渤海油田調整井實施界限研究

岳寶林，石洪福，解 婷，劉 斌，張 偉

（中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300459）

海上油田開發由于受到平臺使用年限的限制，一般采用稀井網大井距、較高采油速度的開采方式，使得油藏開發過程中逐步暴露出平面和層間上儲量運用差異大、綜合含水上升快、單井控制儲量過高的問題[1-3]。因此，自“十一五”期間開發，渤海礦區各油田開始實施大規模的綜合調整。調整井一方面提高了薄差及表外儲層的水驅控制程度，改善了油層對井網的適應性，新井直接增加了可采儲量，另一方面完善了井網的注采系統，使老井可采儲量有所增加。近10 年渤海礦區實施調整井1 237 口，平均井控儲量由130 萬立方米/口降到79 萬立方米/口，實現平均年增油127×104m3，調整井已成為渤海油田增產挖潛最重要的手段。但是伴隨著油田含水的不斷上升、調整潛力的不斷深入，調整井的增油量逐年下降[4-6]，尤其在油價低迷時，許多調整井的增油量已經接近經濟界限。有必要對渤海礦區油田開展調整力增油幅度規律研究，以指導下步挖潛的方向并量化開發調整的潛力，為油田開發調整方案的制定提供依據。

1 調整井實施界限研究

調整井投產后一方面本身提高油田可采儲量，另一方面縮小開發井距、增加水驅控制程度及儲量有效動用程度，改善井網控制下的滲流場。反映到油田開發特征上，總體開發效果得到改善[7-9]。

以渤海某32-6 油田為例，2001－2002 年投產基礎井網井數156 口；2003－2011 年實施局部調整，共實施調整井52 口；2012－2019 年實施整體調整，共實施調整井169 口（見圖1）。以2003 年、2012 年為時間節點，油田開發分3 個階段：基礎井網、局部調整后井網、整體調整后井網。3 個階段分別完成動態數據丙型水驅曲線（累產液-液油比）統計（見圖2），根據丙型水驅曲線特征，斜率越小，可采儲量越大，開發效果越好，伴隨著調整井的實施，不同階段水驅曲線斜率逐漸變大，水驅效果得到改善。應用丙型水驅曲線完成各階段可采儲量的計算。基礎井網預測可采儲量為NR，實施完局部調整后（井數n1）油田可采儲量為NR1，實施完整體調整后（井數n2）油田可采儲量為NR2，那么，第一批調整井單井增油量，第二批調整井單井增油量。調整后，井控從125×104m3降到54×104m3，油田可采儲量從2 752×104m3增加至4 129×104m3，調整井單井增油量幅度從17×104m3降至5×104m3，調整井增油效果呈現不斷降低的趨勢（見表1）。

圖1 某32-6 油田調整井投產井數圖Fig.1 Number of adjustment wells in a 32-6 oilfield

圖2 某32-6 油田分階段丙氏曲線圖Fig.2 Bing curve diagram of a 32-6 oilfield by stages

表1 某32-6 油田分階段調整井增油量統計表Tab.1 Statistical table of oil increase of a 32-6 oilfield by stages

由調整井增油幅度計算實例中發現，調整井效果逐漸變差，變差的原因一是伴隨著油田開發的進行，含水上升、剩余油減少；二是伴隨著調整井的不斷實施，井網不斷加密，在井控儲量不斷降低的情況下，單井調整井可動用儲量下降。因此，影響油田的調整潛力因素主要有兩方面：油田的開發程度和油田的調整程度。為量化影響因素，油田的開發程度選擇油田含水表征，油田的調整程度選擇單井井控儲量表征[10-13]，在此基礎上進行調整井增油量研究。

為證明方法的適用性，選擇渤海3 個典型主力油田32-6 油田、36-1 油田、10-1 油田。3 個油田地層流體黏度分別為260 mPa·s、132 mPa·s、12 mPa·s，基本涵蓋了渤海水驅油藏流體范圍，便于方法的適用性分析；儲量規律大，目前投產油水井分別達到了377 口、488 口、80 口，調整井輪次多，井控儲量變化幅度大，便于井控儲量因素的研究；含水分別達到了94 %、85 %、93 %，均基本進入特高含水期，開發進程基本涵蓋了全開發階段，便于含水因素的分析。

由表1 可知，應用不同階段井網下的丙氏水驅曲線可以實現各油田含水、井控儲量與調整井單井增油量的數據計算[14，15]。海上油田一般經歷二階段調整：局部調整階段與整體調整階段，每個階段又進行多輪次的調整井實施，為研究調整井增油量規律，以3 年為一間隔，計算各時間節點下含水、井控儲量與調整井單井增油量。

1.1 油田含水程度表征

含水率<60 %，調整井增油量較高，伴隨著油田開發的進行，含水上升、剩余油減少，整體油田的可采儲量不斷降低的情況下，調整井的增油量必然也是下降的[16]。為實現整體階段規律的研究，除了統計數據外，引入邊界條件，含水100 %時，此時油田開發已到達理想狀態完全水淹，調整井增油量為0。最終實現調整井增油量與油田含水的關系曲線（見圖3）。

1.2 單井井控儲量表征

井控儲量>80×104m3，調整井增油量較高，伴隨著調整井的不斷實施，井網不斷加密，在井控儲量不斷降低的情況下，單井調整井可動用儲量、增油量下降[17，18]。為實現整體階段規律的研究，除了統計數據外，引入邊界條件，伴隨著無窮加密，至井控儲量無限接近0 時，調整井增油量無限接近0。最終實現調整井增油量井控儲量的關系曲線（見圖4）。

圖3 油田含水率與調整井單井增油量關系圖Fig.3 Relationship between oilfield water cut and single well recoverable reserves of adjustment wells

圖4 井控儲量與調整井單井增油量關系圖Fig.4 Relationship between well-controlled reserves and single-well recoverable reserves of adjustment wells

2 應用實例

海上油田開發成本高，開發難度大，加密調整要考慮調整井的經濟效益，對比開發投資，調整井收入估算是通過變賣該井所產原油為基礎進行計算，即調整井的單井增油量是決定是否實施的重要參照指標[19，20]。伴隨著油價變化和不同油田操作費用的差異，不同油田調整井實施增油量界限不同，基本分布于>3×104m3～6×104m3，表2 中的3 個典型油藏基本涵蓋了不同流體性質的渤海礦區水驅油藏，應用圖3、圖4 中調整井單井增油量與油田含水、井控儲量的關系，分別實現增油量為3×104m3、4×104m3、5×104m3、6×104m3下的油田含水、井控儲量要求。

3 結論

（1）伴隨著油田含水的上升、調整的不斷深入，調整井增油量逐漸減少，應用水驅曲線階段性評價油田水驅效果，可計算各階段下的調整井單井增油量。

（2）油田的開發程度選擇油田含水表征，油田的調整程度選擇井控儲量表征，在此基礎上選擇渤海3 個典型油田進行調整井增油量研究，完成了不同增油量需求下的油田含水、井控儲量要求。

表2 渤海典型油藏調整井實施界限Tab.2 Implementation limits of adjustment wells for typical oil reservoirs in Bohai Sea

（3）油價低迷時，調整井的增油量已經接近經濟界限，應用該研究成果可量化油田調整潛力以指導下步產量挖潛，為油田調整開發方案的制定提供依據。