岳宝林，刘 斌，石鸿福，解 婷，张 伟

(中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300459)

0 引言

与陆地油田的边开发边认识模式不同，海上油田开发在完成储量规模认识与产量指标预测后，要一次性完成开发平台的投建工作。伴随着开发的进行，不同油田地质油藏能力与地面工程处理能力的矛盾日益突显。产液能力强、开发寿命长的油藏面临着平台需要扩建改造问题;产液能力弱、开发寿命短的油藏面临着设计冗余、初期投资浪费问题。因此，亟待研究不同黏度油藏不同的开发动态规律特征。

1 不同黏度油藏开发概况

渤海矿区开发实践中总结出在以高渗储层(渗透率＞500 mD)为主的油藏条件下，对油层黏度＜450 mPa·s的油藏可以采用常规水驱开采的动用策略[1-7]。不同黏度油藏呈现不同的开发规律，与平台设计存在不同的匹配程度。以渤海矿区某32-2、某1-1、某19-3、某17-2油田4个典型油藏为例，其中某1-1、某19-3油田呈现渤海矿区典型的主力油藏特征，地层原油黏度分别为129 mP·s，34 mP·s，高含水期液处理能力为初期产能的3～4倍，开发寿命预测25年，目前总结与平台设计寿命基本匹配，但伴随着原油黏度的上下变化，油藏开发动态与平台设计呈现不同的矛盾:

1)某32-2油田地层原油黏度为439 mP·s，油水黏度比大，投产后含水突升，一方面随着含水上升，油井提液潜力大而平台液处理能力已到瓶颈;另一方面开发寿命短，以常规25年来设计的平台寿命存在一定冗余。

2)某17-2油田地层原油黏度为3 mP·s，油水黏度比低，投产后含水上升慢，一方面油井提液能力差，平台液处理能力存在一定冗余;另一方面开发寿命长，预测30年，平台后期需要改造加固。……