王传军 赵秀娟 雷源 张宏友 张浩

（中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300452）

渤海BZ油田高效开发策略研究

王传军 赵秀娟 雷源 张宏友 张浩

（中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300452）

渤海BZ油田为浅水三角洲沉积，储层非均质性较强，定向井多层合采势必导致层间干扰严重。针对储层非均质性影响的问题，研究水平井设计技术，包括水平井的轨迹方向、水平段长度、水平注水井摆放位置、隔夹层的利用等，并提出采用水平井分层系开发油田的高效开发策略。

非均质性；层间干扰；水平井；浅水三角洲；分层系开发

与陆上油田相比，海上油气田的开发钻完井难度大，成本高，投资规模大，海上平台寿命有限。海上油气田的开发必须采用高速高效的开发方式，即油田投产后快速达到高峰产量，尽量延长稳产期，在平台的寿命期内尽可能多产油气，实现油田开发的经济效益最大化［1］。

层间非均质是储层之间在岩性、物性、产状、产能等方面的差异，是造成层间矛盾的内因。层间非均质性较强的油田，定向井多层合采往往会造成层间干扰严重，影响油井产能和油田整体开发效果。但只要在油田各开发阶段采取相应措施，可以有效地降低因储层非均质性给油田的开发带来的影响。例如陆上的渤南油田义941块、文东油田，通过采用细分开发层系、逐层上返、早期注水等方式使油田的采油速度长期保持1.6%～2.4%［2-3］。渤海湾的LD-A油田通过采用早期注水注聚、分层配注、井网加密等方式，使油田投产6a来的采油速度始终保持3%～4%。

本文以渤海BZ油田为例，充分研究油田储层纵向非均质性，对多层合采井进行了大量的产能及压力资料录取，采用数模手段评价了层间干扰对油田整体开发效果的影响，并通过大量文献调研和多方案对比研究，提出渤海BZ油田高效开发的策略——水平井分层系开发。

1 油田地质油藏特征

1.1 地质油藏特征

渤海BZ油田位于渤海南部海域，为一继承性发育并被断层复杂化的断块油田，主要含油层系发育于新近系明化镇组下段，共分为六个油组，22个小层。油田范围内明下段属于浅水三角洲沉积，沉积微相主要为分流河道沉积，河口坝和远砂坝沉积相对不发育［4］。主力含油层段具有高孔高渗的储集物性特征，但每个小层的平面渗透率极差较大。油田地面原油密度中等、黏度中等，地层原油为饱和油藏，溶解气油比中等、原油黏度中等，温度、压力系统均为正常。

BZ油田具有多套油水系统，其油藏类型为岩性-构造油气藏、构造油藏和岩性油气藏。主要含油砂体呈迭合连片分布，受到构造形态、岩性和断层的控制，为岩性-构造油气藏。总体上，该油田是一个油气层埋深中浅、高孔高渗砂岩储层、原油密度中质的中型海上油田，主要有5个主力砂体，其中3个主力砂体具有气顶，气顶指数0.01～0.10，4个砂体油水过渡带储量较大，过渡带储量占各砂体比重的38.2%～73.3%。

1.2 储层非均质性特征

渤海BZ油田为浅水三角洲相。浅水三角洲是三角洲沉积体系的一种特殊类型，是指在水体浅、地形平缓部位形成的以分流河道砂体为主体的三角洲类型。其储层由于受河流作用的控制，砂体具有明显的方向性，分流河道十分发育，并频繁多级分叉、改道，在沉积特征上表现为非均质性较强。

渗透率变异系数是描述油藏宏观非均质程度的一个重要参数。采用洛伦茨曲线法研究了油藏的渗透率变异系数［5］。根据岩芯所测得的渗透率数值，分别计算相应的渗透率贡献百分比及其对应的有效厚度百分比，然后在直角坐标纸上标绘成洛伦茨曲线。所得渗透率变异系数为0.6，表明油田储层非均质性较强。

1.3 非均质性对油井产能的影响

为了量化考察储层非均质性给定向井多层合采带来的层间干扰程度，在油田的A15井进行分层测试。该井共有4个生产层位，油层厚度3.3~14.8m，垂向跨度近200m。

对每个生产层位以及多层合采的压力恢复资料进行试井解释后，得出每个层位以及多层合采的理想比采油指数和相应流度，并在直角坐标系中绘制出各生产层位以及多层合采的理想比采油指数与流度的关系曲线（图1）。

图1 A5 井理想比采油指数与流度关系曲线

曲线特征显示，4个生产层位单独生产时的理想比采油指数与流度几乎在一条直线上，相关性较好；但4个层位合采时笼统测试的理想比采油指数与流度的关系点落在直线下方，且偏离较远，将该点的流度带入回归的方程式，即可计算出该井层间干扰系数为0.41，多层合采时的层间干扰程度严重。

A5井的层间干扰特征显示，由于储层存在较严重的层间非均质性，定向井多层合采时损失了41%的产能，而水平井生产可以有效规避这一矛盾。油田开发实践证明，油田的第一批6口先导生产井投产后，2口水平生产井与4口定向生产井的产能表现出较大的差异。水平生产井的产能较高，为定向生产井的3～5倍，高于渤海地区类似油田同等黏度下类似油田的水平（水平井仅为定向井产能水平的2～3倍［6］）。BZ油田水平生产优势明显的主要原因是，相对定向井而言水平井避免了层间干扰，产能大幅高于定向生产井。

1.4 非均质性对油田开发效果的影响

定向井多层合采不仅对产能损失较大，而且对油田的开发效果影响也较大。采用数值模拟方法对定向井合采开发和水平井分层系开发进行了对比研究。从图2中可以看出，水平井分层系开发方案的指标明显优于定向井合采方案。

图2 水平井方案与定向井方案指标对比图

2 高效开发策略研究

渤海BZ油田的储层非均质性较强，定向井多层合采时层间干扰程度严重，水平生产井和定向生产井的产能及开发效果差异大。研究认为，该油田高效开发模式应以水平井为主，辅以定向生产井，且定向生产井都具有分层采油的能力，定向注水井具有分层注水的能力。针对浅水三角洲沉积特征，通过对水平井的轨迹方向、水平段长度等的优化，以合理规避储层平面非均质性的影响；针对油气界面较多、边底水较复杂的地质特征，通过对水平注水井摆放位置优化，合理利用隔夹层，延缓气窜水锥；针对部分砂体分布范围小且叠置关系复杂，通过水平段轨迹优化，提高油井的初期产能和经济效益，改善油田的整体开发效果。

2.1 水平井部署原则

水平井部署应遵循以下原则：

（1）含油砂体发育，储层物性好，且井控储量应大于 40.0×104m3。

（2）结合水平井的驱油特征和油田储层的正韵律性质，水平生产井尽量部署在储层的顶部，距离储层顶部2m左右，提高储量动用程度。

（3）水平注水井尽量部署在储层的底部，增加注入水的波及体积。

（4）在由于工程原因无法实施水平井的部位，采用定向井动用，尽量减少死油区。

2.2 水平井轨迹方向设计

水平井的方向对水平井的开发效果也有很大的影响，水平段方向设计时主要考虑的因素是储层方向性，而边水油藏中储层方向性主要体现为边水入侵方向。采用数值模拟方法，设计不同水平段延伸方向，对比模拟计算结果可以指导优化水平段方向。从数模研究结果来看，对于具有边水的油藏，水平段方向与边水入侵方向垂直，即与构造等高线平行时，开发效果最好。这种布井方式能提高边水波及系数，有效减缓边水推进，油井含水上升速度更慢（见图3）。对于没有边水影响的纯油区，水平井的方向对开发效果影响较小，但还是要参考物源方向、水平主应力方向、砂体延伸方向、断层走向、周围注水井的连通关系等。在水平井方向设计过程中，针对具体的油藏需要找准影响水平井方向的主要因素，做到有的放矢。

图3 水平井平行和垂直构造线单井指标对比图

2.3 水平生产井水平段长度的优化

水平井水平段存在一个合理长度区间，水平井水平段越长，油气产量就越高。但由于井筒摩阻及钻井过程中的油气层污染等一系列问题，产量的增加和水平段长度的延伸并非呈线性关系，而是随着水平段的延伸，产量增加幅度越来越小［7］。为了研究BZ油田的水平井水平段的合理长度，采用斯伦贝谢公司的PIPESIM软件水平井模块，对不同摩阻因子F下水平井产量与水平段长度进行了敏感性分析。研究结果显示，在不同的摩阻因子下，水平段长度为300～400m时产量变化出现拐点，水平段超过400m时产量增加幅度减小。因此，BZ油田的水平井水平段合理长度为300～400m。

2.4 水平注水井摆放位置优化

与定向注水井相比，水平井注水时的压力降不会集中于某一点，而是分散在比较长的水平井段上，注水压差较小，因此可以推迟油井的含水突破或使油井含水率上升缓慢。水平注水井水驱前缘的均匀推进，可以提高注入水的驱油效率。在调整方案中设计了多口水平注水井。

国内外已有关于水平注水井摆放位置的大量研究。水平井注水-水平井采油主要有2种布井方式［8］：正线性驱和反线性驱。研究结果表明反线性驱的驱油效果明显优于正线性驱。但是，海上油田开发工程有一定的局限性，制约了水平井的实施，而正线性驱可操作性更强。

水平生产井的生产压差在跟部最大，趾端最小，水平注水井的注水压差也是在跟部最大，趾端最小［9］。在正线性驱中若注水井和生产井的跟部正对齐，则容易导致生产井过早水淹。因此，正线性驱中注水井与生产井跟部的相对位置对油田开发起到重要的作用。以实例进行研究，水平段长和井距均为400m，一采一注，采用数值模拟方法对水平注水井的位置进行研究。共设置5种布井方案（见图4）：注水井分别位于生产井偏左400m；偏左200m；跟部对齐；偏右200m；偏右400m。

图4 水平注水井布井方案示意图

研究结果表明，水平注水井跟部与水平生产井跟部对齐时驱替效果最差，而偏左或偏右距离越远时驱替效果越好。因此，由于海上平台的限制而只能实施正线性驱时，要尽量将水平注水井的跟部与水平生产井的跟部错开一定距离，以确保更好的驱油效果。根据本油田的实际情况，研究结果认为水平注水井的跟部与水平生产井的跟部错开200m时效果最优。

2.5 隔夹层的优化利用

BZ油田主力砂体既有顶气又有底水，隔夹层也比较发育。对于具有顶气或底水的油藏，充分利用储层隔夹层，能有效减缓顶气和底水的锥进，提高油藏的开发效果。

通过小层的精细对比，河道识别方法，结合测井相研究，单井相分析，曲线形态，沉积环境解释，利用地震多属性资料，平面剖面相结合，对沉积微相平面展布进行研究。根据油田沉积特点总结出不同沉积砂体内隔夹层的分布规律，并编制了各主力砂体的隔夹层分布图，用以指导水平井的实施。

例如，由Y砂体的隔夹层研究得知，该砂体内部隔夹层分布较广。为了充分利用该隔夹层有效避免气顶气窜，气顶周围的水平井都布于隔夹层下部，油井生产中也未见气窜（见图5，B1井生产曲线）。

图5 B1井生产曲线

3 油田开发效果

渤海BZ油田于2009年3月投产，近两年来开发效果较好。首先，已实施并投产的24口油井产量较高，达到或超过了ODP设计产量，其中定向井平均产油量的近180m3/d，水平井平均产油量大约达到定向井产量的2倍。其次，油田的年产量大幅度提高，2010年产量较ODP开发方案设计提高了近60%，初期采油速度高达4.2%。油藏数值模拟研究显示，油田开发17a的产油量就达到了ODP方案设计开采25a的产油量，各单砂体的采收率不同程度地提高了1%～5%。虽然采收率提高幅度不是太大，但由于油田的采油速度已提高，油田开发不到两年即收回该开发项目总投资成本，大大缩短了投资回收期，经济效益大幅提高。

4 结 语

研究渤海BZ油田的储层非均质性、高效开发策略以及开发效果，得出以下结论：

（1）浅水三角洲油田的储层非均质性较强，定向井开发时层间干扰较大，A15井的层间干扰系数达到0.41，油田的产能难以充分释放。

（2）提出了渤海BZ油田高效开发的策略，即采用水平井分层系开发，并对水平井轨迹方向、水平段长度、水平注水井摆放位置等开展了针对性的研究，指导了水平井的实施，水平井产量大幅度提高。

（3）对油田的开发效果进行了评价和指标预测，油井的产能和油田的产量大幅度提高，采油速度高达4.2%，油田的投资回收期为2a，获得了巨大的经济效益。

（4）随着油田的开发，储层非均质性引起的注入水突进逐渐加剧。根据渤海类似油田的开发经验，建议早期开展整体调剖研究。

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Abstract：BZ oilfield is Shallow water delta.In strong heterogeneous oilfield,commingle production will result in interference between layers,thus well productivity and overall oilfield development will be influenced.Therefore,the best Countermeasure,which to avoid interlayer interference,is using horizontal wells instead of using directional wells.At the same time,well drilling trajectory optimization,length optimization,position optimization and the use of interlayer are all studied.

Key words：interlayer heterogeneous;interlayer interference;horizontal well;shallow water delta;development on subdivision

Research of High-efficiency Development Plan in BZ Oil Field of Bohai Bay

WANG Chuanjun ZHAO Xiujuan LEI Yuan ZHANG HongYou ZHANG Hao
(Tianjin Branch of CNOOC Ltd.,Tianjin 300452)

TE347

A

1673-1980（2012）02-0036-04

2011-10-08

王传军（1977-），男，湖北潜江人，硕士，研究方向为油藏工程。