喇薩杏油田開發二類油層上（下）返層系方法的確定

楊桃

中國石油大慶油田公司勘探開發研究院

喇薩杏油田開發二類油層上（下）返層系方法的確定

楊桃

中國石油大慶油田公司勘探開發研究院

大慶油田二類油層一次上返開發將全面結束，二次上（下）返開發面臨著選擇新鉆井還是利用一套井網開發的問題。為確定二類油層不同區塊上（下）返開發模式，為區塊開發提供依據，以北一區斷東的東部區塊為例，建立系統經濟模型，將區塊首段層系與上返層系看作一個系統，建立了不同油價下兩種模式的首段層系累產油界限圖版，確定了鉆新井與利用一套井網開發的首段產量界限，通過建立區塊經濟極限含水模型、反正切含水與水驅規律曲線聯解預測模型，得到區塊規劃上返時至經濟極限含水時的階段累產油，依據建立的經濟界限圖版，確定了區塊上（下）返開發方式。研究結果表明，北一區斷東的東部區塊在油價40美元時，應采用一套井網利用上（下）返開發，油價70美元時，應采用新鉆井的開發模式。

二類油層；上下返開發；反正切含水曲線；后續水驅；系統經濟模型

大慶喇薩杏油田為典型陸相多層砂巖油藏［1］，20世紀60年代確定采取分層注采開發，將薩爾圖、葡萄花、高臺子3套油層組劃分為十幾個油層進行開發，明確針對一類（滲透率＞800 mD，有效厚度＞4

1　系統經濟評價模型

Systematic economic evaluation model

一套井網開發模式為利用首段開發井，封堵首段層系，補孔開發上返層系的方式。鉆新井開發模式為保留首段開發井繼續生產，新鉆一套井網開發上返層系的方式。將首段層系與上返層系看做一個系統，對比2種模式下的經濟效益。

一套井網模式經濟體系的效益為

式中，a1為首段封存產量帶來的經濟損失，萬元；a2為封堵投入，萬元；a3為補孔投入，萬元；a4為補孔后上返層系產量貢獻帶來的收益，萬元。

鉆新井模式經濟體系的效益為

式中，b1為上返層系鉆井建設費用，萬元；b2為鉆后上返層系產量貢獻收益，萬元；b3為首段保留產量貢獻收益，萬元。

由此確定區塊應采用的開發模式表達式為

1.1理想模型

Ⅰdeal model

假設打井在首段層系井眼處，即上返井與新鉆井井位和射孔等開發情況完全一致時有b2=a4、b3≡a1（≡為恒等于符號），則公式（1）簡化為

根據編制的油藏方案可知，不打井模式的封堵（a2）、補孔（a3）費用，以及上返層系鉆井建設費用（b1）在開發方案確定的情況下均為常數。公式（4）的不確定因素即為首段利用損失產量的效益損失a1（即首段保留貢獻產量的效益貢獻b3）。

1.2實際模型

Actual model

新鉆井模式中根據實際層系及井網關系，在最優井位鉆井情況下，考慮新鉆井模式較一套井網模式井網調整提高的采收率情況，對比兩種模式下的效益。即b2=a4+σ，而b3≡a1，則公式（3）可變形為式中，σ為井網調整提高采收率帶來的收益，萬元。

根據公式（5）可以確定不同區塊是否采用鉆新井構成井網，還是利用一次上返井網補堵開發二次上返層系。

2　系統模型應用

Application of the systematic economic evaluation model

2.1理論模型計算

Calculation of theoretical model

以北一區斷東東塊為例進行了模型應用計算。該區塊二類油層油藏工程開發方案確定分薩Ⅱ1—薩Ⅱ9、薩Ⅱ10—薩Ⅲ10、葡Ⅰ5—葡Ⅱ10三套層系進行開發，目前正開發套層系薩Ⅱ10—薩Ⅲ10，其基本概況見表1。

表1　北一區斷東東塊二類油層首段開發層系基本概況Table 1 Basic information of layers in initial interval of Class Ⅱoil reservoirs in eastern Duandong Block

由表2、3可知，不鉆井即封堵補孔利用原井網的補堵費用為a2+a3=9 550.2萬元，原井眼處打井的鉆建費用為b1=189 189.0 萬元。式（4）可變形為a1+9 550.2 ＜189 189.0-a1或a1+9 550.2 ＞189 189.0-a1，即通過不同的首段損失產量帶來的經濟損失的值來確定區塊所采取的開發模式。在噸桶換算率為7.425，匯率為6.19元/美元，原油商品率為98.37%的條件下，得到不同的首段后續產量在油價40美元、50美元、60美元、70美元、80美元、90美元條件下的評價圖版，如圖1所示。從圖中可以看出，在首段后續產量為0時，打井模式及不打井模式系統投入均趨向于表2、3中計算結果，說明理論模型是正確的。當油價40美元、首段產量貢獻小于50×104t時或者油價70美元、首段產量貢獻小于28.2×104t時，區塊應采用一套井網模式，反之采用新鉆井模式。

表2　北一區斷東東塊二類油層上返層系不鉆井費用（即利用原井網封堵補孔費用）Table 2 Cost for developing upward layers of Class Ⅱ oil reservoirs in eastern Duandong Block without drilling new wells （cost for blocking and reperforating in the original well pattern）

表3　北一區斷東東塊二類油層上返層系原井眼處打井模式下鉆井及基建費用Table 3 Drilling and capital costs for developing upward layers of Class II oil reservoirs in eastern Duandong block with drilling new wells in original wellbores

圖1　北一區斷東東塊打井與不打井模式理論圖版Fig. 1 Theoretical chart with and without drilling new wells in eastern Duandong block

圖2　北一區斷東東塊打井與不打井實際模型圖版Fig. 2 Actual model chart with and without drilling in eastern Duandong block

2.2考慮實際開發計算

Calculation with consideration to actual development

根據實際層系及井網關系考慮，最優井位情況下鉆井，考慮井網調整提高采收率的情況，則式（5）可變化為a1+9 550.2 ＜189 189.0-a1-σ或a1+9 550.2 ＞189 189.0-a1-σ。根據不同的首段后續產量及提高采收率在不同油價下帶來的收益情況得到不同油價下的理論圖版，如圖2所示。以斷東東為例，上返層系地質儲量1 759.2×104t，假設打井模式下較理論模型提高采收率2%，即產量提高35×104t。由式（5）可得實際開發計算圖版，當油價40美元、首段產量貢獻小于32×104t時，當油價70美元、首段產量貢獻小于10.8×104t時，應采用不打井模式。

2.3相同油價下不同提高采收率的原層產量界限Original layer output limits under different EOR modes at the same oil price

同時進行了模型的影響因素分析，油價60美元/桶，新鉆井模式的上返目的層系井網調整較一套井網模式提高的采收率分別為0.5%、1.0%、1.5%、2.0%、2.5%，如圖3所示。

圖3　不同提高采收率下打井與不打井實際模型圖版Fig. 3 Actual model chart with and without drilling new wells at different enhanced oil recovery factors

隨著采收率的提高，打井模式對應的原層產量界限標準下降，提高采收率0.5%、原層產量高于28.4×104t時，原層采收率提高2.0%、原層產量高于12.2×104t時，采取新鉆井模式。

3　具體區塊應用

Field application

以北一區斷東東塊二類油層一次上返區塊為例，應用系統模型進行計算。模型中的關鍵指標是需要確定首段后續產量，即需要確定區塊首段層系從上返日起，到區塊經濟極限含水或廢棄時的累產油，然后通過與圖版累產油界限對比，確定其開發模式。因此首先計算了區塊的經濟極限含水，再確定至經濟極限含水時的累產油。

3.1利用盈虧平衡原理確定區塊極限含水率

Using the break even principle to ascertain the limit water cut of the block

3.1.1極限含水率模型 為了計算具體區塊是否具備鉆新井或一套井網上下返的潛力，需要計算該區塊的經濟極限含水或產油量。區塊的經濟界限可以利用目前的生產數據直接計算當前投入、產出即可。當銷售收入等于總成本費用時，此時對應的區塊含水率值就是區塊的經濟極限含水率［2］。盈虧平衡分析基本公式為

其中

建立區塊投入產出盈虧分析模型為

整理得到區塊經濟極限含水率界限模型為（9）

式中，Bv為變動成本，由產液、產油、注水費用構成，元；Td為區塊單井平均年生產時間，d；Qo為日產油量，t；a為原油商品率，%； Ql為日產液量，t；Tr為噸油稅金，由增值稅、城建、資源和教育附加費構成，元/t；C為噸油材料費、燃料費、動力費三項之和，元；Cs噸液處理費，元；P為原油價格，元/t；Ciw為注水費用，元/m3；fw為含水率，%；Bf為區塊單井平均固定總額成本，由工資、井下作業費、油田維護費、礦場經費、企業管理費、大修基金、科研經費及折舊費構成，元。

3.1.2后續水驅區塊經濟含水界限圖版 根據北一區斷東東塊2014年經濟參數計算得到經濟極限含水（圖4）、產油量（圖5）圖版。隨著油價增加，區塊在高液量情況下經濟極限含水趨于接近，極限日產油量呈與產液量近似直線關系，極限產油量隨著油價的增加而減小。北一區斷東東塊一次上返區塊，在液量140 t/d，油價40美元/桶時，經濟極限含水率為97.55%，日產油為3.43 t；70美元/桶時，區塊極限含水為98.93%，日產油為1.50 t。

圖4　北一區斷東東塊經濟極限含水圖版Fig. 4 Economic limit water cut chart of eastern Duandong block

圖5　北一區斷東東塊經濟極限產油量圖版Fig. 5 Economic limit oil flow rate chart of eastern Duandong block

3.2后續水驅階段至經濟極限含水的采出程度預測

Prediction on recovery percent of reserves while attaining to economic limit water cut at subsequent waterflooding stage

后續水驅開發特征嚴格符合水驅規律曲線［3-9］，但由于特高含水期水驅規律曲線波及體積與含水上升的影響，其采出程度預測數值偏高［10-11］，所以采用反正切曲線法預測含水，聯合水驅規律曲線，預測其采出程度。

3.2.1含水上升變化特征 從聚合物驅后續水驅區塊含水規律曲線可以看出，無論一類油層典型區塊還是二類油層區塊，在注聚階段結束后2～3年為含水快速上升階段，之后進入緩慢上升階段，呈現起前快后慢趨勢（如圖6、7所示）。

3.2.2含水率預測模型 后續水驅后含水率上升呈前快后慢的趨勢變化，可近似用反正切含水擬合為［3］

圖7　二類油層后續水驅區塊含水規律曲線Fig. 7 Water cut variation curve of Class Ⅱ oil reservoirs in subsequent waterflooding blocks

式中，fw為區塊綜合含水率；t為時間，月；a，b為待定擬合參數。

式（10）兩端取正切后發現，在以fw為縱坐標、t為橫坐標作圖時為一直線，a為該直線斜率，b為截距，得到a，b后就可以預測后續水驅后的含水變化。3.2.3 采出程度預測模型 根據對比分析，選用了丁型水驅規律曲線法做為采出程度預測的主要方法

其中

式中，LP為區塊累產液，104t；NP為區塊累產油，104t；WP為區塊累產水，104t；A，B為待定擬合參數（以Lp/Np為縱坐標、Wp為橫坐標作圖，A為斜率，B為截距）。

通過對北一區斷東東塊實際生產數據進行預測，得到的含水、累產油相對誤差分別在0.2%、0.5%以內（見表4），可以進行區塊開發模式優選計算。

表4　北一區斷東東塊后續水驅含水、累產油預測數據Table 4 Predicted water cut and cumulative oil production of subsequent waterflooding in eastern Duandong block

3.3區塊開發模式確定

Determination of development mode

通過計算，北一區斷東東塊預計二次上返時間為2018年1月，預測含水率為98.34%；油價40美元時，該區塊經濟極限含水為97.55%，時間為2016 年1月，此時該區塊經濟極限時間在規劃上返時間之前，區塊已達到廢棄水平，所以其累產油為0，小于32×104t的累產油界限，所以應選擇一套井網模式；當油價70美元時，經濟極限含水為98.93%，時間為2022年8月，從規劃上返時間至經濟極限含水時，該區塊具備累產油24.3×104t，大于10.8×104t的累產油界限，所以該區塊應選擇新鉆井模式。

4　結論

Conclusions

（1）建立了系統經濟模型，在建立區塊經濟極限含水模型、反正切含水與水驅規律曲線聯解預測模型基礎上，確定了北一區斷東東塊二類二次上返開發模式。北一區斷東東塊規劃上返時間為2018年1月，油價40美元時應選擇不打井模式，油價70美元時從規劃上返時間至經濟極限含水時，該區塊具備累產油24.3×104t，大于10.8×104t的累產油界限，所以該區塊應選擇打井模式。

（2）模型在具體區塊的開發中可以給出明確的打或不打井的建議，能夠為區塊的長遠開發和規劃編制提供依據。然而模型仍具有一定的局限性，計算時只能具體區塊具體計算，需要給出具體區塊的封堵、補孔等經濟指標。

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（修改稿收到日期 2016-04-01）

〔編輯 李春燕〕

Determination of method for developing upward （downward） layers of ClassⅡoil reservoirs in Lasaxing Oilfield

YANG Tao
Exploration and Deνelopment Research Institute of PetroChina Daqing Oilfield Company， Daqing， Heilongjiang 163712， China

The primary upward development of Class Ⅱ oil reservoirs in the Daqing Oilfield will terminate completely， and the secondary upward （downward） development is challenged by the choice of drilling new wells or using the existing well pattern. In order to determine the upward （downward） development mode of ClassⅡoil reservoirs in different blocks， this paper presented a systematic economic evaluation model with the eastern Duandong Block in North 1 Area as an example. This model regards the layers in initial interval and the upward layers as one development system. A cumulative oil production limit chart of the layers in initial interval in two modes was established at different oil prices， and the production limit of the layers in initial interval was determined respectively for drilling new wells or using the existing well pattern. With the economic limit water cut model and the prediction model combining arc tangent water cut and waterflooding rules， the interim cumulative oil production of the block from the time of designed upward development to the time of economic limit water cut was obtained. Based on the economic limit chart， the upward （downward） development mode for the block was defined. The study results suggest that the existing well pattern should be used for upward （downward） development in eastern Duandong block when the oil price is $40/bbl， whereas new wells should be drilled when the oil price is $70/bbl.

ClassⅡoil reservoirs； upward and downward development； arc tangent water cut curve； subsequent waterflooding；systematic economic evaluation model

楊桃（1982-），畢業于東北石油大學油氣田開發工程專業，碩士，主要從事油藏工程和海塔開發方面的研究，工程師。通訊地址：（163712）大慶油田有限責任公司勘探開發研究院海塔開發研究室。E-mail：taotao19820407@163.comm的河道砂）油層、二類（滲透率＞100 mD，有效厚度＞1 m的河道砂）油層進行三次采油開發，目前一類油層已全部投入三次采油開發，二類油層自2002年陸續投入聚驅開發，截至2014年油層剩余地質儲量11.6億噸，剩余可開發層系1～5套不等。“十三五”期間，二類油層一次上返開發將全面結束，二類油層二次上下返面臨著新井模式和一套井網上下返模式的選擇問題。以北一區斷東的東部區塊（以下簡稱北一區斷東東塊）為例，通過建立區塊經濟極限含水計算模型，得出該區塊油價分別為40、70美元時，經濟極限含水率分別為97.55%和98.93%，利用反正切含水與水驅規律曲線聯解預測方法，預測區塊規劃上返時至經濟極限含水時的階段累產油。根據系統經濟模型圖版，確定該區塊在油價40美元時采用一套井網上下返，70美元時應采用新鉆井的開發模式，為大慶油田三次采油后續水驅區塊開發及規劃編制提供技術支持。

TE32

A

1000 - 7393（ 2016 ） 03 - 0335- 06

10.13639/j.odpt.2016.03.012

YANG Tao. Determination of method for developing upward （downward） layers of ClassⅡoil reservoirs in Lasaxing Oilfield ［J］. Oil Drilling & Production Technology， 2016， 38（3）: 335-340.

國家自然科學基金“聚合物驅后熱化學復合驅提高原油采收率理論研究”（編號：51074035）。

引用格式：楊桃. 喇薩杏油田開發二類油層上（下）返層系方法的確定［J］.石油鉆采工藝，2016，38（3）：335-340.