卫喜辉，闫正和，谢明英，罗 泽，陈一鸣

（中海石油（中国）有限公司深圳分公司研究院，广东深圳518000）

油田合理开发方式取决于天然能量状况，油藏能量评价结果将影响油田整体井网部署策略，海上开采平台是否考虑注水设施，以及最终的开发投资和开发决策。 南海东部海上油田开发实践证实海相沉积储层砂体横向连续性好，天然能量充足，采用天然水驱开发取得了高采油速度、高采出程度的开发效果［1-3］。 P油田整体开发方案设计采用天然能量开发， 但投产后高部位井初期产量较高但递减快，稳定产量低，难提液，开发效果明显低于设计。 为改善油田开发效果， 需对油田能量状况进行评价，以优化开发方式和确定开发调整策略。 目前大多研究针对油藏整体的能量状况进行评价［4-8］，很少对油藏不同区域的能量状况进行评价。 本文采用能量分区评价思路， 将油藏划分为能量充足区和能量不足区，并基于能量分区认识，确定了油藏边部依靠天然能量开发和油藏中高部位注水开发的开发调整策略。

1 油田概况

P油田是南海东部海域的一个典型的疏松砂岩高泥质稠油油藏，属于在基底隆起上的受一组右行雁列式帚状断层所控制的低幅度断背斜构造，构造呈SWW-NEE走向，地层倾角0.32°～0.99°，闭合高度56～71 m，圈闭面积59.6～73.9 km2。 油田储层为海相三角洲三角洲外前缘沉积， 沉积微相以远砂坝和河口坝为主。 储层岩性以细砂岩和粉砂岩为主，油田测井解释泥质含量12.8%～24.7%， 平均17.7%；孔隙度22.3%～30.4%，平均25.4%；渗透率（54.4～701）×10-3μm2，平均215×10-3μm2；地层原油黏度111～277 mPa·s，油藏流度（0.8～2.8）×10-3μm2/mPa·s，储层总体以中—高孔、中渗为主，但属于特低流度稠油油藏［9］。 其中主力油藏HJ2-21在含油范围内砂体稳定发育，平面物性分布为西部稍好，水平段测井平均渗透率（369～486）×10-3μm2，中部和东部物性相近，水平段测井平均渗透率（203～531）×10-3μm2，油藏边部和中高部位的地层原油黏度基本一致。 油藏埋深1 200～1 400 m， 原始地层压力12.15～13.96 MPa，地层温度68.1～75.9 ℃，为正常的温度压力系统。

油田于2016年9月投产，大多数井在初期产量较高但递减快，生产50 d后产量基本稳定，但稳定产量低，只有初期的1/3～1/2，同时井底流压初期下降快，之后基本稳定，难提液。截至2017年底油田采出程度1.85%，综合含水44.9%，2018年3月开始进行注水开发。 与同海域其他海相砂岩油田高速开采特征不同， 油田生产动态表现为低产和低采油速度，严重制约经济效益，迫切需要开发调整提高开发效果。

2 油藏能量状况研究

2.1 油藏整体能量评价

油藏及其水体应该是一个研究整体，其中油藏范围及其特征决定了储量规模，而水体范围及其性质决定了应采用天然能量开发还是人工补充能量开发。目前水体能量研究方法主要有三种［10-16］：第一种是地质静态法，主要依据构造、测井和地层对比研究水体范围来评价水体能量大小，该方法受地震分辨率和断层认识的制约，需结合区域内已开发油田能量供给情况进行评价。 第二种是油藏工程法，采用物质平衡原理分析水体大小及水侵速度，可信度较高， 但要求油藏有一定采出程度和明显压降，一般采出程度应大于2%［17］，油藏平均压力计算合理且代表性强，否则影响结果准确度。 第三种是数值模拟法，通过建立油藏模型调整地层参数拟合地质储量、产液量和压力来分析水体大小。 油田开发早期生产时间短，含水低，含水上升规律不明确，影响水侵方向判断和压力拟合，且拟合过程复杂，多用于开发中后期。

P油田南部受断层控制，北部与广阔水体连接。通过地球物理反演确定HJ2-21油藏的砂体分布范围， 采用平均储层厚度和孔隙度估算水体倍数为44.2。 地层对比发现距油田17 km井的储层对比性强，考虑到同海域内已开发的海相沉积油田均采用天然能量开发，因此前期评价阶段认为水体能量充足，依靠天然能量开发。

油藏工程法计算水体倍数约40倍，同时油藏开发初期弹性能占比82%，2018年9月边水驱动能量占比从18.0%增加到72.7%（见表1）， 表明油藏具有较大水体，且随着边水逐渐侵入，油藏具有较充足的能量供给。 但需指出的是，地质静态分析和油藏工程法均是评价油藏整体能量，而实际上油藏不同区域井的开发动态差异很大，能量供给差异也很大。

表1 HJ2-21油藏驱动能量占比分析

2.2 油藏能量分区评价

首先，采用动态法对油藏进行能量分区评价。一般来说，能量充足区域井的动态特征为投产后液量能保持在较高水平，井底流压相对平稳，提液后液量增加并能保持平稳， 井底流压在新水平保持平稳，表现地层供液充足。 能量不足区域井的动态特征为投产初期液量水平较高， 但液量快速递减，井底流压也快速降低，电潜泵提频后液量不增加或增幅小，而泵温升幅高影响电潜泵正常生产，液量只能维持在较低水平， 不能满足海上油田产量需要，表现地层供液不足。 因此，基于井的生产动态特征，结合南海东部海域内能量充足类似油藏的液量水平（水平井初期液量159 m3/d，高含水期液量能达到795 m3/d）， 将井划分为能量不足井和能量充足井，并依此开展油藏能量分区评价研究。

本油田中能量充足井的动态特征见图1，投产后液量和井底流压高，随生产进行液量增大，且提频后液量增加，井底流压比较平稳，能提液满足未来高液量生产。 而能量不足井的动态特征见图2，投产后初期液量水平高，但递减快，稳定后液量水平只有初期的1/2，井底流压液也快速下降，后期提液但液量增加幅度小， 不能满足未来高液量生产需求。通过归类发现，油水边界附近井能量充足，井底流压高，生产压差0.7～1.3 MPa，而油藏中高部位井能量不足，生产压差3～4 MPa，地层总压降达2.5 MPa。由于油藏构造十分平缓,各井工作制度相似，井底流压也反映了油藏能量状况［18］，油水边界附近井底流压12.2～12.8 MPa，中高部位井底流压9.5～10.5 MPa。同时，中高部位井电潜泵提频后液量增加很少而马达温度快速上升到120～140 ℃。 这些均表明油藏边部井能量充足而中高部位井能量不足，即油藏不同区域的能量供给状况不同。 油井生产动态表明，井在内油水边界外或距内油水边界200 m以内的区域天然能量供给充足（见图3）。

图1 能量充足井生产动态曲线

图2 能量不足井生产动态曲线

其次，采用数模法对油藏进行能量分区评价。建立主力油藏HJ2-21的均质概念模型以分析距内油水边界不同距离的能量供给情况，该油藏高点埋深-1 345 m，地层厚度8 m，平均地层倾角0.69°，平均孔隙度26.0%，平均渗透率315×10-3μm2，地层原油黏度111 mPa·s，原始地层压力13.63 MPa，饱和压力1.59 MPa。 模型网格数Nx×Ny×Nz为50×20×16，网格大小为50.4 m×50.4 m×0.5 m，边水水体倍数为40倍（见图4）。

图3 P油田开发井能量状况划分

图4 油藏概念模型（平面图和剖面图）

概念模型计算表明：当水平井距内油水界面距离分别为0，200,400,800,1 200,1 600,2 000 m时，在相同的生产控制参数（初产159 m3/d，最大液量795 m3/d）下，距油水边界越远，井底流压下降幅度越大，当距离为400 m时最小井底流压为8.9 MPa， 此时生产压差4.6 MPa，大于临界出砂压差，出砂风险大，进一步降压提液的空间也很小（见图5）。 当距内油水边界不同距离的水平井同时生产时， 除边部2口井能量充足外，由于边部井的“能量截留”作用，距内油水边界距离大于400 m以上时最小井底流压为3.5～6.0 MPa（见图6），已远不能满足生产需要。

图5 距内油水界面不同距离水平井分别生产时的井底流压

图6 距内油水界面不同距离水平井同时生产时的井底流压

结合动态法和数模法研究结果， 对本油田主力油藏（渗透率315×10-3μm2，油藏流度2.8×10-3μm2/mPa·s）来说，在距内油水边界200 m以内的区域天然能量充足，单井液量达到795 m3/d，能满足海上大液量生产要求，主力油藏的分区能量供给见图7。 同时也说明，水侵速度不仅与水体几何形状和大小、油藏渗透率、油水黏度比、流体和岩石压缩系数、地层压差有关外［19］，也与井距水体的距离远近有重要关系。

2.3 中高部能量不足原因分析

油藏边部能量充足但中高部位能量不足，导致这种能量分区差异的主要原因有：（1） 油藏含油面积11.4 km2，井距内油水边界300～1 200 m，同时储层物性差且非均质性强、流度低等导致储层传导性差，边水能量供给速度慢，低于中高部位产液速度。压力恢复测试中高部位井的压力恢复速度非常缓慢，关井170 h仅增加1.15 MPa，最终也未恢复到原始地层压力；（2） 油藏构造形态进一步限制了水侵速度，油藏南部为封闭性大断层，仅油藏北部与供水区连通，水侵圆周角约为120°，非定态水侵的水侵系数只有圆形油藏和圆形供水区水侵系数的1/3，导致水侵量大大减小。

3 开发调整策略

根据油藏整体能量和分区能量评价（见图7），认为油藏边部具有较大水体，边部能量充足，但水体传导慢导致中高部位能量不足。 因此确定油田开发调整策略是边部依靠天然能量开发而中高部位进行注水开发。

2018年3月在油藏边部和高部位分别实施1口生产井和1口注水井， 生产动态证实油藏边部能量充足，高部位注水效果好，验证了调整策略的正确性。 此后，油田进入综合调整阶段，进行注水方式优化和整体注采井网研究。 考虑到油藏边水体积大且油藏部能量充足，天然水驱“面状驱替”的波及系数远大于注水井点“点状驱替”的波及系数，如果实施边部注水则不仅增加海上平台投资，而且导致油井过早见水，抑制天然能量的充分发挥［20］。 结合油藏构造特征和能量分区特征，提出了中部位环状切割注水辅以高部位点状注水的注水方式，该注水方式的优点是在油藏中部位平行构造线布置一圈注水井，而高部位已有注水井进一步加强对油藏高部位的能量补充（见图8）。 依据整体注采井网部署，2019年又实施了1口注水井和2口调整井， 注水后累计6口油井受效明显，4口井日产油增加1倍以上， 油田日产油翻一番， 增产效果显著，2019年采油速度提高1倍，主力油藏预测采收率达到37%。

图7 HJ2-21油藏能量分区

图8 HJ2-21油藏注采井网部署

4 结论

（1）静态法和油藏工程法是对油藏整体能量状况的评价，油藏能量分区评价思路更能指导油田注水开发研究。

（2）依据油藏边部能量充足而中高部位能量不足的能量分区评价认识，确定采用油藏边部依靠天然能量开发和中高部位注水开发相结合的开发调整策略。

（3）海上P油田采用中部位环状切割注水辅以高部位点状注水的注水方式，匹配油藏能量供给状况和构造形态，经反复论证及矿场实践验证，这种注水方式适用该类油藏开发。