油藏開發水平分級標準在海上油田的建立與應用

鄧琪 李超 張宏友 付蓉 劉杰

摘 要：針對行業標準《油田開發水平分級》不能滿足海上油田開發水平分級要求的問題，從海上油田地質油藏特點出發，依據沉積相、邊底水類型與流體性質，將中高滲透率水驅砂巖油藏分為了6大類；利用邏輯分析法，對37項開發技術類指標進行逐個篩選，得到水驅油藏具有獨立性與代表性的6項技術指標；基于渤海油田34個水驅油藏典型開發單元實際生產數據，通過規律分析，確定了不同類型油藏分級標準與界限值。最終形成了《海上中高滲透率水驅砂巖油藏開發水平分級》標準。該標準的頒布，為渤海油田持續穩產3千萬噸奠定了關鍵基礎，有效助力了國內第一大原油生產基地的建設，對海上油田開發具有重要的指導意義。

關鍵詞：海上油田，開發水平，效果評價，標準，水驅油藏

目前隨著海上油田開發的不斷深入，海上油田已逐步轉入精細開發階段。為了實現油田的精細化管理，必須建立一套科學合理的開發效果評價標準。行業標準主要以陸上油田為主，海上油田在應用過程中，表現出適用性差的問題。因此需要建立一套海上油田自己的開發水平分級標準。對于分類標準研究，張金慶[1]等人，在分析低滲油田國家分類標準的基礎上，基于低滲油田啟動壓力梯度和巖心應力敏感性實驗，形成了我國海上低滲油田分類標準。馮明剛[2]等人，通過測試法、實驗分析法、經驗統計法等多種方法研究了元壩氣田長興組氣藏有效儲層物性下限標準。徐通[3]研究了大慶油田A區塊油氣水層解釋標準。李志明[4]等人，依據渤海灣盆地東營凹陷有效泥質油源巖孔隙度與成熟度和密度之間關系模式，研究了有效泥質油源巖有機碳豐度評價標準。趙林[5]等人，利用實驗模擬研究了哈得4東河砂巖油藏注水水質標準。劉月田[6]等人，建立一套合理的、規范的、適用于不同類型天然氣藏的生產效果評價指標和評價標準。此外王增林[7]、李熙喆[8]分別針對特高含水整裝油田與復雜多孔介質建立了不同級次評價標準。

本文從海上油田地質油藏特點出發，依據沉積相、邊底水類型與流體性質，對中高滲透率水驅砂巖油藏進行分類；利用邏輯分析法，對開發技術類指標進行逐個篩選；基于渤海油田實際生產數據，通過規律分析，確定了不同類型油藏分級標準與界限值。最終形成了《海上中高滲水驅油藏開發水平分級》標準。

1 標準的研制

1.1 油藏分類

油藏合理分類是開展開發效果評價的重要基礎。依據海上油田地質條件、流體性質，以及影響和制約海上油田開發效果主要因素，參考行業內油藏分類方法，采用先特殊后一般、逐層分類的方法，對海上油田進行油藏分類。

海上油田可分為特殊流體、特殊巖性、低滲透砂巖，以及中高滲透率水驅砂巖油藏多個類型。考慮到海上油田開發目前主要集中在中高滲透率的水驅砂巖油藏，因此該類油藏為標準制定的研究對象。

針對中高滲透率水驅砂巖油藏，又依據沉積相、邊底水類型、流體性質的不同進行細分，流體性質分類過程中，結合行業標準《油藏分類》，對分類劃分參數進行界定，最終共分為6大類海上油藏（見表1）。

油藏類型不同，水驅規律不同，開發效果不同，因此需要對不同類型油藏制定不同分級標準，實現準確客觀地評價海上油田實際開發水平。

1.2 評價指標確立

常見分級指標主要包括開發技術與生產管理兩大類，充分調研整理得到開發技術類指標共有37項，其中反應井網完善狀況指標5項，注水狀況指標12項，開發狀況指標20項。37項指標中部分指標存在重復性，部分指標相對獨立但對開發效果影響較小。為了利用較少指標，全面反映油田開發效果，需要對相關指標進行篩選。

篩選原則：（1）具有動態性，能夠反應油田的開發狀況和開發趨勢；（2）具有相對獨立性，即指標之間相關性要低，不能有過高的相關性和重復性；（3）具有可操作性，方便統計分析；（4）具有可對比性，便于對比不同油田的開發效果。

按照邏輯分析法分析指標的物理意義，從指標的計算方法入手找到影響該項指標的主要因素以及與該指標之間的關系；研究指標與開發效果之間的關系，以及在整個影響過程中，又涉及哪些指標，從而確定指標間的邏輯關系（分為等價關系、因果關系及過程關系）。最終篩選掉一些互為等價關系、因果關系以及過程關系的開發指標，確定分級指標體系。

通過篩選原則、篩選方法，并參考行標以及其他陸地油田評價方法（勝利、大港、中原、大慶等），最終篩選出開發技術類分級指標。

對于注水開發的陸相油藏開發技術類指標為：①水驅儲量控制程度；②水驅儲量動用程度；③能量保持水平；④階段末采出程度；⑤含水上升率；⑥ 單位采油速度綜合遞減率。對于天然能量開發的海相油藏開發技術類指標為：①階段末采出程度；②含水上升率；③單位采油速度綜合遞減率。

生產管理類指標，在行標的基礎上充分考慮海上油田實際生產情況，最終確定生產管理類分級指標。對于注水開發的陸相油藏確定為7項：①油井措施有效率；②注水井分注率；③分注井層段配注合格率；④油水井綜合時率；⑤注水水質達標狀況；⑥平均檢泵周期；⑦動態監測計劃完成率。對于天然能量開發的海相油藏確定為4項：①油井措施有效率；②油水井綜合時率；③單井檢泵周期；④動態監測計劃完成率。

1.3 評價方法與評價標準

水驅儲量控制程度、水驅儲量動用程度與能量保持水平，3項指標的定義標準與評價方法與目前行業標準保持一致。階段末采出程度、含水上升率、單位采油速度綜合遞減率。3項指標為開發效果評價的關鍵性指標，為了適應海上油田的實際特點，在標準制定過程中整體變化比較大。

1.3.1 階段末采出程度

含水率與采出程度關系曲線是表征水驅油藏開發規律最重要的關系曲線，曲線運行狀態直接反映了油田的整體開發形勢，其變化規律既體現了歷史開發效果，又表達了未來指標整體變化趨勢。行標中將含水率與采出程度關系實際曲線與方案設計曲線進行對比，評價水驅狀況指標的好壞。對于海上大多數油田，開發階段與方案設計階段存在較大差異，因此行標評價方法無法真實反映實際油藏開發水平，存在較大的局限性。當然，也不能滿足海上油田開發水平分級的要求。

針對該問題，建立不同類型油藏含水率與采出程度關系圖版，統計不同開發階段階段末采出程度，并以此為基礎，制定分級標準。總體分為6步：①選取海上不同類型油藏的典型開發單元；②統計含水率與采出程度關系實際曲線；③進行歸一化處理，得到含水率與采出程度關系平均曲線；④利用萬吉業水驅曲線進行定量化擬合，得到不同類型油藏含水率與采出程度關系圖版；⑤按照低、中、高、特高含水期4個開發階段分別統計階段末采出程度；⑥以不同開發階段階段末采出程度作為基礎，制定分級標準。

選取渤海18個油田34個水驅油藏典型開發單元，開展含水率與采出程度關系曲線變化規律研究。對于典型開發單元，按照低粘、中高粘、普通稠油（I-1級）、普通稠油（I-2級）油藏，以月度為時間單位，分別統計含水率與采出程度關系實際曲線。

研究表明：同一類型油藏，不同開發單元含水率與采出程度關系曲線分布較為集中，變化趨勢基本一致；不同類型油藏，隨著粘度增加，含水上升規律由“S型”逐漸過渡到“凸型-S”“凸型”；地層原油粘度是影響海上油田水驅油藏含水上升規律的關鍵因素之一。

不同類型油藏含水率與采出程度關系實際曲線利用線性差值方法進行歸一化處理。歸一化曲線能很好表征不同開發單元實際曲線的變化趨勢，代表了不同開發單元實際曲線的平均值，反映同一類型油藏的平均開發水平。對于凸性-S含水率采出程度曲線，采用萬吉業公式進行擬合，結果相關系數較高，能夠表征實際曲線變化趨勢。利用該方法最終得到不同類型油藏含水率與采出程度變化公式。

利用定量化擬合公式建立含水率與采出程度關系，能夠代表同一類型油藏平均含水上升規律，也客觀反映了不同類型油藏水驅規律的差異。利用不同類型油藏含水率與采出程度關系，按照低、中、高、特高含水期4個階段分別統計不同類型油藏的“階段末采出程度”。

以不同階段的階段末采出程度平均值為基礎，并上下浮動一定區間（5%左右），處于區間范圍內為二類，大于該區間范圍為一類，小于該區間范圍為三類，并結合油田實際采收率標定結果，最終確定不同類型油藏分級標準界限值。

1.3.2 含水上升率

得到階段末采出程度指標后，含水上升率指標同樣利用不同類型油藏含水率與采出程度關系，按照低、中、高、特高含水期4個開發階段分別統計得到階段內平均含水上升率（見表2）。

以不同階段階段內含水上升率平均值為基礎，并上下浮動一定區間（0.5%～1.0%），處于區間范圍內為二類，小于該區間范圍為一類，大于該區間范圍為三類。

1.3.3 單位采油速度綜合遞減率

“單位采油速度綜合遞減率”是評價產油量遞減狀況一項指標，替代行標“綜合遞減率”指標。實際上，遞減率是反映水驅油藏開發效果的另外一項關鍵開發指標，只有客觀、準確評價遞減率是否合理，才能明確油田下一步調整挖潛、減緩遞減的有效措施方向。

海上油田采取高速開發策略，表現出采油速度高，遞減率大的特點。對于不同油田之間，以及同一油田不同各階段之間遞減率差異較大。因此無法直接采用陸上油田遞減率評價方法。與含水上升率不同，遞減率指標不僅受儲層物性、流體性質、注采井網等主要因素影響之外，還受生產條件人為因素影響。

從遞減率計算公式出發，重新建立了遞減率與采油速度的關系式，并統計不同類型油藏單位采油速度遞減率關系，指導分級標準制定。總體上，遞減率與采油速度呈近似線性關系，表明不同的采油速度是遞減率差異的主要原因之一。

對不同階段單位采油速度遞減率平均值為基礎，并上下浮動一定區間（1.0%～2.0%），處于區間范圍內為二類，小于該區間范圍為一類，大于該區間范圍為三類，以此作為分級標準。基于上述方法，最終形成海上中高滲透率水驅砂巖油藏開發水平分級標準，以陸相中高粘為例，評價指標與評價標準見表3。

2 標準的應用

利用該標準對渤海主力油田，進行了開發效果評價與分級。為了體現油藏實際開發狀態，評價指標以開發技術類為主。

以BZ油田為例，該油田由于含水上升率相對較高，“十三五”期間預測含水率將快速上升到91.3%，整體開發形勢存在迅速變差的風險。隨后立即開展了儲層構型精細刻畫、剩余油精細挖潛、與優化注水多項技術攻關。

“十三五”期間，確定了19口調整井和217井次優化注水的實施，5年累增油156萬方，油田持續穩產百萬方。通過多項并舉，油田含水率下降7.2%，開發效果得到及時扭轉（圖1、圖2）。

3 結論與認識

（1）針對行業標準不適于海上油田的實際問題，從油藏分類、指標篩選、評價方法確定與標準界限等方面開展了系統研究，最終建立了首個海上油田開發水平分級標準。

（2）標準有效指導了海上油田開發策略的制定，為渤海油田持續穩產三千萬噸奠定了重要基礎。

參考文獻

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