海上某油田开发效果评价体系应用研究

马 超，陈 凯，张海勇，张 强，冯高城

（1.中海油能源发展投资管理<印尼>有限公司，北京100027；2.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津300452）

在油田整体开发过程中，开展油田开发效果评价主要是为了及时掌握油藏动态变化，并且系统的对油田开发政策进行综合评价，从而总结经验教训，深化油藏开发规律认知，进而预测油藏开发指标变化趋势，制定出符合油藏现状的开发政策及调整措施，以指导油藏更加合理的开发[1]。目前随着国内外注水开发油田的持续研究及认识，逐步形成了状态对比法、系统分析法、灰色系统理论法、模糊综合评判法等多种注水油田开发效果评价方法，并在油田开发效果评价中得到广泛应用[2-10]。

海上油田注重高速高效开发，一般在探井和评价井较少的阶段就确定开发规模和开发方案，导致油藏开发风险较高，如何在高速强采下保证较好的开发效果一直是海上油田开发重点关注的问题。本文中的海上某油田地质油藏基础条件较好，已进入中高含水阶段，产量递减大，含水上升明显，急需对其目前开发效果进行评价。本文结合油田实际需要，分别从注采对应率、水驱储量控制程度、水驱储量动用程度等九个因素对油田开发效果进行了综合评价，从而为油田今后的规划及调整挖潜提供科学依据。

1 油田地质油藏特征

目标区块位于渤海南部海域，构造为一继承性发育并被断层复杂化的断块圈闭，主要含油层系发育于新近系明化镇组下段，储层岩性主要为细粒和中—细粒岩屑长石砂岩，属于浅水三角洲沉积，平均孔隙度31.6%，平均渗透率1787.0mD，属于高孔高渗储层。油藏类型为岩性—构造油气藏、构造油藏和岩性油气藏，油藏埋深-930～-1719m，驱动类型以弱边底水驱动为主。地层压力系数0.99，压力梯度0.968MPa/100m，温度梯度2.80℃/100m，属于正常的压力、温度系统。油田地面原油密度中等、粘度中等、凝固点低、含蜡量高、胶质沥青质中等、含硫量低，属中质常规油。地层原油溶解气油比中等、原油粘度中等。

2 油田开发现状

油田已探明储量砂体25 个，7 个主力砂体的储量占油田储量的90.24%。油田于2009 年3 月投产，以单砂体部署不规则井网开发，主力砂体井点多，非主力砂体主要利用定向井合采、过路井上返或调整井兼顾。小储量砂体基本没有动用。截至研究期限，油田累产油785.71×104m3，采出程度15.95%。油田日产油水平3555.9m3，日产气23.99×104m3，含水率68.6%，日注入量1.15×104m3，累积注采比0.88。油田开发历程按照工作量的安排可以分为三个阶段，2009 年3 月至2011 年11月为产能建设阶段，2011年12月至2014年6月为局部调整阶段，2014年7月至研究期限为综合调整阶段。

3 油田开发效果评价

参考行业标准、相关文献及目标油田实际情况，优选了九项开发指标对目标油田的开发效果进行了综合评价[11-16]。

3.1 注采对应率

截至研究期限油田有22口注水井，注入砂体13个，与注水井连通的采油井射开有效厚度为607.4m，目前采油井射开砂体总有效厚度为663.4m，如表1所示，油田注采对应率为91.56%，注采连通关系好，属于一类开发水平。

表1 田生产井射开厚度统计表

3.2 水驱储量控制程度

油田生产井与注水井连通的砂体有效厚度为80.7m，生产井钻遇砂体的总有效厚度为108.7m，如表2所示，油田水驱储量控制程度为74.24%，属于二类开发水平。

3.3 水驱储量动用程度

首先根据行业标准，利用油田产吸剖面测试资料计算水驱储量动用程度，如表3所示，计算水驱储量动用程度为81.76%，属于一类开发水平。

然后根据水驱曲线法计算水驱储量动用程度。因为油田的含水上升规律符合甲型水驱曲线，因此根据甲型水驱曲线公式计算得油田水驱储量动用程度为88.10%，如表4 所示，属于一类开发水平，油田储量水驱动用程度高。

表2 油田砂体有效厚度统计表

表3 油田水驱储量动用程度计算表

3.4 含水上升率

以油田采出程度1%为间隔取点，计算实际含水上升率；根据油田相渗资料可得含水上升率与含水率的理论曲线，如图1所示。实际含水上升率75%的数据点符合或者低于理论值，且比值小于1.5，整体上油田含水上升率与理论值差别不大，油田开发效果较好。

3.5 存水率

表4 油田水驱储量动用程度计算表

图1 油田含水上升率与含水率曲线

计算油田三个开发阶段的实际注采比和存水率，并与理论曲线相比较，如图2所示。产能建设阶段存水率最高，与理论曲线斜率比值最小，注入水利用率高。综合调整阶段存水率最低，接近理论曲线值，注入水利用率相比其他阶段偏低。

图2 油田存水率理论曲线与阶段实际值关系

3.6 水驱指数

计算油田三个开发阶段的实际注采比和水驱指数，并与理论曲线相比较，如图3所示。产能建设阶段水驱指数处于中间值，但与理论值比值最大，水驱开发效果相对较差。综合调整阶段水驱指数最低，但与理论值比值最小，水驱开发效果相对较好。

3.7 地层压力保持水平

油田原始地层压力11.92MPa，开发过程中注采井数比较稳定，年注采比和累积注采比逐年增大，但地层压力基本逐年递减，2014年有所回升，如图4所示。地层压力平均值9.76MPa，饱和压力10.82MPa，地层压力在饱和压力的85%以上，属于一类开发水平。

图3 油田水驱指数理论曲线与阶段实际值关系

图4 油田历年地层压力与注采比、注采井数比曲线

3.8 采收率预测

由上面研究可知，油田水驱曲线符合甲型特征。根据甲型水驱特征曲线(如图5所示)及相应公式(如表5所示)预测油田在98%的极限含水率下，最终采收率为33.72%。

图5 油田甲型水驱特征曲线

表5 油田预测采收率计算表

3.9 剩余可采储量采油速度

根据目前油田动态数据，利用甲型水驱曲线标定采收率为33.72%，油田可采储量为1661.2×104m3，目前油田累产油696.3×104m3，因此计算剩余可采储量采油速度为13.9%，按照油田开发水平分级属于一类。

4 结论

根据行业标准及相关文献资料，结合油田开发阶段及开发现状，优选了九项评价指标对油田开发效果进行了综合评价。整体来说，目标油田开发效果较好，基本处于一类开发水平，而且经过综合调整阶段之后，部分开发指标仍在进一步改善。