渤海邊際油田勘探開發一體化探索與實踐

李金蔓 霍宏博 林海 謝濤 林家昱

1.中海石油(中國)有限公司天津分公司；2.海洋石油高效開發國家重點實驗室

目前，渤海油田為中國海洋油氣開發的主力油田，邊際油田儲量約13×108t［1］。但海上邊際油田油藏潛力和風險并存，抵抗經濟風險能力差［2］，工程投資增加或儲量減少都將直接否定油田開發的可能［3］。

海上邊際油田開發的核心是經濟評價［4］，工程建設和鉆完井投資對油田開發效益影響極大。減少工程建設期投資，才能使邊際油田得到經濟有效開發［5-6］，因此，提出了邊際油田勘探開發一體化的理念，該理念需要地質、油藏、鉆井、海工、經濟等專業深度融合［7-8］。

海上油氣勘探開發需要借助海洋工程設施，但工程設施建造規模又需預知勘探前景［9-11］。尤其對于邊際油田來說，先上工程設施，如果儲量落空，則工程投資無法收回；若先以探井測試，即使儲量風險可控，探井也無法轉化為生產井，高昂的勘探鉆完井費用無法轉化為開發投資，影響油田收益率。總之，海上邊際油田開發在風險性和經濟性上存在矛盾。

渤海D油田開發設計初期確定了先鉆評價井再根據評價結果決定是否安裝海洋工程設施的方案，技術的創新保證了方案的可行性，這是對邊際油田勘探開發一體化的探索和實踐，對今后海上邊際油田開發提供了借鑒。

1 地質風險評價和油藏開發方案

1.1 地質風險評價

渤海D油田為局部斷塊構造，為受巖性和構造雙重因素控制的巖性-構造油藏。該油田兩套儲層分別為下新生界古近系沙河街組生屑云巖和古生界奧陶系碳酸鹽巖潛山，生屑云巖儲層呈層狀披覆在奧陶系碳酸鹽巖之上。

沙河街組儲層為濱、淺湖相生物灘，粒屑灘環境下的沉積物。井區高部位兩口已鉆探井揭示儲層厚度分別為31 m、20 m，而另一口探井未鉆遇儲層，儲層平面分布有較大不確定性。奧陶系碳酸鹽巖儲層巖性為泥～粉晶白云巖，主要發育在潛山頂部的溶蝕、破碎帶，潛山面下20～100 m的范圍內。

D油田存在以下開發風險：首先，沙河街組生屑云巖儲層橫向分布不穩定，油層可能減薄，儲量規模存在風險；其次，據相似油田經驗，存在生屑云巖儲層不連通的風險；最后，潛山儲層存在頂部低滲透層不穩定分布無法有效阻隔水體的風險。據此制訂了6套開發方案，根據油藏數值模擬，對開發風險進行量化，見表1。

表1 D油田開發風險量化Table 1 Quantification of the development risks of Oilfield D

據經濟測算，表1中除方案1、方案2外，其他開發方案均無經濟效益，即只有儲層厚度不小于20 m，且儲層聯通、潛山低滲層穩定分布的情況下，油藏開發才有效益。

1.2 油田開發方案編制

根據油田地質特征，制定油藏開發方案為：

(1)通過開發評價井A1井確定沙河街組高部位油層厚度，若厚度達標，再實施開發評價井A2井；若厚度不達標，不實施A2井。

(2)A1井先測試潛山，確定潛山水體不影響沙河街組開發后，上返測試沙河街組，共同測試A1井、A2井約3個月，明確儲層連通性。

(3)若沙河街組儲層連通性好，A1井和A2井兩口評價井轉為生產井，再新鉆5口生產井，通過7口開發井整體開發D油田。

(4)若測試過程中連通性、潛山水體等任何儲量風險將導致整體開發無效益，衰竭開采A1、A2兩口評價井回收成本后棄井。

2 邊際油田勘探開發一體化技術實踐

傳統的海上油田只有油藏儲量落實，經濟效益達標后才可進行整體開發，首先安裝導管架、建設生產平臺，再進行鉆井、完井作業及之后的采油作業。而對于經濟效益存在極大不確定性的邊際油田，安裝導管架的投資占海洋工程、鉆完井投資的30%以上，若儲量落空，導管架的投資將無法收回。油田整體經濟效益受導管架投資的拖累，將造成極大虧損。因此A1井、A2井兩口評價井既要達到評價油藏的目的，且需兼顧儲量落空風險，使投資最小化。一方面要盡量減少初期隔水導管的數量，并保證試采作業安全；另一方面A1井、A2井隔水導管需要能夠拆除，不妨礙導管架安裝，并能夠回接轉為生產井生產。

通過優化隔水管下入數量、簡化井口保護架和應用泥線懸掛器回接等多種新技術，使前期投資最小化，實現了評價井轉化為開發井，油田評價方案兼顧整體開發方案。

2.1 隔水導管下入數量優化

2.1.1 水下基盤下入方式改進

水下基盤可實現先鉆井再安裝導管架［12］，能保證導管架等結構物就位時井口與導管架位置居中［13］。D油田采用的直角三孔水下基盤見圖1。

圖1 直角三孔水下基盤Fig.1 Right-angle three-hole subsea template

直角三孔水下基盤可以保證開發評價階段A1井、A2井兩口井隔水導管在x、y兩個方向上的相對位置可控，簡單的結構也能最大程度地節省投資。水下基盤常規下入方法是通過兩根隔水導管定位，避免由于海流使水下基盤錯位影響導管架安裝和井口回接［14］。通常需要下入兩根隔水導管確保水下基盤不發生旋轉。

但A1井未測試前，A2井鉆探的必要性不確定。若A1井評價儲量落空，下入兩根隔水導管會浪費A2井隔水管投資并增加后期棄置A2井隔水管、棄置水下基盤的投資。

因此對水下基盤下入方法進行了優化，使下入的隔水管數量與A1井、A2井的鉆探需求相匹配：將水下基盤套在A1井隔水導管上，通過鋼絲繩固定在鉆井平臺底部，不隨隔水導管下入水中。若A2井可實施，再將水下基盤下入，并下入A2井隔水導管定位水下基盤。若A1井儲層厚度不理想，則通過快速開采回收成本后只對A1井一口隔水導管進行棄置，使工程投資做到有的放矢。前期只需下入一根隔水導管，同時最大限度避免了復雜的水下基盤回收作業［15］。

2.1.2 生產設備改造

無導管架情況下，為保證井口試采作業人員操作安全，隔水導管頂端在風浪流條件下的位移不能過大。按照10年重現期環境荷載模擬，在少于3根隔水導管情況下安裝測試操作平臺都不夠穩定。但若下入3根隔水導管，也將面臨隔水管無鉆井需求及增加棄置費用的問題。

D油田試采作業采用“采油平臺+試采井口+外輸油輪”方案。采用具備海上試油、延長測試能力的海洋采油平臺［16］，對采油平臺進行改造，在船艉部增加可收放的井口操作平臺(圖2)，可滿足試采人員操作也能對隔水導管施加井口約束保證隔水導管穩定性。井口操作臺就位時回收，不影響就位；作業時簡單安裝就可滿足測試人員日常操作。

圖2 井口操作臺改造Fig.2 Upgrading of wellhead operation board

使用ANSYS進行有限元建模，進行隔水導管穩定性分析，隔水管在井口操作臺約束下的應變如圖3所示，按照10年一遇的風浪流載荷，井口最大位移為0.16 m，滿足人員操作安全需求。

圖3 井口操作臺約束下隔水套管的應變Fig.3 Strain of water string under the constraint of wellhead operation board

2.2 簡化井口保護架降低投資

簡化導管架結構，可進一步降低工程造價［17］，輕型平臺在淺海邊際油田開發中，對有效提高經濟效益意義重大［18］。

D油田海洋工程結構采用最簡單的井口保護架形式，樁腿可作為井槽鉆井，見圖4。

圖4 井口保護架結構Fig.4 Structure of wellhead protection frame

井口保護架共有4個槽口，樁腿亦可作為井槽鉆井，除滿足7口井整體開發的要求外，還預留1個井槽，作為風險方案的備用井槽。

2.3 泥線懸掛器保證順利回接和降低棄置費用

A1井、A2井兩口評價井試采作業結束后，若D油田具備整體開發條件，對兩口井進行臨時棄置，兩口井井身結構中設計有泥線懸掛器，隔水導管拆除后，控制井口出露海底泥面高度，方便井口保護架安裝。待井口保護架安裝到位后，通過泥線懸掛器與遙控接頭實現各層套管的回接，見圖5，回接后的A1井、A2井可作為開發井納入到油田整體開發方案中。

圖5 泥線附近井身結構Fig.5 Casing program near the mud line

將隔水導管的遙控接頭設計在海底泥面以上，方便井口保護架對中；將各層套管的遙控接頭設計在泥面以下4 m。若開發無效益，永久棄井時按照標準［19］要求各層套管只需從遙控接頭拔出，只需對隔水導管在泥面以下4 m進行切割，節省棄置工期和費用。

3 實施效果

A1井鉆后分析，沙河街組生屑云巖發育受古地貌影響，儲層厚度只有2 m，D油田不具備整體開發的經濟條件，A1井通過側鉆至低部位快速開采，回收成本。

雖然該油田未能整體開發，但通過一系列創新，可回收大部分投資，未使投資嚴重受損。

通過合理選擇開發方案，簡化井口保護架、優化隔水導管下入數量等技術共節省工程投資8 200萬元。

4 結論與認識

(1)通過D油田開發實踐，積累了淺海邊際油田勘探開發一體化的經驗，通過工程技術、海洋工程、地質油藏等多專業有效溝通，開發方案編制初期合理規劃，制定靈活的工程技術方案，最大限度地降低了工程技術和海洋工程投資。

(2)邊際油田開發需要拓展思路，不能循規蹈矩，探井或評價井轉化為開發井是勘探開發一體化的重要部分；存在儲量風險的邊際油田，應使工程設施建設做到有針對性投資，有的放矢，前期設計需要兼顧儲量落空的備用方案。