李 偉，汪 躍，李 功

（中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300459）

“十五”以來，渤海油田針對探明儲量小、單井產(chǎn)能高的“小而肥”油田，先后探索并成功實(shí)踐了“三一式”和“蜜蜂式”開發(fā)模式，對于降低淺海邊際油田開發(fā)門檻，改善投資經(jīng)濟(jì)效益提供了有利借鑒。彼時針對邊際油田去邊際化的重心在于設(shè)施小型化、模式簡易化和成本最低化。然而，對于那些探明程度低，產(chǎn)能不落實(shí)的小型含油氣構(gòu)造/油田，由于地質(zhì)油藏條件復(fù)雜，較難建立有效的容錯機(jī)制，遲遲打不開局面。

“十二五”以來，渤海油田針對這類存在 “地質(zhì)油藏風(fēng)險”的含油氣構(gòu)造或油田，創(chuàng)新提出總體開發(fā)+先期試采有機(jī)結(jié)合的滾動評價開發(fā)思路，并制定整體部署，分步實(shí)施的層次化投資決策程序[1]。以渤海某小型邊際油田開發(fā)前期研究為靶區(qū)，探索建立符合渤海油田開發(fā)特點(diǎn)及需求的海上小型邊際油田滾動評價開發(fā)可行性研究與實(shí)踐技術(shù)體系。

1 “一體化”滾動評價開發(fā)創(chuàng)新模式的特點(diǎn)

1.1 “一體化”滾動評價開發(fā)創(chuàng)新模式與傳統(tǒng)評價及開發(fā)模式的差異

“一體化”滾動評價開發(fā)創(chuàng)新模式，是以經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)為目標(biāo)，立足整體開發(fā)方案可行性研究及開發(fā)風(fēng)險評估，反推開發(fā)評價目的及需求，按照開發(fā)評價井與開發(fā)方案井位設(shè)計有機(jī)結(jié)合的思路，有序推進(jìn)評價與開發(fā)“全周期”統(tǒng)籌和 “一體化”聯(lián)動。

相比傳統(tǒng)模式，新模式將先導(dǎo)評價井與整體開發(fā)井并行設(shè)計，最大限度地滿足成果繼承和資產(chǎn)優(yōu)化配置需要。該模式利用周期更長、工作制度更穩(wěn)定的延長測試替代傳統(tǒng)的DST測試，以指導(dǎo)油藏開發(fā)指標(biāo)可靠性的評價，為建立有效的容錯機(jī)制創(chuàng)造了先決條件（表1）。

表1 “一體化”滾動評價開發(fā)模式與傳統(tǒng)評價模式主要特點(diǎn)對比

1.2 “一體化”滾動評價開發(fā)模式的部署策略流程及關(guān)鍵技術(shù)

1.2.1 “一體化”滾動評價開發(fā)模式的部署策略及流程

“一體化”滾動評價開發(fā)模式的設(shè)計和決策部署，首先建立在“整體開發(fā)方案研究”基礎(chǔ)上，將風(fēng)險評價目標(biāo)與整體開發(fā)方案充分結(jié)合，優(yōu)選可兼顧評價任務(wù)的開發(fā)井先期部署，并制定“先期試采+整體開發(fā)”分步實(shí)施策略（即，評價成功則評價井保留，跟進(jìn)完善整體開發(fā)方案并實(shí)施；反之則永久棄井，規(guī)避整體開發(fā)投資風(fēng)險），為層次化決策提供依據(jù)，具體流程見圖1。

圖1 “先期試采+整體開發(fā)”研究及部署流程圖

1.2.2 “一體化”滾動評價開發(fā)模式的關(guān)鍵技術(shù)

（1）先導(dǎo)評價井井口位置優(yōu)選及井口回接技術(shù)應(yīng)用

井口回接技術(shù)的應(yīng)用，是節(jié)約油田開發(fā)成本，實(shí)現(xiàn)“一體化”聯(lián)動的重要保障。該技術(shù)主要包括兩部分，一是水下泥線懸掛設(shè)備與回接井口的對扣連接工藝[2-3]，二是井口定位及回接導(dǎo)向結(jié)構(gòu)的工程實(shí)現(xiàn)技術(shù)[4]。其關(guān)鍵不僅在于跨專業(yè)技術(shù)銜接，更突出評價井的功能屬性定位。先導(dǎo)評價井井口坐標(biāo)的確定不以單井進(jìn)尺最小或井軌跡最優(yōu)為原則，而是以整體開發(fā)平臺位置優(yōu)選成果為依據(jù)，從而實(shí)現(xiàn)評價屬性向開發(fā)屬性遷移。

出于成本及可操作性考慮，先導(dǎo)評價井以不超過2口井為宜。在評價階段，利用三角結(jié)構(gòu)穩(wěn)定特性，下入一座水下3孔基盤，基盤位置與整體開發(fā)的井口保護(hù)架中心一致，隨后下入2根33″隔水管（兼顧井身結(jié)構(gòu)設(shè)計及井口穩(wěn)定性保障），其中1根隔水管兼作定位樁，由鉆井平臺鉆入，便于后期回接導(dǎo)向（圖2）。

圖2 先導(dǎo)評價井“井口回接”工程定位及導(dǎo)向結(jié)構(gòu)設(shè)計示意圖

（2）海上延長測試/試采工程裝備及外輸系統(tǒng)配套技術(shù)

渤海油田在上世紀(jì)90年代中期，先后針對曹妃甸1-6油田和錦州9-3油田組織開展過“延長測試”作業(yè)。彼時工程配套裝備為鉆井船+系泊油輪，受平臺甲板空間等限制，僅做簡易氣液分離處理，無法實(shí)現(xiàn)合格原油外輸銷售；同時系泊油輪兼顧倉儲和外輸轉(zhuǎn)運(yùn)功能，一定程度上影響延長測試的持續(xù)性和穩(wěn)定性[5]。

由此，針對“一體化”滾動評價開發(fā)模式工程配套裝備功能需求，渤海油田充分借鑒“小蜜蜂”的原油處理及油水隔離存儲功能（有效艙容約3000 m3）設(shè)計[6]，引入高效小型化“三相”處理流程設(shè)計，輔以大力錨外輸系泊系統(tǒng)配套，推動創(chuàng)建了國內(nèi)首座適用于淺海獨(dú)立含油氣構(gòu)造開發(fā)評價延長測試的專業(yè)裝備——海洋石油162 （圖3）。該裝備于2016年獲得實(shí)用型發(fā)明專利 （專利號：ZL201410194173.1），保障長周期測試產(chǎn)出液的艙儲安全的同時，亦可滿足即時轉(zhuǎn)運(yùn)、外輸銷售的標(biāo)準(zhǔn)。

圖3 海洋石油162及外輸系統(tǒng)示意圖

（3）開發(fā)評價井隨鉆實(shí)時跟蹤決策分析及鉆后快速評估技術(shù)

隨鉆實(shí)時跟蹤決策系統(tǒng)，常用于開發(fā)井和調(diào)整井的隨鉆實(shí)施決策管理。通過井場錄井及測井?dāng)?shù)據(jù)遠(yuǎn)程傳輸及陸地終端集成呈現(xiàn)等技術(shù)，實(shí)現(xiàn)現(xiàn)場地質(zhì)與辦公室地質(zhì)的信息共享，達(dá)到針對地下變化的實(shí)時捕捉、快速響應(yīng)和及時調(diào)整[7]，保障實(shí)施效果的目的。

“一體化”滾動評價開發(fā)模式，因其先導(dǎo)評價井自帶評價決策與開發(fā)決策的雙重屬性，因此在實(shí)鉆過程中建議下入隨鉆測井工具，并利用隨鉆實(shí)時跟蹤決策系統(tǒng)，建立實(shí)時跟蹤，高效決策工作機(jī)制，保障風(fēng)險評估和作業(yè)計劃調(diào)整的時效性。

2 “一體化”滾動評價開發(fā)模式的實(shí)踐效果

2.1 XX油田的開發(fā)難點(diǎn)

2.1.1 地質(zhì)油藏特征及開發(fā)風(fēng)險

XX油田主要發(fā)育兩套儲層，即下古生界奧陶系碳酸鹽巖潛山和新生界古近系沙河街組生屑云巖。主力沙河街組生物碎屑云巖儲層發(fā)育受潛山古地貌、水文環(huán)境及生物活動規(guī)律等影響，儲層空間展布不確定性因素多。根據(jù)油田范圍內(nèi)恢復(fù)古地貌地層厚度分析預(yù)測，初步判斷生屑云巖主要發(fā)育在地層厚度100～180 m范圍內(nèi)，地層厚度小于100 m范圍內(nèi)可能存在儲層減薄風(fēng)險（圖4），加之潮間帶沉積環(huán)境復(fù)雜多變，生物孔隙間膠結(jié)致密，儲層有效孔隙度及連通性認(rèn)識不足。此外，潛山頂部低滲透層的分布穩(wěn)定性及潛山裂縫發(fā)育和水體倍數(shù)的不確定，加之勘探階段2井區(qū)1口評價井DST測試出水，使得整體開發(fā)方案存在較大風(fēng)險。

圖4 XX油田恢復(fù)古地貌生屑云巖發(fā)育范圍及風(fēng)險預(yù)測

2.1.2 先導(dǎo)評價井鉆探及延長測試/試采目的

（1）落實(shí)預(yù)測沙河街組高部位儲層減薄風(fēng)險，評價有效動用儲量規(guī)模；

（2）落實(shí)主力沙河街組儲層連通性，評估整體注水開發(fā)方案的可行性；

（3）落實(shí)潛山頂部低滲層穩(wěn)定性，驗(yàn)證沙河街組與潛山油藏成藏模式；

（4）評價潛山地質(zhì)模式（水體倍數(shù)），落實(shí)整體開發(fā)底水“上竄”風(fēng)險。

2.2 滾動評價及開發(fā)方案“一體化”實(shí)施效果

在整體開發(fā)方案井位設(shè)計及平臺位置優(yōu)選初步成果基礎(chǔ)上，根據(jù)油田儲量分布特征，結(jié)合開發(fā)風(fēng)險評價目標(biāo)，設(shè)計2口先導(dǎo)評價井（1口定向井+1口水平井）（圖5），建立干擾試井關(guān)系，優(yōu)先評價主力1井區(qū)開發(fā)風(fēng)險。井口坐標(biāo)前后統(tǒng)一，以便回接再用。

圖5 “一體化”聯(lián)動，整體部署，分步實(shí)施

2.2.1 開發(fā)評價+整體開發(fā)一體化聯(lián)動實(shí)施決策樹

根據(jù)整體開發(fā)風(fēng)險初步量化及臨界開發(fā)可動用門檻評估初步結(jié)果，結(jié)合先導(dǎo)評價井優(yōu)選設(shè)計，制定開發(fā)評價+整體開發(fā)一體化聯(lián)動實(shí)施決策樹（圖6）。以先導(dǎo)評價7井實(shí)鉆高部位儲層厚度，進(jìn)行油田靜態(tài)儲量復(fù)算及整體開發(fā)經(jīng)濟(jì)性評估 （若可動用儲量規(guī)模大于400×104m3，則進(jìn)入整體開發(fā)系統(tǒng)優(yōu)化；可動用儲量規(guī)模少于400×104m3，則轉(zhuǎn)入成本回收止損模式），進(jìn)而結(jié)合干擾測試評價8h井，進(jìn)行油藏動態(tài)測試，驗(yàn)證儲層孔隙發(fā)育程度及橫向連通性等，作為后續(xù)注水開發(fā)可行性論證依據(jù)。

圖6 “開發(fā)評價+整體開發(fā)”一體化聯(lián)動實(shí)施決策樹

2.3 滾動評價及開發(fā)創(chuàng)新模式的實(shí)踐效果

2.3.1 先導(dǎo)評價井達(dá)到落實(shí)開發(fā)風(fēng)險目標(biāo)

2.3.1.1 油田構(gòu)造高部位儲層減薄風(fēng)險得到驗(yàn)證

根據(jù)2口先導(dǎo)評價井實(shí)鉆靜態(tài)地質(zhì)資料分析，驗(yàn)證鉆前預(yù)測的沙一段構(gòu)造高部位儲層減薄的風(fēng)險。目的層構(gòu)造形態(tài)與鉆前基本一致，實(shí)鉆儲層構(gòu)造頂面深度比鉆前預(yù)測深12.0 m。水平井實(shí)鉆儲層構(gòu)造頂面深度比鉆前預(yù)測淺21.0 m，分析原因是受到該區(qū)上部火成巖影響，導(dǎo)致目的層速度橫向具有一定變化。

2.3.1.2 延長測試動態(tài)資料排除整體注水開發(fā)風(fēng)險

2口先導(dǎo)評價井延長測試過程共計錄取地層靜壓6井次（7井5次、8h井1次），關(guān)井壓力恢復(fù)測試8井次（7井5次、8h井3次），基本達(dá)到了測試目的，主要包括2個方面。

（1）評價潛山水體規(guī)模屬于弱水體（小于2倍）

7井潛山生產(chǎn)1個月后測壓恢，地層靜壓27.80 mPa，地層壓降6.751 mPa；單采沙河街期間，壓力未見恢復(fù)。根據(jù)靜壓和流壓資料分析，同時參考石油行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)，綜合分析該油田潛山屬于天然能量較弱的油藏，基本排除了潛山底水上竄的開發(fā)風(fēng)險[8]。

（2）沙河街組儲層連通性較好

試井解釋方面，7井沙河街組關(guān)井壓恢資料試井解釋滲透率14.6×10?3μm2，表皮?0.8，探測半徑300 m；8h井關(guān)井壓恢資料試井解釋滲透率35.8×10?3μm2，表皮0.8，探測半徑480 m。壓力監(jiān)測方面，8h井穩(wěn)定生產(chǎn)一段時間后關(guān)井壓力恢復(fù)，監(jiān)測地層壓降4.204 mPa；7井上返沙河街組時測地層靜壓，已存在一定程度壓降，表明8h井的生產(chǎn)對7井產(chǎn)生影響，表明2口井在探測半徑的范圍內(nèi)儲層連通性較好，基本滿足整體開發(fā)方案可行性評估需求。

2.3.2 臨時試采裝備應(yīng)用實(shí)現(xiàn)延長測試兼顧成本回收

2口先導(dǎo)評價井試采階段依靠天然能量開發(fā)，周期6個月，剔除期間試采平臺拖航和棄井時間，純試采期147天，累計生產(chǎn)原油約6×104m3，處理合格后外輸銷售，實(shí)現(xiàn)約60%以上評價成本的即時收回。

2.3.3 油田整體開發(fā)可行性再評估得到實(shí)質(zhì)性推進(jìn)

（1）根據(jù)靜態(tài)儲量再評估以及主力儲層連通性再認(rèn)識，油田整體開發(fā)方案的可動用儲量規(guī)模及注水開發(fā)油藏配產(chǎn)及逐年生產(chǎn)指標(biāo)，得到進(jìn)一步夯實(shí)，大大降低了開發(fā)投資決策風(fēng)險。

（2）設(shè)計開發(fā)井5口，2注3采（1井區(qū)保留8h井生產(chǎn)，新增1注1采；2井區(qū)設(shè)計1注1采），7井留做水源井，高峰年產(chǎn)油13×104m3，采收率達(dá)24%，基本滿足該類油藏開發(fā)動用條件及投資決策基準(zhǔn)要求。

（3）通過2口評價井實(shí)鉆“經(jīng)驗(yàn)曲線”學(xué)習(xí)，提出針對性地開展如井身結(jié)構(gòu)及鉆井液體系等進(jìn)一步優(yōu)化改進(jìn)的專題研究，進(jìn)而夯實(shí)總體開發(fā)鉆完井方案技術(shù)可靠性及工期費(fèi)用合理性。

3 “一體化”滾動評價開發(fā)創(chuàng)新模式的應(yīng)用前景

3.1 模式推廣的政策符合性

綜合考慮試采權(quán)證（1～5年）及海域使用權(quán)證（臨時用海3個月，長期用海>3個月）申辦有效周期，針對計劃開采周期較短（1～2年）的潛力目標(biāo)，建議以區(qū)域?yàn)閱卧M(jìn)行打包申報。先期試采基礎(chǔ)上，適時申請轉(zhuǎn)采，并結(jié)合生產(chǎn)動態(tài)及投資收益評估，滾動評價分步實(shí)施。

3.2 模式推廣的必要性

結(jié)合當(dāng)前低油價新常態(tài)，圍繞邊際小油田開發(fā)突破，持續(xù)加強(qiáng)技術(shù)創(chuàng)新和模式創(chuàng)新，是提升該類油藏開發(fā)投資效率的唯一出路[9-10]。通過“一體化”滾動評價開發(fā)模式的創(chuàng)新實(shí)踐，可夯實(shí)油藏開發(fā)基礎(chǔ)，提升開發(fā)風(fēng)險評價的可靠性，進(jìn)而增強(qiáng)邊際小油田開發(fā)信心。

目前，渤海油田已完成后續(xù)3個有利含油氣構(gòu)造的篩選工作，并將“一體化”滾動評價及開發(fā)模式的再實(shí)踐提上議程，以期加快盤活小規(guī)模潛力儲量有效動用。

4 結(jié)論

渤海油田以XX邊際小油田開發(fā)實(shí)踐為例，立足勘探與開發(fā)聯(lián)動指導(dǎo)思想，探索創(chuàng)建了適合海上邊際油田系統(tǒng)連片開發(fā)的“一體化”滾動評價開發(fā)創(chuàng)新模式：

（1）立足整體開發(fā)方案優(yōu)選先導(dǎo)評價井，制定先期試采+整體開發(fā)的分步實(shí)施策略，為層次化決策創(chuàng)造條件；

（2）通過井口回接技術(shù)應(yīng)用，實(shí)現(xiàn)先導(dǎo)評價井的評價屬性向開發(fā)屬性的遷移，大幅降低開發(fā)成本；

（3）引進(jìn)專業(yè)試采裝備，實(shí)現(xiàn)評價儲量向可采儲量快速轉(zhuǎn)化，并構(gòu)建評價成本即時回收的快速通道，有效規(guī)避投資決策風(fēng)險。