馬 棟，李 卓

（中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300452）

渤中19-6 大型凝析氣田是渤海灣盆地迄今發(fā)現的最大的天然氣田，儲量超千億立方米，渤中19-6 天然氣田新發(fā)現，揭示了渤海灣地區(qū)潛山天然氣領域巨大的勘探前景，為京津冀地區(qū)優(yōu)質清潔能源供應奠定了堅實基礎，對推動渤海灣盆地天然氣勘探具有里程碑意義[1，2]。

渤海地區(qū)中深層潛山油氣藏的開發(fā)引起了越來越多的關注。BZ 油田是渤海地區(qū)最早投入開發(fā)的中深層潛山油田之一，也是我國首批對外合作開發(fā)的油田。該油田屬于古生界碳酸巖潛山油田，裂縫發(fā)育，儲集空間為裂縫和基質雙重介質，為復雜類型的中深層油氣藏。自1989 年投入開發(fā)以來，經歷了三個開發(fā)階段，第一階段為以產油為主的階段，第二階段為油田停產，重新進行開發(fā)設計階段；第三階段為油氣同采、氣油并舉階段。本文對油田投產以來30 年開發(fā)歷程中開發(fā)策略及開發(fā)經驗進行系統(tǒng)的思考回顧，總結了指導油田高效開發(fā)的技術策略，力爭延緩油田衰竭，保持油田更長期穩(wěn)產，最大程度提高油田采收率，實現油田高效開發(fā)和經濟效益最大化，為其他海上類似中深層潛山復雜油氣藏的開發(fā)提供指導和借鑒。

1 油田概況

BZ 油田位于渤海南部海域，距天津塘沽190 km。區(qū)域上位于渤南潛山帶中部，屬古潛山油田，潛山巖性主要為前震旦系變質花崗巖和下古生界碳酸鹽巖，上覆地層為古近系砂泥巖，主要儲層為下古生界碳酸鹽巖。根據油田的構造特征和油氣水分布特征，油田平面上分為北上塊、北下塊、東南塊、衛(wèi)星塊、西南塊五個斷塊，縱向上，依據下古生界碳酸鹽巖儲層特征，儲層分為上油組和下油組兩個油組，儲集空間以裂縫、溶蝕孔、晶間孔為主，與國內外其他類型的裂縫性儲層具有一定的相似性[3，4]。上油組儲集空間類型以孔隙-裂縫型為主，平均有效孔隙度2.9%，試井分析有效滲透率52.0 mD，油氣藏類型為帶氣頂和邊水的油藏；下油組儲集空間類型為裂縫-孔隙型，平均有效孔隙度3.5%，試井分析有效滲透率39.8 mD，油氣藏類型為帶邊水的油藏。

BZ 油田為正常溫度、壓力系統(tǒng)，原油屬于輕質原油，具有低密度、低黏度、低含硫量、低膠質和瀝青質含量、高含蠟量的特點，氣頂氣為高含量凝析氣，原始凝析油含量409～444 cm3/m3。BZ 油田探明原油地質儲量1 411×104m3，探明天然氣儲量87×108m3，油田利用天然能量衰竭開發(fā)，目前日產氣100×104m3，日產油300 m3，采氣速度4.1%，累產油294×104m3，累產氣45×108m3，原油采出程度20.8%，天然氣采出程度54.7%。

2 開發(fā)難點

BZ 油田屬于中深層復雜類型油氣藏，開發(fā)過程中面臨諸多挑戰(zhàn)[5]：（1）儲層埋藏深，地震分辨率低，內幕斷層難以識別，儲層發(fā)育及優(yōu)勢儲層展布規(guī)律復雜，油田布井不確定性大；（2）油田為碳酸巖古潛山油田，裂縫發(fā)育，儲層非均質性強，裂縫對開發(fā)的影響大，易造成氣竄和水淹等復雜情況；（3）油田流體性質復雜，油氣水分布關系難以通過常規(guī)測井手段區(qū)分，氣頂能量和水體大小認識不清，影響開發(fā)方式選擇。

3 主要開發(fā)策略

作為渤海地區(qū)首個投入開發(fā)的中深層潛山油田，缺乏成功的開發(fā)實踐，BZ 油田借鑒其他油田開發(fā)經驗[6-15]，探索形成了高效開發(fā)的主要策略。

3.1 油氣同采，均衡開發(fā)，保持油氣界面穩(wěn)定，合理挖掘油田潛力

1989-1994 年為油田開發(fā)第一階段，這個階段以采油為主，利用氣頂和油藏的彈性能采油。油田儲層埋藏深，平均埋深3 200 m，單井鉆完井成本高，開發(fā)投資大。油田投產初期，貫徹少井高產的理念，充分利用裂縫性儲層連通性好、單井產能高的優(yōu)勢，選取儲層有利部位采用不規(guī)則井網布井，上油組北上塊、東南塊和下油組北下塊各部署2 口井，共部署6 口開發(fā)井，平均單井井控儲量235×104m3，射孔層位全部位于油層，射孔厚度12～20 m，避氣厚度20～92 m，避水厚度36～86 m，初期產能較高，單井初期產能在110～446 m3/d，平均產能297 m3/d（見圖1）。因對氣頂規(guī)模和水體能量認識不清，儲層裂縫發(fā)育程度高，初期生產壓差過大等原因，投產半年后，部分油井便發(fā)生了嚴重氣竄和水錐，油田產油量快速下降，部分開發(fā)井快速水淹，產氣量急劇上升，大量天然氣進火炬燃燒，既浪費天然氣資源，又影響浮式儲油裝置以及人身安全，1994 年10 月油田關停。

1994-2004 年，油田在關停期間進行了地震資料重采集重處理、流體相態(tài)分析、儲量復算、動態(tài)儲量計算、油藏數值模擬等研究工作，對油田的儲層展布范圍、優(yōu)勢儲層發(fā)育規(guī)律、裂縫發(fā)育情況及油氣水分布做了深入分析，于2003 年8 月完成重啟動方案，2004 年7 月油田重啟動投產。

根據油田的動靜態(tài)認識，重啟動后，油田改變開發(fā)思路，確立了以BZ28-1 油氣田為中心，對渤南油氣田群進行聯(lián)合開發(fā)的總體路線，具體的開發(fā)原則為：（1）以氣為主、氣油并舉；（2）在滿足供氣的前提下，采取最佳供氣策略，盡可能多采油，以提高綜合經濟效益；（3）合理調節(jié)供氣指標，盡可能使渤西南油氣田群保持較長的穩(wěn)定供氣時間。在這一原則的指導下，油田通過補打新井和老井上返補孔等方式，形成了6 口生產井采氣、6 口生產井采油的生產格局。自重啟動以來，保持了18 年的穩(wěn)產，年供氣量在2×108m3以上，充分發(fā)揮了油田潛力，圓滿實現了渤西南聯(lián)網長期平穩(wěn)供氣的目標。

3.2 少井穩(wěn)產、控制含水上升，不片面追求高采油速度，確保油田長期穩(wěn)定生產

BZ 油田屬于碳酸巖潛山，裂縫發(fā)育，特別是上油組，裂縫縱橫交錯，以高角度構造裂縫為主，裂縫開啟程度高，儲層中的滲流受裂縫影響大。相關研究表明：碳酸巖潛山儲層中的滲流分為三個階段：（1）裂縫滲流階段，這一階段的特征是產能高，但持續(xù)時間短、產量遞減快；（2）裂縫滲透轉為基質滲透的過渡階段，這一階段的特征是裂縫與基質同時供液，產能大小和持續(xù)時間長短與裂縫和基質的竄流系數與彈性儲能比相關；（3）基質滲流階段，這一階段的特征是產量低，但持續(xù)時間長，是主要生產階段。BZ 油田開發(fā)初期由于裂縫研究手段有限，對裂縫發(fā)育及展布情況認識并不清楚，油田初期采用大壓差生產，雖然初期產能高，但部分井投產后三個月即見水，儲層底部的水沿著裂縫竄入生產井，導致生產井含水快速上升，大量基質中的油被鎖在其中，形成剩余油，在這種情況下，井控儲量的平均采收率僅6.5%。

BZ 油田探索了兩項策略來控制含水上升：（1）控制生產壓差，在裂縫發(fā)育區(qū)域，油井的生產壓差控制在1 MPa 以內，保持油井緩慢穩(wěn)定生產，實現基質供液與裂縫供液平穩(wěn)轉換，防止邊底水過快推進?？刂粕a壓差后，平均單井產量控制在50 m3/d，為初期產能的1/8～1/3，無水采油期60 個月，平均單井累產油30×104m3。（2）采用水平井開發(fā)，利用水平井泄油面積大的優(yōu)勢，有效控制底水錐進，上油組北上塊的油井在開發(fā)初期由于未能控制生產壓差，導致含水上升過快，大量剩余油富集，在此區(qū)域，部署一口水平井，水平段長度260 m，采用小壓差生產，連續(xù)8 年低含水生產，直到第9 年底水才脊進突破，累產油40×104m3。

3.3 滾動開發(fā)調整，逐層上返開發(fā)，保證產量接替

BZ 油田經歷了兩次調整，第一次是2004 年重啟動時，油田實施了全面綜合調整，在西南塊和衛(wèi)星塊新鉆開發(fā)井3 口，第二次是在2019 年，油田實施了二次調整，部署了1 口開發(fā)評價井和5 口調整井。

通過滾動開發(fā)調整，油田保持了合理的開發(fā)制度，通過2004 年的綜合調整，油田改變了開發(fā)策略，由采油為主轉變?yōu)橛蜌獠⑴e，在油田氣頂指數不大的情況下，油氣同采是最有效的開發(fā)方式，通過油氣同采，控制合理的生產制度，維持氣油界面穩(wěn)定，有效避免了氣頂氣侵入油層，提高了油層的采收率，同時氣頂氣直接通過部署在氣頂的氣井開發(fā)，避免了氣油兩相的相互影響，流動效率更高。本次調整新增3 口開發(fā)井，增加天然氣動用儲量62×108m3。2019 年油田實施二次調整，是在對油田開發(fā)動態(tài)深入分析的基礎上開展的，本次調整部署6 口井，其中4 口井為擴邊區(qū)塊，2 口井為老井水淹后側鉆。根據動態(tài)儲量的計算結果，油田南部的動態(tài)儲量較大，剩余潛力較大，調整方案部署2 口井，首先在油田南部相鄰的未開發(fā)斷塊部署1 口開發(fā)評價井先行先試，作為后續(xù)調整井決策依據，通過開發(fā)評價，認為油田南部儲層發(fā)生變化，碳酸巖儲層被剝蝕，不具備開發(fā)潛力，及時進行方案調整，取消了后續(xù)的3 口調整井，有效降低了開發(fā)風險。2 口側鉆井鉆遇氣層20 m，增加天然氣儲量7.9×108m3，油田天然氣穩(wěn)產年限延長3 年。保證了油田更長階段穩(wěn)定供氣，實現油田合理高效開發(fā)。

受裂縫影響，油田的油井經過多年的開發(fā)，基本全部水淹。對于水淹井，油田探索了上返補孔的治理措施。對于上返的層位可以分為兩類：一類是上返上部油層，一類是上返氣頂采氣。兩種方式效果差異很大，上返油層后，油井只產水不產油，即使是水淹井關停幾年后再上返，情況也基本如此。對于上返氣頂氣的油井，上返后，氣水同采，由于裂縫發(fā)育，氣藏無阻流量大，攜液能力強，生產狀態(tài)較好。同時，水淹后的油井上返后，增加了產氣井點，增加了氣藏的動用程度，有效緩解了油田的供氣壓力，同時油田的調峰能力大大增強，有利于油田實現產氣平穩(wěn)供氣。

4 結論及認識

（1）合理確定開發(fā)原則是氣頂油藏合理開發(fā)的基礎，對于大氣頂油藏，可以利用氣頂彈性能量，先采油再采氣，對于氣頂規(guī)模不大的油藏，建議油氣同采，協(xié)調采油、采氣速度，保持油氣界面穩(wěn)定，防止氣竄、油侵。

（2）對于裂縫性油藏，不能一味追求初期高采油速度，控制生產壓差，保持穩(wěn)定生產可以獲得更高的采收率，對于厚儲層，可以采用定向井生產，對于薄儲層，建議采用水平井生產。

（3）中深層油氣藏地震分辨率低，儲層展布及內幕斷層難以認識清楚，充分利用動態(tài)資料，動靜態(tài)資料結合是研究的有效手段。