馬 超，陳 凱，張海勇，張 強(qiáng)，馮高城

（1.中海油能源發(fā)展投資管理<印尼>有限公司，北京100027；2.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司，天津300452）

在油田整體開發(fā)過程中，開展油田開發(fā)效果評價主要是為了及時掌握油藏動態(tài)變化，并且系統(tǒng)的對油田開發(fā)政策進(jìn)行綜合評價，從而總結(jié)經(jīng)驗(yàn)教訓(xùn)，深化油藏開發(fā)規(guī)律認(rèn)知，進(jìn)而預(yù)測油藏開發(fā)指標(biāo)變化趨勢，制定出符合油藏現(xiàn)狀的開發(fā)政策及調(diào)整措施，以指導(dǎo)油藏更加合理的開發(fā)[1]。目前隨著國內(nèi)外注水開發(fā)油田的持續(xù)研究及認(rèn)識，逐步形成了狀態(tài)對比法、系統(tǒng)分析法、灰色系統(tǒng)理論法、模糊綜合評判法等多種注水油田開發(fā)效果評價方法，并在油田開發(fā)效果評價中得到廣泛應(yīng)用[2-10]。

海上油田注重高速高效開發(fā)，一般在探井和評價井較少的階段就確定開發(fā)規(guī)模和開發(fā)方案，導(dǎo)致油藏開發(fā)風(fēng)險較高，如何在高速強(qiáng)采下保證較好的開發(fā)效果一直是海上油田開發(fā)重點(diǎn)關(guān)注的問題。本文中的海上某油田地質(zhì)油藏基礎(chǔ)條件較好，已進(jìn)入中高含水階段，產(chǎn)量遞減大，含水上升明顯，急需對其目前開發(fā)效果進(jìn)行評價。本文結(jié)合油田實(shí)際需要，分別從注采對應(yīng)率、水驅(qū)儲量控制程度、水驅(qū)儲量動用程度等九個因素對油田開發(fā)效果進(jìn)行了綜合評價，從而為油田今后的規(guī)劃及調(diào)整挖潛提供科學(xué)依據(jù)。

1 油田地質(zhì)油藏特征

目標(biāo)區(qū)塊位于渤海南部海域，構(gòu)造為一繼承性發(fā)育并被斷層復(fù)雜化的斷塊圈閉，主要含油層系發(fā)育于新近系明化鎮(zhèn)組下段，儲層巖性主要為細(xì)粒和中—細(xì)粒巖屑長石砂巖，屬于淺水三角洲沉積，平均孔隙度31.6%，平均滲透率1787.0mD，屬于高孔高滲儲層。油藏類型為巖性—構(gòu)造油氣藏、構(gòu)造油藏和巖性油氣藏，油藏埋深-930～-1719m，驅(qū)動類型以弱邊底水驅(qū)動為主。地層壓力系數(shù)0.99，壓力梯度0.968MPa/100m，溫度梯度2.80℃/100m，屬于正常的壓力、溫度系統(tǒng)。油田地面原油密度中等、粘度中等、凝固點(diǎn)低、含蠟量高、膠質(zhì)瀝青質(zhì)中等、含硫量低，屬中質(zhì)常規(guī)油。地層原油溶解氣油比中等、原油粘度中等。

2 油田開發(fā)現(xiàn)狀

油田已探明儲量砂體25 個，7 個主力砂體的儲量占油田儲量的90.24%。油田于2009 年3 月投產(chǎn)，以單砂體部署不規(guī)則井網(wǎng)開發(fā)，主力砂體井點(diǎn)多，非主力砂體主要利用定向井合采、過路井上返或調(diào)整井兼顧。小儲量砂體基本沒有動用。截至研究期限，油田累產(chǎn)油785.71×104m3，采出程度15.95%。油田日產(chǎn)油水平3555.9m3，日產(chǎn)氣23.99×104m3，含水率68.6%，日注入量1.15×104m3，累積注采比0.88。油田開發(fā)歷程按照工作量的安排可以分為三個階段，2009 年3 月至2011 年11月為產(chǎn)能建設(shè)階段，2011年12月至2014年6月為局部調(diào)整階段，2014年7月至研究期限為綜合調(diào)整階段。

3 油田開發(fā)效果評價

參考行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)、相關(guān)文獻(xiàn)及目標(biāo)油田實(shí)際情況，優(yōu)選了九項(xiàng)開發(fā)指標(biāo)對目標(biāo)油田的開發(fā)效果進(jìn)行了綜合評價[11-16]。

3.1 注采對應(yīng)率

截至研究期限油田有22口注水井，注入砂體13個，與注水井連通的采油井射開有效厚度為607.4m，目前采油井射開砂體總有效厚度為663.4m，如表1所示，油田注采對應(yīng)率為91.56%，注采連通關(guān)系好，屬于一類開發(fā)水平。

表1 田生產(chǎn)井射開厚度統(tǒng)計(jì)表

3.2 水驅(qū)儲量控制程度

油田生產(chǎn)井與注水井連通的砂體有效厚度為80.7m，生產(chǎn)井鉆遇砂體的總有效厚度為108.7m，如表2所示，油田水驅(qū)儲量控制程度為74.24%，屬于二類開發(fā)水平。

3.3 水驅(qū)儲量動用程度

首先根據(jù)行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)，利用油田產(chǎn)吸剖面測試資料計(jì)算水驅(qū)儲量動用程度，如表3所示，計(jì)算水驅(qū)儲量動用程度為81.76%，屬于一類開發(fā)水平。

然后根據(jù)水驅(qū)曲線法計(jì)算水驅(qū)儲量動用程度。因?yàn)橛吞锏暮仙?guī)律符合甲型水驅(qū)曲線，因此根據(jù)甲型水驅(qū)曲線公式計(jì)算得油田水驅(qū)儲量動用程度為88.10%，如表4 所示，屬于一類開發(fā)水平，油田儲量水驅(qū)動用程度高。

表2 油田砂體有效厚度統(tǒng)計(jì)表

表3 油田水驅(qū)儲量動用程度計(jì)算表

3.4 含水上升率

以油田采出程度1%為間隔取點(diǎn)，計(jì)算實(shí)際含水上升率；根據(jù)油田相滲資料可得含水上升率與含水率的理論曲線，如圖1所示。實(shí)際含水上升率75%的數(shù)據(jù)點(diǎn)符合或者低于理論值，且比值小于1.5，整體上油田含水上升率與理論值差別不大，油田開發(fā)效果較好。

3.5 存水率

表4 油田水驅(qū)儲量動用程度計(jì)算表

圖1 油田含水上升率與含水率曲線

計(jì)算油田三個開發(fā)階段的實(shí)際注采比和存水率，并與理論曲線相比較，如圖2所示。產(chǎn)能建設(shè)階段存水率最高，與理論曲線斜率比值最小，注入水利用率高。綜合調(diào)整階段存水率最低，接近理論曲線值，注入水利用率相比其他階段偏低。

圖2 油田存水率理論曲線與階段實(shí)際值關(guān)系

3.6 水驅(qū)指數(shù)

計(jì)算油田三個開發(fā)階段的實(shí)際注采比和水驅(qū)指數(shù)，并與理論曲線相比較，如圖3所示。產(chǎn)能建設(shè)階段水驅(qū)指數(shù)處于中間值，但與理論值比值最大，水驅(qū)開發(fā)效果相對較差。綜合調(diào)整階段水驅(qū)指數(shù)最低，但與理論值比值最小，水驅(qū)開發(fā)效果相對較好。

3.7 地層壓力保持水平

油田原始地層壓力11.92MPa，開發(fā)過程中注采井?dāng)?shù)比較穩(wěn)定，年注采比和累積注采比逐年增大，但地層壓力基本逐年遞減，2014年有所回升，如圖4所示。地層壓力平均值9.76MPa，飽和壓力10.82MPa，地層壓力在飽和壓力的85%以上，屬于一類開發(fā)水平。

圖3 油田水驅(qū)指數(shù)理論曲線與階段實(shí)際值關(guān)系

圖4 油田歷年地層壓力與注采比、注采井?dāng)?shù)比曲線

3.8 采收率預(yù)測

由上面研究可知，油田水驅(qū)曲線符合甲型特征。根據(jù)甲型水驅(qū)特征曲線(如圖5所示)及相應(yīng)公式(如表5所示)預(yù)測油田在98%的極限含水率下，最終采收率為33.72%。

圖5 油田甲型水驅(qū)特征曲線

表5 油田預(yù)測采收率計(jì)算表

3.9 剩余可采儲量采油速度

根據(jù)目前油田動態(tài)數(shù)據(jù)，利用甲型水驅(qū)曲線標(biāo)定采收率為33.72%，油田可采儲量為1661.2×104m3，目前油田累產(chǎn)油696.3×104m3，因此計(jì)算剩余可采儲量采油速度為13.9%，按照油田開發(fā)水平分級屬于一類。

4 結(jié)論

根據(jù)行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)及相關(guān)文獻(xiàn)資料，結(jié)合油田開發(fā)階段及開發(fā)現(xiàn)狀，優(yōu)選了九項(xiàng)評價指標(biāo)對油田開發(fā)效果進(jìn)行了綜合評價。整體來說，目標(biāo)油田開發(fā)效果較好，基本處于一類開發(fā)水平，而且經(jīng)過綜合調(diào)整階段之后，部分開發(fā)指標(biāo)仍在進(jìn)一步改善。