渤海油田开发过程控制及效果

王飞琼 赵春明 程明佳 吴小张 汪全林 杨 静

（1.中海石油（中国）有限公司天津分公司； 2.中海油能源发展股份有限公司）

渤海油田开发过程控制及效果

王飞琼1赵春明1程明佳2吴小张1汪全林1杨 静1

（1.中海石油（中国）有限公司天津分公司； 2.中海油能源发展股份有限公司）

渤海油田油藏类型多，油水关系复杂，多数油田天然能量不足，地层压力下降快。为了更好的进行渤海油田开发，采取了一系列技术措施对油田开发过程进行控制，提高了油田采收率，实现了稳油控水，延长了油田稳产期，对渤海油田2010年实现3000万t原油产量起到了重要作用。这些油田开发过程控制技术、经验和成果，为今后我国海上类似油田开发提供了一套新的思路和方法。

渤海油田 开发过程控制 技术措施 实践效果

渤海油田油藏地质复杂，油田开发难度大，主要体现在：一是含油层系多，有4套含油层系[1－2]，分别是新近系明化镇组、馆陶组，古近系东营组和沙河街组；二是构造复杂，断层多，油田边部发育大断裂，油田内部发育小断层；三是沉积类型多，以河流相和三角洲相为主；四是圈闭类型多，主要为构造圈闭、岩性构造圈闭与构造岩性圈闭，岩性圈闭少；五是原油类型多，有低粘油、中—高粘油和普通稠油，以普通稠油为主。此外，渤海海域河流相砂岩油藏（分为曲流河相与辫状河相砂岩油藏2种，前者储层横向变化大）占已开发油田储量的50%，流体分布受构造和储层控制，具多套油气水系统；而三角洲相砂岩油藏占已开发储量的49%，储层分布及厚度变化随不同三角洲类型而异，流体分布主要受构造控制，天然驱动类型以边水为主。

与周边陆上油田相比，渤海油田开发技术复杂、投资高、风险大[3]。随着油田开发的不断深入，有些油田含水上升快，产量递减快，为此提出了以“优化注水，控制含水上升，减缓产量递减”的指导思想，采取了一系列技术措施对油田开发过程进行控制，取得了良好的开发效果，使渤海油田达到了高产和稳产，并于2010年实现了3000万t原油产量。本文是对渤海油田开发过程控制技术、经验和成果的总结，以期为我国海上类似油田开发提供借鉴作用。

1 通过地层能量控制，提高了油田采收率

渤海油田开发过程中吸取了国内外油田的开发经验，重视油层能量和压力的控制，通过注水保持压力开采，提高了储量的动用程度，实现了较高的开发速度，延长了油井自喷开采期，进而提高了油田采收率。

1.1 适时早期注水保持油藏能量

渤海稠油油田储量占已开发油田储量的70%，多数油田地饱压差小，边水不活跃，地层压力下降快。为了补充油藏能量，提高油田采收率，采取了注水开发。对于天然能量不足的油田，采取了早期注水保持地层压力开采；对于具有一定天然能量，但能量不足的油田，初期采取了衰竭开发，待地层压力降到饱和压力附近时再实施注水，注采比控制在1.0左右。典型油田为绥中36－1油田。

绥中36－1油田是一个亿吨级的稠油油田，分2期开发[4]。为了提高该油田地层压力，I期开发早期制定了“充分利用天然能量、适时注水、保护气顶，实现高速开采”的技术政策，取得了良好效果。2004年底，II期共有9口注水井实施了全面转注，日注水量为12450 m3，随着注水量的增加，地层压力回升较快，油田开发效果得到了明显改善。

1.2 在中后期注水充分利用天然能量

埕北油田为我国海上第一个对外合作开发的稠油油田，油层上有气顶、下有边水，开发早期充分利用了边水能量[5]，以40万t的年产量连续稳产6年；开发中期油田内部出现了低压区并逐年扩大，油井出现了气窜和油侵现象，继续依靠提高产液量维持稳产的难度较大。为解决以上问题，在充分利用边水能量同时，实施了点状注水，即在油田内部实施了4口注水井，油田注水后地层压力回升较快，低压区消失，油井产量上升明显，含水率普遍下降，油井气窜得到了控制（表1）。目前，该油田水驱储量动用程度已达到100% ，综合含水84.5%，开发效果达到了海上和陆地I类油田的开发标准。

表1 埕北油田注水见效井产量对比表

2 通过含水率控制，实现了稳油控水

渤海油田油水关系复杂，随着开发的不断深入，有些油田出现含水上升快、产量递减快的现象。为了控制含水上升，通过实施卡水、分层配注、注水井调剖等措施，减少了能量的消耗，使边水向二线井推进，充分利用边底水驱油。

2.1 实施卡水作业，增加了油田产量

卡水作业主要在秦皇岛32－6、绥中36－1、锦州9－3和歧口17－2等油田实施，典型油田为秦皇岛32－6油田。

秦皇岛32－6油田是渤海首次开发的大型河流相常规稠油油田，储层物性变化大，具有高孔高渗特点，开发难度大；主要油层为明化镇组下段，油水系统十分复杂，全油田共发现有40套油水界面。该油田投产后出现了含水上升快和产量递减快的矛盾。为扭转油田开发被动局面，开展了稳油控水的地质油藏研究，在此基础上编制了控水方案，为油田实施卡水作业提供了依据。2002年，秦皇岛32－6油田采用关闭滑套的方法进行了32口井的卡水作业，单井日增油17 m3，年累计增油8.8×104m3；截至2005年底，该油田共进行了136井次的卡水作业，累计增油34.1×104m3（表2）。目前该油田共进行了240井次的卡水作业，累计增油46.53×104m3，达到了稳油控水的目的。

表2 秦皇岛32－6油田卡水增油统计表

2.2 通过分层配注，减缓了层间矛盾

渤海海域已投入生产的油田含油层系多，注水井都是笼统注水，层间矛盾突出，中低渗透层的生产能力得不到充分发挥。为平衡主力层与非主力层的矛盾，通过分层配注，有效控制了注入水突进，实现了控水增油，改善了油田开发效果。实施分层配注的有绥中36－1、锦州9－3等油田，其中绥中36－1油田最为典型。

绥中36－1油田注水井有先期防砂、井斜大、单层注入量高的特点。为实现该油田分层配注，研发出了“一投三分分层配注及分层测试技术”和“桥式空心集成多水嘴分层配注及分层测试技术”[6]，解决了大斜度防砂注水井分层注水及测试难题。

2004年，绥中36－1油田B13井实现了三段注水，日注水400 m3，达到了配注要求，受益井日产液减少了79 m3，含水保持稳定。2006年，该油田全年分层调配7井次，单井日增油11.8～84.8 m3，年累计增油达到4.9×104m3。截至2011年，绥中36－1油田共有67口注水井实施了分层配注，分层配注率已达86%，累计增油21.25×104m3，有效控制了油田的含水上升速度。

2.3 通过注水井调剖，改善了开发效果

渤海油田多数为注水开发，由于受地层非均质性影响，注入水容易沿高渗透层突进。实践证明，注水井调剖技术是控制注入水沿高渗透层突进、改善水驱开发效果的有效途径。目前实施注水井调剖措施的有绥中36－1、锦州9－3、旅大10－1、南堡35－2等油田，其中绥中36－1油田最为典型。

绥中36－1油田采用管内砾石充填防砂完井方式和大段笼统注水开发，造成了层间干扰，加之平台空间狭小等，对调剖的混配、注入系统、调剖剂的强度、抗盐性和稳定性等都提出了新的要求和挑战，为此研制了 BTP－01调剖剂[6]，并在2003至2005年共计实施19井次的调剖作业，调剖后对应油井增油9.30×104m3。

截至2011年12月，渤海油田已实施124井次的调剖作业，起到了“稳油控水”作用，油田含水上升率明显下降，累计增油29.77×104m3。其中，绥中36－1油田共计实施了69井次的调剖作业，累计增油18.09×104m3；锦州9－3油田共计实施了5口注水井深部调剖，累计增油5.18×104m3。

3 通过递减率控制，延长了油田稳产期

海上油气田开发方案的制定是以经济效益为中心，以少井高产为原则，以最大限度动用油气资源、提高采油速度和最终采收率为目的，所以油田稳产时间短，产量递减快，多数油田为指数递减，少数油田为双曲递减和调和递减。

3.1 实施增产措施，增加了油田产量

为了增加油田产量，延长稳产期，渤海油田实施了提液、酸化、解堵、上返补孔、侧钻等增产措施，增加了油田产量；目前又增加了稠油热采、弱凝胶提高水驱效率等技术措施。

截至2011年12月，渤海油田实施各种增产措施后已累计增油1097.95×104m3，其中侧钻和调整井增油582.13×104m3，酸化增油145.31×104m3。

3.2 制定技术政策，减缓了产量递减

技术政策是提高油田产量、减缓递减的有效手段。为了确保渤海油田的高产和稳产，针对各油田的地质特点、生产动态变化和存在的问题，研究制定了各油田阶段性的技术政策，减缓了油田递减率。

埕北油田是海上最早制定开发技术政策的油田，先后研究制定了4次开发技术政策。针对开发中出现的矛盾，1988年制定了“强采边部区，稳定纯油区，保护气顶区”的开采方针，经过2年的努力，边部产量由8.3×104t提高到了19.5×104t，纯油区油井保持了稳定生产，气顶区产量得到了合理控制。

2004年，绥中36－1油田制定了“I期优化注水，控制含水上升；II期全面转注，恢复地层压力；强化增产措施，减缓产量递减”的技术政策，实施后油田递减速度下降明显，I期递减率由15%下降到了13.5%，II期递减率由11.7%下降到了4.8%。

由于各开发阶段严格按照开发技术政策进行了调整挖潜，渤海油田形成具有特色的油田调整模式，油田自然递减率逐年降低（图1），2005年自然递减率为13.4%，2010年自然递减率下降到了6.8%，2011年自然递减率仍维持在较低水平，整体开发形势良好。

图1 渤海海域油田自然递减率对比图

3.3 通过注聚先导试验，提高了采收率

绥中36－1油田采用常规注水开发采收率在20%左右。为了提高油田采收率，同时探索海上油田提高采收率的可行途径，研究开发出了适应海上油田的聚合物品种和注聚合物工程装备[6]，在绥中36－1油田开展了聚合物驱先导试验，并逐步推广。

2003年9月，绥中36－1油田J3井开始注聚试验，这是中国海上油田的首次聚合物驱试验，注聚合物8个月后，该油田J3井周边油井开始见效，日产油量由375 m3上升为396 m3，井组累计增油5.7×104m3。在J3井聚合物驱试验取得成功的基础上，2005年11月开始进行该油田井组注聚合物试验，井组注聚合物5个月后开始见效，并获得了良好的增油降水效果。

绥中36－1油田井组聚合物驱试验取得了预期效果，这为渤海油田进一步研究聚合物驱油效果提供了经验。随后LD10－1、JZ9－3油田也开展了井组注聚试验，规模不断扩大，逐步实现了注聚的规模化应用。截至2011年12月，渤海油田已有39口井注聚，累计增油量达到了130.31×104m3，其中绥中36－1油田已有23口井注聚，累计增油量达到了71.15×104m3。

4 结束语

渤海油田开发过程控制技术的成功实践对今后我国海上类似油田开发提供了一套新的思路和方法。“十二五”期间，渤海油田将继续做好老油田的稳油、控水、治水工作，进一步降低油田产量递减率；进一步开展注水技术与措施的优化工作，持续实施稳油、控水、治水等有效措施；不断加大积极引进和推广新的采油工艺的力度，推动注聚等三采技术的应用，提高油田采收率；进一步加强综合调整研究，挖掘油田剩余油，提高油田整体开发效果。

[1] 李建平，周心怀，吕丁友.渤海海域古近系三角洲沉积体系分布与演化规律[J].中国海上油气，2011，23（5）：293－298.

[2] 吕洪志，李兴丽，顾保祥.渤海新近系低电阻率油层成因及测井响应特征[J].中国海上油气，2006，18（2）：97－102.

[3] 周守为.中国近海典型油田开发实践[M].北京：石油工业出版社，2009：23－89.

[4] 张迎春，李延礼.海上强底水驱油藏水平井合理开采速度研究——以秦皇岛32－6油田N g2砂体为例[J].中国海上油气，2010，22（4）：246－249.

[5] 王飞琼.渤海油田开发调整策略及效果[J].石油天然气学报，2011，12（12）：148－151.

[6] 周守为.海上油田高效开发新模式探索与实践[M].北京：石油工业出版社，2007：139－148.

A process control of development and its effects in Bohai oilfields

Wang Feiqiong1Zhao Chunming1Cheng Mingjia2Wu Xiaozhang1Wang Quanlin1Yang Jing1

（1.Tianjin Branch of CNOOC Ltd.，Tianjin，300452；2.CNOOC Energy Development Ltd.，Tianjin，300452）

Bohai oilfields are characterized by many types of reservoir and complex relationships between oil and water，and most of them are lack of natural energy and fast in formation pressure decline.In order to develop these fields efficiently，a series of technical measures are taken to control the development process，resulting in some significant effects，such as improving the recovery factor，achieving oil stabilization and water control and prolonging the stable production period，which were very important to the total oil production up to 30 million tons in 2010 in Bohai oilfields.The techniques，experiences and effects of this development process control will provide a set of new ideas and methods for developing similar offshore oilfields.

Bohai oilfield；development process control；technical measures

王飞琼，女，教授级高级工程师，现主要从事油气田开发方面的研究工作。地址：天津市塘沽区609信箱（邮编：300452）。E－mail：wangfq2＠cnooc.com.cn。

2012－01－09改回日期：2012－04－27

（编辑：杨 滨）