关家堡滩海地区馆一段1砂组油藏开发概念方案设计研究

吴 征 （中国地质大学 （北京）能源学院，北京100083）

张 伟 （中石化胜利油田分公司博士后工作站，山东 东营257000）

王建富 （中石油大港油田分公司滩海开发公司，天津300000）

王厉强 （中石油吐哈油田分公司博士后工作站，新疆 鄯善838200）

关家堡滩海地区馆一段1砂组油藏开发概念方案设计研究

吴 征 （中国地质大学 （北京）能源学院，北京100083）

张 伟 （中石化胜利油田分公司博士后工作站，山东 东营257000）

王建富 （中石油大港油田分公司滩海开发公司，天津300000）

王厉强 （中石油吐哈油田分公司博士后工作站，新疆 鄯善838200）

结合大港滩海油田早期油藏评价项目，在前期以地震资料为主的油藏描述的基础上，确定了影响油藏开发的4个敏感性参数，借鉴正交试验设计思想规划了9套方案，通过油藏数值模拟技术得到每套方案的评价值，其后采用单因素三评价指标交会图法从油藏工程和技术经济角度综合分析了敏感性参数的控制因素及影响，克服了筛选的优化值只能为正交设计中的设定值或虽为设定值以外取值但取值的依据不充分的缺点，进一步确定了待优参数的合理取值，并结合工区地质情况、工程及经济约束条件分析了优化结果的合理性和必然性。结果表明，水平井液量保持水平及水平段长度在经济约束下存在一个合理的工程取值，避水高度及井轨迹方位工程和经济约束下的结果趋于一致。优化结果保证最优方案在技术和经济上是最优可行的。

概念方案设计；正交优化；油藏数值模拟；交会图；油藏工程；技术经济

早期油藏评价阶段决定了油藏描述依据的只有地震资料、发现井和少量评价井，试油试采资料较少，这必然造成对油藏认识存在许多不确定性［1］。以往研究多注重以采收率为判断标准分析敏感性因素的影响，忽视了经济效益的控制作用；另外，筛选的优化值只能为正交设计中的设定值［2～4］或虽为设定值以外取值，但取值的依据不充分，人为因素较大，存在一定的片面性［5］。为此，该次研究以技术和经济指标为评判标准，采用单因素三评价指标交会图法，全面评价了敏感性因素对技术和经济的影响程度，克服了常规优化设计方法的局限，保证了最优方案在技术上和经济上都是最优的。对于指导下一步开发，降低实施风险有较大意义。

1 地质概况

关家堡断阶构造位于河北省黄骅市关家堡村北东的滩涂地带，构造上属埕北斜坡。该构造西侧与陆上羊二庄一区相接，东邻赵东油田，北抵歧东构造带，南达埕宁隆起北坡，西至海岸线，东达矿区边界。

馆一段1砂组油藏埋藏深度为1248～1260.2m，平面上发育辫状河心滩、辫状河道、堤岸、废弃河道等亚相。辫状水道的主要展布方向为东北－西南向。其中辫状河心滩、辫状河道以及废弃河道的心滩沉积等沉积相带为有利储层。油藏底部水体平均厚度为20m。油藏平均孔隙度32.78%，平均空气渗透率771.80×103μm2；原油密度0.92～0.94g/cm3，粘度为105～200mPa·s，凝固点在－22～－30℃以下，含蜡量在1.2%～2.0%，属于高密度、高粘度、低含蜡量、低凝固点重质油。油藏类型为高渗砂岩稠油构造－底水油藏［6］。

2 概念方案设计

2.1 开发方式选择

2.1.1 天然能量评价

工区为构造－底水油藏，天然能量的评估对于开发方式的选择有决定性意义［7］。依据少量探井、评价井及试油成果虽然难以进行有效的油藏工程分析，但对于评价油藏天然能量仍有一定价值。工区内试油的zh8井，初期日产油量保持在27t左右，油层静压12.68MPa，流压9.26MPa，含水率3.8%，表明油层初期能量较充沛。结合油藏类型分析，底水能量的评估是天然能量评价的重点。综合压力测试，岩心分析及储层预测结果，建立底水能量评估表 （表1）。

表1 馆一段1砂组油藏底水能量评价表

可知水体体积（Vw）比油层总孔隙体积（Vp）大26.2倍［8］；水体平均压力比油层中深压力（Pm）高约2MPa；岩心胶结非常疏松，垂向连通性好。评价结果认为，大规模开发后水体能量补给能够达到饱和压力的80%以上。采用天然能量开发是可行的。

2.1.2 直井与水平井开发方式的选择

减缓底水推进的速度，高效开发油藏是底水油藏开发设计中必须重点考虑的问题。水平井能有效减缓底水脊进，降低油井暴性水淹的风险。馆一段1砂组油藏采用水平井开发方式。

2.2 方案优化

2.2.1 优化参数的选择和正交试验设计

依据工区油藏类型和开发方式，选取液量保持水平 （QL）、水平井水平段长度（LP）、避射高度（H）、井轨迹方位（α）这4个参数3个水平值L9（34）正交表。采用Eclipse黑油模拟器计算9种方案的累计产油量（NP）、阶段末含水率（fw），并进一步评估了内部收益率（IRR）（见表2）。

表2 馆一段1砂组油藏正交优化设计表

2.2.2 正交试验结果分析

1）油藏工程及技术经济优选分析 设Ki代表每个因子的第i水平的3次试验的指标之和，则有mi＝Ki/3。为便于直观分析，分别以各参数的3个水平值为横坐标，对应的mi值为纵坐标，以累计产油量、阶段末含水率和内部收益率为评价指标。作单因素三评价指标交会图（见图1～4）。

由图1可知：①随着液量保持水平的增加，累计产油量的总体趋势是增加的，液量从75t/d增加到100t/d，累计产油量增幅明显；但从100t/d到125t/d，增幅平缓。②阶段末含水率整体变化趋势平缓，总体表现为液量减少含水率降低。③内部收益率先升后降，反映液量水平并非越高越好，其原因在于随产出液量增加，能耗、原油和污水处理费用等大幅增加，使得高液量水平下的效益较差。另外，工区储层非常疏松，出于防砂考虑应避免过高的液量水平。分别选取内部收益率变化曲线与其余两指标曲线的交点，取间距之半，对应横坐标取值92t/d。

由图2可知：①随着水平井水平段长度的增加，累计产油量的总体趋势是增加的，从300m增加到500m，累计产油量增幅明显；②阶段末含水整体变化趋势平缓；③内部收益率的变化趋势与前两者变化趋势相反，反映水平段长度并非越长越好，其原因在于水平段长度的增加使得钻井费用大幅上升，影响了净利润水平。分别选取内部收益率变化曲线与其余2个指标曲线的交点，取间距之半，对应横坐标取值387m。

图1 液量保持水平三评价指标交会图

图2 水平井水平段长度三评价指标交会图

由图3可知：随着避射高度的增加，累计产油量、内部收益率是增加的；阶段末含水率呈下降趋势。3种评判指标并无矛盾之处，因此取避射高度10m最为合理。

由图4可知：①井轨迹方位对阶段末含水率影响幅度较小，阶段末含水率变化呈现两头高，中间低的规律，表明东北－西南方向抑制含水率上升最有效；②西北－东南向累计产油量最高，其次为东北－西南向，东西向产油量最少；③内部收益率呈现两头低，中间高的变化趋势，表明沿东北－西南向布井经济效益最好。综合分析后，确定沿东北－西南向布井。

图3 避射高度三评价指标交会图

图4 井轨迹方位三评价指标交会图

2）优选结果综合分析 如果单纯追求产油量最大，液量保持水平和水平段长度当然是越大越好。但考虑经济因素，这种结论就不可靠了。以往的研究过多地注重采收率因素，笔者认为不合理。综合技术与经济指标的分析，得到的结论更为实用。

受控于地质因素的影响，避射高度不能无限的高，但在地质规律制约下，尽量增大避水高度有利于减缓由于储层和流体非均质性引起的底水不规则脊进，优化参数的确定也反映了这种规律。

由于工区辫状水道沿东北－西南向发育，井轨迹沿东北－西南向布置正好位于有利储层，且有利于底水能量的补给 （见图5），方位优选结果是合理的。

图5 工区沉积相平面分布及井轨迹方位示意图

2.3 预测结果分析

以上述优化确定的参数值建立最优方案，追加方案的数值模拟结果为：累计产油量66.96t，阶段末含水率89.56%，内部收益率13.8%。保证最优方案在技术上和经济上都是最优可行的。

3 结 论

1）开发概念方案中优化参数的合理选择及水平值的合理确定，必须综合考虑油藏类型、开发方式、储层及流体非均质性及试油试采成果等。

2）评价正交优化结果时应避免仅以累计产油量或采收率为评判指标，综合考虑工程及技术因素，会得到更符合实际、更有用的结果，并有利于降低滚动开发的风险。

3）对正交设计选出的9个方案的数模计算结果进行了直观分析，寻找出主要和次要参数，并利用单因素三评价指标交会图法，筛选出整体开发设计的最优方案，较好地解决了该类开发问题，有利于降低下一步开发风险。

［1］方宏长，阎存章，周继涛.油田开发设计方法 ［J］.石油勘探与开发，1996，23（5）：40～41.

［2］王顺华，荣启宏，王斌.正理庄油田南区东营组不稳定注水参数的优化设计 ［J］.石油钻探技术，2004，32（1）：57～59.

［3］计秉玉.正交设计在油藏数值模拟中的应用 ［J］.数理统计与管理，1994，13（5）：28～31.

［4］董长银，张琪，曲占庆.水平井砾石充填参数优化设计的正交数值实验法 ［J］.石油钻采工艺，2004，26（2）：42～44.

［5］韩兴刚，徐文，刘海锋.“正交试验法”在油气田开发方案优化设计中的应用 ［J］.天然气工业，2005，25（4）：116～118.

［6］裘怿楠，陈子棋.油藏描述 ［M］.北京：石油工业出版社，1996.

［7］喻高明，凌建军，蒋明煊.砂岩底水油藏开采机理及开发策略 ［J］.石油学报，1997，18（2）：61～65.

［8］游小淼，周瑜，房志伟，等.应用非稳定流法计算边底水油藏水油体积比 ［J］.断块油气田，2004，11（4）：42～43.

Development Conception Project Design for Ng11Reservoir in Guanjiapu Foreshore Oilfield

WU Zheng，ZHANG Wei，WANG Jian-fu，WANG Li-qiang （First Author’s Address：Faculty of Energy Resources，China University of Petroleum，Beijing100083，China）

In combination with early reservoir evaluation project in Dagang Oilfield，on the base of reservoir description using seismic data at the early stage，four sensitive parameters that affected reservoir development were determined.With the help of the idea of orthogonal experimental design，nine programs were designed and each evaluation was reached through reservoir numeric simulation.Then，from the view of reservoir engineering and technology economy，the control factors and effect of sensitive parameters were analyzed by adopting single factor vs.three-evaluation index figure.The shortcomings that optimized value should be the set value of orthogonal design or the reason was not enough when the optimized results was not designed value were overcome.Further，reasonable values of four sensitive parameters were determined.The rationality and inevitability of results were analyzed in combination with geological and engineering conditions and economical restriction.The results show that liquid production level and horizontal length in the horizontal wells exist a sound engineering value under the restriction of economy；results of height water avoidance and well trajectory orientation are consistent with trend under the economic restriction.Optimized results ensure that the program is feasible in economy and technology.

conception project design；orthogonal experiment；reservoir numeric simulation；crossplot；reservoir engineering；technology economy

TE323

A

1000-9752（2012）02-0124-04

2011-12-10

吴征 （1970-），男，1992年江汉石油学院毕业，高级工程师，博士生，现主要从事油田开发与管理工作。

［编辑］ 苏开科