海上小型边际油田滚动评价开发创新模式探索实践——以渤海某边际小油田开发实践为例

李 伟，汪 跃，李 功

（中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300459）

“十五”以来，渤海油田针对探明储量小、单井产能高的“小而肥”油田，先后探索并成功实践了“三一式”和“蜜蜂式”开发模式，对于降低浅海边际油田开发门槛，改善投资经济效益提供了有利借鉴。彼时针对边际油田去边际化的重心在于设施小型化、模式简易化和成本最低化。然而，对于那些探明程度低，产能不落实的小型含油气构造/油田，由于地质油藏条件复杂，较难建立有效的容错机制，迟迟打不开局面。

“十二五”以来，渤海油田针对这类存在 “地质油藏风险”的含油气构造或油田，创新提出总体开发+先期试采有机结合的滚动评价开发思路，并制定整体部署，分步实施的层次化投资决策程序[1]。以渤海某小型边际油田开发前期研究为靶区，探索建立符合渤海油田开发特点及需求的海上小型边际油田滚动评价开发可行性研究与实践技术体系。

1 “一体化”滚动评价开发创新模式的特点

1.1 “一体化”滚动评价开发创新模式与传统评价及开发模式的差异

“一体化”滚动评价开发创新模式，是以经济有效开发为目标，立足整体开发方案可行性研究及开发风险评估，反推开发评价目的及需求，按照开发评价井与开发方案井位设计有机结合的思路，有序推进评价与开发“全周期”统筹和 “一体化”联动。

相比传统模式，新模式将先导评价井与整体开发井并行设计，最大限度地满足成果继承和资产优化配置需要。该模式利用周期更长、工作制度更稳定的延长测试替代传统的DST测试，以指导油藏开发指标可靠性的评价，为建立有效的容错机制创造了先决条件（表1）。

表1 “一体化”滚动评价开发模式与传统评价模式主要特点对比

1.2 “一体化”滚动评价开发模式的部署策略流程及关键技术

1.2.1 “一体化”滚动评价开发模式的部署策略及流程

“一体化”滚动评价开发模式的设计和决策部署，首先建立在“整体开发方案研究”基础上，将风险评价目标与整体开发方案充分结合，优选可兼顾评价任务的开发井先期部署，并制定“先期试采+整体开发”分步实施策略（即，评价成功则评价井保留，跟进完善整体开发方案并实施；反之则永久弃井，规避整体开发投资风险），为层次化决策提供依据，具体流程见图1。

图1 “先期试采+整体开发”研究及部署流程图

1.2.2 “一体化”滚动评价开发模式的关键技术

（1）先导评价井井口位置优选及井口回接技术应用

井口回接技术的应用，是节约油田开发成本，实现“一体化”联动的重要保障。该技术主要包括两部分，一是水下泥线悬挂设备与回接井口的对扣连接工艺[2-3]，二是井口定位及回接导向结构的工程实现技术[4]。其关键不仅在于跨专业技术衔接，更突出评价井的功能属性定位。先导评价井井口坐标的确定不以单井进尺最小或井轨迹最优为原则，而是以整体开发平台位置优选成果为依据，从而实现评价属性向开发属性迁移。

出于成本及可操作性考虑，先导评价井以不超过2口井为宜。在评价阶段，利用三角结构稳定特性，下入一座水下3孔基盘，基盘位置与整体开发的井口保护架中心一致，随后下入2根33″隔水管（兼顾井身结构设计及井口稳定性保障），其中1根隔水管兼作定位桩，由钻井平台钻入，便于后期回接导向（图2）。

图2 先导评价井“井口回接”工程定位及导向结构设计示意图

（2）海上延长测试/试采工程装备及外输系统配套技术

渤海油田在上世纪90年代中期，先后针对曹妃甸1-6油田和锦州9-3油田组织开展过“延长测试”作业。彼时工程配套装备为钻井船+系泊油轮，受平台甲板空间等限制，仅做简易气液分离处理，无法实现合格原油外输销售；同时系泊油轮兼顾仓储和外输转运功能，一定程度上影响延长测试的持续性和稳定性[5]。

由此，针对“一体化”滚动评价开发模式工程配套装备功能需求，渤海油田充分借鉴“小蜜蜂”的原油处理及油水隔离存储功能（有效舱容约3000 m3）设计[6]，引入高效小型化“三相”处理流程设计，辅以大力锚外输系泊系统配套，推动创建了国内首座适用于浅海独立含油气构造开发评价延长测试的专业装备——海洋石油162 （图3）。该装备于2016年获得实用型发明专利 （专利号：ZL201410194173.1），保障长周期测试产出液的舱储安全的同时，亦可满足即时转运、外输销售的标准。

图3 海洋石油162及外输系统示意图

（3）开发评价井随钻实时跟踪决策分析及钻后快速评估技术

随钻实时跟踪决策系统，常用于开发井和调整井的随钻实施决策管理。通过井场录井及测井数据远程传输及陆地终端集成呈现等技术，实现现场地质与办公室地质的信息共享，达到针对地下变化的实时捕捉、快速响应和及时调整[7]，保障实施效果的目的。

“一体化”滚动评价开发模式，因其先导评价井自带评价决策与开发决策的双重属性，因此在实钻过程中建议下入随钻测井工具，并利用随钻实时跟踪决策系统，建立实时跟踪，高效决策工作机制，保障风险评估和作业计划调整的时效性。

2 “一体化”滚动评价开发模式的实践效果

2.1 XX油田的开发难点

2.1.1 地质油藏特征及开发风险

XX油田主要发育两套储层，即下古生界奥陶系碳酸盐岩潜山和新生界古近系沙河街组生屑云岩。主力沙河街组生物碎屑云岩储层发育受潜山古地貌、水文环境及生物活动规律等影响，储层空间展布不确定性因素多。根据油田范围内恢复古地貌地层厚度分析预测，初步判断生屑云岩主要发育在地层厚度100～180 m范围内，地层厚度小于100 m范围内可能存在储层减薄风险（图4），加之潮间带沉积环境复杂多变，生物孔隙间胶结致密，储层有效孔隙度及连通性认识不足。此外，潜山顶部低渗透层的分布稳定性及潜山裂缝发育和水体倍数的不确定，加之勘探阶段2井区1口评价井DST测试出水，使得整体开发方案存在较大风险。

图4 XX油田恢复古地貌生屑云岩发育范围及风险预测

2.1.2 先导评价井钻探及延长测试/试采目的

（1）落实预测沙河街组高部位储层减薄风险，评价有效动用储量规模；

（2）落实主力沙河街组储层连通性，评估整体注水开发方案的可行性；

（3）落实潜山顶部低渗层稳定性，验证沙河街组与潜山油藏成藏模式；

（4）评价潜山地质模式（水体倍数），落实整体开发底水“上窜”风险。

2.2 滚动评价及开发方案“一体化”实施效果

在整体开发方案井位设计及平台位置优选初步成果基础上，根据油田储量分布特征，结合开发风险评价目标，设计2口先导评价井（1口定向井+1口水平井）（图5），建立干扰试井关系，优先评价主力1井区开发风险。井口坐标前后统一，以便回接再用。

图5 “一体化”联动，整体部署，分步实施

2.2.1 开发评价+整体开发一体化联动实施决策树

根据整体开发风险初步量化及临界开发可动用门槛评估初步结果，结合先导评价井优选设计，制定开发评价+整体开发一体化联动实施决策树（图6）。以先导评价7井实钻高部位储层厚度，进行油田静态储量复算及整体开发经济性评估 （若可动用储量规模大于400×104m3，则进入整体开发系统优化；可动用储量规模少于400×104m3，则转入成本回收止损模式），进而结合干扰测试评价8h井，进行油藏动态测试，验证储层孔隙发育程度及横向连通性等，作为后续注水开发可行性论证依据。

图6 “开发评价+整体开发”一体化联动实施决策树

2.3 滚动评价及开发创新模式的实践效果

2.3.1 先导评价井达到落实开发风险目标

2.3.1.1 油田构造高部位储层减薄风险得到验证

根据2口先导评价井实钻静态地质资料分析，验证钻前预测的沙一段构造高部位储层减薄的风险。目的层构造形态与钻前基本一致，实钻储层构造顶面深度比钻前预测深12.0 m。水平井实钻储层构造顶面深度比钻前预测浅21.0 m，分析原因是受到该区上部火成岩影响，导致目的层速度横向具有一定变化。

2.3.1.2 延长测试动态资料排除整体注水开发风险

2口先导评价井延长测试过程共计录取地层静压6井次（7井5次、8h井1次），关井压力恢复测试8井次（7井5次、8h井3次），基本达到了测试目的，主要包括2个方面。

（1）评价潜山水体规模属于弱水体（小于2倍）

7井潜山生产1个月后测压恢，地层静压27.80 mPa，地层压降6.751 mPa；单采沙河街期间，压力未见恢复。根据静压和流压资料分析，同时参考石油行业标准，综合分析该油田潜山属于天然能量较弱的油藏，基本排除了潜山底水上窜的开发风险[8]。

（2）沙河街组储层连通性较好

试井解释方面，7井沙河街组关井压恢资料试井解释渗透率14.6×10−3μm2，表皮−0.8，探测半径300 m；8h井关井压恢资料试井解释渗透率35.8×10−3μm2，表皮0.8，探测半径480 m。压力监测方面，8h井稳定生产一段时间后关井压力恢复，监测地层压降4.204 mPa；7井上返沙河街组时测地层静压，已存在一定程度压降，表明8h井的生产对7井产生影响，表明2口井在探测半径的范围内储层连通性较好，基本满足整体开发方案可行性评估需求。

2.3.2 临时试采装备应用实现延长测试兼顾成本回收

2口先导评价井试采阶段依靠天然能量开发，周期6个月，剔除期间试采平台拖航和弃井时间，纯试采期147天，累计生产原油约6×104m3，处理合格后外输销售，实现约60%以上评价成本的即时收回。

2.3.3 油田整体开发可行性再评估得到实质性推进

（1）根据静态储量再评估以及主力储层连通性再认识，油田整体开发方案的可动用储量规模及注水开发油藏配产及逐年生产指标，得到进一步夯实，大大降低了开发投资决策风险。

（2）设计开发井5口，2注3采（1井区保留8h井生产，新增1注1采；2井区设计1注1采），7井留做水源井，高峰年产油13×104m3，采收率达24%，基本满足该类油藏开发动用条件及投资决策基准要求。

（3）通过2口评价井实钻“经验曲线”学习，提出针对性地开展如井身结构及钻井液体系等进一步优化改进的专题研究，进而夯实总体开发钻完井方案技术可靠性及工期费用合理性。

3 “一体化”滚动评价开发创新模式的应用前景

3.1 模式推广的政策符合性

综合考虑试采权证（1～5年）及海域使用权证（临时用海3个月，长期用海>3个月）申办有效周期，针对计划开采周期较短（1～2年）的潜力目标，建议以区域为单元进行打包申报。先期试采基础上，适时申请转采，并结合生产动态及投资收益评估，滚动评价分步实施。

3.2 模式推广的必要性

结合当前低油价新常态，围绕边际小油田开发突破，持续加强技术创新和模式创新，是提升该类油藏开发投资效率的唯一出路[9-10]。通过“一体化”滚动评价开发模式的创新实践，可夯实油藏开发基础，提升开发风险评价的可靠性，进而增强边际小油田开发信心。

目前，渤海油田已完成后续3个有利含油气构造的筛选工作，并将“一体化”滚动评价及开发模式的再实践提上议程，以期加快盘活小规模潜力储量有效动用。

4 结论

渤海油田以XX边际小油田开发实践为例，立足勘探与开发联动指导思想，探索创建了适合海上边际油田系统连片开发的“一体化”滚动评价开发创新模式：

（1）立足整体开发方案优选先导评价井，制定先期试采+整体开发的分步实施策略，为层次化决策创造条件；

（2）通过井口回接技术应用，实现先导评价井的评价属性向开发属性的迁移，大幅降低开发成本；

（3）引进专业试采装备，实现评价储量向可采储量快速转化，并构建评价成本即时回收的快速通道，有效规避投资决策风险。