海上某油田開發效果評價體系應用研究

馬 超，陳 凱，張海勇，張 強，馮高城

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

在油田整體開發過程中，開展油田開發效果評價主要是為了及時掌握油藏動態變化，并且系統的對油田開發政策進行綜合評價，從而總結經驗教訓，深化油藏開發規律認知，進而預測油藏開發指標變化趨勢，制定出符合油藏現狀的開發政策及調整措施，以指導油藏更加合理的開發[1]。目前隨著國內外注水開發油田的持續研究及認識，逐步形成了狀態對比法、系統分析法、灰色系統理論法、模糊綜合評判法等多種注水油田開發效果評價方法，并在油田開發效果評價中得到廣泛應用[2-10]。

海上油田注重高速高效開發，一般在探井和評價井較少的階段就確定開發規模和開發方案，導致油藏開發風險較高，如何在高速強采下保證較好的開發效果一直是海上油田開發重點關注的問題。本文中的海上某油田地質油藏基礎條件較好，已進入中高含水階段，產量遞減大，含水上升明顯，急需對其目前開發效果進行評價。本文結合油田實際需要，分別從注采對應率、水驅儲量控制程度、水驅儲量動用程度等九個因素對油田開發效果進行了綜合評價，從而為油田今后的規劃及調整挖潛提供科學依據。

1 油田地質油藏特征

目標區塊位于渤海南部海域，構造為一繼承性發育并被斷層復雜化的斷塊圈閉，主要含油層系發育于新近系明化鎮組下段，儲層巖性主要為細粒和中—細粒巖屑長石砂巖，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—構造油氣藏、構造油藏和巖性油氣藏，油藏埋深-930～-1719m，驅動類型以弱邊底水驅動為主。地層壓力系數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。油田地面原油密度中等、粘度中等、凝固點低、含蠟量高、膠質瀝青質中等、含硫量低，屬中質常規油。地層原油溶解氣油比中等、原油粘度中等。

2 油田開發現狀

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，以單砂體部署不規則井網開發，主力砂體井點多，非主力砂體主要利用定向井合采、過路井上返或調整井兼顧。小儲量砂體基本沒有動用。截至研究期限，油田累產油785.71×104m3，采出程度15.95%。油田日產油水平3555.9m3，日產氣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月為產能建設階段，2011年12月至2014年6月為局部調整階段，2014年7月至研究期限為綜合調整階段。

3 油田開發效果評價

參考行業標準、相關文獻及目標油田實際情況，優選了九項開發指標對目標油田的開發效果進行了綜合評價[11-16]。

3.1 注采對應率

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，油田注采對應率為91.56%，注采連通關系好，屬于一類開發水平。

表1 田生產井射開厚度統計表

3.2 水驅儲量控制程度

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

3.3 水驅儲量動用程度

首先根據行業標準，利用油田產吸剖面測試資料計算水驅儲量動用程度，如表3所示，計算水驅儲量動用程度為81.76%，屬于一類開發水平。

然后根據水驅曲線法計算水驅儲量動用程度。因為油田的含水上升規律符合甲型水驅曲線，因此根據甲型水驅曲線公式計算得油田水驅儲量動用程度為88.10%，如表4 所示，屬于一類開發水平，油田儲量水驅動用程度高。

表2 油田砂體有效厚度統計表

表3 油田水驅儲量動用程度計算表

3.4 含水上升率

以油田采出程度1%為間隔取點，計算實際含水上升率；根據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。實際含水上升率75%的數據點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，油田開發效果較好。

3.5 存水率

表4 油田水驅儲量動用程度計算表

圖1 油田含水上升率與含水率曲線

計算油田三個開發階段的實際注采比和存水率，并與理論曲線相比較，如圖2所示。產能建設階段存水率最高，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際值關系

3.6 水驅指數

計算油田三個開發階段的實際注采比和水驅指數，并與理論曲線相比較，如圖3所示。產能建設階段水驅指數處于中間值，但與理論值比值最大，水驅開發效果相對較差。綜合調整階段水驅指數最低，但與理論值比值最小，水驅開發效果相對較好。

3.7 地層壓力保持水平

油田原始地層壓力11.92MPa，開發過程中注采井數比較穩定，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，屬于一類開發水平。

圖3 油田水驅指數理論曲線與階段實際值關系

圖4 油田歷年地層壓力與注采比、注采井數比曲線

3.8 采收率預測

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

圖5 油田甲型水驅特征曲線

表5 油田預測采收率計算表

3.9 剩余可采儲量采油速度

根據目前油田動態數據，利用甲型水驅曲線標定采收率為33.72%，油田可采儲量為1661.2×104m3，目前油田累產油696.3×104m3，因此計算剩余可采儲量采油速度為13.9%，按照油田開發水平分級屬于一類。

4 結論

根據行業標準及相關文獻資料，結合油田開發階段及開發現狀，優選了九項評價指標對油田開發效果進行了綜合評價。整體來說，目標油田開發效果較好，基本處于一類開發水平，而且經過綜合調整階段之后，部分開發指標仍在進一步改善。