岳寶林，石洪福，解 婷，劉 斌，張 偉

（中海石油（中國(guó)）有限公司天津分公司，天津 300459）

海上油田開(kāi)發(fā)由于受到平臺(tái)使用年限的限制，一般采用稀井網(wǎng)大井距、較高采油速度的開(kāi)采方式，使得油藏開(kāi)發(fā)過(guò)程中逐步暴露出平面和層間上儲(chǔ)量運(yùn)用差異大、綜合含水上升快、單井控制儲(chǔ)量過(guò)高的問(wèn)題[1-3]。因此，自“十一五”期間開(kāi)發(fā)，渤海礦區(qū)各油田開(kāi)始實(shí)施大規(guī)模的綜合調(diào)整。調(diào)整井一方面提高了薄差及表外儲(chǔ)層的水驅(qū)控制程度，改善了油層對(duì)井網(wǎng)的適應(yīng)性，新井直接增加了可采儲(chǔ)量，另一方面完善了井網(wǎng)的注采系統(tǒng)，使老井可采儲(chǔ)量有所增加。近10 年渤海礦區(qū)實(shí)施調(diào)整井1 237 口，平均井控儲(chǔ)量由130 萬(wàn)立方米/口降到79 萬(wàn)立方米/口，實(shí)現(xiàn)平均年增油127×104m3，調(diào)整井已成為渤海油田增產(chǎn)挖潛最重要的手段。但是伴隨著油田含水的不斷上升、調(diào)整潛力的不斷深入，調(diào)整井的增油量逐年下降[4-6]，尤其在油價(jià)低迷時(shí)，許多調(diào)整井的增油量已經(jīng)接近經(jīng)濟(jì)界限。有必要對(duì)渤海礦區(qū)油田開(kāi)展調(diào)整力增油幅度規(guī)律研究，以指導(dǎo)下步挖潛的方向并量化開(kāi)發(fā)調(diào)整的潛力，為油田開(kāi)發(fā)調(diào)整方案的制定提供依據(jù)。

1 調(diào)整井實(shí)施界限研究

調(diào)整井投產(chǎn)后一方面本身提高油田可采儲(chǔ)量，另一方面縮小開(kāi)發(fā)井距、增加水驅(qū)控制程度及儲(chǔ)量有效動(dòng)用程度，改善井網(wǎng)控制下的滲流場(chǎng)。反映到油田開(kāi)發(fā)特征上，總體開(kāi)發(fā)效果得到改善[7-9]。

以渤海某32-6 油田為例，2001－2002 年投產(chǎn)基礎(chǔ)井網(wǎng)井?dāng)?shù)156 口；2003－2011 年實(shí)施局部調(diào)整，共實(shí)施調(diào)整井52 口；2012－2019 年實(shí)施整體調(diào)整，共實(shí)施調(diào)整井169 口（見(jiàn)圖1）。以2003 年、2012 年為時(shí)間節(jié)點(diǎn)，油田開(kāi)發(fā)分3 個(gè)階段：基礎(chǔ)井網(wǎng)、局部調(diào)整后井網(wǎng)、整體調(diào)整后井網(wǎng)。3 個(gè)階段分別完成動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)丙型水驅(qū)曲線（累產(chǎn)液-液油比）統(tǒng)計(jì)（見(jiàn)圖2），根據(jù)丙型水驅(qū)曲線特征，斜率越小，可采儲(chǔ)量越大，開(kāi)發(fā)效果越好，伴隨著調(diào)整井的實(shí)施，不同階段水驅(qū)曲線斜率逐漸變大，水驅(qū)效果得到改善。應(yīng)用丙型水驅(qū)曲線完成各階段可采儲(chǔ)量的計(jì)算?；A(chǔ)井網(wǎng)預(yù)測(cè)可采儲(chǔ)量為NR，實(shí)施完局部調(diào)整后（井?dāng)?shù)n1）油田可采儲(chǔ)量為NR1，實(shí)施完整體調(diào)整后（井?dāng)?shù)n2）油田可采儲(chǔ)量為NR2，那么，第一批調(diào)整井單井增油量，第二批調(diào)整井單井增油量。調(diào)整后，井控從125×104m3降到54×104m3，油田可采儲(chǔ)量從2 752×104m3增加至4 129×104m3，調(diào)整井單井增油量幅度從17×104m3降至5×104m3，調(diào)整井增油效果呈現(xiàn)不斷降低的趨勢(shì)（見(jiàn)表1）。

圖1 某32-6 油田調(diào)整井投產(chǎn)井?dāng)?shù)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(diào)整井增油量統(tǒng)計(jì)表Tab.1 Statistical table of oil increase of a 32-6 oilfield by stages

由調(diào)整井增油幅度計(jì)算實(shí)例中發(fā)現(xiàn)，調(diào)整井效果逐漸變差，變差的原因一是伴隨著油田開(kāi)發(fā)的進(jìn)行，含水上升、剩余油減少；二是伴隨著調(diào)整井的不斷實(shí)施，井網(wǎng)不斷加密，在井控儲(chǔ)量不斷降低的情況下，單井調(diào)整井可動(dòng)用儲(chǔ)量下降。因此，影響油田的調(diào)整潛力因素主要有兩方面：油田的開(kāi)發(fā)程度和油田的調(diào)整程度。為量化影響因素，油田的開(kāi)發(fā)程度選擇油田含水表征，油田的調(diào)整程度選擇單井井控儲(chǔ)量表征[10-13]，在此基礎(chǔ)上進(jìn)行調(diào)整井增油量研究。

為證明方法的適用性，選擇渤海3 個(gè)典型主力油田32-6 油田、36-1 油田、10-1 油田。3 個(gè)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(qū)油藏流體范圍，便于方法的適用性分析；儲(chǔ)量規(guī)律大，目前投產(chǎn)油水井分別達(dá)到了377 口、488 口、80 口，調(diào)整井輪次多，井控儲(chǔ)量變化幅度大，便于井控儲(chǔ)量因素的研究；含水分別達(dá)到了94 %、85 %、93 %，均基本進(jìn)入特高含水期，開(kāi)發(fā)進(jìn)程基本涵蓋了全開(kāi)發(fā)階段，便于含水因素的分析。

由表1 可知，應(yīng)用不同階段井網(wǎng)下的丙氏水驅(qū)曲線可以實(shí)現(xiàn)各油田含水、井控儲(chǔ)量與調(diào)整井單井增油量的數(shù)據(jù)計(jì)算[14，15]。海上油田一般經(jīng)歷二階段調(diào)整：局部調(diào)整階段與整體調(diào)整階段，每個(gè)階段又進(jìn)行多輪次的調(diào)整井實(shí)施，為研究調(diào)整井增油量規(guī)律，以3 年為一間隔，計(jì)算各時(shí)間節(jié)點(diǎn)下含水、井控儲(chǔ)量與調(diào)整井單井增油量。

1.1 油田含水程度表征

含水率<60 %，調(diào)整井增油量較高，伴隨著油田開(kāi)發(fā)的進(jìn)行，含水上升、剩余油減少，整體油田的可采儲(chǔ)量不斷降低的情況下，調(diào)整井的增油量必然也是下降的[16]。為實(shí)現(xiàn)整體階段規(guī)律的研究，除了統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)外，引入邊界條件，含水100 %時(shí)，此時(shí)油田開(kāi)發(fā)已到達(dá)理想狀態(tài)完全水淹，調(diào)整井增油量為0。最終實(shí)現(xiàn)調(diào)整井增油量與油田含水的關(guān)系曲線（見(jiàn)圖3）。

1.2 單井井控儲(chǔ)量表征

井控儲(chǔ)量>80×104m3，調(diào)整井增油量較高，伴隨著調(diào)整井的不斷實(shí)施，井網(wǎng)不斷加密，在井控儲(chǔ)量不斷降低的情況下，單井調(diào)整井可動(dòng)用儲(chǔ)量、增油量下降[17，18]。為實(shí)現(xiàn)整體階段規(guī)律的研究，除了統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)外，引入邊界條件，伴隨著無(wú)窮加密，至井控儲(chǔ)量無(wú)限接近0 時(shí)，調(diào)整井增油量無(wú)限接近0。最終實(shí)現(xiàn)調(diào)整井增油量井控儲(chǔ)量的關(guān)系曲線（見(jiàn)圖4）。

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

圖4 井控儲(chǔ)量與調(diào)整井單井增油量關(guān)系圖Fig.4 Relationship between well-controlled reserves and single-well recoverable reserves of adjustment wells

2 應(yīng)用實(shí)例

海上油田開(kāi)發(fā)成本高，開(kāi)發(fā)難度大，加密調(diào)整要考慮調(diào)整井的經(jīng)濟(jì)效益，對(duì)比開(kāi)發(fā)投資，調(diào)整井收入估算是通過(guò)變賣該井所產(chǎn)原油為基礎(chǔ)進(jìn)行計(jì)算，即調(diào)整井的單井增油量是決定是否實(shí)施的重要參照指標(biāo)[19，20]。伴隨著油價(jià)變化和不同油田操作費(fèi)用的差異，不同油田調(diào)整井實(shí)施增油量界限不同，基本分布于>3×104m3～6×104m3，表2 中的3 個(gè)典型油藏基本涵蓋了不同流體性質(zhì)的渤海礦區(qū)水驅(qū)油藏，應(yīng)用圖3、圖4 中調(diào)整井單井增油量與油田含水、井控儲(chǔ)量的關(guān)系，分別實(shí)現(xiàn)增油量為3×104m3、4×104m3、5×104m3、6×104m3下的油田含水、井控儲(chǔ)量要求。

3 結(jié)論

（1）伴隨著油田含水的上升、調(diào)整的不斷深入，調(diào)整井增油量逐漸減少，應(yīng)用水驅(qū)曲線階段性評(píng)價(jià)油田水驅(qū)效果，可計(jì)算各階段下的調(diào)整井單井增油量。

（2）油田的開(kāi)發(fā)程度選擇油田含水表征，油田的調(diào)整程度選擇井控儲(chǔ)量表征，在此基礎(chǔ)上選擇渤海3 個(gè)典型油田進(jìn)行調(diào)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(chǔ)量要求。

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

（3）油價(jià)低迷時(shí)，調(diào)整井的增油量已經(jīng)接近經(jīng)濟(jì)界限，應(yīng)用該研究成果可量化油田調(diào)整潛力以指導(dǎo)下步產(chǎn)量挖潛，為油田調(diào)整開(kāi)發(fā)方案的制定提供依據(jù)。