油田為代表的陸相典型沉積油田經(jīng)歷了基礎(chǔ)井網(wǎng)開發(fā)、二次井網(wǎng)開發(fā)(整體加密/綜合調(diào)整/零散調(diào)整)，目前綏中36-1油田正在開展層系細(xì)分試驗(yàn)。特別是這3個(gè)油田在編制總體開發(fā)方案時(shí)國(guó)際原油價(jià)格長(zhǎng)期在10～20美元/桶之間徘徊，同時(shí)考慮早期油藏評(píng)價(jià)階段地質(zhì)油藏認(rèn)識(shí)的風(fēng)險(xiǎn)，基礎(chǔ)井網(wǎng)采用1套層系、大井距(400～500 m)進(jìn)行開發(fā)，而且開發(fā)過程中針對(duì)暴露出來的生產(chǎn)矛盾實(shí)施了相應(yīng)的調(diào)整措施。隨后綏中36-1油田I期、II期均在投產(chǎn)17年后繼續(xù)基于一套開發(fā)層系實(shí)施了整體加密調(diào)整，井距縮小為250～300 m；秦皇島32-6油田在投產(chǎn)13年后細(xì)分3套開發(fā)層系采用水平井與定向井相結(jié)合的模式實(shí)施了綜合調(diào)整；渤中25-1S油田由于其地質(zhì)油藏認(rèn)識(shí)風(fēng)險(xiǎn)尚未得到有效落實(shí)，仍不具備實(shí)施綜合調(diào)整的技術(shù)和經(jīng)濟(jì)條件。

2.3 不同沉積類型水驅(qū)開發(fā)調(diào)整效果的差異性

由于綏中36-1、秦皇島32-6、渤中25-1S油田地質(zhì)油藏條件差異大，水驅(qū)開發(fā)調(diào)整效果也具有很大的差異。綏中36-1油田I期基礎(chǔ)井網(wǎng)單井可采儲(chǔ)量為47.8×104m3，整體加密5 a后新開發(fā)井單井增加可采儲(chǔ)量為15.9×104m3，僅為基礎(chǔ)井網(wǎng)單井可采儲(chǔ)量的1/3；秦皇島32-6油田由于早期油藏評(píng)價(jià)階段地質(zhì)油藏認(rèn)識(shí)存在一定的風(fēng)險(xiǎn)，基礎(chǔ)井網(wǎng)單井可采儲(chǔ)量為14.5×104m3，綜合調(diào)整1 a后預(yù)測(cè)新開發(fā)井單井增加可采儲(chǔ)量為14.9×104m3，略高于基礎(chǔ)井網(wǎng)單井可采儲(chǔ)量；渤中25-1S油田由于地質(zhì)油藏認(rèn)識(shí)風(fēng)險(xiǎn)尚未得到有效落實(shí)，未實(shí)施大規(guī)模調(diào)整，但不同年份實(shí)施的開發(fā)井及后續(xù)實(shí)施的零散調(diào)整井單井初始年產(chǎn)及單井可采儲(chǔ)量基本相當(dāng)，單井可采儲(chǔ)量平均為14×104m3左右。由此可見，綏中36-1油田地質(zhì)油藏條件優(yōu)越，基礎(chǔ)井網(wǎng)水驅(qū)控制程度即可達(dá)到較高的水平，整體加密后水驅(qū)控制程度未顯著增加，因此整體加密后新開發(fā)井單井增加可采儲(chǔ)量遠(yuǎn)低于基礎(chǔ)開發(fā)井單井可采儲(chǔ)量；秦皇島32-6油田地質(zhì)油藏條件次之，基礎(chǔ)井網(wǎng)水驅(qū)控制程度處于較低水平，實(shí)施綜合調(diào)整后井網(wǎng)水驅(qū)控制程度顯著增加，因此綜合調(diào)整后新開發(fā)井單井增加可采儲(chǔ)量與基礎(chǔ)開發(fā)井單井可采儲(chǔ)量基本相當(dāng)。

3 中國(guó)近海陸相沉積油田水驅(qū)高效開發(fā)原則及策略

由于不同沉積類型海上油田具有早期評(píng)價(jià)階段地質(zhì)油藏特征認(rèn)識(shí)的局限性、高成本條件下水驅(qū)開發(fā)模式優(yōu)選的特殊性以及不同沉積類型水驅(qū)開發(fā)調(diào)整效果的差異性，在編制油田總體開發(fā)方案時(shí)應(yīng)基于地質(zhì)油藏特征、投資及油價(jià)水平，確定合理的水驅(qū)高效開發(fā)原則及策略。

3.1 效益優(yōu)先兼顧風(fēng)險(xiǎn)規(guī)避原則

3.1.1 效益優(yōu)先兼顧產(chǎn)量有序接替

海上油田開發(fā)成本高、平臺(tái)壽命有限，必須實(shí)施高速高效開發(fā)戰(zhàn)略，盡可能地縮短油田生命周期，在較短的開發(fā)期內(nèi)實(shí)現(xiàn)較高的采出程度，盡早回收投資，加快資金流通，以獲得最大的經(jīng)濟(jì)效益，因此需要基于效益優(yōu)先的原則采取高速高效開發(fā)模式。但對(duì)于特定的油田來說，采油速度越高，穩(wěn)產(chǎn)期越短，同時(shí)產(chǎn)量遞減越快。因此，在實(shí)施高速高效開發(fā)戰(zhàn)略時(shí)，必須考慮一個(gè)海域或油田群資源接替的良性循環(huán)，確保產(chǎn)量穩(wěn)定接替，以保障國(guó)家能源安全和經(jīng)濟(jì)穩(wěn)定發(fā)展。對(duì)于特定海域或者油田群來說，通過域內(nèi)或周邊新油田的發(fā)現(xiàn)并投產(chǎn)實(shí)現(xiàn)海域或油田群的產(chǎn)量穩(wěn)定是實(shí)施高速高效開發(fā)戰(zhàn)略的重要舉措，需要區(qū)域統(tǒng)籌規(guī)劃，充分發(fā)揮獨(dú)立開發(fā)、依托開發(fā)、聯(lián)合開發(fā)優(yōu)勢(shì)互補(bǔ)作用，實(shí)現(xiàn)海域或油田群高速高效、可持續(xù)性開發(fā)。

3.1.2 風(fēng)險(xiǎn)規(guī)避是實(shí)現(xiàn)效益優(yōu)先的保障

由于早期油藏評(píng)價(jià)階段地質(zhì)油藏特征認(rèn)識(shí)具有很大的局限性，地質(zhì)油藏條件復(fù)雜的油田總體開發(fā)方案編制具有一定的盲目性和風(fēng)險(xiǎn)性，因此需要根據(jù)目標(biāo)油田的地質(zhì)油藏復(fù)雜程度確定合理的開發(fā)程序，即通過一次井網(wǎng)開發(fā)還是多次井網(wǎng)進(jìn)行開發(fā)。對(duì)于地質(zhì)油藏條件復(fù)雜的油田，一次井網(wǎng)實(shí)施后經(jīng)過一段時(shí)間的生產(chǎn)，在地質(zhì)油藏認(rèn)識(shí)程度加深后再部署二次井網(wǎng)甚至三次井網(wǎng)，以最大程度規(guī)避地質(zhì)油藏風(fēng)險(xiǎn)。因此，考慮地質(zhì)油藏的復(fù)雜性和海上平臺(tái)壽命限制，遵循“程序不能超越、節(jié)奏可以加快”的原則，縮短“布井-研究-再布井-再研究”的周期，盡可能規(guī)避地質(zhì)油藏風(fēng)險(xiǎn)，確保所有投資都能獲得最大的經(jīng)濟(jì)效益。

3.2 平面矛盾與縱向矛盾優(yōu)先解決策略

陸相沉積油田具有小層數(shù)量多、儲(chǔ)層及流體非均質(zhì)性強(qiáng)等共同特征，開發(fā)過程中平面矛盾和縱向矛盾往往同時(shí)存在，只是嚴(yán)重程度存在差異；同時(shí)由于海上油田開發(fā)成本高，特定油田的經(jīng)濟(jì)合理井?dāng)?shù)相對(duì)較少，因此有限的開發(fā)井?dāng)?shù)在解決油田的平面矛盾和縱向矛盾時(shí)往往捉襟見肘，必須客觀評(píng)價(jià)平面矛盾和縱向矛盾孰輕孰重，提出優(yōu)先解決策略，選取合理的井網(wǎng)和井型編制總體開發(fā)方案。

4 中國(guó)近海陸相典型沉積類型油田水驅(qū)高效開發(fā)模式

遵循中國(guó)近海陸相油田水驅(qū)高效開發(fā)原則及策略，首先基于當(dāng)前規(guī)劃總井?dāng)?shù)及目標(biāo)采收率提出了綏中36-1油田I期、秦皇島32-6、渤中25-1S油田水驅(qū)高效開發(fā)模式，然后基于當(dāng)前單井綜合成本0.7億元測(cè)算了滿足公司基準(zhǔn)內(nèi)部收益率的經(jīng)濟(jì)油價(jià)，最后分析了不同沉積類型油田水驅(qū)開發(fā)模式的差異。

4.1 湖泊三角洲沉積油田一次井網(wǎng)一套層系合采分注模式

4.1.1 優(yōu)選原則與策略

綏中36-1油田I期為湖泊三角洲沉積，在早期油藏評(píng)價(jià)階段地質(zhì)油藏認(rèn)識(shí)基本無風(fēng)險(xiǎn)，具備一次井網(wǎng)開發(fā)的條件。由于該油田儲(chǔ)層連續(xù)性好、層間矛盾較小，建議優(yōu)先解決平面矛盾，推薦一套層系采用合采分注方式、規(guī)則井網(wǎng)進(jìn)行開發(fā)。

4.1.2 層系與井網(wǎng)優(yōu)選

綜合考慮綏中36-1油田I期構(gòu)造簡(jiǎn)單、儲(chǔ)層大片連續(xù)分布、縱向流體黏度差異小、油水關(guān)系簡(jiǎn)單及邊底水能量弱的特點(diǎn)，整體一套層系、局部?jī)商讓酉?，采用定向井采油、注水井工藝分注相結(jié)合的規(guī)則井網(wǎng)進(jìn)行開發(fā)。

4.1.3 經(jīng)濟(jì)敏感性分析

考慮綏中36-1油田I期儲(chǔ)量豐度(1 075×104m3/km2)及平臺(tái)控制能力，虛擬設(shè)計(jì)50井槽標(biāo)準(zhǔn)平臺(tái)4座，一次性鉆井并投產(chǎn)，按照單井鉆完井周期20 d進(jìn)行排產(chǎn)；進(jìn)而基于實(shí)際產(chǎn)能及遞減規(guī)律設(shè)計(jì)了一次井網(wǎng)虛擬水驅(qū)開發(fā)模式，并與實(shí)際開發(fā)模式進(jìn)行了對(duì)比(圖1)。從圖1可以看出，該油田實(shí)際和一次井網(wǎng)虛擬模式的高峰采油速度分別為1.8%、3.1%，穩(wěn)產(chǎn)期分別為10 a、5 a，臨界經(jīng)濟(jì)油價(jià)分別為32美元/桶、27美元/桶；當(dāng)生產(chǎn)年限均為30 a時(shí)，一次井網(wǎng)虛擬模式的水驅(qū)采出程度為45.0%，高于實(shí)際開發(fā)模式40.0%的水驅(qū)采出程度；當(dāng)生產(chǎn)年限均為40 a時(shí)，一次井網(wǎng)虛擬模式的水驅(qū)采出程度為49.0%，基本與實(shí)際開發(fā)模式49.3%的水驅(qū)采出程度相當(dāng)。因此，一次井網(wǎng)開發(fā)模式可以在相同的開發(fā)成本條件下降低開發(fā)門檻并獲取更高的階段采出程度。

圖1 綏中36-1油田I期虛擬水驅(qū)開發(fā)模式與實(shí)際開發(fā) 模式對(duì)比Fig .1 Comparison of rates of oil production of first period of SZ36-1 oilfield by virtual water flooding development mode and actual development mode

4.2 曲流河沉積油田二次井網(wǎng)分期分層系開發(fā)模式

4.2.1 優(yōu)選原則與策略

秦皇島32-6油田以曲流河沉積為主，在早期油藏評(píng)價(jià)階段地質(zhì)油藏認(rèn)識(shí)存在一定程度的風(fēng)險(xiǎn)，不具備一次井網(wǎng)開發(fā)的條件，建議采取二次井網(wǎng)開發(fā)模式進(jìn)行分期開發(fā)。由于該油田層間原油黏度差異較大、邊底水能力較強(qiáng)，建議優(yōu)先解決層間矛盾，推薦3套層系采用定向井與水平井相結(jié)合的局部規(guī)則井網(wǎng)進(jìn)行開發(fā)。

4.2.2 層系與井網(wǎng)優(yōu)選

綜合考慮秦皇島32-6油田構(gòu)造相對(duì)簡(jiǎn)單、砂體連通性差、巖性油藏多、局部縱向流體黏度差異大、油水關(guān)系復(fù)雜及具有一定邊底水能量的特點(diǎn)，整體三套層系、局部四套層系，采用水平井采油、注水井工藝分注相結(jié)合的規(guī)則井網(wǎng)進(jìn)行開發(fā)。

4.2.3 經(jīng)濟(jì)敏感性分析

考慮秦皇島32-6油田儲(chǔ)量豐度(476×104m3/km2)及平臺(tái)控制能力，虛擬設(shè)計(jì)45井槽標(biāo)準(zhǔn)平臺(tái)9座，分2期進(jìn)行鉆井并投產(chǎn)，其中I期部署3座平臺(tái)、II期部署6座平臺(tái)，按照單井鉆完井周期20 d進(jìn)行排產(chǎn)；進(jìn)而按照初始遞減率為15%設(shè)計(jì)了二次井網(wǎng)虛擬水驅(qū)開發(fā)模式，并與實(shí)際開發(fā)模式和一次井網(wǎng)虛擬水驅(qū)開發(fā)模式進(jìn)行了對(duì)比(圖2)。從圖2看出，該油田實(shí)際和一次井網(wǎng)虛擬模式及二次井網(wǎng)虛擬模式的高峰采油速度分別為1.7%、2.0%、2.5%，穩(wěn)產(chǎn)期均為5 a，臨界經(jīng)濟(jì)油價(jià)分別為59美元/桶、60美元/桶、50美元/桶，因此采用二次井網(wǎng)開發(fā)模式在相同開發(fā)成本條件下可以有效降低經(jīng)濟(jì)桶油價(jià)格水平；當(dāng)生產(chǎn)年限均為30 a時(shí)，二次井網(wǎng)虛擬模式的水驅(qū)采收率為35.6%，均高于實(shí)際開發(fā)模式31.5%和一次井網(wǎng)虛擬模式27.8%的水驅(qū)采收率。

圖2 秦皇島32-6油田虛擬水驅(qū)開發(fā)模式與實(shí)際開發(fā) 模式對(duì)比Fig .2 Comparison of rates of oil production of QHD32-6 oilfield by virtual water flooding development mode and actual development mode

4.3 淺水三角洲沉積油田一套層系滾動(dòng)開發(fā)模式

4.3.1 優(yōu)選原則與策略

渤中25-1S油田為淺水三角洲沉積，在早期油藏評(píng)價(jià)階段地質(zhì)油藏認(rèn)識(shí)存在較大的風(fēng)險(xiǎn)，不具備一次井網(wǎng)開發(fā)的條件，建議采取滾動(dòng)開發(fā)模式。由于該油田儲(chǔ)層連通性很差、儲(chǔ)量豐度低，推薦一套層系采用不規(guī)則的定向井井網(wǎng)進(jìn)行開發(fā)。

4.3.2 層系與井網(wǎng)優(yōu)選

綜合考慮渤中25-1S油田構(gòu)造相對(duì)復(fù)雜、砂體橫向多變、儲(chǔ)量分散且豐度低、縱向流體黏度差異小、邊底水能量弱的特點(diǎn)，整體一套層系，采用定向井采油、注水井工藝分注相結(jié)合的不規(guī)則井網(wǎng)進(jìn)行開發(fā)。

4.3.3 經(jīng)濟(jì)敏感性分析

考慮渤中25-1S油田儲(chǔ)量豐度(286×104m3/km2)及平臺(tái)控制能力，虛擬設(shè)計(jì)40井槽標(biāo)準(zhǔn)平臺(tái)5座，分3期進(jìn)行鉆井并投產(chǎn)，其中I期部署2座平臺(tái)、II期部署2座平臺(tái)、III期部署1座平臺(tái)，按照單井鉆完井周期20 d進(jìn)行排產(chǎn)；進(jìn)而按照初始遞減率10%設(shè)計(jì)了虛擬水驅(qū)滾動(dòng)開發(fā)模式，并與實(shí)際開發(fā)模式和一次井網(wǎng)虛擬水驅(qū)開發(fā)模式進(jìn)行了對(duì)比(圖3)。從圖3可以看出，該油田實(shí)際和一次井網(wǎng)虛擬模式及滾動(dòng)開發(fā)模式的高峰采油速度分別為1.00%、1.67%、1.38%，穩(wěn)產(chǎn)期分別為13 a、3 a、5 a，臨界經(jīng)濟(jì)油價(jià)分別為57美元/桶、66美元/桶、57美元/桶；當(dāng)生產(chǎn)年限均為30 a時(shí)，滾動(dòng)開發(fā)模式的水驅(qū)采收率24.8%，均略高于實(shí)際開發(fā)模式23.0%和一次井網(wǎng)虛擬模式19.6%的水驅(qū)采收率；當(dāng)生產(chǎn)年限均為40 a時(shí)，滾動(dòng)開發(fā)模式的水驅(qū)采收率28.2%，均略高于實(shí)際開發(fā)模式24.9%和一次井網(wǎng)虛擬模式20.9%的水驅(qū)采收率。但由于該油田地質(zhì)油藏條件非常復(fù)雜，采用高速開發(fā)模式在相同開發(fā)成本條件下降低經(jīng)濟(jì)桶油價(jià)格水平的幅度相對(duì)有限。

圖3 渤中25-1S油田虛擬水驅(qū)開發(fā)模式與實(shí)際開發(fā)模式對(duì)比Fig .3 Comparison of rates of oil production of BZ25-1S oilfield by virtual water flooding development mode and actual development mode

圖4為綏中36-1油田I期、秦皇島32-6油田、渤中25-1S油田虛擬水驅(qū)開發(fā)模式對(duì)比，可以看出中國(guó)近海3種陸相典型沉積類型油田的水驅(qū)開發(fā)模式具有較大差異。因此，建議在編制海上類似沉積類型油田總體開發(fā)方案時(shí)，遵循海上油田水驅(qū)高效開發(fā)原則及策略，妥善處理效益優(yōu)先與風(fēng)險(xiǎn)規(guī)避的關(guān)系，并制定平面矛盾與縱向矛盾優(yōu)先解決策略，選取最佳的水驅(qū)高效開發(fā)模式，進(jìn)一步結(jié)合地質(zhì)油藏及技術(shù)經(jīng)濟(jì)條件進(jìn)行系統(tǒng)論證。

圖4 中國(guó)近海陸相典型沉積類型油田虛擬水驅(qū)開發(fā)模式對(duì)比Fig .4 Comparison of rates of oil production of three typical continental sedimentary oilfields of offshore China by virtual water flooding development modes

5 結(jié)論與建議

1) 早期評(píng)價(jià)資料少、開發(fā)成本高、平臺(tái)壽命受限的特點(diǎn)決定了中國(guó)近海不同沉積類型油田具有早期評(píng)價(jià)階段地質(zhì)油藏特征認(rèn)識(shí)的局限性、高成本條件下水驅(qū)開發(fā)模式優(yōu)選的特殊性以及不同沉積類型水驅(qū)開發(fā)調(diào)整效果的差異性，因此提出了中國(guó)近海陸相沉積油田水驅(qū)高效開發(fā)原則與策略，即妥善處理效益優(yōu)先與風(fēng)險(xiǎn)規(guī)避關(guān)系的原則和確定優(yōu)先解決平面矛盾與縱向矛盾的策略。

2) 遵循中國(guó)近海陸相沉積油田“三性”約束下的水驅(qū)高效開發(fā)原則及策略，推薦綏中36-1、秦皇島32-6、渤中25-1S為代表的3種沉積類型油田分別采用一次井網(wǎng)、二次井網(wǎng)和滾動(dòng)開發(fā)模式進(jìn)行開發(fā)，并推薦了相應(yīng)的層系劃分和井網(wǎng)部署策略。由于中國(guó)近海陸相不同沉積類型油田水驅(qū)開發(fā)模式具有很大差異，建議在編制海上類似沉積類型油田總體開發(fā)方案時(shí)進(jìn)一步結(jié)合技術(shù)經(jīng)濟(jì)條件進(jìn)行系統(tǒng)論證。

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(編輯：楊 濱)

Discussion on high efficient water flooding development mode of the typical continental sedimentary oilfields in China offshore

ZHANG Jinqing1,2AN Guirong1,2GENG Zhanli1,2ZHANG Wei1,2PAN Caixia1,2

(1.StateKeyLaboratoryofOffshoreOilExploitation,Beijing100028,China; 2.CNOOCResearchInstitute,Beijing100028,China)

The development of offshore oilfield has the characteristics of less evaluation data, high development cost and limited life span of platform. Reasonable development modes for different sedimentary type oilfields are necessary to achieve economic and efficient development in platform life span. According to reservoir recognition and adjustment practices of three typical continental sedimentary oilfields, such as SZ36-1, QHD32-6 and BZ25-1S, three characteristics are generalized, which are the recognition limitation of geology and reservoir characteristics in the early stage of evaluation, special characteristics of optimal water drive development mode under high cost condition and the adjustment effect difference of water flooding development for different sedimentary types, respectively. The principle of benefit priority and risk avoiding for high efficient water flooding and the strategy of first solving the plane and vertical contradiction are proposed. Based on the principle and strategy, three development modes for high efficient water flooding are proposed, which are the mode of primary well pattern, a set of layers and commingled production and subdivided injection for lacustrine delta sedimentary oilfield, the mode of second well pattern, multi-stage and subdivided layers for meandering river sedimentary oilfield, and the progressive development mode of a set of layers for shallow water delta sedimentary oilfield. The results provide mode reference for the same continental sedimentary offshore oilfields.

China offshore oilfield; continental sedimentation; high efficient water flooding development; development adjustment; development mode

張金慶，男，教授級(jí)高級(jí)工程師，現(xiàn)主要從事海上油氣田開發(fā)技術(shù)研究及管理工作。地址：北京市朝陽區(qū)太陽宮南街6號(hào)院(郵編：100028)。E-mail：zhangjq1@cnooc.com.cn。

1673-1506(2017)02-0070-08

10.11935/j.issn.1673-1506.2017.02.009

TE319

A

2016-10-09 改回日期：2016-11-25

*“十三五”國(guó)家科技重大專項(xiàng)“國(guó)內(nèi)油氣開發(fā)發(fā)展戰(zhàn)略研究(編號(hào)：2016ZX05016-006)”部分研究成果。