束青林，張本華，高喜龍，張偉豐，王志偉，劉衍聰，張在振

（1.中國石化勝利油田分公司油氣開發(fā)管理中心，山東東營 257000；2.中國石化勝利油田分公司海洋采油廠，山東東營 257237；3.中國石化勝利油田分公司油氣銷售中心，山東東營 257000；4.中國石油大學勝利學院，山東東營 257061）

渤海灣區(qū)域海岸線長達1 152 km，分布著遼河、冀東、大港、勝利等多個油田，預測區(qū)域遠景石油資源量達30×108～40×108t。遼河、冀東及大港油田極淺海水深通常為0～10 m，均采用人工島的開發(fā)方式。渤海油田采用平臺采油開發(fā)模式，且在“十二五”期間實施了中高含水期大規(guī)模加密調(diào)整［1-2］。勝利油區(qū)埕島油田跨越陸地、灘涂、極淺海及淺海區(qū)域，自1988 年發(fā)現(xiàn)以來，已累積探明石油地質(zhì)儲量超過4×108t；采用平臺采油與陸地集輸處理相結(jié)合的特殊開發(fā)模式，于1993年開始投入開發(fā)并建成了中國第1 個百萬噸級極淺海油田［3］，2000 年產(chǎn)油量達217×104t。埕島油田作為“九五”期間采用18～30 個小層合采、400～500 m 井網(wǎng)少井高產(chǎn)、簡易平臺采油及半海半陸油氣集輸處理相結(jié)合建成的200萬噸級極淺海大油田，進入“十五”中高含水開發(fā)期后表現(xiàn)出層間矛盾凸顯、海工配套不能滿足油田持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)上產(chǎn)要求等問題，產(chǎn)量在3 a間減幅率達到了7.37%，生產(chǎn)形勢極為嚴峻，急需開展海上開發(fā)調(diào)整。埕島油田儲量規(guī)模大、地面環(huán)境及開發(fā)方式特殊，其油藏地質(zhì)、鉆采工藝、集輸系統(tǒng)及海工方面技術(shù)配套尚屬空白，且中外海上油田尚無大規(guī)模調(diào)整先例。目前存在的主要問題有：①油藏描述精度有待提升。早期地震資料品質(zhì)差，僅根據(jù)地震反射特征對主力砂體展布進行了追蹤描述，超過1/3 的薄層儲量未落實。后期雙檢資料品質(zhì)有了大幅改善，但陸上密集井網(wǎng)條件下的主流儲層預測手段仍難以滿足海上大井距條件下的儲層精細描述要求。②復雜水淹區(qū)剩余油定量預測難度大。對研究區(qū)館上段18～30 個小層合采開發(fā)方式下形成的復雜水淹剩余油分布規(guī)律缺乏系統(tǒng)研究。③對于鉆完井工藝及注采工藝不適應問題，未形成有效的配套支撐。④大規(guī)模調(diào)整后，半海半陸集輸系統(tǒng)需進行整體改進提升，以解決油氣水處理能力不足、集輸管網(wǎng)擴容難、平臺設計剩余壽命期短等工程難題。

以上問題的解決是保障海上層系細分井網(wǎng)加密大規(guī)模調(diào)整成功實施、實現(xiàn)埕島油田持續(xù)上產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)的關(guān)鍵［4］?！笆晃濉币詠?，針對暴露出的瓶頸性問題，創(chuàng)新攻關(guān)形成了配套關(guān)鍵技術(shù)，統(tǒng)籌優(yōu)化了調(diào)整方案整體布局，實現(xiàn)了中國極淺海油田首次規(guī)模整體調(diào)整，成功扭轉(zhuǎn)了產(chǎn)量下滑態(tài)勢并保持持續(xù)上產(chǎn)。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

埕島油田位于山東省東營市東北部、渤海灣南部的淺海海域，水深為2～20 m，南距海岸線為11.7 km，區(qū)域構(gòu)造上位于渤海灣盆地埕寧隆起帶埕北低凸起的東南端，濟陽坳陷與渤中坳陷的交匯處［5-6］。埕北低凸起呈NW 向展布，四周被生油凹陷環(huán)繞，為在前新生界基底背景之上發(fā)育的大型潛山披覆構(gòu)造帶。其自下而上發(fā)育太古界、古生界、中生界、古近系、新近系及第四系平原組［7］。受多期構(gòu)造運動影響，發(fā)育多個區(qū)域性角度不整合，形成了現(xiàn)今的復雜地層格架［8］。油源分析及綜合研究結(jié)果表明［9］，來自周邊凹陷烴源巖層的油氣運移至此，形成了多套含油層系、多種油藏類型的復式油氣聚集［10］。主力含油層系為新近系館上段，油藏埋深為1 200～1 700 m，儲層為典型的曲流河沉積［11］，成巖作用弱，平均孔隙度為33.8%，滲透率為500～2 000 mD，單砂體厚度為2～17 m。據(jù)高壓物性分析資料表明，地層原油密度平均為0.896 9 g/cm3，地層原油黏度平均為64.8 mPa·s。受構(gòu)造及巖性雙重控制，披覆構(gòu)造高部位以構(gòu)造油藏為主，披覆構(gòu)造腰部發(fā)育巖性-構(gòu)造油藏，翼部則主要為構(gòu)造-巖性或巖性油藏［12］。

2 高速高效開發(fā)調(diào)整關(guān)鍵技術(shù)

在中國石化集團公司及勝利油田分公司“加大海上做增量”戰(zhàn)略部署引領下，圍繞制約海上持續(xù)發(fā)展的關(guān)鍵難題，堅持以問題、效益為導向，針對中國首例極淺海大油田的地震資料、地質(zhì)特征、鉆完井工藝、注水采油及舉升工藝、地面海工的特殊性，歷經(jīng)十多年技術(shù)攻關(guān)及推廣配套完善，創(chuàng)新了支撐極淺海油田中高含水期高速高效開發(fā)調(diào)整的6個方面12項關(guān)鍵技術(shù)（圖1）。結(jié)合行業(yè)發(fā)展趨勢及研究現(xiàn)狀，重點對具有創(chuàng)新意義的主導性關(guān)鍵技術(shù)進行簡要論述。

2.1 河流相薄儲層精細描述及超大規(guī)模精細地質(zhì)建模技術(shù)

2.1.1 河流相薄儲層精細描述技術(shù)

埕島油田館上段高彎度曲流河沉積可以劃分為7 個砂組32 個小層（圖2），其沉積速率高、相變快、期次多，連通疊置關(guān)系復雜［13］。受黃河入海口極淺海潮汐、淤泥、海水等復雜條件影響，海底鳴震、虛反射嚴重，地震采集及一致性處理難度大［14］。在這種復雜的儲層沉積結(jié)構(gòu)下，常規(guī)地震資料中僅有64%的砂體具有地震響應，基于井-震標定的常規(guī)儲層追蹤描述方法難以實現(xiàn)對厚度為2～5 m 的薄儲層進行描述。陸上油田密井網(wǎng)條件可以在一定程度上彌補地震資料分辨率不足的問題，而對于海上特殊的400～500 m 井網(wǎng)條件下的井間儲層精細描述，則更多的依賴于高分辨率地震資料。中海油研究總院應用高分辨率VSP 資料改善三維地震資料分辨率，從而解決稀井網(wǎng)條件下河流相薄儲層描述的難題。對比陸上油田及中海油渤海某油田，埕島油田的儲層沉積特征更為復雜，三維地震資料的主頻僅約為32 Hz，且缺少VSP 資料，需探索更加有效的儲層描述方法。針對以上問題，攻關(guān)形成了雙檢微分合并提高分辨率處理、分頻多屬性融合以及模型正演與分頻遺傳反演結(jié)合為主線的河流相薄儲層精細描述技術(shù)序列。

2.1.1.1 雙檢微分合并提高分辨率處理

由于研究區(qū)的海水深度為2～20 m，由WS 向EN 方向水深逐漸增加，且東北部鳴震現(xiàn)象更加嚴重。海底電纜雙檢（水檢和陸檢）地震勘探可以采用水檢與陸檢資料求得海底反射系數(shù)［14-15］，并根據(jù)反射系數(shù)構(gòu)建水檢與陸檢的最佳組合，從而達到壓制鳴震干擾的目的［16］。常規(guī)合并方式是在壓電檢波器和速度檢波器波場一致的假設前提下，基于能量匹配后直接合并［17］，對鳴震壓制效果并不理想（圖3a），且會在一定程度上造成有效波損害［18］。根據(jù)海底電纜水檢和陸檢的特性，通過先求取準確的海底反射系數(shù)，再選取合適的混波系數(shù)構(gòu)建混波公式求取地下反射系數(shù)，以實現(xiàn)水、陸檢混波計算壓制鳴震，進而采用最小平方預測反褶積來消除剩余鳴震，達到徹底壓制鳴震的效果。在此基礎上進一步開展疊前去噪、振幅補償、剩余靜校正、面元均化、疊前時間偏移等處理，獲得了研究區(qū)高精度的雙檢微分合并疊前時間偏移地震資料（圖3b）。

圖1 埕島油田高速高效開發(fā)調(diào)整關(guān)鍵技術(shù)系列Fig.1 Key technologies for high-spead and high-efficiency development adjustment of Chengdao Oilfield

圖2 埕島油田館上段近EW向油藏剖面Fig.2 Cross-section of upper Guantao Formation in Chengdao Oilfield near E-W direction

圖3 埕島油田雙檢微分合并提高分辨率處理前后地震剖面對比Fig.3 Contrast of seismic cross-sections before and after increasing resolution with double detector technique on Chengdao Oilfield

2.1.1.2 分頻多屬性融合及模型正演與分頻遺傳反演結(jié)合

針對雙檢微分合并提高分辨率處理后的地震資料主頻相對較低、分辨率不足的問題，應用基于角度數(shù)據(jù)能量均衡化的保幅拓頻處理方法［19-20］，提高疊后地震數(shù)據(jù)的整體分辨率，有效頻帶拓寬為25 Hz，對砂體邊界的刻畫更為準確，同時縱向分辨精度達到10 m，但稀井網(wǎng)條件下的測井約束反演精度仍不能滿足儲層預測要求。針對河流相儲層沉積特征，以曲流河儲層定量構(gòu)型模式為指導，探索基于地質(zhì)層控、地震相控，應用連續(xù)小波變換數(shù)學算法進行地震資料頻譜分解，借助智能學習技術(shù)強化井-震結(jié)合的算法，研究應用分頻多屬性融合及分頻遺傳反演技術(shù)［21-24］，實現(xiàn)稀井網(wǎng)條件下的曲流河儲層分級預測及薄儲層定量刻畫。

分頻多屬性融合識別復合曲流帶 研究區(qū)砂體厚度差異大，平均約為4 m，最大厚度約為20 m，砂體厚度遠大于地震數(shù)據(jù)的調(diào)諧厚度。在利用正演模型分析各分頻地震數(shù)據(jù)調(diào)諧厚度的基礎上，以20和40，25和50，30和60 Hz的“倍頻”重構(gòu)原則，融合重構(gòu)得到不同的地震數(shù)據(jù)體。對比結(jié)果顯示，原始地震數(shù)據(jù)體部分鉆井的砂體厚度與振幅屬性響應無明顯關(guān)系或存在矛盾，而重構(gòu)地震數(shù)據(jù)體的地震屬性與鉆井砂體厚度之間的相關(guān)性具有極大改善，其中25 和50 Hz 重構(gòu)地震數(shù)據(jù)體的均方根振幅與砂體厚度的相關(guān)系數(shù)達0.793，且振幅屬性高值區(qū)的連續(xù)性更好，更客觀地刻畫出砂體的分布。根據(jù)分頻地震屬性，結(jié)合已鉆井的沉積相解釋結(jié)果，在沉積模式指導下，整體預測研究區(qū)館上段主力小層復合曲流帶分布，結(jié)果表明砂體邊界刻畫準確，對5 m以上砂體預測的平均相對誤差僅為4%（圖4）。

圖4 埕島油田分頻多屬性融合識別復合曲流帶Fig.4 Meandering river sediment distribution according to frequency division and multiple attribute fusion in Chengdao Oilfield

模型正演與分頻遺傳反演結(jié)合識別單一曲流帶 復合曲流帶是多個沉積微相的復合體，為進一步剖析復合曲流帶的儲層內(nèi)部構(gòu)型，探索應用分頻多屬性融合、模型正演與分頻遺傳反演結(jié)合的單一曲流帶識別方法。在分頻屬性初步識別單一曲流帶邊界規(guī)模的控制下，通過井-震結(jié)合并充分利用分頻屬性與分頻遺傳反演的河道邊界信息，利用橫切河道的分頻遺傳反演剖面進一步識別河道邊界，從而更加準確地識別單一曲流帶邊界。分析結(jié)果表明，分頻遺傳反演結(jié)果對識別厚度大于5.0 m 砂體的平均相對誤差小于2%，厚度為2.0～5.0 m 砂體的平均相對誤差為5%，厚度小于2.0 m 砂體的平均相對誤差為7%，整體準確率較高。根據(jù)曲流河現(xiàn)代沉積模式及點砂壩與廢棄河道的沉積序列，結(jié)合鉆井資料，利用經(jīng)驗公式估算出點壩的跨度，為點壩的識別起到規(guī)?？刂谱饔?。然后，應用模型正演和分頻遺傳反演剖面識別廢棄河道發(fā)育位置，結(jié)合地震屬性及砂體厚度分布特征，完成研究區(qū)廢棄河道及點壩的識別，描述結(jié)果與點壩沉積模式及定量儲層構(gòu)型模式相符，有效指導了研究區(qū)剩余油分布研究及開發(fā)策略優(yōu)化（圖5）。

圖5 埕島油田館上段36砂組復合曲流帶展布及儲層構(gòu)型刻畫Fig.5 Meandering river sediment distribution and reservoir structure characterization of Upper Ng36 Member in Chengdao Oilfield

2.1.2 超大規(guī)模精細地質(zhì)建模技術(shù)

基于河流相薄儲層精細描述，針對河道砂油藏地質(zhì)建模、剩余油分布預測、開發(fā)調(diào)整策略優(yōu)化等難題，開展埕島油田超大規(guī)模建模、數(shù)模一體化技術(shù)攻關(guān)。通過應用斜井空間歸位、網(wǎng)格合理劃分、相控儲層建模、多方向變差函數(shù)分析及分區(qū)帶飽和度模型建立等方法［25］，解決了純油區(qū)、油水過渡帶、水區(qū)之間飽和度模型界定的難題，建成了中國首例、1 800 萬節(jié)點、96 km2、覆蓋3.0×108t 探明儲量的具有自主知識產(chǎn)權(quán)的超大規(guī)模三維地質(zhì)模型（圖6）。在精細地質(zhì)模型的基礎上，開展數(shù)值模擬技術(shù)應用，分階段進行精細開發(fā)歷史擬合，落實單砂體油水分布及不同開發(fā)階段剩余油分布［26］，為整體開發(fā)調(diào)整及統(tǒng)籌布局落實了資源基礎。

圖6 埕島油田分區(qū)帶模擬法多層疊合飽和度模型Fig.6 Congruent saturation model of Chengdao Oilfield according to subdivided zone simulation

應用超大規(guī)模精細地質(zhì)建模及數(shù)模一體化技術(shù)成果，為埕島油田9個開發(fā)單元的剩余油分布、層系井網(wǎng)調(diào)整部署及方案優(yōu)化決策對比提供了依據(jù)。細分加密后由1 套層系開發(fā)細分為2～4 套，單個開發(fā)單元油層數(shù)從18～30 個簡化為4～8 個，油層有效厚度從30.7 m 減少為14.2 m，注采井距由450 m縮小至300 m，水驅(qū)儲量控制程度由68.5%提高至96.3%，注采對應率由71.7%提高至90.2%。結(jié)合平面水淹特征，新油井均部署于滯油區(qū)及分流線上，投產(chǎn)初期含水率平均比周圍老油井低35%，產(chǎn)油量高15 t/d，平均單井增加石油可采儲量7.1×104t。

2.2 密槽口大斜度叢式井鉆完井及復雜壓降剖面油層保護工藝

密槽口大斜度叢式井組的整體加密調(diào)整給鉆井設計和作業(yè)帶來諸多技術(shù)挑戰(zhàn)［27］。受海上鉆井空間限制，鉆井施工井槽密集（1.6 m×1.8 m）、輻射范圍大（縱向1 500 m×橫向3 000 m）、淺層造斜點淺（90～150 m）、磁干擾強，在原有密集井網(wǎng)內(nèi)再實施加密井，三維繞障、套管下入及固井均存在較大難度。針對以上鉆井施工難點，從三維繞障防碰、油層保護及固完井質(zhì)量3 個方面，配套集成了海上特色密槽口大斜度叢式井鉆完井配套工藝。

2.2.1 密槽口大斜度叢式井鉆完井工藝

密槽口大斜度叢式井的鉆井施工關(guān)鍵是做好鉆井軌跡優(yōu)化以及與老井的防碰控制。在建立地下復雜鉆井軌跡三維模型的基礎上，以最優(yōu)化進尺、最安全距離、最小施工難度為目的，根據(jù)井組整體加密鉆井靶點進行空間軌跡初步模擬，再通過開展井組井軌跡最近距離掃描、分離系數(shù)掃描的雙重控制，對鉆井模擬軌跡進行風險點優(yōu)化，進而保障超小間距超密集叢式井組直井段和斜井段的安全實施［28］。應用該技術(shù)有效保障了高密度叢式井組的安全施工，研究區(qū)M 叢式井組36口井實現(xiàn)了空間距離在10 m 以內(nèi)的小間距防碰繞障，順利鉆達油氣儲層，實現(xiàn)了地質(zhì)設計目的。

通過配套完善三維繞障防碰技術(shù)、大尺寸超淺層定向及以機械式全通徑漂浮接箍系列工具為支撐的大位移井鉆井、固完井技術(shù)，實現(xiàn)了海上高密度大斜度叢式井的高質(zhì)高效實施，加密調(diào)整井鉆井防碰成功率、固井質(zhì)量合格率均保持在100%。

2.2.2 復雜壓降剖面油層保護工藝

埕島油田館陶組儲層疏松，黏土礦物中高嶺石含量達79.2%，其次為伊/蒙混層，含量為11.5%。中高含水期油層虧空嚴重，各油層壓力不均衡，最大壓差達9 MPa，平均壓降為5 MPa，這種復雜壓降剖面導致高壓層易發(fā)生井噴，低壓層泥漿漏失嚴重，常規(guī)鉆井液會導致儲層傷害嚴重，加密調(diào)整鉆井施工及油層保護難度大。通過應用抗壓穩(wěn)定劑實現(xiàn)復雜壓降剖面油層的理想暫堵充填，形成無黏土鉆井液體系，在鉆開油氣層后快速形成優(yōu)質(zhì)泥餅，提高鉆井液的地層封堵（地層承壓強度≥7.0 MPa、濾失量降低率≥20%）和儲層保護能力（滲透率恢復率在90%以上），改善了多層復雜壓降剖面油層的保護效果。

抗壓穩(wěn)定劑是一種主要利用獨特界面化學封閉作用機理，實現(xiàn)集多種優(yōu)良性能于一體的鉆井液前沿性新技術(shù)。該技術(shù)通過利用特殊聚合物處理劑，實現(xiàn)自適應封堵巖石表面較大范圍的孔喉，在井壁巖石表面形成致密抗壓封堵薄層，有效封堵滲透性地層和微裂縫泥頁巖地層。將改性的惰性、活性材料和膠束聚合物按照4∶5∶1的比例進行有機復合，再經(jīng)過特殊工藝處理，研制成適用于埕島油田館陶組疏松砂巖鉆井的抗壓穩(wěn)定劑。通過對抗壓穩(wěn)定劑粒度分布進行方案配方分析（圖7），優(yōu)化后的粒度分布曲線與油?；€最為接近，說明暫堵劑粒度分布與儲層孔喉尺寸分布十分接近，理論上具有最佳封堵效果，實現(xiàn)了暫堵劑的理想充填。對比無暫堵劑、單一暫堵劑及理想充填3 種鉆井液配方污染后的巖樣滲透率恢復率可以看出，理想充填的巖樣滲透率恢復率達84.6%，而單一暫堵劑僅為73.4%，油層保護效果得到顯著提升。承壓實驗分析結(jié)果表明，該穩(wěn)定劑可以在井壁外圍形成保護層，使鉆井液與地層完全隔離，最大承壓達14.1 MPa，具有良好的井壁抗壓穩(wěn)定性能，從而解決了多套油層壓力不均衡給鉆井施工及油層保護帶來的技術(shù)難題。

圖7 埕島油田館陶組基于抗壓穩(wěn)定劑的理想充填鉆井液優(yōu)化Fig.7 Optimization of ideal drilling fluid based on pressure stabilizer for Guantao Formation of Chengdao Oilfield

2.3 大斜度長井段細分長效注水及測調(diào)一體化工藝

因作業(yè)成本低廉，陸地采油廠的注水井普遍采用化學防砂、懸掛式注水管柱，且管柱蠕動嚴重，封隔器壽命短，防砂有效期平均為2～3 a；采油井利用礫石充填為主導的防砂技術(shù)，有效期平均為2.5 a。海上井斜大、井段長、層段多，細分注水及均衡防砂難度大，作業(yè)費用是陸上的幾十倍。針對注水井研發(fā)了由機械掛濾防砂、錨定懸掛、平衡式防蠕動注水管柱組成的配套工藝，該配套工藝抗蠕動性能好，有效期長達5～8 a，并研發(fā)配套了測調(diào)一體化工藝，實現(xiàn)了高效定量配注（圖8）。針對采油井研發(fā)了分層高密實充填高導流防砂、寬流道電泵舉升等主導工藝技術(shù)，防砂有效期由3.5 a 提升至5 a 以上，實現(xiàn)6 MPa 生產(chǎn)壓差提液不出砂，大幅減少修井工作量，實現(xiàn)了高效、長效注水及舉升。

圖8 細分注水及測調(diào)一體化管柱示意Fig.8 Schematic of integrated string for zonal water injection，measurement and adjustment

2.3.1 大斜度長井段細分長效注水工藝

目前在中外細分注水工藝的應用已較為成熟。國外油田已由開發(fā)初期的定壓注水向定量注水轉(zhuǎn)化，中國自21世紀開始研發(fā)橋式偏心分層注水和高效測調(diào)聯(lián)動分層注水配套技術(shù)。受地面條件及注水工藝限制，中海油海上油田、埕島EDC 合作區(qū)及調(diào)整前的埕島油田均采用籠統(tǒng)注水方式。埕島油田館上段油層多、油層間跨度大（50～500 m）、儲層非均質(zhì)性強，進入中高含水期后，籠統(tǒng)注水開發(fā)的弊端逐步顯現(xiàn)，水驅(qū)動用儲量小、水淹狀況復雜，采油速度較低，精細分注是改善油藏整體開發(fā)效果的有效手段。針對埕島油田油藏儲層成巖作用弱、注水管柱斜度大、油層跨度大、分層多等難題，發(fā)展了防砂、分層注水一體化注水技術(shù)，研究應用了大斜度長井段細分長效注水工藝。

分層防砂管柱采用大通徑、懸掛、錨定、平衡式結(jié)構(gòu)設計，方便注水管柱配套的同時，滿足海上多油層分注長效防砂需求。通過在原注水管柱底部增加平衡封隔器，使管柱整體受力平衡，7 in 套管內(nèi)10 MPa 注水壓力下，正注反洗狀態(tài)管柱由于活塞效應造成的蠕動量減小為接近0，解決了海上注水井防砂管柱錨定不牢的問題，大幅延長管柱有效期。

多級細分注水管柱的關(guān)鍵是能夠滿足易解封、防蠕動的長效封隔器。常規(guī)水力壓縮式封隔器要整體解封，3—5級細分封隔器解封力分別要超過24和40 t，作業(yè)解封難度大，且存在易蠕動、密封性差的問題。通過研究液缸式密閉防蠕動長效封隔器，采用雙膠筒結(jié)構(gòu)，使用軟錨定對管柱進行錨定，增加錨定膠筒提高封隔器防蠕動能力與密封可靠性，防止管柱檢修時的遇卡問題，具有停注不解封，防止停注層竄的特點，實現(xiàn)了一次泄壓所有封隔器同時解封，封隔器驗封合格率由71%上升至90.2%。

2.3.2 測調(diào)一體化工藝

水井測調(diào)目的是通過測試注水井的注水狀況，進行層段注水量調(diào)節(jié)，實現(xiàn)準確的定量調(diào)配。陸上注水井的測調(diào)及驗封工作存在工藝繁瑣、工作量大、成功率低、占用時間長、成本高等一系列問題，且分層注水層段合格率平均不足60%。為實現(xiàn)海上“分得細、測得快、調(diào)得準”的精細注水目標，攻關(guān)研制了測調(diào)一體化工藝管柱及相關(guān)配套工具，形成由同通徑空心可調(diào)配水器、一體化測調(diào)儀及一體化驗封器組成的一套完善的注水井測調(diào)一體化工藝。

截至2019年注水井測調(diào)一體化工藝已應用225井次，最大井斜為73°，最多為7層段，測調(diào)成功率達98.1%，平均單井測調(diào)時間由3 d 縮短至8 h，層段合格率由56.3%提高至86.7%。水井細分率由30.3%提高至73.6%，水驅(qū)動用程度由63.0% 提高至91.2%，取得了良好的應用效果。

2.4 大斜度長井段分層高導流防砂工藝

開展低壓儲層傷害機理研究，集成深部解堵、長效穩(wěn)砂、高密實充填、高滲透篩管等4項工藝為核心的大斜度長井段分層高導流防砂工藝，建立了地層到井筒的高滲流通道。

2.4.1 氮氣泡沫負壓返排深部解堵工藝

針對埕島油田研發(fā)了油水井自推進式氮氣泡沫負壓返排免投撈裝置，將氮氣泡沫注入近井地層后迅速放噴產(chǎn)生強攜帶能力排出地層堵塞物，以達到解除近井地帶污染的效果。液氮釋放后靠負壓將裝置舉升至井口捕撈器，二次灌裝液氮后重復使用，具有見液面后自推進、免打撈施工、反復使用、成本低廉的特點。該裝置可在5～8 MPa 大負壓下多次快速返排解堵，解堵半徑由2 m 提高至3.5 m，油井表皮系數(shù)由11.2降至2.2。

2.4.2 長效穩(wěn)砂工藝

研發(fā)了高分子支鏈狀陽離子聚合物靜電網(wǎng)絡抑砂劑。該抑砂劑通過分子間力和氫鍵力等作用，吸附于砂粒之間的礦物表面，提高油層砂粒橋接作用，抑制和阻撓砂粒運移，從而起到穩(wěn)砂、抑砂作用。

2.4.3 高密實充填工藝

采用全井高速水充填提高炮眼和環(huán)空的充填質(zhì)量，減少微粒運移堵塞炮眼和篩套環(huán)空。優(yōu)化高速水充填防砂集成管柱，將單信號篩管改為雙信號篩管，油層之間安裝盲管改為安裝防砂管，防砂管底部設計沉砂橋塞，確保油套環(huán)空充填密實。優(yōu)化充填防砂泵注程序，通過提高沖管外徑與篩管內(nèi)徑的比值、控制套管返出液量、階梯排量擠壓測試、多段塞式泵入等方式，有效降低形成“砂橋”幾率，提高高速水充填防砂效果。

2.4.4 高滲透篩管工藝

研發(fā)了精密高滲透篩管濾砂管。其結(jié)構(gòu)從內(nèi)到外由基管、復合防砂過濾套、不銹鋼外保護套等組成，具有擋砂孔隙加工精度高、過流面積大、防堵塞能力強、抗彎曲、抗拉能力強的特點。

2.5 短流程高效油氣水處理技術(shù)

埕島油田采用半海半陸的油氣集輸開發(fā)模式，早期平臺產(chǎn)出液經(jīng)中心平臺預分水后，輸送至陸地聯(lián)合站進行集中脫水處理，中心平臺分離出來的部分污水就地處理達標后回注地層。海上水處理存在的主要難點有：①原油含蠟、膠質(zhì)含量高（30%）、油水密度差?。?30 g/cm3）、黏度高（20 ℃條件下為500 mPa·s），油水乳化嚴重，分離難度大，常規(guī)的旋流-氣浮的污水處理工藝不能滿足油藏注水水質(zhì)指標要求（注入水含油量≤15 mg/L，懸浮物含量≤5 mg/L，粒徑中值≤3 μm）。②海上平臺空間受限，傳統(tǒng)的陸地大罐沉降脫水及水處理工藝流程過長，單體設備體積較大，不適用于中心平臺。③高含水期中心平臺分水能力小，高含水原油只能采用外輸上岸處理后回調(diào)海上中心平臺回注的方式，大量污水的循環(huán)調(diào)用增加了系統(tǒng)能耗。隨著埕島油田的產(chǎn)能擴建，海上日采出液量由1.6×104m3增至5×104m3，將超過聯(lián)合站3.4×104m3的污水日處理設計上限。針對水處理能力嚴重不足，制約海上可持續(xù)發(fā)展的瓶頸問題，從油氣水高效分離、水質(zhì)改善、系統(tǒng)能耗降低及處理能力提升等關(guān)鍵環(huán)節(jié)，攻關(guān)形成了海上短流程高效油氣水處理技術(shù)。該技術(shù)將高效破乳劑與高效分離設備有效結(jié)合，采用三相分離器，進行高效油氣預分離、高效水洗油水分離及填料聚結(jié)強化油水分離3個步驟實現(xiàn)油氣水的高效分離（圖9）。

2.5.1 高效油氣預分離

三相分離器入口采用外置式旋流入口結(jié)構(gòu)，使大部分伴生氣由于離心作用而脫除，降低分離器內(nèi)部的氣相負荷。提高溢油堰板高度，采用兩腔結(jié)構(gòu)，使三相分離器油水相所占的體積上升至93%，設備容積利用率提高至83.8%，液相的相對停留時間延長，為油水聚結(jié)、沉降分離擴大了空間，提升了設備的處理能力，且避免了油氣擾動產(chǎn)生泡沫，消弱段塞流的影響。

2.5.2 高效水洗油水分離

經(jīng)高效油氣預分離后，三相分離器的油水混合液入口采用前置分布管形式，增加布液面積，穩(wěn)定細化液流。分布管布置在容器前端下部的水層中，利用含破乳劑的活性水進行“水洗”原油，消除段塞流進入分離器后造成的液面波動，大幅降低平臺振動和段塞流對分離效果的影響，提高了油水的分離效率。

2.5.3 填料聚結(jié)強化油水分離

針對經(jīng)油氣預分離、油水分離后混合液含砂量大的特點，采用防砂蛇形斜板“V”字結(jié)構(gòu)，通過合理控制斜板角度、間距及波形，以達到防止砂堵、提高剪切破乳效率的作用。針對油水分離難度大的特點，在三相分離器內(nèi)設置3組高效分離填料，大幅提高聚結(jié)、分離效果，同時快速穩(wěn)定流場和均布液流。

處理后出口水中含原油質(zhì)量濃度由原來的1 500 mg/L 降低至500 mg/L 左右，提高了一級分離器的出水水質(zhì)，海上就地分水量由0.89×104m3提升至2.8×104m3，分水量提高70%，處理流程較陸上大罐沉降及水處理縮短了三分之二，解決了平臺污水外輸15 km上岸處理的長流程能耗問題，中心平臺外輸干壓平均下降0.5 MPa，解決了海上水處理的難題。

2.6 平臺結(jié)構(gòu)檢測評估及加固延壽技術(shù)

海上固定平臺超齡服役問題大量存在［29-30］。國外學者應用剩余極限強度評估法、非線性有限元法計算海洋環(huán)境下平臺壽命，并應用于北海和墨西哥灣油田［31］。中國高校及油公司自20 世紀90 年代初開展了平臺結(jié)構(gòu)檢測、壽命預測及維修等攻關(guān)研究，目前已形成一套較為完整的技術(shù)體系。勝利極淺海工程地質(zhì)和環(huán)境條件復雜，采油平臺設計壽命僅為15 a，至2015 年50%以上的平臺到達設計壽命，平臺壽命期短成為了制約采收率提升的關(guān)鍵。針對大量海洋平臺超期服役帶來的安全風險增大、期末采出程度低等問題，圍繞海工設施延壽開展了結(jié)構(gòu)檢測、安全評定、維修改造、海底管線監(jiān)測防護及平臺海冰災情預警等安全保障技術(shù)研究，構(gòu)建了極淺海環(huán)境平臺結(jié)構(gòu)檢測及延壽服役的技術(shù)體系，已完成海上40座平臺的維修加固，從根本上解決了平臺壽命對油藏開發(fā)的制約問題。

圖9 埕島油田中心平臺短流程高效油氣水處理技術(shù)Fig.9 High-efficiency oil-gas-water treatment process for the central platform in Chengdao Oilfield

2.6.1 平臺結(jié)構(gòu)檢測評估

對于淺海導管架平臺而言，平臺結(jié)構(gòu)的強度主要取決于平臺構(gòu)件（空心鋼管和焊接管節(jié)點）結(jié)構(gòu)的強度，其中海洋平臺的失效主要是由于平臺管節(jié)點失效導致的。平臺管節(jié)點在發(fā)生疲勞破壞時，裂紋一般是沿著焊縫處產(chǎn)生和擴展。通過建立海洋平臺管節(jié)點焊縫結(jié)構(gòu)裂紋的高精度參數(shù)化模型，基于該模型建立有限元分析，精確評估管節(jié)點焊縫周圍的應力值，進一步結(jié)合實驗測試分析海洋平臺結(jié)構(gòu)在靜力失效、高溫失效和沖擊失效的失效機理和失效模式，進而建立平臺結(jié)構(gòu)疲勞與斷裂評估方法。

研究結(jié)果表明，海洋平臺管節(jié)點結(jié)構(gòu)在溫度升高至臨界溫度后會被迅速破壞，節(jié)點的失效主要表現(xiàn)為主管的塑性破壞。平臺管節(jié)點結(jié)構(gòu)在沖擊荷載作用下具有較好的塑性變形能力，破壞形式主要表現(xiàn)為主管壁上的塑性鉸線破壞。同時平臺焊接管節(jié)點在沖擊載荷作用下所承受的最大沖擊載荷明顯高于靜載荷作用下所能承受的極限載荷值。最后，通過開發(fā)有限元網(wǎng)格自動建模軟件，在考慮焊縫形狀和尺寸對熱點應力大小影響的同時，預估疲勞裂紋萌生位置和擴展速度，從而實現(xiàn)平臺剩余壽命的定量預測。

利用這種產(chǎn)生的裂紋焊接管節(jié)點網(wǎng)格，結(jié)合J積分和裂紋尖端位移外推插值法，可計算得到管節(jié)點的應力強度因子值（SIF）。為了驗證有限元模型分析結(jié)果的精確性，首先利用節(jié)點疲勞實驗結(jié)果得到的SIF 值，驗證有限元計算模型計算SIF 的可靠性。對比發(fā)現(xiàn)，研究提出的帶裂紋管節(jié)點的有限元計算模型可較為精確地模擬計算裂紋最深點的SIF值。分析結(jié)果均表明，疲勞裂紋擴展過程中裂紋最深點的SIF 值持續(xù)增加，說明裂紋越來越趨向脆性斷裂。根據(jù)斷裂力學理論，當SIF 值超過材料斷裂韌度時，節(jié)點將發(fā)生脆性斷裂破壞。

2.6.2 平臺加固延壽技術(shù)

從影響平臺服役狀態(tài)的工程因素、結(jié)構(gòu)因素、荷載因素和風險因素共4 個維度進行分析和調(diào)整，構(gòu)建層階結(jié)構(gòu)，引入凹陷因子、裂紋因子、腐蝕因子以及冰荷載因子對影響因素進行合理量化，建立海洋石油平臺延壽決策評分準則；采用邏輯運算計算綜合評分，并基于延壽決策參考表確定平臺延壽基準期，建立了平臺延壽決策模型（圖10）。結(jié)果表明，該模型可以更精細地描述平臺的動態(tài)經(jīng)濟壽命，其決策的主要過程是基于對平臺服役狀態(tài)的評價，確定各影響因素權(quán)重，確立延壽評價準則，最終確定平臺延壽決策。

圖10 平臺延壽決策模型結(jié)構(gòu)流程Fig.10 Flow chart of decision model for platform life extension

2.6.2.1 平臺服役狀態(tài)評價

通過平臺現(xiàn)場勘查，結(jié)合平臺設計、歷年檢測以及工程改造等相關(guān)資料，經(jīng)專家組討論制定檢測計劃，重點開展關(guān)鍵結(jié)構(gòu)檢測，完成粗評價。進而依據(jù)相關(guān)規(guī)定以及平臺詳細檢測數(shù)據(jù)，完成包括從平臺結(jié)構(gòu)、工藝設施、安全控制三方面提出細化的評價結(jié)果。

2.6.2.2 確定影響因素權(quán)重

根據(jù)相應平臺環(huán)境制定影響因素集，確定平臺狀態(tài)分級的1級因素集、2級因素集等。結(jié)合平臺實際情況以及詳細評價結(jié)果及專家意見，獲得某一層次中影響因素的兩兩相對重要性，建立成對比較矩陣。統(tǒng)計各專家的成對比較矩陣后，采用三角模糊數(shù)來計算各專家綜合意見，進而根據(jù)專家意見建立模糊正倒值矩陣，并采用幾何平均模糊權(quán)重法計算模糊成對比較矩陣中各因素的模糊權(quán)重。

2.6.2.3 確立延壽評價準則

對于服役年限、疲勞裂紋、基礎沖刷等可量化影響因素，評分準則通過數(shù)理統(tǒng)計、數(shù)值計算等方法直接給出量化值；對于難以量化的影響因素（如施工改造、材料劣化、意外損傷等），評分準則通過模糊語言、專家打分等方法來確定。最后，根據(jù)確定的平臺延壽決策因素評分準則，在求出各評估因素的模糊權(quán)重后，采用迭代邏輯運算求出平臺延壽決策綜合總評分。

2.6.2.4 確定平臺延壽決策

建立平臺延壽模型決策參考表，根據(jù)決策模型的評判得分，對平臺服役狀態(tài)進行分級，確定平臺延壽基準期限。由于平臺服役安全狀態(tài)包含太多不確定因素，延壽年限應該是一個動態(tài)的過程，考慮模型主要針對老齡平臺進行延壽，其決策最長延壽年限為15 a。

3 應用效果分析

為扭轉(zhuǎn)埕島油田產(chǎn)量持續(xù)下滑的態(tài)勢，針對極淺海特殊環(huán)境及半海半陸開發(fā)模式，從油藏描述、鉆完井工藝、注水采油工藝、油氣水處理及平臺檢測延壽等方面開展全面攻關(guān)提升。針對極淺海地震資料分辨率、信噪比低的問題，創(chuàng)新海陸過渡帶雙檢微分合并方法，發(fā)明壓制疊前大角度道集干涉的提頻方法，地震資料主頻提升13 Hz，頻帶拓寬25 Hz，分辨能力進一步提高，實現(xiàn)了針對曲流河沉積2 m 薄儲層的精細刻畫；應用智能學習及分頻融合處理技術(shù)，開展河流相儲層構(gòu)型分級描述，精細刻畫了復合曲流帶內(nèi)部砂體構(gòu)型，整體提升了復雜河流相精細油藏描述水平。針對河流相沉積相變快、油水關(guān)系復雜的特征，應用多方向變差函數(shù)相控建模及分區(qū)帶飽和度模擬方法，實現(xiàn)了3.0×108t 探明石油地質(zhì)儲量的超大規(guī)模精細地質(zhì)建模及數(shù)值模擬一體化并行運算，為整體調(diào)整及統(tǒng)籌布局落實了油氣資源基礎；開展密槽口大斜度叢式井鉆完井工藝配套攻關(guān)，形成高密度大斜度叢式井防碰、理想充填油層保護及大斜度井固完井技術(shù)，保障了鉆井的高效實施；攻關(guān)大斜度長井段注水及舉升關(guān)鍵工藝，研發(fā)了大斜度長井段細分長效注水及測調(diào)一體化工藝、油井大斜度長井段分層高導流防砂及長壽命高效舉升工藝，水井有效期為5～8 a，測試效率大幅提升，防砂有效期由3.5 a 提升至5 a 以上，實現(xiàn)6 MPa生產(chǎn)壓差提液不出砂，大幅減少修井工作量，實現(xiàn)了長效高效注水及舉升；攻關(guān)形成了短流程高效油氣水處理技術(shù)，將高效破乳劑與高效分離設備有效結(jié)合，提升海上就地分水量由0.89×104m3至2.8×104m3，實現(xiàn)平臺污水處理能力和水質(zhì)的雙提升，大幅降低系統(tǒng)能耗，打破了海上水處理的瓶頸；通過構(gòu)建海洋平臺結(jié)構(gòu)檢測、安全評定及維修加固技術(shù)體系，實現(xiàn)了極淺海復雜地表環(huán)境老平臺壽命期定量評價與延壽，充分解除了海工工程對油田開發(fā)的掣肘。

應用上述成果，開展以全方位整體提升為支撐的高效開發(fā)調(diào)整來打造產(chǎn)能增量，調(diào)整覆蓋儲量達2.0×108t，新鉆井396 口，新增產(chǎn)能300 余萬噸，采油速度由0.7%提高至1.6%，采收率由18.9%提高至39.8%，增加石油經(jīng)濟可采儲量4 100 余萬噸，成功扭轉(zhuǎn)埕島油田“十五”存量將下滑至年產(chǎn)能50×104t以下的被動態(tài)勢，實現(xiàn)了15 a 持續(xù)上產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)，2019年產(chǎn)油量達到336×104t（圖11）。埕島油田年產(chǎn)油量在勝利油田總產(chǎn)油量的占比由2007 年的8.3%提高至2019 年的14%，累積增產(chǎn)原油1 300 余萬噸，原油單位完全成本控制在27 美元/bbl 以下，為勝利油區(qū)產(chǎn)量硬穩(wěn)定做出了重要貢獻。

4 結(jié)論

圖11 勝利海上埕島油田年產(chǎn)油量變化Fig.11 Annual oil production variation of Chengdao offshore oilfield in Shengli

極淺海整裝油田的綜合開發(fā)調(diào)整是一項大型系統(tǒng)工程，需要多學科協(xié)同攻關(guān)，克服多項技術(shù)難題。依托中國石化、勝利油田科技項目，在油藏描述、鉆完井工藝、注采工藝、海工集輸及平臺維護等方面強化攻關(guān)研究，形成了成熟的極淺海大油田開發(fā)調(diào)整技術(shù)系列，主要取得了以下成果：①從提高疊前地震分辨率處理入手，基于相層雙控沉積微相智能識別約束，形成了河流相薄儲層精細描述方法，進一步提升了高彎度多期次曲流河沉積儲層的精細油藏描述，并借助超大規(guī)模精細地質(zhì)建模技術(shù)，實現(xiàn)了覆蓋3.0×108t 探明石油地質(zhì)儲量的復雜水淹區(qū)油藏的精細地質(zhì)建模。②針對海上大壓差復雜壓力剖面、高密度大斜度叢式開發(fā)井組在鉆完井、注水及舉升等方面的難題，攻關(guān)形成了密槽口大斜度叢式井鉆完井、復雜壓降剖面油層保護、大斜度長井段細分長效注水及測調(diào)一體化、大斜度長井段分層高導流防砂及長壽命高效舉升等工藝，實現(xiàn)了優(yōu)快鉆進、長效高效注水及舉升。③為實現(xiàn)高效海工、高效集輸處理、高油藏采出程度，配套研發(fā)了采修一體化平臺及短流程高效油氣水處理等工藝，構(gòu)建了灘淺海復雜環(huán)境平臺結(jié)構(gòu)檢測評估及加固延壽技術(shù)，實現(xiàn)了高效、安全、綠色的地面系統(tǒng)配套。

目前河流相薄儲層精細描述及超大規(guī)模精細建模技術(shù)已全面推廣應用于勝利油區(qū)東部灘海地區(qū)同類型油藏的油田生產(chǎn)中，為河流相油藏高效開發(fā)提供關(guān)鍵技術(shù)支撐，取得了良好的實施效果。海上獨具特色的鉆完井及注采工藝、管網(wǎng)優(yōu)化、短流程分水及海工延壽技術(shù)也成為中國首例極淺海油田開發(fā)系統(tǒng)配套案例，對中外同類型油田的開發(fā)調(diào)整具有重要的借鑒意義。