劉小鴻,崔大勇,劉洪杰,黃 凱,劉瑞果

(中海石油(中國）有限公司天津分公司,天津塘沽 300452）

渤中3-2邊際小油氣田開發(fā)策略研究

劉小鴻,崔大勇,劉洪杰,黃 凱,劉瑞果

(中海石油(中國）有限公司天津分公司,天津塘沽 300452）

渤中3-2油田位于渤海中部海域,其距已探明的油田遠,儲量規(guī)模小,抗風險能力差。在研究油田儲量充分動用的基礎(chǔ)上,運用油藏工程和數(shù)值模擬技術(shù),對油田開發(fā)方式、層系、注采井網(wǎng)、井型、井位及井距等參數(shù)進行精細研究,得到了通過提高初期單井產(chǎn)能實現(xiàn)油田經(jīng)濟高速高效開發(fā),體現(xiàn)邊際小油田開發(fā)特點的開發(fā)方案。為了更有效的規(guī)避油田開發(fā)中的風險和挖掘油田的潛力,方案對風險和潛力進行了細致研究并制訂相應對策,使開發(fā)方案的可操作性更強。合理簡化工程設(shè)施,采用“簡易井口平臺+可移動式采油平臺”“蜜蜂式”采油設(shè)施,改善了油田的開發(fā)效果,為渤海灣今后大規(guī)模開發(fā)中小型邊際油氣田積累了實踐經(jīng)驗,開辟了新的思路。

邊際小油氣田;高速開發(fā);油藏數(shù)值模擬;“蜜蜂式”采油設(shè)施

渤海海域經(jīng)過四十年的油氣勘探,發(fā)現(xiàn)并成功開發(fā)了一批大、中型油氣田,綜合開發(fā)效益良好,但是還有很多小規(guī)模的含油氣構(gòu)造或邊際小油氣田未能投入開發(fā)。邊際小油氣田,是指在現(xiàn)有的地質(zhì)、地理、油價等條件下,若采用常規(guī)開采方式,經(jīng)濟效益較差的油田[1]。從理論上講,邊際油田是現(xiàn)金流的貼現(xiàn)值為零的油田,也就是說這種油田以常規(guī)的方法開采,在開發(fā)期的全部收益與勘探開發(fā)的投資基本持平,或收益甚少。一般而言,盈利率在15%以下的邊際油田,其開發(fā)價值不大[2]。因此,開發(fā)建設(shè)這些邊際小油氣田,并且能夠獲得一定經(jīng)濟效益,就必須擺脫常規(guī)技術(shù)與管理的束縛,解放思想,從技術(shù)創(chuàng)新與先進開發(fā)理念與策略入手來嬴得經(jīng)濟效益。

在中國近海油田開發(fā)實踐中,逐步形成了適應于中國海域地質(zhì)特點的邊際油田開發(fā)方法,即小油田群聯(lián)合開發(fā)、單體船生產(chǎn)方式、水下井口回接到附近已有生產(chǎn)設(shè)施采油開發(fā)等[3]。但渤中3-2油田與現(xiàn)有的生產(chǎn)設(shè)施距離較遠,難以進行聯(lián)合開發(fā),綜合評價其經(jīng)濟效益較低。近年來隨著地質(zhì)油藏研究、開發(fā)、鉆完井、海上工程建設(shè)等技術(shù)的不斷發(fā)展,使得有效開發(fā)這類中小型邊際油氣田成為可能。渤中3-2油田通過精細地質(zhì)油藏綜合研究,落實各砂體的油氣分布范圍和儲量規(guī)模,科學優(yōu)化開發(fā)方案,合理簡化工程設(shè)施,降低開發(fā)投資,從而改善油田的開發(fā)效果,為今后大規(guī)模開發(fā)中小型邊際油氣田積累實踐經(jīng)驗,開辟新的思路。

1 油田概況

渤中3-2油田位于渤海中部海域,構(gòu)造整體是一個被斷層復雜化的斷背斜,主要含油層系為新近系明化鎮(zhèn)組下段,油藏埋深1 300～1 700 m,正常溫壓系統(tǒng)。儲集巖性為曲流河沉積的細—中粒巖屑長石砂巖,孔隙度主要分布在30.0%～40.0%之間,平均35.6%,滲透率主分布在100×10-3～8 000 ×10-3μm2,平均 2 980 ×10-3μm2,主要為高孔高滲型儲層。油氣藏主要受巖性和構(gòu)造雙重因素的控制,以構(gòu)造—巖性油藏為主。油田原油性質(zhì)具有密度中等,黏度、含硫量、凝固點低,膠質(zhì)瀝青質(zhì)含量中等、含蠟量高的特點。

渤中3-2油田三級地質(zhì)儲量為681.26×104m3,探明石油地質(zhì)儲量531.16×104m3,其中Ⅲ油組的石油地質(zhì)儲量為441.36×104m3,占總探明地質(zhì)儲量的83.1%。該油組兩個核心儲油砂體2-1519和1-1687的石油地質(zhì)儲量分別為207.11×104m3和155.03×104m3,占全油田地質(zhì)儲量的68.2%(表1）。Ⅲ油組為該油田儲量最為集中的層段,2-1519和1-1687砂體為Ⅲ油組的核心儲油砂體。這種較為集中的儲量分布有利于儲量的動用和油田的開發(fā)。

2 地質(zhì)油藏開發(fā)策略研究

2.1 儲量動用策略

渤中3-2油田探明儲量主要集中分布在2-1519和1-1687砂體,因此開發(fā)主要立足于這兩個砂體。該油田小巖性體較為發(fā)育,除兩個主力砂體外,仍有169.02×104m3探明儲量沒有動用。考慮此類邊際小油氣田后期進行調(diào)整的可能性較小,為了更好的動用該區(qū)儲量,提高經(jīng)濟效益,設(shè)計一口定向井開采非主力砂體中品質(zhì)較好的巖性油藏(圖1）。

表1 渤中3-2油田探明石油地質(zhì)儲量計算成果Tab.1 Proved OIP calculation result of BZ3-2 Oilfield

2.2 高速開發(fā)策略

2-1519砂體為塊狀底水油藏,1-1687砂體為巖性構(gòu)造層狀邊水油藏,為了減少層間干擾,提高油井產(chǎn)能,高速開發(fā)好油田,分兩套層系全部應用水平井開發(fā),2-1519砂體在構(gòu)造的高部位鉆水平井2口利用天然能量開發(fā),1-1687砂體鉆3口水平井1注兩采的方式開采。根據(jù)比采油指數(shù)法和類比法,2-1519砂體單井產(chǎn)能80 m3/d,高峰年采油速度2.4%,1-1687砂體單井產(chǎn)能150 m3/d,高峰年采油速度6.0%,這兩個砂體的采油速度遠遠高于渤海現(xiàn)有相似油田的采油速度(表2）。

圖1 渤中3-2油田明下段Ⅲ～Ⅳ油層組南北向油藏剖面Fig.1 Cross-section of NmⅢ～Ⅳ(S-N）of BZ3-2 Oilfield

2.3 精細方案優(yōu)化策略

對渤中3-2油田的構(gòu)造、油田地質(zhì)模式和油藏特征進行深入細致地研究后,又通過儲層反演技術(shù),對主力砂體的空間展布做了精細的儲層描述工作。在地震、地質(zhì)一體化研究基礎(chǔ)上運用油藏工程和數(shù)值模擬技術(shù),結(jié)合本油田地質(zhì)油藏特點及工程設(shè)施要求,除進行了常規(guī)油田的注采井網(wǎng)、井距及井數(shù)等的優(yōu)化[4],還進行了開發(fā)方式不同的經(jīng)濟性論證,及對不同井型、動用儲量不同的方案指標的優(yōu)化對比,最終得到了通過提高初期采油速度實行合理高速開采。而且方案設(shè)計從每個單砂體,細致研究水平段鉆穿位置、水平段長度等參數(shù)的合理性及可能應對措施,體現(xiàn)邊際小油氣田開發(fā)特點[5]。

最終推薦2-1519砂體探明儲量區(qū)構(gòu)造高部位布2口水平井,水平段長450 m,井距300 m。1-1687砂體探明儲量區(qū)在靠近原有的兩口探井和評價井附近油層較厚處,順構(gòu)造等高線布2口水平井,水平段長500 m,布注水井1口,注采井距400 m,半年后轉(zhuǎn)注。全油田共布井8口(圖2）,其中4口水平生產(chǎn)井,1口水平注水井,1口定向井開發(fā)巖性油藏,1口開發(fā)兼評價井,1口水源兼評價井,預留4個井槽。高峰年產(chǎn)油15.4×104m3,采油速度3.2%,生產(chǎn) 12.5年,累產(chǎn)油 68.4×104m3,含水94.7%,采收率14.4%(2-1519砂體采收率9.5%,1-1687砂體采收率24.2%）(圖3）。通過經(jīng)濟評價,經(jīng)濟開采年限6.5年,累產(chǎn)油57.2×104m3,內(nèi)部收益率為14.0%。

圖2 渤中3-2油田推薦方案開發(fā)井位Fig.2 Well location of BZ3-2 Oilfield in recommended plan

圖3 渤中3-2油田推薦方案開發(fā)指標預測曲線Fig.3 Development index predicting curves of BZ3-2 Oilfield in recommended plan

2.4 風險潛力應對策略

渤中3-2油田儲量規(guī)模小,抗風險能力差,因此除油田推薦開發(fā)方案做到細致縝密外,對油田的風險潛力也要做到充分預計。方案從潛力資源入手,利用兼評價井落實潛力資源,從而使風險降到最低?？紤]“批鉆批完”的鉆井模式,方案中量化出各種可能并進行優(yōu)化,使得油田得以經(jīng)濟有效開發(fā)。

1-1687砂體探明和預測儲量目前均采用探明儲量區(qū)1、2井油底計算,利用壓力數(shù)據(jù)分析認為油水界面有可能更深,這樣探明儲量區(qū)儲量預計增加88.01×104m3,預測區(qū)儲量增加213.09×104m3。目前推薦方案動用了2-1519砂體50%的控制石油地質(zhì)儲量,若控制區(qū)儲量通過兼評價井得到落實,根據(jù)預計規(guī)模,設(shè)計了定向井與水平井兩套開發(fā)指標。由于推薦方案動用了50%的控制石油地質(zhì)儲量,存在一定風險,但是可以通過優(yōu)化鉆井順序,控制儲量區(qū)一旦落空就側(cè)鉆到別的井眼處,可以有效地降低投資風險。

對于預測區(qū)潛力資源量,利用水源兼評價井進行兼探,若儲量落實,針對新的情況探明儲量區(qū)進行井位調(diào)整,預測區(qū)增加布井,量化指標。另外,本油田為曲流河沉積,砂體橫向變化大,300 m半徑圈定的小巖性體油層厚度薄,地震資料無法識別,風險和潛力并存。對于風險,采用規(guī)定鉆井順序,有效進行規(guī)避,對于潛力,利用預留井槽應對。

針對儲量落實情況,將2-1519砂體控制儲量不落實為風險方案,1-1687砂體采用壓力數(shù)據(jù)回歸油水界面計算儲量為潛力方案(表3）。風險方案中控制區(qū)生產(chǎn)井改為水源井,原水源井取消,高峰年產(chǎn)減少1.4×104m3,生產(chǎn)12.5年累產(chǎn)減少6×104m3,潛力方案預測區(qū)布水平井3口1注2采,高峰年產(chǎn)增加7×104m3,生產(chǎn)12.5年增加產(chǎn)量40×104m3。

表3 渤中3-2油田方案動用儲量構(gòu)成Tab.3 Producing reserves of BZ3-2 Oilfield in development plan

2.5 環(huán)保節(jié)能策略

渤中3-2油田推薦開發(fā)方案中P8井設(shè)計為同井抽注井,該井作為水源兼評價井,生產(chǎn)初期為注水提供水源,生產(chǎn)后期作為污水回注井,將剩余污水進行回注,實現(xiàn)了生產(chǎn)污水零排放。除此之外,該井在鉆目的層館陶層位時,兼評價1-1687砂體預測儲量區(qū)油水界面。

此外,海上邊際油田伴生氣因氣量小、無就地用戶、無管輸系統(tǒng)等原因,利用率很低,很大一部分都被冷放空或燒掉,導致了資源浪費[6]。從節(jié)約資源、減少環(huán)境污染、提高邊際油田經(jīng)濟效益的角度出發(fā),平臺最終推薦采用熱電聯(lián)供電熱站,最大限度利用伴生氣,減少伴生天然氣的排放,減少了環(huán)境污染。

3 工程設(shè)施策略研究

優(yōu)選和簡化工程方案,是邊際油氣田開發(fā)十分重要的環(huán)節(jié)。在對國內(nèi)外各種海上采油設(shè)施進行調(diào)研的基礎(chǔ)上,針對渤中3-2油田實際情況,推薦采用“簡易井口平臺+可移動式采油平臺”、“蜜蜂式”采油設(shè)施方案[7]。

所謂“蜜蜂式”采油設(shè)施是對采用集生產(chǎn)、動力、儲油、外輸、生活為一體的小型移動式生產(chǎn)儲油裝置的一種形象稱呼。其特點是移動性能和重復利用性能,該設(shè)施造價較低,建造周期短,生產(chǎn)安全,可以有效地降低海上油氣田開發(fā)的風險,是渤海邊際小油氣田開發(fā)的理想選擇。

渤中3-2油田與渤海灣其他邊際小油氣田滾動開發(fā),若渤中3-2油田采用“簡易井口平臺+可移動式采油平臺”,后面油田可與其共用一套生產(chǎn)設(shè)施,大大縮短開發(fā)周期,實現(xiàn)“當年決策、當年打井、當年投產(chǎn)”。

4 結(jié)論

(1）渤中3-2油田主力砂體全部應用水平井采油,實現(xiàn)了高速開發(fā)?！懊鄯涫健辈捎凸こ淘O(shè)施方案做到了合理簡化、成本節(jié)約,提高了油田開發(fā)的經(jīng)濟效益。

(2）同井抽注方式的污水零排放設(shè)計,熱電聯(lián)供電熱站的應用做到了環(huán)保節(jié)能。

(3）新方法新技術(shù)新工藝的應用使得邊際小油氣田成功開發(fā)得以實現(xiàn)。渤中3-2油田的開發(fā)模式為渤海開發(fā)類似邊際小油氣田積累了實踐經(jīng)驗,開辟了新的思路。

[1]楊鼎源.海上邊際油氣田的開發(fā)模式[J].海洋石油,1999(1）:1-6.

[2]嚴世華.淺談海上邊際油氣田的開發(fā)[J].中國海洋平臺,2007,22(6）:7-10.

[3]鄭洪印.中國近海油氣田高效開發(fā)的途徑[J].石油天然氣學報,2005,27(5）:784-786.

[4]程時清.復雜巖性多底水斷塊油藏合理開發(fā)方式研究[J].特種油氣藏,2007,14(3）:62-65.

[5]宋順瓊.采用先進技術(shù)確保海上油田高速有效開采[J].中國海上油氣,2002,16(3）:160-171.

[6]張理.海上邊際油田伴生氣的利用[J].中國造船.2007,48(B11）:222-226.

[7]Lovie P M.Developing samller offshore fields with FPSO[J].World Oil,July 1998:61-66.

Research on development plan for offshore marginal oilfields——taking BZ3-2 Oilfield as an example

Liu Xiaohong,Cui Dayong,Liu Hongjie,Huang Kai,Liu Ruiguo
(Tianjin Branch of CNOOC Ltd.,Tianjin300452）

BZ3-2 Oilfield is located in the middle of Bohai Bay,which is far away from the developed oilfield,and its reserves are small,so its capability to withstand risks is weak.Based on improving the degree of producing reserves,using reservoir engineering and numerical simulation techniques,detailed study on development model,development layers,well pattern,well type,well location and well spacing had been conducted,appropriate development plan for developing marginal oilfields with high efficiency was made by improving single well’s early productivity.In order to avoid development risks and exploit potential of the oilfields,fine study on risks and potential had been carried out and corresponding countermeasures had been made in the plan,which made it more operable.Simplifying the engineering facilities and using simple wellhead platform and mobile production platform or bee-type platform had improved the effect of oilfield development,which had accumulated a lot of experiences and worked out a new way for developing medsmall marginal oilfields in Bohai Bay in a large scale.

marginal oilfields;high-speed development;numerical simulation techniques;bee-type producing facilities

TE349

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2010.01.067

1008-2336(2010）01-0067-05

2009-11-27;改回日期:2009-12-18

劉小鴻(1975—）,女,中級職稱,1999年畢業(yè)于中國地質(zhì)大學(武漢）油藏工程專業(yè),現(xiàn)從事油藏工程專業(yè)研究。E-mail:liuxh2@cnooc.com.cn。