中国近海陆相典型沉积类型油田水驱高效开发模式探讨*

张金庆 安桂荣 耿站立 张 伟 潘彩霞

(1. 海洋石油高效开发国家重点实验室 北京 100028； 2. 中海油研究总院 北京 100028)

中国近海陆相典型沉积类型油田水驱高效开发模式探讨*

张金庆1,2安桂荣1,2耿站立1,2张 伟1,2潘彩霞1,2

(1. 海洋石油高效开发国家重点实验室 北京 100028； 2. 中海油研究总院 北京 100028)

张金庆,安桂荣,耿站立，等.中国近海陆相典型沉积类型油田水驱高效开发模式探讨[J].中国海上油气，2017,29(2)：70-77.

ZHANG Jinqing,AN Guirong,GENG Zhanli,et al.Discussion on high efficient water flooding development mode of the typical continental sedimentary oilfields in China offshore[J].China Offshore Oil and Gas,2017,29(2):70-77.

海上油田开发具有早期评价资料少、开发成本高、平台寿命受限的特点，不同沉积类型油田需要选取合理开发模式，实现平台寿命期内经济高效开发。分析了中国近海绥中36-1油田、秦皇岛32-6油田、渤中25-1S等3个陆相典型沉积类型油田地质油藏认识过程和开发调整实践过程，总结出了“三性”特征，即早期评价阶段地质油藏特征认识的局限性、高成本条件下水驱开发模式优选的特殊性、不同沉积类型水驱开发调整效果的差异性，提出了水驱高效开发效益优先兼顾风险规避的原则和平面矛盾与纵向矛盾优先解决的策略；依据所提原则和策略，提出了3个陆相典型沉积类型油田的水驱高效开发模式，即湖泊三角洲沉积油田一次井网一套层系合采分注模式、曲流河沉积油田二次井网分期分层系开发模式、浅水三角洲沉积油田一套层系滚动开发模式，为海上同类型新油田开发提供借鉴。

中国近海油田；陆相沉积；水驱高效开发；开发调整；开发模式

1 问题的提出

我国陆相砂岩油田具有小层数量多、储层及流体非均质性强等共同特征，但不同沉积类型陆相砂岩油田的地质油藏复杂程度差异很大，需要多次调整、逐步认识，尽最大可能规避地质风险，在促进地质理论发展、油藏认识深化及工艺技术进步的同时，不断改善油田开发效果[1]。以大庆油田主体喇萨杏油田为例[2]，该油田为大型陆相浅水湖盆湖泊三角洲沉积体系，发育有萨、葡、高等3套油层，非均质性严重，层间、平面及层内矛盾非常突出。大庆油田以“实践、认识、再实践、再认识”的思想为指导，将提高采收率作为油田开发的主体，抓住油田不同开发阶段主要开发矛盾，逐步发展完善了以早期注水、分层开采、加密调整、聚合物驱等为主导的系列开采技术，实现了中高渗、低渗、表外储量有序动用，并形成了一套大型陆相多层砂岩油田开发理论及模式，保障了油田的经济有效开发，为实现27年稳产5 000×104t做出了巨大贡献。

中国近海陆相砂岩油田开发不同于陆上油田[3]。一方面，海上开发环境决定了早期油藏评价阶段评价井数少、录取资料有限，对地质油藏特征的认识具有很大的局限性，而立足平台开发的工程模式成本高，有限的开发井难以有效解决储层平面矛盾和纵向矛盾；另一方面，为提高油田开发效益，在有限平台寿命期内实现较高的采出程度，需要追求高速高效开发模式，因此必须协调解决开发程序与风险规避之间的矛盾。由于中国近海陆相砂岩油田沉积类型多样，早期评价阶段地质油藏特征认识程度、开发调整模式、开发调整效果差异大，因此需要系统总结海上陆相典型沉积类型油田的地质油藏特征认识过程、开发调整模式及开发调整效果，进而研究提出相应的水驱高效开发模式，以期为同类型新油田开发提供借鉴。

2 中国近海陆相典型沉积类型油田开发调整实践及认识

选取我国近海3个陆相典型沉积类型油田，即绥中36-1油田、秦皇岛32-6油田、渤中25-1S油田，通过对这3个油田的地质油藏认识和开发调整实践过程进行总结，形成了中国近海陆相砂岩油田水驱开发调整的 “三性”特征认识。

2.1 早期油藏评价阶段地质油藏认识的局限性

海上油气田钻探井及评价井时需要钻井船及支持船，成本较高，因此探井、评价井数量较少，一般早期油藏预评价仅通过1～2口探井并结合地震资料进行，早期油藏评价阶段通过少量评价井并结合高分辨率地震资料进行[4]，绥中36-1、秦皇岛32-6、渤中25-1S等3个油田经历了十几甚至二十几年的开发，地质油藏特征认识得到了不断深化，早期油藏预评价、油藏评价、一次井网直至二次井网阶段地质油藏认识的变化过程客观地反映了每个油田早期评价阶段地质油藏认识具有不同程度的局限性，更反映了其地质油藏复杂程度的差异性(表1～3)。

1) 以绥中36-1为代表的大型湖泊三角洲沉积油田在早期油藏评价阶段地质油藏特征认识风险相对较小。绥中36-1油田通过2口探井及航磁、海磁、海底重力、模拟地震和数字地震完成了早期油藏预评价，进而基于11口评价井和128 km2三维地震资料完成了早期油藏评价[5]；一次井网钻后综合研究表明油藏评价阶段主要地质油藏特征认识基本未发生变化，而且单井实际产量高于方案设计产量；二次井网钻后研究再次证明了该油田油藏评价阶段地质油藏认识的可靠性。因此，以绥中36-1为代表的大型湖泊三角洲沉积油田在早期油藏评价阶段地质油藏特征认识风险较小。

2) 以秦皇岛32-6为代表的复杂河流相油田在早期油藏评价阶段地质油藏特征认识风险相对较大。秦皇岛32-6油田通过3口探井和450×500线距高分辨率二维地震资料完成了早期油藏预评价，进而基于11口评价井和155 km2三维高分辨率地震资料完成了早期油藏评价[5]。一次井网钻后研究表明，油藏构造特征基本与ODP阶段认识保持一致；探明地质储量总数变化不大，但储量分布发生很大的变化，主力油组探明地质储量比例由早期油藏评价阶段的86%降低为64%；纵向、横向上砂体数量变多，连通性变差，岩性及岩性构造油藏储量增加，占整个储量的65%；油水系统增多，油藏类型变化大，底水储量比例由早期油藏评价阶段的13%增加为40%；流体性质整体变差，黏度由80～130 mPa·s变为260～300 mPa·s；单井实际产量仅达到方案设计产量的50%左右。该油田经过一次井网钻后研究深化了地质油藏认识，二次井网钻后研究除了油田内部新增7%的优质探明地质储量外，主要的地质油藏特征认识基本未发生变化，而且单井实际产量与方案设计产量基本一致。因此，以秦皇岛32-6为代表的复杂河流相油田在早期油藏评价阶段地质油藏特征认识风险较大。

表1 绥中36-1油田不同阶段地质油藏特征认识对比表Table 1 Comparison of geology and reservoir characteristics of SZ36-1 oilfield

表2 秦皇岛32-6油田不同阶段地质油藏特征认识对比表Table 2 Comparison of geology and reservoir characteristics of QHD32-6 oilfield

表3 渤中25-1S油田不同阶段地质油藏特征认识对比表Table 3 Comparison of geology and reservoir characteristics of BZ25-1S oilfield

3) 以渤中25-1S为代表的浅水三角洲油田在早期油藏评价阶段地质油藏特征认识风险大。受渤海大量明下段油气田发现的启发，渤中25-1S油田通过1口探井完成了早期油藏预评价，进而通过10口评价井和350 km2三维地震资料完成了早期油藏评价[5]。由于该油田地质油藏相对复杂，该阶段关于沉积类型的认识具有2种观点，一种观点认为是滨浅湖-曲流河平原沉积(龚再升 等[6]，2000年；何仕斌 等[7]，2001年)，另一种观点认为是三角洲沉积(徐长贵 等[8]，2002年)，一次井网钻后研究认为是浅水三角洲沉积(朱伟林 等[9]，2008年)，这一认识延续至今。由于随钻过程中地质油藏认识变化较大，一次井网实施过程中对井位井型重新整体部署，基于钻后油藏描述新认识以单砂体为开发单元进行布井，钻后研究认为油藏构造形态变化不大，但区内小断层增加。早期油藏评价阶段认为在含油构造范围内油层全区分布，而钻后实际表明各区的储层发育程度不一致，且存在部分井区储层不发育；早期油藏评价阶段分析认为主力含油砂体叠加连片分布，而钻后分析表明单一河道宽度平均约330 m，且河道与河道之间连通性较差；早期油藏评价阶段明下段油藏类型以岩性构造油藏为主，储量计算单元14个，并且储量主要集中在5个单元内，而钻后分析表明油藏类型多，储量较为分散，储量计算单元达187个，其中储量小于50×104m3的计算单元超过150个，占总储量的82%。虽然一次井网实施过程中对井位井型进行了重大调整，但单井实际产量仅达到方案设计产量的50%左右。此后该油田陆续实施了零散调整，但仍难以落实储层连通情况及复杂的砂体叠置关系，且单井产量仍维持在较低的水平，与一次井网钻后研究实际产量基本持平。因此，以渤中25-1S为代表的浅水三角洲油田在早期油藏评价阶段地质油藏特征认识风险大。

2.2 高成本条件下水驱开发调整模式优选的特殊性

海上油田开发成本高决定了中国近海陆相油田水驱开发调整模式不同于陆地油田，具体从油田水驱开发模式发展阶段及典型陆相沉积油田开发调整进行阐述。

1) 中国近海陆相砂岩油田水驱开发模式发展阶段。

由于海上油气田具有开发成本高且平台寿命有限的特点，中国近海油田开发走出了一条不同于陆地油田开发之路。我国近海陆相砂岩油田水驱开发模式大致经历了以下6个发展阶段[10]：①陆地模式低速试采探索阶段。该阶段属于一无经验、二无技术的自主创业和试验性开发阶段，主要照搬陆上油田详探和试采模式，先后对埕北、海四和428西等3个油田、1个含油构造进行了试验性开发与试采。②陆相中小型油田“少井高产”探索阶段。该阶段以埕北、渤中28-1和渤中34-2/4油田为代表的中小型油田通过国际合作采用了国际海上油田通用的开发模式，进入了经济高效开发阶段。③大型陆相整装油田先导试验开发阶段。该阶段缺少海上大型陆相稠油油田开发经验，加之评价资料及技术不足，绥中36-1油田规划分2期进行开发，I期开发为先导试验阶段，地质储量超亿吨，建成了百万吨产能规模，开启了海上陆相稠油大规模经济开发的序幕，为大型陆相油田高速高效开发奠定了技术和实践基础。④大型陆相油田高速高效开发阶段。该阶段以绥中36-1油田II期、秦皇岛32-6、蓬莱19-3油田为代表的5个大型油田陆续投产，同时以区域开发理念[11-12]为引导带动了一批中小型陆相油田的高速高效开发。⑤整体加密及综合调整阶段[13]。该阶段以绥中36-1油田I期、秦皇岛32-6油田为代表的10个陆相砂岩油田整体加密及综合调整项目相继成功实施[14]，开发井距逐步缩小，地质油藏认识不断深化，水驱控制程度大幅提高，注采关系不断完善，水驱开发效果得以改善，平台寿命期内水驱采收率提高了5%～10%。⑥整体加密后二次调整探索阶段。该阶段绥中36-1油田I期整体加密后水驱采收率提高了10.5%，但层间矛盾依然突出，层间产液及吸水强度差异大，水淹程度严重不均，因此开辟了2个层系细分试验井组，为进一步研究整体加密及综合调整二次调整技术经济可行性提供了技术支持。

2) 3个陆相典型沉积类型油田水驱开发模式对比。

以绥中36-1、秦皇岛32-6、渤中25-1S油田为代表的陆相典型沉积油田经历了基础井网开发、二次井网开发(整体加密/综合调整/零散调整)，目前绥中36-1油田正在开展层系细分试验。特别是这3个油田在编制总体开发方案时国际原油价格长期在10～20美元/桶之间徘徊，同时考虑早期油藏评价阶段地质油藏认识的风险，基础井网采用1套层系、大井距(400～500 m)进行开发，而且开发过程中针对暴露出来的生产矛盾实施了相应的调整措施。随后绥中36-1油田I期、II期均在投产17年后继续基于一套开发层系实施了整体加密调整，井距缩小为250～300 m；秦皇岛32-6油田在投产13年后细分3套开发层系采用水平井与定向井相结合的模式实施了综合调整；渤中25-1S油田由于其地质油藏认识风险尚未得到有效落实，仍不具备实施综合调整的技术和经济条件。

2.3 不同沉积类型水驱开发调整效果的差异性

由于绥中36-1、秦皇岛32-6、渤中25-1S油田地质油藏条件差异大，水驱开发调整效果也具有很大的差异。绥中36-1油田I期基础井网单井可采储量为47.8×104m3，整体加密5 a后新开发井单井增加可采储量为15.9×104m3，仅为基础井网单井可采储量的1/3；秦皇岛32-6油田由于早期油藏评价阶段地质油藏认识存在一定的风险，基础井网单井可采储量为14.5×104m3，综合调整1 a后预测新开发井单井增加可采储量为14.9×104m3，略高于基础井网单井可采储量；渤中25-1S油田由于地质油藏认识风险尚未得到有效落实，未实施大规模调整，但不同年份实施的开发井及后续实施的零散调整井单井初始年产及单井可采储量基本相当，单井可采储量平均为14×104m3左右。由此可见，绥中36-1油田地质油藏条件优越，基础井网水驱控制程度即可达到较高的水平，整体加密后水驱控制程度未显著增加，因此整体加密后新开发井单井增加可采储量远低于基础开发井单井可采储量；秦皇岛32-6油田地质油藏条件次之，基础井网水驱控制程度处于较低水平，实施综合调整后井网水驱控制程度显著增加，因此综合调整后新开发井单井增加可采储量与基础开发井单井可采储量基本相当。

3 中国近海陆相沉积油田水驱高效开发原则及策略

由于不同沉积类型海上油田具有早期评价阶段地质油藏特征认识的局限性、高成本条件下水驱开发模式优选的特殊性以及不同沉积类型水驱开发调整效果的差异性，在编制油田总体开发方案时应基于地质油藏特征、投资及油价水平，确定合理的水驱高效开发原则及策略。

3.1 效益优先兼顾风险规避原则

3.1.1 效益优先兼顾产量有序接替

海上油田开发成本高、平台寿命有限，必须实施高速高效开发战略，尽可能地缩短油田生命周期，在较短的开发期内实现较高的采出程度，尽早回收投资，加快资金流通，以获得最大的经济效益，因此需要基于效益优先的原则采取高速高效开发模式。但对于特定的油田来说，采油速度越高，稳产期越短，同时产量递减越快。因此，在实施高速高效开发战略时，必须考虑一个海域或油田群资源接替的良性循环，确保产量稳定接替，以保障国家能源安全和经济稳定发展。对于特定海域或者油田群来说，通过域内或周边新油田的发现并投产实现海域或油田群的产量稳定是实施高速高效开发战略的重要举措，需要区域统筹规划，充分发挥独立开发、依托开发、联合开发优势互补作用，实现海域或油田群高速高效、可持续性开发。

3.1.2 风险规避是实现效益优先的保障

由于早期油藏评价阶段地质油藏特征认识具有很大的局限性，地质油藏条件复杂的油田总体开发方案编制具有一定的盲目性和风险性，因此需要根据目标油田的地质油藏复杂程度确定合理的开发程序，即通过一次井网开发还是多次井网进行开发。对于地质油藏条件复杂的油田，一次井网实施后经过一段时间的生产，在地质油藏认识程度加深后再部署二次井网甚至三次井网，以最大程度规避地质油藏风险。因此，考虑地质油藏的复杂性和海上平台寿命限制，遵循“程序不能超越、节奏可以加快”的原则，缩短“布井-研究-再布井-再研究”的周期，尽可能规避地质油藏风险，确保所有投资都能获得最大的经济效益。

3.2 平面矛盾与纵向矛盾优先解决策略

陆相沉积油田具有小层数量多、储层及流体非均质性强等共同特征，开发过程中平面矛盾和纵向矛盾往往同时存在，只是严重程度存在差异；同时由于海上油田开发成本高，特定油田的经济合理井数相对较少，因此有限的开发井数在解决油田的平面矛盾和纵向矛盾时往往捉襟见肘，必须客观评价平面矛盾和纵向矛盾孰轻孰重，提出优先解决策略，选取合理的井网和井型编制总体开发方案。

4 中国近海陆相典型沉积类型油田水驱高效开发模式

遵循中国近海陆相油田水驱高效开发原则及策略，首先基于当前规划总井数及目标采收率提出了绥中36-1油田I期、秦皇岛32-6、渤中25-1S油田水驱高效开发模式，然后基于当前单井综合成本0.7亿元测算了满足公司基准内部收益率的经济油价，最后分析了不同沉积类型油田水驱开发模式的差异。

4.1 湖泊三角洲沉积油田一次井网一套层系合采分注模式

4.1.1 优选原则与策略

绥中36-1油田I期为湖泊三角洲沉积，在早期油藏评价阶段地质油藏认识基本无风险，具备一次井网开发的条件。由于该油田储层连续性好、层间矛盾较小，建议优先解决平面矛盾，推荐一套层系采用合采分注方式、规则井网进行开发。

4.1.2 层系与井网优选

综合考虑绥中36-1油田I期构造简单、储层大片连续分布、纵向流体黏度差异小、油水关系简单及边底水能量弱的特点，整体一套层系、局部两套层系，采用定向井采油、注水井工艺分注相结合的规则井网进行开发。

4.1.3 经济敏感性分析

考虑绥中36-1油田I期储量丰度(1 075×104m3/km2)及平台控制能力，虚拟设计50井槽标准平台4座，一次性钻井并投产，按照单井钻完井周期20 d进行排产；进而基于实际产能及递减规律设计了一次井网虚拟水驱开发模式，并与实际开发模式进行了对比(图1)。从图1可以看出，该油田实际和一次井网虚拟模式的高峰采油速度分别为1.8%、3.1%，稳产期分别为10 a、5 a，临界经济油价分别为32美元/桶、27美元/桶；当生产年限均为30 a时，一次井网虚拟模式的水驱采出程度为45.0%，高于实际开发模式40.0%的水驱采出程度；当生产年限均为40 a时，一次井网虚拟模式的水驱采出程度为49.0%，基本与实际开发模式49.3%的水驱采出程度相当。因此，一次井网开发模式可以在相同的开发成本条件下降低开发门槛并获取更高的阶段采出程度。

图1 绥中36-1油田I期虚拟水驱开发模式与实际开发 模式对比Fig .1 Comparison of rates of oil production of first period of SZ36-1 oilfield by virtual water flooding development mode and actual development mode

4.2 曲流河沉积油田二次井网分期分层系开发模式

4.2.1 优选原则与策略

秦皇岛32-6油田以曲流河沉积为主，在早期油藏评价阶段地质油藏认识存在一定程度的风险，不具备一次井网开发的条件，建议采取二次井网开发模式进行分期开发。由于该油田层间原油黏度差异较大、边底水能力较强，建议优先解决层间矛盾，推荐3套层系采用定向井与水平井相结合的局部规则井网进行开发。

4.2.2 层系与井网优选

综合考虑秦皇岛32-6油田构造相对简单、砂体连通性差、岩性油藏多、局部纵向流体黏度差异大、油水关系复杂及具有一定边底水能量的特点，整体三套层系、局部四套层系，采用水平井采油、注水井工艺分注相结合的规则井网进行开发。

4.2.3 经济敏感性分析

考虑秦皇岛32-6油田储量丰度(476×104m3/km2)及平台控制能力，虚拟设计45井槽标准平台9座，分2期进行钻井并投产，其中I期部署3座平台、II期部署6座平台，按照单井钻完井周期20 d进行排产；进而按照初始递减率为15%设计了二次井网虚拟水驱开发模式，并与实际开发模式和一次井网虚拟水驱开发模式进行了对比(图2)。从图2看出，该油田实际和一次井网虚拟模式及二次井网虚拟模式的高峰采油速度分别为1.7%、2.0%、2.5%，稳产期均为5 a，临界经济油价分别为59美元/桶、60美元/桶、50美元/桶，因此采用二次井网开发模式在相同开发成本条件下可以有效降低经济桶油价格水平；当生产年限均为30 a时，二次井网虚拟模式的水驱采收率为35.6%，均高于实际开发模式31.5%和一次井网虚拟模式27.8%的水驱采收率。

图2 秦皇岛32-6油田虚拟水驱开发模式与实际开发 模式对比Fig .2 Comparison of rates of oil production of QHD32-6 oilfield by virtual water flooding development mode and actual development mode

4.3 浅水三角洲沉积油田一套层系滚动开发模式

4.3.1 优选原则与策略

渤中25-1S油田为浅水三角洲沉积，在早期油藏评价阶段地质油藏认识存在较大的风险，不具备一次井网开发的条件，建议采取滚动开发模式。由于该油田储层连通性很差、储量丰度低，推荐一套层系采用不规则的定向井井网进行开发。

4.3.2 层系与井网优选

综合考虑渤中25-1S油田构造相对复杂、砂体横向多变、储量分散且丰度低、纵向流体黏度差异小、边底水能量弱的特点，整体一套层系，采用定向井采油、注水井工艺分注相结合的不规则井网进行开发。

4.3.3 经济敏感性分析

考虑渤中25-1S油田储量丰度(286×104m3/km2)及平台控制能力，虚拟设计40井槽标准平台5座，分3期进行钻井并投产，其中I期部署2座平台、II期部署2座平台、III期部署1座平台，按照单井钻完井周期20 d进行排产；进而按照初始递减率10%设计了虚拟水驱滚动开发模式，并与实际开发模式和一次井网虚拟水驱开发模式进行了对比(图3)。从图3可以看出，该油田实际和一次井网虚拟模式及滚动开发模式的高峰采油速度分别为1.00%、1.67%、1.38%，稳产期分别为13 a、3 a、5 a，临界经济油价分别为57美元/桶、66美元/桶、57美元/桶；当生产年限均为30 a时，滚动开发模式的水驱采收率24.8%，均略高于实际开发模式23.0%和一次井网虚拟模式19.6%的水驱采收率；当生产年限均为40 a时，滚动开发模式的水驱采收率28.2%，均略高于实际开发模式24.9%和一次井网虚拟模式20.9%的水驱采收率。但由于该油田地质油藏条件非常复杂，采用高速开发模式在相同开发成本条件下降低经济桶油价格水平的幅度相对有限。

图3 渤中25-1S油田虚拟水驱开发模式与实际开发模式对比Fig .3 Comparison of rates of oil production of BZ25-1S oilfield by virtual water flooding development mode and actual development mode

图4为绥中36-1油田I期、秦皇岛32-6油田、渤中25-1S油田虚拟水驱开发模式对比，可以看出中国近海3种陆相典型沉积类型油田的水驱开发模式具有较大差异。因此，建议在编制海上类似沉积类型油田总体开发方案时，遵循海上油田水驱高效开发原则及策略，妥善处理效益优先与风险规避的关系，并制定平面矛盾与纵向矛盾优先解决策略，选取最佳的水驱高效开发模式，进一步结合地质油藏及技术经济条件进行系统论证。

图4 中国近海陆相典型沉积类型油田虚拟水驱开发模式对比Fig .4 Comparison of rates of oil production of three typical continental sedimentary oilfields of offshore China by virtual water flooding development modes

5 结论与建议

1) 早期评价资料少、开发成本高、平台寿命受限的特点决定了中国近海不同沉积类型油田具有早期评价阶段地质油藏特征认识的局限性、高成本条件下水驱开发模式优选的特殊性以及不同沉积类型水驱开发调整效果的差异性，因此提出了中国近海陆相沉积油田水驱高效开发原则与策略，即妥善处理效益优先与风险规避关系的原则和确定优先解决平面矛盾与纵向矛盾的策略。

2) 遵循中国近海陆相沉积油田“三性”约束下的水驱高效开发原则及策略，推荐绥中36-1、秦皇岛32-6、渤中25-1S为代表的3种沉积类型油田分别采用一次井网、二次井网和滚动开发模式进行开发，并推荐了相应的层系划分和井网部署策略。由于中国近海陆相不同沉积类型油田水驱开发模式具有很大差异，建议在编制海上类似沉积类型油田总体开发方案时进一步结合技术经济条件进行系统论证。

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(编辑：杨 滨)

Discussion on high efficient water flooding development mode of the typical continental sedimentary oilfields in China offshore

ZHANG Jinqing1,2AN Guirong1,2GENG Zhanli1,2ZHANG Wei1,2PAN Caixia1,2

(1.StateKeyLaboratoryofOffshoreOilExploitation,Beijing100028,China; 2.CNOOCResearchInstitute,Beijing100028,China)

The development of offshore oilfield has the characteristics of less evaluation data, high development cost and limited life span of platform. Reasonable development modes for different sedimentary type oilfields are necessary to achieve economic and efficient development in platform life span. According to reservoir recognition and adjustment practices of three typical continental sedimentary oilfields, such as SZ36-1, QHD32-6 and BZ25-1S, three characteristics are generalized, which are the recognition limitation of geology and reservoir characteristics in the early stage of evaluation, special characteristics of optimal water drive development mode under high cost condition and the adjustment effect difference of water flooding development for different sedimentary types, respectively. The principle of benefit priority and risk avoiding for high efficient water flooding and the strategy of first solving the plane and vertical contradiction are proposed. Based on the principle and strategy, three development modes for high efficient water flooding are proposed, which are the mode of primary well pattern, a set of layers and commingled production and subdivided injection for lacustrine delta sedimentary oilfield, the mode of second well pattern, multi-stage and subdivided layers for meandering river sedimentary oilfield, and the progressive development mode of a set of layers for shallow water delta sedimentary oilfield. The results provide mode reference for the same continental sedimentary offshore oilfields.

China offshore oilfield; continental sedimentation; high efficient water flooding development; development adjustment; development mode

张金庆，男，教授级高级工程师，现主要从事海上油气田开发技术研究及管理工作。地址：北京市朝阳区太阳宫南街6号院(邮编：100028)。E-mail：zhangjq1@cnooc.com.cn。

1673-1506(2017)02-0070-08

10.11935/j.issn.1673-1506.2017.02.009

TE319

A

2016-10-09 改回日期：2016-11-25

*“十三五”国家科技重大专项“国内油气开发发展战略研究(编号：2016ZX05016-006)”部分研究成果。