渤海BZ河流相油田水平井開發模式總結與水驅效果評價

孫廣義，常會江，翟上奇，張言輝，雷 源

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渤海BZ河流相油田水平井開發模式總結與水驅效果評價

孫廣義，常會江，翟上奇，張言輝，雷 源

（中海石油（中國）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300459）

BZ油田是渤海中型常規油河流相油田，具有單砂體形態不規則、儲量規模差異較大、儲層橫向變化快、縱向上多期河道砂體相互交錯疊置的特征，針對此特點，探索出一種適合該油田的高效開發模式和策略：即早期單砂體水平井分層系布井，開發中期通過水平井對未動用儲量進行挖潛，高含水期基于儲層構型認識對井網內部剩余油進行挖潛。BZ油田水平井開發模式實現了多年穩產，水驅開發指標整體保持較好。根據渤海油田水驅指標評價標準，對含水上升率和遞減率兩類關鍵水驅指標評價過程進行了優化，并將得到的結果應用于BZ油田，其評價標準均為一類水平。

渤海BZ油田；河流相油田；水平井；開發模式；水驅效果評價

BZ油田是渤海首個利用水平井分層系開發的河流相油田，生產層位為明化鎮組，儲層類型以特高孔、特高滲為主，平均孔隙度32.1%，平均滲透率2 366.7×10-3μm2，地層原油黏度17.1 mPa·s，為常規原油。BZ油田砂體形狀不規則、疊合面積小，儲量規模差異較大，開發早期在渤海并沒有成熟經驗可以借鑒，針對此特點，通過早期單砂體水平井分層系布井，開發中期綜合調整提高儲量動用程度以及高含水期對井間剩余油挖潛，探索出適合該油田的高效開發模式。本文對BZ油田水平井開發模式進行了評價，總結優勢與不足，可為后續相似油田開發提供借鑒。

為合理評價BZ油田水平井開發效果，基于渤海油田最新水驅效果評價標準，本文對BZ油田水驅效果進行評價，并對含水上升率和遞減率兩類關鍵水驅指標評價過程進行了優化，提高了評價精度。

1 油田開發模式

1.1 開發早期單砂體水平井布井

BZ油田單砂體疊合面積小且形態不規則，儲量規模差異較大，因此，開發早期在渤海河流相油田中首次采用水平井單砂體分層系布井模式。井網類型主要為水平井平行井網和水平井交錯井網，水平井應用比例達70%以上；對于砂體疊置較好區域采用定向井開發，形成定向井與水平井聯合井網。水平井布井技術界限如下：布井區砂體厚平均7.8 m，井控儲量60×104m3左右，注采比1：2，注采井距300~500 m，水平段長300~450 m；注采對應率大于80%，水驅儲量控制程度大于80%；過渡帶附近部署水平生產井油柱高度下限為5.0 m。井網優化過程中，充分考慮河道展布特征[1–3]，依據“垂向驅油”理論布井技術[4–6]，即垂直河道方向或逆河道方向形成注采井網。實踐證明，該布井方式能減緩采油井的見水時間，其中，A16H井無水采油期最長達到558 d。

1.2 實施精細注水

由于水源井出砂及鉆井作業造成注水時率較低問題，開發早期BZ油田整體欠注，截至2012年底，油田累計注采比為0.87，地層壓力較原始地層壓力下降1.67 MPa。2013年后，BZ油田通過多手段逐步恢復地層壓力：通過開展多段注水井分層調配，保證分層注水需求；增打注水井6口以及油井轉注5口，提高注采比。加強注水后，BZ油田地層能量虧空問題得到根本解決，地層壓力年恢復速度為0.1~0.3 MPa。

在加強注水基礎上，不斷進行水驅調整，實施精細注水?；趦訕嬓驼J識，結合流場理論，開展精細流線模擬，通過流場調控[7–11]手段指導注水井分配系數優化新思路，即基于流場分布認識，計算得到井組內注水井注水貢獻比例（注水分配系數），對注水井分配系數進行優化。相對于常規方法，該方法考慮了儲層非均值性，結果更加準確。通過優化注水的實施，BZ油田自然遞減率逐年減緩，水驅效果持續改善，油田連續8年實現穩產油在100×104m3以上。

1.3 提高油田儲量動用程度

BZ油田自2009年投產以來，水平井單砂體井網一次成型布井開發模式取得了成效，但也存在一些問題，主要表現為主力砂體局部注采不完善，還存在非主力砂體在總體開發階段（ODP）階段未動用。為進一步提高儲量動用程度，完善注采井網，2014年提出綜合調整方案，調整方案基于單砂體開展，井型仍采用水平井，新增1座平臺，共實施調整井20口。調整后油田井網控制剩余油動用程度提高到88%，調整井產能全部達到ODP設計，采收率提高2.6%（圖1）。

圖1 BZ油田綜合調整前后采出程度與含水率關系曲線

1.4 高含水期剩余油挖潛與高含水井治理

目前，BZ油田進入高含水開發階段，平面水驅不均，剩余油分布規律復雜，精細認識難度大。通過利用地震屬性融合和沉積過程約束對單砂體進行刻畫，并從成因上對隔夾層空間展布規律和范圍進行識別，有效提高了儲層研究精度，并在此基礎上提出3種剩余油控制模式，即井網控制、構型控制和隔夾層控制模式。2017年開展了井間剩余油挖潛試驗，共實施8口調整井，鉆后儲層及水淹認識與鉆前預測基本一致，預計采收率提高1.1%。以B26井為例，構型前認為B26井區受A9井注水影響，水淹較嚴重，剩余油不富集；構型研究后認為A9井與B26井區間注采存在構型單元邊界遮擋，B26井區剩余油較富集?；趦有抡J識，2017年新增B26井挖潛井間剩余油，該井水淹符合程度達到85%。

海上油田水平井找水、堵水實施難度大，費用高昂，對高含水井治理手段有限。2016年在BZ油田首次開展了海上中輕質油水平井納米微球調驅試驗，典型砂體調驅后含水率下降4%，日增油40 m3，砂體自然遞減率下降8.6%，達到預期效果。調驅試驗成功，為海上高含水水平井綜合治理提供了依據。

2 水驅效果評價

水驅效果評價貫穿于注水油田開發的全過程，正確、客觀、科學地綜合評價油田注水開發效果是油田進行開發調整以及高效挖潛的基礎[12–13]。含水上升率和遞減率是評價水驅效果的兩個關鍵指標，根據蘇彥春等[14]海上油田水驅效果評價標準，本文對上述兩個指標評價過程進行了優化，使其評價結果更加合理。

2.1 含水上升率評價

2.1.1 理論含水率、理論含水上升率的確定

根據分流量方程計算理論含水率：

基于相對滲透率曲線，利用下式計算地質儲量采出程度：

根據下式計算校正理論含水上升率：

由于分流量方程法存在出口端與平均含水飽和度相等的假設，因此需進行相應的校正，而該校正系數又基于冪函數形式的相對滲透率曲線，故此時應先將相對滲透率曲線處理成冪函數形式，計算出相應校正系數，進而實現對含水上升率的校正：

其中

2.1.2 實際含水率、實際含水上升率的確定

實際含水率數據有一定的波動性，為此需要篩選典型數據點進行含水上升率的計算。參考含水率與采出程度理論關系曲線的走勢，篩選實際含水率數據點，并且選取的數據點具有一定的代表性，能夠反映該微小階段內含水率的平均水平，要具有一定的連續性，能夠反映該階段的含水上升趨勢和上升速度，然后根據式（3）計算含水上升率.

BZ油田在產能建設階段，由于注水井投注較晚、采油速度較高，投產初期實際含水上升率遠大于理論含水上升率；全部批次井投產后，實際含水上升率稍大于理論含水上升率；在綜合調整階段，井網基本完善，并且開展優化注水工作有效控制油田含水上升率及遞減率，實際含水上升率接近理論含水上升率，目前基本與理論值保持一致（圖2）。

圖2 BZ油田含水上升率隨含水率變化曲線

根據含水上升率評價系數：

計算得到BZ油田目前含水上升率評價系數約為0.96，根據表1評價標準，該含水上升率指標為一類水平。

表1 含水上升率評價標準

2.2 遞減率評價

2.2.1 理論遞減率的確定

目前對遞減率的研究都是在Arps遞減規律研究基礎上進行的，研究成果都與時間關聯，不能體現老井產量遞減的產液量和含水上升率這兩個因素對遞減的影響，無法表征渤海油田不同開發階段的理論遞減規律，也不能滿足油田不同開發階段開發效果評價的需要。基于相滲曲線及分流量方程，結合油田實際生產條件，采用定液量條件下的理論遞減率公式：

當目前含水階段產液量較穩定時，該階段就為定液量生產，根據式（7）可計算求取理論產量遞減率，求取方法見理論含水上升率確定部分。

2.2.2 階段實際遞減率的確定

階段實際遞減率采取指數方法求?。?/p>

選取BZ油田2017年生產數據，進行遞減率分析，計算結果如表2所示。

表2 BZ油田遞減率分析數據

根據遞減率評價系數：

計算得到BZ油田目前遞減率評價系數約為0.81，根據表3評價標準，該自然遞減率指標為一類水平。

表3 遞減率評價標準

3 結論與認識

（1）系統總結了渤海首個河流相水平井開發的BZ油田不同開發階段的開發模式與策略：即早期單砂體水平井分層系布井、開發中期綜合調整提高儲量動用程度以及高含水期井網內部剩余油挖潛。

（2）根據渤海油田水驅指標評價標準，對含水上升率和遞減率這兩類關鍵水驅指標評價過程進行優化，提高了選值的合理性，并將得到的結果應用于BZ油田，其評價標準均為一類水平。

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Horizontal well development modes and water flooding effect evaluation of BZ fluvial facies oilfield in Bohai sea

SUN Guangyi, CHANG Huijiang, ZHAI Shangqi, ZHANG Yanhui, LEI Yuan

(Bohai Oilfield Research Institute, Tianjin Company of CNOOC (China) Co., Ltd., Tianjin 300459, China)

BZ oilfield in the Bohai sea is a medium-sized conventional fluvial facies oilfield, which characterized by irregular shape of single sand body, big differences on reserves scale, rapid lateral change of reservoirs, and multiphase mutual superimposed characteristics of channel sand bodies in vertical direction. In view of the characteristics mentioned above,an efficient development mode and strategy suitable for the oilfield are explored. In the early stage, layered well spacing of single sand body with horizontal wells was adopted. In the middle development stage, potential tapping of untapped reserves with horizontal wells was adopted. In high water cut stage, potential tapping of residual oil inside well pattern based on reservoir configuration was adopted. The horizontal well development mode of BZ oilfield has realized stable production for many years, and the water flooding development index has kept good. According to the evaluation criteria of water flooding indexes in Bohai oilfield, the evaluation process of two key water flooding indexes, namely the rise rate and decline rate of water cut, was optimized. The obtained results were applied to BZ oilfield and the evaluation criteria are all of the same standard.

Bohai BZ oilfield; fluvial facies oilfield; horizontal well; development mode; water flooding effect evaluation

1673–8217（2019）02–0068–05

TE341

A

2018–06–28

孫廣義，工程師，1985年生，2011年畢業于東北石油大學油氣田開發專業，現主要從事油氣田開發工程工作。

“十三五”國家科技重大專項“渤海油田加密整及提高采收率油藏工程技術示范”（2016ZX05058001）。

編輯：黃生娣